FR 2879213 A1 20060616 FR 0413467 A 20041215 Domaine de l'invention L'invention concerne les domaines de la conversion et/ou du traitement des distillats ou des résidus issus de la distillation du pétrole, des charges liquides d'hydrocarbures issues de la liquéfaction du charbon et des pétroles bruts. Objet de l'invention La présente invention concerne un enchaînement de deux procédés de traitement d'hydrocarbures: le premier (hydroconversion de préférence) comprenant au moins une enceinte réactionnelle et de préférence une succession d'enceintes réactionnelles, la ou lets réactions se produisant à l'intérieur desdites enceintes et mettant en jeu au moins une phase solide, au moins une phase liquide et au moins une phase gazeuse, le deuxième (vaporéformage de préférence) comprenant au moins une enceinte réactionnelle et de préférence une succession d'enceintes réactionnelles, la ou les réactions se produisant à l'intérieur desdites enceintes permettent de fabriquer un réactif nécessaire aux réactions chimiques du premier. État de la technique L'exploitation des pétroles dits nonconventionnels est en plein développement et continuera de croître dans les futures années. Ces produits nécessitent d'être traités sur le lieu de leur extraction. Ces lieux sont en général dans des zones éloignées de zones industrielles existantes, il est donc très recherché de proposer des enchaînements de procédés qui permettent de transformer ces matières sans apport externe de fluides induisant un coût de transport et la construction d'infrastructures. Pour valoriser ces ressources alternatives (sables bitumineux, bruts extra-lourds), c'est à dire soit produire des bruts dits synthétiques transportables par oléoducs, soit produire des produits finis, de fortes quantités d'hydrogène sont nécessaires. Cette production d'hydrogène nécessite non seulement des investissements en général coûteux, mais peut en plus consommer une partie de la charge exploitée, diminuant le rendement final du complexe. Ainsi dans le brevet US 3972803, la partie la plus lourde produite après un procédé d'hydroconversion en lit bouillonnant (fond de la colonne sous vide) est envoyée à une unité de gaséification de résidu pour produire des hydrocarbures légers qui servent à alimenter les fours d'une unité de vaporéformage. Cette unité de vaporéformage est destinée à produire de l'hydrogène à partir des gaz de purge de l'unité d'hydroconversion. Bien que séduisant, cet enchaînement nécessite un investissement très lourd (gaséification) et consomme une partie des produits liquides de l'unité d'hydroconversion comme charge du gaséifieur. Le brevet US 4526676 emploie comme charge de l'unité de gaséification une combinaison d'hydrocarbures légers sous forme gazeuse, ainsi que la partie la plus lourde produite par le procédé (fond de la colonne sous vide). Comme dans le brevet précédent, une gaséification est nécessaire. Pour alimenter cette unité, une unité dédiée de purification d'oxygène est nécessaire, ce qui rend plus complexe l'installation d'un tel complexe sur le site d'extraction des bruts qui, rappelons-le, sont en général dans des lieux difficiles d'accès, éloignés des centres industriels et des noeuds de communication. Dans le cas d'autres solutions existantes décrites dans la littérature (par exemple Biswas A K, Chem Eng World V10 N.4 98-100 APR 1975), l'hydrogène nécessaire au traitement des charges est fabriqué au niveau du vaporéformeur par un apport de gaz naturel généralement présent sur le site où les charges sont extraites. Ce gaz naturel peut être cher en raison du marché ou par le transport sur le site délocalisé de production d'huile lourde. L'invention permet de remédier au moins partiellement à cet inconvénient en utilisant une partie ou la totalité des gaz légers produits pendant l'hydroconversion pour fabriquer l'hydrogène ou une partie de l'hydrogène nécessaire. Ces gaz sont produits dans les réacteurs et peuvent être extraits en aval des différentes capacités réactionnelles ou juste après chaque capacité réactionnelle. De manière surprenante, les travaux de recherche de la demanderesse l'ont en effet conduite à trouver qu'un enchaînement de procédés de traitement d'hydrocarbures, de préférence un