Brevet FR3148032A1 — publié le 20241025

Le procédé selon l’invention concerne un procédé de production d’oléfines et d’aromatiques à partir d’une charge de pétrole brut comprenant les étapes suivantes : a) une étape de distillation atmosphérique de la charge de pétrole brut ; b) une étape de distillation sous vide de la coupe résidu atmosphérique obtenue à l’étape a) ; c) une étape d’hydroconversion en lit bouillonnant d’au moins la coupe résidu sous vide obtenue à l’étape b) ; d) une étape d’hydrocraquage en lit fixe d’au moins une coupe diesel et/ou gazole sous vide ; e) une étape de vapocraquage d’au moins une coupe naphta et/ou naphta léger et/ou naphta lourd ; f) une étape de reformage catalytique d’au moins la coupe naphta lourd obtenue à l’étape d) ; g) une étape de transformation et/ou séparation des aromatiques d’au moins la coupe reformat obtenue à l’étape f) de reformage catalytique. Figure 1 à publier Procédé de production de bases pour la pétrochimie comprenant un hydrocraquage en lit bouillonnant, un hydrocraquage en lit fixe, un reformage catalytique et un vapocraquage La présente invention concerne un procédé de production d’oléfines et d’aromatiques à destination de l’industrie pétrochimique à partir d’une charge de pétrole brut. L’amélioration des motorisations et l’électrification progressive d’une partie des véhicules ont entrainé une évolution de la demande en produits pétroliers avec une tendance à réduire la croissance de la demande en carburants. A l’inverse, la croissance de la demande en bases pétrochimiques et notamment en oléfines est plus soutenue. L’éthylène et le propylène sont par exemple des oléfines très recherchées, car elles sont des intermédiaires essentiels pour de nombreux produits pétrochimiques tels que le polyéthylène ou encore le polypropylène. Il existe donc un intérêt à remodeler les sites de raffinage, de manière à produire au moins en partie des bases pétrochimiques, ou à concevoir de nouveaux schémas intégrés de raffinage-pétrochimie, ou encore à concevoir des sites où la majeure partie ou la totalité du brut est convertie en bases pétrochimiques. Le principal procédé permettant la conversion avec un fort rendement de fractions hydrocarbonées en oléfines est le vapocraquage. La production des oléfines recherchées s’accompagne de co-produits, notamment de composés aromatiques et d’huile de pyrolyse qui nécessitent des étapes de purification. De plus, la sélectivité en oléfines recherchées est fortement dépendante de la qualité des charges introduites dans l’étape de vapocraquage. Il y a donc un intérêt à identifier de nouveaux procédés permettant la production d’oléfines à partir de fractions lourdes hydrocarbonées de manière plus efficace, rentable et indépendante de la fraction hydrocarbonée lourde traitée, y compris les charges de mauvaise qualité pour le vapocraquage. Par ailleurs, le principal procédé permettant la production de composés aromatiques est le reformage catalytique, que l’on associe généralement à des étapes de séparation et de transformation complexes dans une section appelée « complexe aromatique ». Ce complexe aromatique produit des molécules aromatiques au grade commercial (généralement parmi benzene, toluène, ortho et para xylène), ainsi qu’un certain nombre de sous-produits, dont le raffinat qui peuvent être avantageusement utilisés comme charge au vapocraquage. Inversement, le vapocraquage produit une coupe riche en aromatiques qui peuvent être utilement valorisés dans le complexe aromatique. On a donc intérêt à exploiter la synergie du vapocraquage avec le complexe aromatique pour améliorer la rentabilité économique d’un complexe pétrochimique. Dans les procédés de traitement de fractions lourdes d'hydrocarbures, l’hydroconversion de résidu permet d’éliminer une partie des contaminants de la charge, notamment les métaux, le soufre et les asphaltènes. Il est également connu de réaliser des opérations de désasphaltage. Le désasphaltage permet de séparer une fraction asphalte riche en asphaltènes appelée « pitch » selon la terminologie anglo-saxonne d’une fraction huile désasphaltée, appelée DAO pour « DeAsphalted Oil » selon la terminologie anglo-saxonne, à teneur fortement réduite en asphaltènes, facilitant ainsi sa valorisation par craquage catalytique ou hydrocraquage. Les produits de conversion et plus particulièrement les coupes lourdes issues des procédés de conversion telles les huiles désasphaltées et les distillats sous vide sont difficilement traitables directement dans une étape de vapocraquage et de reformage catalytique. La présence de fortes teneurs en composés naphténiques, d’aromatiques lourds, et de poly-aromatiques conduit à une forte baisse des rendements en oléfines d’intérêt, à une hausse du rendement en huile de pyrolyse et à un cokage accru des tubes des fours de vapocraquage ce qui nuit à l’opérabilité. Il est donc nécessaire d’améliorer l’opérabilité de l’étape de vapocraquage afin de produire des oléfines avec de bon rendement. Le document US2019203130 divulgue un procédé de conversion d’une charge à forte teneur en souffre en lit bouillonnant pour obtenir un effluent « fuel oil » craqué, cet effluent est ensuite séparé en une fraction légère et une fraction lourde, la fraction légère est ensuite hydrocraquée pour obtenir une coupe naphta léger, que l’on peut envoyer au vapocraquage pour produire des oléfines, ainsi qu’une coupe naphta lourd qui peut être envoyée vers une étape de reformage catalytique pour la production d’aromatiques. Le document US2021079305 divulgue un procédé de traitement d’une charge de pétrole brut comprenant une étape de distillation atmosphérique pour obtenir au moins une coupe diesel et un résidu atmosphérique, une étape de distillation sous vide du résidu atmosphérique pour obtenir au moins une coupe diesel sous vide, les coupes diesel et diesel sous vide sont traitées séparément dans des unités d’hydrotraitement pour produire des coupes naphta qui sont ensuite envoyées dans différentes zones d’un vapocraqueur. Ce document ne divulgue pas une étape d’hydroconversion en lit bouillonnant du résidu sous vide ni d’étape de reformage catalytique pour la production d’aromatiques. La présente invention vise à se démarquer des procédés de production de bases pétrochimiques de l’art antérieur en fournissant un procédé permettant une conversion quasi-totale d’une charge de pétrole brut en bases pétrochimique incluant une étape de conversion profonde du résidu sous vide à l’aide d’une hydroconversion en lit bouillonnant, ainsi que dans un mode de réalisation des étapes d’hydrocraquages séparés de coupes de type distillats en fonction de leur provenance pour la production de naphta léger et/ou lourd à destination d’étapes de vapocraquage et de reformage catalytique pour respectivement produire des oléfines et des aromatiques. Le procédé selon l’invention concerne un procédé de production d’oléfines et d’aromatiques à partir d’une charge de pétrole brut comprenant les étapes suivantes : a) une étape de distillation atmosphérique de la charge de pétrole brut et obtention d’au moins une coupe naphta, une coupe diesel et une coupe résidu atmosphérique ; b) une étape de distillation sous vide de la coupe résidu atmosphérique obtenue à l’étape a) et obtention d’au moins une coupe gazole sous vide et d’une coupe résidu sous vide ; c) une étape d’hydroconversion en lit bouillonnant d’au moins la coupe résidu sous vide obtenue à l’étape b), opérée en présence d'hydrogène et d’au moins un catalyseur d’hydroconversion, à une température comprise entre 300 et 550°C, de préférence entre 400 et 460°C, sous une pression totale comprise entre 2 et 38 MPa, de préférence entre 10 et 25 MPa, à une vitesse spatiale horaire comprise entre 0,05 et 10 h -1 , de préférence 0,1 et 0,2 h -1 et à une pression partielle d’hydrogène comprise entre 5 et 30 MPa, de préférence entre 10 et 20 MPa, et obtention d’au moins une deuxième coupe naphta, une deuxième coupe diesel et/ou gazole sous vide ; d) une étape d’hydrocraquage en lit fixe d’au moins une coupe diesel et/ou gazole sous vide choisie parmi les coupes obtenues aux étapes a), b) et c) seules ou en mélange, opérée en présence d'hydrogène et d’au moins un catalyseur d’hydrocraquage, à une température comprise entre 250 et 480°C, de préférence entre 300 et 420 °C sous une pression comprise entre 2 et 25 MPa, à une vitesse spatiale horaire comprise entre 0,3 et 6 h -1 , de préférence entre 1 et 3 h -1 et à un rapport volumique hydrogène/hydrocarbure compris entre 100 et 2000 L/L, et obtention d’au moins une coupe naphta léger et/ou naphta lourd ; e) une étape de vapocraquage d’au moins une coupe naphta et/ou naphta léger et/ou naphta lourd choisie parmi les coupes obtenues aux étapes a), c) et d) seules ou en mélange, et obtention d’au moins une coupe oléfinique ; f) une étape de reformage catalytique d’au moins la coupe naphta lourd obtenue à l’étape d) et obtention d’au moins une coupe reformat ; g) une étape de transformation et/ou séparation des aromatiques d’au moins la coupe reformat obtenue à l’étape f) de reformage catalytique et obtention d’au moins une coupe aromatique. Le procédé selon la présente invention présente les avantages suivants : - la conversion en base pétrochimiques (oléfines et aromatiques) de la quasi-totalité du pétrole brut, avec un rendement supérieur à 75 % en poids, de préférence 80% en poids de bases pétrochimiques par rapport au poids de la charge de pétrole brut. - une flexibilité du procédé permettant de traiter toutes fractions lourdes hydrocarbonées quelles que soient leurs origines. - La flexibilité d’orienter la production vers d’avantage d’oléfines ou au contraire d’avantage de composés aromatiques en fonction de la demande du marché, en jouant sur les paramètres opératoires du procédé. - La conversion en coupes pouvant alimenter les étapes de vapocraquage et/ou de reformage