FR 3030567 A1 20160624 FR 1462713 A 20141218 L'invention concerne le domaine de la production d'essence (aussi souvent appelé naphta) à partir de résidus pétroliers. L'enchaînement d'unités de conversion et d'hydrocraquage dans le traitement de charges de résidus pétrolier est connu de l'état de la technique. Les brevets US 5,980,730 et US 6,017,441 décrivent un procédé de conversion profonde d'une fraction pétrolière lourde, ledit procédé comprenant une étape d'hydroconversion en lit bouillonnant triphasique, une distillation atmosphérique de l'effluent obtenu, une distillation sous vide du résidu atmosphérique obtenue après cette distillation, un désasphaltage du résidu sous vide obtenu et un hydrotraitement de la fraction désasphaltée en mélange avec le distillat obtenue lors de la distillation sous vide. Il est également possible dans ce procédé d'envoyer au moins une fraction de l'effluent hydrotraité à une section de craquage catalytique, ou de recycler une fraction de l'effluent issu du désasphaltage ou selon une autre variante une fraction de l'asphalte à la première étape d'hydroconversion ou encore d'envoyer une fraction liquide lourde issue de l'étape d'hydrotraitement dans une section de craquage catalytique en lit fluidisé Le brevet US 6,620,311 décrit un procédé de conversion permettant d'augmenter le rendement en distillats moyens. Ce procédé comprend une étape de conversion en lit bouillonnant triphasique, l'envoi de l'effluent obtenu dans une section de séparation pour produire en tête un distillat comprenant du gaz, de l'essence et du gasoil et en fond essentiellement des hydrocarbures ayant un point d'ébullition supérieur à un gasoil atmosphérique. Le distillat est ensuite traité dans une unité d'hydrodésulfuration et la fraction de fond traitée dans une section de craquage catalytique en l'absence d'hydrogène, par exemple de type craquage en lit fluidisé. Ce type de craquage diffère donc d'un hydrocraquage opéré en lit fixe et en présence d'hydrogène. Le brevet US 7,919,054 décrit une installation de traitement de charges pétrolières lourdes comprenant une section d'hydroconversion en lit bouillonnant, une séparation et une section d'hydrotraitement en lit fixe et en présence d'hydrogène du distillat obtenu. Cet hydrotraitement peut être un hydrocraquage doux (4,5 à 16 MPa) ou un hydrocraquage plus sévère (7 à 20 M Pa). Les procédés proposés dans l'art antérieur souffrent cependant d'une limitation dans le rendement de production d'essence. En effet, ces procédés produisent une quantité relativement importante de purge de distillats sous-vide en fond de colonne des unités de séparation sous-vide des effluents d'hydroconversion. Or ces fractions issues des séparations sous-vide, du fait de leurs structures poly-condensées, sont difficilement valorisables comme base d'huile, ceci en comparaison avec des fractions distillats sous-vide issues de distillation directe de coupes pétrolières. La demanderesse propose un nouveau procédé présentant un agencement particulier des unités de conversion et éventuellement de désasphaltage au solvant permettant d'obtenir des rendements de production en essence (encore appelée naphta) plus importants que les procédés de l'art antérieur. Un objectif de l'invention est de réaliser une conversion profonde de la charge de résidus pétroliers tout en maximisant la production d'essence. Obiet de l'invention La présente invention concerne un procédé de conversion profonde d'une charge hydrocarbonée lourde comprenant les étapes suivantes : a) une première étape d'hydroconversion en lit bouillonnant de la charge, en présence d'hydrogène, comprenant au moins un réacteur triphasique, contenant au moins un catalyseur d'hydroconversion en lit bouillonnant, b) une étape de séparation d'au moins une partie de l'effluent liquide hydroconverti issu de l'étape a) en une fraction essence, une fraction gazole, une fraction gazole sous vide, et une fraction résiduelle non convertie, C) i) soit une étape d'hydrotraitement d'au moins une partie de la fraction gazole et de la fraction gazole sous vide issue de l'étape b) dans un réacteur comprenant au moins un catalyseur d'hydrotraitement en lit fixe, ii) soit une première étape d'hydrocraquage d'au moins une partie la fraction gazole et de la fraction gazole sous vide issue de l'étape b) dans un réacteur comprenant au moins un catalyseur d'hydrocraquage en lit fixe, d) une étape de fractionnement d'au moins une partie de l'effluent issu de l'étape c)i) ou de l'étape c)ii) en une fraction essence, une fraction gazole et une fraction gazole sous vide non convertie, e) une étape de recyclage d'au moins une partie la fraction gazole sous vide non convertie issue de l'étape d) de fractionnement dans ladite première étape a) d'hydroconversion, f) une seconde étape d'hydrocraquage d'au moins une partie de la fraction gazole issue de l'étape d) de fractionnement, g) une étape de recyclage de tout ou partie de l'effluent issu de l'étape f) dans l'étape d) de fractionnement. La charge selon la présente invention est avantageusement choisie parmi les charges hydrocarbonées lourdes de type résidus atmosphériques ou sous vide obtenus par exemple par distillation directe de coupe pétrolière ou par distillation sous-vide de pétrole brut, les charges de type distillats telles que les gazole sous vide ou les huiles désasphaltées, des asphaltes issues de désasphaltage au solvant de résidus pétroliers, le charbon en suspension dans une fraction hydrocarbonée telle que par exemple du gazole obtenu par distillation sous vide de pétrole brut (également appelé gazole sous vide de distillation) ou alors du distillat issu de la liquéfaction du charbon, seules ou en mélange. La charge selon l'invention peut contenir des résidus sous vide tels que les résidus sous vide Arabian Heavy, les résidus sous vide Ural et assimilés, les résidus sous-vide issus de bruts lourds de type Canadiens ou Vénézuéliens, ou un mélange de résidus atmosphériques ou sous vide d'origines diverses. Description détaillée de l'invention Le procédé selon l'invention comprend au moins une première étape d'hydroconversion en lit bouillonnant de la charge selon l'invention. Cette technologie est notamment commercialisée sous le nom de procédé H-Oil IO. Première étape d'hydroconversion Les conditions de la première étape d'hydroconversion de la charge en présence d'hydrogène sont habituellement des conditions classiques d'hydroconversion en lit bouillonnant d'une fraction hydrocarbonée liquide ou de charbon en suspension dans une fraction hydrocarbonée liquide. L'étape a) d'hydroconversion peut être opérée sous une pression absolue comprise entre 5 et 35 MPa, à une température de 260 à 600 °C et à une vitesse spatiale horaire (VVH) du liquide allant de 0,05 h-1 à 10 h-1. On opère habituellement sous une pression absolue généralement comprise entre 