enchaînement hydroconversion/vaporéformage, dans lequel la ou les réactions se produisant à l'intérieur des enceintes du deuxième procédé permettent de fabriquer un réactif nécessaire aux réactions chimiques du premier procédé, permettait de réduire les coûts de traitement des distillats ou des résidus issus de la distillation du pétrole, des charges liquides d'hydrocarbures issues de la liquéfaction du charbon, des pétroles bruts en traitant les hydrocarbures de manière autonome. L'enchaînement de ces deux procédés permet en effet au complexe d'être auto-suffisant en hydrogène, avec un faible apport de gaz naturel, voire sans apport extérieur de 30 gaz naturel (autre que pour les brûleurs des fours). Description détaillée du procédé selon l'invention L'invention décrit un enchaînement de procédés permettant de traiter des hydrocarbures tels que décrit au début du texte de manière complètement autonome. Cette invention se prête particulièrement bien aux gisements situés dans des zones géographiques difficilement accessibles. La présente invention concerne un enchaînement de deux procédés de traitements d'hydrocarbures: le premier procédé (amont) de traitement d'hydrocarbures (de préférence un procédé de conversion, de manière très préférée un procédé d'hydroconversion), comprenant au moins une enceinte réactionnelle et de préférence une succession d'enceintes réactionnelles, la ou les réactions se produisant à l'intérieur desdites enceintes et mettant en jeu au moins une phase solide, au moins une phase liquide et au moins une phase gazeuse, le deuxième procédé (aval) de traitement d'hydrocarbures (de préférence un procédé de production d'hydrogène, de manière très préférée un procédé de vaporéformage), comprenant au moins une enceinte réactionnelle et de préférence une succession d'enceintes réactionnelles, la ou les réactions se produisant à l'intérieur desdites enceintes qui permettent de fabriquer un réactif nécessaire aux réactions chimiques du premier. L'enchaînement de ces deux procédés permet au complexe d'être auto suffisant en hydrogène, avec un faible apport de gaz naturel (généralement inférieur à 3 % poids par rapport à la charge pour des conversions d'environ 60 % poids des composés 540 C+ et généralement inférieur à 1 % poids par rapport à la charge pour des conversions d'environ 90 % poids des composés 540 C+), voire sans apport extérieur de gaz naturel (autre que pour les brûleurs des fours). Selon l'invention, le procédé amont de conversion d'hydrocarbures comprend une zone de mise en contact d'une charge liquide, d'une charge gazeuse et de particules solides, lesdites particules présentant de préférence une activité catalytique. De manière préférée, le premier procédé (amont) de traitement d'hydrocarbures est un procédé de conversion, et de manière plus préférée d'hydroconversion. De manière préférée, le deuxième procédé (aval) de traitement d'hydrocarbures est un procédé de production d'hydrogène, et de manière plus préférée de vaporéformage. Dans ce dernier cas, l'unité de réformage à la vapeur peut comprendre une première étape dite de preréformage qui permet de convertir au moins partiellement, et de préférence avec une conversion supérieure à 95 % poids, les hydrocarbures plus lourds que le méthane en méthane ce qui augmente l'efficacité de l'ensemble. Selon un mode de réalisation de l'invention, lesdites particules solides pourront être par exemple dispersées au sein d'une suspension immergée dans une phase liquide dans une zone inférieure de l'enceinte, alors généralement appelée selon le terme anglo-saxon réacteur slurry. L'agent catalytique traverse alors la zone réactionnelle sans être séparé du liquide dans le réacteur. Bien que cela ne soit pas connu avec précision, la taille des particules de la phase catalytique formées dans ce type de procédé reste suffisamment petite pour qu'il soit difficile de fluidiser ces particules dans la zone réactionnelle sans les entraîner avec le liquide (généralement de l'ordre de 100 m, de préférence inférieure à 10 m). Dans ce mode de réalisation en réacteur slurry , le catalyseur (particules solides catalytiques) est généralement introduit en continu avec la charge fraîche dans le réacteur et est constitué