catalytique de quasi tous les effluents obtenables par les unités de distillation, hydroconversion, hydrocraquage, ainsi que le recyclage de quasi toutes les coupes non désirées obtenues aux étapes de vapocraquage et/ou de reformage catalytique vers les unités d’hydroconversion et/ou hydrocraquage permettant ainsi d’obtenir un procédé global optimisé pour la production de bases pétrochimiques avec un haut rendement à partir de pétrole brut. LISTE DES FIGURES Procédé de production d’oléfines et d’aromatiques selon un premier mode de réalisation de l’invention. Procédé de production d’oléfines et d’aromatiques selon un second mode de réalisation de l’invention comprenant en outre deux sections d’hydrocraquage, une étape de désasphaltage et une étape d’hydrotraitement. Procédé de production d’oléfines et d’aromatiques selon un troisième mode de réalisation de l’invention comprenant en outre deux sections d’hydrocraquage, une étape de désasphaltage, une étape d’hydrotraitement et une étape distillation des gaz. DESCRIPTION DETAILLEE DE L’INVENTION Selon la présente invention, l’expression « compris entre … et … » et « entre …. et … » sont équivalentes et signifient que les valeurs limites de l’intervalle sont incluses dans la gamme de valeurs décrite. Si tel n’est pas le cas et que les valeurs limites ne sont pas incluses dans la gamme décrite, une telle précision sera apportée par la présente invention. Dans le sens de la présente invention, les différentes plages de paramètres pour une étape donnée telles que les plages de pression et les plages de température peuvent être utilisées seules ou en combinaison. Par exemple, dans le sens de la présente invention, une plage de valeurs préférées de pression peut être combinée avec une plage de valeurs de température plus préférée. Dans la suite, des modes de réalisation particuliers de l’invention peuvent être décrits. Ils pourront être mis en œuvre séparément ou combinés entre eux, sans limitation de combinaisons lorsque c’est techniquement réalisable. On entend par coupe gaz : une coupe comprenant essentiellement des gaz légers ou alcanes en C1 à C4 soit méthane, éthane, propane, iso-butane et normal-butane. On entend par coupe GPL : une coupe comprenant essentiellement des gaz légers ou alcanes en C3 et C4 soit propane, iso-butane et normal-butane. On entend par coupe naphta : une coupe comprenant essentiellement des composés hydrocarbonés bouillant dans un intervalle compris entre 28 et 175°C. On entend par coupe naphta léger : une coupe comprenant essentiellement des composés hydrocarbonés bouillant dans un intervalle compris entre 28 et 101°C. On entend par coupe naphta lourd : une coupe comprenant essentiellement des composés hydrocarbonés bouillant dans un intervalle compris entre 65 et 175°C. Le point de coupe entre naphta léger et naphta lourd pouvant varier entre 65 et 101°C. On entend par coupe diesel : une coupe comprenant essentiellement des composés hydrocarbonés bouillant dans un intervalle compris entre 175 et 370°C. On entend par coupe gazole sous vide : une coupe comprenant essentiellement des composés hydrocarbonés bouillant dans un intervalle compris entre 370 et 540°C. On entend par coupe résidu d’hydroconversion : une coupe comprenant essentiellement des composés hydrocarbonés bouillant au-delà d’une température comprise entre 500 et 570°C, de préférence au-delà de 540 °C, et produite par la distillation de l’effluent d’un hydrocraqueur en lit bouillonnant. On entend par coupe résidu atmosphérique : une coupe comprenant essentiellement des composés hydrocarbonés bouillant au-delà de 370°C. On entend par coupe résidu sous-vide : une coupe comprenant essentiellement des composés hydrocarbonés bouillant au-delà d’une température comprise entre 500 et 570°C, de préférence au-delà de 540 °C, et produite lors d’une distillation sous vide, de préférence lors de la distillation sous vide d’une coupe résidu atmosphérique. On entend par « comprenant essentiellement » : dont le constituant principal/les constituants principaux en masse est/sont. On entend par coupe purge : une coupe issue des procédés d’hydrocraquage de diesel et/ou de gazole sous vide comprenant essentiellement des composés hydrocarbonés bouillant au-delà de 175°C. On entend par coupe oléfinique : une coupe issue du vapocraquage comprenant plus de 99% en poids, de préférence plus de 99,5% d’alcènes de préférence de 2 à 4 atomes de carbone. On entend par coupe reformat : une coupe issue du reformeur catalytique comprenant plus de 75% en poids de composés hydrocarbonés aromatiques. On entend par coupe aromatique : une coupe comprenant plus de 99% en poids, de préférence plus de 99,5% de composés hydrocarbonés aromatiques. On entend par coupe raffinat : une coupe issue du complexe aromatique comprenant essentiellement des composés hydrocarbonés non aromatiques possédant de 5 à 8 atomes de carbone. On entend par coupe essence de pyrolyse légère : la fraction de l’effluent du vapocraquage contenant les hydrocarbures de 6 à 8 atomes de carbone. On entend par coupe essence de pyrolyse lourde : la fraction de l’effluent du vapocraquage contenant les hydrocarbures de 9 à 10 atomes de carbone. On entend par coupe huile de pyrolyse : la fraction de l’effluent du vapocraquage dont la température de distillation est au-delà de celle définie pour l’essence de pyrolyse lourde. On entend par coupe aromatiques lourds : une coupe issue du complexe aromatique comprenant majoritairement des composés aromatiques en C9-C10. On entend par coupe asphalte : le produit du désasphalteur qui contient l’essentiel des asphaltènes contenus dans la charge de cette unité. Charge Le procédé selon l’invention est un procédé de production d’oléfines et d’aromatiques à partir d’une charge de pétrole brut. Par charge de pétrole brut on entend tout type de pétrole provenant de n’importe quelle source géologique et se présentant sous forme non raffinée. La charge de pétrole brut peut être avantageusement choisie parmi un Arabian Heavy, Arabian Medium, Arabian Light, Arabian Extra Light, d’autres bruts du golfe, Brent, brut de Mer du nord, brut du nord et ouest africain, brut indonésien, chinois, ou un mélange d’entre eux. Avantageusement, la charge est un brut dont le résidu sous vide obtenu après distillation atmosphérique et distillation sous vide peut être converti dans unité d’hydroconversion en lit bouillonnant. Cela correspond avantageusement à un brut ayant comme caractéristiques : - Densité à 15°C inférieure à 1,1 - Teneur en soufre inférieure à 7% en poids - Teneur en Métaux (Nickel + Vanadium) inférieure à 1000 ppm - Teneur en asphaltènes (nC7 insolubles) inférieure à 15% en poids Etape a) de distillation atmosphérique Le procédé selon l’invention comprend une étape a) de distillation atmosphérique de la charge de pétrole brut et obtention d’au moins une coupe naphta, une coupe diesel et une coupe résidu atmosphérique. Dans un mode de réalisation, à l’étape a) de distillation atmosphérique de la charge de pétrole brut, est obtenu en outre une coupe gaz. La distillation atmosphérique de la charge de pétrole brut permet de séparer les différents composants en fonction de leur température d’évaporation. Le pétrole brut est dessalé puis préchauffé et injecté dans une tour de distillation et chauffé à environ 400°C. Les coupes comprenant les hydrocarbures les plus légers sont récupérés sous forme gazeuse en tête de colonne tel que les coupes gaz et naphta. Les coupes possédant un intervalle d’ébullition intermédiaire comme la coupe diesel sont soutirées latéralement dans la section médiane de la tour. Les coupes à point d’ébullition plus élevé tel que la coupe résidu atmosphérique restent dans la partie inférieure de la tour et sont envoyés vers une tour de distillation sous vide pour subir un fractionnement plus poussé. Etape b) de distillation sous vide Le procédé selon l’invention comprend une étape b) de distillation sous vide de la coupe résidu atmosphérique obtenue à l’étape a) et obtention d’au moins une coupe gazole sous vide et d’une coupe résidu sous vide. Les produits lourds extraits en fond de la colonne de distillation atmosphérique tel que la coupe résidu atmosphérique ne peuvent plus être séparés en augmentant la température de distillation. En effet, au-delà des 400 °C, apparaissent des phénomènes de craquage thermique susceptibles de changer la nature chimique des produits. Pour isoler ces produits, ceux-ci sont distillés à des températures similaires à celles de la distillation atmosphérique, mais sous pression réduite. Les installations pratiquant cette opération sont des colonnes de distillation sous vide. La coupe gazole sous vide est récupérée en tête de colonne, et la coupe résidu sous vide est extraite en fond de colonne et envoyée vers l’unité d’hydroconversion en lit bouillonnant. Etape c) d’hydroconversion en lit bouillonnant Le procédé selon l’invention comprend une étape c) d’hydroconversion en lit bouillonnant d’au moins la coupe résidu sous vide obtenue à l’étape b), opérée en présence d'hydrogène et d’au moins un catalyseur d’hydroconversion, à une température comprise entre 300 et 550°C, de préférence entre 400 et 460°C, sous une pression totale comprise entre 2 et 38 MPa, de préférence entre 10 et 25 MPa, à une vitesse spatiale horaire comprise entre 0,05 et 10 h -1 , de préférence 0,1 et 0,2 h -1 et à une pression partielle d’hydrogène comprise entre 5 et 30 MPa, de préférence entre 10 et 20 MPa, et obtention d’au moins une coupe naphta, une coupe diesel et/ou gazole sous vide. Les valeurs des pressions données dans la présente description sont en pression absolue. L’hydroconversion des résidus est un procédé visant à convertir des charges lourdes en les exposant à des conditions de température sévères en présence d’hydrogène à haute pression, en présence d’un catalyseur solide contenant des métaux tel que le Nickel ou le