Brevet FR3159910A1 — publié le 20250912

La présente invention concerne un procédé de décontamination d’un catalyseur usé comprenant un métal du groupe VIB et/ou un métal du groupe VIII, et un support poreux à base d’oxyde(s), et comportant du coke et des contaminants métalliques incluant au moins du nickel et du vanadium, ledit procédé comprenant : - une étape d’extraction d’au moins une partie de contaminants métalliques dudit catalyseur usé par une mise en contact dudit catalyseur usé avec une solution d’extraction comprenant de l’acide sulfurique et au moins un alcool, pour obtenir un catalyseur usé appauvri en contaminants vanadium et nickel, recyclable dans un procédé d’hydroconversion ou d’hydrotraitement de charges hydrocarbonées, et un extrait liquide comportant au moins du vanadium et du nickel. L’invention porte aussi sur un procédé d’hydroconversion d’une charge hydrocarbonée contenant des métaux intégrant le recyclage d’un catalyseur obtenu par décontamination selon le procédé de décontamination décrit. PROCEDE DE DECONTAMINATION D’UN CATALYSEUR USE PAR EXTRACTION DE CONTAMINANTS METALLIQUES La présente invention concerne le domaine du recyclage des catalyseurs provenant notamment des unités d’hydroconversion ou d’hydrotraitement d’hydrocarbures. En particulier, la présente invention concerne un procédé de décontamination d’un catalyseur usé comportant au moins un métal du groupe VIB et/ou au moins un métal du groupe VIII et un support poreux à base d’oxyde(s), par extraction de contaminants métalliques incluant au moins du nickel et du vanadium du catalyseur usé, en vue de la réutilisation dudit catalyseur dans une unité d’hydroconversion ou d’hydrotraitement. La plupart des innovations technologiques nécessaires à la transition énergétique (véhicules électriques, éoliennes, piles à combustible, batteries, etc.) requiert l’utilisation massive de métaux. La demande en forte croissance des métaux provoque des tensions qui poussent les industriels à chercher des solutions visant à minimiser leur consommation de métaux lorsque cela est possible, et notamment à explorer les voies de recyclage des métaux et/ou des produits intégrant ces métaux. Dans le domaine de la conversion et du raffinage des charges hydrocarbonées, les catalyseurs d’unités d’hydroconversion ou d’hydrotraitement contiennent des métaux, et leur recyclage est un sujet d’intérêt croissant dans le cadre d’une économie circulaire devenant un modèle pour de nombreuses sociétés. Les catalyseurs d’hydroconversion et d’hydrotraitement contiennent généralement une phase active à base de métaux, à savoir au moins un métal du groupe VIB et/ou au moins un métal du groupe VIII, et un support poreux, et peuvent aussi contenir des contaminants métalliques issus de la charge hydrocarbonée convertie/traitée et qui se sont déposés sur les catalyseurs lors du procédé d’hydroconversion ou d’hydrotraitement. Lors de son utilisation en procédé d’hydroconversion ou d’hydrotraitement, le catalyseur se désactive par accumulation du coke et/ou de composés soufrés et/ou d’autres contaminants, notamment métalliques, à la surface du catalyseur. Au-delà d’une certaine période, son remplacement est donc nécessaire. Les contaminants proviennent de la charge hydrocarbonée. Les contaminants les plus répandus sont des métaux tels que le nickel, le vanadium, le fer et le titane, mais aussi le silicium, le calcium, le sodium, le potassium, le chlore, et l’arsenic. Les métaux les plus présents dans les pétroles bruts et les charges lourdes sont le vanadium et le nickel. Ces métaux sont généralement moins présents dans des charges plus légères. Les contaminants les plus problématiques dans un catalyseur d’hydroconversion et d’hydrotraitement, et plus particulièrement d’hydroconversion, sont ainsi le vanadium et le nickel. Le réemploi des catalyseurs usés dans les procédés d’hydroconversion ou d’hydrotraitement et/ou l’extraction des métaux des catalyseurs usés, notamment des contaminants métalliques, pour leur recyclage dans le domaine ou pour d’autres applications utilisant certains métaux, sont donc aujourd’hui particulièrement attractifs. Dans les procédés d’hydrotraitement où le catalyseur est généralement utilisé sous la forme d’un lit fixe, le remplacement du catalyseur est classiquement effectué par arrêt de l’unité, décharge du catalyseur usé et son remplacement intégral par du catalyseur dit « frais » jamais utilisé. Dans les procédés d’hydroconversion en lit bouillonnant, traitant généralement des charges plus lourdes et plus contaminées (par des métaux, du soufre etc.) que les procédés d’hydrotraitement en lit fixe, typiquement des pétroles bruts ou des fractions lourdes d'hydrocarbures issues de la distillation d'un pétrole brut, aussi appelées résidus pétroliers, le catalyseur supporté est maintenu dans le réacteur à lit bouillonnant, qui est un réacteur triphasique (liquide, vapeur et catalyseur solide) opérant en lit bouillonnant, sous la forme d’un lit fluidisé grâce à une recirculation interne liquide. Un exemple d’un tel procédé d’hydroconversion à lit bouillonnant est le procédé H-OIL ® , licencié par la société Axens et décrit par exemple dans les brevets US4521295, US4495060, US4457831, ou US4354852, mettant 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). Ce type de procédés vise 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, et est capable de convertir sévèrement la charge lourde contenant de forts taux de contaminants, aussi appelés 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 par du catalyseur frais : 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 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. Le taux de remplacement journalier peut par exemple aller 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). En général, l’intégralité du catalyseur d’hydroconversion usé soutiré est mis en décharge ou 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. Dans les filières de récupération des métaux de catalyseur, ceux-ci sont essentiellement réutilisés pour la fabrication d’alliages spéciaux, nécessitant des opérations complexes de purification, notamment pour débarrasser les métaux récupérés de composés jugés contaminants, comme l’arsenic, ou problématiques au vu des applications visées, comme le phosphore, dont la présence perturbe, par exemple, les propriétés des alliages d’acier au chrome. Comme cela est mentionné dans le brevet FR3033797 ou le brevet EP3728518, il est envisageable de régénérer, voire de réjuvéner par élimination des métaux déposés, le catalyseur usé soutiré, en vue de son recyclage dans le réacteur d’hydroconversion. 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. Cependant aucun détail sur la régénération et/ou la réjuvénation du catalyseur n’est donné dans ces brevets. La régénération des catalyseurs usés d’hydroconversion/d’hydrotraitement (aussi parfois appelée calcination douce) vise à éliminer le coke qui s’est déposé à la surface du catalyseur. Il s’agit d’un procédé économiquement et écologiquement intéressant, car il permet d’utiliser à nouveau ces catalyseurs dans les unités industrielles plutôt que de les mettre en décharge ou de les envoyer vers des filières de récupération des métaux. La régénération consiste généralement en un traitement thermique, généralement entre 350°C et 550°C, en présence d’oxygène pur ou dilué, ayant pour but d’éliminer au moins une partie du coke présent sur le catalyseur usé par combustion. Cette régénération permet au catalyseur dit « régénéré » de récupérer de l’activité d’hydrotraitement/d’hydroconversion. Bien que les catalyseurs régénérés soient généralement moins actifs que les catalyseurs frais, ce qui implique par conséquent une durée de cycle dans l’unité d’hydroconversion/d’hydrotraitement ainsi réduite par rapport à celle d’un catalyseur frais, leur utilisation reste néanmoins avantageuse d’un point de vue économie circulaire. 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. Afin de pallier le déficit d’activité d’hydrotraitement/d’hydroconversion du catalyseur régénéré, il est possible d’appliquer un traitement supplémentaire dit de « réjuvénation ». Le procédé de réjuvénation consiste à réimprégner le catalyseur déjà régénéré avec une solution contenant des additifs organiques ou inorganiques et/ou des précurseurs métalliques. Ces procédés de réjuvénation sont bien connus, notamment dans le domaine des distillats moyens. Bien que plus performante qu’une simple régénération, la réjuvénation des catalyseurs conduit cependant dans la plupart des cas à un catalyseur ayant une activité inférieure au catalyseur frais, dont l’utilisation reste néanmoins intéressante. Enfin, certains catalyseurs usés ne peuvent pas faire l’objet d’une réutilisation via une régénération ou une réjuvénation, parce qu’ils contiennent une quantité trop importante de contaminants rendant la performance du catalyseur régénéré et/ou réjuvéné insuffisante. Dans ce cadre, des procédés permettant d’extraire des contaminants de catalyseurs usés ont été développés. Ces procédés visent à extraire les contaminants, notamment le vanadium et le nickel, sans extraire la phase active constituée des métaux du groupe VII et/ou VIB avec comme objectif de restaurer l’activité catalytique d’origine. L’objectif est ainsi souvent de pouvoir recycler le catalyseur débarrassé de ces contaminants. Ces procédés font généralement appel à une extraction des contaminants par utilisation d’une solution contenant un acide inorganique de type acide sulfurique. Une telle extraction des contaminants métalliques déposés sur le catalyseur est aussi parfois désignée comme une étape de réjuvénation, la réjuvénation étant alors entendue plus largement comme une étape visant à restaurer l’activité catalytique du catalyseur. Ainsi, le document US5906953 décrit un procédé permettant d’extraire les restes de la charge contenue dans le catalyseur d’hydroconversion par déshuilage à l’aide d’un solvant comme l’acétone, suivi d’un lavage à l’eau, d’une extraction du vanadium et du nickel par une solution contenant de l’acide sulfurique, d’un autre lavage à l’eau et d’une régénération afin d’éliminer le coke. Le document US4595666 décrit un procédé semblable avec un déshuilage, suivi d’un lavage à l’eau, d’une extraction du fer, du titane, du calcium, du sodium, du vanadium et du nickel par une solution contenant de l’acide sulfurique, éventuellement en présence d’un ion d’ammonium, d’un autre lavage à l’eau et d’une régénération afin d’éliminer le coke. La présente invention propose un procédé amélioré permettant d’extraire des contaminants métalliques comme le vanadium et le nickel d’un catalyseur d’hydroconversion/d’hydrotraitement usé, au moyen d’une solution à base d’acide sulfurique spécifique, avec des performances supérieures par rapport à l’utilisation d’une solution à base d’acide sulfurique seul, tout en préservant de préférence au maximum les métaux de la phase active du catalyseur. 