FR 2981659 A1 20130426 FR 1103218 A 20111020 La présente invention concerne le raffinage et la conversion des fractions lourdes d'hydrocarbures contenant entre autre des impuretés soufrées. Elle concerne plus particulièrement un procédé de conversion de charges lourdes pétrolières pour la production de bases de fiouls de type distillat sous vide, résidu atmosphérique et résidu sous vide, notamment de bases de fiouls de soute, à basse teneur en soufre. Le procédé selon l'invention permet également de produire des distillats atmosphériques (naphta, kérosène et diesel), des distillats sous vide et des gaz légers (C1 à C4). Alors que l'industrie terrestre était soumise à une réglementation sévère sur les teneurs en soufre contenues dans les bases carburants (essence, diesel) lors des dernières décades, la teneur en soufre dans les combustibles marins n'était jusqu'à présent peu contraignante. En effet, les combustibles actuellement sur le marché contiennent jusqu'à 4,5 % poids de soufre. Il en résulte, que les navires sont devenus la principale source d'émission de dioxyde de soufre (S02). Afin de baisser ses émissions, l'Organisation Maritime Internationale a soumise des recommandations en termes de spécifications concernant les combustibles marins. Ces recommandations sont déclinées dans la version 2010 de la norme ISO 8217 (Annexe VI de la convention MARPOL). La spécification concernant le soufre s'attache désormais aux émissions de SO, et se traduit par une recommandation en teneur en soufre équivalente à inférieure ou égale à 0.5% poids. Une autre recommandation très contraignante est la teneur en sédiments après vieillissement selon ISO 10307-2 qui doit être inférieure ou égale à 0.1%. La présente invention permet de produire des bases de fiouls, notamment des bases de fiouls de soute, respectant les recommandations de la convention MARPOL. Le brevet US6447671 décrit un procédé de conversion de fractions lourdes pétrolières comprenant une première étape d'hydroconversion en lit bouillonnant, une étape d'élimination des particules de catalyseur contenues dans l'effluent de l'hydroconversion, puis une étape d'hydrotraitement en lit fixe. Ce procédé vise à obtenir des bases carburants (essence et diesel) ayant notamment une faible teneur en soufre. Ce procédé permet également d'obtenir un fioul lourd avec néanmoins des teneurs en soufre supérieures aux nouvelles recommandations. La présente invention adapte et améliore le procédé de conversion décrit par la 5 demanderesse dans le brevet US6447671 pour la production de bases de fiouls, en intégrant dans ce procédé un système de réacteurs permutables (ou zones de garde) fonctionnant en lits fixes dans l'étape d'hydrotraitement. Plus particulièrement, l'invention concerne un procédé de conversion d'une charge 10 hydrocarbonée contenant au moins une fraction d'hydrocarbures ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C et une température finale d'ébullition d'au moins 440°C comprenant les étapes suivantes : a) une étape d'hydroconversion en présence d'hydrogène dans au moins un 15 réacteur contenant un catalyseur supporté en lit bouillonnant, b) une étape de séparation de l'effluent obtenu à l'issue de l'étape a) en au moins une fraction légère d'hydrocarbures de bases carburants et une fraction lourde contenant majoritairement des composés bouillant à au moins 350°C, 20 c) une étape d'hydrotraitement en lit fixe d'une partie au moins de la fraction lourde issue de l'étape b) dans laquelle on fait passer, dans des conditions d'hydrotraitement, la fraction lourde et d'hydrogène sur un catalyseur d'hydrotraitement et dans laquelle l'étape d'hydrotraitement comprend une ou plusieurs zones d'hydrotraitement en lits fixes précédées d'au moins 25 deux zones de garde d'hydrotraitement également en lits fixes, disposées en série pour être utilisées de façon cyclique consistant en la répétition successive des étapes c") et cm) définies ci-après : c') une étape, dans laquelle les zones de garde sont utilisées toutes ensembles pendant une durée au plus égale au temps de désactivation 30 et/ou de colmatage de l'une d'entre elles, c") une étape, durant laquelle la zone de garde désactivée et/ou colmatée est court-circuitée et le catalyseur qu'elle contient est régénéré et/ou remplacé par du catalyseur frais, et durant laquelle le ou les autres zone(s) de garde sont utilisée(s), et du) une étape, durant laquelle les zones de garde sont utilisées toutes ensembles, la zone de garde dont le catalyseur a été régénéré au cours de l'étape précédente étant reconnectée et ladite étape étant poursuivie pendant une durée au plus égale au temps de désactivation et/ou de colmatage de l'une des zones de garde. Le système des réacteurs permutables est connu des brevets FR2681871, FR2784687 et EP1343857. Il est classiquement utilisé pour augmenter le cycle d'opération d'une unité d'hydrotraitement en permettant un remplacement du catalyseur désactivé et/ou colmaté dans les réacteurs permutables sans arrêter l'unité entière. La présente invention vise la production de bases de fiouls respectant les recommandations de l'Organisation Maritime Internationale ainsi que de distillats atmosphériques et/ou de distillats sous vide. L'étape d'hydroconversion permet de convertir partiellement la charge lourde afin de produire des distillats atmosphériques et/ou de distillats sous vide. Bien que la technologie en lit bouillonnant soit connue pour être adaptée à des charges lourdes chargées en impuretés, le lit bouillonnant produit par sa nature des fines de catalyseurs et des sédiments qui doivent être enlevées avant les traitements ultérieurs en lit fixe pour éviter un bouchage du ou des lit(s) catalytique(s). Les fines viennent principalement de l'attrition du catalyseur dans le lit bouillonnant. Les sédiments peuvent être des asphaltènes précipités. Initialement dans la charge, les conditions d'hydroconversion et notamment la température font qu'ils subissent des réactions (déalkylation, polymérisation...) conduisant à leur précipitation. Les réacteurs permutables dans le procédé selon l'invention permettent de résoudre le problème des fines et sédiments en même temps que le problème de la teneur en soufre sans pour autant pousser les conditions opératoires dans l'étape d'hydrotraitement d'une façon excessive. En effet, les réacteurs permutables recevant la fraction lourde de l'hydroconversion limitent la teneur en fines et sédiments par leur fonction de filtre (lit fixe). Pour pouvoir attendre la recommandation d'une teneur en soufre inférieure ou égale à 0.5% poids, les conditions opératoires de la section d'hydrotraitement doivent être 5 sévères, ce qui se traduit classiquement par une augmentation de la température dans les lits fixes. Néanmoins, cette augmentation de la température favorise le dépôt de coke accélérant les processus de colmatage et de désactivation. Les réacteurs permutables ont comme fonction de protéger la section d'hydrotraitement et permettent ainsi de soulager suffisamment les réacteurs principaux 10 d'hydrotraitement pour effectuer la désulfuration nécessairement poussée de la fraction lourde obtenue après l'hydroconversion sans que les conditions opératoires soient excessivement durcies. En d'autres termes, l'intégration des réacteurs permutables dans un enchaînement hydroconversion en lit bouillonnant puis hydrotraitement en lit fixe permet obtenir 15 des bases de fiouls répondant aux futures spécifications. Les bases de fiouls produites par le procédé selon l'invention ont une teneur en soufre inférieure ou égale à 0.5% poids et une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0.1%. De plus, si le fioul de base est constitué du distillat sous vide issu du procédé, la teneur en soufre peut être inférieure ou égale à 0.1% poids. 20 Un autre point important du procédé est la conversion partielle de la charge permettant de produire notamment par l'hydroconversion en lit bouillonnant des distillats à basse teneur en soufre (naphta, kérosène et diesel). Dans le cadre de la présente invention, la conversion de la charge en fractions plus légères est 25 habituellement comprise entre 10 et 90 % et le plus souvent entre 25 et 60 % voire même limitée à environ 50 %. Le taux de conversion ci-dessus mentionné est défini comme étant la fraction massique de composés organiques ayant un point d'ébullition supérieur à 350°C à l'entrée de la section réactionnelle moins la fraction massique de composés organiques ayant un point d'ébullition supérieur à 350 °C à la 30 sortie de la section réactionnelle, le tout divisé par la fraction massique de composés organiques ayant un point d'ébullition supérieur à 350°C à l'entrée de la section réactionnelle. 2 9 8 16 5 9 Afin de constituer le fioul répondant aux recommandations de la viscosité, les bases de fioul obtenues par le présent procédé peuvent être mélangées avec des bases fluxantes de manière à atteindre la viscosité cible du grade de fioul désiré. La viscosité d'un fioul de soute doit être inférieure ou égale à 380 cSt (50°C). 