d'un élément soluble contenant un ou plusieurs métaux pouvant se sulfurer dans les conditions du procédé. Selon un autre mode de réalisation de la présente invention, lesdites particules solides pourront être présentes au sein d'un lit bouillonnant. Le procédé en lit bouillonnant met en oeuvre un catalyseur supporté, contenant au moins un élément métallique dont l'action catalytique s'effectue sous la forme de sulfure, dont la taille est telle que le catalyseur reste globalement dans le réacteur. La vitesse liquide dans le réacteur permet de fluidiser ce catalyseur mais ne permet pas d'entraîner celui ci à l'extérieur de la zone réactionnelle avec les effluents liquides. L'ajout et le soutirage de catalyseur en continu est possible et permet de compenser la désactivation du catalyseur. De manière très préférée, le catalyseur contient du molybdène. Des exemples de réacteurs fonctionnant selon les principes propres aux lits en suspension (slurry) et aux lits bouillonnants ainsi que leurs principales applications sont par exemple décrits dans Chemical reactors, P. Trambouze, H. Van Landeghem et J.P. Wauquier, ed. Technip (1988) . Plus particulièrement mais non limitativeinent, la présente invention trouve par exemple son application dans la conversion d'une charge introduite dans ladite enceinte sous la forme liquide et contenant des hydrocarbures, ladite conversion s'effectuant par réaction avec une phase gazeuse, comprenant par exemple de l'hydrogène (hydroconversion) en présence d'une phase solide qui présente le plus souvent une activité catalytique. Selon un mode de réalisation très préféré, l'enchaînement concerne un procédé d'hydroconversion, réalisé de préférence en lit bouillonnant, suivi d'un réformage à la vapeur des gaz de purge au niveau de la purification d'hydrogène incluse dans le procédé d'hydroconversion. Charges Les charges que l'on traite dans le cadre de la présente invention sont choisies parmi: les résidus atmosphériques; les résidus sous vide de distillation directe; les résidus désasphaltés; les résidus issus de procédé de conversion tels que par exemple ceux provenant du coking; les charges liquides d'hydrocarbures issues de la liquéfaction du charbon; les pétroles bruts (notamment extra-lourds) ; les bitumes extraits des gisements de schistes ou sables bitumineux; les charges liquides issues d'une hydroconversion en lit fixe tels que celles issues des procédés HYVAHL de traitement des lourds mis au point par la demanderesse; les charges liquides issues des procédés d'hydrotraitement des lourds en lit bouillonnant tels que celles issues des procédés H-OIL ; les huiles désasphaltées au solvant par exemple au propane, au butane, ou au pentane; les asphaltes (seuls ou en mélange) qui proviennent habituellement du désasphaltage de résidus sous vide de distillation directe ou de résidus sous vide des procédés H-OIL ou HYVAHL , seuls ou dilués par une fraction hydrocarbonée ou un mélange de fractions hydrocarbonées choisies dans le groupe formé par les huiles de coupe légère (LCO selon les initiales de la dénomination anglo-saxonne de Light Cycle Oil), les huiles de coupe lourde (HCO selon les initiales de la dénomination anglo-saxonne de Heavy Cycle Oil), les huiles décantées (DO selon les initiales de la dénomination anglo-saxonne de Decanted Oil), les fractions résiduelles des procédés de craquage pouvant contenir des suspensions de fines de catalyseur (appelées slurry en anglais) et les fractions gazoles notamment celles obtenues par distillation sous vide dénommée selon la terminologie anglo-saxonne VGO (Vacuum Gas Oil). Elles peuvent également contenir: des coupes gazoles et gazoles lourds provenant du cracking catalytique ayant en général un intervalle de distillation d'environ 150 C à environ 370 C ou encore à 600 C ou à plus de 600 C; des extraits aromatiques obtenus dans le cadre de la fabrication d'huiles lubrifiantes; des effluents de procédé de traitement de biomasse. Les charges peuvent aussi être formées par mélange de ces diverses fractions dans n'importe quelles proportions. Selon la présente invention, les charges que l'on traite sont de préférence des résidus atmosphériques ou des résidus sous vide, ou des mélanges de ces résidus. Selon