FR 3013716 A1 20150529 FR 1361691 A 20131127 DOMAINE DE L'INVENTION La présente invention se situe dans le domaine des procédés de production du noir de carbone 5 et utilise comme charge principale la coupe dite "slurry" issue d'une unité de craquage catalytique ( notée FCC dans la suite du texte) ou d'une unité de craquage de résidus (notée RFCC dans la suite du texte). Dans la suite du texte, par simplification, quand on parlera d'unité de craquage catalytique, il pourra s'agir aussi bien d'une unité de craquage de coupes lourdes conventionnelles ( distillats sous vide) que d'une unité de craquage catalytique de 10 résidus. Dans le domaine du raffinage de pétrole, une unité de craquage catalytique en lit fluidisé, ci-après appelée FCC, est généralement utilisée pour convertir des coupes pétrolières lourdes préalablement hydrotraitées ou non (par exemple distillat sous-vide hydrotraité ou résidu 15 hydrotraité) en coupes pétrolières valorisables telles que le propylène, l'essence, le gaz de pétrole liquéfié GPL ou encore des huiles de type "Light Cycle Oil" (noté LCO) qui conduise à du gazole. Il reste en fond de l'unité de craquage catalytique un résidu très aromatique souvent appelé 20 "slurry". Cette coupe a un point de début de distillation généralement situé autour de 360°C. L'homme du métier parle souvent de coupe 360+ et c'est cette définition qui sera retenue dans le cadre de la présente invention. Cette coupe "slurry" contient également des fines de catalyseur qui se sont formées par 25 attrition au sein de l'unité de craquage catalytique. Ce "slurry" est généralement très peu valorisable et est souvent brûlé comme combustible. Le terme de "slurry" n'ayant pas de traduction standard en langue française, et étant par 30 ailleurs bien connu de l'homme du métier, nous le conserverons tout au long de la présente demande. La présente demande utilise également une charge secondaire qui est constituée d'un résidu sous vide hydroconverti, l'effluent de l'unité d'hydroconversion étant ajouté à la charge principale "slurry" en amont de l'unité d'hydrotraitement. De manière inattendue, la demanderesse a découvert qu'il était intéressant d'utiliser ce résidu très aromatique dit "slurry"", à l'issue du craquage catalytique (RFCC ou FCC) en tant que charge principale pour une unité d'hydrotraitement de résidus (dite RDS pour "Resid Desulfurization Unit") en ajustant les conditions opératoires de manière à maximiser les réactions d'hydrodésulfuration (HDS), et simultanément minimiser les réactions d'hydrodéaromatisation (HDA) de façon à maintenir un haut degré d'aromaticité. L'effluent de sortie très aromatique de l'unité d'hydrotraitement (RDS) peut alors être envoyé dans une unité spécialisée pour faire du noir de carbone (ci après appelée CBU pour "carbonblack unit"). Le noir de carbone est un produit commercial qui peut être utilisé comme pigment ou dans la fabrication des encres du type encre de Chine, mais sert également de charge dans la fabrication de certains matériaux (caoutchouc pour les pneus notamment.), et dans certaines peintures, vernis, laques, plastiques, fibres, céramiques, émaux. Il a été très utilisé dans le passé comme papier carbone et rubans noirs pour les machine à écrire, puis à présent dans les poudres électrostatiques noires de photocopieuses 3. Le noir de carbone est également utilisé en laboratoire afin d'augmenter le point de fusion de certains produits en solution. Il est fréquemment utilisé comme matériau adsorbant dans les opérations de purification, par exemple vis à vis des polyaromatiques lourds, ou alors pour enlever des impuretés colorées dissoutes et fixer la matière en suspension, formant ainsi des agrégats d'impureté, facile à séparer par filtrationil. Le noir de carbone est également utilisé comme colorant alimentaire (E152)12. Le noir de carbone est répertorié dans l'inventaire européen des substances chimiques commerciales existantes (EINECS) sous le numéro 215-609-9. Il est classé en plusieurs grades selon la norme ASTM qui sont données dans le paragraphe description détaillée. Le procédé selon la présente invention permet d'obtenir n'importe lequel des grades de la classification ASTM du noir de carbone dit "furnace black carbon". EXAMEN DE L'ART ANTERIEUR Parmi les documents de l'art antérieur traitant de la production de noir de carbone, on peut citer les documents suivants : L'article "Upgrade FCC "slurry" oil with chemical settling aids" de_W.F. Minyard paru dans la revue: World Refining le 01/01/1999 (Volume: 9, pages 35-38) qu'on peut traduire par " 10 Valorisation de la coupe "slurry" de FCC par ajout d'agents de décantation". Cet article fournit une étude sur l'impact des fines de catalyseurs dans le "slurry" de RFCC comportant une comparaison entre un séparateur