5 et 35 MPa, de préférence comprise entre 10 et 25 MPa, à une température de 260 à 600 °C et souvent de 350 à 550°C. La vitesse spatiale horaire (VVH) et la pression partielle d'hydrogène sont des facteurs importants que l'on choisit en fonction des caractéristiques de la charge à traiter et de la conversion souhaitée. Le plus souvent la VVH se situe dans une gamme allant de 0,05h-1 à 10 h-1 et de préférence 0,1 h-1 à5 h-1. Selon l'invention, la température moyenne pondérée du lit catalytique de la première étape d'hydroconversion est avantageusement comprise entre 260°C et 600°C, de préférence comprise entre 300°C et 600°C, de manière plus préférée comprise entre 25 350 °C et 550 °C. La quantité d'hydrogène mélangée à la charge est habituellement de 300 à 2000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide. Avantageusement, l'hydrogène est mis en oeuvre dans un rapport volumique avec la charge compris entre 500 et 1800 m3/m3, de préférence compris entre 600 et 1500 m3/m3. Il est possible d'utiliser un catalyseur granulaire d'hydroconversion de résidus en lits bouillonnants comprenant sur un support amorphe au moins un composé de métal ayant une fonction hydrodéshydrogénante. 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 est 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. La concentration en anhydride phosphorique P205 est habituellement inférieure à 20 % en poids et le plus souvent inférieure à 10 % en poids. Cette concentration en P205 est habituellement d'au moins 0,001 % en poids. La concentration en trioxyde de bore B203 est habituellement de 0 à 10 % en poids. L'alumine utilisée est habituellement une alumine gamma ou rhô. Ce catalyseur est le plus souvent sous forme d'extrudé. Dans tous les cas, la résistance à l'attrition du catalyseur devra être élevée compte tenu des contraintes spécifiques des lits bouillonnants. La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VI et VIII est souvent de 5 à 40 % 30 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) et du groupe VIII (oxyde Groupe VIII/oxyde Groupe VI en poids) 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 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 par exemple introduire du catalyseur frais tous les jours. Le taux de remplacement du catalyseur usé par du catalyseur frais peut être par exemple de 0,01 kilogramme à 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 puis de renvoyer ce catalyseur régénéré dans l'étape a) d'hydroconversion. On peut aussi envoyer le catalyseur usé dans une zone de réjuvénation afin d'extraire en partie les métaux et le coke provenant de la charge et déposés sur le catalyseur. L'effluent liquide hydroconverti issu de la première étape d'hydroconversion en lit bouillonnant (étape a)) est avantageusement soumis à une étape de séparation b) permettant de produire au moins une fraction essence, une fraction gazole, une fraction gazole sous vide et une fraction résiduelle non convertie. Selon l'invention, le point d'ébullition de la fraction (ou coupe) essence est avantageusement compris entre 20 et 130°C, de préférence entre 20 et 180°C; le point d'ébullition de la fraction (ou coupe) gazole est avantageusement compris entre 130 et 380°C, de préférence entre 180 et 350°C; le point d'ébullition de la fraction gazole sous vide est avantageusement compris entre 350 et 550°C, de préférence entre 380 et 500°C ; le point d'ébullition de la fraction résiduelle non convertie est de préférence d'au moins 500°C voire 550°C. Cette étape de séparation est réalisée par tout moyen connu de l'homme du métier, en particulier par un fractionnement atmosphérique suivi d'un fractionnement sous vide. Première étape d'hydrocraquage Selon une variante de l'invention, on traite au moins en partie la fraction gazole et la fraction gazole sous vide (VGO selon la terminologie anglo-saxonne) séparées dans l'étape b) dans une première étape d'hydrocraquage comprenant au moins un réacteur d'hydrocraquage. Dans le cadre de la présente invention, l'expression hydrocraquage englobe les 10 procédés de craquage comprenant au moins une étape de conversion des charges utilisant au moins un catalyseur en présence d'hydrogène. L'hydrocraquage peut être opéré selon des schémas en une étape comportant en premier lieu un hydroraffinage poussé qui a pour but de réaliser une hydrodéazotation et une désulfuration poussées de la charge avant que l'effluent ne 15 soit envoyé en totalité sur le catalyseur d'hydrocraquage proprement dit, en particulier dans le cas où celui-ci comporte une zéolithe. Il englobe également l'hydrocraquage en deux étapes qui comporte une première étape qui a pour objectif, comme dans le procédé en "une étape", de réaliser l'hydroraffinage de la charge, mais aussi d'atteindre une conversion de cette dernière 20 de l'ordre en général de 30 à 60 percent. Dans la deuxième étape d'un procédé d'hydrocraquage en deux étapes, généralement seule la fraction de la charge non convertie lors de la première étape est traitée. Les catalyseurs d'hydroraffinage classiques contiennent généralement au moins un support amorphe et au moins un élément hydro-déshydrogénant (généralement au 25 moins un élément des groupes VIB et VIII non noble, et le plus souvent au moins un élément du groupe VIB et au moins un élément du groupe VIII non noble). Les matrices qui peuvent être utilisées dans le catalyseur d'hydroraffinage seules ou en mélange sont, à titre d'exemple, de l'alumine, de l'alumine halogénée, de la silice, de la silice-alumine, des argiles (choisies par exemple parmi les argiles naturelles telles que le kaolin ou la bentonite), de la magnésie, de l'oxyde de titane, de l'oxyde de bore, de la zircone, des phosphates d'aluminium, des phosphates de titane, des phosphates de zirconium, du charbon, des aluminates. On préfère utiliser des matrices contenant de l'alumine, sous toutes les formes connues de l'homme du métier, et de manière encore plus préférée les alumines, par exemple l'alumine gamma. Les conditions opératoires d'hydrocraquage sont réglées de façon à pouvoir à maximiser la production d'essence tout en assurant une bonne opérabilité de l'unité. Les conditions opératoires utilisées dans le ou les zones réactionnelles de la première étape d'hydrocraquage sont généralement une température moyenne du lit catalytique (WABT) comprise entre 300 et 550°C, de préférence comprise entre 300 et 500°C, de manière plus préférée entre 350 et 500°C, une pression comprise entre 5 et 35 MPa, de préférence comprise entre 6 et 25 MPa, une vitesse spatiale liquide (débit de charge/ volume de catalyseur) généralement comprise entre 0,1 et 20h-1, de préférence entre 0,1 et 10h-1, de manière plus préférée entre 0,15 et 5h-1. Une quantité d'hydrogène est introduite telle que le rapport volumique en m3 20 d'hydrogène par m3 d'hydrocarbure en entrée de l'étape d'hydrocraquage soit