une autre préférence, les charges traitées sont des pétroles bruts (notamment pétroles extra-lourds) ou des bitumes extraits des gisements de schistes ou sables bitumineux, ou des mélanges de ces derniers. Conditions opératoires Première zone de traitement (amont) Les conditions opératoires du procédé opéré dans la première zone de traitement d'hydrocarbures (amont) sont généralement des conditions favorables à l'hydroconversion, c'est à dire à une pression totale pouvant aller de 10 à 500 bars, préférentiellement de 20 à 300 bars, avec une pression partielle d'hydrogène variant de 10 à 500 bars, préférentiellement de 20 à 300 bars, avec une température de 300 à 600 C, et préférentiellement de 350 à 500 C, le contact s'effectuant pendant un certain temps nécessaire à la conversion du résidu, allant de 5 min à 20 h, et préférentiellement compris entre 1 et 10 h. En fonction des applications, on pourra envisager de recycler avec la charge une partie des fractions lourdes des effluents ayant un point d'ébullition sensiblement égal ou supérieur à celui de la charge grâce à un fractionnement par distillation par exemple de l'effluent en aval de la zone réactionnelle ou du procédé (en aval de la dernière zone réactionnelle du premier procédé). Deuxième zone de traitement (aval) Les conditions opératoires du procédé opéré dans la deuxième zone de traitement (aval) (de préférence cette zone est une zone de production d'hydrogène) sont celles classiquement utilisées, c'est à dire généralement une pression de 10 à 50 bars absolus (de préférence 25 bars) et une température augmentant au fur et à mesure que l'on se rapproche du four de conversion, c'est à dire, dans le cas du vaporéformage, de 350 C au niveau de l'hydrogénation des composés soufrés, à 550 C au niveau du pré-réformage et de 850 C au niveau du four de réformage. L'invention sera par la suite décrite, de manière non limitative, dans le cas particulier de l'hydroconversion d'une charge d'hydrocarbures dans un lit bouillonnant de particules solides catalytiques suivie du vaporéformage des gaz hydrocarbonés produits par l'unité d'hydroconversion pour produire de l'hydrogène nécessaire à la conversion de la charge d'hydrocarbure. 7 Résumé de l'invention L'invention concerne un procédé de traitement d'une charge d'hydrocarbures comprenant l'enchaînement d'un premier procédé amont de traitement d'hydrocarbures, comprenant au moins une enceinte réactionnelle, la ou les réactions se produisant à l'intérieur desdites enceintes et mettant en jeu au moins une phase solide, au moins une phase liquide et au moins une phase gazeuse, et d'un deuxième procédé aval de traitement d'hydrocarbures, comprenant au moins une enceinte réactionnelle. Dans le procédé aval, la ou les réactions se produisant à l'intérieur desdites enceintes permettent de fabriquer un réactif nécessaire aux réactions chimiques du premier. De manière préférée, le procédé amont est un procédé de conversion d'hydrocarbures et de manière très préférée un procédé d'hydroconversion. De préférence, le procédé amont comprend une zone de mise en contact d'une charge liquide, d'une charge gazeuse et de particules solides. Les particules solides peuvent alors être dispersées au sein d'une suspension immergée clans une phase liquide dans une zone inférieure de la zone de mise en contact (réacteur slurry) ou peuvent être présentes au sein d'un lit bouillonnant. De manière préférentielle, dans le mode de réalisation en lit bouillonnant, le procédé met en oeuvre un catalyseur supporté et contenant au moins un élément métallique. Dans le mode de réalisation en réacteur slurry , le catalyseur (particules solides catalytiques) est généralement introduit en continu avec la charge fraîche dans le réacteur et est constitué d'un élément soluble contenant un ou plusieurs métaux pouvant se sulfurer dans les conditions du procédé. De manière très préférée, les particules solides de catalyseur contiennent du molybdène. Le procédé aval est de préférence un procédé de production d'hydrogène et de manière très préférée un procédé de vaporéformage. Dans ce cas, de manière avantageuse, le procédé aval de vaporéformage comprend une première étape de conversion au moins partielle des