type cyclone et un séparateur par décantation avec un produit chimique floculant. Cet article mentionne l'intérêt de disposer d'un "slurry" oil 15 très aromatique (obtenu par conversion du RFCC très poussé) pour obtenir de l'huile de noir de carbone (notée CBO dans la suite du texte), des "needle coke" (coke à aiguilles), une charge pour un hydrocracker, ou comme composant d'un fioul lourd commercial. L'Article:"Research progress in purification of FCC "slurry" oil and its application to 20 chemical industry" qu'on peut traduire par "Progrès récents dans la purification des "slurry" de FCC et ses applications à l'industrie chimique" de Bingcheng Cao paru dans la revue Petrochemical Technology le 01/01/2012 (volume 41, pages 364-369) décrit une purification de "slurry" de RFCC pour faire de la CBO, ou des "needle coke". 25 Les purifications citées sont principalement destinées à enlever les fines de catalyseurs: filtration, séparation électrostatique, séparation par centrifugation, séparation par membrane céramique. Le brevet EP 2471895A1 décrit l'utilisation d'un catalyseur de type zéolithique non chargé en 30 métaux pour faire de l'hydrocraquage sélectif de molécules peu aromatiques et de faibles poids moléculaires. La partie lourde et aromatique est séparée de la partie légère par distillation. Le brevet US 4,267,033 décrit un hydrotraitement (HDS, HDN, HDCCR) de "slurry" et de liquéfiats de charbon très aromatiques avec des catalyseurs commerciaux classiques 5 (certainement des NiMo). Le brevet US 2012/0246999 Al détaille une manière d'obtenir les nouvelles spécifications de fuels attendues pour 2015 dans les zones dites ECA (spécification principale: 0,1% S) et attendues pour 2020-2025 sur le reste des mers (spécification principale: 0,5% S). 10 L'idée développée dans ce texte est d'utiliser majoritairement des fractions résiduelles (moins chères) à la place des fractions distillats. Les distillats sont les seules coupes aujourd'hui identifiées comme pouvant respecter le niveau 15 0,1% S. Le niveau 0,5% S est atteignable directement à partir de résidus par hydrodésulfuration poussée ou par mélange avec des distillats. Le brevet cité décrit l'utilisation du VGO hydrotraité (VGO est l'abréviation de "vacuum gasoil" ou distillat sous vide en français, issu d'un résidu atmosphérique distillé sous vide). 20 DESCRIPTION SOMMAIRE DE LA FIGURE La figure 1 représente un schéma du procédé selon l'invention dans lequel on a noté (VDU) l'unité de distillation sous vide, (FCC) ou (RFCC) l'unité de craquage catalytique, (FILT) l'unité de filtration de la coupe "slurry", (HYC) l'unité d'hydroconversion en lit bouillonnant, 25 (RDS) l'unité d'hydrotraitement, (DIST) l'unité de distillation placée en aval de l'unité d'hydrotraitement, et (CBU) l'unité de fabrication du noir de carbone. On a également fait apparaitre une unité d'hydrotraitement facultative notée HDT qui peut être nécessaire pour prétraiter la charge de l'unité FCC ou RFCC. 30 La charge du procédé (notée X) est un résidu de distillation atmosphérique, c'est à dire une coupe hydrocarbonée de type 350°C + dont la nature chimique dépend bien entendu du brut de départ. Ce résidu atmosphérique est envoyé dans une distillation sous vide notée (VDU) qui permet de séparer divers distillats sous vide, et un résidu sous vide qui est envoyé dans une unité d'hydroconversion (HYC)). Le résidu sous vide hydroconverti (noté C') est mélangé à la charge "slurry" clarifiée qui constitue la première charge du présent procédé, ledit résidu sous vide hydroconverti constituant la seconde charge. Une partie de ce résidu hydroconverti (C') peut éventuellement être renvoyé vers l'unité d'hydrotraitement HDT. La charge "slurry" (notée C) issue de l'unité FCC ou RFCC est introduite dans l'unité de clarification (FILT) de manière à éliminer la majorité des particules de taille inférieure à 20 microns qui sont contenues dans la coupe "slurry". La charge "slurry" clarifiée résultante a une teneur en fines particules inférieure à 300 ppm, et préférentiellement inférieure à 100 ppm de fines particules. Dans un cas particulier l'unité FCC peut être alimentée par un distillat sous vide issu de la distillation sous vide (VDU), mais de manière plus générale, il n'y a pas nécessairement interdépendance entre la première charge "slurry" (C) et la seconde charge résidu sous vide (A') dans la mesure où la charge "slurry" peut provenir de n'importe quelle unité FCC et la charge résidu sous vide peut provenir de n'importe quelle unité de distillation sous vide. Par ailleurs 11 n'y a pas de proportion à respecter entre la charge "slurry" et la charge résidu 25 sous vide hydroconverti. En d'autres termes, tout mélange de ces deux charges en proportion quelconque rentre dans le cadre de la