Molybdène par exemple qui sont déposés sur une phase support, souvent composée essentiellement d’alumine peu acide et de porosité étudiée pour permettre la circulation des réactifs. L’hydroconversion en lit bouillonnant est une technologie particulière d’hydroconversion appelée également triphasique et bien décrite dans la littérature. Avantageusement le au moins un catalyseur d’hydroconversion peut contenir un ou plusieurs éléments des groupes IVB à IIB du tableau périodique des éléments, qui peuvent être déposés sur un support ou non. On peut avantageusement utiliser un catalyseur comprenant un support, de préférence amorphe, tels que de la silice, de l'alumine, de la silice-alumine, du dioxyde de titane ou des combinaisons de ces structures, et de manière très préférée de l'alumine. Dans la présente description, les groupes d'éléments chimiques sont donnés selon la classification CAS (CRC Handbook of Chemistry and Physics, éditeur CRC press, rédacteur en chef D.R. Lide, 81ème édition, 2000-2001). Par exemple, le groupe VIIIB selon la classification CAS correspond aux métaux des colonnes 8, 9 et 10 selon la nouvelle classification IUPAC. Le catalyseur peut contenir au moins un métal du groupe VIIIB non-noble choisi parmi le nickel et le cobalt, et de préférence le nickel, ledit élément du groupe VIIIB étant de préférence utilisé en association avec au moins un métal du groupe VIB choisi parmi le molybdène et le tungstène, et de préférence le métal du groupe VIB est le molybdène. Avantageusement, le catalyseur d'hydroconversion utilisé dans l’étape d'hydroconversion comprend un support alumine et au moins un métal du groupe VIIIB choisi parmi le nickel et le cobalt, de préférence le nickel, et au moins un métal du groupe VIB choisi parmi le molybdène et le tungstène, de préférence le molybdène. De préférence, le catalyseur d'hydroconversion comprend le nickel en tant qu'élément du groupe VIIIB et le molybdène en tant qu'élément du groupe VIB. La teneur en métal du groupe VIIIB non-noble, en particulier en nickel, est avantageusement comprise entre 0,5 % à 10 % exprimée en poids d'oxyde de métal (en particulier de NiO), et de préférence entre 1 % à 6 % poids, et la teneur en métal du groupe VIB, en particulier en molybdène, est avantageusement comprise entre 1 % et 30 % exprimée en poids d’oxyde du métal (en particulier de trioxyde de molybdène MoO3), et de préférence entre 4 % et 20 % poids. Les teneurs en métaux sont exprimées en pourcentage poids d'oxyde de métal par rapport au poids du catalyseur. Ce catalyseur est avantageusement utilisé sous forme d'extrudés ou de billes. Les extrudés ont par exemple un diamètre compris entre 0,5 et 4,0 mm et une longueur comprise entre 1 et 5 mm. Ces catalyseurs sont bien connus de l’homme du métier. Dans un mode de réalisation particulier de l’invention, l’étape c) d'hydroconversion est effectuée en lit hybride, comportant simultanément au moins un catalyseur qui est maintenu dans le réacteur et au moins un catalyseur entraîné qui entre dans le réacteur avec la charge et qui est entraîné en dehors du réacteur avec les effluents. Dans ce cas, un type de catalyseur entraîné, aussi dit "slurry" selon la terminologie anglo-saxonne, est donc utilisé en plus du catalyseur d'hydroconversion qui est maintenu dans le réacteur en lit bouillonnant. Le catalyseur entraîné présente comme différence une granulométrie et une densité adaptées à son entraînement. On entend par entraînement du catalyseur dispersé, sa mise en circulation dans le ou les réacteurs triphasiques par les flux liquides, ledit catalyseur circulant avec la charge dans le(s)dit(s) réacteurs triphasiques, et étant soutiré du ou desdits réacteurs triphasiques avec l'effluent liquide produit. Ces catalyseurs sont bien connus de l’homme du métier. Le catalyseur entraîné peut avantageusement être obtenu par injection d'au moins un précurseur de phase active directement dans le ou les réacteurs d’hydroconversion et/ou dans la charge préalablement à l'introduction de ladite charge dans le ou les étapes d'hydroconversion. L’ajout de précurseur peut être introduit en continu ou de façon discontinue (en fonction de l’opération, du type de charges traitées, des spécifications produits recherchés et de l’opérabilité). Selon un ou plusieurs modes de réalisation, le(s) précurseur(s) de catalyseur entraîné est (sont) pré-mélangé(s) à une huile hydrocarbonée composée par exemple d’hydrocarbures dont au moins 50% en poids par rapport au poids total de l’huile hydrocarbonée ont une température d'ébullition comprise entre 180°C et 540°C, pour former un pré-mélange de précurseur dilué. Selon un ou plusieurs modes de réalisation, le précurseur ou le pré-mélange de précurseur dilué est dispersé dans la charge hydrocarbonée lourde, par exemple par mélange dynamique (par exemple à l’aide d’un rotor, d’un agitateur, etc.), par mélange statique (par exemple à l’aide d’un injecteur, par gavage, via un mélangeur statique, etc.), ou uniquement additionné à la charge pour obtenir un mélange. Toutes les techniques de mélange et d’agitation connues de l’homme du métier peuvent être utilisées pour disperser le précurseur ou le mélange de précurseurs dilué dans la charge d’une ou de plusieurs étapes d’hydroconversion. Le ou lesdits précurseur(s) de phase active du catalyseur non supporté peut ou peuvent être sous forme liquide tels que par exemple des précurseurs de métaux solubles dans des milieux organiques, comme des octoates de molybdène et/ou des naphténates de molybdène, ou des composés aquasolubles, comme des acides phosphomolybdiques et/ou des heptamolybdates d’ammonium. Ledit catalyseur entraîné peut être formé et activé ex situ, en dehors du réacteur dans des conditions adaptées à l’activation, puis être injecté avec la charge. Ledit catalyseur entraîné peut également être formé et activé in situ dans les conditions de réaction d’une des étapes d'hydroconversion. Selon un mode de réalisation, ledit catalyseur entraîné peut-être supporté. Dans ce cas, le catalyseur supporté peut avantageusement être obtenu : - par broyage du catalyseur supporté d'hydroconversion, frais ou usé ou par broyage d'un mélange des catalyseurs frais et usé, ou - par imprégnation d'au moins un précurseur de phase active sur un support présentant une granulométrie adaptée à son entraînement et de préférence une taille comprise entre 0,001 et 100 μm. La phase active peut être celle décrite plus haut pour le catalyseur d’hydroconversion utilisé dans l’étape d'hydroconversion initiale (a1), de même que le support. Leur description n’est pas répétée ici. Le mode de réalisation dans lequel l’étape c) d'hydroconversion est effectuée en lit hybride permet avantageusement d’augmenter le rendement d’hydroconversion. Des exemples de réacteurs d’hydroconversion en lit bouillonnant sont le H-OIL® d’Axens ou LC FINING® de Lummus. Dans un mode ce réalisation, l’étape c) d’hydroconversion en lit bouillonnant est réalisée dans une section comprenant un ou plusieurs réacteurs d’hydroconversion en lit bouillonnant opérant en série ou en parallèle. Dans un mode de réalisation, à l’étape c) d’hydroconversion en lit bouillonnant, la coupe résidu sous vide obtenue à l’étape b) est convertie conjointement avec tout ou partie de la coupe huile de pyrolyse obtenue à l’étape e) de vapocraquage. Ce mode de réalisation permet avantageusement d’augmenter le rendement global du procédé en produits pétrochimiques d’intérêt. Dans un mode de réalisation, à l’étape c) d’hydroconversion en lit bouillonnant, est obtenu en outre une coupe résidu d’hydroconversion. Cette coupe est avantageusement envoyée vers une étape optionnelle de désasphaltage dans le but de récupérer une coupe huile désasphaltée comprenant des composés valorisables pouvant subir une étape d’hydrocraquage catalytique pour obtenir des coupes de type naphta pouvant alimenter l’étape de vapocraquage et/ou reformage catalytique et ainsi augmenter le rendement global du procédé en bases pétrochimiques. Dans un mode de réalisation, à l’étape c) d’hydroconversion en lit bouillonnant, est obtenu en outre une coupe gaz. Etape d) d’hydrocraquage en lit fixe Le procédé selon l’invention comprend une étape d’hydrocraquage en lit fixe d’au moins une coupe diesel et/ou gazole sous vide choisie parmi les coupes obtenues aux étapes a), b) et c) seules ou en mélange, opérée en présence d'hydrogène et d’au moins un catalyseur d’hydrocraquage, à une température comprise entre 250 et 480°C, de préférence entre 300 et 420 °C sous une pression comprise entre 2 et 25 MPa, à une vitesse spatiale horaire comprise entre 0,3 et 6 h -1 , de préférence entre 1 et 3 h -1 et à un rapport volumique hydrogène/hydrocarbure compris entre 100 et 2000 L/L, et obtention d’au moins une coupe naphta léger et/ou naphta lourd. Conformément à l’invention, l’étape d) d’hydrocraquage en lit fixe est opérée en présence d’au moins un premier catalyseur d’hydrocraquage, c’est-à-dire qu'il est également possible d'utiliser des enchainements de 2 ou plusieurs catalyseurs d'hydrocraquage. De préférence, le au moins un catalyseur d’hydrocraquage est choisi parmi les catalyseurs classiques d’hydrocraquage connus de l‘Homme du métier. Avantageusement, le au moins un catalyseur d’hydrocraquage est de type bifonctionnel associant une fonction acide à une fonction hydrogénante. La fonction acide est apportée par des supports de grandes surfaces (150 à 1200 m2.g-1 généralement) présentant une acidité superficielle, telles que les alumines halogénées (chlorées ou fluorées notamment), les combinaisons d'oxydes de bore et d'aluminium, les silice-alumines amorphes et/ou les zéolithes. La fonction hydrogénante est apportée soit par un ou plusieurs métaux du groupe VIIIB de la classification périodique des éléments, soit par une association d'au moins un métal du groupe VIB de la classification périodique et au moins un métal du groupe