Brevet FR3155240A1 — publié le 20250516

La présente invention concerne un procédé et une installation de traitement d’un catalyseur d’hydroconversion usé, comportant une étape de régénération du catalyseur usé comprenant une combustion de coke dudit catalyseur pour former un catalyseur régénéré, et une étape de tri par flottaison dudit catalyseur régénéré comportant une mise en contact dudit catalyseur régénéré avec un solvant de tri ayant une densité choisie de manière à séparer au moins une fraction lourde de catalyseur régénéré et une fraction légère de catalyseur régénéré, la fraction légère étant apte à être recyclée à une étape d’hydroconversion dans au moins un réacteur d’hydroconversion opérant en lit bouillonnant en présence d’un catalyseur d’hydroconversion et d’hydrogène. L’invention porte également sur un procédé d’hydroconversion d’une charge hydrocarbonée contenant des métaux intégrant le procédé de traitement du catalyseur usé et le recyclage de la fraction légère de catalyseur régénéré obtenue pour former une partie d’un appoint de catalyseur dans le réacteur d’hydroconversion. Figure 1 à publier PROCEDE DE REGENERATION ET DE TRI D’UN CATALYSEUR D’HYDROCONVERSION USE POUR RECYCLAGE A L’HYDROCONVERSION La présente invention concerne le domaine des catalyseurs d’hydroconversion, en particulier le tri d’un catalyseur d’hydroconversion usé pour la réutilisation d’une partie du catalyseur usé dans un procédé d’hydroconversion. En particulier, la présente invention concerne un procédé de traitement comportant une régénération thermique (combustion) et un tri par flottaison de catalyseur d’hydroconversion usé, en vue de sa réutilisation à l’hydroconversion. Dans le domaine du raffinage du pétrole, la conversion de charges hydrocarbonées lourdes, telles que des pétroles bruts ou des fractions lourdes d'hydrocarbures issues de la distillation d'un pétrole brut, aussi appelées résidus pétroliers, peut être réalisée dans des procédés d’hydroconversion mettant en œuvre des réacteurs triphasiques (liquide, vapeur et catalyseur solide) opérant en lit bouillonnant. Ces procédés d’hydroconversion visent principalement à convertir la charge lourde en fractions plus légères, valorisables comme carburants, par exemple pour produire des essences ou des gazoles, ou matières premières pour la pétrochimie. Un exemple de procédé d’hydroconversion de charges lourdes mettant en œuvre de tels réacteurs d’hydroconversion à lit bouillonnant est le procédé H-Oil ® , licencié par la société Axens, décrit par exemple dans les brevets US4521295, US4495060, US4457831, ou US4354852. Un tel procédé d’hydroconversion met typiquement en œuvre un ou plusieurs réacteurs à lit bouillonnant en série et/ou en parallèle, dans des conditions de haute pression (par exemple 10-20 MPa) et haute température (par exemple 410-440°C). Le réacteur à lit bouillonnant contient un catalyseur solide, classiquement un catalyseur comportant un support poreux, dit aussi catalyseur supporté, qui est maintenu dans le réacteur sous la forme d’un lit fluidisé grâce à une recirculation interne liquide. On parle ainsi de lit fluidisé ou bouillonnant pour ce lit de catalyseur, le catalyseur étant en effet sous une forme dispersée et/ou expansée, la dispersion ou l'expansion étant provoquée par la circulation, de préférence de bas en haut, de la charge liquide d'hydrocarbures et de l'hydrogène ou du gaz contenant l'hydrogène. Un procédé d’hydroconversion à lit bouillonnant comme le procédé H-OIL ® est particulièrement bien adapté aux charges lourdes contenant des teneurs importantes en impuretés, qui sont difficiles à traiter dans d’autres réacteurs comme les réacteurs à lits fixes par exemple, et sont ainsi capables de convertir sévèrement la charge lourde contenant de forts taux d’impuretés et pendant une durée de cycle importante. Ceci est accompli par le remplacement régulier, typiquement journalier, d’une petite partie de l’inventaire de catalyseur contenu dans le réacteur. Le catalyseur supporté, par exemple un catalyseur NiMo sur un support alumine, qui est un catalyseur d’hydroconversion classique, est en partie renouvelé de manière journalière par du catalyseur frais pour compenser la désactivation du catalyseur induite par les dépôts de carbone (coke) et les dépôts de métaux contenus dans la charge, principalement du vanadium et nickel, sous forme de sulfures métalliques (sulfures de vanadium et le sulfures de nickel). Cet ajout de catalyseur frais s’accompagne de l’extraction journalière de catalyseur usé pour maintenir un volume de catalyseur constant dans le réacteur. En fonction de la charge traitée, les réacteurs à lit bouillonnant classiques fonctionnent avec des taux de renouvellement de catalyseur « r » (taux de remplacement journalier) allant de 0,01 à 8 % en poids de la masse totale de catalyseur contenue dans le réacteur (sur la base de la masse du catalyseur frais). Quand le procédé d’hydroconversion contient plusieurs réacteurs en série, les taux de renouvellement de catalyseur peuvent être différents dans les différents réacteurs. Comme cela est connu, et par exemple décrit dans le brevet FR3033797, le catalyseur usé peut être soutiré au niveau de la partie inférieure du réacteur, et du catalyseur frais peut être introduit soit au niveau de la partie supérieure, soit au niveau de la partie inférieure du réacteur. Ce remplacement de catalyseur usé est préférablement réalisé à des intervalles de temps réguliers, et préférablement par bouffées ou de manière quasi continue. Ces soutirages/remplacements sont réalisés en utilisant des dispositifs qui rendent avantageusement possible le fonctionnement en continu de l’étape d’hydroconversion. Par exemple, des ouvertures de tubes d’entrée et de sortie dans la zone de catalyseur expansé peuvent être utilisées pour introduire/soutirer respectivement le catalyseur supporté frais et usé. Par ailleurs, il est connu, tel qu’également mentionné dans le brevet FR3033797 ou le brevet EP3728518, de régénérer, voire de réjuvéner puis de régénérer le catalyseur usé soutiré, en vue de son recyclage dans le réacteur d’hydroconversion. La régénération permet, en général par combustion, d’éliminer le carbone et le soufre que le catalyseur usé soutiré renferme. Lors d’une réjuvénation, la majeure partie des métaux déposés du catalyseur usé soutiré est éliminée. Le catalyseur régénéré et/ou réjuvéné peut alors constituer tout ou partie, avec du catalyseur frais, de l’appoint de catalyseur quotidien réalisé dans le réacteur d’hydroconversion. Le brevet US4621069 décrit par exemple une régénération d’un catalyseur d’hydroconversion d’un procédé d’hydroconversion tel que le procédé H-OIL ® , dans laquelle le catalyseur désactivé est régénéré en continu ex-situ par la combustion du coke. La simple étape de régénération avec réutilisation du catalyseur regénéré permet de réduire la consommation de catalyseur frais. Cependant, le gain est limité par la présence de fractions de catalyseur fortement désactivé par les dépôts de métaux non éliminés lors de la régénération. L’extraction de catalyseur usé n’est généralement pas sélective, et des particules de différents âges dont du catalyseur très jeune, et par conséquent encore très actif, est extrait. Lorsqu’on s’intéresse à la distribution d’âge de la population de catalyseurs usés qui ont été soutirés d’un procédé H-OIL ® , on constate classiquement qu’une fraction non négligeable de catalyseur est très jeune : typiquement 30% à 35% massique de catalyseur (par rapport à la masse totale de catalyseur contenue dans le réacteur aussi appelée « inventaire » du catalyseur) a un âge inférieur à 15 jours, pour un taux de renouvellement « r » de l’ordre de 2,1 à 2,7 %, qui est un exemple classique de taux de remplacement journalier du catalyseur. Bien qu’il soit connu des réacteurs d’hydroconversion configurés pour permettre une extraction sélective du catalyseur usé, ceux-ci sont en général complexes et couteux. Par exemple, les demandes de brevet FR3075069 et FR3075070 décrivent des réacteurs à compartiments horizontaux ou verticaux constituants des zones d’hydroconversion d’activité catalytiques différentes, les compartiments empêchant le transfert de catalyseur d’une zone d’hydroconversion à une autre, mais pouvant permettre le transfert des fluides. Les réacteurs sont munis d’un dispositif de soutirage et d’injection de catalyseur d’une zone à une autre, de manière à transférer un appoint de catalyseur d’un compartiment à un autre ayant une activité catalytique plus faible. Dans ces réacteurs, seul est extrait hors du réacteur l’équivalent d’appoint en catalyseur à partir du compartiment ayant la plus faible activité catalytique moyenne. Ces réacteurs compartimentés permettent ainsi d’extraire de manière sélective le catalyseur du réacteur d’hydroconversion, en fonction de son âge, de manière à ne soutirer qu’une fraction la plus « vieille », c’est-à-dire ayant la plus faible activité catalytique moyenne, et remplacer celle-ci par du catalyseur frais et/ou régénéré et/ou réjuvéné. Ce type de réacteurs permet d’optimiser la renouvellement du catalyseur en limitant la perte de catalyseur le plus actif, et ainsi augmenter les performances du réacteur et/ou réduire le taux de remplacement du catalyseur. Aujourd’hui, dans le cas d’une extraction non sélective du catalyseur d’hydroconversion du réacteur d’hydroconversion, aucun tri du catalyseur usé soutiré n’est effectué industriellement, en vue de son recyclage dans le procédé d’hydroconversion. En général, l’intégralité du catalyseur usé soutiré est envoyé vers une filière de récupération de métaux visant à récupérer tous les métaux du catalyseur, sans réutilisation du catalyseur, même si théoriquement une régénération et/ou réjuvénation sont possibles. De manière générale, des méthodes existent permettant la sélection des grains de catalyseur les moins désactivés par les métaux : ces méthodes reposent par exemple sur la centrifugation, l’élutriation, le magnétisme, l’analyse chimique de surface, etc. Le brevet US4720473 décrit par exemple un procédé de traitement d’un catalyseur d’hydrotraitement usé supporté à géométrie uniforme, comportant une séparation des particules en fonction de leur longueur et de leur densité à l'aide d'un tamis rotatif et d'un système d’élutriation comme un lit fluidisé en phase gaz pour la ségrégation par densité des particules. La fraction séparée la plus légère (faiblement contaminée par les métaux) est ensuite envoyée dans une zone de régénération pour éliminer les dépôts carbonés, pour pouvoir ensuite être envoyée à une zone d’hydrotraitement. Cependant, la fluidisation en phase gaz sur laquelle repose partiellement le tri lors de ce procédé est une contrainte forte car elle est agressive pour la tenue mécanique des grains de catalyseur. En effet, l’élutriation par fluidisation en phase gaz produit des pertes de rendement par attrition des grains. Un autre exemple de tri de catalyseur est donné dans la demande WO17108378, qui décrit la ségrégation de grains de catalyseurs par une méthode d’analyse grain par grain, reposant sur des techniques d’imagerie ou de microscopie permettant l’analyse à l’échelle millimétrique des grains de catalyseurs, sans ou avec séparation par densité. Cette méthode requière une analyser grain par grain, ce qui peut être complexe et in fine inadapté pour de grands tonnages, comme c’est le cas de la majorité des procédés de raffinage comportant un remplacement de catalyseur dans des réacteurs à lit bouillonnant, lits fluidisé ou lits mobile. Objectifs et Résumé de l’invention La présente invention a pour objectif de surmonter au moins en partie les problèmes de l’art antérieurs décrits ci-dessus, et vise en particulier à fournir un procédé de traitement d’un catalyseur d’hydroconversion usé permettant de récupérer une fraction de catalyseur usé « jeune », c’est-à-dire une fraction du catalyseur usé ayant peu séjourné dans le réacteur d’hydroconversion et possédant une activité catalytique encore intéressante, en vue de recycler ladite fraction dans un réacteur à lit bouillonnant lors d’une étape d’hydroconversion d’une charge lourde. Un objectif est de fournir un tel procédé de traitement d’un catalyseur d’hydroconversion usé, comportant un tri qui soit adapté au traitement industriel de grandes quantités de catalyseur usé. Un autre objectif est de fournir un tel procédé de traitement d’un catalyseur d’hydroconversion usé, comportant un tri qui minimise la détérioration physique des grains de catalyseurs, et ainsi maximise la rendement massique de la fraction de catalyseur usé réutilisable. La présente invention vise de manière générale à diminuer la consommation globale de catalyseur frais lors d’un procédé d’hydroconversion, et/ou augmenter l’activité catalytique lors de l’hydroconversion à iso appoint de catalyseur frais dans le cas d’un recyclage de catalyseur usé à l’hydroconversion. Ainsi, pour atteindre au moins l'un des objectifs susvisés, parmi d’autres, la présente invention propose, selon un premier aspect, un procédé de traitement d’un catalyseur d’hydroconversion usé, comportant : - une étape de régénération du catalyseur d’hydroconversion usé comprenant une élimination de coke du catalyseur d’hydroconversion usé, de préférence par combustion, pour former un catalyseur régénéré, - une étape de tri par flottaison dudit catalyseur régénéré issu de l’étape de régénération comportant une mise en contact dudit catalyseur régénéré avec un solvant de tri ayant une densité choisie de manière à séparer au moins une fraction lourde de catalyseur régénéré et une fraction légère de catalyseur régénéré, la fraction légère étant apte à être recyclée à une étape d’hydroconversion dans au moins un réacteur d’hydroconversion opérant en lit bouillonnant en présence d’un catalyseur d’hydroconversion et d’hydrogène. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, l’étape de régénération est effectuée par combustion par mise en contact dudit catalyseur d’hydroconversion usé avec un flux de gaz de régénération comportant de l’oxygène à une température comprise entre 350°C et 600°C, de préférence entre 400°C et 550°C, de préférence entre 450°C et 550°C. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, le procédé de traitement comprend préalablement à l’étape de régénération : - un lavage du catalyseur d’hydroconversion usé à l’aide d’un solvant de lavage, de préférence le solvant de lavage étant un solvant hydrocarboné, avantageusement choisi dans la liste constituée par une essence, un gasoil, et un composé aromatique, de préférence le toluène ; et - un séchage du catalyseur d’hydroconversion usé lavé par mis en contact avec un gaz de séchage et/ou par chauffage, de préférence au contact d’air, et de préférence à une température comprise entre 50°C et 200°C. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, on modifie la composition du solvant de tri au cours de l’étape de tri par flottaison de manière que la densité du solvant de tri varie dans le temps pour séparer une ou plusieurs fractions supplémentaires de catalyseur régénéré. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, la densité du solvant de tri est fixe au cours de l’étape de tri par flottaison de manière à séparer uniquement deux fractions de catalyseur régénéré constituées par la fraction lourde de catalyseur régénéré et la fraction légère de catalyseur régénéré. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, le solvant de tri à l’étape de tri par flottaison est choisi de manière que sa densité soit supérieure à la densité structurale d’un catalyseur d’hydroconversion frais dont est issu ledit catalyseur d’hydroconversion usé. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, la densité du solvant est choisie de sorte que la fraction légère de catalyseur usé régénéré comporte un taux de métaux déposés lors de l’étape d’hydroconversion inférieur ou égal à 15% en poids par rapport au poids du catalyseur d’hydroconversion frais. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, la densité du solvant de tri à l’étape de tri par flottaison est comprise entre 2,1 g/cm 3 et 4,5 g/cm 3 , de préférence comprise entre 2,6 et 3,5 g/cm 3 , de préférence est comprise entre 2,8 g/cm 3 et 3,4 g/cm 3 . Selon une ou plusieurs mises en œuvre, le solvant de tri à l’étape de tri par flottaison comporte du diiodométhane, ou un mélange de diiodométhane et de chloroforme, ou une solution aqueuse de Cleirici comportant un mélange de formiate de thallium et de malonate de thallium à parts égales. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, l’étape de régénération est réalisée dans une unité de régénération connectée de manière fluidique à une unité de tri dans laquelle est réalisée l’étape de tri par flottaison, et on transfère le catalyseur régénéré de ladite unité de régénération à l’unité de tri, de préférence par transport pneumatique ou par transport sous forme de suspension comportant un liquide de transport, de préférence le liquide de transport étant le solvant de tri utilisé à l’étape de tri par flottaison. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, le catalyseur d’hydroconversion usé est issu d’un catalyseur d’hydroconversion frais comportant : - au moins un métal du Groupe VIII du tableau périodique des éléments, de préférence choisi parmi le nickel et le cobalt, préférablement le nickel, de préférence en combinaison avec au moins un métal du Groupe VIB, de préférence choisi parmi le molybdène et le tungstène, de préférence le molybdène ; - un support poreux du ou desdits métaux, de préférence ledit support comportant de la silice, de l’alumine, de la silice-alumine, du dioxyde de titane, de l'argile, de l’oxyde de bore, de la zircone ou leurs combinaisons, et de préférence de l’alumine. Selon un deuxième aspect, l’invention propose de traitement d’un catalyseur d’hydroconversion usé comportant : - une unité de régénération dudit catalyseur d’hydroconversion usé comprenant un réacteur de combustion de coke du catalyseur d’hydroconversion usé pour former un catalyseur régénéré ; - une unité de tri par flottaison du catalyseur régénéré connectée, de préférence de manière fluidique, à ladite unité de régénération du catalyseur, ladite unité de tri par flottaison comportant une cuve pour la mise en contact du catalyseur régénéré avec un solvant de tri et des moyens de séparation d’une fraction lourde de catalyseur régénéré et d’une fraction légère de catalyseur régénéré. Selon un troisième aspect, l’invention propose un procédé d’hydroconversion comportant : - une étape d’hydroconversion d’une charge hydrocarbonée contenant des métaux, dans une section d’hydroconversion comportant au moins un réacteur d’hydroconversion opérant en lit bouillonnant en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydroconversion et ; - une étape de soutirage dudit réacteur d’hydroconversion d’un flux dudit catalyseur d’hydroconversion usé et d’introduction dans ledit réacteur d’hydroconversion d’un appoint comportant un flux de catalyseur d’hydroconversion frais et un flux de catalyseur d’hydroconversion recyclé ; - une étape de traitement dudit flux de catalyseur d’hydroconversion usé soutiré par un procédé de traitement selon l’invention, produisant une fraction légère de catalyseur d’hydroconversion régénéré formant le flux de catalyseur d’hydroconversion recyclé. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, l’appoint comprend entre 5 % et 35 % en poids du flux de catalyseur d’hydroconversion recyclé, de préférence entre 10 % et 30 % en poids. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, la charge hydrocarbonée contient une fraction d’au moins 50 % en poids possédant un point d’ébullition d’au moins 300°C, de préférence ladite charge hydrocarbonée comprend, et peut être constituée par, une des charges suivantes, seules ou en mélange : un pétrole brut, un pétrole brut de synthèse, un goudron de charbon, un bitume de sables bitumineux, une huile lourde provenant de schistes bitumineux, un résidu atmosphérique ou un résidu sous-vide issu de la distillation atmosphérique ou sous-vide d’un pétrole brut, un résidu atmosphérique ou un résidu sous-vide issu de la distillation atmosphérique ou sous-vide d’un effluent provenant d’une unité de conversion thermique ou d’hydrotraitement ou d’hydrocraquage ou d’hydroconversion ou d’une unité de liquéfaction directe du charbon, un distillat sous-vide obtenu directement d’un pétrole brut ou d’une coupe issue d’une unité de craquage catalytique en lit fluidisé ou d’une unité d’hydrocraquage ou d’une unité d’hydroconversion ou d’une unité de cokéfaction ou d’une unité de viscoréduction, un distillat sous vide issu de la liquéfaction directe de charbon, des coupes aromatiques extraites d’une unité de production de lubrifiants, une huile désasphaltée ou un asphalte issu d'une unité de désasphaltage, et de préférence un résidu sous-vide issu de la distillation sous-vide d’un pétrole brut. D’autres objets et avantages de l’invention apparaîtront à la lecture de la description qui suit d’exemples de réalisations particuliers de l’invention, donnés à titre d’exemples non limitatifs, la description étant faite en référence aux figures annexées décrites ci-après. Liste des figures FIG. 1 La FIG. 1 illustre l’invention et représente un schéma de principe du procédé de traitement d’un catalyseur d’hydroconversion et du procédé d’hydroconversion intégrant un tel traitement. FIG. 2 La FIG. 2 illustre un dispositif expérimental mis en œuvre pour des essais en laboratoire de tri par flottaison de catalyseur. FIG. 3 La FIG. 3 est un graphique montrant les résultats de récupération massique obtenus lors d’essais en laboratoire de tri par flottaison de catalyseur. Dans la description détaillée suivante, de nombreux détails spécifiques sont exposés afin de fournir une compréhension plus approfondie des procédés. Cependant, il apparaîtra à l’homme du métier que les procédés peuvent être mis en œuvre sans nécessairement tous ces détails spécifiques. Dans d’autres cas, des caractéristiques bien connues n’ont pas été décrites en détail pour éviter de compliquer inutilement la description. Dans la présente description, les différents modes de réalisation présentés peuvent être mis en œuvre séparément ou en combinaison les uns avec les autres, sans limitation de combinaisons lorsque cela est techniquement réalisable. Terminologie Il est précisé que, dans toute cette description, l’expression « compris(e) entre … et … » doit s’entendre comme incluant les bornes citées, sauf spécifié autrement. Dans la présente description, le terme «comprendre» est synonyme de «comporter», «inclure» et «contenir», et est inclusif ou ouvert et n’exclut pas d’autres éléments qui ne seraient pas mentionnés. Il est entendu que le terme «comprendre» inclut le terme exclusif et fermé «consister». En outre, lorsqu’ils sont utilisés dans la présente description, les termes «essentiellement» ou «sensiblement» ou «environ» en rapport avec une valeur de référence correspondent à une approximation de ± 10%, préférablement de ± 5%, très préférablement de ± 2%, voire encore plus préférablement de ± 1% de cette valeur de référence, qui peut être une température, une pression, une distance, une vitesse, un débit, une teneur en composé(s), etc. Dans la présente description, les différentes plages de paramètres pour une étape donnée telles que les plages de pressions et les plages de températures peuvent être utilisées seules ou en combinaison. Par exemple, dans le sens de la présente invention, une plage préférée de valeurs de pression peut être combinée avec une plage plus préférée de valeurs de température. Dans la présente description, on entend par « catalyseur d'hydroconversion » un catalyseur supporté poreux mis en œuvre dans un procédé d’hydroconversion en lit bouillonnant d’une charge hydrocarboné. Dans la suite de la description, le terme « catalyseur » fait référence à un tel catalyseur d’hydroconversion, sauf spécifié autrement. De tels catalyseurs comprennent typiquement (i) un support de catalyseur possédant une grande surface et de nombreux canaux ou pores interconnectés et (ii) une phase active sous la forme des particules fines d’un catalyseur actif telles que des sulfures de cobalt, de nickel, de tungstène, de molybdène, ou des sulfures mixtes de ces éléments (ex NiMo, CoMo, etc.), dispersées dans les pores. Les catalyseurs supportés sont communément produits sous forme d’extrudés cylindriques («pellets» en anglais) ou de solides sphériques, bien que d’autres formes soient possibles. Un tel catalyseur d’hydroconversion est détaillé plus loin dans la description. Dans la présente description, terme «hydroconversion» fait référence à un procédé dont le but principal est de réduire la plage de point d’ébullition d’une charge hydrocarbonée comportant typiquement au moins 50% en poids d’une fraction lourde d’hydrocarbures possédant un point d’ébullition d’au moins 300°C, et dans lequel une partie substantielle de la charge est convertie en des produits dotés de plages de point d’ébullition plus basses que celles de la charge d’origine. L’hydroconversion implique généralement la fragmentation de molécules d’hydrocarbures plus grandes en fragments moléculaires plus petits possédant un nombre d’atomes de carbone plus petit et un rapport hydrogène sur carbone plus élevé. Les réactions mises en œuvre pendant l’hydroconversion permettent de réduire la taille de molécules d’hydrocarbures, principalement par clivage de liaisons carbone–carbone, en la présence d’hydrogène afin de saturer les liaisons coupées et les cycles aromatiques. Le mécanisme par lequel l’hydroconversion se produit implique typiquement la formation de radicaux libres d’hydrocarbure pendant la fragmentation, principalement par craquage thermique, suivie du coiffage des terminaisons ou fragments de radicaux libres avec de l’hydrogène en la présence de sites de catalyseur actifs. Bien-sûr, pendant un procédé d’hydroconversion, d’autres réactions typiquement associées à de l’hydrotraitement peuvent se produire, comme, entre autres, l’élimination de soufre ou d’azote de la charge, ou la saturation d’oléfines, et tel que défini plus largement ci-dessous. Le terme « hydrotraitement », couramment appelé « HDT » fait référence à une opération plus douce que l’hydroconversion, et dont le but principal est d’éliminer des impuretés telles que le soufre, l’azote, l’oxygène, des halogénures, et des traces de métaux de la charge, et de saturer des oléfines et/ou de stabiliser des radicaux libres d’hydrocarbures en les mettant à réagir avec de l’hydrogène plutôt que de les laisser réagir avec eux-mêmes. Le but principal n’est pas de changer la plage de point d’ébullition de la charge. Ainsi, l’hydrotraitement comprend notamment des réactions d’hydrodésulfuration (couramment appelé « HDS »), des réactions d’hydrodéazotation (couramment appelé « HDN ») et des réactions d’hydrodémétallation (couramment appelé « HDM »), accompagnées de réactions d’hydrogénation, d’hydrodéoxygénation, d’hydrodéaromatisation, d’hydroisomérisation, d’hydrodéalkylation, d’hydrocraquage, d’hydrodéasphaltage et de la réduction du carbone Conradson. L’hydrotraitement est mis en œuvre le plus souvent à l’aide d’un réacteur à lit fixe, bien que d’autres réacteurs puissent également être utilisés pour l’hydrotraitement, par un exemple un réacteur d’hydrotraitement à lit bouillonnant. Au sens de la présente invention, on entend par « tri par flottaison » ou « séparation par flottation » (« separation by flotation » dans la terminologie anglo-saxonne) une technique de séparation de mélanges de particules solides fondée sur la différence de leur densité dans un milieu liquide, basé sur le principe de la poussée d’Archimède. Le terme de flottation est parfois utilisé pour cette technique. Cependant, la flottation est une technique de séparation fondée sur des différences de densité et/ou d’hydrophobicité des éléments à séparer, et peut ainsi inclure des propriétés de surface (hydrophobicité) qui ne sont pas utilisées dans le tri par flottation mis en œuvre dans la présente invention. Ainsi, le terme « flottaison » est préféré dans la présente description pour faire référence au mécanisme de tri du procédé selon l’invention, bien qu’il puisse aussi être fait référence à la flottation, et plus spécifiquement à une technique de flottation naturelle où la différence de densité entre la matière granulaire en suspension et le liquide qui la contient est naturellement suffisante pour permettre la séparation des grains, par opposition à des techniques de flottaison assistée ou provoquée qui peuvent mettre en œuvre une insufflation de bulles d’air pour améliorer la séparation ou encore modifier artificiellement une densité de particules initialement supérieure à celle du liquide, en leur associant des bulles de gaz. Le terme « densité structurale », en référence à un catalyseur en tant que matériau, et aussi parfois appelée « densité squelettique » ou « densité vraie » ou « densité absolue », correspond à la densité du catalyseur excluant la porosité et la densité de ses fluides interstitiels. Il s’agit de la définition usuelle de la densité structurale, s’opposant à la densité apparente qui elle tient compte de toutes les composantes du catalyseur (y compris sa porosité et les fluides interstitiels). La densité structurale d’un grain peut s’écrire comme suit : ρ s = m grain /(V grain -V pores ), avec ρ s la densité structurale du grain, m grain la masse du grain solide, V grain le volume total (ou enveloppe) du grain solide qui est le volume comprenant les pores ouverts, et V pores le volume des pores ouverts du grain. Elle est déterminée par pycnométrie à l’hélium, selon la norme ASTM B923. D’autres méthodes peuvent être utilisées pour déterminer la densité structurale d’un catalyseur, et ne limitent pas l’invention. Les normes citées dans la présente description font références aux versions les plus récentes à la date de dépôt de la présente demande. Dans la présente description, le « taux de métaux déposés » ou « taux de métaux déposés lors de l’hydroconversion » fait