présente invention. La charge "slurry" clarifiée peut être mélangée avec une des charges suivantes (notées C') : 30 - Résidu sous vide issu de la colonne de distillation sous vide, préférentiellement non hydrotraité, - Résidu atmosphérique issu de la colonne de distillation atmosphérique, préférentiellement non hydrotraité, - Distillat sous vide issu de la colonne de distillation sous vide, préférentiellement non hydrotraité. La charge ainsi produite après mélange a un BMCI supérieure à 130 avant hydrotraitement, et préférentiellement supérieure à 135. La charge résultant du mélange (C et C', notée C") est introduite dans l'unité d'hydrotraitement 10 (RDS) qui fonctionne aux conditions suivantes : Pression comprise entre 50 et 200 bars, et préférentiellement entre 80 et 120 bar Température comprise entre 300 et 420 °C, préférentiellement comprise entre 340 et 390°C 15 - VVH comprise entre 0,1 et 2,5 h-1, préférentiellement comprise entre 0,4 et 1,0 h-1, le catalyseur utilisé étant une succession d'au moins deux catalyseurs d'hydrotraitement distincts, et ladite étape d'hydrotraitement conduisant à un effluent de valeur BMCI supérieure à 110. 20 L'effluent de l'unité d'hydrotraitement (RDS) est introduit dans une colonne à distiller (DIST) qui permet de séparer au moins : une fraction "légère" (notée F) utilisée comme coupe dans le pool carburant (PC) qui est également constitué par l'essence de craquage issue de l'unité FCC ou RFCC (notée 25 B) , et un résidu de distillation (noté G), de teneur en soufre inférieure à 0,3% et préférentiellement inférieur à 0,1%, et ayant un BMCI supérieure à 80, préférentiellement supérieure à 100, et de densité supérieure à 0,97g.cm-3, préférentiellement supérieure à 1,0 g.cm-3. 30 Le résidu de distillation (G) est introduit dans l'unité de fabrication de noir de carbone (CBU) de laquelle on extrait le produit final, c'est à dire le noir de carbone de spécification conforme à la norme ASTM (de grade 110 à 990). DESCRIPTION SOMMAIRE DE L'INVENTION La présente invention peut se définir comme un procédé de production de noir de carbone de teneur en soufre inférieure à 0,3% et préférentiellement inférieur à 0,1%, à partir d'une première charge "slurry" issue d'une unité de craquage catalytique, et d'une seconde charge 10 résidu sous vide ( RSV), le procédé faisant appel aux étapes suivantes : - 1) une étape de filtration ( FILT) des fines particules solides contenues dans la coupe "slurry", conduisant à une coupe "slurry" clarifiée, c'est à dire contenant moins de 300 ppm et préférentiellement moins de 100 pp de fines particules (inférieures à 15 10 microns), - 2) une étape d'hydroconversion (HYC) de la charge résidu sous vide opérée dans une unité en lit bouillonnant aux conditions opératoires suivantes : - Pression comprise entre 50 et 250 bars, et préférentiellement entre 60 et 200 bar 20 - Température comprise entre 300 et 550 °C, préférentiellement comprise entre 350 et 500°C - VVH comprise entre 0,1 et 10 h-1, préférentiellement comprise entre 0,15 et 5,0 h-1, l'effluent hydroconverti étant mélangé avec la charge "slurry" clarifiée en amont de l'unité d'hydrotraitement 25 - 3) une étape d'hydrotraitement (RDS) de la coupe "slurry" clarifiée mélangé avec l'effluent hydroconverti, opérant aux conditions suivantes : Pression comprise entre 50 et 200 bars, et préférentiellement entre 80 et 120 bar (1 bar =105 Pascal) Température comprise entre 300 et 420 °C, préférentiellement comprise entre 340 et 390°C 30 VVH comprise entre 0,1 et 2,5 h-1, préférentiellement comprise entre 0,4 et 1,0 h-1, le catalyseur utilisé étant constitué d'une succession d'au moins deux catalyseurs d'hydrotraitement distincts, et ladite étape d'hydrotraitement conduisant à un effluent de valeur BMCI supérieure à 110, - 4) une étape de distillation (DIST) de l'effluent de l'étape d'hydrotraitement conduisant à une fraction "légère" utilisée comme coupe dans le pool carburant, et un résidu de distillation de teneur en soufre inférieure à 0,3% et préférentiellement La coupe "slurry" est définie comme la coupe d'intervalle de distillation commençant à 360°C et notée 360+. Cette coupe contient les particules fines du catalyseur utilisé dans l'unité de craquage catalytique. Cette coupe doit dans certains cas être débarrassée de ses fines particules solides dans une unité de filtration (FILT) qui ne sera pas décrite ici en détail car faisant partie de l'état de l'art. L'objectif de cette unité de filtration est de parvenir à une teneur en fines inférieure à 300 ppm et préférentiellement inférieure à 100 ppm. La seconde charge résidu sous vide provient d'une unité de distillation sous vide (VDU) et se caractérise par un point de distillation initial supérieur à 500°C+. Ce résidu sous vide est envoyé dans une unité d'hydroconversion en lit bouillonnant (HYC) qui opère aux conditions suivantes : - Pression comprise entre 50 et 250 bars, et préférentiellement entre 60 et 200 bar - Température comprise entre 300 et 550 °C, préférentiellement comprise entre 350 et 500°C - VVH comprise entre 0,1 et 10 h-1, préférentiellement comprise entre 0,15 et 5,0 h-1. 