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 décontamination d’un catalyseur usé en vue de son recyclage pour l’hydroconversion ou l’hydrotraitement de charges hydrocarbonées, ledit catalyseur usé comportant des contaminants métalliques, dont au moins du nickel et du vanadium, par extraction desdits contaminants dudit catalyseur usé au moyen d’une solution comportant de l’acide sulfurique et au moins un alcool. Le catalyseur obtenu après décontamination, appauvri en contaminants vanadium et nickel, et de préférence régénéré, peut ainsi être réutilisé dans une unité d’hydroconversion ou d’hydrotraitement, en particulier en tant qu’appoint de catalyseur, en tout ou partie (seul ou en combinaison avec du catalyseur frais), dans un réacteur à lit bouillonnant lors d’une étape d’hydroconversion d’une charge hydrocarbonée lourde. La présente invention vise de manière générale à diminuer la consommation globale de catalyseur frais lors d’un procédé d’hydroconversion/d’hydrotraitement, et ainsi de limiter la consommation et le gaspillage de ressources précieuses comme les métaux impliqués dans les procédés d’hydroconversion/d’hydrotraitement. Ainsi, pour atteindre au moins l'un des objectifs susvisés, parmi d’autres, la présente invention propose, selon un premier aspect, un procédé de décontamination d’un catalyseur usé comportant au moins un métal du groupe VIB et/ou au moins un métal du groupe VIII et un support poreux à base d’oxyde(s), et comportant du coke et des contaminants métalliques incluant au moins du nickel et du vanadium, ledit procédé comprenant : - une étape d’extraction d’au moins une partie des contaminants métalliques dudit catalyseur usé par une mise en contact dudit catalyseur usé avec une solution d’extraction comprenant de l’acide sulfurique et au moins un alcool, pour obtenir un catalyseur usé appauvri en contaminants vanadium et nickel, recyclable dans un procédé d’hydroconversion ou d’hydrotraitement de charges hydrocarbonées, et un extrait liquide comportant au moins du vanadium et du nickel. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, le procédé de décontamination comporte une étape de régénération dudit catalyseur usé en amont de l’étape d’extraction, par élimination d’au moins une partie du coke dudit catalyseur usé, de préférence par combustion, pour former un catalyseur usé régénéré. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, le procédé de décontamination comporte une étape de régénération dudit catalyseur usé appauvri en contaminants vanadium et nickel issu de l’étape d’extraction, par élimination d’au moins une partie du coke dudit catalyseur usé appauvri en contaminants vanadium et nickel, de préférence par combustion, pour former un catalyseur usé régénéré appauvri en contaminants vanadium et nickel. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, l’étape de régénération comprend une combustion par mise en contact dudit catalyseur usé ou du catalyseur usé appauvri en contaminants vanadium et nickel avec un flux de gaz de régénération comportant de l’oxygène, à une température comprise entre 250°C et 550°C, de préférence entre 300°C et 500°C. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, le catalyseur usé est préalablement soumis à au moins une étape de pré-traitement choisie parmi un déshuilage, un lavage à l’eau, et un séchage. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, le catalyseur usé est préalablement soumis à : - une étape de déshuilage par mise en contact dudit catalyseur usé avec un courant de gaz inerte à une température comprise entre 300°C et 400°C, ou par mise en contact avec un solvant de déshuilage hydrocarboné, de préférence choisi dans la liste constituée par une essence, un gasoil, et un composé aromatique, de préférence le toluène, - une étape de séchage dudit catalyseur usé déshuilé par mise 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, plus préférentiellement entre 80°C et 150°C, - une étape optionnelle de lavage à l’eau dudit catalyseur déshuilé séché. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, le catalyseur usé appauvri en contaminants vanadium et nickel, optionnellement régénéré en amont ou en aval de l’étape d’extraction, subit au moins une étape de post-traitement choisie parmi un déshuilage, un lavage à l’eau, et un séchage, de préférence un lavage à l’eau suivi d’un séchage par mise 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, plus préférentiellement entre 80°C et 150°C. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, ledit au moins un alcool de la solution d’extraction est choisi dans la liste constituée par le méthanol, l’éthanol, le 1-propanol, le 2-propanol (ou isopropanol), le 1-butanol, le 2-butanol, le 2-méthyl-1-propanol, le tert -butanol, le 1,2-éthanediol (ou éthylène glycol), le 1,2-propanediol (ou propylène glycol), le 1,2-butanediol, le 1,3-butanediol, le 1,4-butanediol, le 2,3-butanediol, le 1,5-pentanediol et le 1,6-hexanediol, de préférence l’alcool est l’éthanol. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, la solution d’extraction comprenant de l’acide sulfurique et au moins un alcool est une solution aqueuse. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, la concentration en acide sulfurique de la solution d’extraction est comprise entre 1 g/L et 300 g/L, et la concentration en alcool de la solution d’extraction est comprise entre 100 g/L et 1000 g/L. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, le catalyseur usé comprend du coke dans une teneur comprise entre 2% et 90 % poids par rapport au poids total du catalyseur frais, du contaminant vanadium dans une teneur comprise entre 0,1% poids et 150% poids par rapport au poids total du catalyseur frais , et du contaminant nickel dans une teneur comprise entre 0,1% poids et 150% poids par rapport au poids total du catalyseur frais. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, le catalyseur usé est issu d’un catalyseur d’hydroconversion frais comportant : - au moins un métal du Groupe VIII, de préférence choisi parmi le nickel et le cobalt, préférablement le nickel, 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 d’oxyde(s) 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 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’au moins 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 recyclé, de préférence en combinaison avec un flux de catalyseur d’hydroconversion frais ; - une étape de décontamination dudit flux de catalyseur usé soutiré par le procédé de décontamination selon l’invention, pour produire ledit flux de catalyseur d’hydroconversion recyclé. Selon une ou plusieurs mises en œuvre, l’appoint comprend entre 5 % et 100 % en poids dudit flux de catalyseur d’hydroconversion recyclé, de préférence entre 10 % et 95 % en poids, par rapport à la masse totale de l’appoint. 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. 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, et sauf indication contraire, 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. Selon la présente invention, les pressions sont des pressions absolues, encore notées abs., et sont données en MPa absolus (ou MPa abs.), sauf indication contraire. Dans la présente description, on entend par « catalyseur d'hydroconversion/d’hydrotraitement » un catalyseur supporté poreux mis en œuvre dans un procédé d’hydroconversion en lit bouillonnant ou un procédé d’hydrotraitement notamment en lit fixe d’une charge hydrocarbonée. Dans la suite de la description, le terme « catalyseur » fait référence à un tel catalyseur d’hydroconversion/d’hydrotraitement, 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.), optionnellement du phosphore et/ou du soufre, dispersés 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 est détaillé plus loin dans la description. Dans la présente description, le terme «hydroconversion», aussi désigné sous les acronymes « HDC » et « HCK » et sous le terme « hydrocraquage » plus usuellement utilisé lorsque la charge concernée est une charge légère, 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. Dans le domaine de la production de carburants et combustibles pour d’autres applications, l’hydrotraitement peut ainsi permettre de mettre l’hydrocarbure aux spécifications requises (teneur en soufre, en aromatiques …) pour une application donnée (carburant automobile, essence ou gazole, fioul domestique…). Les normes automobiles, notamment, ont imposé une réduction très forte du soufre dans les carburants diesel et essence, l’hydrotraitement permettant ainsi de mettre ces produits aux spécifications requises. L’hydrotraitement améliore ainsi la qualité des hydrocarbures, en diminuant la teneur en certains composés, éléments considérés comme des impuretés, mais il peut aussi permettre de diminuer la teneur en hydrocarbures aromatiques, par hydrogénation, et ainsi améliorer l’indice de cétane des carburants. Lors de procédés d’hydrotraitement, peuvent également être produits, en faibles quantités, du gaz de combustible (« fuel gas » selon la terminologie anglo-saxonne) et des coupes légères telles que les GPL (acronyme pour Gaz de Pétrole Liquéfié) et du naphta. Lorsque des normes sont citées dans la présente description, elles font références aux versions éditées les plus récentes à la date de dépôt de la présente demande, sauf spécifié autrement. Dans la présente description, le terme « extraction » en référence aux contaminants métalliques du catalyseur est synonyme du terme « lixiviation », sauf indication contraire. On comprend ainsi par le terme « extraction » ou « lixiviation » dans la présente description le fait d’extraire un ou des métaux d’un solide (catalyseur usé) en les dissolvant dans un liquide (solution d’extraction ou de lixiviation). Dans la présente description, les expressions « contaminants métalliques » ou « métaux de contamination» font indifféremment référence aux métaux considérés comme contaminants qui se sont déposés sur le catalyseur lors de son utilisation, typiquement dans un procédé d’hydroconversion ou d’hydrotraitement, de préférence d’hydroconversion, et qui proviennent de la charge hydrocarbonée. Le catalyseur usé selon la présente invention comporte ainsi des contaminants métalliques incluant au moins du nickel et du vanadium. Ainsi, dans la présente description, on désignera en particulier sous les expressions « contaminant vanadium » ou « vanadium de contamination » le vanadium apporté par la charge et déposé sur le catalyseur lors de son utilisation. De même, les expressions « contaminant nickel » ou « nickel de contamination » désignent le nickel apporté par la charge, qui doit être distingué dans la présente invention du nickel éventuellement contenu dans la phase active du catalyseur usé. A la différence du nickel de la phase active qui est distribué de façon homogène dans tout le catalyseur, le nickel de contamination ne se dépose généralement qu’à la surface du catalyseur. Il pourra également être fait référence dans la présente description au « taux de métaux déposés » pour désigner un taux de dépôt moyen de métaux issus de la charge sur le catalyseur lors de l’étape d’hydroconversion ou d’hydrotraitement, et correspond à la masse totale de métaux issus de la charge déposés dans/sur le catalyseur lors de l’hydroconversion/hydrotraitement 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 dans le cas de l’hydroconversion. Le taux de métaux est déterminé de manière préférée à partir d’analyses du catalyseur usé. Selon cette approche préférée, on prélève un échantillon de catalyseur usé, 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/l’hydrotraitement, 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/hydrotraitement) 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 d’un réacteur d’hydroconversion, il existe une distribution d’âge des grains de catalyseur liée à un temps de séjour variable dans le réacteur selon les grains typique des procédés d’hydroconversion mettant en œuvre un lit bouillonnant par exemple, 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 d’un réacteur d’hydroconversion 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, 81 ème 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, et le groupe VIB aux métaux de la colonne 6. 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 de la solution d’extraction et du catalyseur prétraité à 550 °C sous air. De manière surprenante, les inventeurs ont mis en évidence que l’utilisation d’une solution spécifique à base d’acide sulfurique, qui associe l’acide sulfurique à au moins un alcool, permettait une extraction efficace des contaminants métalliques comme le vanadium et le nickel de catalyseurs d’hydroconversion/hydrotraitement usés, autorisant alors le recyclage du catalyseur décontaminé dans un procédé d’hydroconversion ou d’hydrotraitement. Procédé de décontamination du catalyseur usé Selon un premier aspect, la présente invention concerne un procédé de décontamination d’un catalyseur usé comportant au moins un métal du groupe VIB et/ou au moins un métal du groupe VIII, optionnellement du phosphore et/ou du soufre, et un support poreux à base d’oxyde(s), et comportant du coke et des contaminants métalliques incluant au moins du nickel et du vanadium. Le procédé comprend une étape d’extraction d’au moins une partie de contaminants métalliques dudit catalyseur usé par une mise en contact dudit catalyseur usé avec une solution d’extraction comprenant de l’acide sulfurique et au moins un alcool, pour obtenir un catalyseur usé appauvri en contaminants vanadium et nickel, recyclable dans un procédé d’hydroconversion ou d’hydrotraitement de charges hydrocarbonées, et un extrait liquide comportant au moins du vanadium et du nickel. Le catalyseur usé appauvri en contaminants vanadium et nickel est aussi appelé dans la présente description « catalyseur décontaminé ». Le catalyseur usé Le catalyseur usé utilisé dans le procédé de décontamination selon l’invention est un catalyseur comportant au moins un métal du groupe VIB, et/ou au moins un métal du groupe VIII, optionnellement du phosphore et/ou du soufre, et un support poreux à base d’oxyde(s). Il comprend également du coke et des contaminants métalliques incluant au moins du nickel et du vanadium. Le catalyseur usé est décontaminé lors de l’étape d’extraction des contaminants métalliques du procédé selon l’invention, et est optionnellement régénéré, pour fournir un catalyseur qui peut être recyclé dans le procédé dont il est issu. Le catalyseur usé provient notamment de préférence d’un réacteur à lit bouillonnant d’une section d’hydroconversion d’un procédé d’hydroconversion, ou d’un réacteur, de préférence à lit fixe, d’une section d’hydrotraitement d’un procédé d’hydrotraitement, lesdits procédés traitant une charge hydrocarbonée contenant des métaux dont du vanadium et du nickel. Les catalyseurs d’hydroconversion/hydrotraitement classiques comprennent généralement un support poreux à base d’oxyde(s) et une phase active à base de métaux des groupes VIB et VIII sous leurs formes oxydes. ainsi que du phosphore pour les catalyseurs d’hydrotraitement classiques. La préparation de ces catalyseurs comprend généralement une étape d’imprégnation des métaux (et du phosphore pour les catalyseurs classiques d’hydrotraitement) sur le support, suivie d’un séchage et d’une calcination permettant d’obtenir la phase active sous une forme oxydée. Avant leur utilisation dans une réaction d’hydroconversion et/ou d’hydrotraitement, ces catalyseurs sont généralement également soumis à une sulfuration. L'ajout d'un additif organique en particulier sur les catalyseurs d'hydrotraitement pour améliorer leur activité est également connu, notamment pour des catalyseurs qui ont été préparés par imprégnation suivie d’un séchage sans calcination ultérieure. Ces catalyseurs sont souvent appelés «catalyseurs séchés additivés ». Les catalyseurs utilisés pour l’hydroconversion de certaines charges (typiquement légères), généralement appelé « hydrocraquage », sont classiquement de type bifonctionnel, c’est-à-dire associant une fonction acide à une fonction hydrogénante. La fonction acide est apportée par des supports de grandes surfaces (150 à 800 m 2 .g -1 généralement) présentant une acidité importante, telles que les alumines halogénées (chlorées ou fluorées notamment), les combinaisons d'oxydes de bore et d'aluminium, les silice-alumines amorphes et les zéolithes. La fonction hydrogénante est apportée soit par un ou plusieurs métaux du groupe VIII, soit par une association d'au moins un métal du groupe VIB et au moins un métal du groupe VIII, mise en œuvre en présence de soufre. L'équilibre entre les deux fonctions acide et hydrogénante régit l'activité et la sélectivité du catalyseur. Lors de son fonctionnement en procédé d’hydrotraitement ou d’hydroconversion, le catalyseur se désactive par accumulation à la surface du catalyseur du coke et/ou de composés soufrés et/ou d’autres contaminants tels que des contaminants métalliques comme le nickel, le vanadium, le fer, le titane, mais aussi le silicium, le calcium, le sodium, le potassium, le chlore et l’arsenic. 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. La 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. Au-delà d’une certaine période, son remplacement est donc nécessaire. La quantité de métaux et de coke déposés dépend, de même que la nature de métaux, de la nature de la charge hydrocarbonée. Dans le cas de l’hydroconversion en lit bouillonnant, 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. Le taux de métaux déposés du catalyseur usé, en particulier du catalyseur d’hydroconversion usé, peut être compris entre 5% et 150% poids par rapport au poids de catalyseur frais. Typiquement, le catalyseur usé, et notamment le catalyseur d’hydroconversion usé, comporte du nickel et du vanadium contenus initialement dans la charge hydrocarbonée et déposés sur/dans le catalyseur lors de son utilisation (nickel et vanadium de contamination). Le catalyseur source, c’est-à-dire le catalyseur usé, est donc typiquement un catalyseur d’hydroconversion ou d’hydrotraitement, de préférence d’hydroconversion, qui est décrit en détails plus bas, après la description qui suit de la charge hydrocarbonée employée dans de tels procédés d’hydroconversion/d’hydrotraitement, et qui est à l’origine de la contamination du catalyseur. La charge hydrocarbonée La charge hydrocarbonée visée par une hydroconversion et/ou un hydrotraitement peut être de nature différente. La charge peut notamment être d’origine fossile ou issue de la conversion de la biomasse ou de déchets, prise seules ou en mélange. Les charges qui sont traitées, et en particulier celles citées ci-dessous, contiennent généralement des hétéroatomes tels que le soufre, l’oxygène et l’azote et d’autres contaminants comme le nickel, le vanadium, le fer, le titane, le silicium, le calcium, le sodium, le potassium, le chlore, et l’arsenic, le nickel et le vanadium étant les métaux les plus présents dans les charges lourdes. La charge d’origine fossile peut être notamment une coupe issue du charbon ou d’hydrocarbures produits à partir du gaz naturel, éventuellement en mélange. Il peut aussi s’agir de pétrole ou de coupes pétrolières ou synthétiques lourdes, par exemple des kérosènes, gazoles ou distillats issus de distillation atmosphérique et sous vide afin de produire du kérosène, du gazole ou du distillat sous vide qui sont valorisables soit dans une unité de stockage recevant des produits du même type (« pool » en anglais), soit dans une unité avale comme une unité de craquage catalytique où les coupes envoyées sont « craquées » pour produire des hydrocarbures à chaînes plus courtes. Les charges d’origine fossile employées dans un procédé d'hydrotraitement, de façon plus détaillée, sont par exemple des essences, des gazoles, des gazoles sous vide, des résidus atmosphériques, des résidus sous vide, des distillats atmosphériques, des distillats sous vide, des fuels lourds, des huiles, des cires et des paraffines, des huiles usagées, des résidus ou des bruts désasphaltés, des charges provenant des procédés de conversions thermiques ou catalytiques, prises seules ou en mélange. Les charges d’origine fossile employées dans un procédé d’hydroconversion sont typiquement des charges lourdes contenant 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. De façon plus détaillée, ces charges peuvent comprendre, ou être constituées, 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 Deasphalted 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 pour un procédé d’hydroconversion peuvent entrer dans la composition de la charge dudit procédé de préférence de manière minoritaire avec une autre type de charge cité ci-dessus. De préférence, les charges d’origine fossile employées dans un procédé d’hydroconversion comprennent, et peuvent être constituées par, un résidu sous-vide issu de la distillation sous-vide d’un pétrole brut. La charge issue de la conversion de la biomasse peut avantageusement être choisie parmi les huiles végétales, les huiles d'algues ou algales, les huiles de poissons, les huiles alimentaires usagées, et les graisses d'origine végétale ou animale ; ou des mélanges de telles charges, contenant typiquement des triglycérides et/ou des acides