FR 3041359 A1 20170324 FR 1558968 A 20150923 1 DOMAINE DE L'INVENTION La présente invention concerne un procédé de conversion d'une charge liquide comprenant au moins une bio-huile, ladite bio-huile étant issue de la biomasse et en particulier à partir de biomasse liquéfiée issue de la pyrolyse de la biomasse. De manière plus spécifique, l'invention concerne un procédé de conversion de bio-huile en composés aromatiques, oléfinique et en fraction incorporables au pool carburant, en particulier au pool essence, kérosène et gazole, ledit procédé comprenant une ou plusieurs étape(s) d'hydroréformage, suivie d'une étape de craquage catalytique de l'effluent issue de l'étape d'hydroréformage. ÉTAT DE LA TECHNIQUE Compte tenu des réserves abondantes et renouvelables de biomasse, une alternative attractive pour la production d'intermédiaires en pétrochimie et de base carburant est l'utilisation de liquides issus de la biomasse, généralement également appelée bio-huile ou encore biobrut (biocrude). On appelle bio-huiles, les produits liquides obtenus par liquéfaction thermochimique de biomasse cellulosique. Le procédé de liquéfaction thermochimique de biomasse peut par exemple être effectué en présence ou non de catalyseur, en présence d'un gaz inerte ou d'un gaz contenant de l'hydrogène et de l'eau. Les procédés thermochimiques convertissent généralement la biomasse en produits liquides, gazeux et solides. Parmi ces procédés, ceux dits de pyrolyse rapide tendent à maximiser le rendement en liquide. Lors d'une pyrolyse rapide, la température de la biomasse, éventuellement divisée, est rapidement élevée à des valeurs supérieures à environ 300°C et de préférence comprise entre 450 et 600°C et de manière préférée entre 450 et 550°C et les produits liquides sont condensés sous forme de bio-huile. Ringer et al. (Large-Scale Pyrolysis Oit Production: A Technology Assessment and Economic Analysis, M. Ringer, V. Putsche, and J. Scahill, NREL Technical Report NREL/TP-510-37779, Novembre 2006) ont étudié les différentes technologies mises en oeuvre pour la pyrolyse rapide de biomasse à grande échelle. Elles comprennent des lits fluidisés bouillonnants, des lits fluidisés circulants, des réacteurs de pyrolyse ablative, de pyrolyse sous vide et de pyrolyse à cône rotatif. Les bio-huiles et en particulier les bio-huiles issues de la pyrolyse rapide de la biomasse sont des mélanges complexes de produits hydrocarbonés polaires fortement oxygénés obtenus à partir de la rupture de biopolymères, et présentant des propriétés physiques et chimiques limitant leur utilisation directe. Les bio-huiles de pyrolyse présentent des propriétés indésirables telles que : (1) la corrosivité due à leur forte teneur en eau et en acides organiques; (2) un pouvoir calorifique spécifique faible du fait de la teneur élevée en oxygène, typiquement de l'ordre de 40 % poids ; (3) l'instabilité chimique, au 3041359 2 stockage comme en thermique, due à l'abondance de groupes fonctionnels oxygénés réactifs tels que le groupe carbonyle, qui peut entraîner une polymérisation en cours de stockage et par suite une séparation de phases ; (4) une viscosité et une tendance à la séparation de phases relativement élevées dans des conditions de cisaillement élevé, dans un injecteur par exemple ; (5) des particules 5 solides de charbon issues de la pyrolyse, qui seront toujours présentes dans les bio-huiles non filtrées en faible quantité telle que le ratio bio-huile/particules de charbon est supérieur à 10:1 et de préférence supérieur à 50:1. Cependant, lesdites particules peuvent provoquer le bouchage de moteurs à combustion interne stationnaire ou en empoisonner des catalyseurs de post-traitement. Tous ces aspects se combinent pour rendre la manipulation, le transport, le stockage et la mise en 10 oeuvre des bio-huiles difficiles et coûteux, rendant ainsi leur intégration dans les systèmes et les technologies actuels de production de chaleur et d'énergie très problématique. Au cours des vingt dernières années, l'approche consistant à effectuer un hydrotraitement direct de la bio-huileen vue de la convertir en hydrocarbures ou en liquides oxygénés stables a fait l'objet d'études intensives. Elliott a publié une étude détaillée de ces nombreux développements historiques, y 15 compris le travail réalisé avec des composés modèles connus pour être présents dans les bio-huiles (Historical Developments in Hydroprocessing Bio0ils, D. C. Elliott, Energy & Fuels 2007, 21, 17921815). Une autre approche consiste à convertir la bio-huile seule ou avec des hydrocarbures conventionnelles dans des procédés de craquage catalytique de type FCC. Al-Sabawi et al. (Fluid 20 Catalytic Cracking of Biomass-Derived Oils and Their Blends with Petroleum Feedstocks : A review, M. Al-Sabawi et al., Energy & Fuels 2012, 26, 5355-5372) a publié une synthèse des travaux de recherche et de développement dans ce domaine en évaluant les effets de l'introduction de charges liquides issues de la biomasse, dont les bio-huiles, sur l'opérabilité des procédés FCC conventionnels, les catalyseurs, les rendements et les qualités des produits. L'un des obstacles majeurs à 25 l'hydrotraitement ou au craquage catalytique directe des bio-huiles réside dans leur propension à polymériser lorsqu'elles sont soumises à des températures supérieures à environ 100°C, ce qui donne lieu à la formation de solides à des températures supérieures à environ 140°C, avec des conséquences telles que le colmatage des lignes de charge, fours et réacteurs ainsi que la désactivation rapide, du catalyseur, voire le colmatage de l'entrée du réacteur et des injecteurs. 30 Les brevets US2014034550, US2014034552, US201403554 décrivent un procédé de conversion de type FCC d'une bio-huile non préalablement hydrotraitée en co-processing avec une charge hydrocarbure en utilisant des modes d'injection séparés. Ces modes sont présentés comme avantageuses pour traiter des bio-huiles instables avec des hydrocarbures non miscibles. Cependant, il n'est pas fait mention des produits formés et de leur qualité. 3041359 3 Il reste à trouver un procédé de conversion efficace. Les difficultés rencontrées trouvent leur origine dans la polymérisation thermique rapide de la bio-huile, qui conduit à des bouchages de lignes et des équipements réactionnels ainsi qu'à une désactivation rapide du catalyseur et une perte de rendement carbone des produits d'intérêt par la formation de coke et de gaz sec.. En d'autres termes, aux 5 températures typiquement requises pour l'hydrotraitement des bio-huiles, les réactions de polymérisation sont sensiblement plus rapides que les réactions d'hydrotraitement, ce qui entraîne finalement la formation de solide dans les équipements en conditions de réaction. Dans les procédés de type FCC, la formation de polymères peut entrainer le bouchage des injecteurs et la présence d'une concentration importante de coke à bruler dans la section de régénération avec la conséquence 10 de réduire la durée de vie du catalyseur par des températures de régénération trop élevées. Al-Sabawi et al. (Fluid Catalytic Cracking of Biomass-Derived Oils and Their Blends with Petroleum Feedstocks : A review, M. Al-Sabawi et al., Energy & Fuels 2012, 26, 5355-5372) conclue leur étude par la nécessité d'hydrotraiter les bio-huiles avant de les envoyer dans un procédé de type FCC. Néanmoins, aucune information n'est donnée sur les moyens à mettre en oeuvre, les conditions 15 opératoires de l'hydrotraitement et le niveau d'hydrotraitement nécessaire pour une conversion efficace des bio-huiles en FCC. Il existe donc un besoin pour un procédé amélioré de conversion des bio-huiles qui minimise la formation de solides, la désactivation des catalyseurs et la consommation d'hydrogène, et maximise le rendement en huile désoxygénée produite. 20 La présente invention vise à produire des composés aromatiques et oléfiniques et des fractions incorporables au pool carburant, en particulier au pool essence, kérosène et gazole, à partir d'une charge liquide comprenant au moins une bio-huile en utilisant un procédé comprenant une ou plusieurs étape(s) d'hydroréformage, suivie d'une étape de craquage catalytique de l'effluent issue de ou des étape(s) d'hydroréformage. 