20 La coupe "slurry" préférentiellement débarrassée de ses fines particules, dite "slurry" clarifiée est envoyée dans une unité d'hydrotraitement dite RDS qui fonctionne généralement aux conditions suivantes : - Pression comprise entre 50 et 200 bars 25 - Température comprise entre 300 et 420 °C - VVH comprise entre 0,1 et 2,5 h-1 Le catalyseur utilisé est un "enchainement de catalyseur" d'hydrotraitement au sens où l'unité d'hydrotraitement selon la présente invention comporte au moins deux lits de catalyseur d'hydrotraitement distincts. 30 Le catalyseur du premier lit est un catalyseur d'hydrodémétallation par exemple du type: HF 858 commercialisé par la société AXENS. Le catalyseur du second lit est un catalyseur d'hydro désulfuration, par exemple du type: HT 438 commercialisé par la société AXENS. De façon préférée dans le cadre de la présente invention, les conditions opératoires de l'unité d'hydrotraitement (RDS) sont les suivantes : Pression comprise préférentiellement entre 80 et 120 bar Température comprise préférentiellement entre 340 et 390°C VVH comprise préférentiellement entre 0,4 et 1,0 h-1. Dans une variante préférée du procédé de production de noir de carbone selon la présente invention, les deux catalyseurs utilisés dans l'unité d'hydrotraitement (RDS) sont successivement (c'est à dire en suivant le flux de la charge à traiter) : un catalyseur assurant principalement l'hydro démétallation (noté HDM), un catalyseur assurant principalement l'hydrodésulfuration (noté HDS), le rapport volumétrique du catalyseur d'HDM sur le catalyseur d'HDS étant compris entre 0,05 et 1 et préférentiellement compris entre 0,1 et 0,5. Dans une autre variante du procédé selon la présente invention, on ajoute à la charge "slurry" 20 clarifiée, en amont de l'unité d'hydrotraitement (RDS) une charge choisie parmi les suivantes : Résidu sous vide issu de la colonne de distillation sous vide, préférentiellement non hydrotraité, Résidu atmosphérique issu de la colonne de distillation atmosphérique, 25 préférentiellement non hydrotraité, Distillat sous vide issu de la colonne de distillation sous vide, préférentiellement non hydrotraité, La charge ainsi produite après mélange a un BMCI supérieure à 130 avant hydrotraitement, et préférentiellement supérieure à 135. 30 On peut également dans certains cas, ajouter à la charge principale "slurry" clarifiée une certaine quantité de fraction 360+ issue de la liquéfaction du charbon ou une charge dite "steam cracking tars" qui est le fuel résiduel issu d'une unité de craquage à la vapeur (unité appelée "steam cracking" dans la terminologie anglo saxonne). L'effluent hydrotraité sortant de l'unité RDS est ensuite distillé dans une colonne à distiller 5 (DIST). La coupe 360+ est envoyée dans une unité de production de noir de carbone (CBU), et la coupe 360- est ajoutée au pool carburant de la raffinerie. Le point de coupe 360+ peut éventuellement être ajusté à une autre température pour obtenir un BMCI >110. Le BMCI (Bureau of Mines Correlation Index) est défini selon la formule suivante dans laquelle l'abréviation VABP désigne la température moyenne "volumétrique" exprimée en degré Rankine et l'abréviation "Sp. Gr" désigne la densité : 87552 BMCI = + 473.7 x Sp.Gr. - 456.8 VABP(°R) La charge subit donc une réaction de thermo-oxydation (pyrolyse et décomposition de la charge dans un gaz saturé en CO2) qui est arrêtée par un refroidissement à l'eau. 20 Les particules de noir de carbone sont ensuite filtrées de l'eau de refroidissement, et le gaz de queue restant est traité en sortie d'unité. L'unité de production de noir de carbone (CBU) ne sera pas détaillée dans la présente application, car on peut en trouver une description par exemple dans le document IARC 25 Monographs (Volume 93, p56-59). La combustion incomplète d'hydrocarbures de type goudron ou huiles aromatiques (dont la coupe "slurry" fait partie) donne du noir de carbone qualifié sous le terme de "furnace black", qui représente 95% de la production mondiale (voir tableau I à la fin du présent paragraphe). 10 15 30 La première étape consiste à atomiser la charge préchauffée par tout moyen d'atomisation connu de l'homme du métier. La seconde étape consiste à brûler la charge atomisée avec un défaut d'oxydant dans le gaz de 5 combustion, la température étant généralement fixée entre 1400 et 1800°C. Le noir de carbone est produit sous forme d'une suspension de particules solides à l'intérieur du gaz, la taille des particules formées pouvant aller de 20 à 300 microns en fonction des conditions opératoires de l'unité de production de noir de carbone. 