compris entre 300 et 2000 m3/m3, le plus souvent entre 500 et 1800 m3/m3, de préférence entre 600 et 1500 m3/m3. Cette zone réactionnelle comprend généralement au moins un réacteur comprenant au moins un catalyseur d'hydrocraquage en lit fixe. Le lit fixe de catalyseur 25 d'hydrocraquage peut être éventuellement précédé d'au moins un lit fixe d'un catalyseur d'hydroraffinage (hydrodésulfuration, hydrodéazotation par exemple). Les catalyseurs d'hydrocraquage utilisés dans les procédés d'hydrocraquage sont généralement du type bi-fonctionnel associant une fonction acide à une fonction hydrogénante. La fonction acide peut être apportée par des supports ayant une 30 grande surface (150 à 800 m2.g-1 généralement) et présentant une acidité superficielle, telles que les alumines halogénées (chlorées ou fluorées notamment), les combinaisons d'oxydes de bore et d'aluminium, les silices-alumines amorphes appelées catalyseurs d'hydrocraquage amorphes et les zéolithes. La fonction hydrogénante peut être apportée soit par un ou plusieurs métaux du groupe VIII de la classification périodique des éléments, soit par une association d'au moins un métal du groupe VIB de la classification périodique et au moins un métal du groupe VIII. Le catalyseur d'hydrocraquage peut également comporter au moins une fonction acide cristallisée telle qu'une zéolithe Y, ou une fonction acide amorphe telle qu'une silice-alumine, au moins une matrice et une fonction hydrodéshydrogénante. Eventuellement, il peut également comporter au moins un élément choisi parmi le bore, le phosphore et le silicium, au moins un élément du groupe VIIA (chlore, fluor par exemple), au moins un élément du groupe VIIB (manganèse par exemple), au moins un élément du groupe VB (niobium par exemple). Etape d'hydrotraitement Selon une autre variante de l'invention, une étape d'hydrotraitement peut être mise en oeuvre en lieu et place de la première étape d'hydrocraquage. Cette variante est particulièrement bien adaptée aux charges issues de charbon ou à des résidus issus de l'étape d'hydroconversion et présentant des teneurs élevées en composés azotés. L'étape d'hydrotraitement (HDT) permet alors de dé-azoter ces effluents issus de l'étape H-Oil ou H-Coal (charge charbon). Ceci évite d'envoyer des composés azotés et l'ammoniac formé sur un catalyseur d'hydrocraquage et donc de l'inhiber voire l'empoisonner. Selon l'invention, l'étape d'hydrotraitement est réalisée de sorte que le craquage soit limité à moins de 40%, préférentiellement moins de 30% et de manière plus préférée 25 moins de 20%. Conformément à l'invention, l'étape d'hydrotraitement est avantageusement mise en oeuvre sous une pression comprise entre 5 et 35 MPa, de préférence comprise entre 6 et 25 MPa, une température comprise entre 320 et 460°C, de préférence comprise entre 340 et 440°C, une vitesse spatiale liquide (débit de charge/ volume de catalyseur) comprise entre 0,1 et 10h-1, de préférence comprise entre 0,15 et 4h-1. 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. Lorsque l'anhydride phosphorique P205 est présent, sa concentration est inférieure à 10% poids. Lorsque le trioxyde de bore B205 est présent, sa concentration est inférieure à 10% poids. L'alumine utilisée est habituellement une alumine y ou TI. 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 2.30 n Etape de désasphaltaqe Selon les variantes, le procédé selon l'invention peut mettre en oeuvre une étape de désasphaltage. Selon l'invention, au moins une partie de la fraction résiduelle non convertie issue de l'étape b) peut être envoyée dans une section de désasphaltage dans laquelle elle est traitée dans une étape d'extraction à l'aide d'un solvant dans des conditions permettant d'obtenir une coupe hydrocarbonée désasphaltée et de l'asphalte résiduel. L'un des objectifs de l'étape de désasphaltage est, d'une part, de maximiser la quantité d'huile désasphaltée et, d'autre part, de maintenir, voire de minimiser, la teneur en asphaltènes. Cette teneur en asphaltènes est généralement déterminée en terme de teneur en asphaltènes insolubles dans l'heptane, c'est à dire mesurée selon une méthode décrite dans la norme AFNOR (NF-T 60115) de janvier 2002. Selon l'invention, la teneur en asphaltènes de l'effluent désasphalté (encore appelé DeAsphalted Oil ou DAO selon la terminologie anglo-saxonne, ou coupe hydrocarbonée désasphaltée ou encore huile désasphaltée) est inférieure à 3000 ppm poids. De préférence, la teneur en asphaltènes de l'effluent désasphalté est inférieure à 1000 ppm poids, de manière plus préférée inférieure à 500 ppm poids. En dessous d'une teneur en asphaltènes de 500 ppm poids, la méthode de la norme AFNOR (NF-T 60115) n'est plus suffisante pour mesurer cette teneur. La demanderesse a mis au point une méthode analytique, couvrant l'analyse quantitative des asphaltènes des produits de distillation directe et des produits lourds issus du désasphaltage des résidus. Cette méthode est utilisable pour des concentrations en asphaltènes inferieures à 3000 ppm poids et supérieures à 50 ppm poids. La méthode en question consiste à comparer l'absorbance à 750 nm d'un échantillon en solution dans le toluène avec celle d'un échantillon en solution dans l'heptane après filtration. La différence entre les deux valeurs mesurées est corrélée à la concentration en asphaltènes insolubles dans l'heptane en utilisant une équation de calibrage. Cette méthode vient compléter la méthode AFNOR (NF-T 60115) et la méthode standard IP143 qui sont utilisées pour des concentrations plus élevées. Le solvant utilisé lors de l'étape de désasphaltage est avantageusement un solvant paraffinique, une coupe d'essence ou des condensats contenant des paraffines. De préférence, le solvant utilisé comprend au moins 50% en poids de composés hydrocarbonés ayant entre 3 et 7 atomes de carbone, de manière plus préférée entre 4 et 7 atomes de carbone, de manière encore plus préférée 4 ou 5 atomes de carbone. En fonction du solvant utilisé, le rendement en huile désasphaltée et la qualité de cette huile peuvent varier. A titre d'exemple, lorsque que l'on passe d'un solvant à 3 atomes de carbone à un solvant à 7 atomes de carbone, le rendement en huile augmente mais, en contrepartie, les teneurs en impuretés (asphaltènes, métaux, Carbone Conradson, soufre, azote...) augmentent également. Par ailleurs pour un solvant donné, le choix des conditions opératoires en particulier la température et la quantité de solvant injectée a un impact sur le rendement en huile désasphaltée et sur la qualité de cette huile. L'homme du métier peut choisir les conditions optimales pour obtenir une teneur en asphaltènes inférieure à 500 ppm. L'étape de désasphaltage peut être réalisée par tout moyen connu de l'homme du métier. Cette étape est généralement réalisée dans un mélangeur décanteur ou dans une colonne d'extraction. De préférence, l'étape