25 Résumé de l'invention La présente invention concerne un procédé de conversion d'une charge liquide comprenant au moins une bio-huile, ladite charge étant introduite dans au moins les étapes suivantes : une ou plusieurs étape(s) d'hydroreformage, éventuellement précédée(s) d'un prétraitement de la bio-huile notamment pour en améliorer la stabilité thermique, en présence d'hydrogène 30 et d'un ou de plusieurs catalyseurs d'hydroreformage comprenant au moins un métal de transition choisi parmi les éléments des groupes 3 à 12 de la classification périodique et au moins un support choisis parmi les charbons actifs, les carbures de silicium, les silices, les alumines de transition, les silices alumine, l'oxyde de zirconium, l'oxyde de cérium, l'oxyde de titane et les aluminates de métaux de transition, pris seul ou en mélange, pour obtenir au 3041359 4 moins un effluent liquide comprenant au moins une phase aqueuse et au moins une phase organique, opérant à une température comprise entre 100 et 450°C, à une pression absolue comprise entre 3 et 30 MPa, à une vitesse spatiale horaire par rapport à la bio huile supérieure à 0,2 h-1, et avec une quantité d'hydrogène introduite telle que le rapport volumique 5 hydrogène sur hydrocarbures est compris entre 50 et 2000 Nm3/m3, une étape de craquage catalytique d'au moins une partie de l'effluent issu de ou des étape(s) d'hydroreformage dans au moins un réacteur fonctionnant en courant ascendant ou descendant contenant un catalyseur de craquage catalytique, opérant avec un rapport catalyseur sur charge compris entre 4 et 15 et avec une température de sortie du ou des 10 réacteur comprise entre 450 et 600°C, une séparation de l'effluent obtenu à l'issue de l'étape de craquage catalytique. Un avantage de la présente invention est de fournir un procédé de conversion d'une charge liquide comprenant au moins une bio-huile, comprenant une ou plusieurs étape(s) d'hydroréformage, éventuellement précédée d'un prétraitement de la bio-huile notamment pour en améliorer la stabilité 15 thermique, suivie d'une étape decraquage catalytique permettant d'obtenir, après séparation, des composés aromatiques, oléfiniques et des fractions incorporables au pool carburant, en particulier au pool essence et gazole. La présente invention, par rapport au craquage catalytique directe de la bio-huile, a pour principal avantage d'avoir une charge partiellement purifiée et avec une répartition de poids moléculaires plus 20 resserrée vers des masse moléculaires plus faibles (par exemple inférieures à 1000), ce qui favorise le craquage catalytique en produits d'intérêt, augmente le rendement desdits produits, et diminue la transformation inéluctable des composés les plus lourds et/ou les plus réfractaires en coke qui se dépose sur le catalyseur de craquage catalytique. Cela induit une plus faible production de coke permettant un rendement énergétique en produits liquides nettement plus favorable et une opération 25 plus facile de l'unité de craquage catalytique.. De plus la purification/conversion partielle de la bio- huile permet d'envisager de la mélanger, au moins partiellement, avec des charges pétrolière conventionnelle, ce qui diminue fortement le coût opératoire (réduit par exemple la consommation de catalyseur), simplifie le système d'injection puisqu'il est ainsi possible dans ce cas d'en avoir un seul (et pas deux systèmes différents comme dans le cas d'une bio-huile non convertie) et donc réduit 30 l'investissement tout en facilitant la conduite de l'unité. DESCRIPTION DETAILLEE DE L'INVENTION Conformément à l'invention, la charge comprenant au moins une bio-huile traitée dans le procédé selon l'invention est une charge liquide. 3041359 5 Dans toute la suite du texte, on entend par charge liquide, une charge comprenant moins de 2% poids et de préférence moins de 1% poids par rapport à la bio-huile, de particules solides dispersée dans un liquide. Ceci correspond à un rapport bio-huile/particules solides supérieur à 50:1 et de préférence supérieur à 100:1 Ladite charge n'est donc pas une suspension. 5 Une bio-huile est un mélange complexe de composés oxygénés, obtenus à partir de la rupture de biopolymères présents dans la biomasse d'origine. Dans le cas de la biomasse lignocellulosique, les structures issues de ces trois principaux composants, la cellulose, l'hémicellulose et la lignine, sont bien représentées par les composants de la bio-huile. En particulier, une bio-huile est un produit hydrocarboné polaire fortement oxygéné qui comporte 10 généralement au moins 10 % poids d'oxygène, de préférence de 10 à 60 % poids d'oxygène par rapport à la masse totale de ladite bio-huile. En général, les composés oxygénés sont des alcools, des aldéhydes, des esters, des éthers, des acides organiques et des composés oxygénés aromatiques. Dans la cas où la bio-huile est issues de la pyrolyse rapide, une partie de l'oxygène est présente sous forme d'eau libre représentant au moins 5% poids, de préférence au moins 10 % poids 15 et de manière préférée au moins 20 % poids de la bio-huile. Ces propriétés rendent la bio-huile totalement immiscible avec les hydrocarbures, même avec les hydrocarbures aromatiques qui contiennent généralement très peu ou pas d'oxygène. Les bio-huiles sont avantageusement issues de la biomasse de préférence choisies parmi les plantes, les herbes, les arbres, les copeaux de bois, les graines, les fibres, les enveloppes de graines, les 20 plantes aquatiques, le foin et les autres sources de matériaux lignocellulosiques, tels que par exemple ceux provenant de déchets municipaux, de déchets agro-alimentaires, de déchets forestiers, de résidus d'abattage, de déchets agricoles et industriels (tels que par exemple les bagasses de canne à sucre, les déchets issus de la culture de palmier à huile, les sciures ou les pailles). Les bio-huiles peuvent également provenir de pâte à papier et de sous-produits du papier recyclé ou non ou de sous 25 produits issus de papeteries. Les bio-huiles sont avantageusement obtenues par liquéfaction thermochimique de la biomasse, de préférence par pyrolyse, et de manière préférée, par pyrolyse rapide, lente avec ou sans catalyseur, avec ou sans hydrogèene (en présence de catalyseur, on parle alors de pyrolyse catalytique). La pyrolyse est une décomposition thermique en l'absence d'oxygène, avec craquage thermique des 30 charges en gaz, liquide et solide. Un catalyseur peut avantageusement être ajouté pour renforcer la conversion au cours de la pyrolyse dite catalytique. La pyrolyse catalytique donne généralement une bio-huile présentant une teneur en oxygène inférieure à celle de la bio-huile obtenue par décomposition thermique, mais le rendement en bio-huile est généralement plus faible. La sélectivité entre le gaz, le liquide et le solide est en rapport avec la température de réaction et le temps de séjour de la vapeur. Les procédés de pyrolyse de la biomasse, notamment la pyrolyse rapide, sont bien 3041359 6 décrits dans la littérature tel que par exemple dans A.V. Bridgewater, H. Hofbauer and S. van Loo, Thermal Biomass Conversion, CPL Press, 2009, 37-78. La pyrolyse lente est avantageusement réalisée à une température comprise entre 350 et 450°C et de préférence de l'ordre de 400°C et avec un temps de séjour long compris entre quelques minutes et 5 quelques heures qui favorise la production d'un produit solide également appelé produit de carbonisation ou charbon de bois. En particulier, la pyrolyse lente permet généralement la production de 35 % poids de gaz, 30 % poids de liquide et 35 % poids de produit de carbonisation. Les procédés de gazéification opérant à des températures très élevées, de préférence supérieures à 800°C, favorisent la production de gaz, et en particulier de plus de 85 % poids de gaz. La pyrolyse 10 intermédiaire est avantageusement réalisée à une température généralement comprise entre 450 et 550°C et avec un temps de séjour de la vapeur court, de préférence compris entre 10 et 20 secondes qui favorise le rendement en liquide. En particulier, la pyrolyse intermédiaire permet généralement la production de 30 % poids de gaz, 50 % poids de liquide et 20 % poids de produit de carbonisation. 