10 La suspension gaz particules solides est brutalement refroidie à l'eau et passe sur des filtres à sac pour séparer les gaz (Sox, Nox, H2O) des particules. Une opération de séchage est réalisée suivie du conditionnement. 15 Le tableau I ci dessous fournit les principales catégories de noir de carbone référencés N110 à N990. Le présent procédé permet d'obtenir à volonté n'importe quelle catégorie de noir de carbone correspondant à la norme ASTM selon le tableau A ci-dessous. 20 Norme Taille des Tensile Relative Relative Désignation complète Abbrev. ASTM particules strength laboratory roadwear nm MPa abrasion abrasion Super Abrasion SAF N110 20-25 25,2 1,35 1,25 Furnace Intermediate SAF ISAF N220 24-33 23,1 1,25 1,15 High Abrasion Furnace HAF N330 28-36 22,4 1,00 1,00 Easy Processing EPC N300 30-35 21, 7 0,80 0,90 Channel Fast Extruding Furnace FEF N550 39-55 18,2 0,64 0,72 High Modulus Furnace HMF N683 49-73 16,1 0,56 0,66 Semi-Reinforcing SRF N770 70-96 14,7 0,48 0,60 Furnace Fine Thermal FT N880 180-200 12,6 0,22 Medium Thermal MT N990 250-350 9,8 0,18 Tableau A Note: les différentes expressions des différents types de noir de carbone n'ont pas été traduites en français et sont à considérer comme des appellations connues de l'homme du métier. EXEMPLES SELON L'INVENTION Les exemples qui suivent illustrent le procédé selon l'invention et certaines de ses variantes. Exemple 1 (conforme à l'invention) : Enchainement selon le schéma 1 La charge X est un résidu atmosphérique, de type Oural dans cet exemple. Les caractéristiques de cette charge sont répertoriées dans le Tableau 1. Tableau 1 : Caractéristiques de la charge X Charge X D15/4 g/cm3 0,959 S (wt °/0) 2,30 Ni + V (wt ppm) 128 CCR (wt °/0) 9 Qm100* base 100 100 *tous les flux massiques seront évalués en base 100 par rapport à cette charge X La charge X entre dans une colonne à distiller sous vide dans laquelle le résidu atmosphérique X est séparé en DSV (Distillat Sous Vide) noté A et en RSV (Résidu Sous Vide) noté A'. Les caractéristiques de A et A' sont respectivement données dans les Tableau 2 et Tableau 3. 20 Tableau 2 : Caractéristiques de l'effluent A Effluent A Température d'ébullition oc 370- 540 D15/4 g/cm3 0,918 S (wt %) 1,79 Ni + V (wt ppm) 0 CCR (wt %) 3 Qm100 Base 100 49 Tableau 3 : Caractéristiques de l'effluent A' Effluent A' Température d'ébullition °C 540+ D15/4 g/cm3 0,99 9 S (wt %) 2,77 Ni + V (wt ppm) 244 CCR (wt %) 16 Qm100 (t/h) 51 L'effluent A est ensuite envoyé dans une unité de FCC selon les conditions opératoires 10 données par le Tableau 4. Tableau 4 : Conditions opératoires de fonctionnement du FCC Catalyseur Silice alumine C/O 6,4 ROT (en °C) 540 TRG (en °C) 720 15 Tableau 5 : Rendements des coupes du FCC Fuel Naphta (C5- Kero LCO Slurry Coupes Gas GPL 180) (180-220) (220-360) (360+) Coke Rendement (En %) 3,98 14,88 45,60 5,60 12,17 11,86 5,91 Les coupes Fuel gas, GPL, Naphta, Kero, et LCO sont envoyées dans le pool carburant. Elles sont ainsi notées B dans le schéma 1. La coupe "slurry" est quant à elle notée C et ses caractéristiques sont données dans le Tableau 6 suivant. Tableau 6 : Caractéristiques du "Slurry" de FCC noté C "Slurry" C D15/4 g/cm3 1,117 S (% wt) 3,02 Ni+V wppm 0 Qm100 Base 100 5,8 T50 °C 410,0 CA % 70 BMCI 144 Le RSV A' est quant à lui envoyé entièrement dans une unité d'hydroconversion en lit bouillonnant selon les conditions opératoires mentionnées dans le Tableau 7 ci-dessous. Tableau 7 : Conditions opératoires du lit bouillonnant Température R1 420°C Température R2 420°C Pression R1 160 barg Pression R2 156 barg LHSVr 0,3h-1 10 15 Le Tableau 8 ci-dessous donne les rendements des coupes issues de l'unité d'hydroconversion en lit bouillonnant. Tableau 8 : Rendements en coupes du lit bouillonnant Naphta (C5- Gasoil (180- DSV (350- Coupes Fuel Gas GPL 180) 350) 540) RSV (540+) Rendement (En w%) 1,8 2 8,4 22,60 31,7 32,6 Les coupes Fuel gas, GPL, Naphta, Gasoil, et DSV sont envoyées dans le pool carburant après avoir subies des hydrotraitements / hydrocraquage dédiés. Elles sont ainsi notées B' dans le schéma 1. La coupe RSV est quant à elle notée C' et ses caractéristiques sont données dans le Tableau 9 suivant. Tableau 9 : Caractéristiques de l'effluent C' RSV C' D15/4 g/cm3 1,013 S (°/0 wt) 0,91 N I+V wppm 63 Qm100 Base 100 16,7 T50 oc 700 CA % 30 BMCI 73 La totalité de l'effluent C du FCC est mélangée avec une partie du mélange C' du lit bouillonnant pour donner un mélange C". Dans l'exemple qui suit, C" correspond pour 80% à l'effluent C et 20% au mélange C'. Bien évidemment, ce taux de mélange peut varier selon les rendements du FCC, de l'hydroconversion en lit bouillonnant et de la qualité du mélange C" recherché. Les qualités du mélange C" sont répertoriées dans le Tableau 10 ci-dessous. 