5 Selon une variante du procédé, l'effluent obtenu après l'hydrotraitement peut être soumise à une étape de séparation (étape d) à partir de laquelle on récupère habituellement au moins une fraction de bases carburants (naphta, kérosène, gazole) et des fractions lourdes telles que du distillat sous vide ou du résidu sous vide. Selon une variante du procédé, une partie d'au moins une de ces fractions lourdes peut être envoyée dans une section de craquage catalytique (étape e) dans laquelle elle est traitée dans des conditions permettant de produire entre autre une huile de coupe légère (LCO ou "light cycle oil" selon le terminologie anglo-saxonne) et une huile de coupe lourde (HCO ou "heavy cycle oil" selon le terminologie anglo- saxonne)). Ces huiles peuvent être utilisées comme fluxant pour être mélangées avec les bases de fiouls issues du procédé selon l'invention pour constituer le fioul de manière à atteindre la viscosité ciblée. Description détaillée La charge Les charges traitées dans le procédé selon l'invention sont avantageusement choisies parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide issus de distillation directe, des pétroles bruts, des pétroles bruts étêtés, les huiles désasphaltées, des résines de désasphaltage, les asphaltes ou brais de désasphaltage, les résidus issus des procédés de conversion, des extraits aromatiques issus des chaînes de production de bases pour lubrifiants, des sables bitumineux ou leurs dérivés, des schistes bitumineux ou leurs dérivés, pris seuls ou en mélange. Ces charges peuvent avantageusement être utilisées telles quelles ou encore diluées par une fraction hydrocarbonée ou un mélange de fractions hydrocarbonées pouvant être choisies parmi les produits issus d'un procédé de craquage catalytique en lit fluide (FCC selon les initiales de la dénomination anglo-saxonne de « Fluid Catalytic Cracking »), une huile de coupe légère (LCO), une huile de coupe lourde (HCO), une huile décantée (DO selon les initiales de la dénomination anglo-saxonne de « Decanted Oil »), un résidu de FCC, ou pouvant venir de la distillation, les fractions gazoles notamment celles obtenues par distillation atmosphérique ou sous vide, comme par exemple le gazole sous vide. Les charges lourdes peuvent aussi avantageusement comprendre des coupes issues du procédé de liquéfaction du charbon ou de la biomasse, des extraits aromatiques, ou toutes autres coupes hydrocarbonées ou encore des charges non pétrolières comme de l'huile de pyrolyse. Lesdites charges lourdes ont généralement une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C et une température finale d'ébullition d'au moins 440°C. 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. Hydroconversion en lit bouillonnant (étape a) La charge est soumise selon la présente invention à une étape d'hydroconversion qui est réalisée dans au moins un réacteur contenant(s) un catalyseur supporté en lit bouillonnant et fonctionnant(s) à courant ascendant de liquide et de gaz. L'objectif principal de l'hydroconversion est de convertir la fraction lourde en coupes plus légères tout en raffinant partiellement la charge. La technologie en lit bouillonnant étant largement connue, on ne reprendra ici que les principales conditions opératoires. Les technologies à lits bouillonnants utilisent des catalyseurs supportés sous forme d'extrudés dont le diamètre est généralement de l'ordre de 1 mm ou inférieur à 1 mm. Les catalyseurs restent à l'intérieur des réacteurs et ne sont pas évacués avec les produits. Les niveaux de température sont élevés afin d'obtenir des conversions élevées tout en minimisant les quantités de catalyseurs mises en oeuvre. L'activité catalytique peut être maintenue constante grâce au remplacement en ligne du catalyseur. Il n'est donc pas nécessaire d'arrêter l'unité pour changer le catalyseur usagé, ni d'augmenter les températures de réaction le long du cycle pour compenser la désactivation. De plus, le fait de travailler à des conditions opératoires constantes permet d'obtenir des rendements et des qualités de produits constants le long du cycle. Aussi, 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. Les conditions de l'étape a) de traitement de la charge en présence d'hydrogène sont habituellement des conditions classiques d'hydroconversion en lit bouillonnant d'une fraction hydrocarbonée liquide. On opère habituellement sous une pression absolue 2,5 à 35 MPa, souvent de 5 à 25 MPa et le plus souvent de 6 à 20 MPa à une température de 330 à 550 °C et souvent de 350 à 500 °C. La vitesse spatiale horaire (VVH) et la pression partielle d'hydrogène sont des facteurs importants que l'on choisit en fonction des caractéristiques du produit à traiter et de la conversion souhaitée. La VVH se défini comme étant le débit volumétrique de la charge divisée par le volume total du réacteur et se situe généralement dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 10 h-1 et de préférence de 0,2 h-1 à 5 h-1. La quantité d'hydrogène mélangé à la charge est habituellement de 50 à 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide et le plus souvent de 100 à 1000 Nm3/m3 et de préférence de 200 à 500 Nm3/m3. On peut utiliser un catalyseur granulaire classique d'hydroconversion comprenant, sur un support amorphe, au moins un métal ou composé de métal ayant une fonction hydro-déshydrogénante. Ce catalyseur peut être un catalyseur comprenant des métaux du groupe VIII par exemple du nickel et/ou du cobalt le plus souvent en association avec au moins un métal du groupe VIB par exemple du molybdène et/ou du tungstène. On peut par exemple employer un catalyseur comprenant de 0,5 à 10 % en poids de nickel et de préférence de 1 à 5 % en poids de nickel (exprimé en oxyde de nickel NiO) et de 1 à 30 % en poids de molybdène de préférence de 5 à 20 % en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène Mo03) sur un support minéral amorphe. Ce support sera par exemple choisi dans le groupe formé par l'alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et les mélanges d'au moins deux de ces minéraux. Ce support peut également renfermer d'autres composés et par exemple des oxydes choisis dans le groupe formé par l'oxyde de bore, la zircone, l'oxyde de titane, l'anhydride phosphorique. On utilise le plus souvent un support d'alumine et très souvent un support d'alumine dopée avec du phosphore et éventuellement du bore. Lorsque l'anhydride phosphorique P2O5 est présent, sa concentration est habituellement inférieure à 20 % en poids et le plus souvent inférieure à 10 % en poids. La concentration du trioxyde de bore B203 est habituellement de 0 à 10 % en poids. L'alumine utilisée est habituellement une alumine gamma ou eta. Ce catalyseur est le plus souvent sous forme d'extrudés. La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VI et VIII est souvent de 5 à 40 % en poids et en général de 7 à 30 % en poids et le rapport pondéral exprimé en oxyde métallique entre métal (ou métaux) du groupe VI sur métal (ou métaux) du groupe VIII est en général de 20 à 1 et le plus souvent de 10 à 2. Le catalyseur usagé est en partie remplacé par du catalyseur frais, généralement par soutirage en bas du réacteur et introduction en haut du réacteur de catalyseur frais ou neuf à intervalle de temps régulier c'est-à-dire par exemple par bouffée ou de façon quasi continue. On peut également introduire le catalyseur par le bas et le soutiré par le haut du réacteur. On peut par exemple introduire du catalyseur frais tous les jours. Le taux de remplacement du catalyseur usé par du catalyseur frais peut être par exemple d'environ 0,05 kilogramme à environ 10 kilogrammes par mètre cube de charge. Ce soutirage et ce remplacement sont effectués à l'aide de dispositifs permettant le fonctionnement continu de cette étape d'hydroconversion. L'unité comporte habituellement une pompe de recirculation permettant le maintien du catalyseur en lit bouillonnant par recyclage continu d'au moins une partie du liquide soutiré en tête du réacteur et réinjecté en bas du réacteur. Il est également possible d'envoyer le catalyseur usé soutiré du réacteur dans une zone de régénération dans laquelle on élimine le carbone et le soufre qu'il renferme avant son réinjection dans l'étape a) d'hydroconversion. Le plus souvent cette étape a) d'hydroconversion est mise en oeuvre dans les 25 conditions du procédé H-OILO tel que décrit par exemple dans US6270654. L'hydroconversion en lit bouillonnant peut se faire dans un seul réacteur ou dans plusieurs réacteurs (généralement deux) disposées en série. Le fait d'utiliser au moins deux réacteurs en lit bouillonnant en série permet d'obtenir des produits de 30 meilleure qualité et avec un meilleur rendement, limitant ainsi les besoins d'énergie et d'hydrogène dans des post-traitements éventuels. En plus, l'hydroconversion en deux réacteurs permet d'avoir une opérabilité améliorée au niveau de la flexibilité des conditions opératoires et du système catalytique. Généralement, la température du deuxième réacteur est de préférence au moins 10 °C plus élevée que celle du premier réacteur en lit bouillonnant. La pression du deuxième réacteur est de 0,1 à 1 MPa plus faible que pour le premier réacteur