hydrocarbures plus lourds que le méthane en méthane (étape de pré-réformage). La charge d'hydrocarbures est généralement choisie parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide de distillation directe, les résidus désasphaltés, les résidus issus de procédé de conversion, les charges liquides d'hydrocarbures issues de la liquéfaction du charbon, les pétroles bruts, les bitumes extraits des gisements de schistes ou sables bitumineux, les charges liquides issues d'une hydroconversion en lit fixe, les charges liquides issues des procédés d'hydrotraitement des lourds en lit bouillonnant, les huiles désasphaltées au solvant, les asphaltes -seuls ou dilués par une fraction hydrocarbonée ou un mélange de fractions hydrocarbonées choisies dans le groupe formé par les huiles de coupe légère, les huiles de coupe lourde, les huiles décantées, les fractions résiduelles des procédés de craquage pouvant contenir des suspensions de fines de catalyseur (appelées slurry en anglais) et les fractions gazoles-, les coupes gazoles et gazoles lourds provenant du cracking catalytique, les extraits aromatiques obtenus dans le cadre de la fabrication d'huiles lubrifiantes, les effluents de procédé de traitement de biomasse, seuls ou en mélange Les conditions opératoires de la première zone de traitement d'hydrocarbures (amont) sont en général une pression totale de 10 à 500 bars, avec une pression partielle d'hydrogène variant de 10 à 500 bars, une température de 300 à 600 C, le contact s'effectuant pendant un temps allant de 5 min à 20h. Les conditions opératoires de la deuxième zone de traitement d'hydrocarbures (aval) sont en général une pression de 10 à 50 bars absolus et une température augmentant au fur et à 15 mesure que l'on se rapproche du four de conversion. De manière avantageuse, on recycle avec la charge une partie des fractions résiduelles des effluents grâce à un fractionnement par distillation de l'effluent en aval de la dernière zone réactionnelle du procédé amont, le recyclage étant alors constitué d'une partie du liquide obtenu en fond de colonne. Présentation des figures La Figure 1 illustre schématiquement un exemple de réalisation (le l'invention comprenant l'enchaînement d'une unité d'hydroconversion en lit bouillonnant et un vaporéformage du gaz de purge issu de l'unité de purification d'hydrogène. Ce vaporéformage des gaz de purge ainsi qu'un appoint de gaz naturel, permet d'être en autoconsommation d'hydrogène sur le complexe hydroconversion / vaporéformage. En fonction du niveau de conversion, le complexe peut même être auto-suffisant en gaz naturel. Description détaillée de la Figure 1 La Figure 1 illustre le cas particulier mais non limitatif d'une unité d'hydroconversion 12 d'une charge lourde d'hydrocarbures 10 en présence d'hydrogène (H2) et de particules catalytiques au sein de un ou plusieurs lits bouillonnants. L'effluent du dernier réacteur est séparé en une phase liquide et une phase vapeur dans un ballon séparateur. La phase liquide contenant les composés les plus lourds est ensuite détendue, refroidie et envoyée à un train de séparation non représenté sur la Figure 1 (flux 14). La phase vapeur est détendue, refroidie et 2879213 9 séparée à plusieurs niveaux de pressions et de températures successifs. Les flux liquides récupérés au niveau de chaque séparation étant regroupés dans le flux 14 cité plus haut. Une partie de la phase vapeur est recyclée dans les réacteurs généralement après un traitement aux amines pour diminuer la teneur en H2S, tandis que la phase vapeur restant est détendue jusqu'à environ 30 bar absolus et purifiée pour enlever l'H2S présent (en général par un lavage aux amines). Puis, ce gaz est purifié pour obtenir un gaz d'une pureté d'hydrogène d'environ 99.5 % mol généralement par un procédé d'absorption-désorption. La partie non purifiée de ce gaz (flux 13) est envoyé vers un procédé de vaporéformage (16, 22, 21). Ce flux comporte des hydrocarbures légers, de l'hydrogène mais aussi des composés soufrés. Le soufre de ces composés soufrés sont des poisons pour le catalyseur de vaporéformage et sont transformés en H2S puis captés au niveau 16. La quantité d'hydrogène contenue dans le flux 13 est généralement suffisante pour transformer