VIIIB. De préférence, le au moins un catalyseur d'hydrocraquage comprend une fonction hydrogénante composé d'au moins un métal du groupe VIB et au moins un métal du groupe VIIIB de la classification périodique, pris seuls ou en mélange, ledit catalyseur étant un catalyseur phase sulfure. Le ou les métaux du groupe VIB sont avantageusement choisis parmi le chrome, le molybdène et le tungstène, seul ou en mélange et de préférence choisi parmi le molybdène et le tungstène. De préférence, la teneur en métal du groupe VIB dans le ou les catalyseurs d'hydrocraquage est avantageusement comprise entre 5 et 35% en poids et de préférence entre 10 et 30% en poids, de manière très préférée entre 15 et 22% en poids, les pourcentages étant exprimés en pourcentage en poids d’oxydes. Le ou les métaux du groupe VIIIB sont avantageusement choisis parmi le fer, le cobalt, le nickel, le ruthénium, le rhodium, le palladium et le platine, et de préférence parmi le cobalt ou le nickel. De préférence, la teneur en métal du groupe VIIIB dans le ou les catalyseurs d’hydrocraquage est avantageusement comprise entre 0,5 et 15,0% poids et de préférence entre 2,0 et 10,0% en poids, de manière très préférée entre 2,5 et 6,0% en poids, les pourcentages étant exprimés en pourcentage en poids d’oxydes. Le au moins un catalyseur d'hydrocraquage peut également éventuellement comprendre au moins un élément promoteur déposé sur le catalyseur choisi dans le groupe formé par le phosphore, le bore et le silicium, éventuellement au moins un élément du groupe VIIA (chlore, fluor préférés), éventuellement au moins un élément du groupe VIIB (manganèse préféré), et éventuellement au moins un élément du groupe VB (niobium préféré). De préférence, le au moins un catalyseur d'hydrocraquage comprend une fonction acide choisie parmi l’alumine, la silice alumine et les zéolithes, de préférence choisies parmi les zéolithes Y et de préférence choisi parmi la silice alumine et les zéolithes. Dans un mode de réalisation, l’étape d) d’hydrocraquage en lit fixe comprend en outre un hydrocraquage en lit fixe de la coupe huile désasphaltée obtenue à l’étape optionnelle h) de désasphaltage. Dans un mode de réalisation, l’étape d) d’hydrocraquage en lit fixe comprend en outre un hydrocraquage en lit fixe de la coupe d’essence de pyrolyse lourde obtenue à l’étape e) de vapocraquage. Dans un mode de réalisation, à l’étape d) d’hydrocraquage, les coupe diesel et gazole sous vide, sont hydrocraquées conjointement ou séparément dans une même section d’hydrocraquage, ou séparément dans des sections d’hydrocraquage séparées. Dans un mode de réalisation, à l’étape d) d’hydrocraquage, les coupe diesel, gazole sous vide, huile désasphaltée et essence de pyrolyse lourde, sont hydrocraquées conjointement ou séparément dans une même section d’hydrocraquage, ou séparément dans des sections d’hydrocraquage séparées. Avantageusement, à l’étape d) d’hydrocraquage, les coupes diesel sont craquées dans une première section d’hydrocraquage, et les coupes gazole sous vide sont craquées dans une seconde section d’hydrocraquage. Avantageusement, à l’étape d) d’hydrocraquage, les coupes diesel sont craquées dans une première section d’hydrocraquage, et les coupes gazole sous vide, huile désasphaltée et essence de pyrolyse lourde sont craquées dans une seconde section d’hydrocraquage. Cette configuration permet d’optimiser les conditions opératoires appliquées à chacune des charges, et par conséquent, de maximiser le rendement en produit valorisables du complexe, et/ou de minimiser le coût catalytique de l’ensemble. Avantageusement une section d’hydrocraquage est constituée d’un réacteur d’hydrotraitement suivi de deux réacteurs d’hydrocraquage. Dans un mode de réalisation, à l’étape d) d’hydrocraquage en lit fixe, est obtenu en outre au moins une coupe gaz. Dans un mode de réalisation, à l’étape d) d’hydrocraquage en lit fixe, est obtenu en outre au moins une coupe purge. Dans le procédé selon la présente invention, toutes les coupes possédant des composés lourds (toutes les coupes de température de distillation supérieure à 175°C, à l’exception de la coupe asphalte produite par le désasphalteur) issues des différentes étapes du procédé sont envoyés vers l’étape ou les étapes d’hydrocraquage afin de craquer lesdits composés lourds et maximiser la production de naphta léger et/ou lourd pour alimenter les étapes de vapocraquage et de reformage catalytique et ainsi augmenter le rendement en bases pour la pétrochimie. Etape e) de vapocraquage Le procédé selon l’invention comprend une étape e) de vapocraquage d’au moins une coupe naphta et/ou naphta léger et/ou naphta lourd choisie parmi les coupes obtenues aux étapes a), c) et d) seules ou en mélange, et obtention d’au moins une coupe oléfinique. L’étape de vapocraquage e) consiste avantageusement en la décomposition non catalytique sous l’effet conjugué d’une haute température et d’une faible pression en présence de vapeur d’eau, d’hydrocarbures saturés, afin de produire des coupes hydrocarbures insaturés aliphatiques ou aromatiques. Lesdites coupes sont ensuite utilisées pour la synthèse d’un grand nombre de produits, par exemple du polyéthylène ou du polypropylène. Dans le cas du procédé selon l’invention, l’étape e) de vapocraquage permet de produire des hydrocarbures insaturés aliphatiques principalement. Les conditions opératoires sont ajustées en fonction de la nature de la charge et des rendements visés pour chacun des produits principaux. Avantageusement, le temps de séjour dans le four de vapocraquage est limité afin de limiter la formation de produits lourds. De plus, une trempe de l’effluent est mise en place afin de figer la composition de l’effluent à la sortie du four. Avantageusement, la température à laquelle sont opérés les fours de vapocraquage dépend de la nature de la charge. Avantageusement, l’étape de vapocraquage est mise en œuvre dans une installation qui se compose d’un certain nombre de fours, de chaudières de trempe et d’un train de fractionnement. La charge hydrocarbonée entre dans la section chaude de l’unité par la zone de convection A du four où elle est préchauffée, puis elle est mélangée à la vapeur d’eau également préchauffée dans cette même zone ; les hydrocarbures et l’eau traversent alors la zone de radiation proprement dite du four où s’effectuent la montée rapide en température et les réactions de pyrolyse. À la sortie du four, les effluents sont, afin d’éviter toute réaction ultérieure, figés dans leurs possibilités cinétiques d’évolution par une trempe brutale conduite généralement en deux temps : une première trempe indirecte à l’eau, suivie d’une trempe directe utilisant le résidu lourd sous-produit de la pyrolyse. Les effluents sont alors transférés vers une tour de fractionnement primaire qui sépare en fond une coupe lourde appelée « huile de pyrolyse » et, par soutirages, une partie de coupe « essence de pyrolyse » et de l’eau, tandis que les produits légers de pyrolyse sortent en tête sous forme gazeuse. Après compression, lavage à la soude (destiné à éliminer H2S et les gaz acides) et séchage, ces effluents légers entrent alors dans la section froide de l’unité qui peut être conçue de diverses manières, mais qui assure la séparation en divers coupes d’intérêt. Avantageusement, lorsque la charge est une coupe naphta léger et/ou naphta lourd, le temps de séjour est compris entre 0,1 et 0,4 secondes, la température en sortie de tube est comprise entre 700 et 900 °C, de préférence entre 780 et 880°C, et le ratio vapeur/charge est compris entre 0,2 et 1 kg/kg. Dans un mode de réalisation, l’étape e) de vapocraquage comprend en outre un vapocraquage d’au moins une coupe gaz choisie parmi les coupes obtenues aux étapes a), c), d) et f) seules ou en mélange. Lorsque l’étape optionnelle d’hydrotraitement i) est mise en œuvre, la coupe gaz peut également être choisie à l’étape i). Dans un mode de réalisation, l’étape e) de vapocraquage comprend en outre un vapocraquage de la coupe GPL obtenue à l’étape g). Lorsque l’étape optionnelle de distillation des gaz j) est mise en œuvre, la coupe GPL peut également être choisie à l’étape j). Avantageusement, lorsque la charge est une coupe GPL, le temps de séjour est compris entre 0,1 et 0,4 secondes, la température en sortie de tube est comprise entre 700 et 1000 °C, de préférence entre 800 et 900°C, et le ratio vapeur/charge est compris entre 0,2 et 0,8 kg/kg. Dans un mode de réalisation, l’étape e) de vapocraquage comprend en outre un vapocraquage de la coupe éthane obtenue à l’étape g). Avantageusement, lorsque la charge est une coupe éthane, le temps de séjour est compris entre 0,15 et 0,6 secondes, la température en sortie de tube est comprise entre 700 et 1000 °C, de préférence entre 800 et 900°C, et le ratio vapeur/charge est compris entre 0,1 et 0,6 kg/kg. Dans un mode de réalisation, l’étape e) de vapocraquage comprend en outre un vapocraquage de la coupe raffinat obtenue à l’étape g). Dans un mode de réalisation, les différentes coupes sont vapocraquées de manière simultanée ou de préférence séparément. Lorsqu’elles sont craquées séparément, elles le sont dans des conditions opératoires différentes en fonction de la nature de la coupe à vapocraquer. Dans un mode de réalisation, à l’étape e) de vapocraquage, est obtenu en outre une coupe huile de pyrolyse. Dans un mode de réalisation, à l’étape e) de vapocraquage, est obtenu en outre une coupe essence de pyrolyse légère et/ou lourde. Dans un mode de réalisation, à l’étape e) de vapocraquage, est obtenu en outre une coupe comprenant du H 2 , H 2 S, CO et CH 4 . Dans un mode de réalisation, à l’étape e) de vapocraquage, la au moins une coupe oléfinique est de l’éthylène. Dans un mode de réalisation, à l’étape e) de vapocraquage, la au moins une coupe oléfinique est du propylène. Dans un mode de réalisation, à l’étape e) de vapocraquage, la au moins une