référence à un taux de dépôt moyen de métaux issus de la charge sur le catalyseur lors de l’étape d’hydroconversion, et correspond à la masse totale de métaux issus de la charge déposés dans/sur le catalyseur lors de l’hydroconversion divisée par la masse totale de catalyseur frais (le catalyseur frais comportant le support et la phase active). Le taux de métaux déposés est exprimé en pourcentage massique de métaux par rapport à la masse totale de catalyseur frais. Lorsqu’il est fait référence à la masse totale du catalyseur frais pour exprimer certaines teneurs en % massique de composés du catalyseur, il s’agit de la masse totale du catalyseur frais sous sa forme oxyde (non sulfuré). Le taux de métaux déposés peut être estimé mathématiquement à partir de la teneur en métaux dans la charge hydrocarbonée, de la masse totale de charge hydrocarbonée traitée, de la performance en demétallation totale de la charge (réactions d’HDM et/ou dépôts), de l’inventaire (quantité) de catalyseur et du taux de remplacement de catalyseur d’hydroconversion. Le taux de métaux est déterminé de manière préférée à partir d’analyses du catalyseur usé soutiré. Selon cette approche préférée, on prélève un échantillon de catalyseur usé soutiré, on lave ledit catalyseur échantillonné en laboratoire au moyen d’un extracteur de Soxhlet en mettant en œuvre un solvant tel que du toluène pour extraire les produits liquides sans extraire les métaux, puis on sèche ledit échantillon de catalyseur lavé, typiquement en étuve atmosphérique ou sous vide, à une température suffisante pour évaporer le solvant, par exemple à 120°C dans le cas du toluène. L’échantillon de catalyseur lavé et séché peut ensuite être analysé pour déterminer sa composition élémentaire. De préférence, l’échantillon de catalyseur usé, lavé et séché est régénéré, typiquement dans une étuve, par exemple à une température d’environ 500°C, pour éliminer le coke. En laboratoire, la régénération est typiquement réalisée dans un four sous air, avec de préférence une montée en température lente (par exemple avec un ou plusieurs paliers de température) afin notamment d’éviter la formation de points chauds. L’échantillon de catalyseur régénéré est ensuite broyé avant d’être analysé. Des analyses élémentaires, typiquement par spectrométrie à plasma à couplage inductif (ICP pour Inductively coupled plasma selon la terminologie anglo-saxonne), ou par spectrométrie de fluorescence des rayons X, plus communément appelée fluorescence X (FX), permettent de quantifier la teneur des différents éléments du catalyseur, dont l’aluminium et le molybdène pour les catalyseurs d’hydroconversion les plus typiques, ainsi que les métaux déposés lors de l’hydroconversion, comme le vanadium et le nickel pour les charges pétrolières les plus typiques traitées dans un procédé d’hydroconversion, et tout autre élément. Le taux de métaux déposés (taux de dépôt moyen de métaux issus de la charge sur le catalyseur lors de l’étape d’hydroconversion) pour l’échantillon de catalyseur analysé peut être estimé en prenant compte de la composition connue du catalyseur frais. Il est à noter que dans l’échantillon de catalyseur usé soutiré, comme dans une fraction triée du catalyseur régénéré par le procédé de traitement selon l’invention, il existe une distribution d’âge des grains de catalyseur (temps de séjour variable dans le réacteur selon les grains), et donc également une distribution en dépôts de métaux déposés puisque la quantité de métaux déposés lors de l’hydroconversion dépend du temps de séjour du grain de catalyseur dans le réacteur d’hydroconversion (plus le temps de séjour est grand, plus les dépôts de métaux sur le grain est important). Au sens de la présente invention, le taux de métaux déposés du catalyseur usé soutiré fait référence à la masse moyenne de métaux déposés par rapport à la masse totale de catalyseur frais estimé dans l’échantillon de catalyseur analysé. Dans la présente description, les groupes d'éléments chimiques peuvent être 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 VIII (ou VIIIB) selon la classification CAS correspond aux métaux des colonnes 8, 9 et 10 selon la nouvelle classification IUPAC. Pour une meilleure compréhension de l’invention, il est fait mention ci-dessous à des références numériques apparaissant dans la FIG. 1 pour désigner différents éléments des procédés, sans que cela constitue une limitation aux modes de réalisation particuliers décrits plus bas. La demanderesse a mis en évidence que, de manière surprenante, il est possible de répondre aux objectifs visés en traitant le catalyseur usé selon un enchainement précis d’étapes : en premier lieu une étape de régénération du catalyseur usé qui vise à éliminer les dépôts de coke du catalyseur usé, typiquement une régénération thermique comportant une combustion du coke, ou tout autre méthode d’élimination du coke, suivie d’une étape de tri par flottaison qui va permettre de séparer les grains de catalyseur suivant leur contenu en métaux déposés lors de l’hydroconversion, ce dernier étant une fonction strictement croissante de l’âge du catalyseur, et fournir une fraction légère de catalyseur régénéré ayant un faible taux de métaux déposés, et donc ayant encore une activité catalytique satisfaisante, ladite fraction pouvant alors être recyclée à l’hydroconversion. Par âge du catalyseur d’hydroconversion, on entend le temps de résidence du catalyseur dans le réacteur d’hydroconversion La régénération de catalyseur, comme déjà mentionné plus haut, est un processus connu et bien maitrisé dans l’industrie pétrolière pour éliminer les dépôts carbonés des catalyseurs. La séparation par flottaison, qui repose sur la différence de la masse volumique de particules solides à séparer par rapport à la masse volumique d’un liquide dans lequel elle sont plongées, est également un procédé connu qui est utilisé dans d’autres domaines comme l’industrie minière, le traitement d’eaux usés, ou l’industrie agroalimentaire. L’invention porte sur la combinaison des deux techniques pour le traitement d’un catalyseur d’hydroconversion usé, notamment sur un enchainement spécifique comportant une étape de régénération préalablement à une étape de tri par flottaison, qui permet de réaliser un tri fiable et performant du catalyseur usé en vue de son recyclage à l’hydroconversion. Sans cette première étape de régénération préalable au tri, il n’est pas possible de réaliser une séparation satisfaisante du catalyseur par âge, comme cela est expliqué plus loin dans la description. La FIG. 1 est un schéma bloc de principe représentant le procédé d’hydroconversion en lit bouillonnant d’une charge hydrocarbonée et le traitement du catalyseur d’hydroconversion usé selon l’invention, ledit catalyseur usé étant soutiré d’au moins un réacteur d’hydroconversion à lit bouillonnant du procédé d’hydroconversion. Une charge hydrocarbonée contenant des métaux, non représentée dans la FIG. 1 , est envoyée à une étape d’hydroconversion 1 dans une section d’hydroconversion comportant au moins un réacteur d’hydroconversion opérant en lit bouillonnant en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydroconversion supporté poreux. Dans ledit réacteur d’hydroconversion est introduit un appoint comportant un flux de catalyseur d’hydroconversion frais 11 compensant en partie un flux de catalyseur d’hydroconversion usé 12 soutiré du réacteur. Le flux de catalyseur usé 12, qui contient des dépôts de coke et des dépôts de métaux, est envoyé à une étape de régénération du catalyseur 2 visant à éliminer le coke, de préférence une régénération thermique par combustion, produisant un flux de catalyseur usé régénéré 13 dépourvu de coke ou comportant une faible teneur en coke, de préférence le flux de catalyseur usé régénéré comporte moins de 5% en poids de carbone par rapport au poids total de catalyseur frais, de préférence moins de 1% en poids de carbone. Tout autre méthode d’élimination du coke adaptée, c’est-à-dire qui n’altère pas le catalyseur, peut être utilisée. Le flux de catalyseur usé régénéré 13 contenant encore des métaux déposés est ensuite envoyé à une étape de tri par flottaison 3. Dans cette étape, les grains de catalyseur vont être séparés suivant leur densité structurale qui est directement reliée au contenu en métaux et donc à l’âge du grain de catalyseur : le grain de catalyseur accumule en effet des métaux, initialement contenus dans la charge, tout au long de sa vie dans le réacteur d’hydroconversion. A l’issue de l’étape de tri par flottaison 3, on obtient au moins une fraction de catalyseur riche en métaux, appelée ici fraction lourde de catalyseur régénéré 14, qui contient les grains de catalyseur dits « vieux », et une fraction de catalyseur pauvre en métaux, ici appelée fraction légère de catalyseur régénéré 15, qui contient les grains de catalyseur dits « jeunes » et encore actifs. La fraction légère de catalyseur régénéré 15 est recyclée à l’étape d’hydroconversion1, pour former, avec le flux 11 de catalyseur frais, l’appoint qui compense le soutirage de catalyseur usé 12. Ce recyclage permet ainsi de diminuer l’apport de catalyseur frais par rapport à un schéma classique sans tri et recyclage d’une partie du catalyseur usé soutiré et régénéré. A iso-appoint en catalyseur frais par rapport à un schéma classique, le recyclage de la fraction légère de catalyseur régénéré permet d’augmenter l’activité catalytique lors de l’hydroconversion. Procédé de traitement d’un catalyseur d’hydroconversion usé Selon un premier aspect, la présente invention concerne ainsi un procédé de traitement d’un catalyseur d’hydroconversion usé, comportant : - une étape de régénération 2 du catalyseur d’hydroconversion usé 12 comprenant une élimination du coke dudit catalyseur d’hydroconversion usé 12, de préférence par combustion, pour former un catalyseur régénéré 13, - une étape de tri par flottaison 3 dudit catalyseur régénéré 13 comportant une mise en contact dudit catalyseur régénéré 13 avec un solvant de tri ayant une densité choisie de manière à séparer au moins une fraction lourde de catalyseur régénéré 14 et une fraction légère de catalyseur régénéré 15, la fraction légère étant apte à être recyclée à une étape d’hydroconversion 1 dans au moins un réacteur d’hydroconversion opérant en lit bouillonnant en présence d’un catalyseur d’hydroconversion et d’hydrogène. Le catalyseur d’hydroconversion Le catalyseur d’hydroconversion usé traité par le procédé de traitement selon l’invention provient d’au moins un réacteur à lit bouillonnant d’une section d’hydroconversion d’un procédé d’hydroconversion d’une charge hydrocarbonée contenant des métaux. Un tel réacteur est un réacteur triphasique contenant de l'hydrogène et un catalyseur en lit fluidisé dit lit bouillonnant, et fonctionnant à courant ascendant de liquide et de gaz. Le réacteur d’hydroconversion à lit bouillonnant est décrit en détails plus loin en relation avec procédé d’hydroconversion. Un aspect essentiel du fonctionnement des réacteurs à lit bouillonnant est le remplacement en continu du catalyseur d’hydroconversion. Un remplacement de catalyseur est requis dans tous les procédés de conversion de charges d'hydrocarbures (indifféremment de la technologie de réacteur employé, par exemple un réacteur à lit fixe, à lit mobile, à lit fluidisé bouillonnant), car le catalyseur se désactive principalement par dépôt de métaux contenus dans la charge, et par dépôt de coke, dans les conditions opératoires de l’hydroconversion. Les métaux déposés peuvent interagir avec les sites actifs du catalyseur, et les bloquer diminuant la capacité du catalyseur à catalyser les réactions, c’est-à-dire entraînant une désactivation progressive du catalyseur. Les nature des métaux déposés dépend de la nature des métaux présents dans la charge traitée du procédé d’hydroconversion. Les dépôts de coke peuvent eux aussi désactiver les sites actifs du catalyseur, ou encombrer les pores et ainsi rendre moins accessibles les sites actifs aux réactifs. La technologie du lit bouillonnant, si elle permet en effet d’augmenter in fine le temps entre deux arrêts du procédé d’hydroconversion grâce à l’aspect continu du renouvellement du catalyseur, comparativement à d’autres technologies comme celles du lit fixe, nécessite la mise en place d’un système de renouvellement en continu du catalyseur, avec un soutirage et un appoint de catalyseur chaque jour. Comme le catalyseur est très fortement mélangé dans le lit bouillonnant, après une période initiale de stabilisation, un état d’équilibre est atteint pour la distribution de l’âge du catalyseur et son activité, permettant alors un fonctionnement à des conditions opératoires constantes avec des performances constantes dans la durée. Le taux de renouvellement de catalyseur CRR, qui est un taux de remplacement journalier, peut varier de 0,01 à 8% en poids de la masse totale de catalyseur contenue dans le réacteur (masse du catalyseur frais), en fonction de la charge traitée, et ce taux peut être différent pour chaque réacteur d’hydroconversion si plusieurs réacteurs sont utilisés. Le renouvellement de catalyseur permet ainsi de compenser la perte d’activité due principalement aux dépôts de métaux et de coke sur le catalyseur. À cause du très bon mélange du catalyseur dans le réacteur d’hydroconversion à lit bouillonnant, un inconvénient rencontré est que le catalyseur usé soutiré est constitué d’un mélange de catalyseur très fortement désactivé, de catalyseur moyennement désactivé et de catalyseur presque neuf, de sorte que l’utilisation du catalyseur dans les réacteurs d’hydrotraitement sur lits bouillonnants n’est pas optimisée. Un triage des particules de catalyseur d’hydroconversion usé soutiré en fonction de leur degré de désactivation est proposé par la présente invention, en vue du recyclage à l’hydroconversion d’une fraction encore suffisamment active du catalyseur soutiré, en complément de catalyseur frais (neuf) pour former l’appoint journalier de catalyseur d’hydroconversion. Le catalyseur usé est issu d’un catalyseur d’hydroconversion frais, c’est-à-dire neuf (jamais utilisé), décrit ci-après. Le catalyseur d’hydroconversion frais peut contenir un ou plusieurs éléments des groupes 4 à 12 du tableau périodique des éléments, déposés sur un support poreux. Ledit support poreux est avantageusement un support comportant, et pouvant être constitué par, de la silice, de l'alumine, de la silice-alumine (amorphe), du dioxyde de titane, de l'argile, de l’oxyde de bore, de la zircone, ou des combinaisons de ces matériaux, de préférence comportant, et pouvant être constitué par, de la silice, de l'alumine, de la silice-alumine (amorphe), du dioxyde de titane ou leurs combinaisons, et de manière très préférée l'alumine. L’alumine peut avantageusement se présenter sous toutes ses formes, connues de l’homme du métier. Par exemple, l’alumine est choisie dans le groupe composé par les alumines alpha, rho, chi, kappa, êta, gamma, thêta et delta, de manière préférée choisie parmi les alumines gamma, thêta et delta, et encore plus préférentiellement