gras libres et/ou des esters. Lesdites huiles végétales peuvent avantageusement être brutes ou raffinées, totalement ou en partie, et issues des végétaux choisis parmi le colza, le tournesol, le soja, le palmier, l'olive, la noix de coco (huile de coco et huile de coprah), le ricin, le coton, l'arachide, le lin, le crambe, la jatropha et toutes les huiles issues de plantes obtenues par modification génétique ou hybridation comme ce peut être le cas pour du tournesol ou du colza par, cette liste n'étant pas limitative. Lesdites graisses animales sont avantageusement choisies parmi le lard et les graisses composées de résidus de l'industrie alimentaire ou issues des industries de la restauration. Les huiles de fritures, les huiles animales variées comme les huiles de poisson, le suif, le saindoux peuvent également être utilisées. La charge issue de la conversion de la biomasse peut également avantageusement être choisie parmi les esters méthyliques d’acides gras d’origine végétale et/ou animale ou encore des esters méthyliques d’acides gras d’huiles végétales alimentaires usagées. Dans un procédé d’hydroconversion en lit bouillonnant, les huiles ou graisses végétales et/ou animales sont de préférence employées en tant que co-charge en combinaison avec une autre charge liquide lourde d’hydrocarbures. La charge issue de la conversion de la biomasse peut également être choisie parmi des charges provenant des procédés de conversions thermiques ou catalytiques de biomasse, tel que des huiles qui sont produits à partir de la biomasse, en particulier de la biomasse lignocellulosique, avec diverses méthodes de liquéfaction, telles que la liquéfaction hydrothermale ou la pyrolyse. Le terme « biomasse » fait référence à un matériau dérivé d'organismes récemment vivants, qui comprend les plantes, les animaux et leurs sous-produits. Le terme « biomasse lignocellulosique » désigne la biomasse dérivée de plantes ou de leurs sous-produits. La biomasse lignocellulosique est composée de polymères glucidiques (cellulose, hémicellulose) et d'un polymère aromatique (lignine). La charge issue de la conversion de la biomasse peut également avantageusement être choisie parmi des charges issues de l’industrie papetière. La charge issue de la conversion de déchets peut être une huile de pyrolyse issue de plastiques, de pneus ou encore de combustibles solides de récupération (CSR). Les plastiques sont 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. Ces huiles sont obtenues par un traitement de pyrolyse thermique, catalytique ou encore être préparée par hydropyrolyse (pyrolyse en présence d’un catalyseur et d’hydrogène). Dans un procédé d’hydroconversion en lit bouillonnant, il peut également être envisagé d’employer une charge formée par des déchets plastiques solides en combinaison avec une charge liquide lourde, après un conditionnement spécifique des co-charges. Les charges lourdes d’origine fossile employées dans un procédé d’hydroconversion contiennent des métaux déjà cités plus haut, 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. Toutes les charges citées sont liquides aux conditions opératoires de l’hydroconversion / l’hydrotraitement. Composition du catalyseur usé Selon la présente invention, on comprend par catalyseur usé ou encore catalyseur « source », le catalyseur dont on souhaite extraire les contaminants métalliques, qui est un catalyseur au moins partiellement usé, c’est-à-dire qui a déjà été utilisé en production, notamment dans des installations d’hydroconversion ou d’hydrotraitement. On comprend également sous ce terme une masse de captation au moins partiellement usée. Bien que la présente invention vise le recyclage de catalyseurs provenant notamment des unités d’hydroconversion ou d’hydrotraitement d’hydrocarbures, il est entendu que le procédé selon l’invention s’applique à tout catalyseur comprenant au moins un métal du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB, et un support poreux à base d'oxyde(s), tel que par exemple des catalyseurs d’hydrogénation sélective, des catalyseurs d’hydrotraitement pour des résidus (par exemple effectué en lit bouillonnant) ou encore des catalyseurs de Fischer-Tropsch. Le catalyseur usé est de préférence issu d’un catalyseur d’hydroconversion/d’hydrotraitement frais, c’est-à-dire neuf (jamais utilisé), décrit ci-après. Le catalyseur frais, et le catalyseur usé issu du catalyseur frais, comprennent au moins un métal du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB, un support poreux à base d'oxyde(s), et optionnellement du phosphore. Le catalyseur usé comprend également comme contaminants au moins du coke, du vanadium et du nickel. Il peut également, de manière non limitative, comprendre du soufre ainsi que d’autres contaminants tel que décrit plus loin. Le support poreux à base d’oxyde(s) du catalyseur frais, et du catalyseur usé issu du catalyseur frais, 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, des oxydes de magnésium, 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. Selon un mode de réalisation, le support du catalyseur est essentiellement constitué d’alumine, ou de silice ou de silice-alumine. De manière très préférée le support poreux est essentiellement constitué par de 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. Selon un autre mode de réalisation, le support poreux est essentiellement une silice-alumine contenant au moins 50 % poids d'alumine par rapport au poids total du support. La teneur en silice dans le support est d'au plus 50% poids par rapport au poids total du support, le plus souvent inférieure ou égale à 45% poids, de préférence inférieure ou égale à 40% poids. 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 en plus de 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. La teneur en matériau zéolithique du support est par exemple comprise entre 0,1 et 80 %poids, de préférence entre 0,1 et 50 % poids par rapport au poids total du support. Dans ce cas, toutes les sources de zéolithe et toutes les méthodes de préparation associées connues peuvent être incorporées. Ledit matériau zéolithique peut être une zéolithe choisie parmi des zéolithes de structure MFI, FAU, BEA, ISV, IWR, IWW, MEI, UWY , de préférence MFI, FAU et BEA, plus préférentiellement FAU et BEAU, et de préférence choisie parmi les zéolithes ZSM-5, bêta et/ou Y, en encore plus préférentiellement la zéolithe USY et/ou bêta. 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. Selon un ou plusieurs modes de réalisation, en particulier pour les catalyseurs d’hydrotraitement, le support poreux à base d’oxyde(s) présente un volume poreux total compris entre 0,1 et 1,5 mL/g, de préférence entre 0,4 et 1,1 mL/g. Le volume poreux total est mesuré par porosimétrie au mercure selon la norme ASTM D4284-92 avec un angle de mouillage de 140°, par exemple au moyen d'un appareil modèle Autopore III™ de la marque Microméritics™. Selon un ou plusieurs modes de réalisations, en particulier pour les catalyseurs d’hydrotraitement, la surface spécifique du support d’oxyde est avantageusement comprise entre 5 et 400 m 2 .g -1 , de préférence entre 10 et 350 m 2 .g -1 , de manière plus préférée entre 40 et 350 m 2 .g -1 . La surface spécifique est déterminée dans la présente invention par la méthode B.E.T selon la norme ASTM D3663. La phase active du catalyseur frais, et du catalyseur usé issu du catalyseur frais, comprend au moins un métal du groupe VIB et/ou au moins un métal du groupe VIII. Le métal du groupe VIB présent dans la phase active est préférentiellement choisi parmi le molybdène et le tungstène, ou le mélange de ces deux éléments. Le métal du groupe VIII présent dans la phase active est préférentiellement choisi parmi le cobalt, le nickel et le mélange de ces deux éléments. La phase active du catalyseur est choisie de préférence dans le groupe formé par la combinaison des éléments nickel-molybdène, cobalt-molybdène, nickel-cobalt-molybdène, nickel- tungstène, nickel-molybdène-tungstène et nickel-cobalt-tungstène. La teneur en métal du groupe VIII, e.g. en nickel, est avantageusement comprise entre 0,5% et 50% exprimée en poids d’oxyde de métal (e.g. NiO), de préférence entre 0,5 % à 10 % exprimée en poids d'oxyde de métal et de préférence entre 1 % à 6 % poids. Lorsque le métal est le cobalt ou le nickel, la teneur en métal s’exprime en CoO et NiO respectivement. La teneur en métal du groupe VIB, e.g. en molybdène, est avantageusement comprise entre 0% et 30% exprimée en poids d’oxyde du métal (e.g. 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 frais. Le catalyseur frais, et le catalyseur usé issu du catalyseur frais, peuvent également comprendre au moins un élément dopant choisi parmi le phosphore, le bore, le silicium, de préférence le phosphore. Le dopant est un élément ajouté lors de la fabrication du catalyseur frais qui, en lui-même, ne présente aucun caractère catalytique mais qui accroît l’activité catalytique de la phase active. La teneur en phosphore ajouté en tant que dopant est alors de préférence comprise entre 0,1 et 20 % poids exprimé en P 2 O 5 par rapport au poids total du catalyseur frais, de préférence entre 0,2 et 15 % poids, plus préférentiellement entre 0,3 et 8% poids exprimé en P 2 O 5 . Le rapport molaire phosphore ajouté en tant que dopant lors de la fabrication du catalyseur frais sur l’élément du groupe VIB dans le catalyseur frais est de préférence supérieur ou égal à 0,05, de préférence supérieur ou égal à 0,07, de préférence compris entre 0,08 et 1, de préférence compris entre 0,01 et 0,9 et de manière très préférée compris entre 0,15 et 0,6. Le catalyseur frais, et le catalyseur usé issu du catalyseur frais, peuvent comprendre du soufre. La teneur en soufre dans ledit catalyseur source est alors de préférence comprise entre 1 et 15 % poids exprimée en élément par rapport au poids total du catalyseur frais, de préférence entre 2 et 12 %, et de manière très préférée entre 4 et 10 % poids. La teneur en soufre est mesurée par analyse élémentaire selon ASTM D5373. Le soufre peut provenir de la charge hydrocarbonée et/ou d’une étape de sulfuration du catalyseur frais et/ou ou d’un composé sulfuré ajouté à la charge dans l’optique de procéder à une sulfuration in situ du catalyseur frais pour son utilisation dans le procédé d’hydroconversion/d’hydrotraitement. L’étape de sulfuration généralement requise pour l’utilisation du catalyseur consiste 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. Selon un mode de réalisation préféré, le catalyseur usé est issu d’un catalyseur d’hydroconversion frais comportant : au moins un métal du Groupe VIII, de préférence choisi parmi le nickel et le cobalt, préférablement le nickel, 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 