15 La pyrolyse rapide est avantageusement réalisée à une température généralement comprise entre 450 et 550°C et avec un temps de séjour de la vapeur très court, de préférence compris entre 0,5 et 2 secondes qui maximise le rendement en liquide : en particulier, la pyrolyse rapide permet généralement la production de 10-20 % poids de gaz, 60-75 % poids de liquide et 10-20 % poids de produit de carbonisation. Les rendements en liquides les plus élevés sont donc obtenus dans le cadre 20 des procédés de pyrolyse rapide de bois, avec un rendement en liquides pouvant atteindre jusqu'à 75 % poids. Une partie de l'oxygène est présente sous forme d'eau libre représentant au moins 5% poids, de préférence au moins 10 % poids et de manière préférée au moins 20 % poids de la bio-huile. De préférence, les bio-huiles mises en oeuvre dans le procédé selon la présente invention sont 25 obtenues par pyrolyse rapide de la biomasse. Les bio-huiles peuvent également avantageusement être obtenues par liquéfaction thermochimique de la biomasse telle que par exemple par hydropyrolyse de la biomasse. La charge liquide traitée dans le procédé selon l'invention comprend de préférence une teneur en biohuile comprise entre 1 et 100% poids par rapport à la masse totale de ladite charge. 30 La charge liquide comprenant au moins une bio-huile utilisée dans le procédé selon l'invention peut également avantageusement contenir d'autres charges liquides issus de la biomasse, lesdits charges liquides étant avantageusement choisis parmi les huiles végétales, les huiles d'algues ou algales, les huiles de poissons, les graisses d'origine végétale ou animale, et les alcools issus de la fermentation des sucres de la biomasse, ou des mélanges de telles charges, prétraitées ou non. Les huiles 3041359 7 végétales ou les huiles dérivées de graisses animales comportent essentiellement des structures chimiques de type triglycérides que l'homme du métier connait également sous l'appellation tri-ester d'acides gras ainsi que des acides gras libres, dont les chaînes grasses contiennent un nombre d'atomes de carbone compris entre 9 et 25. 5 Lesdites huiles végétales peuvent avantageusement être brutes ou raffinées, totalement ou en partie, et issues des végétaux choisis parmi le colza, le tournesol, le soja, le palmier, l'olive, la noix de coco, le coprah, le ricin, le coton, les huiles d'arachides, de lin et de crambe et toutes les huiles issues par exemple du tournesol ou du colza par modification génétique ou hybridation, cette liste n'étant pas limitative. Lesdites graisses animales sont avantageusement choisies parmi les graisses composées 10 de résidus de l'industrie alimentaire ou issus des industries de la restauration. Les huiles de fritures, les huiles animales variées comme les huiles de poisson, le suif, le saindoux peuvent également être utilisées. Ladite charge liquide comprenant au moins une bio-huile peut également avantageusement être traitée en mélange avec au moins une charge liquide hydrocarbonée dérivée du pétrole et/ou du 15 charbon. La charge hydrocarbonée liquide dérivée du pétrole peut avantageusement être choisie parmi les distillats de distillation directe sous vide, les distillats sous vide provenant d'un procédé de conversion, tels que ceux issus de procédés de cokéfaction, d'hydroconversion en lit fixe ou d'hydrotraitement de fractions lourdes en lit bouillonnant, les produits issus d'unités de craquage catalytique fluide, tels que par exemple le gasoil léger de craquage catalytique (LCO) de différentes 20 origines, le gasoil lourd de craquage catalytique (HCO) de différentes origines et toute fraction de distillat de craquage catalytique fluide présentant généralement un intervalle de distillation d'environ 150°C à environ 370°C, les extraits aromdiques et les paraffines obtenus lors de la préparation d'huiles lubrifiantes et les huiles désasphaltées au solvant, seule ou en mélange. La charge hydrocarbonée liquide dérivée du charbon peut avantageusement être choisie parmi les 25 produits issus de la liquéfaction du charbon et les fractions aromatiques provenant de la pyrolyse ou de la gazéification de charbon et des huiles de schistes ou des produits dérivés des huiles de schistes, seule ou en mélange, prétraitées ou non. De préférence, ladite charge liquide comprenant au moins une bio-huile peut avantageusement être un mélange de l'une des quelconques charges citées ci-avant, lesdites charges pouvant elles, être 30 prétraitées ou non. Dans une variante préférée, ladite charge liquide traitée dans le procédé selon l'invention est entièrement constituée de bio-huile. Préalablement à l'étape d'hydroreformage, ladite charge liquide comprenant au moins une bio-huile peut avantageusement subir au moins une étape de prétraitement permettant de séparer au moins 3041359 8 une fraction comprenant des impuretés solides de ladite charge liquide et/ou réduire la quantité de composés très réactifs pouvant se polymériser. Ladite étape de prétraitement peut-être, sans que cela soit exhaustif, une étape de séparation physique des liquides et des solides, par quelque moyen que ce soit (filtration, centrifugation, 5 séparation magnétique, extraction, traitements en milieu basique ou acide,....,), une étape de réaction chimique (comme par exemple l'estérification, acétalisation, hydrogénation catalytique...) permettant de transformer les molécules oxygénées responsables de l'instabilité thermique de la bio-huile à basse température, par exemple inférieure à 100°C, ou le mélange avec un solvant ad-hoc pour mieux stabiliser la bio-huile,... 10 Ladite étape de prétraitement permettant l'élimination d'au moins une partie desdites impuretés solides et/ou des molécules oxygénées responsables de l'instabilité thermique de la bio-huile comme certaines espèces carbonyles et carboxyliques par exemple, peut se faire par toutes les techniques de séparation solide/liquide ou toute réaction chimique connues de l'homme du métier. De préférence, ladite étape de prétraitement est réalisée sur ladite charge comprenant au moins une 15 bio-huile en mélange ou non avec un flux liquide du procédé ou extérieur au procédé, par exemple un solvant. De préférence, ladite étape de prétraitement par séparation physique des liquides et des solides est mise en oeuvre par filtration, centrifugation, précipitation électrostatique, ou la décantation, lesdites techniques étant utilisées seules ou en combinaison, dans un ordre indifférent, certaines pouvant 20 opérer de manière cyclique afin d'assurer un fonctionnement continu de l'ensemble du procédé. L'intérêt de cette étape optionnelle de prétraitement est de permettre sur certaines bio-huiles particulièrement thermiquement instables /évolutives et/ou contenant des quantités significatives de solides et/ou présentant éventuellement plusieurs phases séparées une injection plus facile de la charge à l'entrée de la première étape d'hydroréformage en limitant les risques de bouchage par 25 polymérisation et/ou solidification thermique, ainsi que de limiter le risque de production de particules insolubles dans le réacteur pouvant limiter la stabilité du catalyseur et sa durée de vie et/ou le colmatage du ou des réacteur(s) ou des équipements en aval desdits réacteurs. Hydroreformage Conformément à l'invention, ladite charge liquide ayant éventuellement subit au moins une étape de 30 prétraitement, avec éventuellement au moins une charge hydrocarbonée liquide dérivée du pétrole et/ou du charbon, éventuellement d'autres charges liquides issues de la biomasse, éventuellement en mélange avec au moins une partie de la phase organique de l'effluent issu de 'étape d'hydroréformage qui est recyclée, est introduite dans ladite étape d'hydroreformage. 3041359 9 La réaction est désignée ici sous le terme d' « hydroreformage » puisqu'elle amène un changement caractéristique dans la distribution des poids moléculaires de la charge comprenant au moins une biohuile. De préférence, l'étape d'hydroreformage est une étape de type hydrotraitement/hydro conversion dans laquelle la charge liquide comprenant au moins la bio-huile et de préférence dans 5 laquelle la bio-huile est partiellement désoxygénée et partiellement hydroconvertie. Ladite étape d'hydroréformage est réalisée avec une production partielle d'hydrogène interne à la réaction. De manière préférée, ladite étape d'hydroreformage est une étape de désoxygénation partielle et d'hydroconversion partielle. On entend par désoxygénation partielle et hydroconversion partielle une réaction dans laquelle la teneur en oxygène dans la phase organique est réduite à une teneur 10 comprise entre 5 et 25% poids et permettant d'obtenir moins de 20% poids d'une fraction bouillant à une température supérieure à 600°C. Au cours de ladite étape d'hydroreformage, la bio-huile est transformée en vue de stabiliser le produit, de le rendre au moins partiellement miscible avec les hydrocarbures, d'entraîner une séparation facile de phase de l'eau dans la bio-huile, d'abaisser sa viscosité, d'abaisser sa corrosivité, de convertir 15 notablement les fractions de haut poids moléculaires en molécules plus petites et d'abaisser sa teneur en oxygène. Ladite étape d'hydroreformage peut être opérée en une ou plusieurs étapes à températures croissantes, avec le même catalyseur ou des catalyseurs différents et dont la forme d'activation peut être semblable ou différente.. 