est l’alumine gamma, par exemple la boehmite. Ces matériaux sont des oxydes réfractaires poreux au sein desquels sont classiquement dispersés les métaux de la phase active. Dans certains cas, il peut être avantageux que le support comprenne, en plus du matériau oxyde réfractaire décrit ci-dessus, par exemple l’alumine, au moins un matériau zéolithique, qui peut notamment apporter une fonction craquante en plus de la fonction hydro-déshydrogénante apportée par les métaux de la phase active, ledit matériau zéolithique formant, avec l’oxyde réfractaire, le support poreux au sein duquel sont dispersés les métaux de la phase active. Ledit matériau zéolithique peut être une zéolithe choisie parmi des zéolithes de structure MFI, BEA et FAU, et de préférence choisie parmi les zéolithes ZSM-5, beta ou Y. S’agissant des zéolithes mentionnées dans la présente description, l’homme du métier peut se référer à l’ouvrage "Atlas of zeolite framework types", 6th revised Edition, 2007, Ch.Baerlocher, W.M.Meier, D.H.Olson pour en obtenir les caractéristiques. Le catalyseur d’hydroconversion frais peut contenir au moins un métal du groupe VIII, de préférence choisi parmi le nickel et le cobalt, et de préférence le nickel, ledit élément du groupe VIII étant de préférence utilisé en association avec au moins un métal du groupe VIB, de préférence choisi parmi le molybdène et le tungstène, et de préférence le métal du groupe VIB est le molybdène. Avantageusement, le catalyseur d’hydroconversion frais comprend un support alumine et au moins un métal du groupe VIII 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 frais comprend le nickel en tant qu'élément du groupe VIII et le molybdène en tant qu'élément du groupe VIB. Le catalyseur d’hydroconversion frais peut donc comporter : - au moins un métal du Groupe VIII, de préférence choisi parmi le nickel et le cobalt, et préférablement le nickel, de préférence en combinaison avec au moins un métal du Groupe VIB, de préférence choisi parmi le molybdène et le tungstène, et de préférence le molybdène ; - un support poreux, servant de support pour le ou lesdits métaux, de préférence le support poreux comportant, et pouvant être constitué par, de la silice, de l’alumine, de la silice-alumine, du dioxyde de titane, de l'argile, de l’oxyde de bore, de la zircone, ou leurs combinaisons, et de préférence de la silice, de l’alumine, de la silice-alumine, du dioxyde de titane ou leurs combinaisons, et encore plus préférentiellement de l’alumine. La teneur en métal du groupe VIII, 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 0% et 30% exprimée en poids d’oxyde du métal (en particulier de trioxyde de molybdène MoO 3 ), de préférence entre 1 % et 30 %, 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 d’hydroconversion frais. Le catalyseur d’hydroconversion frais peut également comprendre au moins un élément dopant choisi parmi le phosphore, le bore, le silicium, de préférence le phosphore. Le catalyseur d’hydroconversion frais peut également comprendre en outre au moins un composé organique contenant de l'oxygène et/ou de l'azote et/ou du soufre avant sulfuration. De tels additifs sont connus de l’Homme du métier. Généralement, le composé organique est choisi parmi un composé comportant une ou plusieurs fonctions chimiques choisies parmi une fonction carboxylique, alcool, thiol, thioéther, sulfone, sulfoxyde, éther, aldéhyde, cétone, ester, carbonate, amine, nitrile, imide, oxime, urée et amide ou encore les composés incluant un cycle furanique ou encore les sucres. Ce catalyseur d’hydroconversion frais supporté est avantageusement utilisé sous forme d'extrudés ou de billes. Les billes possèdent, par exemple, un diamètre compris entre 0,4 mm et 4,0 mm. Les extrudés possèdent, par exemple, une forme cylindrique dotée d’un diamètre compris entre 0,5 mm et 4,0 mm et une longueur comprise entre 1 mm et 5 mm. Les extrudés peuvent également être des objets d’une forme différente telle que des trilobes, des tétralobes réguliers ou irréguliers, ou d’autres multilobes. Des catalyseurs d’hydroconversion frais supportés poreux d’autres formes peuvent également être utilisés. La taille de ces différentes formes de catalyseurs supportés poreux peut être caractérisée au moyen du diamètre équivalent. Le diamètre équivalent est défini comme six fois le rapport entre le volume de la particule et la superficie externe de la particule. Le catalyseur supporté poreux, utilisé sous forme d’extrudés, de billes ou d’autres formes, possède ainsi un diamètre équivalent compris entre 0,4 mm et 4,4 mm. Avantageusement, le catalyseur d’hydroconversion frais subit une étape de sulfuration avant son utilisation, consistant à activer le catalyseur en transformant, au moins en partie, la phase oxyde en milieu sulfo-réducteur. Ce traitement d'activation par sulfuration est bien connu de l'Homme du métier et peut être effectué in situ ou ex situ par toute méthode déjà décrite dans la littérature. Une méthode de sulfuration classique bien connue de l'Homme du métier consiste à chauffer le catalyseur sous flux d'un mélange d’hydrogène et d’hydrogène sulfuré ou sous flux d'un mélange d'hydrogène et d'hydrocarbures contenant des molécules soufrées à une température comprise entre 150°C et 800°C, de préférence entre 250°C et 600°C. Le traitement de sulfuration peut être effectué ex situ (avant l'introduction du catalyseur frais dans le réacteur d’hydroconversion) ou in situ au moyen d'un agent organosoufré précurseur d'H 2 S injecté avec la charge d’hydrocarbures lourde à traiter. Il est de préférence effectué in situ lorsqu’un réacteur en lit bouillonnant est utilisé. L’H 2 S peut également provenir par exemple de l'H 2 S contenu dans de l'hydrogène recyclé vers le réacteur d’hydroconversion ou de la décomposition thermique de molécules organo-soufrées présentes dans la charge ou préalablement introduites dans la charge (ex. : injection de diméthyldisulfure, de composés soufrés du type mercaptans ou sulfures, d’essence soufrée, de gasoil soufré, de distillat sous vide soufré, de résidu soufré). Ces catalyseurs d’hydroconversion sont bien connus de l’homme du métier. Le catalyseur usé, qui a été soutiré du réacteur d’hydroconversion à lit bouillonnant, et qui est envoyé à l’étape de régénération, comporte des dépôts de coke et de métaux contenus initialement dans la charge hydrocarbonée envoyée à l’hydroconversion. La quantité de métaux et de coke déposés lors de l’hydroconversion est variable d’un grain de catalyseur à l’autre, et est fonction du temps de séjour du grain de catalyseur dans le réacteur d’hydroconversion. Elle dépend aussi, de même que la nature de métaux, de la nature de la charge hydrocarbonée. Typiquement, le catalyseur d’hydroconversion usé comporte du nickel et/ou du vanadium contenus initialement dans la charge hydrocarbonée envoyée à l’hydroconversion, et déposés sur/dans le catalyseur à l’étape d’hydroconversion. Le taux de métaux déposés du catalyseur d’hydroconversion usé peut être compris entre 5% et 150% poids par rapport au poids de catalyseur d’hydroconversion frais. La teneur en carbone (lié au coke) du catalyseur d’hydroconversion usé peut être comprise entre 5% à 90% en poids du catalyseur d’hydroconversion frais, de préférence entre 5% à 50% en poids. Etape de régénération du catalyseur d’hydroconversion L’étape de régénération 2 du catalyseur usé 12 est une étape de régénération du catalyseur visant à éliminer le coke du catalyseur usé. Il s’agit avantageusement d’une régénération thermique comportant la combustion du coke du catalyseur usé. Une méthode autre que la combustion peut être utilisée pour éliminer le coke du catalyseur usé, sans sortir du cadre de la présente invention, à condition que cette autre méthode n’altère pas le catalyseur, ne dégrade pas son intégrité. La régénération thermique d’un catalyseur par combustion est connue de l’homme du métier. Cette étape consiste à effectuer une combustion contrôlée des dépôts de coke du catalyseur. Elle permet de restaurer une partie des sites actifs du catalyseur en éliminant le coke qui désactive les sites, ou limite ou bloque l’accès des réactifs par encombrement des pores. Lors de l’étape de régénération, d’autres composés peuvent subir une oxydation, les composés soufrés ou azotés pouvant former des SOx et des NOx. L’étape de régénération est réalisée sur le flux catalyseur usé 12, qui peut avoir été lavé ou avoir subi une décantation de l’huile qui l’imbibe, puis séché. Ainsi, le procédé de traitement peut comprendre, préalablement à l’étape de régénération : - un lavage du flux de catalyseur usé 12 à l’aide d’un solvant de lavage, de préférence ledit solvant de lavage étant un solvant hydrocarboné, de préférence choisi dans la liste constituée par une essence, un gasoil, et un composé aromatique, de préférence le toluène ; et - un séchage dudit catalyseur usé lavé par mis en contact avec un gaz de séchage et/ou par chauffage, de préférence à une température comprise entre 50°C et 200°C. Le gaz de séchage est de préférence un gaz inerte comme l’azote. L’étape de séchage peut être réalisée par tous les moyens connus de l’homme du métier, par exemple dans une enceinte opérant en lit fluidisé, ou en lit fixe, ou dans un four comportant un tapis. Selon un ou plusieurs modes de réalisation, la régénération comporte la combustion du flux catalyseur usé 12 par mise en contact dudit flux 12 avec un flux de gaz de régénération comportant de l’oxygène, à une température comprise entre 350°C et 600°C, de préférence entre 400°C et 550°C, plus préférentiellement entre 450°C et 550°C. Le flux de gaz de régénération comprend de préférence de l’air. La régénération par combustion débute par l'introduction du flux gaz de régénération, par exemple de l’air, avantageusement en mélange avec un gaz inerte comme l’azote, dans le réacteur de combustion de l’unité de régénération. Ce flux est contrôlé pour maintenir des conditions de combustion optimales et minimiser les risques d'endommagement du catalyseur usé. La température, la pression et la composition en oxygène du flux gazeux sont ajustées en fonction des caractéristiques spécifiques du catalyseur et des conditions de fonctionnement du réacteur de combustion de l’unité de combustion. L’étape de régénération par combustion peut être mise en œuvre par tout type d’équipement connu de l’homme du métier, par exemple comprendre un ou plusieurs réacteurs de combustion qui peuvent être des fours, y compris des fours rotatifs et des fours munis de tapis mobiles, des réacteurs à lit horizontal munis d’une hélice pour l’avancement et l’homogénéisation du catalyseur, des dispositif de vibro-fluidisation, des réacteurs en lit fixe, des réacteurs en lit mobile, des réacteurs en lit fluidisé, les réacteurs en lit fluidisé présentant l’avantage d’une meilleure répartition de la température afin d’éviter les points chauds. Les temps de séjour typiques sont de 1 heure à 5 heures. Lors de la régénération par combustion, le flux de gaz de régénération comportant de l’oxygène entrant en contact avec le catalyseur usé provoque l'oxydation des dépôts de coke. La chaleur dégagée lors de la réaction d'oxydation contribue à maintenir la température du réacteur de combustion dans la plage souhaitée (typiquement 350-600°C, de préférence 400-550°C, plus préférentiellement 450-550°C). La température et toute la procédure de régénération est maitrisée de manière à ne pas endommager le catalyseur d’hydroconversion. Une fois la régénération complétée, le flux de gaz de régénération est interrompu, et un flux de catalyseur régénéré 13 est prêt à être envoyé à l’étape de tri par flottaison 3. L’étape de régénération peut être réalisée de manière délocalisée par rapport à l’unité d’hydroconversion du procédé d’hydroconversion, qu’on peut désigner de régénération ex-situ, ou encore en ligne avec le procédé de hydroconversion, c’est-dire de manière non délocalisée par rapport à l’unité d’hydroconversion qu’on peut aussi désigner par régénération in-situ. De préférence, l’étape de régénération est réalisée de manière discontinue (aussi appelée par « batch ») et à une fréquence définie en fonction de la gestion du catalyseur souhaitée. Une mise en œuvre discontinue (par batch) de l’étape de régénération, qu’elle soit in-situ ou ex-situ, peut requérir l’usage de réservoirs tampon pour le catalyseur usé soutiré et/ou la fraction légère de catalyseur régénérée apte à être recyclé à l’étape d’hydroconversion. Avantageusement, le catalyseur régénéré issu de l’étape de régénération comporte moins de 5% en poids de coke, de préférence moins de 1% en poids de coke, par rapport au poids total dudit catalyseur régénéré. La durée, ainsi que la fréquence à laquelle l’étape de régénération est réalisée si elle est mise en œuvre en ligne avec le procédé d’hydroconversion, peuvent varier en fonction des caractéristiques spécifiques du catalyseur d’hydroconversion, ainsi que de la composition de la charge hydrocarbonée traitée. Elles peuvent être ajustées sont ajustées de sorte que le catalyseur régénéré issu de l’étape de régénération comporte moins de 5% en poids de coke, de préférence moins de 1% en poids de coke, par rapport au poids total dudit catalyseur régénéré. L’étape de régénération 2 du catalyseur usé 12 avant l’étape de tri par flottaison 3 est essentielle dans le procédé de traitement selon l’invention. En effet, sans la régénération préalable du catalyseur usé, il ne serait pas possible de réaliser une séparation satisfaisante du catalyseur usé selon son âge par un tri par flottaison. Contre toute attente, la demanderesse a mis en évidence qu’un tri par flottaison mis en œuvre tel que détaillé plus bas, réalisé sur un flux de catalyseur usé non régénéré, ne permettait pas d’obtenir un tri efficace du catalyseur, c’est-à-dire reflétant l’âge du catalyseur (temps de résidence dans le réacteur d’hydroconversion), et donc ne permettait pas de fournir une fraction satisfaisante de catalyseur, en matière d’activité et de quantité, en vue de son recyclage à l’hydroconversion. Avantageusement, l’étape de régénération 2 permet d’éliminer un maximum du coke déposé lors de l’étape d’hydroconversion. Le coke, qui se dépose très rapidement lors des premiers jours de vie du catalyseur dans le réacteur d’hydroconversion, a une densité structurale faible de l’ordre de 1 g/cm 3 . Alors que le catalyseur frais a une densité structurale généralement comprise entre 2,0 g/cm 3 et 3,5 g/cm 3 , par exemple 3,0 g/cm 3 , le dépôt de coke lors de l’étape d’hydroconversion a par conséquent tendance à faire baisser la densité structurale du catalyseur séjournant dans le réacteur d’hydroconversion, alors que le dépôt sur le catalyseur de métaux compris initialement dans la charge, qui ont généralement une densité supérieure à la densité structurale du catalyseur frais (e.g. : NiS : 5,6 g/cm 3 , NiS 2 : 5,87 g/cm 3 , V 2 S 3 : 4,7 g/cm 3 ), a tendance faire augmenter la densité structurale du catalyseur lors de l’hydroconversion, les deux types de dépôts ayant alors une influence antagoniste sur la densité