coupe oléfinique est du butadiène. Dans un mode de réalisation, à l’étape e) de vapocraquage, la au moins une coupe oléfinique est du butene-1 Dans un mode de réalisation, à l’étape e) de vapocraquage, la au moins une coupe oléfinique est du butene-2 Dans un mode de réalisation, à l’étape e) de vapocraquage, la au moins une coupe oléfinique est de l’isobutène Etape f) de reformage catalytique Le procédé selon l’invention comprend une étape f) de reformage catalytique d’au moins la coupe naphta lourd obtenue à l’étape d) et obtention d’au moins une coupe reformat. Le reformage catalytique a pour objectif de transformer les constituants naphténiques et une partie des constituants paraffiniques (à bas indice d'octane) en constituants aromatiques à haut indice d'octane. L'unité de reformage catalytique est constituée principalement d'une série d’au moins trois réacteurs contenant au moins un catalyseur de reformage et un séparateur permettant de séparer les différents produits à la sortie des réacteurs. Le catalyseur utilisé peut être sensible à la présence de produits sulfurés et azotés, c’est pourquoi la charge en entrée est avantageusement exempte de soufre, d'azote et de leurs dérivés. La réaction se déroule avantageusement sous une pression comprise en 0,1 et 25 MPa ainsi qu'à haute température comprise entre 480 et 570°C. C'est une réaction endothermique. Les hydrocarbures de la coupe naphta lourd (notamment les paraffines et les naphtènes) sont transformés au cours de ce procédé en hydrocarbures aromatiques et en paraffines branchées. Le reformage catalytique produit une coupe reformat qui permet d'améliorer significativement l'indice d'octane des coupes pétrolières, et produit également de l’hydrogène. Avantageusement, le ratio molaire hydrogène/hydrocarbures (H2/HC) est compris entre 0,8 et 8 mole/mole. Avantageusement, Le débit massique de la coupe naphta lourd à traiter par unité de masse de catalyseur et par heure est compris entre 0,1 et 10 h -1 , de préférence entre 0,5 et 6 h -1 . Avantageusement, le catalyseur de reformage comprend une phase active comprenant au moins un métal choisi parmi le nickel, le ruthénium, le rhodium, le palladium, l’iridium ou le platine, et au moins un promoteur choisi parmi le rhénium, l’étain, le germanium, le cobalt, le nickel, l’iridium, le rhodium ou le ruthénium. De préférence le catalyseur de reformage comprend une phase active comprenant du platine et de l’étain. La quantité de métal est comprise entre 0,02 à 2 % poids, de manière préférée entre 0,05 et 1,5 % poids, de manière encore plus préférée entre 0,1 et 0,8 % poids par rapport au poids total du catalyseur. De préférence, le catalyseur de reformage comprend un support choisi à base d’alumine, de silice-alumine ou de silice. De préférence, le support est à base d’alumine. Dans un mode de réalisation, à l’étape f) de reformage catalytique, est obtenu en outre au moins une coupe gaz. Dans un mode de réalisation, à l’étape f) de reformage catalytique, est obtenu en outre au moins une coupe hydrogène. Etape g) de transformation et/ou séparation des aromatiques Le procédé selon l’invention comprend une étape g) de transformation et/ou séparation des aromatiques d’au moins la coupe reformat obtenue à l’étape f) de reformage catalytique et obtention d’au moins une coupe aromatique. L’objectif de cette étape est double : - Convertir les C9 aromatiques et éventuellement les C10 aromatiques en benzène, Toluène, ortho xylène et para xylène, - Ajuster les proportions de ces différentes molécules en ajustant sur le nombre et la position des substituants méthyle sur les cycles aromatiques. Les procédés avantageusement utilisés pour réaliser cette étape sont décrits ci-après. Le choix judicieux des catalyseurs et des conditions opératoires permet avantageusement de minimiser les pertes de rendements : - Moins de 5% de perte de groupes méthyl - Moins de 5% de pertes de cycles aromatiques De préférence, cette étape a lieu au sein d’un complexe aromatique qui constitue avantageusement un ensemble d’étapes de séparation, purification et de conversion de molécules aromatiques présentes dans le reformat. L’objectif d’un complexe aromatique est de produire avec une très haute pureté (compatible avec la polymérisation) du benzène, du para-xylène, et parfois du toluène et de l’ortho-xylène, ainsi que des aromatiques lourds, à partir de fractions riches en aromatiques telles que le reformat ou l’essence de pyrolyse. Avantageusement, dans une première étape, les oléfines et les non-aromatiques sont éliminés dans des unités telles que le traitement à la terre, des unités d’hydrogénation, des distillations extractives ou des unités d’extraction liquide/liquide. Avantageusement, dans une seconde étape, un train de séparation, composé de différentes colonnes à distiller, produit du benzène, du toluène, une coupe d’aromatiques contenant 8 atomes de carbone (ou coupe A8), et une ou plusieurs coupes contenant des aromatiques comportant plus de 9 atomes de carbone. Avantageusement, la coupe A8 rentre dans la “boucle de xylènes”, dans laquelle le paraxylène est séparé des autres isomères du xylène soit dans une unité d’extraction liquide/liquide basée sur la technologie du lit mobile simulé (SMB selon la terminologie anglo-saxonne), soit dans une unité de cristallisation. Les autres constituants de la coupe A8 (ortho et méta xylène, éthyle benzène) sont avantageusement isomérisés ou convertis au moyen d’une unité d’isomérisation en phase liquide ou en phase gaz, et retournent dans le train de séparation. Tout ou partie du toluène est avantageusement converti dans des unités de type transalkylation, dismutation, ou méthyl-alkylation pour produire plus d’aromatiques en C8 et de benzène. Les aromatiques contenant 9 ou 10 atomes de carbone peuvent avantageusement être envoyés dans une unité de transalkylation pour produire plus d’aromatiques à 8 atomes de carbone. Quant aux aromatiques les plus lourds (11 atomes de carbone et plus), ils sont considérés comme des sous-produits, et avantageusement exportés comme base d’essence. Dans un mode de réalisation, l’étape g) de transformation et/ou séparation des aromatiques comprend en outre une transformation et/ou séparation des aromatiques de la coupe essence de pyrolyse légère obtenue à l’étape e) de vapocraquage, de préférence conjointement avec la coupe reformat. Dans un mode de réalisation, à l’étape g) de transformation et/ou séparation des aromatiques, est obtenu en outre une coupe GPL. Dans un mode de réalisation, à l’étape g) de transformation et/ou séparation des aromatiques, est obtenu en outre une coupe éthane. Dans un mode de réalisation, à l’étape g) de transformation et/ou séparation des aromatiques, est obtenu en outre une coupe raffinat. Dans un mode de réalisation, à l’étape g) de transformation et/ou séparation des aromatiques, est obtenu en outre une coupe aromatiques lourds. Dans un mode de réalisation, à l’étape g) de transformation et/ou séparation des aromatiques, la au moins une coupe aromatique est du benzène. Dans un mode de réalisation, à l’étape g) de transformation et/ou séparation des aromatiques, la au moins une coupe aromatique est du paraxylène. Il est également possible de produire d’autres coupes aromatiques telles que du toluène ou de l’orthoxylène. Etapes optionnelles Etape h) désasphaltage Dans un mode de réalisation, le procédé selon l’invention comprend en outre une étape h) de désasphaltage de la coupe de résidu d’hydroconversion obtenue à l’étape c) en présence d’au moins un solvant, et obtention d’au moins une coupe huile désasphaltée. Avantageusement, le désasphaltage est une extraction liquide-liquide généralement effectuée à une température moyenne comprise entre 45 et 280°C avec au moins un solvant hydrocarboné. Avantageusement, les solvants hydrocarbonés utilisés pour le désasphaltage sont des solvants à faible point d'ébullition, de préférence des solvants paraffiniques, de préférence ayant de 3 à 7 atomes de carbone, et de manière préférée plus lourd que le propane. Les solvants préférés comprennent le propane, le butane, l'isobutane, le pentane, l'isopentane, le neopentane, l'hexane, des isohexanes, des hydrocarbures en C6, l'heptane, des hydrocarbures en C7, des essences légères plus ou moins apolaires, ainsi que les mélanges obtenus à partir des solvants précités. De préférence, le solvant est le butane, le pentane ou l'hexane, ainsi que leurs mélanges. Le tableau suivant donne un exemple, pour quelques solvants, des gammes des conditions opératoires typiques pour le désasphaltage en fonction du solvant : Solvant Propane Butane Pentane Hexane Heptane Pression (MPa) 3 – 5 3 – 4 2 – 4 2 – 4 2 – 4 Température (°C) 45 – 110 80 – 160 140 – 210 150 – 230 160 – 280 Ratio Solvant/Charge (v/v) 6 – 10 5 – 8 3 – 6 3 – 6 3 – 6 Dans un mode de réalisation, à l’étape h) de désasphaltage, est obtenu en outre une coupe asphalte. Etape i) d’hydrotraitement Dans un mode de réalisation, le procédé selon l’invention comprend en outre une étape i) d’hydrotraitement de la coupe naphta obtenue à l’étape a) et/ou à l’étape c), et obtention d’au moins une coupe naphta hydrotraitée. Dans un mode de réalisation préféré, l’étape i) d’hydrotraitement de la coupe naphta obtenue à l’étape a) et/ou à l’étape c) est suivie d’une étape de séparation et obtention d’au moins une coupe naphta léger hydrotraitée et/ou naphta lourd hydrotraitée. Lorsque cette étape i) d’hydrotraitement est mise en œuvre, alors à l’étape e) : - la au moins une coupe naphta est la coupe naphta hydrotraitée obtenue à l’étape i) , - la au moins une coupe naphta léger peut également être choisie à l’étape i) , - la au moins une coupe naphta lourd peut également être choisie à l’étape i). Lorsque cette étape i) d’hydrotraitement est mise en œuvre, alors à l’étape f) : - la coupe naphta lourd peut également être choisie à l’étape i). L’étape optionnelle