de désasphaltage est réalisée dans une colonne d'extraction. Selon un mode de réalisation préféré, on introduit dans la colonne d'extraction un mélange comprenant la charge d'hydrocarbures et une première fraction d'une charge de solvant, le rapport volumique entre la fraction de charge de solvant et la charge d'hydrocarbures étant appelé taux de solvant injecté avec la charge. Cette étape a pour objet de bien mélanger la charge avec le solvant entrant dans la colonne d'extraction. Dans la zone de décantation en fond d'extracteur, on peut introduire une seconde fraction de la charge de solvant, le rapport volumique entre la seconde fraction de charge de solvant et la charge d'hydrocarbures étant appelé taux de solvant injecté en fond d'extracteur. Le volume de la charge d'hydrocarbures considéré dans la zone de décantation est généralement celui introduit dans la colonne d'extraction. La somme des deux rapports volumiques entre chacune des fractions de charge de solvant et la charge d'hydrocarbures est appelé taux de solvant global. La décantation de l'asphalte consiste au lavage à contre-courant de l'émulsion d'asphalte dans le mélange solvant + huile par du solvant pur. Elle est favorisée en général par une augmentation du taux de solvant (il s'agit en fait de remplacer l'environnement solvant + huile par un environnement de solvant pur) et une augmentation de la température. Le taux de solvant global par rapport à la charge traitée est, de préférence, compris entre à 2,5/1 et 20/1, de manière plus préférée compris entre 3/1 et 12/1, de manière plus préférée compris entre 4/1 et 10/1. Ce taux de solvant global se décompose en un taux de solvant injecté avec la charge en tête d'extracteur, de préférence compris entre 0,5 et 5/1 de préférence entre 1/1 et 5/1 et un taux de solvant injecté en fond d'extracteur de préférence compris entre 2/1 et 15/1, de manière plus préférée compris entre 3/1 et 10/1. Par ailleurs, selon un mode préféré, on établit un gradient de température entre la tête et le fond de la colonne permettant de créer un reflux interne, ce qui améliore la séparation entre le milieu huileux et les résines. En effet, le mélange solvant + huile chauffé en tête d'extracteur permet de précipiter une fraction comprenant de la résine qui descend dans l'extracteur. Le contre-courant ascendant du mélange permet de dissoudre à une température plus basse les fractions comprenant de la résine qui sont les plus légères. Dans l'étape de désasphaltage, la température typique en tête d'extracteur varie selon le solvant choisi et est généralement comprise entre 60 à 220°C, de préférence entre 70 et 210 °C, et la température en fond d'extracteur est de préférence comprise entre 50 et 190°C et de manière plus préférée comprise entre 60 et 180°C. La pression régnant à l'intérieur de l'extracteur est généralement ajustée de manière à ce que tous les produits demeurent à l'état liquide. Cette pression est, de préférence, comprise entre 4 et 5 MPa. Selon l'invention, lorsque l'étape de désasphaltage est mise en oeuvre, au moins une partie de la coupe hydrocarbonée issue de l'étape de désasphaltage est envoyée dans l'étape c)i) d'hydrotraitement ou l'étape c)ii) d'hydrocraquage, en mélange avec la fraction gazole et la fraction gazole sous vide issues de l'étape b) et éventuellement avec une fraction gazole de distillation directe et/ou une fraction gazole sous vide de distillation directe. Seconde étape d'hydroconversion L'invention peut également comprendre une seconde étape d'hydroconversion. Cette seconde étape d'hydroconversion peut être mise en oeuvre selon l'invention en lit fixe ou en lit bouillonnant. Cette seconde étape d'hydroconversion est généralement mise en oeuvre sur une 15 coupe hydrocarbonée désasphaltée issue de l'étape de désasphaltage selon l'invention. Selon l'invention, au moins une partie de la coupe hydrocarbonée désasphaltée issue de l'étape de désasphaltage est envoyée dans une seconde étape d'hydroconversion en présence d'hydrogène, ladite étape étant mise en oeuvre dans 20 des conditions d'hydrocraquage en lit fixe ou dans des conditions d'hydrocraquage en lit bouillonnant. Les conditions de la seconde étape d'hydroconversion de la charge en présence d'hydrogène sont habituellement une pression absolue comprise entre 5 et 35 MPa, de préférence comprise entre 10 et 25 MPa, une température de 260 à 600 °C et 25 souvent de 350 à 550°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. Le plus souvent la VVH se situe dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 10 h-1 et de préférence 0,15 h-1 à 5h-1. Selon l'invention, la température moyenne pondérée du lit catalytique de la seconde étape d'hydroconversion est avantageusement comprise entre 260 et 600°C, de préférence entre 300 et 600°C, de manière plus préférée entre 350 et 550°C. La quantité d'hydrogène mélangée à la charge est habituellement de 50 à 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide Avantageusement, l'hydrogène est mis en oeuvre dans un rapport volumique avec la charge compris entre 300 et 2000 m3/m3, de préférence compris entre 500 et 1800 m3/m3, et de manière plus préférée entre 600 et 1500 m3/m3. Il est possible d'utiliser un catalyseur granulaire classique d'hydroconversion comprenant sur un support amorphe au moins un ou compose de métal ayant une fonction hydrodéshydrogénante. 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 est 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. La concentration en anhydride phosphorique P205 est habituellement inférieure à 20 % en poids et le plus souvent inférieure à environ 10 % en poids. Cette concentration en P205 est habituellement d'au moins 0,001 % en poids. La concentration en trioxyde de bore B203 est habituellement de 0 à 10 % en poids. L'alumine utilisée est habituellement une alumine gamma ou rhô. Ce catalyseur est le plus souvent sous forme d'extrudé. 