structurale du catalyseur usé. Ainsi, un grain de catalyseur usé peut avoir une densité structurale plus faible qu’un grain de catalyseur frais à cause du dépôt de coke pouvant être important, typiquement de 5 à 50% en poids du catalyseur frais, voire au-delà et jusqu’à 90% en poids du catalyseur frais. L’élimination du coke lors de l’étape de régénération 2 permet de s’affranchir au maximum de l’effet du coke sur la densité structurale du catalyseur usé, et permet qu’à l’étape ultérieure de tri par flottaison, les grains de catalyseur soient séparés selon leur densité structurale qui est une fonction croissante de leur âge, ce qui n’est pas le cas de la densité structurale d’un catalyseur usé non régénéré. Etape de tri par flottaison Le flux de catalyseur régénéré 13 issu de l’étape de régénération du catalyseur 2 est envoyé à une étape de tri par flottaison 3 comportant la mise en contact dudit catalyseur régénéré 13 avec un solvant de tri ayant une densité choisie de manière à séparer au moins une fraction lourde de catalyseur régénéré 14 et une fraction légère de catalyseur régénéré 15. La fraction légère est apte à être recyclée à l’étape d’hydroconversion 1 dans au moins un réacteur d’hydroconversion opérant en lit bouillonnant en présence d’un catalyseur et d’hydrogène. Par solvant de tri, on entend un liquide adapté à la séparation de particules solides par flottaison. Ledit solvant de tri utilisé à cette étape est détaillé plus bas. L’étape de tri par flottaison est avantageusement mise en œuvre par une unité de tri par flottaison qui est connectée, de préférence de manière fluidique, à l’unité de régénération du catalyseur d’hydroconversion. Toutefois, une mise en œuvre de manière déportée, c’est-à-dire avec des unités de régénération et de tri par flottaison délocalisées (pas sur le même site) ne sortirait pas du cadre de la présente invention. Le catalyseur régénéré 13 issu de l’étape de régénération 2 peut être transporté par tout moyen de transport de matériau granulaire depuis l’unité de régénération vers l’unité de tri par flottaison. De préférence, ledit transport est effectué à l’aide d’un fluide. Selon un ou plusieurs modes de réalisation, le catalyseur régénéré 13 issu de l’étape de régénération 2 peut être transporté par transport pneumatique vers l’unité de tri par flottaison. Selon un ou plusieurs autres modes de réalisation, le catalyseur régénéré 13 issu de l’étape de régénération 2 peut être mis en suspension dans un liquide pour son transport vers l’unité de tri par flottaison, de préférence dans le solvant de tri utilisé à l’étape de tri par flottaison. Ainsi, l’étape de régénération est de préférence réalisée dans l’unité de régénération connectée de manière fluidique à l’unité de tri dans laquelle est réalisée l’étape de tri par flottaison, et on transfère le catalyseur régénéré de l’unité de régénération à l’unité de tri, de préférence par transport pneumatique ou par transport sous forme de suspension comportant un liquide de transport, qui est de préférence le solvant de tri utilisé à l’étape de tri par flottaison. Le catalyseur régénéré 13 est introduit dans l’unité de séparation qui comprend une cuve de mise en contact du catalyseur régénéré avec le solvant de tri et des moyens de séparation pour séparer au moins deux fractions issues du tri : la fraction lourde de catalyseur régénéré 14 et la fraction légère de catalyseur régénéré 15. L’étape de tri par flottaison permet de séparer les grains du catalyseur régénéré dans un milieu liquide suivant leur densité structurale, selon le principe de la poussée d’Archimède. Par fraction légère de catalyseur régénéré, on entend une fraction de catalyseur régénéré dont la densité structurale (densité structurale moyenne des grains de catalyseur de ladite fraction) est inférieure à la densité du solvant de tri, et par fraction lourde de catalyseur régénéré, on entend une fraction de catalyseur régénéré dont la densité structurale (densité structurale moyenne des grains de catalyseur de ladite fraction) est supérieure à la densité du solvant de tri. De manière intrinsèque au tri par flottaison, le solvant de tri a une densité choisie de manière qu’une partie des particules solides flottent à la surface du liquide, c’est-à-dire qu’une partie des particules a une densité structurale inférieure à la densité du liquide, ce qui permet la séparation de ladite partie du reste des particules plongées dans le liquide, qui peuvent aussi s’accumuler, au moins en partie, en fond de cuve si la densité structurale des particules est plus grande que celle du liquide. Ainsi, le solvant de tri est avantageusement choisi de manière que sa densité soit supérieure à la densité structurale du catalyseur frais (non chargé en métaux issus de la charge lors de l’hydroconversion) dont est issu le catalyseur usé. De cette manière, on s’assure que les grains de catalyseurs régénérés, ayant un contenu en métaux déposés lors de l’hydroconversion qui varie d’un grain à l’autre, puissent être séparés en fonction de leur contenu en métaux, puisque les métaux déposés augmentent leur densité structurale, comme déjà expliqué plus haut. De préférence, la densité du solvant de tri est choisie de sorte que la fraction légère de catalyseur usé régénéré 15 comporte un taux de métaux déposés lors de l’étape d’hydroconversion inférieur ou égal à 15% en masse par rapport à la masse du catalyseur frais. La densité structurale d’un grain de catalyseur frais (non chargé en métaux) se situe généralement entre 2,0 g/cm 3 et 3,5 g/cm 3 , et de manière plus fréquente entre 2,5 g/cm 3 et 3,0 g/cm 3 . La densité du solvant de tri est de préférence comprise entre 2,1 g/cm 3 et 4,5 g/cm 3 , de préférence comprise entre 2,6 g/cm 3 et 3,5 g/cm 3 , de préférence est comprise entre 2,8 g/cm 3 et 3,4 g/cm 3 . Le solvant de tri est donc un solvant lourd, qui peut comprendre un ou plusieurs composés chimiques. Sans constituer une liste exhaustive, le solvant de tri peut comporter, et être constituer par, du diiodométhane (CH 2 I 2 ), ou un mélange de diiodométhane et de chloroforme (CHCl 3 ), ou une solution aqueuse de Cleirici comportant un mélange de formiate de thallium et de malonate de thallium à parts égales. Les densités des composés chimiques cités sont données ci-dessous : Densité du diiodométhane (CH 2 I 2 ) : 3,32 g/cm 3 Densité du chloroforme (CHCl 3 ) : 1,48 g/cm 3 Densité d’une solution aqueuse de Cleirici : 4,25 g/cm 3 En raison des différentes densités structurales des grains de catalyseur, ceux ayant une densité structurale plus élevée que le liquide tendent à se déposer au fond de la cuve, tandis que ceux ayant une densité structurale plus faible flottent et s’accumulent au sommet de la cuve. Selon un ou plusieurs modes de réalisation, la densité du solvant de tri est fixe au cours de l’étape de tri par flottaison de manière à séparer uniquement deux fractions de catalyseur régénéré constituées par la fraction lourde de catalyseur régénéré et la fraction légère de catalyseur régénéré. Ainsi, la seule fraction d’intérêt qui est la fraction légère de catalyseur régénéré possédant une activité catalytique encore intéressante peut être recyclée dans au moins un réacteur d’hydroconversion à l’étape d’hydroconversion du procédé d’hydroconversion. Selon un ou plusieurs modes de réalisation, on modifie la composition dudit solvant de tri au cours de l’étape de tri par flottaison de manière que la densité dudit solvant de tri varie dans le temps pour séparer une ou plusieurs fractions supplémentaires de catalyseur régénéré. Il est ainsi possible de séparer plus de deux fractions de catalyseur régénéré qui présentent des taux de métaux déposés différents, ce qui peut servir par exemple à analyser le catalyseur utilisé à l’hydroconversion, ou être utile pour recycler des fractions différentes dans des zones réactionnelles ou réacteurs d’hydroconversion différents. Selon ce ou ces modes de réalisation, on peut séparer les fractions de catalyseur régénéré par séquence : on fixe (par exemple initialement) une composition du solvant de tri pour séparer deux fractions, i.e. une fraction légère de densité structurale inférieure à la densité du liquide et une fraction lourde de densité supérieure à la densité du liquide, l’une des deux fractions étant retirée de la cuve, puis on modifie la composition du solvant de tri modifiant ainsi sa densité, pour séparer à nouveau deux fractions, une légère et une lourde qui vont se situer dans deux zones distinctes de la cuve (zones situées à des niveaux différents de la cuve), etc., jusqu’à séparer le nombre souhaité de fractions de catalyseur régénéré. La variation de composition du solvant de tri est avantageusement effectuée en ajoutant un composé chimique de densité différente du ou des composés chimiques déjà en présence dans le solvant de tri, afin de faire varier la densité du solvant de tri. De préférence, on choisit initialement un solvant de tri tel que sa densité est supérieure à la densité structurale du catalyseur régénéré, i.e. supérieure à la densité structurale des grains de catalyseur régénéré les plus chargés en métaux déposés, et on modifie la composition du solvant de tri lors de l’étape par séquence comme décrit ci-dessus de manière à baisser sa densité. L’ensemble des grains de catalyseur régénéré flottent au début de l’étape de tri car leur densité structurale est plus faible que la densité du solvant de tri initial (composition au temps zéro), puis l’abaissement de la densité du solvant de tri par modification de sa composition jusqu’à une densité donnée va faire chuter une partie des grains en fonction de leur densité structurale chacun, pour former une fraction lourde et une fraction légère. La fraction lourde peut être soutirée de la cuve et on peut recommencer l’opération pour séparer à nouveau deux fractions et soutirer la nouvelle fraction lourde. Il est alternativement possible d’augmenter la densité du solvant de tri par modification de sa composition, et choisir une densité du solvant de tri initial inférieure ou égale à la densité structurale du catalyseur régénéré (et supérieure à la densité structurale du catalyseur frais). Dans ce cas, l’augmentation de la densité du solvant de tri par modification de sa composition jusqu’à une densité donnée va faire flotter une partie des grains dont la densité structurale est inférieure à la densité du solvant de tri modifié, pour former une fraction légère, l’autre fraction lourde restant au fond ou en suspension dans la cuve, et la fraction légère peut être soutirée de la cuve. On peut ainsi recommencer l’opération pour séparer à nouveau deux fractions et soutirer la nouvelle fraction légère. La collecte des fractions lourde et légère de catalyseur régénéré peut se faire séparément. Tous moyens de collecte connus dans le domaine du tri par flottaison peuvent être utilisés par l’homme du métier pour collecter séparément les fractions séparées. Les dispositifs suivants, sans être exhaustif, peuvent par exemple être utilisés pour collecter la fraction légère : tout type de dispositif de récupération mécanique, par exemple une vis sans fin, un dispositif de récupération par débordement, un système de récupération comportant un ou plusieurs conduits positionnés au sommet de la cuve et possiblement des moyens de contrôle du débit de la fraction légère soutirée. La collecte de la fraction lourde peut se faire également par tout dispositif de récupération adapté, tel qu’un système de récupération comportant un ou plusieurs conduits positionnés en fond cuve et de préférence comportant aussi des moyens de contrôle du débit de la fraction lourde soutirée. L’étape de tri par flottaison peut être réalisée de manière continue ou de manière discontinue (par « batch »). Selon un ou plusieurs modes de réalisation, le tri par flottaison est réalisé de manière continue, et comprend l’introduction du catalyseur régénéré de manière gravitaire par le haut d’une cuve, par exemple à fond conique, contenant le solvant de tri. La fraction lourde de catalyseur régénéré est récupérée en fond de cuve. Une vis sans fin permet de récupérer la fraction légère de catalyseur régénéré qui flotte à la surface du solvant de tri et de l’acheminer vers un autre point de collecte. Avantageusement, l’étape de tri est effectuée à pression atmosphérique et à température ambiante. Selon un ou plusieurs modes de réalisation, le tri par flottaison est réalisé de manière discontinue, et la collecte de la fraction légère du catalyseur régénéré est effectuée par drainage du solvant de tri de la cuve. Selon un ou plusieurs modes de réalisation, une ou plusieurs des fractions de catalyseur régénéré issues du tri sont séchées, et de préférence au moins la fraction légère régénéré destinée au recyclage est séchée. Optionnellement, les fractions de catalyseur régénéré, et de préférence l au moins la fraction légère, sont lavées avec un autre solvant avant l’étape de séchage du ou des fractions de catalyseur régénéré collectées. L’étape de séchage, et optionnellement de lavage avant séchage, peuvent être réalisées au moyen d’un équipement dédié. Dans le cas d’une étape de tri par flottaison mise en œuvre de manière discontinue, il est possible d’utiliser la capacité de la flottaison pour réaliser le lavage et le séchage dans un seul et même équipement. Le séchage peut être réalisé avec de l’air chaud, typiquement entre 100°C et 300°C, par exemple dans une étuve à 200°C. Le séchage peut être avantageusement réalisé en lit fluidisé. La fraction légère de catalyseur régénéré 15 est avantageusement recyclée dans au moins un réacteur d’hydroconversion en lit bouillonnant. La fraction lourde de catalyseur régénéré est de préférence purgée du procédé d’hydroconversion. Ladite fraction lourde de catalyseur régénéré 14 peut également être envoyée à une étape de réjuvénation pour extraire les contaminants métalliques (dépôt de métaux), en vue de recycler également ladite fraction dans au moins un réacteur d’hydroconversion en lit bouillonnant. Installation de traitement d’un catalyseur d’hydroconversion usé Selon un autre aspect, la présente invention concerne une installation de traitement d’un catalyseur d’hydroconversion usé permettant la mise en œuvre du procédé de traitement catalyseur d’hydroconversion usé, ladite installation comportant : - une unité de régénération dudit catalyseur d’hydroconversion usé comprenant un réacteur de combustion de coke du catalyseur d’hydroconversion usé pour former un catalyseur régénéré ; - une unité de tri par flottaison du catalyseur régénéré connectée, de préférence de manière fluidique, à ladite unité de régénération du catalyseur, ladite unité de tri par flottaison comportant une cuve pour la mise en contact du catalyseur régénéré avec un solvant de tri et des moyens de séparation d’une fraction lourde de catalyseur régénéré et d’une fraction légère de catalyseur régénéré. La description des unités de régénération et de tri par flottaison a été faite ci-dessus en relation avec la description des étapes correspondantes ci-dessus, et n’est pas répétée