FR 3059313 A1 20180601 FR 1661616 A 20161129 1 Procédé de production d'un gaz de synthèse à partir d'un flux d'hydrocarbures légers et d'une charge gazeuse comprenant du CO2, du N2, de l'02 et de l'H20 issue d'une unité industrielle comprenant un four à combustion Domaine technique La présente invention concerne le domaine de la production de gaz de synthèse par réaction de tri-reformage au moyen d'une charge gazeuse issue d'une unité industrielle comportant un four de combustion. Le gaz de synthèse obtenu permet de produire des hydrocarbures paraffiniques ou oléfiniques, qui sont des bases de carburants liquides de haute qualité (coupe diesel de haut indice de cétane, kérosène, etc..) ou des bases pétrochimiques, pouvant être obtenu plus particulièrement au moyen d'une étape de synthèse FischerTropsch. Etat de la technique On connaît plusieurs procédés de production de gaz de synthèse à partir de matières carbonées, en particulier la réaction d'oxydation partielle et le reformage du méthane. L'oxydation partielle, ou gazéification par oxydation partielle (connue sous le sigle PDX qui provient de l'anglais « partial oxydation » qui signifie oxydation partielle), consiste à former par combustion en conditions sous-stoechiométriques un mélange à haute température, généralement entre 10000C et 1600°C, de matière carbonée d'une part et d'ai- ou d'oxygène d'autre part, pour oxyder la matière carbonée et obtenir un gaz de synthèse. L'oxydation partielle est compatible avec toutes formes de charges carbonées, y compris des charges lourdes. La réaction d'oxydation partielle répond à l'équation bilan (1) ci-après : 1/2 02 + CH4 CO + 2H2 (1) Le reformage du méthane est une réaction chimique qui consiste à produire de l'hydrogène à partir du méthane. On distingue deux types de procédé de reformage du méthane. Le réformage à la vapeur (ou vaporéformage) connu sous le sigle SMR qui provient de l'anglais « steam methane reforming » qui signifie « réformage du méthane à la vapeur, consiste à faire réagir la charge, typiquement un gaz naturel ou des hydrocarbures légers, sur un catalyseur en présence de vapeur d'eau pour obtenir un gaz de synthèse qui contient principalement, hors vapeur d'eau, un mélange d'oxyde de carbone et d'hydrogène. Le réformage à la vapeur est une réaction endothermique dont le rapport molaire H2/C0 est proche de 3. Le réformage à la vapeur répond à l'équation bilan (2) suivante : CH4 + H20 CO + 3H2 (2) 3059313 2 Par ailleurs, le réformage à sec est une réaction fortement endothermique dont le rapport molaire H2/C0 est proche de 1. Le réformage à sec répond à l'équation bilan (3) suivante : CO2 + CH4 200 + 2H2 (3) 5 Cependant, les rapports H2/CO du gaz de synthèse produit lors du réformage à sec ou du réformage à la vapeur ne sont pas satisfaisants pour la production de carburants qui requièrent un rapport molaire H2/CO de l'ordre de 2. La combinaison de ces deux procédés permet d'obtenir des rations plus proches de ceux désirés mais la production de carbone 10 (« coke ») qui en découle sur le catalyseur est un inconvénient majeur. Une solution proposée dans l'art antérieur consiste à combiner trois réactions catalytiques : le réformage à sec, le réformage à la vapeur et la réaction d'oxydation partielle, ces trois réactions étant toutes effectuées dans un même réacteur. Cette combinaison de réaction est 15 appelée tri-reformage catalytique. Le tri-reformage catalytique présente un intérêt pour la formation de gaz de synthèse. En effet, Song et al. (Chemical innovation, 31 (2001) 21-26) décrivent un procédé permettant de faire réagir à haute température un gaz comprenant du CH4, du 002, de 1'02 et de l'H20 en présence d'un catalyseur pour produire du CO et de 1'112 dans des ratios contrôlés. 20 Le document US2008/0260628 divulgue un procédé de production de gaz de synthèse comprenant une étape réactionnelle de reformage du méthane par approvisionnement d'un mélange de dioxyde de carbone, de vapeur d'eau et d'oxygène et mettant en oeuvre un catalyseur à base de nickel. Le document US2015/0031 922 décrit un procédé de production de gaz de synthèse par tri- 25 reformage catalytique mettant en oeuvre un mélange d'hydrocarbures, de 002, d'H20 et d'02. Le CO2 provient de gaz de combustions de différents procédés industriels obtenus après une étape de séparation, en particulier par séparation avec lavage aux amines. Le tri-reformage catalytique permet en particulier de valoriser le CO2 issu des fumées de combustion (appelées ici aussi gaz de combustion ou charge gazeuse) de centrales 30 électriques (Song et al., Prepr. Pap.-Am. Chem. Soc., Div. Fuel Chem., 2004, 49(1),128). Le gaz de synthèse ainsi obtenu peut être ensuite valorisé par réaction Fischer-Tropsch notamment pour la production de carburants de synthèse. Ainsi, il est connu de l'état de la technique d'utiliser un gaz de combustion issue d'une unité 35 industrielle dans des réactions de tri-reformage. Cependant, les gaz de combustion sont prélevés en sortie des cheminées des fours, et présentent donc une température peu élevée, 3059313 3 i.e. environ 150°C [cf. Song et al., Prepr. Pap.