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 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 par exemple introduire du catalyseur frais tous les jours. Le taux de remplacement du catalyseur usé par du catalyseur frais peut être par exemple de 0,01 kilogramme à 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 puis de renvoyer ce catalyseur régénéré dans la deuxième étape d'hydroconversion. L'effluent issu de la seconde étape d'hydroconversion est avantageusement soumis à une étape de séparation h) permettant de produire au moins une fraction essence, une fraction gazole, une fraction gazole sous vide, et une fraction résiduelle non convertie. Cette étape de séparation h) est réalisée par tout moyen connu de l'homme du métier, par exemple une distillation. Selon l'invention, au moins une partie des fractions gazole et gazole sous vide issues de l'étape h) de séparation sont envoyées dans l'étape c)i) d'hydrotraitement ou l'étape c)ii) d'hydrocraquage, en mélange avec la fraction gazole et la fraction gazole sous vide issues de l'étape b) et éventuellement avec une fraction gazole de distillation directe et/ou une fraction gazole sous vide de distillation directe. Seconde étape d'hydrocraquage Le procédé selon l'invention peut également comprendre une seconde étape 5 d'hydrocraquage. Cette seconde étape d'hydrocraquage est avantageusement réalisée sur au moins une partie, de préférence la totalité de la fraction gazole issue de l'étape d) de fractionnement. Par souci d'homogénéité, même dans le cas où le procédé selon l'invention ne comprend pas la mise en oeuvre de la première étape c)ii) d'hydrocraquage, on 10 appellera cette étape d'hydrocraquage du procédé « seconde étape d'hydrocraquage ». Les conditions opératoires d'hydrocraquage sont réglées de façon à pouvoir à maximiser la production d'essence tout en assurant une bonne opérabilité de l'unité. Avantageusement, la seconde étape d'hydrocraquage est mise en oeuvre à une 15 température inférieure d'au moins 10°C à celle mise en oeuvre lors de l'étape d'hydrotraitement c)i) ou de la première étape d'hydrocraquage c)ii), et à une vitesse spatiale liquide (débit de charge/ volume de catalyseur) plus élevée d'au moins 30%, de préférence d'au moins 45%, de manière plus préférée d'au moins 60% que celle mise en oeuvre lors de l'étape d'hydrotraitement c)i) ou de la première étape 20 d'hydrocraquage c)ii). Généralement, la température moyenne du lit catalytique (WABT) de la seconde étape d'hydrocraquage est comprise entre 300 et 550°C, de préférence comprise entre 250 et 400°C. La pression est généralement comprise entre une pression comprise entre 5 et 35 MPa, de préférence comprise entre 6 et 25 MPa. La vitesse 25 spatiale liquide (débit de charge/ volume de catalyseur) est généralement comprise entre 0,1 et 20h-1, de préférence entre 0,1 et 10h-1, de manière plus préférée entre 0,15 et 5h-1. Lors de la seconde étape d'hydrocraquage, une quantité d'hydrogène est introduite telle que le rapport volumique en m3 d'hydrogène par m3 d'hydrocarbure en entrée de l'étape d'hydrocraquage soit compris entre 300 et 2000 m3/m3, le plus souvent entre 500 et 1800 m3/m3, de préférence entre 600 et 1500 m3/m3. Cette zone réactionnelle comprend généralement au moins un réacteur comprenant au moins un catalyseur d'hydrocraquage en lit fixe. Le lit fixe de catalyseur d'hydrocraquage peut être éventuellement précédé d'au moins un lit fixe d'un catalyseur d'hydroraffinage (hydrodésulfuration, hydrodéazotation par exemple). Les catalyseurs d'hydrocraquage utilisés dans les procédés d'hydrocraquage sont généralement du type bi-fonctionnel associant une fonction acide à une fonction hydrogénante. La fonction acide peut être apportée par des supports ayant une grande surface (150 à 800 m2.g-1 généralement) et présentant une acidité superficielle, telles que les alumines halogénées (chlorées ou fluorées notamment), les combinaisons d'oxydes de bore et d'aluminium, les silices-alumines amorphes appelées catalyseurs d'hydrocraquage amorphes et les zéolithes. La fonction hydrogénante peut être apportée soit par un ou plusieurs métaux du groupe VIII de la classification périodique des éléments, soit par une association d'au moins un métal du groupe VIB de la classification périodique et au moins un métal du groupe VIII. Le catalyseur d'hydrocraquage peut également comporter au moins une fonction acide cristallisée telle qu'une zéolithe Y, ou une fonction acide amorphe telle qu'une silice-alumine, au moins une matrice et une fonction hydrodéshydrogénante. Eventuellement, il peut également comporter au moins un élément choisi parmi le bore, le phosphore et le silicium, au moins un élément du groupe VIIA (chlore, fluor par exemple), au moins un élément du groupe VIIB (manganèse par exemple), au moins un élément du groupe VB (niobium par exemple). Première variante du procédé selon l'invention Dans une première variante du procédé selon l'invention appelée « mise en oeuvre 1N », la charge du procédé selon l'invention est traitée dans une première étape d'hydroconversion (étape a), par exemple de type H-Oil et l'effluent obtenu est séparé (étape b) en au moins une fraction essence, une fraction gazole, une fraction gazole sous vide et une fraction résiduelle non convertie. Les fractions gazole et gazole sous vide ainsi obtenues, éventuellement avec une fraction gazole de distillation directe et/ou une fraction gazole sous vide de distillation directe (straight run selon la terminologie anglo-saxonne) sont envoyées soit vers l'étape c)i) d'hydrotraitement, soit vers l'étape c)ii) d'hydrocraquage. Selon cette première variante du procédé de l'invention, l'effluent issu de l'étape c)i) d'hydrotraitement ou de l'étape c)ii) d'hydrocraquage est fractionné dans l'étape d) de fractionnement en plusieurs fractions dont une fraction essence, une fraction gazole et une fraction gazole sous vide non convertie. L'étape de fractionnement est réalisée par tout moyen connu de l'homme du métier, par exemple une distillation. On recycle tout ou partie de la fraction gazole sous vide non convertie issue de l'étape d) de fractionnement dans la première étape d'hydroconversion (étape a)). On envoie au moins une partie de la fraction gazole issue de l'étape de fractionnement vers la seconde étape d'hydrocraquage. L'effluent issu de la seconde étape d'hydrocraquage est renvoyé dans l'étape d) de fractionnement. Ainsi, en se référant à la figure 1, la charge A constituée d'un résidu sous vide (SR VR) est envoyée par la conduite 1 dans une section d'hydroconversion 20 (noté H- Oi1Rc sur la figure 1) permettant de produire après séparation (non représenté) une fraction (4) essence (N), une fraction (5) gazole (GO), une fraction (6) gazole sous vide (VGO) et une fraction résiduelle (3) non convertie (VR). Les fractions gazole (GO) et gazole sous vide (VGO) sont ensuite envoyées par la conduite 6 vers une section 30 d'hydrotraitement ou d'hydrocraquage. Cette fraction peut être envoyée dans la section 30 en mélange avec une fraction B de gazole de distillation et/ou de gazole sous vide de distillation (SR GO-VGO). L'effluent issu de la section 30 est ensuite séparé dans la zone de fractionnement 40 (noté FRAC dans la figure 1) en une fraction essence (12, N), une fraction gazole (13, GO) et une fraction gazole sous vide (14, VGO). Au moins une partie du VGO est renvoyée par la conduite 9 dans la première section d'hydroconversion 20 en mélange avec la charge A. Ce VGO est en partie craqué dans la section d'hydroconversion et le VGO non-converti est à son tour converti partiellement dans la section 30 d'hydrocraquage ou d'hydrotraitement. Au moins une partie (13b) du GO issue de la zone de fractionnement (13) est envoyée dans la section 70 d'hydrocraquage (seconde étape d'hydrocraquage). L'effluent en sortie