20 Conformément à l'invention, le catalyseur mis en oeuvre dans l'étape d'hydroreformage comprend de préférence au moins un métal de transition choisi parmi les éléments des groupes 3 à 12 de la classification périodique et au moins un support choisis parmi les charbons actifs, les carbures de silicium, les silices, les alumines de transition, les silices alumine, l'oxyde de zirconium, l'oxyde de cérium, l'oxyde de titane et les aluminates de métaux de transition, pris seul ou en mélange. 25 De préférence, le catalyseur comporte un métal du groupe 10, seul ou en combinaison avec au moins un métal des groupes 3 à 12 et de manière préférée au moins un métal des groupes 4 à 11. De manière préférée, le catalyseur comporte du Ni, seul ou en combinaison avec au moins un métal des groupes 4 à 11 et de préférence choisi parmi le chrome (Cr), le molybdène (Mo), le manganèse (Mn), le tungstène (W), le fer (Fe), le cobalt (Co) et le cuivre (Cu). 30 La teneur en métal du groupe 10, exprimé en pourcentage poids d'oxyde de métal du groupe 10 est avantageusement comprise entre 1 et 80% poids, de préférence entre 5 et 70% poids et de manière préférée entre 10 et 65% poids par rapport à la masse totale dudit catalyseur. 3041359 10 Dans le cas où le Ni est utilisé seul, la teneur en Ni, exprimé en pourcentage poids d'oxyde de Ni est avantageusement comprise entre 1 et 80% poids, de préférence entre 5 et 70% poids et de manière préférée entre 10 et 65% poids par rapport à la masse totale dudit catalyseur. Dans le cas où le métal du groupe 10 est choisi parmi le Pt et le Pd, ledit métal est utilisé seul et la 5 teneur en ledit métal du groupe 10, exprimé en pourcentage poids d'oxyde de métal du groupe 10 est avantageusement comprise entre 0,2 et 10% poids, de préférence entre 0,5 et 5% poids par rapport à la masse totale dudit catalyseur. Dans le cas où ledit métal du groupe 10 est utilisé en combinaison avec au moins un métal des groupes 3 à 12, ledit catalyseur supporté d'hydroreformage comprend une teneur en métal des 10 groupes 3 à 12 comprise entre 1 et 20% poids exprimé en pourcentage poids d'oxyde de métal des groupes 3a 12 par rapport à la masse total dudit catalyseur. Le catalyseur d'hydroréformage peut également avantageusement comprendre une élément dopant tel que par exemple le phosphore, le bore ou le platine à des teneurs comprise entre 0 0,1 et 1% poids par rapport à la masse totale dudit catalyseur. 15 De préférence, le support est choisi parmi les silices, les alumines de transition, les silices alumines, le carbone poreux et les aluminates de métaux de transition. Ces supports peuvent être pris seul ou en mélange. Leur mise en forme peut être réalisée sous forme d'extrudés, tri/quadri lobes, ou de billes Des catalyseurs d'hydroreformage préférés sont avantageusement choisis parmi les catalyseurs comprenant du nickel (Ni), du nickel et du chrome (NiCr) ou du nickel et du manganèse (NiMn) sur du 20 carbone poreux et les catalyseurs comprenant du nickel et du molybdène (NiMo) sur une alumine ou un aluminate de nickel. De préférence, ledit catalyseur est préparé selon les méthodes classiques telles que le co-malaxage ou l'imprégnation de précurseurs moléculaires suivis d'un ou plusieurs traitements thermiques. Ledit catalyseur est avantageusement utilisé dans la première étape de pré-hydrotraitement sous 25 forme réduite ou sulfurée. Conditions opératoires Conformément à l'invention, ladite étape d'hydroreformage est réalisée à une température comprise entre 100 et 450°C, de préférence entre 250 et 400 °C, et de manière préférée entre 270 et 360°C, et à une pression absolue comprise entre 3 et 30 MPa, de préférence entre 3,5 et 25 MPa, et de 30 manière préférée entre 5 et 20 MPa et de manière plus préférée entre 10 et 20 MPa, à une vitesse spatiale horaire par rapport à la bio huile supérieure à 0,2 hl, de manière préférée comprise entre 0,5 hl et 5 hl, et de manière plus préférée comprise entre 1 hl et 5 hl, et avec une quantité 3041359 11 d'hydrogène introduite telle que le rapport volumique hydrogène sur hydrocarbures est compris entre 50 et 2000 Nm3/m3 et de préférence entre 100 et 1000 Nm3/m3. De préférence, la charge liquide comprenant au moins la bio-huile n'est pas préchauffée, ou seulement préchauffée à une température inférieure à 80°C avant d'être introduite dans le procédé 5 d'hydroreformage. En effet, un chauffage prolongé ou un stockage à température élevée peut provoquer une détérioration. Il n'y a pas de limitations concernant l'appareillage destiné à mener à bien le procédé. Celui-ci peut être conduit en mode discontinu ou continu. Néanmoins, pour des applications industrielles à grande échelle, il sera préférable d'opérer en continu. 10 La réaction d'hydroreformage peut être réalisée dans tout réacteur qui facilite la dispersion efficace de la bio-huile dans le mélange réactionnel. Un simple réacteur continu parfaitement agité (CSTR) est approprié en mode discontinu. Pour des applications continues, des réacteurs à lit garni à co-courant descendant (à lit fixe, à lit mobile, à lit bouillonnant ou des réacteurs en lit entrainé (slurry) seront plus adaptés. Tout en gardant le catalyseur dans le réacteur, les technologies de réacteurs à lit mobile et à 15 lit bouillonnant présentent l'avantage de permettre le remplacement aisé du catalyseur lors d'opérations en continu, ce qui confère une plus grande souplesse au fonctionnement de l'unité, augmente le facteur de marche et maintient une activité en fonction du temps quasi-constante. Ces technologies acceptent aussi des charges contenant un peu de solides ou produisant des solides en cours de réactions, ce qui n'est pas le cas des technologie de réacteur en lit fixe, sauf à utiliser des 20 réacteurs de gardes permutables par exemple. La technologie du réacteur slurry, selon la terminologie anglo-saxonne, présente les mêmes avantages que les technologies de réacteurs à lit mobile et à lit bouillonnant et l'avantage supplémentaire de fonctionner avec un catalyseur frais donc avec une activité maximale, mais l'inconvénient de compliquer beaucoup la récupération du catalyseur qui sort du réacteur avec les effluents. L'ajout d'une quantité limitée de catalyseurs sous forme d'une 25 dispersion peut également être envisagée dans un lit mobile ou bouillonnant. D'autres réacteurs répondant aux principes énoncés ici sont à la portée de l'homme de l'art versé dans la technologie des réacteurs chimiques et se situent dans le cadre de la présente invention. Le produit de l'étape d'hydroreformage Conformément à l'invention, ladite étape d'hydroreformage permet l'obtention d'au moins un effluent 30 liquide comprenant au moins une phase organique. Ledit effluent liquide peut également éventuellement contenir au moins une phase aqueuse. Une phase gazeuse est également avantageusement obtenue. Ladite phase gazeuse contenant majoritairement du CO2, du CO, et des gaz légers en C1-C4 tel que par exemple du méthane. Ladite 3041359 12 phase gazeuse peut avantageusement être séparée desdites phases aqueuse et organique dans tout séparateur connu de l'homme du métier. Au moins une étape de séparation d'au moins une phase organique, d'au moins une phase aqueuse et d'au moins une phase gazeuse peut être mise en oeuvre entre ladite étape d'hydroreformage et 5 ladite étape de craquage catalytique. Ladite phase gazeuse est avantageusement séparée dudit effluent liquide par une étape de séparation gaz/liquide. Ladite étape de séparation gaz - liquide est avantageusement mise en oeuvre dans tout séparateur connu de l'homme du métier. Ladite phase aqueuse et ladite phase organique sont avantageusement séparée par décantation. 