pour permettre l'écoulement d'au moins une partie de l'effluent issue de la première étape sans qu'un pompage soit nécessaire. Les différentes conditions opératoires en termes de température dans les deux réacteurs d'hydroconversion sont sélectionnées pour pouvoir contrôler l'hydrogénation et la conversion de la charge en produits souhaités dans chaque réacteur. Éventuellement, l'effluent obtenu à l'issue de la première étape d'hydroconversion est soumis à une séparation de la fraction légère et au moins une partie, de préférence la totalité, de l'effluent résiduel est traitée dans la deuxième étape d'hydroconversion. Cette séparation est avantageusement faite dans un séparateur inter-étage décrit dans le brevet US 6270654 et permet notamment d'éviter le surcraquage de la fraction légère dans le deuxième réacteur d'hydroconversion. Il est également possible de transférer en totalité ou en partie le catalyseur usagé soutiré du réacteur de la première étape d'hydroconversion, opérant à plus basse température, directement au réacteur de la deuxième étape, opérant à température plus élevée ou de transférer en totalité ou en partie le catalyseur usagé soutiré du réacteur de la deuxième étape directement au réacteur de la première étape. Ce système de cascade est décrit dans le brevet US4816841. Séparation de l'effluent d'hydroconversion (étape b) L'effluent obtenu à l'issue de l'hydroconversion en lit bouillonnant subit au moins une étape de séparation, éventuellement complétée par d'autres étapes de séparation supplémentaires, permettant de séparer au moins une fraction légère d'hydrocarbures contenant des bases carburants et une fraction lourde contenant majoritairement des composés bouillants à au moins 350°C. L'étape de séparation peut avantageusement être mise en oeuvre par toute méthode connue de l'homme du métier telle que par exemple la combinaison d'un ou plusieurs séparateurs haute et/ou basse pression, et/ou d'étapes de distillation et/ou de strippage haute et/ou basse pression, et/ou d'étapes d'extraction liquide/liquide, et/ou des étapes de séparation solide/liquide et/ou d'étapes de centrifugations. De préférence, l'étape de séparation b) permet d'obtenir une phase gazeuse, au moins une fraction légère d'hydrocarbures de type naphta, kérosène et/ou diesel, une fraction distillat sous vide et une fraction résidu sous vide et/ou une fraction résidu atmosphérique. Selon un premier mode de réalisation, l'effluent issu de l'hydroconversion subit une étape de séparation avec décompression entre l'hydroconversion en lit bouillonnant et l'hydrotraitement en lit fixe. Cette configuration peut être qualifiée de schéma non intégré. Selon le schéma non intégré, la séparation est de préférence effectuée dans une section de fractionnement qui peut d'abord comprendre un séparateur haute pression haute température (HPHT), et éventuellement un séparateur haute pression basse température (HPBT), et/ou une distillation atmosphérique et/ou une distillation sous vide. L'effluent obtenu à l'issue de l'étape a) est séparé (généralement dans un séparateur HPHT) en une fraction légère et une fraction lourde contenant majoritairement des composés bouillants à au moins 350°C. La séparation n'est pas faite selon un point de coupe précis, elle s'apparente plutôt à un flash. S'il fallait parler en termes de point de coupe, on pourrait dire qu'il se situe entre 200 et 400°C. De préférence, la fraction dite lourde est ensuite fractionnée par distillation atmosphérique en au moins une fraction distillat atmosphérique contenant au moins une fraction légère d'hydrocarbures de type naphta, kérosène et/ou diesel et une fraction résidu atmosphérique. Au moins une partie de la fraction résidu atmosphérique peut être envoyée dans l'hydrotraitement. Le résidu atmosphérique peut également au moins en partie être fractionné par distillation sous vide en une fraction distillat sous vide contenant du gazole sous vide et une fraction résidu sous vide. Ladite fraction résidu sous vide est avantageusement envoyée au moins en partie dans l'étape d'hydrotraitement c). Une partie du résidu sous vide peut également être recyclée dans l'étape d'hydroconversion a). Selon un deuxième mode de réalisation, l'effluent issu de l'hydroconversion en lit bouillonnant subit une étape de séparation sans décompression entre 2 9 816 5 9 11 l'hydroconversion et l'hydrotraitement. Cette configuration peut être qualifiée de schéma intégré. Selon le schéma intégré, l'effluent obtenu à l'issue de l'étape a) est séparé (généralement dans un séparateur HPHT) en une fraction légère et une fraction 5 lourde contenant majoritairement des composés bouillants à au moins 350°C. La séparation n'est pas faite selon un point de coupe précis, elle s'apparente plutôt à un flash. S'il fallait parler en termes de point de coupe, on pourrait dire qu'il se situe entre 200 et 400°C. De préférence, la fraction lourde est ensuite envoyée dans l'étape d'hydrotraitement. 10 La fraction légère peut subir d'autres étapes de séparation, éventuellement en présence de la fraction légère issue du séparateur inter-étage entre les deux réacteurs d'hydroconversion. Avantageusement, elle est soumise à une distillation atmosphérique permettant d'obtenir une fraction gazeuse, au moins une fraction légère d'hydrocarbures de type naphta, kérosène et/ou diesel et une fraction distillat 15 sous vide, la dernière pouvant être envoyée au moins en partie dans l'étape d'hydrotraitement c). Une autre partie du distillat sous vide peut constituer une partie d'un fioul comme fluxant. Une autre partie du distillat sous vide peut encore être valorisée par hydrocraquage et/ou par craquage catalytique en lit fluidisé. La séparation selon le schéma intégré permet une meilleure intégration thermique et 20 se traduit par une économie d'énergie et d'équipement. De même, ce schéma présente des avantages technico-économiques étant donné que les flux à haute pression ne nécessiteront pas d'augmentation de pression en vue de leur hydrotraitement ultérieure. Ce mode de réalisation permet aussi par son fractionnement intermédiaire simplifié de réduire la consommation d'utilités et donc le 25 coût d'investissements. Les fractions gazeuses issues de l'étape de séparation (que se soit par le schéma intégré ou non intégré) subissent de préférence un traitement de purification pour récupérer l'hydrogène et le recycler vers les réacteurs d'hydroconversion et/ou 30 hydrotraitement. Il en est de même pour les effluents gazeux issus de l'hydrotraitement. On peut également ajouter la phase gazeuse provenant du séparateur inter-étage optionnel. L'étape de séparation selon le schéma non intégré ou le schéma intégré permet de disposer de deux circuits d'hydrogène indépendants, un relié à l'hydroconversion, l'autre à l'hydrotraitement, et qui, selon le besoin, peuvent être reliés l'un à l'autre. L'appoint d'hydrogène peut se faire vers l'une ou l'autre, ou vers les deux sections réactionnelles, le gaz de recycle peut alimenter l'une ou l'autre ou les deux sections réactionnelles. Le compresseur peut éventuellement être en commun aux deux sections. Le fait de pouvoir relier les deux circuits d'hydrogène permet une optimisation de la gestion d'hydrogène et de limiter les investissements en terme de compresseurs et/ou unités de purification des effluents gazeux. Les différentes modes de réalisation de la gestion d'hydrogène utilisable dans la présente invention sont décrits dans la demande FR 2957607. La valorisation des différentes coupes de bases carburants (GPL, naphta, kérosène, diesel et/ou gazole sous vide) obtenues selon le schéma non intégré ou intégré, n'est pas l'objet de la présente invention et ces méthodes sont bien connues de l'Homme du métier. Les produits obtenus peuvent être intégrés à des réservoirs carburants (aussi appelé "pools" carburants selon la terminologie anglo-saxonne) ou subir des étapes de raffinage supplémentaires. Le(s) fraction(s) naphta, kérosène, gazole et le gazole sous vide peuvent être soumises à un ou plusieurs traitements (hydrotraitement, hydrocraquage, alkylation, isomérisation, reformage catalytique, craquage catalytique ou thermique ou autres) pour les amener aux spécifications requises (teneur en soufre, point de fumée, octane, cétane, etc...) de façon séparée ou en mélange. Avantageusement, le distillat sous vide sortant du lit bouillonnant après séparation peut subir un hydrotraitement. Ce distillat sous vide hydrotraité peut être utilisé comme fluxant au pool fioul ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 0.5 % pds ou être valorisé directement comme fioul ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 0.1 % pds. Une partie du résidu atmosphérique, du distillat sous vide et/ou du résidu sous vide peut subir d'autres étapes de raffinage supplémentaire, telles qu'un hydrocraquage, ou un craquage catalytique à lit fluidisé. Hydrotraitement (étape c) La fraction lourde contenant des composés bouillants à au moins 350°C issue de l'étape de séparation b) est ensuite envoyée dans l'étape d'hydrotraitement comprenant une ou plusieurs zones d'hydrotraitement en lits fixes