d’oxyde(s), servant de support pour le ou lesdits métaux formant la phase active, comportant, et de préférence essentiellement 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 l’alumine. Ces catalyseurs d’hydroconversion sont bien connus de l’homme du métier. Le catalyseur frais, et le catalyseur usé issu du catalyseur frais, sont avantageusement utilisés sous forme d'extrudés, de billes, de pastilles ou d'agglomérats irréguliers et non sphériques dont la forme spécifique peut résulter d'une étape de concassage. De préférence il 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 supportés 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. Le catalyseur usé comprend du coke. On notera que le terme "coke" dans la présente demande désigne une substance à base d’hydrocarbures déposée sur la surface du catalyseur lors de son utilisation, fortement cyclisée et condensée et ayant une apparence similaire au graphite. La teneur en coke, exprimée en % poids de l’élément carbone, peut être comprise entre 2% et 90% poids par rapport au poids total du catalyseur frais, de préférence entre 5% et 70% poids, et de préférence entre 5% et 50% poids. Dans le cas de catalyseurs usés issus d’unité d’hydrotraitement, traitent en général des charges plus légères que les charges envoyées dans un procédé d’hydroconversion en lit bouillonnant et moins aptes à former du coke, la teneur en coke du catalyseur usé peut être comprise entre 2 et 20 % poids, de préférence entre 3 et 16 % poids et notamment entre 4 et 14 % poids par rapport au poids total du catalyseur frais. Dans le cas de catalyseurs usés issus d’unité d’hydroconversion en lit bouillonnant, la teneur en coke peut aller de 5% à au-delà de 20% poids, généralement jusqu’à 50% poids, voire jusqu’à 70% poids ou même jusqu’à 90% poids par rapport au poids total du catalyseur frais. La teneur en coke est déterminée selon la méthode ASTM D5373. Le catalyseur usé comprend des contaminants métalliques incluant au moins du nickel et du vanadium, et peut comprendre d’autre métaux de contamination, tels que du fer, du titane, de l’arsenic, du silicium, du calcium, du sodium, du potassium, et du chlore, comme détaillé ci-dessous. Le catalyseur usé est contaminé avec du nickel issu de la charge hydrocarbonée. La teneur en nickel de contamination du catalyseur usé (outre celui éventuellement présent en tant que phase active sur le catalyseur frais) est comprise entre 0,1% poids et 150% poids, et de manière préférée inférieure comprise entre 0,1% poids et 80% poids par rapport au poids total du catalyseur frais. Le catalyseur usé est contaminé avec du vanadium issu de la charge hydrocarbonée. La teneur en vanadium de contamination du catalyseur usé est de préférence comprise entre 0,1% poids et 150% poids, et de manière préférée inférieure comprise entre 0,1% poids et 80% poids par rapport au poids total du catalyseur frais. Le catalyseur usé peut être contaminé à l’arsenic. La teneur en arsenic peut être alors comprise entre 0,15% poids et 2,5% poids et de manière préférée comprise entre 0,25% poids et 2% poids par rapport au poids total du catalyseur frais. De préférence, la teneur en fer du catalyseur usé est comprise entre 0 et 150% poids , de préférence entre 0,15% poids et 80% poids et de manière très préférée comprise entre 0,2% poids et 60% poids par rapport au poids total du catalyseur frais. De préférence, la teneur en titane du catalyseur usé est comprise entre 0 et 0,5% poids, de préférence entre 0,01% et 0,5% poids et de manière très préférée inférieure comprise entre à 0,02% poids et 0,2% poids par rapport au poids total du catalyseur frais. Le catalyseur usé peut être contaminé avec du silicium issu de la charge hydrocarbonée. La teneur en silicium peut être alors comprise (outre celui éventuellement présent sur le catalyseur frais) entre 0 et 10% poids et de manière très préférée comprise entre 0,2% et 50% poids par rapport au poids total du catalyseur frais. De préférence, la teneur en calcium du catalyseur usé est comprise entre 0 entre 150% poids, de préférence entre 0,15% poids et 80% poids et de manière très préférée comprise entre 0,2% poids et 60% poids par rapport au poids total du catalyseur frais. De préférence, la teneur en sodium du catalyseur usé (outre celui éventuellement présent sur le catalyseur frais) est comprise entre 0 et 150% poids, de préférence entre 0,15% poids et 80% poids et de manière très préférée comprise entre 0,2% poids et 60% poids par rapport au poids total du catalyseur frais. De préférence, la teneur en potassium du catalyseur usé est comprise entre 0 et 150% poids , de préférence entre 0,15% poids et 80% poids et de manière très préférée comprise entre 0,2% poids et 60% poids par rapport au poids total du catalyseur frais. De préférence, la teneur en chlore du catalyseur usé est comprise entre 0 et 0,5% poids, de préférence comprise entre 0,01% poids et 0,5% poids et de manière très préférée comprise entre 0,02% poids et 0,2% poids par rapport au poids total du catalyseur frais. Le catalyseur usé issu d’un procédé d’hydrotraitement d’une charge distillat moyen (diesel, kérosène) ou d’une charge naphta se distingue par des teneurs en vanadium et nickel (outre celui de la phase active) moins élevées que celle d’un catalyseur issu d’un procédé d’hydroconversion d’une charge plus lourde. Les teneurs en vanadium et nickel de contamination d’un catalyseur usé issu d’un procédé d’hydrotraitement d’une charge distillat moyen (diesel, kérosène) ou d’une charge naphta sont généralement inférieure à 10 000 ppm poids de nickel, et inférieure à 20 000 ppm poids de vanadium par rapport au poids du catalyseur usé. Prétraitements (optionnels) Le catalyseur usé peut être soumis à au moins une étape de prétraitement préalablement à l’étape d’extraction des contaminants métalliques. L’étape optionnelle de prétraitement consiste à préparer le catalyseur usé pour une meilleure extraction des contaminants métalliques, et vise notamment à retirer tout ou partie des résidus de la charge hydrocarbonée ou d’une ou plusieurs des impuretés éventuellement contenues dans ledit catalyseur usé avant l’étape d’extraction des contaminants métalliques, par toute méthode connue de l’homme du métier. L’étape de prétraitement peut être choisie parmi un déshuilage, un lavage à l’eau et un séchage. Ces traitements préliminaires ont pour but de rendre plus efficace l’étape d’extraction des contaminants métalliques, par des traitements physiques ou chimiques. Le déshuilage ou le lavage à l’eau vont dans le même sens, en améliorant/augmentant le contact entre la solution d’extraction et les contaminants contenus dans le catalyseur source. - Déshuilage Le déchargement du catalyseur usé d'un réacteur d’une unité d'hydrotraitement et/ou d'hydroconversion est de préférence suivi d’une étape de déshuilage. Cette étape vise essentiellement à éliminer les résidus de la charge hydrocarbonée des particules de catalyseur. L'étape de déshuilage comprend généralement la mise en contact du catalyseur usé avec un courant de gaz inerte (c’est-à-dire essentiellement exempt d’oxygène), par exemple dans une atmosphère d'azote ou analogue, à une température comprise entre 300°C et 400°C, de préférence comprise entre 300°C et 350°C. Le débit de gaz inerte est de préférence de 5 à 150 NL.h -1 (débit par unité de volume du catalyseur), pendant une durée de préférence comprise entre 3 heures et 7 heures. En variante, l'étape de déshuilage peut être réalisée par mise en contact avec un solvant de déshuilage, de préférence des hydrocarbures légers, par exemple par traitement à la vapeur ou tout autre procédé analogue. Le solvant de déshuilage hydrocarboné est de préférence choisi dans la liste constituée par une essence, un gasoil, et un composé aromatique, de préférence le toluène. - Séchage L’étape de déshuilage est généralement suivie d’une étape de séchage : le catalyseur déshuilé peut être séché par mise 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, plus préférentiellement entre 80°C et 150°C. Le gaz de séchage est de préférence un gaz inerte comme l’azote. - Lavage à l’eau Le catalyseur usé, éventuellement déshuilé, peut subir une étape de lavage à l’eau. Le volume de l’eau employé à cette étape de lavage est avantageusement supérieur au volume poreux total du catalyseur usé. Ce volume peut être notamment compris dans une gamme allant de 2 à 20 fois le volume poreux total du catalyseur usé, de préférence entre 5 à 10 fois ledit volume poreux. L’étape de lavage peut être effectuée à toute température appropriée, par exemple comprise entre 5°C et 150°C, de préférence entre la température ambiante (environ 20°C) et 70°C. Au cours de l’étape de lavage, il est avantageux de procéder à un brassage du catalyseur usé de manière à assurer un lavage efficace. L’étape de lavage peut être effectuée en mode continu ou en mode discontinu, le mode discontinu étant préféré d’autant plus qu’il permet de limiter la quantité d’eau mise en œuvre. L’étape de lavage peut être effectuée dans toute unité de type extracteur solide/liquide, ou mélangeur industriel. Etape d’extraction des contaminants métalliques Selon un aspect essentiel du procédé selon l’invention, on effectue une étape extraction d’au moins une partie des contaminants métalliques incluant le vanadium et nickel dudit catalyseur usé par une solution d’extraction comprenant de l’acide sulfurique et au moins un alcool, pour obtenir un catalyseur usé appauvri en contaminants vanadium et nickel, aussi appelé catalyseur décontaminé, qui est recyclable dans un procédé d’hydroconversion et/ou d’hydrotraitement de charges hydrocarbonées. On obtient également un extrait liquide comportant au moins du vanadium et du nickel. L’objectif principal de cette étape d’extraction est d’extraire les contaminants métalliques, dont le vanadium et le nickel (de contamination) mais aussi éventuellement d’autres contaminants métalliques du catalyseur usé, tout en limitant de préférence l’extraction de la phase active, c’est-à-dire les métaux du groupe VIII et/ou VIB formant la phase active du catalyseur. La limitation de l’extraction des métaux de la phase active, lors de cette étape, peut être renforcée par la présence de coke sur le catalyseur usé. Ainsi, le catalyseur usé envoyé à l’étape d’extraction des contaminants métalliques n’a de préférence pas subi de régénération préalable visant à éliminer le coke, afin de bénéficier de cet aspect de protection de la phase active par le coke. Sans être lié à une quelconque théorie, il semblerait que le coke présent dans le catalyseur protège l’extraction de la phase active, notamment l’extraction du métal du groupe VIB tandis que les contaminants métalliques qui se trouvent sur la surface du catalyseur