10 L'analyse de l'effluent liquide ne montre aucun signe de polymérisation. Ladite phase aqueuse comprend de l'eau et peut également comprendre des matières organiques, principalement de l'acide acétique et du méthanol (cas de bio-huile de pyrolyse rapide), dissoutes dans ladite phase aqueuse. La phase aqueuse contient essentiellement de l'eau formée par hydrodésoxygénation et de l'eau contenue dans la bio-huile non prétraitée qui n'a pas été convertie et en 15 général moins d'environ 20 % poids de matières organiques dissoutes. La phase organique contient de la bio-huile partiellement désoxygénée et des hydrocarbures. On entend par bio-huile partiellement désoxygénée, une bio-huile contenant moins de 20 % poids d'oxygène et de préférence moins de 15 % poids d'oxygène par rapport à la masse totale de ladite phase organique. La phase organique comprend donc moins de 20 % poids d'oxygène, de préférence 20 moins de 15 % poids d'oxygène, de manière préférée moins de 10% poids d'oxygène par rapport à la masse totale de ladite phase organique. Ainsi, ladite phase organique est désoxygénée à un degré suffisant pour la rendre miscible avec des charges hydrocarbonées comme celle utilisées en raffinerie de pétrole à des concentrations élevées. En général, ladite phase organique peut se mélanger librement avec la plupart des produits 25 hydrocarbonés à des concentrations pouvant atteindre au moins 30% poids.. De plus, ladite phase organique est stabilisée de manière à pouvoir être traitée ultérieurement en raffinerie sans risque de formation de solides par polymérisation ou polycondensation. La phase organique contient de préférence moins de 20% poids d'oxygène et de préférence moins de 15 % poids d'oxygène et moins de 5 % poids d'eau, de préférence moins de 2 % poids d'eau par 30 rapport à la masse totale de ladite phase organique. De préférence, l'indice d'acide total (TAN) est inférieur à environ 100 KOH/g d'huile. L'indice d'acide total est exprimé en mg KOH/g d'huile. C'est la quantité d'hydroxyde de potassium en milligrammes 3041359 13 nécessaire pour neutraliser les acides dans un gramme d'huile. Il existe des méthodes standard pour déterminer l'indice d'acide, telles que les méthodes ASTM D 974 et DIN 51558 (pour huiles minérales, biodiesels), ou des méthodes spécifiques aux biodiesels utilisant la norme européenne EN 14104 et ASTM D664, largement utilisées à l'échelle mondiale. 5 De préférence, le Carbone Conradson (CCR) est inférieur à 10 % poids, de préférence inférieur à 7 % poids, de manière plus préférée inférieur à 5 % poids. Le Carbone Conradson est exprimé en % poids. Typiquement, lors de l'étape d'hydroreformage, les rendements en phase organique par rapport à la biomasse sèche c'est-à-dire comprenant 0% d'humidité, introduite dans l'étape de pyrolyse, est 10 compris entre 15 et 45 % poids, et de préférence entre 15 et 40 % poids. Les rendements en phase aqueuse par rapport à la biomasse sèche sont compris entre 10 et 50 % poids, et de préférence entre 10 et 40 % poids. Les rendements en phase gazeuse par rapport à la biomasse sèche sont compris entre 5 et 30 % poids. La conversion de la fraction organique de la bio-huile en bio-huile partiellement désoxygénée représente au moins 70 % poids. 15 Selon une variante, au moins une partie de la phase organique de l'effluent issu de l'étape d'hydroreformage est recyclée dans ladite étape d'hydroreformage. De préférence le taux de recycle égal au rapport du débit massique de ladite phase organique sur le débit massique de la bio-huile non prétraitée est compris entre 0,05 et 10, de manière préférée, entre 0,05 et 5 et de manière très préférée, entre 0,05 et 1. 20 Les taux de recycle utilisés permettent d'avoir globalement une charge suffisamment stable thermiquement pour pouvoir être introduite dans le four de préchauffe ainsi que dans le réacteur d'hydrorefomage sans risque de colmatage, de faciliter les réactions de conversion et de désoxygénation de la bio-huile sur le catalyseur, d'améliorer la dissolution de l'hydrogène gazeux dans la phase organique recyclée issue de la première étape d'hydroréformage et de mieux gérer 25 l'exothermicité générée par les réactions, tout en minimisant le recyclage de tout ou partie de la phase organique issue de l'hydroreformage afin de minimiser les coûts d'investissements ainsi que les coûts opératoires. La phase organique recyclée dans ladite étape d'hydroreformage, et issue de cette étape, sert également à abaisser la masse volumique de la bio-huile partiellement désoxygénée produite au 30 cours cette première étape, ce qui facilite le dégagement de phase de la bio-huile partiellement désoxygénée et de la phase aqueuse en sortie d'hydroreformage. Cette séparation qui s'effectue aisément lors du refroidissement du mélange réactionnel est un autre avantage que procure la présence de la phase organique recyclée dans le mélange réactionnel de l'étape d'hydroreformage. 3041359 14 Consommation d'hydrogène L'hydrogène peut avantageusement être fourni à partir de ressources fossiles, par gazéification/oxydation partielle ou par reformage à la vapeur, par reformage à la vapeur de la biohuile elle-même (bien que cela implique une perte d'efficacité énergétique du carbone), par reformage 5 à la vapeur du méthane produit et des fractions de gaz légers et/ou de fractions comprenant des composés oxygénés légers issues de l'étape d'hydroreformage ou de l'étape optionnelle d'hydrotraitement et de l'étape ultérieure de craquage catalytique. Il est également possible de faire réagir le CO récupéré avec l'eau produite pour obtenir de l'hydrogène au moyen de la réaction connue de conversion du gaz à l'eau par "water gas shift" selon la terminologie anglo-saxonne (WGS). Ainsi, 10 le procédé global, depuis la biomasse jusqu'au produit hydrocarboné final, pourrait être auto-suffisant en hydrogène. Lors de l'étape d'hydroreformage, une quantité modérée d'hydrocarbure gazeux, essentiellement du méthane, se forme. Cette fraction de méthane peut avantageusement être reformée au moyen du procédé dit de reformage du méthane à la vapeur (Steam Methane Reforming SMR) en vue de 15 produire du bio-hydrogène pour les étapes d'hydroreformage ou l'étape optionnelle d'hydrotraitement. Il est également possible d'utiliser le bio-charbon issu de l'étape de pyrolyse comme charge pour le réacteur de gazéification en vue de produire du gaz de synthèse (CO + H2). Ce gaz de synthèse peut aussi être mis en oeuvre pour produire du bio-hydrogène pour les étapes d'hydroreformage ou l'étape optionnelle d'hydrotraitement. 20 Ainsi, en mettant en oeuvre le procédé SMR et/ou la gazéification du bio-charbon, le procédé de conversion et de valorisation de la bio-huile peut être auto-suffisant en hydrogène, sans nécessiter l'apport d'hydrogène d'origine fossile Nous avons par ailleurs découvert que la bio-huile partiellement désoxygénée et plus particulièrement la phase organique comprenant au moins ladite bio-huile partiellement désoxygénée produite par 25 hydroreformage peut être convertie en composés aromatiques et oléfiniques et en fractions incorporables au pool carburant et en particulier essence, kérosène et gazole, avec des meilleurs rendements liquides que sur bio-huile non ou insuffisamment hydroconvertie, avec un rendement plus faible en coke et peut être aussi traitée éventuellement en co-processing avec une seule injection.. Pré-hydrogénation optionnelle. 30 Une étape de pré-hydrogénation peut avantageusement être mise en oeuvre en amont de ladite étape d'hydroreformage, et de préférence entre ladite étape optionnelle de prétraitement et ladite étape d'hydroreformage. 3041359 15 De préférence, ladite étape de pré-hydrogénation est réalisée à basse température. De préférence, ladite étape de pré-hydrogénation est réalisée à une température comprise entre 70 et 250°C, de manière préférée entre 70 et 200°C etde manière très préférée entre 100 et 200°C, à une pression absolue comprise entre 3 et 30 MPa, à une vitesse spatiale horaire par rapport à ladite 5 bio-huile supérieure à 0,2 h-1, et avec une quantité d'hydrogène introduite telle que le rapport volumique hydrogène sur bio-huile est compris entre 50 et 2000 Nm3/m3. Ladite étape de pré-hydrogénation est avantageusement réalisée dans le même type de réacteur que l'étape d'hydroreformage. De préférence, ladite étape de pré-hydrogénation est mise en oeuvre en présence d'un catalyseur 10 identique ou différent du catalyseur utilisé dans ladite étape d'hydroreformage et de préférence différent. Ledit catalyseur utilisé dans ladite étape de pré-hydrogénation répond à la même définition que le catalyseur utilisé dans ladite étape d'hydroreformage. Étape d'hydrotraitement optionnelle Selon un mode de réalisation préférée, au moins une partie et de préférence la totalité de la phase 15 organique de l'effluent issu de l'étape d'hydroreformage, est envoyée dans une étape d'hydrotraitement en présence d'hydrogène dans au moins un réacteur contenant un catalyseur d'hydrotraitement, opérant à une température comprise entre 250 et 