de la section 70 est recyclé dans la zone 40 de fractionnement par la conduite 11. Contrairement aux procédés conventionnels d'hydrocraquage en deux étapes qui recyclent dans la deuxième étape d'hydrocraquage le fond de l'unité de fractionnement, cette configuration permet de i.o ne pas recycler les polyaromatiques lourds du VGO dans la seconde étape d'hydrocraquage ce qui est en faveur d'une forte augmentation de la stabilité du catalyseur d'hydrocraquage de la section 70 d'hydrocraquage et entraine in fine une production accrue en essence. Ainsi, par rapport au schéma de l'art antérieur représenté à la figure 0 et dont la 15 légende est identique à celle de la figure 1, le purges en VGO (14) et en GO (13) sont très faibles et représentent au plus 1% en poids au profit d'une coproduction additionnelle en fraction essence à haute valeur ajoutée. Deuxième variante du procédé selon l'invention Une deuxième variante du procédé selon l'invention appelée « mise en oeuvre 2N », zo met en oeuvre une étape de désasphaltage. Cette variante se distingue de la variante 1N en ce qu'au moins une partie de la fraction résiduelle non convertie issue de l'étape b) de séparation peut être envoyée dans une étape de désasphaltage dans laquelle elle est traitée dans une section d'extraction à l'aide d'un solvant dans des conditions permettant d'obtenir une coupe 25 hydrocarbonée désasphaltée et de l'asphalte résiduel (pitch selon la terminologie anglo-saxonne). Cette opération permet d'extraire une grande partie des asphaltènes et de réduire la teneur en métaux de la fraction résiduelle non convertie. Lors de cette étape de désasphaltage, ces derniers éléments se retrouvent concentrés dans un effluent appelé asphalte ou asphalte résiduel. L'effluent désasphalté, souvent qualifié d'huile désasphaltée (Déasphalted Oil selon la terminologie anglo-saxonne), également appelé DAO, présente une teneur réduite 5 en asphaltènes et en métaux. Selon cette variante du procédé appelée « mise en oeuvre 2N », la coupe hydrocarbonée désasphaltée issue de l'étape de désasphaltage est envoyée dans l'étape c)i) d'hydrotraitement ou l'étape c)ii) d'hydrocraquage, en mélange avec la fraction gazole et la fraction gazole sous vide issues de l'étape b) et éventuellement 10 avec une fraction gazole de distillation directe et/ou une fraction gazole sous vide de distillation directe. L'effluent d'hydrotraitement ou d'hydrocraquage est ensuite fractionné dans la zone de fractionnement en plusieurs fractions dont une fraction essence, une fraction gazole et une fraction gazole sous vide non convertie. Au moins une partie de la 15 fraction gazole sous vide issue de l'étape d) de fractionnement est recyclée en entrée de l'étape de désasphaltage, et/ou en entrée de la première étape d'hydroconversion. On envoie au moins une partie de la fraction gazole issue de l'étape de fractionnement vers la seconde étape d'hydrocraquage. L'effluent issu de la seconde 20 étape d'hydrocraquage est renvoyé dans l'étape d) de fractionnement. Ainsi, en se référant à la figure 2, la charge A de résidus (SR VR) sous vide est envoyée par la conduite 1 dans une section d'hydroconversion 20 (noté H-OilRc sur la figure 2) permettant de produire après séparation (non représenté) une fraction (4) essence (N), une fraction (5) gazole (GO), une fraction (6) gazole sous vide (VGO) 25 et une fraction résiduelle (3) non convertie (VR). Les fractions gazole (GO) et gazole sous vide (VGO) sont envoyées par la conduite 6 dans la section 30 d'hydrotraitement ou d'hydrocraquage. La fraction résiduelle non convertie (VR) est envoyée par la conduite 3 dans une unité de désasphaltage 50 (SDA) permettant d'extraire une huile désasphaltée (DAO) et un asphalte résiduel (Pitch) par la conduite 16. La fraction huile désasphaltée (DAO) est ensuite envoyée par la conduite 15 vers une section 30 d'hydrotraitement ou d'hydrocraquage. L'effluent de la section 30 est ensuite séparé dans la zone de fractionnement 40 en une fraction essence (12, N), une fraction gazole (13, GO) et une fraction gazole sous vide (14, VGO). Au moins une partie de la fraction gazole sous vide (14, VGO) est renvoyée par les conduites 9 et 2 dans la section 50 de désasphaltage et/ou vers la première section 20 d'hydroconversion par les conduites 9 et 10. Le recyclage de la fraction gazole sous vide (14, VGO) dans l'unité de désasphaltage permet d'envoyer une quantité additionnelle d'huile désasphaltée (DAO) dans la première étape d'hydrocraquage (section 30) et d'induire une production additionnelle d'essence. Le recyclage de la fraction gazole sous vide (14, VGO) dans la première section 20 d'hydroconversion permet le craquage additionnel de la fraction gazole sous-vide en gazole et essence sans impact sur le fonctionnement de l'unité de cette section. Au moins une partie (13b) de la fraction gazole (13) issue de la zone de fractionnement est envoyée dans la section 70 d'hydrocraquage (seconde étape d'hydrocraquage). L'effluent en sortie de la section 70 est recyclé dans la zone 40 de fractionnement par la conduite 11. Dans cette variante, la section 30 d'hydrotraitement ou d'hydrocraquage puis la zone de fractionnement 40 sont alimentés à la fois par les fractions gazole et gazole sous vide issues de la première étape d'hydroconversion, et l'huile désasphaltée (DAO) issue de l'étape de désasphaltage et éventuellement avec une fraction gazole de distillation directe et/ou une fraction gazole sous vide de distillation directe. La production d'essence est significativement augmentée. 25 Troisième variante du procédé selon l'invention La troisième variante du procédé selon l'invention appelée « mise en oeuvre 3N », se distingue de la deuxième variante en ce que la coupe hydrocarbonée désasphaltée issue de l'étape de désasphaltage est envoyée dans une seconde étape d'hydroconversion en présence d'hydrogène : cette étape peut être mise en oeuvre dans des conditions d'hydrocraquage en lit fixe ou dans des conditions d'hydrocraquage en lit bouillonnant de manière à produire de préférence après une étape de séparation h) une fraction essence, une fraction gazole, une fraction gazole sous vide, et une fraction résiduelle non convertie Selon cette variante, les fractions gazole et gazole sous vide issues de l'étape h) de séparation sont envoyées dans l'étape c)i) d'hydrotraitement ou l'étape c)ii) d'hydrocraquage, en mélange avec la fraction gazole et la fraction gazole sous vide issues de l'étape b) et éventuellement avec une fraction gazole de distillation directe et/ou une fraction gazole sous vide de distillation directe. Selon cette variante du procédé de l'invention, l'effluent d'hydrotraitement ou d'hydrocraquage est fractionné dans la zone de fractionnement (étape d)) en plusieurs fractions dont une fraction essence, une fraction gazole et une fraction gazole sous vide non convertie. Selon