ces composés soufrés mais un ajout est possible si nécessaire. Les composés typiques contenus dans ce flux 13 sont des hydrocarbures légers (Cl à C5, mais aussi des traces de composés soufrés par exemple des mercaptans de points d'ébullition voisins des composés hydrocarbonés majoritaires). Mais ce flux peut aussi n'être constitué que de composés Cl à C3 ou Cl à C2 voire même Cl seul. Dans le cas décrit à la figure 1, les hydrocarbures légers débarrassés des composés soufrés (flux 17) sont envoyés au pré réformeur suivi du vaporéformeur (inclus dans l'unité 22) ainsi que du gaz naturel (flux 18) et de la vapeur d'eau (flux 24). Les fours de l'unité 22 sont alimentés par du gaz naturel (flux 15) disponible sur le site ainsi que de l'air nécessaire à la combustion (flux 19). Le flux 20 sortant du vaporéformage contient de l'hydrogène en grandes quantités, mais aussi du monoxyde de carbone, du dioxide de carbone et des hydrocarbures légers non transformés. Il est donc nécessaire de purifier ce flux 20 dans une unité de purification d'hydrogène (type absorption-désorption), unité 21. Le flux 25 sortant de l'unité 21 est constitué d'hydrogène avec une pureté d'environ 99.5 % mol qui est alors comprimé puis renvoyé à l'entrée de l'unité d'hydroconversion (flux 11, mélange charge-hydrogène). Au niveau de l'unité 21, le flux 23 résultant de la purification de 1' hydrogène est renvoyé au niveau des fours de vaporéformage dans l'unité 22. Cet enchaînement d'unités permet de traiter les charges décrites par un procédé 30 d'hydroconversion en étant auto suffisant en hydrogène ce qui est très avantageux pour des unités installées sur ou près des champs de production. La comparaison entre les trois exemples qui suivent permet de montrer les avantages liés à la présente invention. Ainsi, l'Exemple 1 illustre les résultats obtenus pour une unité d'hydroconversion fonctionnant à un niveau de conversion des composés ayant un point de bulle supérieur à 540 C sous pression atmosphérique de 60 %, l'Exemple 2 illustre l'application de l'invention à une unité fonctionnant en hydroconversion à un niveau de conversion de 90 %. L'Exemple 3 illustre aussi une unité fonctionnant en hydroconversion à 95 %. Ces exemples sont issus d'expérimentations réalisées dans des unités pilotes 5 fonctionnant en lit bouillonnant. D'autres expérimentations ont été réalisées en réacteur de type slurry et les mêmes résultats ont été obtenus. Exemple 1: Unité fonctionnant à 60 % de conversion des 540 C+ On traite un résidu sous vide (RSV) lourd d'origine du Golfe Persique. La densité à 15 C est de 1.048. Tous les rendements sont calculés à partir d'une base 100 (en masse) de 10 RSV. On traite ce résidu sous vide Safaniya dans une unité pilote comportant deux réacteurs en série fonctionnant en lits bouillonnants. Chaque réacteur à un volume total de 2,24 litres. Cette unité pilote simule une unité industrielle d'hydrotraitement de résidu sous vide en lit bouillonnant H-Oil . L'écoulement des fluides est ascendant dans ce réacteur comme dans le cas d'une unité industrielle. Un recyclage interne du liquide permet de maintenir le catalyseur en ébullition dans le réacteur. Les conditions opératoires de mise en oeuvre sont les suivantes: Débit de charge: 1.4 1/h Pression totale: 156 bars absolus Débit d'hydrogène: 8401/h (soit environ 13 1/h aux conditions) température dans les réacteurs: 410 C - Débit de liquide recyclé au réacteur: 30 1/h Les résultats présentés ci-dessous sont exprimés en pourcentage massique par rapport à la charge fraîche: Consommation d'hydrogène nécessaire à la conversion 1.6 % Fuel gaz produit au niveau de l'unité d'hydroconversion 3.5 % Composition du fuel gaz (provenant de l'unité d'hydroconversion) envoyé à l'unité de vaporéformage ( % mol) après purification et séparation des produits soufrés: Méthane 28.4 % Ethane 13.3 % Propane 12. 