400°C, de préférence entre 320 et 380°C, à une pression comprise entre 2 MPa et 25MPa, de préférence entre 5 MPa et 20 MPa et à une vitesse spatiale horaire comprise entre 0,1 h-1 et 20 h-1 et de préférence entre 0,5 h-1 et 5 h-1 et 20 avec une quantité totale d'hydrogène mélangé à la charge (y compris la consommation chimique et la quantité recyclée) telle que le rapport volumique hydrogène/hydrocarbure est compris entre 100 et 3000 Nm3/m3 et de préférence entre 100 et 1000 Nm3/m3. Ledit catalyseur d'hydrotraitement comprend avantageusement une phase active comprenant au moins un métal du groupe 6 choisi parmi le molybdène et le tungstène seul ou en mélange, de 25 préférence associé à au moins un métal des groupes 8 à 10, de préférence choisis parmi le nickel et le cobalt, seul ou en mélange et un support choisi dans le groupe constitué d'alumine, de silice, de silice-alumine, de magnésie, d'argiles et de mélanges d'au moins deux de ces minéraux. Ledit support peut en outre contenir d'autres composés tels que, par exemple, des oxydes choisis dans le groupe constitué de l'oxyde de bore, la zircone, l'oxyde de titane, l'anhydride phosphorique. De manière 30 préférée, ledit support est constitué d'alumine, et de préférence encore de l'alumine [eta], [thêta], [delta] ou [gamma]. La quantité totale d'oxydes de métaux du groupe 6 et des groupes 8 à 10 dans le catalyseur d'hydrotraitement mis en oeuvre est avantageusement comprise entre 5 et 40 % poids, de préférence 3041359 16 entre 6 et 35 % poids par rapport à la masse totale de catalyseur. Dans le cas où ledit catalyseur comprend du nickel, la teneur en oxyde de nickel est avantageusement comprise entre 0,5 et 12 °A> poids et de préférence entre 1 et 10 % poids par rapport à la masse totale de catalyseur. Dans le cas où le catalyseur comprend du molybdène, la teneur en oxyde de molybdène est avantageusement 5 comprise entre 1 et 35 % poids d'oxyde de molybdène (Mo03) et de préférence entre 5 et 30 % poids d'oxyde de molybdène, ces pourcentages étant exprimés en % poids par rapport à la masse totale de catalyseur. Un catalyseur préféré est avantageusement choisi parmi les catalyseurs NiMo, NiW ou CoMo sur un support alumine. Ledit catalyseur utilisé dans l'étape d'hydrotraitement peut aussi avantageusement contenir au moins 10 un élément dopant choisi parmi le phosphore et le bore. Ledit élément peut avantageusement être introduit dans la matrice ou, de préférence, déposé sur le support. Il est également possible de déposer du silicium sur le support, seul ou avec du phosphore et/ou du bore. La teneur d'oxyde dans ledit élément est avantageusement inférieure à 20 %, de préférence inférieure à 10 % par rapport à la masse totale de catalyseur. 15 Les métaux des catalyseurs mis en oeuvre dans l'étape d'hydrotraitement de la méthode selon l'invention peuvent être des métaux ou des phases métalliques sulfurés. Pour une efficacité maximale, ces catalyseurs à base d'oxydes métalliques sont habituellement convertis au moins partiellement en sulfures métalliques. Les catalyseurs à base d'oxydes métalliques peuvent être sulfurés au moyen de toute technique connue dans l'art antérieur, par exemple dans le réacteur (in situ) ou ex situ, en 20 mettant le catalyseur en contact, à température élevée, avec une source de d'hydrogène sulfuré, tels que le diméthyle disulfure (DMDS). Dans la mesure où la biomasse ne contient normalement qu'une très faible quantité de soufre, la mise en oeuvre de catalyseurs non sulfurés devrait permettre d'éviter tout risque de contamination au soufre dans les combustibles produits. Parmi les autres catalyseurs à base d'oxydes métalliques 25 adaptés à l'étape d'hydrotraitement, on peut citer les phases métalliques obtenues par réduction sous hydrogène. La réduction s'effectue généralement à des températures comprises entre environ 150°C et environ 650°C, sous une pression d'hydrogène corrprise entre environ 0,1 et environ 25 MPa (14,53625 psi). Séparation optionnelle 30 Une étape de séparation d'au moins une phase organique, d'au moins une phase aqueuse et d'au moins une phase gazeuse peut éventuellement être mise en oeuvre entre ladite étape d'hydrotraitement et ladite étape de craquage catalytique. Ladite étape de séparation peut avantageusement être réalisée par des méthodes bien connues de l'homme du métier telles que le flash, la distillation, strippage, extraction liquide/liquide etc. 3041359 17 La phase organique issue de l'étape d'hydrotraitement et éventuellement séparée est débarrassée des impuretés azotées, oxygénées et soufrées. La zone de fractionnement comprend de préférence une section de fractionnement qui intègre un séparateur haute pression haute température (H PHT), puis une distillation atmosphérique. 5 Étape de craquage catalytique Conformément à l'invention, au moins une partie de l'effluent issu de l'étape d'hydroreformage, et de préférence au moins une partie, de manière préférée la totalité de la phase organique de l'effluent issu de ladite étape d'hydroreformage ayant éventuellement subit l'étape d'hydrotraitement et éventuellement séparée, est envoyée dans ladite étape de craquage catalytique dans au moins un 10 réacteur fonctionnant en courant ascendant ou descendant contenant un catalyseur de craquage catalytique, opérant avec un rapport catalyseur sur charge compris entre 4 et 15, préférentiellement entre 6 et 12 et avec une température de sortie du ou des réacteur comprise entre 450 et 600°C, préférentiellement entre 480 et 580°C. De préférence, la charge de ladite étape de craquage catalytique est la phase organique de l'effluent 15 issue de l'étape d'hydroreformage, ayant éventuellement subit l'étape d'hydrotraitement et éventuellement séparée et/ou fractionnée. Selon un mode de réalisation préféré, au moins une charge liquide hydrocarbonée dérivée du pétrole et/ou du charbon est envoyée dans ladite étape de craquage catalytique en mélange avec au moins une partie de l'effluent liquide issu de l'étape d'hydroreformage, et de préférence au moins une partie, 20 de manière préférée la totalité de la phase organique de l'effluent issu de ladite étape d'hydroreformage ayant éventuellement subit l'étape d'hydrotraitement et éventuellement séparée. Dans le cas ou au moins une charge liquide hydrocarbonée dérivée du pétrole et/ou du charbon est envoyée dans ladite étape de craquage catalytique en mélange avec au moins une partie de l'effluent issu de l'étape d'hydroreformage, la proportion de l'effluent issu de l'étape d'hydroreformage 25 représente au moins 1%, de préférence 5% en poids par rapport à la masse totale dudit mélange constituée par la charge liquide hydrocarbonée et l'effluent issu de l'étape d'hydroreformage. De préférence, la proportion de l'effluent issu de l'étape d'hydroreformage représente au plus 50%, de préférence au plus 30% en poids par rapport à la masse totale dudit mélange. La charge hydrocarbonée liquide dérivée du pétrole et ou du charbon à craquer contient plus de 50 `)/0 30 poids d'hydrocarbures ayant un point d'ébullition supérieur à 340°C. Généralement la charge est constituée d'un distillat sous vide, ou éventuellement d'un résidu atmosphérique. La charge globale craquée peut contenir jusqu'à 100 % poids d'hydrocarbures ayant un point d'ébullition supérieur à 340°C. Parmi elles, et de manière non exhaustive,on peut citer : 3041359 18 - les distillats de distillation directe sous vide, les distillats sous vide provenant d'un procédé de conversion, tels que ceux issus de procédés de cokéfaction, d'hydroconversion en lit fixe, d'hydrocraquage ou d'hydrotraitement de fractions lourdes en lit bouillonnant, lit mobile ou lit entraîné (slurry), 5 les extraits aromatiques et les paraffines obtenus lors de la préparation d'huiles lubrifiantes les huiles désasphaltées extraites avec un solvant, seule ou en mélange. Dans une unité de craquage catalytique, le bilan thermique est assuré par la combustion du coke déposé sur le catalyseur pendant l'étape de réaction. Cette combustion a lieu dans la zone de régénération par injection d'air via un compresseur dénommé compresseur principal d'air (en abrégé 10 MAB, abréviation de la terminologie anglo-saxonne de "main air blower"). Typiquement, le catalyseur entre dans la zone de régénération avec une teneur en coke (définie comme la masse de coke sur la masse de catalyseur) comprise entre 0,5 % et 1%, et ressort de ladite zone avec une teneur en coke inférieure à 0,01%. Lors de cette étape, des fumées de combustion sont générées et