cette variante de l'invention appelée « mise en oeuvre 3N », au moins une partie de la fraction gazole sous vide issue de l'étape d) de fractionnement est recyclée en entrée de l'étape de désasphaltage, et/ou en entrée de la première étape d'hydroconversion. On envoie au moins une partie de la fraction gazole issue de l'étape de fractionnement vers la seconde étape d'hydrocraquage. L'effluent issu de la seconde étape de d'hydrocraquage est renvoyé dans l'étape d) de fractionnement. Ainsi, en se référant à la figure 3, la charge A de résidus sous vide (SR VR) est envoyée par la conduite 1 dans une section d'hydroconversion 20 (noté H-OilRc sur la figure 3) permettant de produire après séparation (non représenté) une fraction (4) essence (N), une fraction (5) gazole (GO), une fraction (6) gazole sous vide (VGO) et une fraction résiduelle (3) non convertie (VR). Les fractions gazole (5, GO) et gazole sous vide (6, VGO) sont envoyées par la conduite 6 dans la section 30 d'hydrotraitement ou d'hydrocraquage. La fraction résiduelle non convertie (VR) est envoyée par la conduite 3 dans une unité de désasphaltage 50 (SDA) permettant d'extraire une huile désasphaltée (DAO) et un asphalte résiduel (Pitch) par la conduite 16. La fraction huile désasphaltée (DAO) est ensuite envoyée par la conduite 15 dans une section d'hydroconversion 60 (noté H-OilDc sur la figure 3) permettant de produire une fraction (18) essence (N), une fraction (17) gazole (GO) et une fraction (7) gazole sous vide (VGO) et une fraction résiduelle (19) non convertie (V R). Les fractions gazole (17, GO) et gazole sous vide (7, VGO) issues de la section 60 sont ensuite envoyées par la conduite 6 vers la section 30 d'hydrotraitement ou d'hydrocraquage. L'effluent issu de la section 30 est ensuite séparé dans la zone de fractionnement 40 en une fraction essence (12, N), une fraction gazole (13, GO) et une fraction gazole sous vide (14, VGO). Au moins une partie de la fraction gazole sous vide (14, VGO) est renvoyée par les conduites 9 et 2 dans la section 50 de désasphaltage et/ou vers la première section 20 d'hydroconversion par les conduites 9 et 10. Le recyclage de la fraction gazole sous vide (14, VGO) dans l'unité de désasphaltage permet d'envoyer une quantité additionnelle d'huile désasphaltée (DAO) dans la première étape d'hydrotraitement ou d'hydrocraquage (section 30) et d'induire une production additionnelle d'essence. Le recyclage de la fraction gazole sous vide (14, VGO) dans la première section 20 d'hydroconversion permet le craquage de la fraction gazole sous-vide en gazole et essence sans impact sur le fonctionnement de l'unité de cette section. Au moins une partie (13b) de la fraction gazole (13) issue de la zone de fractionnement est envoyée dans la section 70 d'hydrocraquage (seconde étape d'hydrocraquage). L'effluent en sortie de la section 70 est recyclé dans la zone 40 de fractionnement par la conduite 11. EXEMPLES La charge utilisée dans ces exemples présente la composition détaillée au tableau 1. Il s'agit d'un résidu sous vide de type « Arabian Heavy », donc d'un résidu sous vide obtenu par distillation d'un pétrole brut en provenance de la péninsule arabique. Tableau 1: Composition de la charge utilisée (Résidu sous vide dit « Arabian Heavy ») Propriété Unité Valeur Densité - 1,040 Viscosité à 100 °C cSt 5200 Carbone Conradson %poids 23,5 Asphaltènes en C7 %poids 13,8 Nickel ppm 52 Vanadium ppm 140 Azote ppm 5300 Soufre %poids 5,4 Coupe 565 °C" * %poids 16,45 *coupe contenant des produits de point d'ébullition inférieur à 565°C. Cette charge est mise en oeuvre dans les différentes variantes de procédé illustrées par les schémas de mise en oeuvre 0, 1N, 2N, 3N (représentés respectivement sur les figures 0, 1, 2 et 3) sans addition de gazole de distillation et/ou de gazole sous vide de distillation (SR GO-VGO) à l'entrée de l'étape d'hydrocraquage (HCK) ou d'hydrotraitement (HDT). Par ailleurs, pour ce qui concerne les schémas de mise en oeuvre 2N et 3N, le recycle de VGO issu du fractionnement est uniquement envoyé à l'unité de désasphaltage (SDA), alors qu'il est envoyé à la première unité d'hydroconversion H-OilRc dans le cas du schéma 1N. Les conditions opératoires des unités de conversion H-OilRc, H-OilDc, première unité et seconde unité d'hydroconversion, première unité et seconde unité HCK (unités d'hydrocraquage) dans une première variante mettant en oeuvre deux unités d'hydrocraquage ainsi que de l'unité de désasphaltage au solvant (SDA) sont résumées au tableau 2. Le tableau 2 bis résume les conditions opératoires des unités dans une seconde variante mettant en oeuvre les sections de conversion H-OilRc, H-OilDc, première unité et seconde unité d'hydroconversion, une unité d'hydrotraitement HDT (remplaçant la première unité d'hydrocraquage), une unité d'hydrocraquage ainsi Io qu'une unité de désasphaltage au solvant (SDA). Les unités d'hydroconversion H-Oil sont opérées avec des réacteurs en lit bouillonnant et les unités d'hydrocraquage avec des réacteurs en lit fixe. L'unité de désasphaltage est opérée avec une colonne d'extraction. 15 20 Tableau 2: Conditions opératoires des unités Paramètre H-OilRc H-Oiloc HCK HCK SDA (1 ère (2nd étape) étape) VVH Liquide h-1 0,25 0,3 0,5 1,2 - Pression MPa 18 17 18 18 4,5 WABT SOR* °C 420 445 385 370 - Température extracteur 120 en tête d'extracteur 90 en fond d'extracteur H2/Charge m3/m3 400 300 1000 1000 - Solvant/charge Entrée extracteur Fond extracteur m3/m3 - - - - 2/1 m3/m3 4/1 Catalyseurs HOC 458TM HRK 1448TM - HTS 458TM HYK 732TM HYK 732TM - Composition Catalyseurs N1Mo/A1203 NiMo/A1203 N1Mo/A1203 NiMo/ zéolite NiMo/ zéolite Y Y *Température moyenne pondérée dans le lit catalytique en début de cycle (Weighted 5 Average Bed Temperature at Start of Run) 10 Tableau 2bis: Conditions opératoires des unités Paramètre H-OilRc H-Oiloc HDT HCK SDA VVH Liquide h-1 0,25 0,3 0,7 0,8 - Pression MPa 18 17 18 18 4,5 WABT SOR* °C 420 445 390 375 - Température extracteur 120 en tête d'extracteur 90 en fond d'extracteur H2/Charge m3/m3 400 300 1000 1000 - Solvant/charge Entrée extracteur Fond extracteur m3/m3 - - - - 2/1 m3/m3 4/1 Catalyseurs HOC 458TM HTS 458TM HRK 1448TM HYK 732TM - Composition Catalyseurs NiMo/A1203 NiMo/A1203 NiMo/A1203 NiMo/ zéolite Y *Température moyenne pondérée dans le lit catalytique en début de cycle (Weighted Average Bed Temperature at Start of Run) Les catalyseurs utilisés sont des catalyseurs commercialisés par la société Axens. Le solvant utilisé dans l'unité SDA est un mélange de butanes comprenant 60% de nC4 et 40% d'iC4. Les rendements en produits obtenus avec les conditions opératoires du tableau 2 10 sont indiqués au tableau 3 sous la forme du pourcentage en poids de chaque produit obtenu par rapport au poids initial de charge résidu sous vide (SR VR) introduite dans le procédé. Tableau 3: rendements en produits en