sont extraits. La réalisation d’une étape de régénération en amont de l’étape d’extraction des contaminants métalliques ne sort néanmoins pas du cadre de l’invention, comme il est détaillé plus bas dans la description de l’étape de régénération. L’extraction des contaminants métalliques est en effet possible sans la présence de coke sur le catalyseur usé. De préférence, ledit au moins un alcool de la solution d’extraction est choisi dans la liste constituée par le méthanol, l’éthanol, le 1-propanol, le 2-propanol (ou isopropanol), le 1-butanol, le 2-butanol, le 2-méthyl-1-propanol, le tert butanol, le 1,2-éthanediol (ou éthylène glycol), le 1,2-propanediol (ou propylène glycol), le 1,2-butanediol, le 1,3-butanediol, le 1,4-butanediol, le 2,3-butanediol, le 1,5-pentanediol et le 1,6-hexanediol. De préférence, l’alcool de la solution d’extraction est l’éthanol. La solution d’extraction est de préférence une solution aqueuse comprenant de l’acide sulfurique et au moins un alcool, de préférence choisi dans la liste mentionnée ci-dessus, et de préférence de l’éthanol. La solution d’extraction a un pH généralement compris entre 0,1 et 8,5, de manière préférée entre 0,5 et 6, de préférence compris entre 1 et 4. La concentration en acide sulfurique de la solution d’extraction est de préférence définie de manière que le rapport molaire acide sulfurique/contaminants métalliques soit compris entre 0,2 et 25, de préférence entre 0,2 et 11, de préférence entre 0,2 et 5, de préférence entre 0,4 et 2, et de manière préférée entre 0,4 et 1,2. La concentration en acide sulfurique de la solution d’extraction est généralement comprise entre 1 g/L et 300 g/L, de préférence entre 5 g/L et 300 g/L, et de manière particulièrement préférée entre 10 g/L et 300 g/L. La concentration en alcool dans la solution d’extraction est avantageusement comprise entre 100 g/L et 1000 g/L de préférence entre 250 g/L et 1000 g/L, et de manière particulièrement préférée entre 350 g/L et 1000 g/L. La solution d’extraction est choisie de manière à maximiser le taux d’extraction des contaminants métalliques qui incluent le vanadium et nickel, tout en limitant de préférence l’extraction du métal du groupe VIII et/ou VIB de la phase active. L’extraction sélective des contaminants métalliques par rapport aux métaux du groupe VIII et/ou VIB peut par exemple s’exprimer à travers les taux d’extraction des contaminants métalliques, e.g. du nickel et du vanadium, relativement à ceux des métaux du groupe VIII et/ou VIB, ou encore par les rapports massique vanadium extrait/métal du groupe VIII (ou VIB respectivement) extrait et nickel extrait/métal du groupe VIII (ou VIB respectivement) extrait, aussi appelés rapports V/VIII, V/VIB, Ni/VIII ou Ni/VIB. Un haut rapport exprime une haute sélectivité, ce qui est recherché (on extrait ainsi une teneur élevée en contaminants métalliques mais que peu de phase active). De manière inattendue, la combinaison d’acide sulfurique et d’au moins un alcool de la solution d’extraction montre une augmentation de la sélectivité d’extraction, exprimée par ces rapports de sélectivité. La demanderesse a mis en évidence qu’une combinaison acide sulfurique et alcool permet d’observer un effet synergique pour la sélectivité d’extraction, en particulier l’utilisation d’une telle solution permet d’extraire plus de vanadium et de nickel de contamination par rapport au métal du groupe VIII et/ou VIB extraits qu’une solution comprenant uniquement de l’acide sulfurique (sans alcool). Selon un ou plusieurs modes de réalisation selon l’invention, la solution d’extraction peut également contenir un oxydant pour favoriser l’extraction des métaux. De manière préférée, l’oxydant contenu dans la solution d’extraction est l’eau oxygénée. Lorsqu’un oxydant est présent, la concentration est généralement comprise entre 0,1 et 5,0 mol/L. La mise en contact du catalyseur usé avec la solution d’extraction est de préférence réalisée dans les conditions suivantes : La température est généralement comprise entre 0 et 300°C, de préférence comprise entre 10°C et 100°C, et de manière plus préférée comprise entre 15°C et 40°C. De manière particulièrement préférée, la température est la température ambiante (environ 20°C). La pression est généralement comprise entre la pression atmosphérique et 20 bars (2 MPa), notamment comprise entre la pression atmosphérique et 10 bars (1 MPa). La durée de mise en contact par étape d’extraction est généralement comprise entre 1 minute et 20 heures, de préférence entre 5 minutes et 300 minutes, et de manière préférée entre 5 minutes et 120 minutes. De manière préférée, cette étape d’extraction est réalisée en mettant en contact le catalyseur usé avec un volume de ladite solution compris entre 1,5 et 60 fois le volume du catalyseur usé. De préférence, le volume de ladite solution est compris entre 2 et 30 fois le volume du catalyseur source et plus préférentiellement entre 2 et 20 fois le volume du catalyseur usé, et de manière particulièrement préférée entre 3 et 10 fois le volume du catalyseur usé. Selon la présente invention, on comprend par « extraction » le fait qu’il y a une étape d’extraction, mais l’extraction peut être réalisée par une opération d’extraction ou une pluralité d’opérations d’extraction successives. Tous les modes de mise en contact en une seule étape ou en plusieurs étapes suivant un mode co-courant, contre-courant ou courants-croisés sont possibles pour la mise en œuvre de l’étape d’extraction en mode continu. L’étape d’extraction inclut la mise en contact de la solution d’extraction avec le catalyseur usé, puis une étape de séparation solide/liquide permettant d’obtenir d’une part, un catalyseur lixivié et appauvri en contaminants mais contenant la majeure partie de la phase active, et, d’autre part, la solution d’extraction enrichie en contaminants et contenant le moins possible de phase active extraite. La mise en contact de la solution d’extraction avec le catalyseur usé peut se faire par toute méthode connue de l’homme du métier, par exemple par mise en suspension du catalyseur usé dans la solution d’extraction au moyen d’un agitateur rotatif ou par fluidisation, ou encore par percolation de la solution d’extraction au travers d’un lit fixe contenant le catalyseur usé. La séparation liquide/solide peut se faire par toute méthode connue de l’homme du métier, par exemple par sédimentation, par filtration, par égouttage, par exemple gravitaire, et/ou par centrifugation. L’étape d’extraction permet ainsi d’extraire la majeure partie des contaminants métalliques les plus problématiques, le vanadium et le nickel de contamination. Cette étape d’extraction permet également d’extraire d’autres contaminants, tels que le fer, le titane, le silicium, le calcium, le sodium, le potassium, et dans une moindre mesure l’arsenic. Le taux d’extraction du vanadium, du nickel (de contamination), du fer, du titane, du silicium, du calcium, du sodium et du potassium est généralement compris entre 30% et 100%, de préférence entre 50% et 100%, de manière préférée entre 70 et 100%. Le taux d’extraction de l’arsenic est généralement inférieur à 20 %, de préférence inférieur à 10%, de manière préférée inférieur à 5%. Bien que cela ne soit pas souhaité, cette étape d’extraction peut extraire également une partie mineure de la phase active, ainsi qu’une partie mineure de phosphore (éventuellement présent dans le catalyseur usé) et de l’alumine (du support) éventuellement présents dans le catalyseur usé. Le taux d’extraction du métal du groupe VIII de la phase active est généralement compris entre 0% et 10%, de préférence entre 0% et 5%, de manière préférée entre 0% et 3%. Le taux d’extraction du métal du groupe VIB de la phase active est généralement compris entre 0% et 10%, de préférence entre 0% et 5%, de manière préférée entre 0% et 3%. Le taux d’extraction du phosphore et de l’aluminium est généralement compris entre 0% et 10%, de préférence entre 0% et 5%, de manière préférée entre 0% et 3%. Le taux d’extraction correspond à la masse du métal/métaux extrait(s) dans la solution d’extraction par rapport à la masse de métal/métaux présent(s) initialement sur le catalyseur usé. A la fin de l’étape d’extraction, on obtient, d’une part, un catalyseur lixivié et appauvri en contaminants, notamment en vanadium et en nickel (de contamination) mais contenant encore une majeure partie de la phase active. L’extrait liquide produit à l’étape d’extraction, comprenant au moins du vanadium et nickel, peut être envoyé à une étape de séparation pour produire un flux ou plusieurs flux de métaux qui peuvent être réutilisés pour d’autres applications (métallurgie, préparation de catalyseurs, etc.), et une solution comportant de l’acide sulfurique et/ou de l’alcool recyclable à l’étape d’extraction pour former une partie de la solution d’extraction. Etape de régénération (optionnelle) De manière préférée, le procédé de décontamination de catalyseur usé selon l’invention peut comprendre une étape de régénération pour enlever tout ou partie du coke, du soufre et/ou du chlore du catalyseur usé, telle que détaillée ci-dessous. L’étape de régénération peut être réalisée en amont de l’étape d’extraction des contaminants métalliques, typiquement après une ou plusieurs étapes de pré-traitement comme un déshuilage suivie d’un éventuel lavage à l’eau et séchage du catalyseur usé. Une telle étape de régénération du catalyseur usé en amont de l’étape d’extraction procède par élimination d’au moins une partie du coke dudit catalyseur usé, de préférence par combustion, pour former un catalyseur usé régénéré. Une telle étape de régénération en amont de l’étape d’extraction peut permettre, par la suppression ou la diminution de la quantité de coke et d’autres contaminants comme des composés soufrés ou le chlore, d’améliorer/augmenter le contact entre la solution d’extraction et les métaux à extraire contenus dans le catalyseur usé. De manière préférée, lorsqu’une étape de régénération est souhaitée, celle-ci est réalisée en aval de l’étape d’extraction des contaminants métalliques, sur le catalyseur décontaminé. Une telle étape de régénération du catalyseur usé en aval de l’étape d’extraction procède par élimination d’au moins une partie du coke dudit catalyseur appauvri en contaminants vanadium et nickel (catalyseur décontaminé), de préférence par combustion, pour former un décontaminé régénéré, qui est donc un catalyseur usé régénéré appauvri en contaminants vanadium et nickel. De cette manière, le coke présent à l’étape d’extraction des contaminant métalliques semble avantageusement protéger la phase active du catalyseur lors de l’étape d’extraction des contaminants métalliques, de manière à limiter la mise en solution des métaux de la phase active du catalyseur et la perte d’activité du catalyseur qui en résulterait, comme déjà expliqué plus haut. Selon un ou plusieurs modes de réalisation, le procédé peut comprendre une étape de régénération en amont de l’étape d’extraction des contaminants métalliques et une étape de régénération en aval de l’étape d’extraction des contaminants métalliques. L’étape de régénération du catalyseur usé ou décontaminé est une étape de régénération du catalyseur visant à éliminer au moins en partie, de préférence essentiellement tout, le coke du catalyseur usé. Des composés soufrés et chlorés peuvent aussi être éliminés à cette étape. Il s’agit avantageusement d’une régénération thermique comportant la combustion du coke du catalyseur usé ou décontaminé. 