15 20 25 Tableau 10 : Caractéristiques du mélange C" Mix (Slurry + RSV) noté C" D15/4 g/cm3 1,095 S (°/0 wt) 2,60 Ni+V wppm 13 Qm100 Base 100 7,2 T50 oc 447 CA % 62 BMCI 129 Le mélange C" est ensuite envoyé dans une unité d'hydrotraitement selon les conditions opératoires données dans le Tableau 11 suivant : Tableau 11 : Conditions opératoires de l'étape d'hydrotraitement VVH h-1 0,7 Pression bar 50 T°C oc 380 Les rendements des coupes de l'unité d'hydrotraitement sont donnés dans le Tableau 12 ci-dessous. Tableau 12 : Rendements des coupes issues de l'étape d'hydrotraitement Coupes 360- 360+ Rendement (En % poids) 10 90 La coupe 360- est noté F dans le schéma 1 et vient compléter les différentes coupes pétrolières du pool carburant. La coupe 360+ est quant à elle notée G, et correspond donc à une coupe CBO (abréviation de "Carbon Black Oil") qui constitue la charge de l'unité BCU de fabrication de noir de carbone. Les caractéristiques de la CBO (G) sont données dans le Tableau 13 suivant : Tableau 13 : Caractéristiques de la CBO (G) CBO (G) D15/4 g/cm3 1,065 S (% wt) 0,30 Ni+V wppm Les caractéristiques de I et A' sont respectivement données dans les Tableau 15 et Tableau 16. Tableau 15 : Caractéristiques de l'effluent I Effluent I Température d'ébullition oc 370- 540 D15/4 g/cm3 0.918 S (wt %) 1,79 Ni + V (wt ppm) 0 CCR (wt %) 3 Qm100 Base 100 49 Tableau 16 : Caractéristiques de l'effluent A' Effluent A' Température d'ébullition °C 540+ D15/4 g/cm3 0,99 9 S (wt %) 2,77 Ni + V (wt ppm) 244 CCR (wt %) 16 Qm100 (t/h) 51 Le RSV A' est quant à lui envoyé entièrement dans une unité d'hydroconversion en lit bouillonnant selon les conditions opératoires mentionnées dans le Tableau 17. Tableau 17 : Conditions opératoires du lit bouillonnant Température R1 420°C Température R2 420°C Pression R1 160 barg Pression R2 156 barg LHSVr 0,3h-1 15 Le Tableau 18 ci-dessous donne les rendements des coupes issues de l'unité d'hydroconversion en lit bouillonnant. Tableau 18: Rendements en coupes de l'unité d'hydroconversion en lit bouillonnant 10 Naphta (C5- Gasoil (180- DSV (350- Coupes Fuel Gas GPL 180) 350) 540) RSV (540+) Rendement (En w%) 1,8 2 8,4 22,60 31,7 32,6 Les coupes Fuel gas, GPL, Naphta, Gasoil, et DSV sont envoyées dans le pool carburant (PL) 5 après avoir subies des hydrotraitements / hydrocraquage dédiés. Elles sont ainsi notées B' dans le schéma 2. La coupe RSV (notée C') a des caractéristiques données dans le Tableau 19 suivant. 10 Tableau 19 : Caractéristiques de l'effluent C' RSV (C') D15/4 g/cm3 1,013 S (°/0 wt) 0,91 NI+V wppm 63 Qm100 Base 100 16,7 T50 oc 700 CA % 30 BMCI 73 Une partie ou la totalité de l'effluent C' du lit bouillonnant est mélangée au DSV (I) pour 15 former la charge J. Dans le présent exemple, 81% de C' est mélangée à I pour former J. Les caractéristiques de l'effluent J sont donnés dans le Tableau 20 suivant. 20 Tableau 20 : Caractéristiques de la charge J Mélange J D15/4 I g/cm3 0,934 S (% wt) 1,63 N I+V wppm 11 Qm100 Base 100 62 Dans cet exemple, il n'y a pas d'étapes d'hydrotraitement de J, donc J équivaut à A. L'effluent A est ensuite envoyé dans une unité de RFCC selon les conditions opératoires 5 données par le Tableau 21. Tableau 21 : Conditions opératoires de fonctionnement du RFCC Catalyseur Silice Alumine C/O 6,72 ROT (en °C) 525 TRG1 (en °C) 614 TRG2 (en °C) 727 10 Les rendements des coupes du RFCC sont donnés dans le Tableau 22 ci dessous. Tableau 22 : Rendements des coupes du RFCC Fuel Naphta (C5- Kero LCO "Slurry" Coupes Gas GPL 180) (180-220) (220-360) (360+) Coke Rendement (En %) 5,2 14,1 39,9 4,2 10,1 20,2 6,3 15 Les coupes Fuel gas, GPL, Naphta, Kero, et LCO sont envoyées dans le pool carburant. Elles sont ainsi notées B dans le schéma 2. La coupe slurry (notée C) a des caractéristiques données dans le Tableau 23 ci-dessous. Tableau 23 : Caractéristiques du "Slurry" de RFCC noté C 20 Slurry C D15/4 g/cm3 1,117 S (°/0 wt) 3,42 Ni+V wppm Tableau 26 : Rendements des coupes issues de l'étape d'hydrotraitement Coupes 360- 360+ Rendement (En 10 90 %) La coupe 360- est noté (F) dans le schéma 2 et viendra compléter les différentes coupes 10 pétrolières du pool carburant. La coupe 360+ est quant à elle notée (G) et correspond donc à la CBO "Carbon Black Oil" qui est la charge de l'unité BCU de fabrication de carbon black. Les caractéristiques de la CBO (G) sont données dans le Tableau 27 suivant 15 Tableau 27 : Caractéristiques de la CBO (G) CBO G D15/4 g/cm3 1,055 S (°/0 wt) 0,30 Ni+V wppm Exemple 3 (conforme à l'invention) : Enchainement selon une variante du schéma 1 L'exemple 3 reprend en partie l'exemple 2 sauf que l'effluent J est hydrotraité en effluent A, 5 ce qui impacte les effluents B, C, C", E, F, et G. La charge X est un résidu atmosphérique, de type Oural identique à l'exemple 1. Les caractéristiques de cette charge sont répertoriées dans le Tableau 28 ci-dessous. 