précédées d'au 5 moins deux zones de garde d'hydrotraitement également en lits fixes. On entend par hydrotraitement (HDT) notamment des réactions d'hydrodésulfuration (HDS), des réactions d'hydrodésazotation (HDN) et des réactions d'hydrodémétallation (HDM), mais aussi l'hydrogénation, l'hydrodéoxygénation, 10 l'hydrodéaromatisation, l'hydroisomérisation, l'hydrodéalkylation, hydrocraquage, l'hydrodéasphaltage la réduction du carbone Conradson. Selon une variante préférée, l'étape d'hydrotraitement comprend une première étape d'hydrodémétallation comprenant une ou plusieurs zones d'hydrodémétallation en lits fixes précédées d'au moins deux desdites zones de gardes d'hydrotraitement, et une 15 deuxième étape subséquente d'hydrodésulfuration comprenant une ou plusieurs zones d'hydrodésulfuration en lits fixes et dans lequel au cours de la première étape dite d'hydrodémétallation on fait passer, dans des conditions d'hydrodémétallation, la charge d'hydrocarbures et d'hydrogène sur un catalyseur d'hydrodémétallation, puis au cours de la deuxième étape subséquente on fait passer, dans des conditions 20 d'hydrodésulfuration, l'effluent de la première étape sur un catalyseur d'hydrodésulfuration. Ce procédé, connu sous le nom de HYVAHL-FTM est décrit dans le brevet US5417846. L'homme du métier comprend aisément que dans l'étape d'hydrodémétallation, on effectue majoritairement des réactions d'hydrodémétallation mais parallèlement aussi 25 une partie des réactions d'hydrodésulfuration. De même, dans l'étape d'hydrodésulfuration, on effectue majoritairement des réactions d'hydrodésulfuration mais parallèlement aussi une partie des réactions d'hydrodémétallation. Les lits catalytiques des réacteurs en lits fixe, notamment les parties supérieures des 30 lits catalytiques, et plus particulièrement les parties supérieures du premier lit catalytique en contact avec la charge, sont susceptibles de se colmater assez rapidement, à cause des asphaltènes et sédiments contenus dans la charge, ce qui s'exprime dans un premier temps par une augmentation de la perte de charge et nécessite tôt ou tard un arrêt de l'unité d'hydrotraitement pour le remplacement du catalyseur dans les réacteurs principales d'hydrotraitement. La fonction des réacteurs permutables est de filtrer les sédiments et les fines de 5 catalyseur provenant de l'étape d'hydroconversion ce qui évite le colmatage dans les réacteurs principaux. Un autre problème classiquement rencontré lors de l'utilisation de lits fixes est la désactivation du catalyseur en raison de l'important dépôt de métaux qui se produit lors des réactions d'hydrotraitement. Pour compenser cette désactivation, la 10 température du réacteur est alors augmentée. Néanmoins, cette augmentation de la température favorise le dépôt de coke. Au dépôt des impuretés s'ajoute ainsi celui du coke, l'ensemble tend alors à désactiver et colmater rapidement le système catalytique. Ces phénomènes conduisent à des arrêts des unités d'hydrotraitement pour le remplacement des catalyseurs et à une surconsommation de catalyseurs que 15 l'Homme du métier souhaite minimiser. La fonction des réacteurs permutables est de protéger les réacteurs principaux d'hydrotraitement en aval en évitant le colmatage et/ou la désactivation. Les réacteurs permutables sont ainsi utilisés pour augmenter le cycle d'opération de 20 l'unité d'hydrotraitement en permettant le remplacement du catalyseur désactivé et/ou colmaté que dans les réacteurs permutables fonctionnant de manière cyclique sans arrêter l'unité entière pendant un certain temps. Selon le procédé selon l'invention, un hydrotraitement poussé de la fraction lourde devient ainsi possible afin d'obtenir des bases de fioul à basse teneur en soufre notamment. 25 Le fonctionnement des zones de garde dans la section HDM est décrit dans la figure 1 comportant deux zones de garde (ou réacteurs permutables) Ra et Rb. Ce procédé d'hydrotraitement comprend une série de cycles comportant chacun quatre étapes successives : 30 - une première étape (étape c') au cours de laquelle la charge traverse successivement le réacteur Ra, puis le réacteur Rb, - une deuxième étape (étape c") au cours de laquelle la charge traverse uniquement le réacteur Rb, le réacteur Ra étant court-circuité pour régénération et/ou remplacement du catalyseur, - une troisième étape (étape cm) au cours de laquelle la charge traverse 5 successivement le réacteur Rb, puis le réacteur Ra, - une quatrième étape (étape c"") au cours de laquelle la charge traverse uniquement le réacteur Ra, le réacteur Rb étant court-circuité pour régénération et/ou remplacement du catalyseur. 10 De préférence, après la régénération et/ou le remplacement du catalyseur d'un réacteur, ce réacteur est reconnecté en aval du réacteur en marche. Au cours de l'étape c') du procédé, l'effluent sortant de l'étape d'hydroconversion en lit bouillonnant est introduite par la ligne (96) et la ligne (98) comportant une vanne 15 V1 ouverte vers la ligne (100) et le réacteur de garde Ra renfermant un lit fixe A de catalyseur. Durant cette période les vannes V3, V4 et V5 sont fermées. L'effluent du réacteur Ra est envoyé par la conduite (102), la conduite (104) comportant une vanne V2 ouverte et la conduite (106) dans le réacteur de garde Rb renfermant un lit fixe B de catalyseur. L'effluent du réacteur Rb est envoyé par les conduites (108) et 20 (110) comportant une vanne V6 ouverte et la conduite (112) à la section d'hydrotraitement principale qui sera décrite pas la suite. Au cours de l'étape c") du procédé les vannes V1, V2, V4 et V5 sont fermées et la charge est introduite par la ligne (96) et la ligne (114) comportant une vanne V3 ouverte vers la ligne (106) et le réacteur Rb. Durant cette période l'effluent du 25 réacteur Rb est envoyé par les conduites (108) et (110) comportant une vanne V6 ouverte et la conduite (112) à la section d'hydrotraitement principale. Au cours de l'étape c"' les vannes V1, V2 et V6 sont fermées et les vannes V3, V4 et V5 sont ouvertes. La charge est introduite par la ligne (96) et les lignes (114) et (116) vers le réacteur Rb. L'effluent du réacteur Rb est envoyé par la conduite (108), la 30 conduite (116) comportant une vanne V4 ouverte et la conduite (100) dans le réacteur de garde Ra. L'effluent du réacteur Ra est envoyé par les conduites (102) et 2 9 816 5 9 16 (118) comportant une vanne V5 ouverte et la conduite (112) à la section d'hydrotraitement principale. Au cours d'étape c"" les vannes V2, V3, V4 et V6 sont fermées et les vannes V1 et V5 sont ouvertes. La charge est introduite par la ligne (96) et les lignes (98) et (100) vers le réacteur Ra. Durant cette période l'effluent du réacteur Ra est envoyé par les conduites (102) et (118) comportant une vanne V5 ouverte et la conduite (112) à la section d'hydrotraitement principale. Le cycle recommence ensuite de nouveau. Le temps de désactivation et/ou de colmatage varie en fonction de la charge, des conditions opératoires de l'étape d'hydroconversion, des conditions opératoires de l'étape d'hydrotraitement et du ou des catalyseurs utilisés. Il s'exprime d'une manière générale par une chute de la performance catalytique (une augmentation de la concentration de métaux et/ou d'autres impuretés dans l'effluent), une augmentation de la température nécessaire pour le maintien d'une activité du catalyseur ou, dans le cas spécifique d'un colmatage, par une augmentation significative de la perte de charge. La perte de charge làp, exprimant un degré de colmatage, est mesurée en permanence durant tout le cycle sur chacune des zones et peut se définir par une augmentation de pression résultant du passage partiellement bloqué de l'écoulement au travers de la zone. De même, la température est mesurée en permanence durant tout le cycle sur chacune des deux zones. Afin de définir un temps de désactivation et/ou de colmatage, l'Homme du métier définit au préalable une valeur maximalement tolérable de la perte de charge Ap et/ou de la température en fonction de la charge à traiter, des conditions opératoires et catalyseurs choisis, et à partir de laquelle il faut procéder à la déconnection de la zone de garde. Le temps de désactivation et/ou de colmatage se définit ainsi comme le temps où la valeur limite de la perte de charge et/ou de la température est atteinte. Dans le cas d'un procédé d'hydrotraitement de fractions lourdes, la valeur limite de la perte de charge se situe généralement entre 0.3 et 1 MPa (3 et 10 bars), de préférence entre 0.5 et 0.8 MPa (5 et 8 bars). La valeur limite de la température se situe généralement entre 400°C et 430°C, la température correspondant, ici et dans la suite du texte, à la température moyenne mesurée du lit catalytique. Dans une forme préférée de réalisation on utilise une section de conditionnement du catalyseur permettant la permutation en marche de ces zones de garde, c'est-à-dire sans arrêter le fonctionnement de l'unité : tout d'abord, un système qui fonctionne à pression modérée (de 10 à 50 bars, mais de préférence de 15 à 25 bars) permet d'assurer les opérations suivantes sur le réacteur de garde déconnecté : lavage, strippage, refroidissement, avant déchargement du catalyseur usé ; puis chauffage et sulfuration après chargement du catalyseur frais ; ensuite un autre système de pressurisation/dépressurisation et de robinets-vannes de technologie appropriée permet effectivement de permuter ces zones de garde sans arrêter l'unité, c'est-à- dire sans affecter le facteur opératoire, puisque toutes les opérations de lavage, strippage, déchargement du catalyseur usé, rechargement du catalyseur frais, chauffage, sulfuration se font sur le réacteur ou zone de garde déconnecté. Alternativement, un catalyseur pré-sulfuré peut être utilisé dans la section de conditionnement de manière à simplifier la procédure de permutation en marche. L'effluent sortant des réacteurs permutables est ensuite envoyé dans lés réacteurs d'hydrotraitement principaux. Chaque zone d'hydrotraitement ou zone de garde d'hydrotraitement contient au moins un lit catalytique (par exemple 1, 2, 3, 4, ou 5 lits catalytiques). De préférence, chaque zone de garde contient un lit catalytique. Chaque lit catalytique contient au moins une couche catalytique contenant un ou plusieurs catalyseurs, éventuellement précédé par au moins une couche inerte, par exemple de l'alumine ou de la céramique sous forme d'extrudés, de billes ou de pastilles. Les catalyseurs utilisés dans le ou les lit(s) catalytique(s) peuvent être identiques ou différents. Selon une autre variante, la fraction lourde obtenue à l'étape b) peut être soumise, avant d'être envoyée dans l'étape d'hydrotraitement, à une séparation des sédiments et fines de catalyseur en utilisant ou moins un filtre rotatif ou encore au moins un filtre à panier ou encore un système de centrifugation tel qu'un hydrocyclone associé à des filtres ou à une décantation en ligne. Selon une autre variante, la fraction lourde obtenue à l'étape b) traverse à l'entrée de chaque zone de garde un plateau filtrant situé en amont du ou des lit(s) catalytique(s) contenu dans la zone de garde. Ce plateau filtrant, décrit dans le brevet FR2889973, permet de piéger les particules colmatantes contenues dans la charge au moyen d'un plateau distributeur spécifique comportant un milieu filtrant. Selon une variante, une co-charge peut être introduite avec la fraction résiduelle dans l'étape d'hydrotraitement. Cette co-charge peut être choisie parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide issus de distillation directe, les huiles désasphaltées, des extraits aromatiques issus des chaînes de production de bases pour lubrifiants, des fractions hydrocarbonées ou un mélange de fractions hydrocarbonées pouvant être choisies parmi les produits issus d'un procédé de craquage catalytique en lit fluide : une huile de coupe légère (LCO), une huile de coupe lourde (HCO), une huile décantée, ou pouvant venir de la distillation, les fractions gazoles notamment celles obtenues par distillation atmosphérique ou sous vide, comme par exemple le gazole sous vide. L'étape d'hydrotraitement peut avantageusement être mise en oeuvre à une température comprise entre 300 et 500°C, de préférence 350°C à 420°C et sous une pression absolue avantageusement comprise entre 2 MPa et 35 MPa, de préférence entre 10 et 20 MPa. La température est habituellement ajustée en fonction du niveau souhaité d'hydrotraitement Le plus souvent la WH globale se situe dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 5 h-1 et de préférence de 0.1 h-1 à 2 h-1. La quantité d'hydrogène mélangée à la charge est habituellement de 100 à 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide et le plus souvent de 200 à 2000 Nm3/m3 et de préférence de 300 à 1500 Nm3/m3. Habituellement, l'étape d'hydrotraitement est effectuée industriellement dans un ou plusieurs réacteurs à courant descendant de liquide. Les conditions opératoires des réacteurs permutables sont généralement identiques à celles des réacteurs d'hydrotraitement principaux. La valeur de la VVH de chaque réacteur permutable en fonctionnement est de préférence de 0,25 à 4 h-1 et le plus souvent de 1 à 2 h-1. La valeur de WH globale des réacteurs permutables et celle de chaque réacteur est choisie de manière à réaliser le maximum d'HDM tout en contrôlant la température de réaction (limitation de l'exothermicité). Les catalyseurs d'hydrotraitement utilisés sont de préférence des catalyseurs connus et sont généralement des catalyseurs granulaires comprenant, sur un support, au moins un métal ou composé de métal ayant une fonction hydrodéshydrogénante. Ces catalyseurs sont avantageusement des catalyseurs comprenant au moins un métal du groupe VIII, choisi généralement dans le groupe formé par le nickel et/ou le cobalt, et/ou au moins un métal du groupe VIB, de préférence du molybdène et/ou du tungstène. On emploiera par exemple un catalyseur comprenant de 0,5 à 10 % en poids de nickel et de préférence de 1 à 5 % en poids de nickel (exprimé en oxyde de nickel NiO) et de 1 à 30 % en poids de molybdène, de préférence de 5 à 20 % en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène Mo03) sur un support minéral. Ce support sera, par exemple, choisi dans le groupe formé par l'alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et les mélanges d'au moins deux de ces minéraux. Avantageusement, ce support renferme d'autres composés dopants, notamment des oxydes choisis dans le groupe formé par l'oxyde de bore, la zircone, la cérine, l'oxyde de titane, l'anhydride phosphorique et un mélange de ces oxydes. On utilise le plus souvent un support d'alumine et très souvent un support d'alumine dopée avec du phosphore et éventuellement du bore. La concentration en anhydride phosphorique P205 est habituellement comprise entre 0 ou 0.1 % et 10% poids. La concentration en trioxyde de bore B205 est habituellement comprise entre 0 ou 0.1 % et 10 `)/0 en poids. L'alumine utilisée est habituellement une alumine y ou Ce catalyseur est le plus souvent sous forme d'extrudés. La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VIB et VIII est souvent de 5 à 40 % en poids et en général de 7 à 30 % en poids et le rapport pondéral exprimé en oxyde métallique entre métal (ou métaux) du groupe VIB sur métal (ou métaux) du groupe VIII est en général de 20 à 1 et le plus souvent de 10 à 2. Dans le cas d'une étape d'hydrotraitement incluant une étape d'HDM puis une étape d'HDS, on utilise le plus souvent des catalyseurs spécifiques adaptés à chaque étape. Des catalyseurs utilisables dans l'étape d'HDM sont par exemple indiqués dans les brevets EP113297, EP113284, US5221656, US5827421, US7119045, US5622616 et US5089463. On utilise dé préférence des catalyseurs d'HDM dans les réacteurs permutables. Des catalyseurs utilisables dans l'étape d'HDS sont par exemple indiqués dans les brevets EP113297, EP113284, US6589908, US4818743 ou US6332976. On peut également utiliser un catalyseur mixte étant actifs en HDM et en HDS à la fois pour la section HDM et pour la section HDS tel que décrit dans le brevet FR2940143. Préalablement à l'injection de la charge, les catalyseurs utilisés dans le procédé selon la présente invention sont de préférence soumis à un traitement de sulfuration (in-situ ou ex-situ). Séparation de l'effluent d'hydrotraitement (étape d) Dans une forme courante de mise en oeuvre de l'invention l'effluent obtenu à l'étape c) est au moins en partie, et souvent en totalité, envoyé dans une étape de séparation d), comprenant une distillation atmosphérique et une distillation sous vide. L'effluent de l'étape d'hydrotraitement est fractionné par distillation atmosphérique en une fraction gazeuse, au moins une fraction distillat atmosphérique contenant les bases carburants (naphta, kérosène et/ou diesel) et une fraction résidu atmosphérique. Au moins une partie du résidu atmosphérique peut ensuite être fractionnée par distillation sous vide en une fraction distillat sous vide contenant du gazole sous vide et une fraction résidu sous vide. La fraction résidu sous vide et/ou la fraction distillat sous vide et/ou la fraction résidu atmosphérique peuvent constituer en partie au moins les bases de fiouls à basse teneur en soufre ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 0.5 % pds et une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0.1%. La fraction distillat sous vide peut constituer une base de fioul ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 0.1 % pds. Une partie du résidu sous vide peut également être recyclée dans l'étape d'hydroconversion a). L'étape de séparation de l'étape b) selon le schéma intégré, selon laquelle on récupère la fraction lourde pour l'hydrotraitement et une fraction légère, peut être distincte de l'étape de séparation d), mais de préférence, la fraction légère obtenue sans décompression dans l'étape de séparation b) est envoyée dans l'étape de séparation d). Bien les bases de fioul produit selon le présent procédé contiennent très peu de sédiments, une étape supplémentaire de filtration peut être prévue. Craquage catalytique (étape e) Selon une variante, au moins une partie de la fraction distillat sous vide et/ou de la fraction résidu sous vide issue(s) de l'étape d) est/sont