sortent de la zone de régénération à des températures comprises entre 640°C 15 et 800°C. Ces fumées vont ensuite, en fonction des configurations de l'unité, subir un certains nombres de post traitements. La teneur en carbone Conradson de la charge (noté CCR en abrégé et défini par exemple par la norme ASTM D 482) fournit une évaluation de la production de coke au cours du craquage catalytique. En fonction de la teneur en carbone Conradson de la charge, le rendement en coke 20 nécessite un dimensionnement spécifique de l'unité pour satisfaire le bilan thermique. Ainsi, lorsque la charge présente un CCR conduisant à une teneur en coke supérieure à celle requise pour assurer le bilan thermique, l'excédent de chaleur doit être évacuée. Ceci peut se faire par exemple, et de manière non exhaustive, par l'installation d'un « catcooler », bien connu de l'homme du métier, qui constitue un refroidissement externe d'une section du catalyseur du régénérateur par 25 échange avec de l'eau, conduisant ainsi à la production de vapeur haute pression. Le catalyseur du réacteur FCC est typiquement constitué de particules de diamètre moyen généralement compris entre 40 et 140 micromètres, et le plus souvent compris entre 50 et 120 micromètres. Le catalyseur de craquage catalytique contient au moins une matrice appropriée telle que l'alumine, la 30 silice ou la silice-alumine avec présence ou non d'une zéolithe de type Y dispersée dans cette matrice. 3041359 19 Le catalyseur peut comprendre en outre au moins une zéolithe présentant une sélectivité de forme de l'un des types structuraux suivants : MEL (par exemple ZSM-11), MFI (par exemple ZSM-5), NES, EUO, FER, CHA (par exemple SAPO-34), MFS, MWW. Il peut également comprendre l'une des zéolithes suivantes: NU-85, NU-86, NU-88 et IM-5, qui présentent également une sélectivité de forme. 5 L'avantage de ces zéolithes présentant une sélectivité de forme est l'obtention d'une meilleure sélectivité propylène / isobutène, c'est à dire un rapport propylène / isobutène plus élevé dans les effluents de craquage. La proportion de zéolithe présentant une sélectivité de forme par rapport à la quantité totale de zéolithe peut varier en fonction des charges utilisées et de la structure des produits recherchés. 10 Souvent, on utilise de 0,1% à 60 %, préférentiellement de 0,1% à 40 %, et en particulier de 0,1% à 30 % poids de zéolithe présentant une sélectivité de forme. La ou les zéolithes peuvent être dispersées dans une matrice à base de silice, d'alumine ou de silice alumine, la proportion de zéolithe (toutes zéolithes confondues) par rapport au poids du catalyseur étant souvent comprise entre 0,7% et 80% poids, de préférence entre 1% et 50% poids, et de manière 15 encore préférée entre 5% et 40 % poids. Dans le cas ou plusieurs zéolithes sont utilisées, elles peuvent être incorporées dans une seule matrice ou dans plusieurs matrices différentes. La teneur en zéolithe présentant une sélectivité de forme dans l'inventaire totale est inférieure à 30% poids. Le catalyseur utilisé dans le réacteur de craquage catalytique peut être constitué d'une zéolithe de 20 type Y ultra stable dispersée dans une matrice d'alumine, de silice, ou de silice alumine, à laquelle on ajoute un additif à base de zéolithe ZSM5, la quantité en cristaux de ZSM5 dans l'inventaire total étant inférieure à 30% poids. Ladite étape de craquage catalytique opère aussi bien dans des unités de FCC utilisant un réacteur fonctionnant en courant ascendant (appelé "riser" dans la terminologie anglosaxonne), que dans des 25 unités utilisant un réacteur fonctionnant à courant descendant (appelé "downer" dans la terminologie anglosaxonne). Ladite étape de craquage catalytique opère avantageusement dans une unité FCC fonctionnant avec un seul réacteur (en écoulement ascendant ou en écoulement descendant), que dans une unité FCC fonctionnant avec deux réacteurs, l'un traitant par exemple la charge hydrocarbonée liquide dérivée 30 du pétrole et ou du charbon, l'autre la phase organique de l'effluent issue de l'étape d'hydroreformage, ayant éventuellement subit l'étape d'hydrotraitement et éventuellement séparée et/ou fractionnée 3041359 20 L'injection de la phase organique peut se faire via des injecteurs dédiées ou via les injecteurs de la charge hydrocarbonée liquide issu du pétrole et ou de charbon. Cette dernière option n'est possible sans traitement préalable de la bio huile du fait de la non miscibilité avec des charges hydrocarbonées et du caractère instable de cette dernière avec la température. 5 Le procédé FCC permet de convertir des charges hydrocarbonées lourdes en des fractions hydrocarbonées plus légères. allant des gaz secs à un résidu de conversion. On peut distinguer parmi les effluents les coupes suivantes qui sont définies classiquement en fonction de leur composition ou de leur température d'ébullition (points de coupe standards donnés à titre indicatif) : les gaz secs et acides (essentiellement: H2, H2S, C1, C2), 10 les gaz de pétrole liquéfiés contenant les molécules en C3-C4, les essences contenant les hydrocarbures plus lourds dont le point d'ébullition est inférieur à 220°C (point de coupe standard), les gazoles d'intervalle d'ébullition standard 220-360°, qui sont très aromatiques et de ce fait dénommés LCO (light cycle oil) 15 le résidu de conversion, de point d'ébullition supérieur à 360°C. L'unité de séparation des effluents du réacteur de craquage catalytique (FCC) comporte généralement une séparation primaire des effluents du FCC, une section de compression et de fractionnement des gaz ainsi que des distillations pour le fractionnement des différentes coupes liquides. Ce type d'unité de fractionnement est bien connu de l'homme du métier. 20 DESCRIPTION DE LA FIGURE La figure 1 illustre un mode de réalisation particulier du procédé selon l'invention. La bio-huile issue de la pyrolyse rapide de la biomasse est introduite via la conduite (1), en mélange avec de l'hydrogène (3) et la phase organique (8) issue de l'étape d'hydroreformage, dans la première zone d'hydroreformage (2). L'effluent liquide issu de la zone d'hydroreformage par la conduite (4) est 25 introduit dans un séparateur (5). Une phase gazeuse contenant majoritairement du CO2, de l'H2S et des gaz légers en C1-C4 tel que par exemple du méthane est séparée via la conduite (7) et une phase aqueuse est également séparée via la conduite (6). Une phase organique contenant la biohuile partiellement désoxygénée et des hydrocarbures est soutirée par la conduite (8) et une partie de ladite phase organique est recyclée dans la zone d'hydroreformage. La partie non recyclée de ladite 30 phase organique est ensuite envoyée dans une zone de craquage catalytique (FCC) (10), éventuellement en mélange avec un effluent hydrocarboné (9). L'effluent issu de l'étape de craquage catalytique est introduit via la conduite (11) dans une zone de séparation (12) permettant de séparer un effluent gazeux contenant des gaz secs et acides (13), un effluent de gaz liquéfié contenant les 3041359 21 molécules en C3-C4 (14), un effluent liquide hydrocarbure dont le point d'ébullition est inférieur à 220°C (15), un effluent liquide hydrocarbure d'irtervalle d'ébullition 220-360°C (16), et un résidu de conversion de point d'ébullition supérieur à 360°C(17). Les exemples ci-dessous illustrent l'invention sans en limiter la portée. 5 L'exemple 1 correspond à une configuration de l'art antérieur à savoir le coprocessing d'un mélange comprenant 90% poids d'une charge VGO et 10 % de Bio huile non post -traitée dans une étape de craquage catalytique. Les exemples 2 et 3 couvrent l'innovation à savoir le fait de faire subir à la bio huile respectivement une étape d'hydroreforming et une étape d'hydroreforming suivie d'une étape d'hydrotraitement avant 10 d'être co-processée avec un VGO dans une étape de craquage catalytique dans les même proportions que l'exemple 1. Pour les quatre exemples, la capacité de l'unité FCC considérée est de 300t/h et la conversion standard est définie par la formule 100-(rendements des coupes 220-360°C & 360°C+) Exemple 1 : non conforme à l'invention 15 Les résultats sont récapitulés dans le tableau 1. Tableau 1 Exemple 1 VGO 100% 90% VGO+10% Biohuile 0/0 5.0 6.9 ROT, °C 521.0 540 Cat return Temp, °C 690.0 785 delta coke 0.71 1.10 Gaz 1.3 2.5 LPG 17.1 11.0 PI-220°C 55.2 39.9 220-360 15.5 18.0 360°+ 7.4 21.1 Coke 3.5 7.6 Std Conversion, pd s % 77.1 60.9 3041359 22 L'introduction de biohuile non postraitée dans une unité de craquage catalytique va se traduire par une augmentation du delta coke de l'unité et se traduire par une forte augmentation de la température du régénérateur et du rendement coke. Les limites de stabilité thermique du catalyseur se situant à 800°C une température maximale inférieure à cette Imite est requise. Ainsi dans le cas traité pas plus 5 de 10 % de bio huile non hydrotraitée peut être coprocesssée avec la charge VGO. A cette haute valeur de température du régénérateur, le bouclage du bilan thermique impose un plus forte température sortie riser (notée ROT) et un plus fort 0/0. Il en résulte que la séléctivité en gaz sec (produits non recherchés) s'en trouve fortement dégradée ainsi que la conversion standard et les rendements en produits recherchés à savoir LPG, essence (PI-220°C) et distillat moyen (220-360°C). 