10 Tableau 28 : Caractéristiques de la charge X Charge X D15/4 g/cm3 0,959 S (wt %) 2,30 Ni + V (wt ppm) 128 CCR (wt %) 9 Qm100* base 100 100 *tous les flux massiques seront évalués en base 100 par rapport à cette charge X. 15 La charge X entre dans une colonne à distiller sous vide dans laquelle le résidu atmosphérique X est séparé en DSV (Distillat Sous Vide) noté I et en RSV (Résidu Sous Vide) noté A'. Les caractéristiques de I et A' sont respectivement données dans les Tableau 29 et Tableau 30 ci-dessous. 20 Tableau 29 : Caractéristiques de l'effluent I Effluent I Température d'ébullition oc 370- 540 D15/4 g/cm3 0,918 S (wt %) 1,79 3013 716 27 Ni + V (wt ppm) 0 CCR (wt %) 3 Qm100 Base 100 49 Tableau 30 : Caractéristiques de l'effluent A' Effluent A' Température d'ébullition °C 540+ D15/4 g/cm3 0,99 9 S (wt %) 2,77 Ni + V (wt ppm) 244 CCR (wt %) 16 Qm100 (t/h) 51 Le RSV A' est quant à lui envoyé entièrement dans un lit bouillonnant selon les conditions opératoires mentionnées dans le Tableau 31. Tableau 31 : Conditions opératoires du lit bouillonnant 10 , Température R1 420°C Température R2 420°C Pression R1 160 barg Pression R2 156 barg LHSVr 0,3 h-1 Le Tableau 32 donne les rendements des coupes issues du lit bouillonnant. 15 Tableau 32 : Rendements en coupes du lit bouillonnant Naphta (C5- Gasoil (180- DSV (350- Coupes Fuel Gas GPL 180) 350) 540) RSV (540+) Rendement (En w%) 1,8 2 8,4 22,60 31,7 32,65 Les coupes Fuel gas, GPL, Naphta, Gasoil, et DSV sont envoyées dans le pool carburant après avoir subies des hydrotraitements / hydrocraquage dédiés. Elles sont ainsi notées B' dans le schéma 2. La coupe RSV est quant à elle notée C' et ses caractéristiques sont données dans le 5 Tableau 33 suivant. Tableau 33 : Caractéristiques de l'effluent C' RSV C' D15/4 g/cm3 1,013 S (°/0 wt) 0,91 N I+V wppm 63 Qm100 Base 100 16,7 T50 oc 700 CA % 30 BMCI 73 10 Une partie ou la totalité de l'effluent C' du lit bouillonnant est mélangée au DSV I pour former la charge J. Dans notre exemple, 95% de C' est mélangée à I pour former J. Les caractéristiques de l'effluent J sont donnés dans le Tableau 34 suivant. 15 Tableau 34 : Caractéristiques de l'effluent J Mélange J D15/4 g/cm3 0,939 S (% wt) 1,57 Ni+V wppm 15,1 Qm100 Base 100 65 Le mélange J est hydrotraité dans une unité d'hydrotraitement des résidus en lit fixe en présence d'hydrogène D. Les conditions d'hydrotraitement du mélange J sont répertoriées 20 dans le Tableau 35 ci-dessous. Tableau 35 : Conditions opératoires du prétraitement RFCC VVH h-1 0,32 Pression bar 150 T°C oc 370 En sortie de l'unité d'hydrotraitement, la coupe 360+ notée A sert de charge au RFCC. Les caractéristiques de la charge A sont notées dans le Tableau 36. Tableau 36 : Caractéristiques de la charge A Charge A D15/4 g/cm3 0,923 S (°/0 wt) 0,30 Ni+V wppm 5,0 Qm100 Base 100 65 La charge A est ensuite entièrement envoyée au RFCC, dont les conditions sont données en Tableau 37. Le rendement des coupes est donné au Tableau 38 ci-dessous. Tableau 37 : Conditions de fonctionnement du RFCC Catalyseur Silice Alumine C/O 6,72 ROT (en °C) 525 TRG1 (en °C) 614 TRG2 (en °C) 727 Tableau 38 : Rendements des coupes issues de l'unité RFCC Rdt Rdt LPG (%poids) Rdt Rdt Kerosene 180-220 (%poids) Rdt Rdt Coke Rdt HCO+slurry 360+ (%poids) Dry gas (%poids) Naphta-160 (%poids) LCO 220- 360 (% poids) (%poids) 3,6 16,9 39,0 10,1 13,5 8,3 8,6 15 20 Le Tableau 39 ci-dessous donne les caractéristiques de la coupe 360+ de la charge en sortie de RFCC. Cette coupe est notée C dans le schéma 2. Tableau 39 : Caractéristiques de l'effluent C Soufre (% poids) 0,68 Carbone Aromatique 70 Ni+V (ppm) 5 BMCI 138 D15/4 (g.cm3) 1,107 Qm100 (base 100) 5,6 Cet effluent C est ensuite mélangé à l'effluent C' pour donner l'effluent C". C" correspond dans cet exemple à 90% de C et 10% de C'. Les caractéristiques de l'effluent 10 C" sont données dans le Tableau 40 ci dessous. Tableau 40 : Caractéristiques de l'effluent C" Soufre (% poids) 0,70 Carbone Aromatique 66 (%poids) Ni+V (ppm) 6 BMCI 132 D15/4 (g.cm3) 1,097 Qm100 (base100) 6,2 15 La charge C" peut être envoyée directement dans une unité de black carbon (BCU). Exemple 4 (conforme à l'invention) : Enchainement selon une autre variante du schéma 1 L'exemple 4 est identique à l'exemple 3, la seule différence étant l'hydrotraitement de l'effluent C" en E selon les conditions opératoires mentionnées dans le Erreur ! Source du renvoi introuvable. suivant: Tableau 41 : Conditions opératoires de l'hydrotraitement en amont du "slurry" de