envoyée(s) dans une section de craquage catalytique, dénommée étape e), dans laquelle elle est/sont traitée(s) dans des conditions permettant de produire une fraction gazeuse, une fraction essence, une fraction diesel et une fraction résiduelle. Dans une forme de réalisation de l'invention, au moins une partie de la fraction résiduelle obtenue à l'étape e) de craquage catalytique, souvent appelé fraction slurry par l'homme du métier, est recyclée à l'entrée de l'étape e) et/ou a) et/ou c). La fraction résiduelle peut aussi être au moins en partie voire en totalité envoyée dans la zone de stockage fuel lourd de la raffinerie. Dans une forme particulière de réalisation de l'invention une partie de la fraction gazole (ou LCO) et/ou une partie de la fraction résiduelle (contenant le HCO) obtenue au cours de cette étape e) peuvent être utilisées pour constituer des bases fluxantes qui seront mélangées avec les base de fiouls obtenues par le présent procédé. L'étape e) de craquage catalytique est le plus souvent une étape de craquage catalytique en lit fluidisé par exemple selon le procédé mis au point par la demanderesse dénommé R2R. Cette étape peut être exécutée de manière classique connue des hommes du métier dans les conditions adéquates de craquage en vue de produire des produits hydrocarbonés de plus faible poids moléculaire. Cette étape peut utiliser des procédés et dispositifs d'échanges thermiques, notamment de particules solides, en vue de réduire la température du catalyseur à l'entrée de la zone réactionnelle. Des descriptions de fonctionnement et de catalyseurs utilisables dans le cadre du craquage en lit fluidisé dans cette étape e) sont décrits par exemple dans les documents de brevets US-A-4695370, EP-B-184517, US-A-4959334, EP-B323297, US-A-4965232, US-A-5120691, US-A-5344554, US-A-5449496, EP-A- 485259, US-A-5286690, US-A-5324696, EP-B-542604 et EP-A-699224 dont les descriptions sont considérées comme incorporées à la présente du seul fait de cette mention. Le réacteur de craquage catalytique en lit fluidisé peut fonctionner à courant 5 ascendant ou à courant descendant. Bien que cela ne soit pas une forme préférée de réalisation de la présente invention, il est également envisageable d'effectuer le craquage catalytique dans un réacteur à lit mobile. Les catalyseurs de craquage catalytique particulièrement préférés sont ceux qui contiennent au moins une zéolithe habituellement en mélange avec une matrice appropriée telle que par exemple 10 l'alumine, la silice, la silice-alumine. Fluxage Afin de constituer le fioul répondant aux recommandations de la viscosité qui doit être inférieure ou égale à 380 cSt (50°C), les bases de fioul obtenues par le présent procédé peuvent être mélangées, si nécessaire, avec des bases fluxantes de 15 manière à atteindre la viscosité cible du grade de fioul désiré. Les bases fluxantes peuvent être choisies parmi des huiles de coupe légère (LCO) du craquage catalytique, des huiles de coupe lourde (HCO) du craquage catalytique, le résidu du craquage catalytique, du kérosène, du gazole, du distillat sous vide, et/ou une huile décantée (DO). 20 De préférence, on utilisera du kérosène, du gazole et/ou du distillat sous vide obtenu(s) dans l'étape de séparation b) du procédé après l'hydroconversion ou du gazole et/ou une fraction de la fraction résiduelle obtenu(s) dans l'étape de craquage catalytique e). 25 Description des figures Les figures suivantes présentent des modes de réalisation avantageux selon l'invention. On décrit essentiellement l'installation et le procédé selon l'invention. On ne reprendra pas les conditions opératoires décrites précédemment. La figure 2 décrit le procède selon l'invention avec une séparation intermédiaire avec 30 décompression (schéma non intégré). Dans la figure 2, la charge (10), préchauffée dans l'enceinte (12), mélangée avec de l'hydrogène recyclé (14) chauffée dans l'enceinte (16), et introduite par la conduite (18) en bas du premier réacteur (20) en lit bouillonnant fonctionnant à courant ascendant de liquide et de gaz et contenant au moins un catalyseur d'hydroconversion. Le réacteur (20) comporte habituellement une pompe de recirculation (22) permettant le maintien du catalyseur en lit bouillonnant par recyclage continu d'au moins une partie du liquide soutiré dans la partie supérieure du réacteur et réinjecté en bas du réacteur. L'hydrogène peut également être introduit dans le four (12) éliminant ainsi l'enceinte (16). L'apport en hydrogène est effectué par de l'hydrogène recyclé du procédé (64), complété par de l'hydrogène d'appoint (24). L'appoint de catalyseur frais peut se faire par le haut du réacteur (non représenté). L'apport en catalyseur peut se faire de manière périodique ou en continu. Le catalyseur usagé peut être soutiré par le bas du réacteur (non représenté) pour être soit éliminé, soit régénéré pour éliminer le carbone et le soufre avant son réinjection par le haut du réacteur. Le catalyseur soutiré par le bas du premier réacteur partiellement usagé peut également être transféré directement dans le haut du deuxième réacteur d'hydroconversion (40) (cascading) (non représenté). Éventuellement, l'effluent converti (26) issu du réacteur (20) peut être soumis à une séparation de la fraction légère (28) dans un séparateur inter-étage (30). Tout ou partie de l'effluent issu (32) du premier réacteur d'hydroconversion (20) est avantageusement mélangé avec de l'hydrogène supplémentaire (34), si besoin préalablement préchauffé (non représenté). Ce mélange est ensuite injecté par la conduite (36) dans un deuxième réacteur d'hydroconversion (40) en lit bouillonnant fonctionnant à courant ascendant de liquide et de gaz contenant au moins un catalyseur d'hydroconversion. Les conditions opératoires, notamment la température, dans ce réacteur sont choisies pour atteindre le niveau de conversion recherché, tel que cela a été préalablement décrit. L'appoint et le soutirage du catalyseur est effectué de la même manière que celle décrite pour le premier réacteur. Le réacteur (40) comporte habituellement une pompe de recirculation (38) permettant le maintien du catalyseur en lit bouillonnant par recyclage continu d'au moins une partie du liquide soutiré dans la partie supérieure du réacteur et réinjecté en bas du réacteur. L'effluent traité dans le réacteur (40) est envoyé par la ligne (42) dans un séparateur haute pression haute température (HPHT) (44) à partir duquel on récupère une fraction gazeuse (46) et une fraction liquide (48). Le point de coupe se situe généralement entre 200 et 400°C. La fraction gazeuse (46) est envoyée, optionnellement en mélange avec la fraction légère (28) issu du séparateur inter-étape optionnel (30) entre les deux réacteurs d'hydroconversion, généralement via un échangeur (non représenté) ou un aéroréfrigérant (50) pour refroidissement à un séparateur haute pression basse température (HPBT) (52) à partir duquel on récupère une fraction gazeuse (54) contenant les gaz (H2, H2S, NH3, hydrocarbures C1-C4, ...) et une fraction liquide (56). La fraction gazeuse (54) du séparateur haute pression basse température (HPBT) (52) est traitée dans l'unité de purification d'hydrogène (58) à partir de laquelle on récupère l'hydrogène (60) pour le recycler via le compresseur (62) et la ligne (64) aux réacteurs (20) et/ou (40). Les gaz contenant des composés azotés et soufrés indésirables sont évacués de l'installation (flux (66)). La fraction liquide (56) du séparateur haute pression basse température (HPBT) (52) est détendue dans le dispositif (68) puis envoyée vers le système de fractionnement (70). Optionnellement, un séparateur moyenne pression (non représenté) après le détendeur (68) peut être installé pour récupérer une fraction gazeuse qui est envoyé à l'unité de purification (58) et une phase liquide qui est amenée à la section de fractionnement (70). La fraction liquide (48) issue de la séparation haute pression haute température (HPHT) (44) est détendue dans le dispositif (72) puis envoyée vers le système de fractionnement (70). Bien évidemment, les fractions (56) et (48) peuvent être envoyées ensemble, après détente, au système (70). Selon une variante non représentée, les fractionnements (70) et (172) peuvent être communs et traités toutes les fractions légères dont celle venant du séparateur inter-étage. Le système de fractionnement (70) comprend un système de distillation atmosphérique pour produire un effluent gazeux (74), au moins une fraction dite légère (76) et contenant notamment du naphta, du kérosène et du diesel et une fraction résidu atmosphérique (78). Une partie de la fraction résidu atmosphérique peut être envoyée par la ligne (80) dans les réacteurs d'hydrotraitement. Tout ou partie de la fraction résidu atmosphérique (78) est envoyée à une colonne de distillation sous vide (82) pour récupérer une fraction (84) contenant le résidu sous vide contenant les fines et sédiments et une phase distillats sous vide (86) contenant du gazole sous vide. La fraction résidu sous vide (84), éventuellement mélangée avec une partie de la fraction résidu atmosphérique (80), est mélangée avec de