10 Au final, la bio huile non postraitée dégrade les performances de l'unité. Exemple 2 : conforme à l'invention Dans l'exemple 2 la bio huile a été postraitée dans un hydroreforming améliorant ainsi ses propriétés de craquabilité. Les résultats sont récapitulés dans le tableau 2. 15 Tableau 2 : Exemple 1 Exemple 2 VGO 100% 90% 90% VG0+10% VGO+10% de bio huile ex Biohuile Hydroreforming 0/0 5.0 6.9 6 ROT,°C 521.0 540 530 Cat return Temp, °C 690.0 785 730 delta coke 0.71 1.10 0.88 Gaz 1.3 2.5 1.9 LPG 17.1 11.0 14.0 PI-220°C 55.2 39.9 45.0 220-360 15.5 18.0 15.8 360°+ 7.4 21.1 18.0 coke 3.5 7.6 5.3 Std Conversion, pds% 77.1 60.9 66.2 Grâce à l'étape d'hydroreforming, le delta coke du système est amélioré (0.88 contre 1.1) ce qui limite la température du régénérateur à 730°C contre 785°Cprécédemment. Le bouclage du bilan thermique impose une température sortie riser (ROT) de 530°C donc plus base que dans le cas d'une bio huile non postraitée. Il en résulte un plus faible rendement en gaz sec, une limitation du rendement coke 3041359 23 ainsi qu'une amélioration de la conversion et des rendements en produit recherchés. Toutefois même avec une étape d'hydroreforming les performances du cas 100% VGO ne sont toujours pas retrouvées. Exemple 3 : conforme à l'invention 5 Dans ce dernier exemple, la bio huile subit deux post traitement à savoir un hydrorreforming suivi d'un hydrotraitement améliorant d'autant ses propriétés et parmi elles sa craquabilité. Les résultats sont récapitulés dans le tableau 3. Tableau 3 : Exemple 1 Exemple 2 Exemple 3 VGO 90% VG0+10% 90% VG0+10% 90% VG0+10%UBA ex 100% Biohuile de bio huile ex Hydroreforming+ Hydroreforming hydrotraitement 0/0 5.0 6.9 6 5.50 ROT, °C 521.0 540 530 525 Cat return Temp, °C 690.0 785 730 693 delta coke 0.71 1.10 0.88 0.73 Gaz 1.3 2.5 2.0 1.5 LPG 17.1 11.0 14.0 16.8 PI-220°C 55.2 39.9 45.0 54.2 220-360 15.5 18.0 15.7 15.3 360°+ 7.4 21.1 18.0 8.2 coke 3.5 7.6 5.3 4.0 Std Conversion, pd s% 77.1 60.9 66.3 76.5 Grâce au deux postraitements de la bio huile, le delta coke est fortement limité et proche du cas 100% 10 VGO. Ainsi les performances en terme de sélectivité et rendements en produits recherchés sont fortement améliorées et quasi identiques à celles obtenu dans le cas 100`)/0VG0 REVENDICATIONS1. Procédé de conversion d'une charge liquide comprenant au moins une bio-huile, ladite charge étant introduite dans au moins les étapes suivantes : une ou plusieurs étape(s) d'hydroreformage, éventuellement précédée(s) d'un prétraitement de la bio-huile notamment pour en améliorer la stabilité thermique, en présence d'hydrogène et d'un ou de plusieurs catalyseurs d'hydroreformage comprenant au moins un métal de transition choisi parmi les éléments des groupes 3 à 12 de la classification périodique et au moins un support choisis parmi les charbons actifs, les carbures de silicium, les silices, les alumines de transition, les silices alumine, l'oxyde de zirconium, l'oxyde de cérium, l'oxyde de titane et les aluminates de métaux de transition, pris seul ou en mélange, pour obtenir au moins un effluent liquide comprenant au moins une phase aqueuse et au moins une phase organique, opérant à une température comprise entre 100 et 450°C, à une pression absolue comprise entre 3 et 30 MPa, à une vitesse spatiale horaire par rapport à la bio huile supérieure à 0,2 h-1, et avec une quantité d'hydrogène introduite telle que le rapport volumique hydrogène sur hydrocarbures est compris entre 50 et 2000 Nm31m3, une étape de craquage catalytique d'au moins une partie de l'effluent issu de ou des étape(s) d'hydroreformage dans au moins un réacteur fonctionnant en courant ascendant ou descendant contenant un catalyseur de craquage catalytique, opérant avec un rapport catalyseur sur charge compris entre 4 et 15 et avec une température de sortie du ou des réacteur comprise entre 450 et 600°C, une séparation de l'effluent obtenu à l'issue de l'étape de craquage catalytique. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel ladite étape d'hydroreformage est réalisée à une température comprise entre 250 et 400. °C, à une pression absolue comprise entre 3,5 et 25 MPa et à une vitesse spatiale comprise entre. 0,5 h-1 et 5 h-1, et avec une quantité d'hydrogène introduite telle que le rapport volumique hydrogène sur hydrocarbures est compris entre 100 et 1000 Nm3/m3. Procédé selon l'une des revendications 1 et 2, dans lequel ladite charge liquide comprenant au moins une bio-huile contient également d'autres charges liquides issus de la biomasse, lesdites charges liquides étant choisis parmi les huiles végétales, les huiles d'algues ou algales, les huiles de poissons, les graisses d'origine végétale ou animale, et les alcools issus de la fermentation des sucres de la biomasse, ou des mélanges de telles charges, prétraitées ou non. 4. Procédé selon l'une des revendications 1 et 2, dans lequel ladite charge liquide est entièrement constituée de bio-huile. 3041359 26 5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, dans lequel ledit catalyseur d'hydroreformage comprend du Nickel, seul ou en combinaison avec au moins un métal choisi parmi le chrome (Cr), le molybdène (Mo), le manganèse (Mn), le tungstène (W), le fer (Fe), le cobalt (Co) et le cuivre (Cu) et un support choisi parmi les silices, les alumines de transen, les silices alumines, le carbone poreux et les aluminates de métaux de transition, seul ou en mélange. 6. Procédé selon la revendication 5, dans lequel ledit catalyseur d'hydroreformage est un catalyseur choisi parmi les catalyseurs comprenant du nickel (Ni), du nickel et du chrome (NiCr) ou du nickel et du manganèse (NiMn) sur du carbone poreux et les catalyseurs comprenant du nickel et du molybdène (NiMo) sur une alumine ou un aluminate de nickel. 10 7. Procédé selon l'une des revendications 1 à 6, dans lequel une étape de séparation d'au moins une phase organique, d'au moins une phase aqueuse et d'au moins une phase gazeuse peut être mise en oeuvre entre ladite étape d'hydroreformage et ladite étape de craquage catalytique. 8. Procédé selon l'une des revendications 1à 7, dans lequel une étape de pré-hydrogénation est mise en oeuvre en amont de ladite étape d'hydroreformage, ladite étape de pré-hydrogénation 15 étant réalisée à une température comprise entre 70 et 250°C, à une pression absolue comprise entre 3 et 30 MPa, à une vitesse spatiale horaire par rapport à ladite bio- huile supérieure à 0,2 11-1, et avec une quantité d'hydrogène introduite telle que le rapport volumique hydrogène sur bio-huile est compris entre 50 et 2000 Nm3/m3. 9. Procédé selon l'une des revendications 1 à 8, dans lequel au moins une partie de la phase 20 organique de l'effluent issu de l'étape d'hydroreformage, est envoyée dans une étape d'hydrotraitement en présence d'hydrogène dans au moins un réacteur contenant un catalyseur d'hydrotraitement, opérant à une température comprise entre 250 et 400°C, à une pression comprise entre 2 MPa et 25 MPa, et à une vitesse spatiale horaire comprise entre 0,1 h-1 et 20 h-1 et avec une quantité totale d'hydrogène mélangé à la charge telle que le rapport 25 volumique hydrogène/hydrocarbure est compris entre 100 et 3000 Nm3/m3. 10. Procédé l'une des revendications 1 à 9, dans lequel ladite étape de craquage opère avec un rapport catalyseur sur charge compris entre 6 et 12 et à une température de sortie du ou des réacteur comprise entre 480 et 580°C. 11. Procédé selon l'une des revendications 1 à 10, dans lequel au moins une charge liquide 30 hydrocarbonée dérivée du pétrole et/ou du charbon est envoyée dans ladite étape de craquage catalytique en mélange avec au moins une partie de l'effluent issu de l'étape d'hydroreformage.