ici. L’installation de traitement du catalyseur usé peut en outre comprendre une première unité de lavage et séchage pour le flux de catalyseur usé 12 soutiré du réacteur d’hydroconversion, connectée à l’unité de régénération. Ladite première unité de lavage et de séchage peut comprendre un réacteur en lit fluidisé pour le séchage du catalyseur usé. Ladite première unité de lavage et de séchage peut également être utilisée de manière indépendante pour le lavage et le séchage des fractions de catalyseur régénéré issues de l’étape de tri par flottaison, et notamment pour la fraction légère du catalyseur régénéré destinée à être recyclé dans au moins un réacteur d’hydroconversion. De manière alternative, l’installation de traitement du catalyseur usé peut comprendre une deuxième unité de lavage et de séchage dédiée au lavage et séchage des fractions de catalyseur régénéré issues de l’étape de tri par flottaison, différente de la première unité. Procédé d’hydroconversion Selon un autre aspect, la présente invention concerne un procédé d’hydroconversion comportant : - l’étape d’hydroconversion 1 de la charge hydrocarbonée contenant des métaux, dans une section d’hydroconversion comportant au moins un réacteur d’hydroconversion opérant en lit bouillonnant en présence d’hydrogène et du catalyseur d’hydroconversion et ; - une étape de soutirage dudit réacteur d’hydroconversion du flux dudit catalyseur d’hydroconversion usé 12 et d’introduction dans ledit réacteur d’hydroconversion d’un appoint comportant le flux de catalyseur d’hydroconversion frais 11 et le flux de catalyseur d’hydroconversion recyclé 15 ; - une étape de traitement dudit flux de catalyseur d’hydroconversion usé soutiré 12 par un procédé de traitement selon l’invention tel que décrit plus haut, produisant la fraction légère de catalyseur d’hydroconversion régénéré formant le flux de catalyseur d’hydroconversion recyclé 15. Le traitement du catalyseur usé soutiré 12 a été largement décrit plus haut et n’est pas répété ici. Charge La charge hydrocarbonée envoyée à l’hydroconversion est une charge lourde comprenant des métaux. Elle contient de préférence une fraction d’au moins 50 % en poids possédant un point d’ébullition d’au moins 300°C, de préférence d’au moins 350°C, de préférence d'au moins 375°C, d'au moins 450°C, de préférence d’au moins 500°C, et de manière encore plus préférée d'au moins 540°C. La charge hydrocarbonée est typiquement une charge d’origine fossile. De préférence, la charge hydrocarbonée comprend, et peut être constituée par, l’une des charges suivantes, seules ou en mélange : un pétrole brut, un pétrole brut de synthèse, un goudron de charbon, un bitume de sables bitumineux, une huile lourde provenant de schistes bitumineux, un résidu atmosphérique ou un résidu sous-vide issu de la distillation atmosphérique ou sous-vide d’un pétrole brut, un résidu atmosphérique ou un résidu sous-vide issu de la distillation atmosphérique ou sous-vide d’un effluent provenant d’une unité de conversion thermique ou d’hydrotraitement ou d’hydrocraquage ou d’hydroconversion ou d’une unité de liquéfaction directe du charbon (par exemple opérée selon le procédé H-Coal®), un distillat sous-vide obtenu directement d’un pétrole brut ou d’une coupe issue d’une unité de craquage catalytique en lit fluidisé (aussi appelée FCC pour Fluid Catalytic Cracking selon la terminologie anglo-saxonne) ou d’une unité d’hydrocraquage ou d’une unité d’hydroconversion ou d’une unité de cokéfaction ou d’une unité de viscoréduction, un distillat sous vide issu de la liquéfaction directe de charbon, des coupes aromatiques extraites d’une unité de production de lubrifiants, une huile désasphaltée (aussi appelée DAO pour Deasphlated oil selon la terminologie anglo-saxonne) ou un asphalte issu d'une unité de désasphaltage. Les charges citées de type distillats sous-vide, coupes aromatiques et huiles désasphaltées peuvent entrer dans la composition de la charge hydrocarbonée de préférence de manière minoritaire avec une autre type de charge cité ci-dessus. Les charges citées sont liquides aux conditions opératoires de l’hydroconversion. De préférence, la charge hydrocarbonée comprend, et peut être constituée par, l’une des charges suivantes, seules ou en mélange : un pétrole brut, un pétrole brut de synthèse, un goudron de charbon, un bitume de sables bitumineux, une huile lourde provenant de schistes bitumineux, un résidu atmosphérique ou un résidu sous-vide issu de la distillation atmosphérique ou sous-vide d’un pétrole brut, un résidu atmosphérique ou un résidu sous-vide issu de la distillation atmosphérique ou sous-vide d’un effluent provenant d’une unité de conversion thermique ou d’hydrotraitement ou d’hydrocraquage ou d’hydroconversion ou d’une unité de liquéfaction directe du charbon (par exemple opérée selon le procédé H-Coal®), un résidu sous-vide issu de la distillation sous-vide d’un pétrole brut. De préférence, la charge hydrocarbonée comprend, et peut être constituée par, un résidu sous-vide issu de la distillation sous-vide d’un pétrole brut. La charge hydrocarbonée contient des métaux, et typiquement d’autres impuretés comme du soufre, de l’azote, du carbone de Conradson et des asphaltènes, en particulier des asphaltènes C 7 qui sont insolubles à l'heptane. Les teneurs en métaux peuvent être supérieures ou égales à 20 ppm en poids, de préférence supérieures ou égales à 100 ppm en poids. Par exemple, la teneur cumulée en nickel et vanadium est supérieure ou égale à 20 ppm en poids, de préférence supérieure ou égale à 100 ppm en poids, voire supérieure ou égale à 150 ou 200 ppm en poids. La teneur en soufre peut être supérieure ou égale à 0,1 % en poids, voire supérieure ou égale à 0,5 % ou 1 %, et peut être supérieure ou égale à 2 % en poids. La teneur en azote peut être comprise entre 1 ppm et 8000 ppm poids, plus généralement entre 200 ppm et 8000 ppm poids, par exemple comprise entre 2000 ppm et 8000 ppm poids. Le taux d'asphaltènes C 7 (composés insolubles à l'heptane selon la norme ASTM D 6560, correspondant également à la norme NF T60–115) peut s'élever au minimum à 1% en poids et est souvent supérieur ou égal à 3% en poids (à l’exception d’une charge comportant essentiellement une DAO). Les asphaltènes C 7 sont des composés connus pour inhiber la conversion de coupes résiduelles, à la fois par leur aptitude à former des résidus hydrocarbonés lourds, communément appelés coke, et par leur tendance à produire des sédiments qui peuvent limiter fortement l'opérabilité des unités d'hydroconversion. La teneur en carbone Conradson peut être supérieure ou égale à 3 % en poids, voire d'au moins 5 % en poids. La teneur en carbone Conradson est définie par la norme ASTM D482 et représente pour l'homme du métier une évaluation bien connue de la quantité de résidus de carbone produit après une pyrolyse sous des conditions standards de température et de pression. Ces teneurs sont exprimées en % en poids du poids total de la charge hydrocarbonée. Selon un ou plusieurs modes de réalisation, un co-charge peut être envoyée à l’étape d’hydroconversion avec la charge hydrocarbonée telle que décrite ci-dessus, de préférence ladite co-charge étant en minorité par rapport à la charge hydrocarbonée et par exemple représentée moins de 30 % en masse, de préférence moins de 20 % ou 10 % par rapport à la charge hydrocarbonée. De préférence, la co-charge comprend, et peut être constituée par, l’une des co-charges suivantes, seules ou en mélange : - une huile ou graisse végétale et/ou animale, contenant typiquement des triglycérides et/ou des acides gras libres et/ou des esters, pouvant être brutes ou raffinées. Les huiles végétales peuvent être par exemple issues de colza, soja, tournesol, palme, palmiste, olive, coprah, ricin, coton, arachides, lin, crambe, Purghères (jatropha), incluant toutes les huiles obtenues par modification génétique ou hybridation. Les huiles végétales et animales peuvent être des huiles usagées, telles que les huiles de friture, ou toute huile ou graisse usagée issue des industries de la restauration. Les huiles et graisses animales peuvent par exemple être des huiles de poisson, du suif, du saindoux. - de la biomasse comme les algues, la biomasse lignocellulosique, ou un ou plusieurs constituants de biomasse lignocellulosique choisis dans le groupe formé par la cellulose, l'hémicellulose et la lignine. - tout produit ou mélange de produits ou coupes de produits issus de la conversion thermochimique ou hydrothermale de la biomasse. - des plastiques et/ ou combustibles solides de récupération (CSR), les plastiques étant typiquement des rebus de production et/ou des déchets (ex. : déchets ménagers, du bâtiments, d'équipements électriques et électroniques), et comprennent de préférence des polymères d’alcènes, de diènes, vinyliques, styréniques, des polyesters, et/ou des polyamides, et plus préférentiellement des polyoléfines, telles que du polyéthylène (PE), le polypropylène (PP), ou des copolymères de l’éthylène et du propylène. - une huile de pyrolyse de plastiques et/ou de combustibles solides de récupération (CSR). La co-charge peut subir une étape de pré-traitement, par exemple un traitement mécanique et/ou chimique, comme un séchage et/ou torréfaction et/ou broyage pour la biomasse, ou un broyage et/ou un lavage et/ou un séchage et/ou une liquéfaction par chauffage et/ou une dissolution pour les plastiques, avant d’être envoyée à l’étape d’hydroconversion. La co-charge et la charge hydrocarbonée peuvent être envoyées indépendamment ou mélangées dans le réacteur d’hydroconversion. Dans la suite de la description, il n’est pas fait référence à la co-charge bien, étant entendu que ce qui est décrit pour l’hydroconversion de la charge vaut pour la co-charge traitée avec la charge. Etape d’hydroconversion La charge hydrocarbonée est introduite dans un réacteur d’hydroconversion de la section d’hydroconversion, conjointement avec de l’hydrogène (flux non représenté). Ledit réacteur comprend le catalyseur d’hydroconversion. L’étape d’hydroconversion 1 est réalisée dans des conditions permettant d'obtenir un effluent hydroconverti, qui contient les produits de conversion. L’effluent hydroconverti a notamment une teneur réduite (par rapport à la charge) en hydrocarbures ayant un point d’ébullition d’au moins 300°C, ou d’au moins 350°C, 375°C, 450°C, 500°C, ou encore 540°C selon la nature de la charge. Ledit effluent hydroconverti a également une teneur réduite, par rapport à la charge, en métaux, et/ou en soufre, et/ou en azote, et/ou en carbone Conradson, et/ou en asphaltènes, et/ou en autres impuretés initialement contenues dans la charge, selon les réactions mises en œuvre dans le réacteur d’hydroconversion et la composition de la charge. En particulier, ledit effluent hydroconverti peut avantageusement avoir une teneur réduite, par rapport à la charge, en métaux, en soufre, en azote, en carbone Conradson, et en asphaltènes. L’étape d’hydroconversion est opérée de préférence sous une pression absolue comprise entre 2 MPa et 38 MPa, plus préférentiellement entre 5 MPa et 25 MPa, et de manière encore plus préférée, entre 6 MPa et 20 MPa, à une température comprise entre 300°C et 550°C, plus préférentiellement comprise entre 350°C et 500°C, d'une manière préférée comprise entre 370°C et 450°C, et encore plus préférentiellement comprise entre 400°C et 450°C. La vitesse spatiale horaire (VVH) est de préférence comprise entre 0,05 h -1 et 10 h -1 (VVH par rapport au volume de chaque réacteur). La vitesse spatiale horaire (VVH), encore appelée vitesse volumique horaire (liquid hourly space velocity « LHSV » ou hourly space velocity « HSV » selon la terminologie anglo-saxonne), est définie ici comme le ratio entre le débit volumique horaire de la charge liquide (envoyée à l’étape d’hydroconversion) et le volume de chaque réacteur d’hydroconversion. Selon une mise en œuvre préférée, la VVH est comprise entre 0,1 h -1 et 10 h -1 , plus préférentiellement entre 0,1 h -1 et 5 h -1 , de manière encore plus préférée comprise entre 0,15 h -1 et 2 h -1 , et de manière encore plus préférée comprise entre 0,15 h -1 et 1 h -1 . Selon une autre mise en œuvre, la VVH globale, c’est-à-dire le débit de charge liquide envoyé à l’étape b) par rapport au volume de l’ensemble des réacteurs si plusieurs réacteurs d’hydroconversion sont mis en œuvre à l’étape b), est comprise entre 0,05 h -1 et 0,09 h -1 . La quantité d'hydrogène mélangée à la charge est de préférence comprise entre 50 et 5000 normaux mètres cube (Nm 3 ) par mètre cube (m 3 ) de charge liquide, de manière préférée entre 100 Nm 3 /m 3 et 2000 Nm 3 /m 3 et de manière très préférée entre 200 Nm 3 /m 3 et 1000 Nm 3 /m 3 . La section d’hydroconversion comprend un ou plusieurs réacteurs opérant en lit bouillonnant et contenant un catalyseur d'hydroconversion, les réacteurs pouvant être disposés en série et/ou en parallèle. À cette étape, le catalyseur est donc maintenu dans le ou les réacteurs en lit bouillonnant, comme décrit pour le procédé H-Oil®, par exemple, dans les brevets US4521295 ou US4495060 ou US4457831 ou US4354852, dans l’article Aiche, Mars 19-23, 1995, Houston, Texas, article numéro 46d, "Second generation ebullated bed technology", ou dans le chapitre 3.5 "Hydroprocessing and Hydroconversion of Residue Fractions" de l’ouvrage "Catalysis by Transition Metal Sulphides", Éditions Technip, 2013. Chaque réacteur comporte avantageusement une pompe de recirculation qui rend possible le fait de maintenir le catalyseur solide supporté poreux en un lit bouillonnant par recyclage continu d’au moins une partie d’une fraction liquide soutirée au niveau de la partie supérieure du réacteur et réinjectée au niveau de la partie inférieure du réacteur. Le réacteur à lit bouillonnant comporte préférablement au moins une entrée située au niveau ou à proximité de la partie inférieure du réacteur par laquelle la charge est introduite conjointement avec l’hydrogène, et une sortie au niveau ou à proximité de la partie supérieure du réacteur par laquelle l’effluent hydroconverti est extrait du réacteur. Le réacteur comprend en outre avantageusement au moins une entrée et une sortie pour injecter un appoint de catalyseur et soutirer du catalyseur usé, comme décrit plus en détail ci-après à l’étape de soutirage et d’appoint du catalyseur. Le réacteur à lit bouillonnant comporte en outre une zone de catalyseur expansé comprenant le catalyseur (le lit bouillonnant). Le réacteur à lit bouillonnant comprend également une zone exempte de catalyseur inférieure située en dessous de la zone de catalyseur expansé, et une zone exempte de catalyseur supporté supérieure située au-dessus de la zone de catalyseur expansé. La charge dans le réacteur à lit bouillonnant recircule de manière continue depuis la zone exempte de catalyseur supporté supérieure jusqu’à la zone exempte de catalyseur supporté inférieure au moyen d’un conduit de recycle en communication avec une pompe d’ébullition. Au niveau de la partie supérieure du conduit de recycle se trouve de préférence une coupelle recycle en forme