l'hydrogène recyclé (88) éventuellement complété par de l'hydrogène d'appoint (90). Elle traverse optionnellement un four (92) et un filtre (94). Optionnellement, une co-charge (198) peut être introduite. L'effluent ainsi chauffé et filtré est introduit par la conduite (96) en haut du système des réacteurs permutables de l'étape d'hydrotraitement. Le fonctionnement des réacteurs permutables a été décrit dans la figure 1. L'effluent sortant du ou des réacteurs de garde est optionnellement remélangé avec de l'hydrogène (91) arrive par la conduite (112) dans un réacteur principal d'HDM (120) qui renferme un lit fixe (122) de catalyseur. Pour des raisons de lisibilité, un seul réacteur d'HDM et d'HDS est représenté sur la figure, mais la section d'HDM et d'HDS comporte classiquement plusieurs réacteurs d'HDM et d'HDS en série. Si besoin, l'hydrogène recyclé et/ou d'appoint peut également être introduit dans les réacteurs d'hydrotraitement entre les différents lits catalytiques (quench) (non représentée). L'effluent du réacteur d'HDM est soutiré par la conduite (124), puis envoyé dans le premier réacteur d'HDS (130) où il traverse un lit fixe (132) de catalyseur. L'effluent est envoyé par la ligne (134) dans un séparateur haute pression haute température (HPHT) (136) à partir duquel on récupère une fraction gazeuse (138) et une fraction liquide (140. La fraction gazeuse (138) est envoyé généralement via un échangeur (non représenté) ou un aéroréfrigérant (142) pour refroidissement à un séparateur haute pression basse température (HPBT) (144) à partir duquel on récupère une fraction gazeuse (146) contenant les gaz (H2, H2S, NH3, hydrocarbures C1-C4, ...) et une fraction liquide (148). La fraction gazeuse (146) du séparateur haute pression basse température (HPBT) (144) est traitée dans l'unité de purification d'hydrogène (150) à partir de laquelle on récupère l'hydrogène (152) pour le recycler via le compresseur (154) et la ligne (156) à la section d'hydrotraitement. Les gaz contenant des composés azotés et soufrés indésirables sont évacués de l'installation (flux (158)). La fraction liquide (148) du séparateur haute pression basse température (HPBT) (144) est détendue dans le dispositif (160) puis envoyée vers le système de fractionnement (172). Optionnellement, un séparateur moyenne pression (non représenté) après le détendeur (160) peut être installé pour récupérer une phase vapeur qui est envoyé à l'unité de purification (150) et une phase liquide qui est amenée à la section de fractionnement (172). La fraction liquide (140) issue de la séparation haute pression haute température 5 (HPHT) (136) est détendue dans le dispositif (174) puis envoyée vers le système de fractionnement (172). Bien évidemment, les fractions (148) et (140) peuvent être envoyées ensemble, après détente, au système (172). Le système de fractionnement (172) comprend un système de distillation atmosphérique pour produire un effluent gazeux (176), au moins une fraction dite légère (178) et 10 contenant notamment du naphta, du kérosène et du diesel et une fraction résidu atmosphérique (180). Une partie de la fraction résidu atmosphérique (180) peut être soutirée par la ligne (182) pour constituer les bases de fiouls recherchées. Tout ou partie de la fraction résidu atmosphérique (180) est envoyée à une colonne de distillation sous vide (184) pour récupérer une fraction contenant le résidu sous 15 vide(186) et une fraction distillats sous vide (188) contenant du gazole sous vide. Au moins une partie de la fraction résidu sous vide (186) est de préférence recyclée via la ligne (190) à l'étape d'hydroconversion non afin d'augmenter le rendement. La figure 3 décrit le procède selon l'invention avec une séparation intermédiaire sans 20 décompression (schéma intégré). Dans la figure 3 on décrira essentiellement les différences de l'installation et du procédé (étape de séparation) par rapport au procédé selon la figure 2, les étapes d'hydroconversion, d'hydrotraitement et de la séparation après l'hydrotraitement (et leurs signes de références) étant strictement identiques à ceux de la figure 2. 25 L'effluent traité dans les réacteurs d'hydroconversion est envoyé par la ligne (42) dans un séparateur haute pression haute température (HPHT) (44) à partir duquel on récupère une fraction plus légère (46) et une fraction résiduelle (48). Le point de coupe se situe généralement entre 200 et 400°C. La fraction résiduelle (48) est envoyée directement après un éventuel passage par 30 un filtre (94) dans la section d'hydrotraitement. La fraction plus légère (46) est envoyé, optionnellement en mélange avec la fraction gazeuse (28) issu du séparateur inter-étape optionnel (30) entre les deux réacteurs 2 9 816 5 9 27 d'hydroconversion, généralement via un échangeur (non représenté) ou un aéroréfrigérant (50) pour refroidissement à un séparateur haute pression basse température (HPBT) (52) à partir duquel on récupère une fraction gazeuse (54) contenant les gaz (H2, H2S, NH3, hydrocarbures C1-C4, ...) et une fraction liquide (56). La fraction gazeuse (54) du séparateur haute pression basse température (HPBT) (52) est traitée dans l'unité de purification d'hydrogène (58) à partir de laquelle on récupère l'hydrogène (60) pour le recycler via le compresseur (156) et les lignes (88) et (64) à la section d'hydrotraitement et/ou à la section d'hydroconversion. Les gaz contenant des composés azotés, soufrés et oxygénés indésirables sont évacués de l'installation (flux (66)). Dans cette configuration, un seul compresseur (156) est utilisé pour alimenter l'intégralité des réacteurs nécessitant de l'hydrogène. La fraction liquide (56) du séparateur haute pression basse température (HPBT) (52) est détendue dans le dispositif (68) puis envoyée vers le système de fractionnement (70). Optionnellement, un séparateur moyenne pression (non représenté) après le détendeur (68) peut être installé pour récupérer une fraction gazeuse qui est envoyée à l'unité de purification (58) et une fraction liquide qui est amenée à la section de fractionnement (70). Le système de fractionnement (70) comprend un système de distillation atmosphérique pour produire un effluent gazeux (74), au moins une fraction dite légère (76) et contenant notamment du naphta, du kérosène et du diesel et une fraction résidu atmosphérique (192). Une partie de la fraction résidu atmosphérique peut être envoyée par la ligne (192) dans les réacteurs d'hydrotraitement alors qu'une autre partie de la fraction résidu atmosphérique (194) peut être envoyé vers un autre procédé (hydrocraquage ou FCC ou hydrotraitement). Exemple L'exemple suivant illustre l'invention sans toutefois en limiter la portée. On traite un résidu sous vide (RSV Oural), voir tableau 1. La charge est soumise à une étape d'hydroconversion dans deux réacteurs successifs en lit bouillonnants. Les conditions opératoires ainsi que le rendement, la teneur en soufre, la viscosité de l'effluent sortant de la section d'hydroconversion sont données dans les tableaux 2 et 3. Tableau 1: Caractéristiques de la charge Coupe RSV Oural 530+ Densité 15/4 1.002 Soufre % masse 2.55 Carbone Conradson 16 Asphaltènes C7 (% masse) 3.8 NI+V ppm 253 Tableau 2 : Conditions opératoires section lit bouillonnant Catalyseur NiMo surAlumine T lit bouillonnant R1 (°C) 415 T lit bouillonnant R2 (°C) 417 Pression, MPa 18 WH* (h-1) 0.243 H2 entrée (Nm3 / m3 feed) 348 Tableau 3 : Rendements, teneur en soufre et viscosité section lit bouillonnant (% pds / charge) Produits Rdt S Viscosité à 50°C (%pds) (%pds) (Cst) NH3 0.26 0 H2S 2.11 94.12 C1-C4 (gaz) 2.06 0 Naphta (PI-180°C) 7.30 0.05 Diesel (180-350°C) 19.80 0.11 Distillats sous vide (350-480°C) 24.50 0.55 44 Résidu sous vide (480+°C) 45.60 0.89 5000 Résidu (350°C+)-Charge lit fixe 70.10 0.77 400 avec H2 consommé représentant 1.63% de la charge L'effluent de I'hydroconversion est ensuite soumis à une séparation. La fraction lourde (fraction 350°C+) est ensuite envoyée dans la section d'hydrotraitement incluant deux réacteurs permutables. Les conditions opératoires ainsi que le rendement, la teneur de soufre et la viscosité de l'effluent sortant de la section d'hydrotraitement sont données dans les tableaux 4 et 5. Tableau 4 : Conditions opératoires lit fixe Catalyseur CoMoNi sur Alumine T (°C) 380 Pressure, MPa 15 WH (Sm3/h intermediate feed/m3 de cata) 0.15 H2/HC (Nm3/h H2/Sm3 intermediate feed) 1000 Tableau 5 : Rendements, teneur en soufre et viscosité section lit fixe (% pds / effluent hydroconversion) Produits Rdt S Viscosité à (%pds) (%pds) 50°C (Cst) NH3 0.48 0 H2S 0.77 94.12 C1-C4 (gaz) 1.07 0 Naphta (Pl-150°C) 1.82 0.01 Diesel (150-375°C) 6.98 0.02 Distillats sous vide (375-550°C) 47.40 0.09 120 Résidu sous vide (550+°C) 42.68 0.46 7000 avec H2 consommé représentant 1.20% de la charge intermédiaire Le tableau 6 résume des performances du rendement, de la teneur de soufre et de la viscosité de l'effluent sur l'enchaînement complet hydroconversion et hydrotraitement. 