d’hydrotraitement est réalisée de préférence dans une ou plusieurs unités comprenant un ou plusieurs réacteurs comprenant au moins un catalyseur d’hydrotraitement en présence de dihydrogène, et permet avantageusement l'élimination du soufre (hydrodésulfuration), et/ou l’élimination de l'azote (hydrodéazotation ou hydrodénitration) qui sont des poisons pour les catalyseurs utilisés dans les unités aval telles que l’unité de reformage catalytique par exemple, Les conditions opératoires utilisées dans l’étape i) du procédé selon l’invention permettent avantageusement de réaliser un hydrotraitement de la charge de manière à atteindre une teneur en azote organique dans l’effluent inférieure à 1 ppm poids. Les conditions opératoires utilisées dans l’étape i) du procédé selon l’invention permettent avantageusement de réaliser un hydrotraitement de la charge de manière à atteindre une teneur en soufre dans l’effluent inférieure à 1 ppm poids. L’étape i) d’hydrotraitement est opérée en présence d’au moins un catalyseur d’hydrotraitement, c’est-à-dire qu'il est possible d'utiliser des enchainements de 2 ou plusieurs catalyseurs d'hydrotraitement. Le catalyseur d’hydrotraitement est avantageusement choisi parmi les catalyseurs classiques d’hydrotraitement connus de l‘Homme du métier. De préférence, le au moins un catalyseur comprend une fonction hydrogénante composée d'au moins un métal du groupe VIB et au moins un métal du groupe VIIIB de la classification périodique, pris seuls ou en mélange, ledit catalyseur étant un catalyseur ayant une phase sulfure comme phase active. Le ou les métaux du groupe VIB sont avantageusement choisis parmi le chrome, le molybdène et le tungstène, seul ou en mélange et de préférence choisis parmi le molybdène et le tungstène. De préférence, la teneur en métal du groupe VIB dans le ou les catalyseurs d’hydrotraitement est avantageusement comprise entre 5 et 40% poids et de préférence entre 7 et 30% poids, de manière très préférée entre 10 et 28% poids, les pourcentages étant exprimés en pourcentage poids d’oxydes. Le ou les métaux du groupe VIII sont avantageusement choisis parmi le fer, le cobalt, le nickel, le ruthénium, le rhodium, le palladium et le platine, et de préférence parmi le cobalt ou le nickel. De préférence, la teneur en métal du groupe VIII dans le ou les catalyseurs d’hydrotraitement est avantageusement comprise entre 0,5 et 15% poids et de préférence entre 1,5 et 10% poids, les pourcentages étant exprimés en pourcentage poids d’oxydes. Le ou les catalyseurs d’hydrotraitement peuvent également avantageusement comprendre au moins un élément promoteur déposé sur ledit catalyseur choisi dans le groupe formé par le phosphore, le bore et le silicium, éventuellement au moins un élément du groupe VIIA (chlore et fluor préférés), éventuellement au moins un élément du groupe VIIB (manganèse préféré), et éventuellement au moins un élément du groupe VB (niobium préféré). La concentration du dit promoteur est avantageusement inférieure à 20% en poids, et de préférence inférieure à 10% en poids. Avantageusement, le catalyseur peut contenir en outre un ou plusieurs additifs adjuvants conduisant à une meilleure dispersion et promotion de la phase active du catalyseur, de façon à améliorer son activité. Lesdits additifs sont typiquement un ou plusieurs composés organiques contenant de l’oxygène et/ou un ou plusieurs composés organiques contenant de l’azote et/ou un ou plusieurs composés organiques contenant du soufre. De préférence, le catalyseur selon l’invention peut en outre comprendre un ou plusieurs composés organiques contenant de l’oxygène et/ou un ou plusieurs composés organiques contenant de l’azote. De préférence, le composé organique contient au moins 2 atomes de carbone et au moins un atome d’oxygène et/ou d’azote, sans contenir d’autres hétéroatomes. Un catalyseur contenant un additif adjuvant est typiquement préparé par un procédé d’imprégnation d’un support par les sels de métaux, dans des plages telles que celles décrites pour le catalyseur sans additif adjuvant. L’introduction du composé organique comporte avantageusement plusieurs modes de mise en œuvre qui se distinguent notamment par le moment de l’introduction du composé organique par rapport à l’introduction des métaux. Elle peut être effectuée soit en même temps que l’imprégnation des métaux (co-imprégnation), soit après l’imprégnation des métaux (post-imprégnation), ou enfin avant l’imprégnation des métaux (pré-imprégnation) notamment lors de la préparation du support, et de manière préférentielle lors de la mise en forme ou par imprégnation sur un support déjà formé. Lorsqu’il(s) est/sont présent(s), la teneur totale en composé(s) organique(s) contenant de l’oxygène et/ou de l’azote et/ou du soufre présent(s) dans le catalyseur est généralement comprise entre 1 et 30 % poids, de préférence entre 1,5 et 25 % poids, et de manière plus préférée entre 2 et 20 % poids par rapport au poids total du catalyseur. Lors de la préparation du catalyseur nécessitant une étape de séchage, la ou les étapes de séchage consécutive(s) à l’introduction du composé organique est (sont) réalisée(s) à une température inférieure à 200°C de manière à conserver de préférence au moins 30 %, de préférence au moins 50 %, et de manière très préférée au moins 70 % de la quantité du composé organique introduite calculée sur la base du carbone restant sur le catalyseur. Le carbone restant est mesuré par analyse élémentaire selon la norme ASTM D5373. Avantageusement, le au moins un catalyseur d’hydrotraitement peut être un catalyseur frais, c’est-à-dire un catalyseur qui n’a pas été utilisé comme catalyseur auparavant dans une unité catalytique et notamment en hydrotraitement et/ou hydrocraquage. Dans un mode de réalisation, Le catalyseur peut aussi être un catalyseur régénéré et/ou réjuvéné. On entend par un catalyseur régénéré et/ou réjuvéné un catalyseur qui a été utilisé en tant que catalyseur dans une unité catalytique et notamment en hydrotraitement et/ou hydrocraquage et qui a été soumis à au moins une étape d’élimination partielle ou totale du coke par exemple par calcination (régénération). La régénération peut être réalisée par tous les moyens connus de l'Homme du métier. Lorsque le catalyseur régénéré ne comprend plus assez de phase active, de phosphore ou qu’il présente un ratio ou des ratios en dehors des ratios décrits, le catalyseur régénéré peut avantageusement être réjuvéné en introduisant un ou plusieurs précurseurs de la phase active et/ou le phosphore dans le catalyseur régénéré. Il est également possible d’introduire au moins un composé organique simultanément avec les métaux et le phosphore ou séparément. Le composé organique introduit peut être identique ou pas au composé organique du catalyseur frais lorsque ce catalyseur comportait un tel composé organique. De préférence, le ou les catalyseurs d’hydrotraitement sont supportés sur un support choisi parmi l’alumine, la silice alumine, et de préférence sur l’alumine. Un catalyseur préféré comprend au moins un métal du groupe VIB et/ou au moins un métal du groupe VIII non noble, et un support de type alumine. Un catalyseur encore plus préféré est constitué du cobalt et/ou nickel, du molybdène et de l’alumine. Dans un mode de réalisation, à l’étape i) d’hydrotraitement, est obtenu en outre une coupe gaz. Etape j) de distillation des gaz Dans un mode de réalisation, le procédé selon l’invention comprend en outre une étape j) de distillation des gaz d’au moins une coupe gaz choisie parmi les coupes obtenues aux étapes a), c) et d) seules ou en mélange, et obtention d’au moins une coupe GPL. L’objectif de cette étape est de séparer le flux gazeux total en deux parties : - Un flux composé principalement de GPL qui peut être avantageusement envoyé au vapocraqueur - Un flux composé des fractions les plus légères, à savoir principalement du méthane, de l’éthane, et dans certains cas, des traces d’hydrogène. Ce flux est généralement utilisé comme combustible. Les procédés avantageusement utilisés pour réaliser cette étape sont constitués d’un ensemble de colonnes à distiller arrangées selon des schémas variés bien connus de l’homme de l’art. Le taux de récupération global de la coupe GPL est généralement supérieur à 75%. De préférence cette étape est réalisée au sein d’un « gas plant » selon la terminologie anglo-saxonne, structure bien connue de l’homme du métier. Dans un mode de réalisation, à l’étape j) de distillation des gaz, est obtenu en outre une coupe comprenant du méthane et de l’éthane (coupe C1/C2). DESCRIPTION DES FIGURES : Une charge de pétrole brut 1 est envoyée vers une étape a) de distillation atmosphérique pour obtenir une coupe naphta 3, une coupe diesel 4 et une coupe résidu atmosphérique 5. La coupe 5 est envoyée vers une étape b) de distillation sous vide pour obtenir une coupe gazole sous vide 6 et une coupe résidu sous vide 7. La coupe 7 est envoyée vers une étape c) d’hydroconversion en lit bouillonnant pour obtenir une coupe naphta 9, une coupe diesel 10 et une coupe gazole sous vide 11. Les coupes 4,6,10 et 11 sont envoyées vers une étape d) d’hydrocraquage pour obtenir une coupe naphta léger 17/21, et une coupe naphta lourd 18/22. Les coupes 3,9,17/21 et possiblement 18/22 sont envoyées vers une étape e) de vapocraquage pour obtenir une coupe oléfinique (37 éthylène, ou 38 propylène, ou 39 butadiène). La coupe 18/22 est envoyée vers une étape f) de reformage catalytique pour obtenir une coupe reformat 29. La coupe 29 est envoyée vers une étape g) de transformation et/ou séparation des aromatiques pour obtenir une coupe aromatique (33 benzène, ou 34 paraxylène). : Une charge de pétrole brut 1 est envoyée vers une étape a) de distillation atmosphérique pour obtenir une coupe gaz 2, une coupe naphta 3, une coupe diesel 4 et une coupe résidu atmosphérique 5. La coupe 5 est envoyée vers une étape b) de