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. Selon un ou plusieurs modes de réalisation, l’étape de régénération comprend une combustion par mise en contact dudit catalyseur usé ou du catalyseur décontaminé avec un flux de gaz de régénération comportant de l’oxygène, à une température comprise entre 250°C et 550°C, de préférence entre 300°C et 500°C. En particulier, selon un ou plusieurs modes de réalisation, lorsque la régénération est effectuée sur le catalyseur usé en amont de l’étape d’extraction, la température opérée lors de la régénération est comprise entre 250°C et 450°C, de préférence comprise entre 300°C et 400°C, notamment afin de contrôler l’élimination du coke et notamment d’en conserver une partie sur le catalyseur, qui peut ainsi améliorer les performances à l’étape d’extraction en aval par un effet protecteur de la phase active comme déjà décrit plus haut. Selon un ou plusieurs modes de réalisation, lorsque la régénération est effectuée sur le catalyseur usé en amont de l’étape d’extraction, la température opérée lors de la régénération est comprise entre 320°C et 550°C, de préférence comprise entre 360°C et 500°C. Lorsque la régénération est effectuée en aval de l’étape d’extraction, sur le catalyseur décontaminé issu de l’étape d’extraction, la température opérée lors de la régénération est de préférence comprise entre 320°C et 550°C, de préférence comprise entre 360°C et 500°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. La teneur en eau dans le gaz de régénération peut être généralement comprise entre 0 et 50% poids. Le débit de gaz du flux de gaz de régénération peut être de 20 à 2000 NL.h -1 (débit par unité de volume du catalyseur source), plus préférablement de 30 à 1000 NL.h -1 , et de manière particulièrement préférée de 40 à 500 NL.h -1 . 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, de préférence de 2 heures à 5 heures, plus préférablement de 2,5 heures à 5 heures, et de manière particulièrement préférée de 3 heures 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. L’étape de régénération peut être réalisée de manière délocalisée par rapport à l’unité d’extraction des contaminants métalliques, ou encore par rapport à l’unité d’hydroconversion ou d’hydrotraitement d’où est issu le catalyseur usé qu’on peut désigner dans ce dernier cas de régénération ex-situ. Alternativement, l’étape de régénération peut être réalisée en ligne avec l’étape d’extraction de contaminants métalliques, voire avec le procédé de hydroconversion ou d’hydrotraitement, c’est-dire de manière non délocalisée par rapport à l’unité d’extraction des contaminants métalliques, ou encore non délocalisée par rapport à l’unité d’hydroconversion ou d’hydrotraitement qu’on peut aussi désigner dans ce cas de 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 le catalyseur régénéré qui sera recyclé à l’étape d’hydroconversion/d’hydrotraitement. Avantageusement, le catalyseur régénéré issu de l’étape de régénération comporte moins de 5% en poids de coke, de préférence moins de 3% en poids de coke, de préférence moins de 2% en poids de coke, de préférence une teneur en coke comprise entre 0% et 4,9% poids, de préférence comprise entre 0% et 2,9 % poids, de préférence comprise entre 0% et 1,9%, et de manière particulièrement préférée entre 0% et 1,0% poids, voire moins de 1% poids de coke par rapport au poids total du catalyseur régénéré. Le catalyseur usé régénéré ou le catalyseur décontaminé régénéré est composé du support poreux à base d’oxyde(s) et de la phase active formée d’au moins un métal du groupe VIB et/ou d’au moins un métal du groupe VIII et optionnellement du phosphore du catalyseur usé. Le catalyseur usé régénéré ou le catalyseur décontaminé régénéré contient sensiblement la même teneur en métal du groupe VIB et/ou VIII que le catalyseur usé. Le catalyseur usé régénéré ou le catalyseur décontaminé régénéré se caractérise par une surface spécifique comprise entre 20 et 600 m²/g, de préférence comprise entre 30 et 400 m²/g, de préférence comprise entre 40 et 360 m²/g. Le volume poreux du catalyseur usé régénéré ou décontaminé régénéré est généralement compris entre 0,1 cm 3 /g et 1,6 cm 3 /g, de préférence compris entre 0,2 cm 3 /g et 1,3 cm 3 /g. La teneur en soufre après régénération est de préférence comprise entre 0 et 4 % poids exprimée en élément par rapport au poids du catalyseur, de préférence entre 0 et 2 % poids. La teneur en chlore après régénération est de préférence comprise entre 0 et 1 % poids exprimée en élément par rapport au poids du catalyseur, de préférence entre 0 et 0,5 % poids. De manière très préférée, le catalyseur décontaminé régénéré, n’est pas ou peu contaminé, c'est-à-dire contient une teneur inférieure à 100 ppm poids d’arsenic, inférieure à 3 % poids de coke, inférieure à 2 % poids de soufre, inférieure à 500 ppm poids de nickel (outre que la phase active), inférieure à 200 ppm poids de vanadium, inférieure à 2000 ppm poids de fer, inférieure à 100 ppm poids de titane, inférieure à 4000 ppm poids de silicium, inférieure à 500 ppm poids de calcium, inférieure à 1000 ppm de sodium, inférieure à 500 ppm poids de potassium et inférieure à 100 ppm poids de chlore par rapport au poids du catalyseur décontaminé régénéré. Post-traitements (optionnels) Le catalyseur décontaminé issu de l’étape d’extraction, optionnellement régénéré en amont ou en aval de l’étape d’extraction, peut subir au moins une étape de post-traitement choisie parmi un déshuilage, un lavage à l’eau, et un séchage, de préférence un lavage à l’eau suivi d’un séchage par mise 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, plus préférentiellement entre 80°C et 150°C. Les étapes de lavage à l’eau et de séchage sont similaires à celles décrites dans les prétraitements optionnels, et leur description n’est pas reprise ici. Procédé d’hydroconversion Un recyclage du catalyseur décontaminé est proposé par la présente invention, en vue du recyclage à l’hydroconversion/l’hydrotraitement, et en particulier à une étape d’hydroconversion dans un réacteur à lit bouillonnant en tant qu’appoint journalier de catalyseur d’hydroconversion, en complément éventuel à du catalyseur frais (neuf) pour compléter l’appoint. Selon donc un aspect, la présente invention concerne 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’au moins 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 recyclé, de préférence en combinaison avec un flux de catalyseur d’hydroconversion frais ; - une étape de décontamination dudit flux de catalyseur usé soutiré par le procédé de décontamination selon l’invention basé sur l’extraction des contaminants métalliques au moyen d’une solution d’extraction comportant de l’acide sulfurique et au moins un alcool, pour produire ledit flux de catalyseur d’hydroconversion recyclé. Le procédé de décontamination du catalyseur a été largement décrit plus haut et n’est pas répété ici. Le principe de mise en œuvre d’un procédé d’hydroconversion selon l’invention est décrit ci-après : Une charge hydrocarbonée contenant des métaux est envoyée à une étape d’hydroconversion 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 recyclé, en combinaison éventuelle avec du catalyseur frais compensant en partie un flux de catalyseur d’hydroconversion usé soutiré du réacteur. Le flux de catalyseur usé, qui contient des dépôts de coke et des dépôts de métaux, est envoyé au procédé de décontamination selon l’invention, visant à décontaminer, voire régénérer par élimination du coke, le catalyseur usé en vue de son recyclage sous forme d’appoint dans le réacteur d’hydroconversion. Ce recyclage permet ainsi de diminuer l’apport de catalyseur frais par rapport à un schéma classique sans recyclage d’une partie du catalyseur usé soutiré et régénéré. Charge La charge, en particulier la charge employée dans un procédé d’hydroconversion, a été décrite plus haut en relation avec le procédé de décontamination du catalyseur usé, et sa description n’est pas reprise ici. 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. 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. 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. Un aspect essentiel du fonctionnement des réacteurs à lit bouillonnant est en effet 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. 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. L’étape d’hydroconversion 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 . Le catalyseur, en particulier le catalyseur d’hydroconversion, a été décrit plus haut en relation avec le procédé de décontamination du catalyseur usé, et sa description n’est pas reprise ici. Selon un ou plusieurs modes de réalisation, le procédé d’hydroconversion comprend une deuxième étape d’hydroconversion 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, 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 la première étape d’hydroconversion. Ceci s’applique notamment aux conditions d’opération, aux équipements utilisés, au(x) catalyseur(s) 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 la première étape d’hydroconversion, 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 la première étape hydroconversion. La température d’opération à la deuxième étape d’hydroconversion peut être supérieure à la température d’opération à la première étape d’hydroconversion. Cela peut permettre une conversion plus complète de la charge non encore convertie. L'hydroconversion de produits liquides issus de la première étape d’hydroconversion 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 la première étape d’hydroconversion de la charge et la deuxième étape d’hydroconversion, qui sépare une partie, ou la totalité, de l’effluent hydroconverti issu de la première étape d’hydroconversion, 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 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 la première étape d’hydroconversion, 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 la première étape d'hydroconversion 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 peut 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 la première étape d’hydroconversion 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 et d’introduction dans le réacteur d’un appoint comportant un flux de catalyseur recyclé, éventuellement en combinaison avec du catalyseur frais. 