15 Tableau 6 : Rendements, teneur en soufre et viscosité enchaînement complet (% pds / charge) Produits Rdt (%pds) S(%pds) Visco 50°C (Cst) NH3 0.59 0 H2S 2.65 94.12 C1-C4 (gaz) 2.81 0 Naphta (PI-180°C) ex-lit bouillonnant 7.30 0.05 Naphta (PI-150°C) ex-lit fixe 1.28 0.01 Gasoil (180-350°C) ex-lit bouillonnant 19.80 0.11 Gasoil (150-375°C) ex-lit fixe 4.89 0.02 Distillats sous vide (375-550°C) ex-lit fixe 33.23 0.09 120 Résidu sous vide (550+°C) ex-lit fixe 29.92 0.46 7000 avec H2 consommé représentant 2.47% de la charge Pour obtenir un fioul de soute répondant aux spécifications, le fioul est constitué à 50% de distillats sous vide ex-lit fixe, à 48% de résidu sous vide ex-lit fixe et à 2% de gasoil ex-lit fixe. Il a une viscosité de 380 cSt à 50°C, une teneur en soufre de 0.27 %pds et une teneur en sédiment REVENDICATIONS1. Procédé de conversion d'une charge hydrocarbonée contenant au moins une fraction d'hydrocarbures ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C et une température finale d'ébullition d'au moins 440°C comprenant les étapes suivantes: a. une étape d'hydroconversion en présence d'hydrogène dans au moins un réacteur contenant un catalyseur supporté en lit bouillonnant, b. une étape de séparation de l'effluent obtenu à l'issue de l'étape a) en au moins une fraction légère d'hydrocarbures de bases carburants et une fraction lourde contenant majoritairement des composés bouillant à au moins 350°C, c. une étape d'hydrotraitement en lit fixe d'une partie au moins de la fraction lourde issue de l'étape b) dans laquelle on fait passer, dans des conditions d'hydrotraitement, la fraction lourde et d'hydrogène sur un catalyseur d'hydrotraitement et dans laquelle l'étape d'hydrotraitement comprend une ou plusieurs zones d'hydrotraitement en lits fixes précédées d'au moins deux zones de garde d'hydrotraitement également en lits fixes, disposées en série pour être utilisées de façon cyclique consistant en la répétition successive des étapes c") et c"') définies ci-après : c') une étape, dans laquelle les zones de garde sont utilisées toutes ensembles pendant une durée au plus égale au temps de désactivation et/ou de colmatage de l'une d'entre elles, c") une étape, durant laquelle la zone de garde désactivée et/ou colmatée est court-circuitée et le catalyseur qu'elle contient est régénéré et/ou remplacé par du catalyseur frais, et durant laquelle le ou les autres zone(s) de garde sont utilisée(s), et c"') une étape, durant laquelle les zones de garde sont utilisées toutes ensembles, la zone de garde dont le catalyseur a été régénéré au cours de l'étape précédente étant reconnectée et ladite étape étant poursuivie pendant une durée au plus égale au temps de désactivation et/ou de colmatage de l'une des zones de garde. 2. Procédé selon la revendication 1 dans lequel l'étape d'hydrotraitement comprend une première étape d'hydrodémétallation comprenant une ou plusieurs zones d'hydrodémétallation en lits fixes précédées d'au moins deux desdites zones de gardes d'hydrotraitement et une deuxième étape subséquente d'hydrodésulfuration comprenant une ou plusieurs zones d'hydrodésulfuration en lits fixes et dans lequel au cours de la première étape dite d'hydrodémétallation on fait passer, dans des conditions d'hydrodémétallation, la charge d'hydrocarbures et d'hydrogène sur un catalyseur d'hydrodémétallation, puis au cours de la deuxième étape subséquente on fait passer, dans des conditions d'hydrodésulfuration, l'effluent de la première étape sur un catalyseur d'hydrodésulfuration. 3. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel au cours de l'étape a) le traitement en présence d'hydrogène est effectué sous une pression absolue de 2,5 à 35 MPa, à une température de 330 à 550°C avec une vitesse spatiale horaire de 0,1 à 10 h"' etla quantité d'hydrogène mélangé à la charge est de 50 à 5000 Nm3/m3. 4. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel l'étape c) d'hydrotraitement est effectuée sous une pression absolue d'environ 2 à 35 MPa, à une température de 300 à 500°C avec une vitesse spatiale horaire de 0,1 à 5 h1 et la quantité d'hydrogène mélangé à la charge est de 100 à 5000 Nm3/m3. 5. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel la charge hydrocarbonée est choisie parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide issus de distillation directe, des pétroles bruts, des pétroles bruts étêtés, les huiles désasphaltées, des résines de désasphaltage, les asphaltes ou brais de désasphaltage, les résidus issus des procédés de conversion, des extraits aromatiques issus des chaînes de production de bases pour lubrifiants, des sables bitumineux ou leurs dérivés, des schistes bitumineux ou leurs dérivés, pris seuls ou en mélange. 6. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel l'étape de séparation b) est effectuée sans décompression, l'effluent de l'étape a) est envoyé dans une section de fractionnement ayant un point de coupe entre 200 et 400°C permettant d'obtenir une fraction légère et ladite fraction lourde, ladite fraction lourde étant envoyé à l'étape d'hydrotraitement alors que la fraction légère est soumise à une distillation atmosphérique permettant d'obtenir une fraction gazeuse, au moins une fraction légère d'hydrocarbures de type naphta, kérosène et/ou diesel et une fraction distillat sous vide, la dernière étant au moins en partie envoyée dans l'étape d'hydrotraitement c). 7. Procédé selon l'une des revendications 1 à 5 dans lequel l'étape de séparation b) est effectuée avec décompression, l'effluent de l'étape a) est envoyé dans une section de fractionnement ayant un point de coupe entre 200 et 400°C permettant d'obtenir une fraction légère et ladite fraction lourde, et dans lequel la fraction lourde est fractionnée par distillation atmosphérique en au moins une fraction distillat atmosphérique contenant au moins une fraction légère d'hydrocarbures de type naphta, kérosène et/ou diesel et une fraction résidu atmosphérique, ladite fraction résidu atmosphérique étant au moins en partie fractionnée par distillation sous vide en une fraction distillat sous vide contenant du gazole sous vide et une fraction résidu sous vide, au moins une partie de ladite fraction résidu atmosphérique et/ou de la fraction résidu sous vide étant envoyée(s) à l'étape d'hydrotraitement c). 8. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel la fraction lourde obtenue à l'étape b) est soumise, avant d'être envoyée dans l'étape d'hydrotraitement, à une séparation des sédiments et des fines de catalyseur, en utilisant ou moins un filtre rotatif ou encore au moins un filtre à panier ou encore un système de centrifugation tel qu'un hydrocyclone associé à des filtres ou à une décantation en ligne, ou dans lequel la fraction lourde obtenue à l'étape b) traverse à l'entrée de chaque zone de garde un plateau filtrant situé en amont du ou des lit(s) catalytique(s) contenu dans la zone de garde. 2 9 8 16 5 9 34 9. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel au moins une partie de l'effluent obtenu à l'étape c) est envoyée dans une étape de séparation, dénommée étape d), comprenant une distillation atmosphérique et une distillation sous vide, et dans lequel l'effluent de l'étape d'hydrotraitement est 5 fractionné par distillation atmosphérique en une fraction gazeuse, au moins une fraction distillat atmosphérique contenant les bases carburants (naphta, kérosène et/ diesel) et une fraction résidu atmosphérique, au moins une partie du résidu atmosphérique est ensuite fractionnée par distillation sous vide en une fraction distillat sous vide contenant du gazole sous vide et une fraction résidu sous vide. 10 10. Procédé selon la revendication 9 dans lequel la fraction légère obtenue sans décompression dans l'étape de séparation b) est envoyée dans l'étape de séparation d). 15 11. Procédé selon la revendication 9 dans lequel une partie de la fraction résidu sous vide est recyclée dans l'étape d'hydroconversion a). 12. Procédé selon la revendication 9 dans lequel au moins une partie de la fraction distillats sous vide et/ou de la fraction résidu sous vide est/sont envoyée(s) dans 20 une section de craquage catalytique, dénommée étape e), dans laquelle elle est/sont traitée(s) dans des conditions permettant de produire une fraction gazeuse, une fraction essence, une fraction diesel et une fraction résiduelle. 13. Procédé selon la revendication 12 dans lequel au moins une partie de la fraction 25 résiduelle obtenue à l'étape e) de craquage catalytique est recyclée à l'entrée de l'étape e) et/ou a) et/ou c). 14. Procédé selon la revendication 9 dans lequel le résidu atmosphérique et/ou le distillat sous vide et/ou le résidu sous vide sont mélangés avec des bases fluxantes choisi parmi des huiles de coupe légère d'un craquage catalytique, des huiles de coupe lourde d'un craquage catalytique, le résidu du craquage catalytique, du kérosène, du gazole, du distillat sous vide, et/ou une huile décantée. 15. Procédé selon la revendication 14 dans lequel la base fluxante est choisie parmi du kérosène, du gazole et/ou du distillat sous vide obtenu(s) dans l'étape de séparation b) du procédé après l'hydroconversion ou du gazole et/ou une fraction de la fraction résiduelle obtenu(s) dans l'étape de craquage catalytique e).