distillation sous vide pour obtenir une coupe gazole sous vide 6 et une coupe résidu sous vide 7. La coupe 7 est envoyée vers une étape c) d’hydroconversion en lit bouillonnant pour obtenir une coupe gaz 8, une coupe naphta 9, une coupe diesel 10, une coupe gazole sous vide 11, et une coupe résidu d’hydroconversion 12. Les coupes 4 et 10 sont envoyées vers une première section d’hydrocraquage d-S1) pour obtenir une coupe gaz 16, une coupe naphta léger 17, une coupe naphta lourd 18 et une coupe purge 19. Les coupes 6 et 11 sont envoyées vers une seconde section d’hydrocraquage d-S2) pour obtenir une coupe gaz 20, une coupe naphta léger 21, une coupe naphta lourd 22 et une coupe purge 23. Les coupes 2,8,16,17,20,21 sont envoyées vers une étape e) de vapocraquage pour obtenir une coupe 36 comprenant du H 2 , H 2 S, CO et CH 4 , une coupe oléfinique (37 éthylène, ou 38 propylène, ou 39 butadiène), une coupe essence de pyrolyse légère 40, une coupe essence de pyrolyse lourde 41 et une coupe huile de pyrolyse 42. La coupe 41 est envoyée vers la seconde section d’hydrocraquage d-S2). La coupe 42 est envoyée vers l’étape c) d’hydroconversion en lit bouillonnant. Les coupes 18 et 22 sont envoyées vers une étape f) de reformage catalytique pour obtenir une coupe hydrogène 27, une coupe gaz 28, et une coupe reformat 29. La coupe 28 est envoyée vers l’étape e) de vapocraquage. Les coupes 29 et 40 sont envoyées vers une étape g) de transformation et/ou séparation des aromatiques pour obtenir une coupe éthane 30, une coupe GPL 31, une coupe raffinat 32, une coupe aromatique (33 benzène, ou 34 paraxylène), et une coupe aromatiques lourds 35. La coupe 12 est envoyée vers une étape h) de désasphaltage par un solvant 13 pour obtenir une coupe asphalte 14 et une coupe huile désasphaltée 15. La coupe 15 est envoyée vers la seconde section d’hydrocraquage d-S2). Les coupes 3 et 9 sont envoyées vers une étape i) d’hydrotraitement pour obtenir une coupe gaz 24, une coupe naphta léger hydrotraitée 25 et une coupe naphta lourd hydrotraitée 26. Les coupe 24 et 25 sont envoyées vers l’étape e) de vapocraquage. La coupe 26 est envoyée vers l’étape f) de reformage catalytique. : Une charge de pétrole brut 1 est envoyée vers une étape a) de distillation atmosphérique pour obtenir une coupe gaz 2, une coupe naphta 3, une coupe diesel 4 et une coupe résidu atmosphérique 5. La coupe 5 est envoyée vers une étape b) de distillation sous vide pour obtenir une coupe gazole sous vide 6 et une coupe résidu sous vide 7. La coupe 7 est envoyée vers une étape c) d’hydroconversion en lit bouillonnant pour obtenir une coupe gaz 8, une coupe naphta 9, une coupe diesel 10, une coupe gazole sous vide 11, et une coupe résidu d’hydroconversion 12. Les coupes 4 et 10 sont envoyées vers une première section d’hydrocraquage d-S1) pour obtenir une coupe gaz 16, une coupe naphta léger 17, une coupe naphta lourd 18 et une coupe purge 19. Les coupes 6 et 11 sont envoyées vers une seconde section d’hydrocraquage d-S2) pour obtenir une coupe gaz 20, une coupe naphta léger 21, une coupe naphta lourd 22 et une coupe purge 23. Les coupes 17 et 21 sont envoyées vers une étape e) de vapocraquage pour obtenir une coupe 36 comprenant du H 2 , H 2 S, CO et CH 4 , une coupe oléfinique (37 éthylène, ou 38 propylène, ou 39 butadiène), une coupe essence de pyrolyse légère 40, une coupe essence de pyrolyse lourde 41 et une coupe huile de pyrolyse 42. La coupe 41 est envoyée vers la seconde section d’hydrocraquage d-S2). La coupe 42 est envoyée vers l’étape c) d’hydroconversion en lit bouillonnant. Les coupes 18 et 22 sont envoyées vers une étape f) de reformage catalytique pour obtenir une coupe hydrogène 27, une coupe gaz 28, et une coupe reformat 29. La coupe 28 est envoyée vers l’étape e) de vapocraquage. Les coupes 29 et 40 sont envoyées vers une étape g) de transformation et/ou séparation des aromatiques pour obtenir une coupe éthane 30, une coupe GPL 31, une coupe raffinat 32, une coupe aromatique (33 : benzène, ou 34 : paraxylène), et une coupe aromatiques lourds 35. La coupe 12 est envoyée vers une étape h) de désasphaltage par un solvant 13 pour obtenir une coupe asphalte 14 et une coupe huile désasphaltée 15. La coupe 15 est envoyée vers la seconde section d’hydrocraquage d-S2). Les coupes 3 et 9 sont envoyées vers une étape i) d’hydrotraitement pour obtenir une coupe gaz 24, une coupe naphta léger hydrotraitée 25 et une coupe naphta lourd hydrotraitée 26. La coupe 25 est envoyées vers l’étape e) de vapocraquage. La coupe 26 est envoyée vers l’étape f) de reformage catalytique. Les coupes 2,8,16,20,24 sont envoyées vers une étape j) de distillation des gaz pour obtenir une coupe comprenant du méthane et de l’éthane 43 et une coupe GPL 44. La coupe 44 est envoyée vers l’étape e) de vapocraquage. EXEMPLES Exemple 1 : Procédé selon le mode de réalisation de la L’exemple ci-dessous illustre une mise en œuvre particulières du procédé selon l’invention sans en limiter la portée. La charge hydrocarbonée lourde 1 traitée dans le procédé est un pétrole brut provenant du Moyen-Orient et ayant les propriétés indiquées dans le tableau ci-dessous. Teneur en soufre % m/m 2,38 Masse volumique kg/m 3 870 Teneur en asphaltènes C7 % m/m 3,43 Teneur en Ni+V ppm 49 Teneur en composés bouillant au-delà de 540°C % m/m 27,65 La charge est soumise à une étape a) de distillation atmosphérique, les coupes obtenues sont décrites dans le tableau ci-dessous. Nom de coupe Gaz Naphta Diesel Résidu atmosphérique Numéro de flux 2 3 4 5 Point initial d’ébullition (°C) -20 175 370 Point final d’ébullition (°C) 175 370 La coupe résidu atmosphérique 5 est envoyée vers l’étape b) de distillation sous-vide, les coupes obtenues sont décrites dans le tableau ci-dessous. Nom de coupe Gazole sous vide Résidu sous vide Numéro de flux 6 7 Point initial d’ébullition (°C) 370 540 Point final d’ébullition (°C) 540 La coupe résidu sous vide 7 et la coupe huile de pyrolyse lourde 42 issu de l’étape de vapocraquage e) sont soumis à une étape c) d’hydroconversion dans deux réacteurs en lit bouillonnant en série et en présence d’un catalyseur d’hydroconversion en lit bouillonnant de type NiMo sur Alumine dans les conditions indiquées dans le tableau ci-dessous. Température réacteurs d’hydroconversion 1 et 2 °C 431 et 435 respectivement Pression Partielle d’Hydrogène MPa 14 H 2 /HC (Couverture volumique hydrogène par rapport au volume de charge) Nm 3 /m 3 1000 VVH réacteurs (débit volumique de charge/volume des réacteurs) h -1 0,18 Une coupe résidu d’hydroconversion 12 obtenue à l’étape c) d’hydroconversion est envoyée vers une étape h) de désasphaltage réalisée dans une colonne d’extraction fonctionnant en continu dans les conditions présentées dans le tableau ci-dessous. Nature du solvant - n-butane Numéro de flux - 13 Ratio solvant / charge de désasphaltage v/v 8 Température tête d’extracteur °C 120 Température fond d’extracteur °C 80 Pression tête d’extracteur MPa 4 A l’issue de l’étape h) de désasphaltage, une coupe huile désasphaltée 15 est obtenue avec un rendement de 60%, ce rendement est rapporté à la charge entrant dans l’étape de désasphaltage correspondant à la coupe résidu d’hydroconversion 12. A l’issue de l’étape c) et h), une coupe diesel 10 issue de l’étape c) d’hydroconversion et une coupe diesel 4 issue de l’étape a) de distillation atmosphérique sont envoyées vers une étape d) d’hydrocraquage en lit fixe dans une première section d-S1 réalisée dans les conditions présentées dans le tableau suivant. Température d’hydrotraitement R1 °C 350 Température d’hydrocraquage R2 et R3 °C 358 et 340 respectivement Pression Partielle d’Hydrogène (en absolu) MPa 10 H 2 /HC (Couverture volumique hydrogène par rapport au volume de charge) Nm 3 /m 3 700 VVH catalyseur d’hydrotraitement h -1 2 VVH catalyseur d’hydrocraquage R2 et R3 h -1 1,4 et 2,0 respectivement Catalyseur d’hydrotraitement NiMo sur Alumine Catalyseur d’hydrocraquage NiW sur Alumine + zéolithe Une coupe gazole sous vide 6 issue de l’étape b) de distillation sous-vide, la coupe huile désasphaltée 15, une coupe gazole sous vide 11 issue de l’étape c) d’hydroconversion en lit bouillonnant et la coupe essence de pyrolyse lourde 41 issue de l’étape e) de vapocraquage sont envoyées vers l’étape d) d’hydrocraquage en lit fixe dans une seconde section d-S2 dont les conditions sont présentées dans le tableau suivant. Température d’hydrotraitement R1 °C 380 Température d’hydrocraquage R2 et R3 °C 390 et 326 respectivement Pression Partielle d’Hydrogène (en absolu) MPa 13 H2/HC (Couverture volumique hydrogène par rapport au volume de charge) Nm 3 /m 3 1300 et 850 respectivement VVH catalyseur d’hydrotraitement h -1 0,9 VVH catalyseur d’hydrocraquage R2 et R3 h -1 0,8 et 2,0 respectivement Catalyseur d’hydrotraitement NiMo sur Alumine Catalyseur d’hydrocraquage NiW sur Alumine + zéolithe La coupe naphta 3 issue de l’étape a) de distillation atmosphérique et une coupe naphta 9 issue de l’étape c) d’hydroconversion en lit bouillonnant sont envoyés vers une étape i) d’hydrotraitement en lit fixe dans les conditions indiquées dans le tableau suivant. Température °C 280-330 Pression Partielle d’Hydrogène (en absolu) MPa 1,4 H 2 /HC (Couverture volumique hydrogène par rapport au volume de charge) Nm 3 /m 3 250 VVH catalyseur d’hydrotraitement h -1 6 Les coupes naphta lourd 18, 22 et 26 issues respectivement des étapes d) d’hydrocraquage dans les sections d-S1 et d-S2 et i) d’hydrotraitement sont envoyées vers une étape f) de reformage catalytique, et traitées dans les conditions énoncées dans le tableau suivant. Conversion des paraffines C7 en aromatiques % poids 70 WHSV (vitesse spatiale horaire pondérale) h -1 2,0 H2/HC (Couverture volumique hydrogène par rapport au volume de charge) Mol/mol 2 WAIT aromatisation °C 535 Taux de coke % poids 5,5 WAIT = weighted-average inlet temperature selon la terminologie