d’entonnoir par laquelle la charge est aspirée depuis la zone exempte de catalyseur supporté supérieure. La charge recyclée interne est mélangée avec de la charge « fraîche » et de l’hydrogène gazeux supplémentaire. Du fait que le catalyseur est maintenu en agitation par un recyclage important de liquide, la perte de charge sur le réacteur reste faible et constante, et les exothermes de réaction sont rapidement moyennés sur le lit catalytique, qui est donc presque isotherme et ne nécessite pas par exemple l'injection de flux de refroidissement (« quenches » en anglais). L’utilisation de tels réacteurs à lit bouillonnant permet également d’opérer à des conditions plus sévères que celles par exemple opérées dans un réacteur à lit fixe de catalyseur, permettant une meilleure conversion globale de la charge. Un autre avantage lié à l’utilisation de réacteurs à lit bouillonnant est la longue durée de cycle de l’unité d’hydroconversion (sans arrêt de l’unité pour remplacer le(s) catalyseur(s)), notamment grâce au système de soutirage et d’injection de catalyseur permettant le remplacement continu de catalyseur usé sans arrêt de l’unité d’hydroconversion rendu possible par le fonctionnement d’un tel type de réacteur. Le catalyseur d’hydroconversion a été décrit plus haut en relation avec le procédé de traitement du catalyseur d’hydroconversion usé, et sa description n’est pas repise ici. Selon un ou plusieurs modes de réalisation, le procédé d’hydroconversion comprend une deuxième étape d’hydroconversion (non représentée dans la FIG. 1 ) dans au moins un deuxième réacteur à lit bouillonnant, d’une partie ou la totalité de l’effluent hydroconverti obtenu à l’issue de l’étape d’hydroconversion 1, ou optionnellement d’une coupe lourde issue d’une étape de séparation intermédiaire décrite plus bas. La deuxième étape d’hydroconversion est opérée de manière à produire un deuxième effluent hydroconverti. Ledit deuxième effluent hydroconverti contient avantageusement une quantité plus importante de produits de conversion que l’effluent hydroconverti issue de l’étape d’hydroconversion 1, et notamment une teneur encore plus réduite en hydrocarbures ayant un point d’ébullition d’au moins 300°C, ou d’au moins 350°C, 375°C, 450°C, 500°C, ou encore 540°C selon la nature de la charge. Le deuxième effluent hydroconverti peut être doté d’un résidu de carbone Conradson réduit, et éventuellement d’une quantité réduite de métaux, et/ou de soufre, et/ou d’azote, et/ou d’asphaltènes. La deuxième étape d’hydroconversion est réalisée d’une manière similaire à ce qui a été décrit pour l’étape d’hydroconversion 1. Ceci s’applique notamment aux conditions d’opération, aux équipements utilisés, au catalyseur d’hydroconversion utilisé, à l’exception des précisions mentionnées ci-dessous. Dans la deuxième étape d’hydroconversion, les conditions d’opération peuvent être similaires ou différentes de celles de l’étape d’hydroconversion 1, la température restant dans la plage comprise entre 300°C et 550°C, plus préférentiellement comprise entre 350°C et 500°C, d'une manière préférée comprise entre 370°C et 450°C, encore plus préférentiellement comprise entre 400°C et 450°C, encore plus préférablement entre 400°C et 440°C, et encore plus préférablement entre 410°C et 435°C, et la quantité d’hydrogène introduite dans le réacteur reste dans la plage comprise entre 50 Nm 3 /m 3 et 5 000 Nm 3 /m 3 de charge liquide, préférablement entre 100 Nm 3 /m 3 et 3 000 Nm 3 /m 3 , et encore plus préférablement entre 200 Nm 3 /m 3 et 2 000 Nm 3 /m 3 . Les autres paramètres de pression et de VVH sont dans des plages identiques à celles décrites pour l’étape hydroconversion 1. La température d’opération à la deuxième étape d’hydroconversion peut être supérieure à la température d’opération à l’étape d’hydroconversion 1. Cela peut permettre une conversion plus complète de la charge non encore convertie. L'hydroconversion de produits liquides issus de l’étape d’hydroconversion 1 et de la charge sont accentuées, ainsi que les réactions d’hydrotraitement comme l'hydrodésulfuration et l'hydrodéazotation, entre autres. Les conditions opératoires sont choisies pour minimiser la formation de solides (e.g. du coke). Selon un ou plusieurs modes de réalisation, le procédé d’hydroconversion comprend une étape de séparation intermédiaire, entre l’étape d’hydroconversion 1 de la charge et la deuxième étape d’hydroconversion, qui sépare une partie, ou la totalité, de l’effluent hydroconverti issu de l’étape d’hydroconversion 1, pour produire au moins deux coupes, dont une coupe lourde bouillant majoritairement à une température supérieure ou égale à 350°C. La ou les autres coupes sont une ou des coupes légère(s) et intermédiaire(s). La coupe légère ainsi séparée contient principalement des gaz (H 2 , H 2 S, NH 3 , et C 1 -C 4 ), du naphta (ou essence, coupe qui bout à une température inférieure à 150°C), du kérosène (coupe qui bout entre 150°C et 250°C), et au moins une partie du diesel (ou gazole, fraction qui bout entre 250°C et 350°C, voire 375°C). La coupe légère peut être envoyée au moins partiellement à unité de fractionnement (non représentée dans la FIG. 1 ) où les gaz légers sont extraits de ladite coupe légère, par exemple par passage à travers un ballon de détente. L’hydrogène gazeux ainsi récupéré, qui peut avoir été envoyé à une installation de purification et de compression, peut avantageusement être recyclé à l’étape d’hydroconversion 1, et/ou à la deuxième étape d’hydroconversion si elle est mise en œuvre. L’hydrogène gazeux récupéré peut également être utilisé dans d’autres installations de la raffinerie. L’étape de séparation optionnelle est mise en œuvre dans une section de séparation qui comprend tout moyen de séparation connu d’un homme de l’art. Ladite section de séparation peut comprendre un ou plusieurs ballons de détente agencés en série, et/ou une ou plusieurs colonnes de stripage de vapeur et/ou à l’hydrogène, et/ou une colonne de distillation atmosphérique, et/ou une colonne de distillation sous vide, et est préférablement constituée d’un unique ballon de détente, communément appelé « séparateur chaud ». Classiquement, l’effluent hydroconverti issu de l’étape d'hydroconversion 1 ou de la deuxième étape d’hydroconversion subit ensuite, au moins en partie, une étape de fractionnement, qui sépare une partie ou la totalité dudit effluent hydroconverti en plusieurs fractions dont au moins un produit liquide lourd bouillant majoritairement à une température supérieure à 350°C, de préférence supérieure à 500°C, et de manière préférée supérieure à 540°C. Le produit liquide lourd contient une partie bouillant à une température supérieure à 540°C, appelée fraction résiduelle (ou résidu sous vide), qui est la partie non convertie. Le produit liquide lourd peut contenir une partie de la fraction gazole bouillant entre 250°C et 375°C et une partie bouillant entre 375°C et 540°C (aussi appelée distillat sous vide). Cette étape de fractionnement produit donc au moins deux produits dont le produit liquide lourd, le ou les autres produits étant des coupes légère et intermédiaire(s). L’étape de fractionnement peur comporter une séparation gaz/liquide produisant au moins un flux gazeux comportant de l’hydrogène et de l’H 2 S qui peut être envoyé à une étape de traitement et de recyclage de l’hydrogène. La section de fractionnement comprend tout moyen de séparation connu par l'homme du métier, comme un ou plusieurs ballons de flash disposés en série, et de préférence un enchaînement d'au moins deux ballons de flash successifs, une ou plusieurs colonnes de stripage à la vapeur et/ou à l'hydrogène, une colonne de distillation atmosphérique, une colonne de distillation sous vide, par exemple une colonne de distillation atmosphérique et une colonne sous vide recevant le résidu atmosphérique. Il est possible de recycler à l’étape d’hydroconversion 1 une partie du produit liquide lourd issu du fractionnement, et/ou une partie ou la totalité d’un autre effluent issu d’un traitement ultérieur (e.g. un désasphaltage) du produit liquide lourd issu du fractionnement. Etape de soutirage et d’appoint de catalyseur d’hydroconversion Le procédé d’hydroconversion selon l’invention comprend une étape de soutirage du réacteur d’hydroconversion d’un flux du catalyseur usé 12 et d’introduction dans le réacteur d’un appoint comportant un flux de catalyseur frais 11 et un flux de catalyseur recyclé 15. Le principe du soutirage de catalyseur usé et d’injection d’un appoint de catalyseur notamment frais dans le réacteur d’hydroconversion est connu, et par exemple décrit dans le brevet FR3033797. Ainsi, il est connu que le catalyseur, lorsqu’il est usé, peut être en partie soutiré, de préférence en bas du réacteur, et remplacé par introduction, soit en haut, soit en bas du réacteur, d’un appoint de catalyseur frais, et/ou de catalyseur usagé, mais d’activité catalytique supérieure au catalyseur usé à remplacer, et/ou de catalyseur régénéré, et/ou de catalyseur réjuvéné (catalyseur issu d’une zone de réjuvénation dans laquelle on élimine la majeure partie des métaux déposés, avant d'envoyer le catalyseur réjuvéné dans une zone de régénération dans laquelle on élimine le carbone et le soufre qu'il renferme augmentant ainsi l’activité du catalyseur). Selon un aspect essentiel du procédé d’hydroconversion selon l’invention, l’appoint comporte un flux de catalyseur frais 11 et un flux de catalyseur recyclé 15 qui est constitué par la fraction légère de catalyseur régénéré issu d’une étape de traitement du catalyseur usé conformément au procédé de traitement selon l’invention incluant une régénération du catalyseur usé puis sont tri par flottaison. Le remplacement de catalyseur usé est réalisé de préférence à intervalle de temps régulier, et de manière préférée par bouffée ou de façon quasi continue. Le soutirage et l’injection de l’appoint sont effectués à l'aide d’un dispositif de soutirage et d’injection avantageusement adapté à un fonctionnement en continu de l’étape d'hydroconversion. Par ce fonctionnement de soutirage/injection du catalyseur, il n'est donc pas nécessaire d'arrêter l'unité pour changer le catalyseur usagé, ni d'augmenter les températures de réaction le long du cycle pour compenser la désactivation. De plus, le fait de travailler à des conditions opératoires constantes permet d'obtenir des rendements et des qualités de produits constants le long du cycle. Selon un ou plusieurs modes de réalisation, l’appoint comprend entre 5% et 35% en poids du flux de catalyseur recyclé 15, de préférence entre 10% et 30% en poids. Autrement dit, le flux de catalyseur recyclé 15 de l’appoint constitue de préférence entre 5% et 35% en poids, de préférence entre 10% et 30% en poids, du flux de catalyseur usé soutiré 12. Un tel recyclage de catalyseur usé obtenu lors de l’étape de traitement du catalyseur usé permet de diminuer la consommation globale de catalyseur frais lors du procédé d’hydroconversion, comparativement à un appoint de catalyseur exclusivement formé de catalyseur frais, ce qui permet de réduire les couts d’opération du procédé. Un tel recyclage de catalyseur usé peut aussi augmenter l’activité catalytique lors de l’hydroconversion, à iso appoint de catalyseur frais. Exemples Les exemples ci-dessous visent à montrer certaines performances du procédé de traitement d’un catalyseur d’hydroconversion usé et du procédé d’hydroconversion selon l’invention. L’exemple 1 présente des expériences en laboratoire illustrant les performances d’un tri par flottaison d’un catalyseur usé régénéré, et notamment en comparaison avec un catalyseur usé non régénéré. L’exemple 2 présente un cas simulé industriel de procédé d’hydroconversion selon l’invention, mettant en œuvre le recyclage d’une fraction de catalyseur usé régénéré obtenu par un procédé de traitement de catalyseur usé selon l’invention. Exemple 1 Cet exemple 1 portent sur des essais en laboratoire de flottaison sur un catalyseur d’hydroconversion tel qu’utilisé dans un procédé H-Oil®. La FIG. 2 illustre le dispositif de tri par flottaison mis en œuvre en laboratoire. Le dispositif 20 comporte une ampoule à décanter 21, positionnée au-dessus d’un bac de récupération 22. Mode opératoire : Dans le dispositif 20, les grains de catalyseur 23 sont introduits dans du diiodométhane (CH 2 I 2 ) qui présente une masse volumique très élevée de 3,32 g/cm 3 . L’ensemble des grains de catalyseur se retrouvent alors à flotter au début de l’expérience car leur densité structurale est plus faible. Puis on ajoute progressivement du chloroforme 24 (CHCl 3 ), de masse volumique 1,48 g/cm 3 , pour faire baisser la densité du mélange 25 et faire chuter les grains en fonction de leur densité structurale. Une fraction légère de catalyseur 26 flotte à la surface et une fraction lourde de catalyseur 27 d’accumule au fond de l’ampoule. Cette fraction lourde de catalyseur peut être soutirée de l’ampoule via le robinet situé à l’extrémité du tube étroit en partie inférieure de l’ampoule et récupérée dans le bac 22. Trois types de catalyseurs sont testés selon le mode opératoire décrit ci-dessus : - Cat1 : un catalyseur frais d'hydroconversion de type NiMo/alumine présentant une teneur en NiO de 4 % poids et une teneur en MoO 3 de 10 % poids, les pourcentages étant exprimés par rapport à la masse totale du catalyseur ; - Cat2 : le catalyseur usé issu du catalyseur frais (mis en œuvre dans un procédé d’hydroconversion de type H-Oil®, non régénéré (pas d’élimination du coke par combustion) ; - Cat3 : le catalyseur usé issu du catalyseur frais (mis en œuvre dans un procédé d’hydroconversion de type H-Oil®, et régénéré par combustion du coke. La combustion du coke est réalisée dans un four à moufle, sous air. Le catalyseur usé y est laissé pendant 2 heures à 250°C puis 2 heures à 550°C. Le tableau 1 ci-dessous indique quelques propriétés de ces trois catalyseurs. Le catalyseur usé non régénéré Cat 2 contient environ 30 % poids de métaux déposés (taux de métaux déposés) et environ 33 % poids de coke déposé, exprimés par rapport au poids de catalyseur frais Cat1. Ces teneurs sont des moyennes, car le catalyseur usé contient des grains de catalyseur de différents âges et donc de différentes teneurs en métaux et coke. Catalyseur Cat1 (frais) Cat2 (usé non régénéré) Cat3 (usé régénéré) Vanadium déposé (moyen) % poids 0 25,3 25,3 Ni déposé (moyen) % poids 0 4,9 4,9 Ni+V déposé (moyen) % poids 0 30,2 30,2 Carbon déposé (moyen) % poids 0 33,5 La FIG. 3 montre les résultats de récupération massique obtenus par flottaison pour les différents catalyseurs : en abscisse figure la densité du solvant de tri « D » (mélange CH 2 I 2 /CHCl 3 ), et en ordonnée la récupération cumulée du catalyseur en pourcentage poids « R ». Les points et courbes associées sont identifiés par les références C1, C2, C3 respectivement pour les catalyseurs frais Cat1, usé non régénéré Cat2 et usé régénéré Cat3. Le tableau 2 et le tableau 3 ci-dessous présentent les différentes fractions séparées par flottaison pour le catalyseur usé non régénéré Cat2 et le catalyseur