2 % Butane 7.8 % Hydrogène 38.3 % TOTAL 100.0 % Composition du gaz naturel envoyé comme charge d'appoint à l'unité de lo vaporéformage (fonctionnant à une pression de 30 bars absolus) (% mol) : Méthane 96.0 Ethane 4.0 Pour assurer la production d'hydrogène nécessaire au niveau de conversion recherché, le débit de gaz naturel d'appoint représente 2.2 % poids de la charge fraîche de l'unité d'hydroconversion soit environ 35 % poids du gaz nécessaire à la production d'hydrogène. La production d'hydrogène issue du vaporéformage du fuel gaz provenant de l'hydroconversion et d'un appoint de gaz naturel permet donc au complexe d'être auto-suffisant à ce niveau de conversion. Exemple 2: Unité fonctionnant à 90 % de conversion des 540 C+ Le fuel gaz issu de l'unité d'hydroconversion représente, à ce niveau de conversion 9.5 % poids de la charge fraîche de l'unité d'hydroconversion. Ce fuel gaz contient de l'hydrogène qui est utilisé lors de la conversion des composés soufrés (et leur captation) en amont du pre-réformeur et du réformeur. Il est ajouté une très faible quantité de gaz naturel. La composition du mélange de gaz envoyés au pré-réformeur (fuel gaz purifié + gaz naturel + vapeur d'eau) est la suivante (en % mol) : Méthane 6.7 % Ethane 2.9 % Propane 2.6 % Butane 1.7 % Vapeur d'eau 77.9 % Hydrogène 8.2 % TOTAL 100. % La quantité de vapeur d'eau introduite avant le pré-réformeur est telle que le rapport molaire H2O/C avant le four de réformage soit au mLoins égal à 3.1. La pression de l'unité de vaporéformage est de 30 bar absolus. La composition du gaz en sortie de pre réformeur (les réactions ont lieu à 550 C) est 5 (en % mol) : Méthane 3.7 % Ethane Traces Propane Traces Butane Traces Vapeur d'eau 33.7 % Hydrogène 47.4 % CO 9.7 % CO2 5. 5% TOTAL 100.0 % Après purification de l'effluent de sortie du four de réformage, l'hydrogène produit représente 2.7 % poids de la charge considérée assurant l'autoconsommation de l'hydroconversion en hydrogène. A 90 % de conversion des composés 540 C +, une consommation de seulement 0.5 % poids (par rapport à la charge fraîche à l'entrée dei'hydroconversion) de gaz naturel permet d'être auto suffisant en hydrogène au niveau du complexe (soit environ 3 % poids du gaz nécessaire à la production d'hydrogène). Exemple 3: Unité fonctionnant à 95 % de conversion des 540 C+ Le fuel gaz issu de l'unité d'hydroconversion représente, à ce niveau de conversion 11.8 % poids de la charge fraîche. Ce fuel gaz contient de l'hydrogène qui est utilisé lors de la Méthane 20.0 % Ethane Traces Propane Traces Butane Traces Vapeur d'eau 62.3 % Hydrogène 13.3 % CO2 4.4 % TOTAL 100.0 % Le gaz est ensuite introduit au niveau du four de réformage à une température de 15 840 C, le gaz en sortie de four présente la composition suivante (% mol) : conversion des composés soufrés (et leur captation) en amont du pre-réformeur et du réformeur. La composition du mélange de gaz envoyés au pre-réformeur (fuel gaz purifié + vapeur d'eau) est la suivante (en % mol) : Méthane 6.2 % Ethane 2.9 % Propane 2.7 % Butane 1.7 % Vapeur d'eau 78.1 % Hydrogène 8.4 % TOTAL 100.0 % La quantité de vapeur d'eau introduite avant le pré- réformeur est telle que le rapport molaire H2O/C avant le four de réformage soit au moins égal à 3.1. La pression en entrée d'unité est de 30 bars absolus. La composition du gaz en sortie de pre réformeur (les réactions ont lieu à 550 C) est (en % mol) : Méthane 20.0 % Ethane Traces Propane Traces Butane Traces Vapeur d'eau 62.2 % Hydrogène 13.5 % CO2 4.3 % TOTAL 100.0 % Le gaz est ensuite introduit au niveau du four de réformage à une température de 840 C, le gaz en sortie de four présente la composition suivante (% mol) : Méthane 3.7 % Ethane Traces Propane Traces Butane Traces Vapeur d'eau 33.7 % Hydrogène 47.4 % CO 9.7 % CO2 5.5 % TOTAL 100. 0 % Après purification de l'effluent de sortie du four de réformage, l'hydrogène produit représente 3.2 % poids de la charge considérée assurant l'autoconsommation de 1'hydroconversion en hydrogène. A 95 % de conversion des composés 540 C +, le vaporéformage du fuel gaz issu du 5 procédé d'hydroconversion permet au complexe d'être auto suffisant en hydrogène sans apport extérieur de gaz naturel (autre que pour les brûleurs des fours). REVENDICATIONS 1. Procédé de traitement d'une charge d'hydrocarbures comprenant l'enchaînement d'un premier procédé amont de traitement d'hydrocarbures, comprenant au moins une enceinte réactionnelle, la ou les réactions se produisant à ]l'intérieur desdites enceintes et mettant en jeu au moins une phase solide, au moins une phase liquide et au moins une phase gazeuse, et d'un deuxième procédé aval de traitement d'hydrocarbures, comprenant au moins une enceinte réactionnelle, ledit procédé aval étant caractérisé en ce que la ou les réactions se produisant à l'intérieur desdites enceintes permettent de fabriquer un réactif nécessaire aux réactions chimiques du premier. 