anglo-saxonne ou température moyenne pondérée à l'entrée de l’étape reformage. La coupe reformat 29 issue de l’étape de reformage catalytique f) et la coupe essence de pyrolyse légère 40 issue de l’étape e) de vapocraquage sont envoyés vers l’étape g) de transformation et/ou séparation des aromatiques. Les coupes naphta léger 17, 21, 25 issues respectivement des étapes d) d’hydrocraquage en lit fixe dans les sections d-S1 et DS2 et i) d’hydrotraitement, les coupes gaz 2, 8, 16, 20 issues respectivement des étapes a) de distillation atmosphérique, c) d’hydroconversion en lit bouillonnant, d) d’hydrocraquage dans les sections d-S1 et d-S2 et une coupe éthane 30, une coupe GPL 31 et une coupe raffinat riche en paraffines 32 issues de l’étape g) de transformation et/ou séparation des aromatiques sont envoyées vers une étape e) de vapocraquage où chacune des coupes est craquée dans des conditions différentes énoncées dans le tableau suivant. Charge Temps de séjour, (s) Température sortie de coil (°C) Ratio vapeur/charge (kg/kg) Ethane 0,35 850 0,3 GPL ou Gaz 0,22-0,35 850 0,3-0,4 Naphta léger ou Raffinat 0,2 850 0,45-0,6 L’intégralité de la coupe huile de pyrolyse 42 obtenue à l’étape e) est envoyée vers l’étape c) d’hydroconversion en lit bouillonnant car le débit total de celle-ci est inférieur de 5% de la masse de la charge totale des flux 42 et 7. Le tableau suivant présente les rendements en produits issus des différentes étapes du procédé selon l’exemple 1. Rendements : pourcentage en poids de produit par rapport aux poids total de la charge entrante à l’étape donnée Coupe c) h) i) d-S1) d-S2) f) g) e) H 2 , H 2 S, C1, CO 3,2 24,8 H 2 S 4 0,4 0,9 2.3 NH 3 0,2 0,0 0,0 0,2 0,0 C1/C2 3,9 0,1 0,2 0,1 3,1 4,0 GPL 3,8 0,1 15,5 11,4 6,6 2,6 Ethylène 35,7 Propylène 25,6 Butadiène 3,8 Benzène 18,0 Paraxylène 55,1 Naphta 15,8 0 0,0 Naphta léger 19,6 17,0 28,7 Naphta lourd 80,2 68,4 60,7 Raffinat 17,8 Reformat 87,1 Diesel 35,3 0,0 Gazole sous vide 28,2 0,0 Résidu d’hydroconversion 12,0 Essence de pyrolyse légère 8,9 Essence de pyrolyse lourde 0,7 Huile de pyrolyse 0,9 Aromatiques lourds 2,9 Huile désasphaltée 60 Asphalte 40 Purge (pertes) 0,5 0,5 (0,5) Total 103,2 100,0 100,4 102,5 103,9 100,0 100,4 100,9 Lorsque le total est supérieur à 100% pour une étape cela signifie qu’une charge secondaire a été injecté dans ladite étape telle que par exemple de l’hydrogène aux étapes c) et d). Le tableau suivant présente différents rendements en pourcentage poids par rapport au poids de la charge de pétrole brut en entrée du procédé. Bases pétrochimiques 80,1% Oléfines 35,5% Ratio Ethylène / Propylène 1,4 Aromatiques 44,6% Ratio Oléfines / Aromatiques 0,8 Par rapport à la charge introduite à l’étape a) de distillation atmosphérique, le procédé selon l’exemple 1 permet d’atteindre des rendements massiques totaux de 80,1% de produits de base pour la pétrochimie. Les rendements en oléfines sont : 19,2% d’éthylène, 13,8% de propylène et de 2,1% de butadiène. Les rendements en aromatiques sont 10,8% de benzène et 33,2% de paraxylène. De plus, l’enchainement spécifique d’étapes en amont de l’étape de vapocraquage permet de limiter la formation de coke. Exemple 2 : Procédé selon le mode de réalisation de la Dans ce mode de réalisation, une étape j) de distillation des gaz est ajoutée. Cette étape aura comme charge les coupes gaz 2, 8, 16 et 20 issues des étapes a), c) et d). Les détails des rendements de ce mode de réalisation sont représentés dans le tableau suivant. Rendements : pourcentage en poids de produit par rapport aux poids total de la charge entrante à l’étape donnée Coupe c) h) i) d) S1 d) S2 f) g) e) H 2 , H 2 S, C1, CO 3,2 24,1 H 2 S 4 0,4 0,9 2,3 NH 3 0,2 0,0 0,0 0,2 C1/C2 3,9 0,1 0,2 0,1 3,1 4,0 GPL 3,8 0,1 15,5 11,4 6,6 2,6 Ethylène 35,7 Propylène 26,1 Butadiène 4,0 Benzène 18,0 Paraxylène 55,1 Naphta 15,8 0 0,0 Naphta léger 19,6 17,0 28,7 Naphta lourd 80,2 68,4 60,7 Raffinat 17,8 Reformat 87,1 Diesel 35,3 0,0 Gazole sous vide 28,2 0,0 Résidu d’hydroconversion 12,0 Essence de pyrolyse légère 9,2 Essence de pyrolyse lourde 0,7 Huile de pyrolyse 0,9 Aromatiques lourds 2,9 Huile désasphaltée 60 Asphalte 40 Purge (pertes) 0,5 0,5 (0,2) Total 103,2 100,0 100,4 102,5 103,9 100,0 100,4 100,9 Le tableau suivant présente différents rendements en pourcentage poids par rapport au poids de la charge de pétrole brut en entrée du procédé pour ce mode de réalisation. Bases pétrochimiques 78,7% Oléfines 34,1% Ratio Ethylène / Propylène 1,4 Aromatiques 44,6% Ratio Oléfines / Aromatiques 0,8 Procédé de production d’oléfines et d’aromatiques à partir d’une charge de pétrole brut comprenant les étapes suivantes : a) une étape de distillation atmosphérique de la charge de pétrole brut et obtention d’au moins une coupe naphta, une coupe diesel et une coupe résidu atmosphérique ; b) une étape de distillation sous vide de la coupe résidu atmosphérique obtenue à l’étape a) et obtention d’au moins une coupe gazole sous vide et d’une coupe résidu sous vide ; c) une étape d’hydroconversion en lit bouillonnant d’au moins la coupe résidu sous vide obtenue à l’étape b), opérée en présence d'hydrogène et d’au moins un catalyseur d’hydroconversion, à une température comprise entre 300 et 550°C, de préférence entre 400 et 460°C, sous une pression totale comprise entre 2 et 38 MPa, de préférence entre 10 et 25 MPa, à une vitesse spatiale horaire comprise entre 0,05 et 10 h -1 , de préférence 0,1 et 0,2 h -1 et à une pression partielle d’hydrogène comprise entre 5 et 30 MPa, de préférence entre 10 et 20 MPa, et obtention d’au moins une deuxième coupe naphta, une deuxième coupe diesel et/ou gazole sous vide ; d) une étape d’hydrocraquage en lit fixe d’au moins une coupe diesel et/ou gazole sous vide choisie parmi les coupes obtenues aux étapes a), b) et c) seules ou en mélange, opérée en présence d'hydrogène et d’au moins un catalyseur d’hydrocraquage, à une température comprise entre 250 et 480°C, de préférence entre 300 et 420 °C sous une pression comprise entre 2 et 25 MPa, à une vitesse spatiale horaire comprise entre 0,3 et 6 h -1 , de préférence entre 1 et 3 h -1 et à un rapport volumique hydrogène/hydrocarbure compris entre 100 et 2000 L/L, et obtention d’au moins une coupe naphta léger et/ou naphta lourd ; e) une étape de vapocraquage d’au moins une coupe naphta et/ou naphta léger et/ou naphta lourd choisie parmi les coupes obtenues aux étapes a), c) et d) seules ou en mélange, et obtention d’au moins une coupe oléfinique ; f) une étape de reformage catalytique d’au moins la coupe naphta lourd obtenue à l’étape d) et obtention d’au moins une coupe reformat ; g) une étape de transformation et/ou séparation des aromatiques d’au moins la coupe reformat obtenue à l’étape f) de reformage catalytique et obtention d’au moins une coupe aromatique. Procédé selon la revendication 1 dans lequel, à l’étape e) de vapocraquage, est obtenu en outre une coupe huile de pyrolyse. Procédé selon la revendication 2 dans lequel, à l’étape c) d’hydroconversion en lit bouillonnant, la coupe résidu sous vide obtenue à l’étape b) est convertie conjointement avec tout ou partie de la coupe huile de pyrolyse obtenue à l’étape e) de vapocraquage. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes dans lequel, à l’étape c) d’hydroconversion en lit bouillonnant, est obtenu en outre une coupe résidu d’hydroconversion. Procédé selon la revendication 4 comprenant en outre une étape h) de désasphaltage de la coupe de résidu d’hydroconversion obtenue à l’étape c) en présence d’au moins un solvant, et obtention d’au moins une coupe huile désasphaltée. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes dans lequel, à l’étape e) de vapocraquage, est obtenu en outre une coupe essence de pyrolyse légère et/ou lourde. Procédé selon l’une quelconque des revendications 5 ou 6 dans lequel, l’étape d) d’hydrocraquage en lit fixe comprend en outre un hydrocraquage en lit fixe de la coupe huile désasphaltée obtenue à l’étape h) de désasphaltage. Procédé selon l’une quelconque des revendications 6 ou 7, l’étape d) d’hydrocraquage en lit fixe comprend en outre un hydrocraquage en lit fixe de la coupe d’essence de pyrolyse lourde obtenue à l’étape e) de vapocraquage. Procédé selon l’une quelconque des revendications 7 ou 8, à l’étape d) d’hydrocraquage, les coupes diesel sont craquées dans une première section d’hydrocraquage, et les coupes gazole sous vide, huile désasphaltée et essence de pyrolyse lourde sont craquées dans une seconde section d’hydrocraquage. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes comprenant en outre une étape i) d’hydrotraitement de la coupe naphta obtenue à l’étape a) et/ou à l’étape c), et obtention d’au moins une coupe naphta hydrotraitée. Procédé selon la revendication 10 dans lequel, l’étape i) d’hydrotraitement de la coupe naphta obtenue à l’étape a) et/ou à l’étape c) est suivie d’une étape de séparation et obtention d’au moins une coupe naphta léger hydrotraitée et/ou naphta lourd hydrotraitée. Procédé selon l’une quelconque des revendications 6 à 11 dans lequel, l’étape g) de transformation et/ou séparation des aromatiques comprend en outre une transformation et/ou séparation des aromatiques de la coupe essence de pyrolyse légère obtenue à l’étape e) de vapocraquage, de préférence conjointement avec la coupe reformat. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes dans lequel, à l’étape g) de transformation et/ou séparation des aromatiques, est obtenu en outre une coupe raffinat. Procédé selon la revendication 13 dans lequel, l’étape e) de vapocraquage comprend en outre un vapocraquage de la coupe raffinat obtenue à l’étape g). Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes comprenant en outre une étape j) de distillation des gaz d’au moins une coupe gaz choisie parmi les coupes obtenues aux étapes a), c) et d) seules ou en mélange, et obtention d’au moins une coupe GPL.