fonction du schéma de procédé utilisé % poids vs. SR VR* Figure 0 Variante 1N Variante 2N Variante 3N (Art (HCK 1 ére (HCK 1 ère (HCK 1 ère Antérieur) étape) étape) étape) (Invention) (invention) (invention) LN 8 21 22 23 HN 9 42 45 49 GO 47 Cette diminution du rendement en liquide est toutefois très limitée et comprise entre 4% et 7% par rapport au schéma selon l'art antérieur (schéma 0). On constate parallèlement une augmentation considérable du rendement en Naphta qui passe de 8% (schéma 0) à plus de 20% (schémas 1N,2N,3N) pour ce qui concerne le Naphta léger et de 9% à des valeurs comprises entre 40% et 50% pour ce qui concerne le Naptha lourd. Le rendement global en Naphta peut ainsi atteindre 72% avec le schéma 3N avec une production négligeable de GO et VGO ( Tableau 4: propriété des produits issus de l'hydrocraquage LN HN Points de oc 30-80 80-150 coupe Densité - 0,685 0,755 Soufre ppm REVENDICATIONS1. Procédé de conversion profonde d'une charge hydrocarbonée lourde comprenant les étapes suivantes : a) une première étape d'hydroconversion en lit bouillonnant de la charge, en présence d'hydrogène, comprenant au moins un réacteur triphasique, contenant au moins un catalyseur d'hydroconversion en lit bouillonnant, b) une étape de séparation d'au moins une partie de l'effluent liquide hydroconverti issu de l'étape a) en une fraction essence, une fraction gazole, une fraction gazole sous vide, et une fraction résiduelle non convertie, c) i) soit une étape d'hydrotraitement d'au moins une partie de la fraction gazole et de la fraction gazole sous vide issue de l'étape b) dans un réacteur comprenant au moins un catalyseur d'hydrotraitement en lit fixe, ii) soit une première étape d'hydrocraquage d'au moins une partie la fraction gazole et de la fraction gazole sous vide issue de l'étape b) dans un réacteur comprenant au moins un catalyseur d'hydrocraquage en lit fixe, d) une étape de fractionnement d'au moins une partie de l'effluent issu de l'étape c)i) ou de l'étape c)ii) en une fraction essence, une fraction gazole et une fraction gazole sous vide non convertie, e) une étape de recyclage d'au moins une partie la fraction gazole sous vide non convertie issue de l'étape d) de fractionnement dans ladite première étape a) d'hydroconversion, f) une seconde étape d'hydrocraquage d'au moins une partie de la fraction gazole issue de l'étape d) de fractionnement,g) une étape de recyclage de tout ou partie de l'effluent issu de l'étape f) dans l'étape d) de fractionnement. 2) Procédé selon la revendication 1 dans lequel au moins une partie de la fraction résiduelle non convertie issue de l'étape b) est envoyée dans une section de désasphaltage dans laquelle elle est traitée dans une étape d'extraction à l'aide d'un solvant dans des conditions permettant d'obtenir une coupe hydrocarbonée désasphaltée et de l'asphalte résiduel. 3) Procédé selon la revendication 2 dans lequel, au moins une partie de la coupe hydrocarbonée désasphaltée issue de l'étape de désasphaltage est envoyée dans l'étape c)i) d'hydrotraitement ou l'étape c)ii) d'hydrocraquage, en mélange avec la fraction gazole et la fraction gazole sous vide issues de l'étape b) et éventuellement avec une fraction gazole de distillation directe et/ou une fraction gazole sous vide de distillation directe. 4) Procédé selon la revendication 2 dans lequel au moins une partie de la coupe hydrocarbonée désasphaltée issue de l'étape de désasphaltage est envoyée dans une seconde étape d'hydroconversion en présence d'hydrogène, ladite étape étant mise en oeuvre en lit fixe ou en lit bouillonnant. 5) Procédé selon la revendication 4 dans lequel l'effluent issu de la seconde étape 20 d'hydroconversion est soumis à une étape de séparation h) permettant de produire au moins une fraction essence, une fraction gazole, une fraction gazole sous vide, et une fraction résiduelle non convertie. 6) Procédé selon la revendication 5 dans lequel, au moins une partie des fractions gazole et gazole sous vide issues de l'étape h) de séparation sont envoyées dans 25 l'étape c)i) d'hydrotraitement ou l'étape c)ii) d'hydrocraquage, en mélange avec la fraction gazole et la fraction gazole sous vide issues de l'étape b) et éventuellement avec une fraction gazole de distillation directe et/ou une fraction gazole sous vide de distillation directe. 7) Procédé selon l'une des revendications 2 à 6 dans lequel, au moins une partie de la fraction gazole sous vide issue de l'étape d) de fractionnement est recyclée en entrée de l'étape de désasphaltage, et/ou en entrée de la première étape d'hydroconversion. 8) Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel l'étape a) d'hydroconversion est opérée sous une pression absolue comprise entre 5 et 35 MPa, à une température de 260 à 600 °C et à une vitesse spatiale horaire allant de 0,05 h-1 à 10h-1. 9) Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel les conditions opératoires utilisées dans l'étape d'hydrotraitement c)i) sont une pression comprise entre 5 et 35 MPa, une température comprise entre 320 et 460°C, une vitesse spatiale liquide comprise entre 0,1 et 10h-1. 10) Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel les conditions 15 opératoires utilisées dans la première étape d'hydrocraquage c)ii) sont une température moyenne du lit catalytique comprise entre 300 et 550°C, une pression comprise entre 5 et 35 MPa, une vitesse spatiale liquide comprise entre 0,1 et 20h-1. 11) Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel la seconde étape d'hydrocraquage est mise en oeuvre à une température inférieure d'au moins 20 10°c à celle mise en oeuvre lors de l'étape c)i) d'hydrotraitement ou de la première étape d'hydrocraquage c)i), et à une vitesse spatiale liquide (débit de charge/ volume de catalyseur) plus élevée d'au moins 30%, de préférence d'au moins 45%, de manière plus préférée d'au moins 60% que celle mise en oeuvre lors de l'étape d'hydrotraitement c)i) ou de la première étape d'hydrocraquage c)i). 25 12) Procédé selon l'une des revendications 2 à 11 dans lequel, dans l'étape de désasphaltage, la température typique en tête d'extracteur est comprise entre 60 à 220°C et la température en fond d'extracteur est comprise entre 50 et 190°C. 13) Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel la charge est choisie parmi les charges hydrocarbonées lourdes de type résidus atmosphériques ou sous vide obtenus par exemple par distillation directe de coupe pétrolière ou par distillation sous-vide de pétrole brut, les charges de type distillats telles que les gazole sous vide ou les huiles désasphaltées, des asphaltes issues de désasphaltage au solvant de résidus pétroliers, le charbon en suspension dans une fraction hydrocarbonée telle que par exemple du gazole obtenu par distillation sous vide de pétrole brut ou alors du distillat issu de la liquéfaction du charbon, seules ou en mélange.10