2. Procédé selon la revendication 1 dans lequel le procédé amont est un procédé de conversion d'hydrocarbures. 3. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel le procédé amont comprend une zone de mise en contact d'une charge liquide, d'une charge gazeuse et de particules solides. 4. Procédé selon la revendication 3 dans lequel les particules solides sont dispersées au sein d'une suspension immergée dans une phase liquide dans une zone inférieure de la zone de mise en contact ( réacteur slurry). 5. Procédé selon la revendication 4 selon laquelle les particules solides sont des particules catalytiques introduites en continu avec la charge fraîche dans le réacteur et sont constituées d'un élément soluble contenant un ou plusieurs métaux pouvant se sulfurer dans les conditions du procédé. 6. Procédé selon la revendication 3 dans lequel les particules solides sont présentes au sein d'un lit bouillonnant. 7. Procédé selon la revendication 6 qui met en oeuvre un catalyseur supporté e': contenant au 25 moins un élément métallique. 8. Procédé selon l'une des revendications 4 à 7 dans lequel les particules solides de catalyseur contiennent du molybdène. 9. Procédé selon l'une des revendications 2 à 8 dans lequel le procédé amont est un procédé d'hydroconversion. 10. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel le procédé aval est un procédé de production d'hydrogène. 11. Procédé selon la revendication 10 dans lequel le procédé aval est un procédé de vaporéformage. 12. Procédé selon la revendication 11 dans lequel le procédé aval de vaporéformage comprend une première étape de conversion au moins partielle des hydrocarbures plus lourds que le méthane en méthane (étape de pre-réformage). 13. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel la charge d'hydrocarbures est choisie parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide de distillation directe, les résidus désasphaltés, les résidus issus de procédé de conversion, les charges liquides d'hydrocarbures issues de la liquéfaction du charbon, les pétroles bruts, les bitumes extraits des gisements de schistes ou sables bitumineux, les charges liquides issues d'une hydroconversion en lit fixe, les charges liquides issues des procédés d'hydrotraitement des lourds en lit bouillonnant, les huiles désasphaltées au solvant, les asphaltes -seuls ou dilués par une fraction hydrocarbonée ou un mélange de fractions hydrocarbonées choisies dans le groupe formé par les huiles de coupe légère, les huiles de coupe lourde, les huiles décantées, les fractions résiduelles des procédés de craquage pouvant contenir des suspensions de fines de catalyseur (appelées slurry en anglais) et les fractions gazoles-, les coupes gazoles et gazoles lourds provenant du cracking catalytique, les extraits aromatiques obtenus dans le cadre de la fabrication d'huiles lubrifiantes, les effluents de procédé de traitement de biomasse, seuls ou en mélange 14. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel les conditions opératoires de la première zone de traitement d'hydrocarbures (amont) sont une pression totale de 10 à 500 bars, avec une pression partielle d'hydrogène variant de 10 à 500 bars, une température de 300 à 600 C, le contact s'effectuant pendant un temps allant de 5 min à 20 h. 15. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel les conditions opératoires de la deuxième zone de traitement d'hydrocarbures (aval) sont une pression de 10 à 50 bars absolus et une température augmentant au fur et à mesure que l'on se rapproche du four de conversion. 16. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel on recycle avec la charge une partie des fractions résiduelles des effluents grâce à un fractionnement par distillation de l'effluent en aval de la dernière zone réactionnelle du procédé amont, le recyclage étant alors constitué d'une partie du liquide obtenu en fond de colonne.