usé régénéré Cat3, indiquant pour chaque fraction de catalyseur récupérée sa gamme de densité, sa fraction massique par rapport à la masse totale de catalyseur testé, et le taux de métaux déposés (Ni, V, et Ni+V). Le taux de métaux déposés est exprimé en pourcentage poids par rapport au poids du catalyseur frais. La fraction poids récupérée par flottaison est exprimée en pourcentage poids par rapport au poids du catalyseur usé (Cat2 pour le tableau 2 et Cat3 pour le tableau 3). Gamme de densité (g/cm 3 ) Cat2 : fraction poids récupérée par flottaison (% poids) V déposé (% poids) Ni déposé (% poids) Ni+V déposé (% poids) 2,8-2,97 4,7 31,8 7,3 39,1 2,73-2,8 18,2 29,2 7,0 36,2 2,66-2,73 25,2 27,2 6,6 33,8 2,60-2,66 26,1 24,7 5,8 30,5 2,55-2,60 16,2 20,9 5,1 26,0 2,46-2,55 9,6 14,7 3,5 18,2 Gamme de densité (g/cm 3 ) Cat3 : fraction poids récupérée par flottaison (% poids) V déposé (% poids) Ni déposé (% poids) Ni+V déposé (% poids) > 3,33 54,4 37,4 9,4 46,8 3,19 - 3,33 15,8 14,6 3,6 18,2 3,07 - 3,19 13,7 8,1 2,0 10,1 2,88 – 3,07 16,1 2,5 0,6 3,1 Catalyseur frais Cat1 : La FIG. 3 montre que 95% du catalyseur frais Cat1 est récupéré entre 2,88 et 2,97 g/cm 3 . La dispersion en densité structurale est faible car les grains du catalyseur frais sont relativement uniformes au départ (avant toute utilisation en hydroconversion). Catalyseur usé non régénéré Cat2 : La FIG. 3 montre que pour le catalyseur Cat2, la dispersion de densité est plus importante que celle du catalyseur frais Cat1 du fait de la distribution d’âge des grains de catalyseur Cat2. La densité structurale moyenne est également plus faible que celle du catalyseur frais à cause de la présence importante (33,5 % poids) d’un dépôt de coke de faible densité. Le tableau 2 montre que la séparation par teneur en métaux (et donc par âge) n’a pas été très efficace dans le cas du catalyseur usé non régénéré Cat2 : la fraction la plus dense contient 39,1 % en poids de nickel et vanadium déposés et la fraction la moins dense en contient encore 18,2 % en poids, signifiant que la fraction la moins dense (la plus légère) n’est pas uniquement composée de catalyseur « jeune ». De plus, cette fraction la plus légère ne représente que 9,6 % en poids du catalyseur total, et générer une fraction encore moins dense par flottaison conduirait une quantité trop faible à recycler pour représenter un réel intérêt vis-à-vis du procédé d’hydroconversion. Catalyseur usé régénéré Cat3 : La FIG. 3 montre que la densité structurale moyenne du catalyseur C3 est plus élevée que celle du catalyseur frais C1, du fait de la présence des dépôts de métaux qui ont une densité structurale plus importante que le catalyseur C1. D’ailleurs une fraction massique importante des grains de catalyseur C3 (plus de 50 % en poids) ont une densité structurale supérieure à 3,33 g/cm 3 (supérieure à la densité du diiodométhane utilisé dans les essais de flottation). On peut aussi observer que la régénération a élargi la distribution de densité structurale des grains de catalyseur. Le tableau 3 indique une large différence de contenu en métaux (Ni+V) entre la fraction la moins dense (3,1 % en poids par rapport au catalyseur frais C1) et la plus dense (46,8 % en poids par rapport au catalyseur frais C1). Le procédé de traitement selon l’invention, incluant une régénération préalable au tri par flottaison permet une séparation nettement améliorée du catalyseur usé. Le traitement selon l’invention permet notamment d’obtenir une fraction de catalyseur très jeune pouvant être recyclé au procédé d’hydroconversion. D’après cet essai, on peut par exemple choisir de recycler l’intégralité des grains de catalyseur ayant une densité structurale inférieure à 3,19 g/cm 3 , représentant une fraction massique de 29,8 % en poids de la masse totale du catalyseur usé régénéré C3 envoyé au tri. Le recyclage d’une telle fraction permettrait de diminuer d’environ 30 % la fraction de catalyseur frais pour l’appoint de catalyseur dans le réacteur, et par conséquent les couts d’opération (OPEX) du procédé d’hydroconversion. Exemple 2 Dans cet exemple, on considère une unité industrielle d’hydroconversion mis en œuvre par un procédé d’hydroconversion de type H-Oil®, traitant une charge hydrocarbonée à hauteur de 50 000 bbl/jour, ladite charge étant un résidu sous-vide RSV dit straight-run (RSV-SR) de type Arabian Heavy. Les caractéristiques principales de la charge sont données dans le tableau 4 ci-dessous. Unité Valeur Densité g/cm 3 1,024 Teneur 540°C+ % poids 82,0 Soufre % poids 4,89 Ni+V ppm poids 218 CCR % poids 21,6 L’unité d’hydroconversion comprend deux réacteurs en série fonctionnant à une température d’environ 430°C. Le tableau 5 ci-dessous donne les performances en conversion des coupes lourdes (540°C+), en désulfuration (HDS), en démétallation (HDM – Ni+V) et en réduction du carbon conradson (HDCCR), sans mise en œuvre d’un appoint de catalyseur comportant du catalyseur usé recyclé. L’appoint de catalyseur est uniquement formé par du catalyseur frais. Performance Valeur Conversion 540°C+ (% poids) 78,4 HDS (% poids) 87,3 HDM – Ni+V (% poids) 90,9 HDCCR (% poids) 73,6 Le taux de remplacement catalyseur est de 3,9 t/jour sur chaque réacteur. Cela conduit notamment à une teneur moyenne en Ni+V déposé de 30 % en poids (par rapport au poids total du catalyseur frais) sur le catalyseur usé extrait du premier réacteur. Dans ce catalyseur usé, environ 20 % en poids des grains ont un temps de séjour dans le réacteur inférieur à 10 jours, et sont donc encore très actifs (teneur en métaux déposé Une étape de traitement du catalyseur usé soutiré est mise en œuvre, selon le procédé de traitement de catalyseur usé selon l’invention. Un fraction légère de catalyseur régénéré, qui comporte une teneur en métaux déposés inférieure à 15 % en poids (par rapport au poids total catalyseur frais) est issue du tri. Lors de l’étape de soutirage et d’appoint du catalyseur, l’appoint effectué dans le premier réacteur comporte du catalyseur frais et ladite fraction légère du catalyseur régénéré issu du procédé de traitement selon l’invention. Grâce au procédé de traitement du catalyseur selon l’invention, une économie d’environ 800 kg de catalyseur frais par jour est réalisée dans le procédé d’hydroconversion. De plus, l’impact sur les performances de l’unité d’hydroconversion est très faible, comme le montre le tableau 6 ci-dessous donnant les performances en conversion des coupes lourdes (540°C+), en désulfuration (HDS), en démétallation (HDM – Ni+V) et en réduction du carbon conradson (HDCCR), avec mise en œuvre d’un appoint de catalyseur comportant du catalyseur frais et un fraction de catalyseur recyclée constituée par la fraction légère de catalyseur régénéré, car le catalyseur recyclé est encore très actif. Performance Valeur Conversion 540°C+ (% poids) 78,3 HDS (% poids) 86,9 HDM – Ni+V (%poids) 90,3 HDCCR (% poids) 73,0 Procédé de traitement d’un catalyseur d’hydroconversion usé, comportant : - une étape de régénération (2) dudit catalyseur d’hydroconversion usé comprenant une élimination de coke dudit catalyseur d’hydroconversion usé, de préférence par combustion, pour former un catalyseur régénéré, - une étape de tri par flottaison (3) dudit catalyseur régénéré issu de l’étape de régénération comportant une mise en contact dudit catalyseur régénéré avec un solvant de tri ayant une densité choisie de manière à séparer au moins une fraction lourde de catalyseur régénéré et une fraction légère de catalyseur régénéré, la fraction légère étant apte à être recyclée à une étape d’hydroconversion dans au moins un réacteur d’hydroconversion opérant en lit bouillonnant en présence d’un catalyseur d’hydroconversion et d’hydrogène. Procédé de traitement selon la revendication 1, l’étape de régénération (2) est effectuée par combustion par mise en contact dudit catalyseur d’hydroconversion usé avec un flux de gaz de régénération comportant de l’oxygène à une température comprise entre 350°C et 600°C, de préférence entre 400°C et 550°C, de préférence entre 450°C et 550°C. Procédé de traitement selon l’une quelconque des revendications précédentes, comportant préalablement à l’étape de régénération : - un lavage du catalyseur d’hydroconversion usé à l’aide d’un solvant de lavage, de préférence ledit solvant de lavage étant un solvant hydrocarboné, de préférence choisi dans la liste constituée par une essence, un gasoil, et un composé aromatique, de préférence le toluène ; et - un séchage dudit catalyseur d’hydroconversion usé lavé par mis en contact avec un gaz de séchage et/ou par chauffage, de préférence au contact d’un gaz inerte, et de préférence à une température comprise entre 50°C et 200°C. Procédé de traitement selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel on modifie la composition dudit solvant de tri au cours de l’étape de tri par flottaison de manière que la densité dudit solvant de tri varie dans le temps pour séparer une ou plusieurs fractions supplémentaires de catalyseur régénéré. Procédé de traitement selon l’une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel la densité dudit solvant de tri est fixe au cours de l’étape de tri par flottaison de manière à séparer uniquement deux fractions de catalyseur régénéré constituées par ladite fraction lourde de catalyseur régénéré et ladite fraction légère de catalyseur régénéré. Procédé de traitement selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le solvant de tri à l’étape de tri par flottaison est choisi de manière que sa densité soit supérieure à la densité structurale d’un catalyseur d’hydroconversion frais dont est issu ledit catalyseur d’hydroconversion usé. Procédé de traitement selon la revendication 6, dans lequel la densité du solvant est choisie de sorte que la fraction légère de catalyseur usé régénéré comporte un taux de métaux déposés lors de l’étape d’hydroconversion inférieur ou égal à 15% en poids par rapport au poids du catalyseur d’hydroconversion frais. Procédé de traitement selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel la densité du solvant de tri à l’étape de tri par flottaison est comprise entre 2,1 g/cm 3 et 4,5 g/cm 3 , de préférence comprise entre 2,6 et 3,5 g/cm 3 , de préférence est comprise entre 2,8 g/cm 3 et 3,4 g/cm 3 . Procédé de traitement selon la revendication précédente, dans lequel le solvant de tri à l’étape de tri par flottaison comporte du diiodométhane, ou un mélange de diiodométhane et de chloroforme, ou une solution aqueuse de Cleirici comportant un mélange de formiate de thallium et de malonate de thallium à parts égales. Procédé de traitement selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel l’étape de régénération est réalisée dans une unité de régénération connectée de manière fluidique à une unité de tri dans laquelle est réalisée l’étape de tri par flottaison, et on transfère ledit catalyseur régénéré de ladite unité de régénération à ladite unité de tri, de préférence par transport pneumatique ou par transport sous forme de suspension comportant un liquide de transport, de préférence ledit liquide de transport étant le solvant de tri utilisé à l’étape de tri par flottaison. Procédé de traitement selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le catalyseur d’hydroconversion usé est issu d’un catalyseur d’hydroconversion frais comportant : - au moins un métal du Groupe VIII du tableau périodique des éléments, de préférence choisi parmi le nickel et le cobalt, préférablement le nickel, de préférence en combinaison avec au moins un métal du Groupe VIB, de préférence choisi parmi le molybdène et le tungstène, de préférence le molybdène ; - un support poreux du ou desdits métaux, de préférence ledit support comportant de la silice, de l’alumine, de la silice-alumine, du dioxyde de titane, de l'argile, de l’oxyde de bore, de la zircone ou leurs combinaisons, et de préférence de l’alumine. Installation de traitement d’un catalyseur d’hydroconversion usé comportant : - une unité de régénération dudit catalyseur d’hydroconversion usé comprenant un réacteur de combustion de coke du catalyseur d’hydroconversion usé pour former un catalyseur régénéré ; - une unité de tri par flottaison du catalyseur régénéré connectée, de préférence de manière fluidique, à ladite unité de régénération du catalyseur, ladite unité de tri par flottaison comportant une cuve pour la mise en contact du catalyseur régénéré avec un solvant de tri et des moyens de séparation d’une fraction lourde de catalyseur régénéré et d’une fraction légère de catalyseur régénéré. Procédé d’hydroconversion comportant : - une étape d’hydroconversion (1) d’une charge hydrocarbonée contenant des métaux, dans une section d’hydroconversion comportant au moins un réacteur d’hydroconversion opérant en lit bouillonnant en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydroconversion et ; - une étape de soutirage dudit réacteur d’hydroconversion d’un flux dudit catalyseur d’hydroconversion usé (12) et d’introduction dans ledit réacteur d’hydroconversion d’un appoint comportant un flux de catalyseur d’hydroconversion frais (11) et un flux de catalyseur d’hydroconversion recyclé (15) ; - une étape de traitement dudit flux de catalyseur d’hydroconversion usé soutiré (12) par un procédé de traitement selon l’une quelconque des revendications 1 à 11, produisant une fraction légère de catalyseur d’hydroconversion régénéré formant ledit flux de catalyseur d’hydroconversion recyclé (15). Procédé d’hydroconversion selon la revendication 13, dans lequel l’appoint comprend entre 5 % et 35 % en poids dudit flux de catalyseur d’hydroconversion recyclé (15), de préférence entre 10 % et 30 % en poids. Procédé d’hydroconversion selon la revendication 13 ou 14, dans lequel ladite charge hydrocarbonée contient une fraction d’au moins 50 % en poids possédant un point d’ébullition d’au moins 300°C, de préférence ladite charge hydrocarbonée comprend, et peut être constituée par, une des charges suivantes, seules ou en mélange : un pétrole brut, un pétrole brut de synthèse, un goudron de charbon, un bitume de sables bitumineux, une huile lourde provenant de schistes bitumineux, un résidu atmosphérique ou un résidu sous-vide issu de la distillation atmosphérique ou sous-vide d’un pétrole brut, un résidu atmosphérique ou un résidu sous-vide issu de la distillation atmosphérique ou sous-vide d’un effluent provenant d’une unité de conversion thermique ou d’hydrotraitement ou d’hydrocraquage ou d’hydroconversion ou d’une unité de liquéfaction directe du charbon, un distillat sous-vide obtenu directement d’un pétrole brut ou d’une coupe issue d’une unité de craquage catalytique en lit fluidisé ou d’une unité d’hydrocraquage ou d’une unité d’hydroconversion ou d’une unité de cokéfaction ou d’une unité de viscoréduction, un distillat sous vide issu de la liquéfaction directe de charbon, des coupes aromatiques extraites d’une unité de production de lubrifiants, une huile désasphaltée ou un asphalte issu d'une unité de désasphaltage, et de préférence un résidu sous-vide issu de la distillation sous-vide d’un pétrole brut.