RFCC VVH h-1 0,7 Pression bar 50 T °C oc 380 L'effluent G est ainsi obtenu, et ses caractéristiques sont données dans le Tableau 42 ci-10 dessous. Tableau 42 : Caractéristiques de l'effluent G Soufre (% poids) 0,19 Carbone Aromatique 59 Ni+V (ppm) REVENDICATIONS1) Procédé de production de noir de carbone de teneur en soufre inférieure à 0,3% et préférentiellement inférieur à 0,1%, à partir d'une première charge "slurry" issue d'une unité de craquage catalytique, et d'une seconde charge résidu sous vide ( RSV), le procédé faisant appel aux étapes suivantes : - 1) une étape de filtration ( FILT) des fines particules solides contenues dans la coupe "slurry", conduisant à une coupe "slurry" clarifiée, c'est à dire contenant moins de 300 ppm et préférentiellement moins de 100 pp de fines particules (inférieures à 10 microns), - 2) une étape d'hydroconversion (HYC) de la charge résidu sous vide opérée dans une unité en lit bouillonnant aux conditions opératoires suivantes : Pression comprise entre 50 et 250 bars, et préférentiellement entre 60 et 200 bar Température comprise entre 300 et 550 °C, préférentiellement comprise entre 350 et 500°C VVH comprise entre 0,1 et 10 h-1, préférentiellement comprise entre 0,15 et 5,0 h-1, l'effluent hydroconverti étant mélangé avec la charge "slurry" clarifiée en amont de l'unité 20 d'hydrotraitement - 3) une étape d'hydrotraitement (RDS)) de la coupe "slurry" clarifiée mélangé avec l'effluent hydroconverti, opérant aux conditions suivantes : Pression comprise entre 50 et 200 bars, et préférentiellement entre 80 et 120 bar Température comprise entre 300 et 420 °C, préférentiellement comprise entre 340 et 390°C 25 VVH comprise entre 0,1 et 2,5 h-1, préférentiellement comprise entre 0,4 et 1,0 h-1, le catalyseur utilisé étant une succession d'au moins deux catalyseurs d'hydrotraitement distincts, et ladite étape d'hydrotraitement conduisant à un effluent de valeur BMCI supérieure à 110, - 4) une étape de distillation (DIST) de l'effluent de l'étape d'hydrotraitement conduisant à 30 une fraction "légère" utilisée comme coupe dans le pool carburant, et un résidu de distillation de teneur en soufre inférieure à 0,3% et préférentiellement 5) une étape de fabrication du noir de carbone dans l'unité (CBU), qui conduit à un produit final de spécification conforme à la norme ASTM (de grade 110 à 990). 2) Procédé de production de noir de carbone selon la revendication 1, dans lequel les deux catalyseurs utilisés dans l'unité d'hydrotraitement (RDS) sont successivement (c'est à dire en suivant le flux de la charge à traiter) : - un catalyseur assurant principalement l'hydro démétallation (noté HDM), un catalyseur assurant principalement l'hydrodésulfuration (noté HDS), le rapport volumétrique du catalyseur d'HDM sur le catalyseur d'HDS étant compris entre 0,05 et 1 et préférentiellement compris entre 0,1 et 0,5, et préférentiellement encore entre 0,2 et 0,4. 3) Procédé de production de noir de carbone selon la revendication 1, dans lequel l'unité d'hydroconversion en lit bouillonnant (HYC) opère aux conditions suivantes : Pression comprise entre 50 et 250 bars, et préférentiellement entre 60 et 200 bar Température comprise entre 300 et 550 °C, préférentiellement comprise entre 350 et 500°C VVH comprise entre 0,1 et 10 h-1, préférentiellement comprise entre 0,15 et 5,0 h-1, les catalyseurs étant choisis parmi les catalyseurs comprenant un support alumine et au moins un métal du groupe VIII choisi parmi le nickel et le cobalt, ledit élément du groupe VIII étant utilisé en association avec au moins un métal du groupe VIB choisi parmi le molybdène et le tungstène. 4) Procédé de production de noir de carbone selon la revendication 1, dans lequel on ajoute à la charge "slurry" clarifiée, en amont de l'unité d'hydrotraitement (RDS) une charge choisie parmi les suivantes : - Résidu sous vide issu de la colonne de distillation sous vide, préférentiellement non hydrotraité, Résidu atmosphérique issu de la colonne de distillation atmosphérique, préférentiellement non hydrotraité,- Distillat sous vide issu de la colonne de distillation sous vide, préférentiellement non hydrotraité, la charge ainsi produite après mélange ayant un BMCI supérieure à 130 avant hydrotraitement, et préférentiellement supérieure à 135. 5) Procédé de production de noir de carbone selon la revendication 1, dans lequel on ajoute à la charge "slurry" clarifiée, en amont de l'unité d'hydrotraitement (RDS) une fraction 360+ issue de la liquéfaction du charbon. 6) Procédé de production de noir de carbone selon la revendication 1, dans lequel on ajoute à la charge "slurry" clarifiée, en amont de l'unité d'hydrotraitement (RDS) une charge dite "steam cracking tars" qui est le fuel résiduel issu d'une unité de craquage à la vapeur.