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. Selon un aspect essentiel du procédé d’hydroconversion selon l’invention, l’appoint comporte un flux de catalyseur recyclé issu du procédé de décontamination selon l’invention, éventuellement en combinaison avec du catalyseur frais. 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 usé, 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, le flux de catalyseur injecté (appoint) comprend entre 5% et 100% en poids de catalyseur recyclé (flux de catalyseur d’hydroconversion recyclé), de préférence entre 10% et 95% en poids, de manière préférée entre 10% et 80%, par rapport à la masse totale de l’appoint. 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. Exemples Les exemples ci-dessous visent à montrer certaines performances d’un procédé de décontamination selon l’invention d’un catalyseur usé. Exemple 1 (non conforme à l’invention) On part d’un catalyseur usé dit NiMo, contenant du molybdène, du nickel et des contaminants nickel et vanadium déposés sur un support d’alumine utilisé dans un procédé d’hydroconversion. Le catalyseur frais de départ présente une teneur en nickel, exprimé en poids de NiO, de 4% poids et une teneur en molybdène, exprimé en poids de MoO 3 , de 10% poids, les pourcentages étant exprimés par rapport à la masse totale du catalyseur. Le catalyseur usé non régénéré contient 4,9% poids de nickel déposé (nickel de contamination) et 25,3% poids de vanadium déposé (vanadium de contamination), exprimés en élément (respectivement Ni et V) par rapport au poids du catalyseur frais. Une étape d’extraction des contaminants nickel et vanadium à partir de ce catalyseur usé est réalisée à l’échelle du laboratoire : 40 g de ce catalyseur usé (dit catalyseur source) et 100 g de solution d’extraction sont introduits dans un ballon. La solution d’extraction est une solution aqueuse contenant 150 g/L d’acide sulfurique. Le mélange est agité à température ambiante à 200 tr/min via un barreau aimanté pendant 6 heures. Le mélange est ensuite filtré sur un verre fritté de porosité 5, afin de récupérer une solution polymétallique d’une part et un résidu solide d’autre part. L’analyse de la solution montre qu’elle contient 1,2 g/L de molybdène, 15 g/L de nickel et 28,2 g/L de vanadium. Les taux d’extraction calculés du Mo, Ni et V sont donc respectivement de 7,3 %, 68,6 % et 44,6 %. Le rapport massique V/Mo est de 23 et le rapport massique Ni/Mo est de 12. Exemple 2 (non conforme à l’invention) On part du même catalyseur usé que celui utilisé à l’exemple 1 contenant 4,9% poids de nickel déposé et 25,3% poids de vanadium déposé, exprimés par rapport au poids du catalyseur frais. Une étape d’extraction des contaminants nickel et vanadium à partir de ce catalyseur usé est réalisée à l’échelle du laboratoire : 40 g de ce catalyseur usé (dit catalyseur source) et 100 g d’éthanol sont introduits dans un ballon. Le mélange est agité à température ambiante à 200 tr/min via un barreau aimanté pendant 6 heures. Le mélange est ensuite filtré sur un verre fritté de porosité 5, afin de récupérer une solution polymétallique d’une part et un résidu solide d’autre part. L’analyse de la solution montre qu’elle contient 0,125 g/L de molybdène et 0,21 g/L de nickel et 0,665 g/L de vanadium. Les taux d’extraction calculés du Mo, Ni et V sont donc respectivement de 0,8 %, 0,7 % et 1,1 %. Le rapport massique V/Mo est de 5 et le rapport massique Ni/Mo est de 2. Exemple 3 (conforme à l’invention) On part du même catalyseur usé que celui utilisé aux exemples 1 et 2, contenant 4,9% poids de nickel déposé et 25,3% poids de vanadium déposé, exprimés par rapport au poids du catalyseur frais. Une étape d’extraction des contaminants nickel et vanadium à partir de ce catalyseur usé est réalisée à l’échelle du laboratoire : 40 g de ce catalyseur usé (dit catalyseur source) et 100 g de solution d’extraction sont introduits dans un ballon. La solution d’extraction est une solution aqueuse contenant 150 g/L d’acide sulfurique et 270 g/L d’éthanol. Le mélange est agité à température ambiante à 200 tr/min via un barreau aimanté pendant 6 heures. Le mélange est ensuite filtré sur un verre fritté de porosité 5, afin de récupérer une solution polymétallique d’une part et un résidu solide d’autre part. L’analyse de la solution montre qu’elle contient 0,2 g/L de molybdène et 13 g/L de nickel et 22,1 g/L de vanadium. Les taux d’extraction calculés du Mo, Ni et V sont donc respectivement de 1,4 %, 59,5 % et 34,9%. Le rapport massique V/Mo est de 93 et le rapport massique Ni/Mo est de 55. L’extraction en contaminants métalliques selon cet exemple 3 permet une extraction nettement plus sélective que celle des exemples 1 et 2. Le catalyseur obtenu après extraction des contaminants métalliques du catalyseur usé selon cet exemple 3 présente un niveau de performance catalytique sensiblement équivalent à celui d’un catalyseur frais. Procédé de décontamination d’un catalyseur usé comportant au moins un métal du groupe VIB, et/ou au moins un métal du groupe VIII et un support poreux à base d’oxyde(s), et comportant du coke et des contaminants métalliques incluant au moins du nickel et du vanadium, ledit procédé comprenant : - une étape d’extraction d’au moins une partie des contaminants métalliques dudit catalyseur usé par une mise en contact dudit catalyseur usé avec une solution d’extraction comprenant de l’acide sulfurique et au moins un alcool, pour obtenir un catalyseur usé appauvri en contaminants vanadium et nickel, recyclable dans un procédé d’hydroconversion ou d’hydrotraitement de charges hydrocarbonées, et un extrait liquide comportant au moins du vanadium et du nickel. Procédé selon la revendication 1, comportant une étape de régénération dudit catalyseur usé en amont de l’étape d’extraction, par élimination d’au moins une partie du coke dudit catalyseur usé, de préférence par combustion, pour former un catalyseur usé régénéré. Procédé selon la revendication 1 ou la revendication 2, comportant une étape de régénération dudit catalyseur usé appauvri en contaminants vanadium et nickel issu de l’étape d’extraction, par élimination d’au moins une partie du coke dudit catalyseur usé appauvri en contaminants vanadium et nickel, de préférence par combustion, pour former un catalyseur usé régénéré appauvri en contaminants vanadium et nickel. Procédé selon l’une quelconque des revendications 2 et 3, dans lequel l’étape de régénération comprend une combustion par mise en contact dudit catalyseur usé ou du catalyseur usé appauvri en contaminants vanadium et nickel avec un flux de gaz de régénération comportant de l’oxygène, à une température comprise entre 250°C et 550°C, de préférence entre 300°C et 500°C. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le catalyseur usé est préalablement soumis à au moins une étape de pré-traitement choisie parmi un déshuilage, un lavage à l’eau, et un séchage. Procédé selon la revendication 5, dans lequel le catalyseur usé est préalablement soumis à : - une étape de déshuilage par mise en contact dudit catalyseur usé avec un courant de gaz inerte à une température comprise entre 300°C et 400°C, ou par mise en contact avec un solvant de déshuilage hydrocarboné, de préférence choisi dans la liste constituée par une essence, un gasoil, et un composé aromatique, de préférence le toluène, - une étape de séchage dudit catalyseur usé déshuilé par mise 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, plus préférentiellement entre 80°C et 150°C, - une étape optionnelle de lavage à l’eau dudit catalyseur déshuilé séché. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le catalyseur usé appauvri en contaminants vanadium et nickel, optionnellement régénéré en amont ou en aval de l’étape d’extraction, subit au moins une étape de post-traitement choisie parmi un déshuilage, un lavage à l’eau, et un séchage, de préférence un lavage à l’eau suivi d’un séchage par mise 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, plus préférentiellement entre 80°C et 150°C. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit au moins un alcool de la solution d’extraction est choisi dans la liste constituée par le méthanol, l’éthanol, le 1-propanol, le 2-propanol, le 1-butanol, le 2-butanol, le 2-méthyl-1-propanol, le tert -butanol, le 1,2-éthanediol, le 1,2-propanediol, le 1,2-butanediol, le 1,3-butanediol, le 1,4-butanediol, le 2,3-butanediol, le 1,5-pentanediol et le 1,6-hexanediol, de préférence l’alcool est l’éthanol. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel la solution d’extraction comprenant de l’acide sulfurique et au moins un alcool est une solution aqueuse. Procédé selon la revendication 9, dans lequel la concentration en acide sulfurique de la solution d’extraction est comprise entre 1 g/L et 300 g/L, et la concentration en alcool de la solution d’extraction est comprise entre 100 g/L et 1000 g/L. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le catalyseur usé comprend du coke dans une teneur comprise entre 2% et 90 % poids par rapport au poids total du catalyseur frais, du contaminant vanadium dans une teneur comprise entre 0,1% poids et 150% poids par rapport au poids total du catalyseur frais , et du contaminant nickel dans une teneur comprise entre 0,1% poids et 150% poids par rapport au poids total du catalyseur frais. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le catalyseur usé est issu d’un catalyseur d’hydroconversion frais comportant : - au moins un métal du Groupe VIII, de préférence choisi parmi le nickel et le cobalt, préférablement le nickel, 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 d’oxyde(s) 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. 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’au moins 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 recyclé, de préférence en combinaison avec un flux de catalyseur d’hydroconversion frais ; - une étape de décontamination dudit flux de catalyseur usé soutiré par le procédé de décontamination selon l’une quelconque des revendications 1 à 12 pour produire ledit flux de catalyseur d’hydroconversion recyclé. Procédé d’hydroconversion selon la revendication 13, dans lequel l’appoint comprend entre 5 % et 100 % en poids dudit flux de catalyseur d’hydroconversion recyclé, de préférence entre 10 % et 95 % en poids par rapport à la masse totale de l’appoint. 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.