-Am. Chem. Soc., Div. Fuel Chem., 2004, 49(1),128]. Par conséquent, il est nécessaire de réchauffer les gaz de combustion à la température de la réaction de tri-reformage, i.e. une température comprise typiquement entre 650 et 900°C. Par ailleurs, la température relativement basse des gaz de combustion en 5 sortie de cheminées peut entraîner la condensation de vapeur d'eau contenue dans les gaz de combustion et donc peut sensiblement modifier le ratio H20/Hydrocarbures (HC) qui ne sera plus optimal pour la réaction de tri-reformage catalytique. La Demanderesse a mis au point un nouveau procédé de production d'un gaz de synthèse 10 obtenu à partir d'une réaction de tri-reformage catalytique en utilisant directement, sans étapes de séparation intermédiaire du 002, des gaz de combustion issues d'unités industrielles comprenant un four de combustion en amont des cheminées d'évacuation des gaz de combustion, et plus particulièrement des unités de type unité de production d'hydrogène par reformage du méthane à la vapeur, unité de production d'ammoniaque, 15 unité de production de chaux, unité de production de verre, ou centrale thermique alimentée en gaz, en fioul ou en charbon. En effet, les gaz de combustion (appelées aussi ici fumées de combustion ou charge gazeuse) issus de telles unités présentent l'avantage de posséder des concentrations importantes en 002, cela permettant une production de gaz de synthèse avec un meilleur rendement énergétique, un rejet de gaz à effet de serre inférieur, et un 20 rendement en carbone élevé. Objets de l'invention La présente invention concerne un procédé de production d'un gaz de synthèse contenant du CO et de l'H2 à partir d'un flux d'hydrocarbures légers et d'une charge gazeuse issue 25 d'une unité industrielle comprenant au moins un four à combustion et au moins un moyen d'évacuation de la charge gazeuse vers l'extérieur de ladite unité industrielle, ladite charge gazeuse comprenant du 002, du N2, de 1'02 et de l'H20, éventuellement du CO à l'exclusion d'une charge gazeuse issue d'unité de fabrication de clinker de ciment, mais ne comprenant pas d'hydrogène, lequel procédé comprend les étapes suivantes : 30 a) on prélève au moins une partie de ladite charge gazeuse obtenue dans ladite unité industrielle en amont dudit moyen d'évacuation de la charge gazeuse, ladite charge gazeuse étant prélevée à une température comprise entre 180 et 800°C ; b) optionnellement, on traite ladite charge gazeuse obtenues à l'étape a) ; c) on prépare un flux réactionnel comprenant un flux d'hydrocarbures légers comprenant du 35 méthane et ladite charge gazeuse obtenues à l'étape a) ou ladite charge gazeuse traitée obtenues à l'étape b) et ; 3059313 4 d) on envoie ledit flux réactionnel dans un réacteur de tri-reformage pour obtenir un gaz de synthèse, ledit réacteur de tri-reformage fonctionnant à une température comprise entre 650 et 900°C, une pression comprise entre 0,1 et 10 MPa, et une V.V.H. comprise entre 0,1 et 200 Nm3/h.kgcatalyseur- 5 Dans un mode de réalisation particulier selon l'invention, la charge gazeuse comprend en outre du CO. Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce que le flux réactionnel comprend : - un ratio volumique 02/HC compris entre 0,02 et 0,3 ; - un ratio volumique CO2/HC compris entre 0,10 et 0,5 ; 10 - un ratio volumique H20/HC compris entre 0,2 et 0,9 ; - un ratio volumique N2/HC compris entre 0,1 et 3,0. - un ratio volumique CO/HC compris entre 0,005 et 0,5. Avantageusement, ladite unité industrielle est choisie parmi une centrale thermique alimentée en charbon ou une unité de production de chaux. 15 Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, caractérisé en ce qu'on réalise entre l'étape a) et b) ou c) dudit procédé une étape dans laquelle on filtre la charge gazeuse, éventuellement traitée. Dans un autre mode de réalisation selon l'invention, la charge gazeuse ne contient pas de CO, à l'exclusion des charges gazeuses issues d'unités de fabrication de clinker de ciment. 20 De préférence, le flux réactionnel comprend : - un ratio volumique 02/HC compris entre 0,02 et 0,3 ; - un ratio volumique 002/HC compris entre 0,10 et 0,5 ; - un ratio volumique H20/HC compris entre 0,2 et 0,9 ; - un ratio volumique N2/HC compris entre 0,1 et 3,0. 25 Avantageusement, l'unité industrielle est choisie parmi une unité de production d'hydrogène par reformage du méthane à la vapeur, une unité de production de verre, ou une centrale thermique alimentée en gaz ou en fioul. Avantageusement, ladite charge gazeuse comprend une teneur en CO2 comprise entre 5 et 50 % volumique. 30 De préférence, le prélèvement de la charge gazeuse à l'étape a) est réalisé soit directement en sortie du four à combustion, soit après au moins une étape de purification de ladite charge gazeuse issue du four à combustion, ladite étape de purification étant réalisée au moyen d'un absorbeur-neutraliseur. Dans un mode de réalisation préféré, on réalise l'étape b) de traitement de ladite charge 35 gazeuse obtenue à l'étape a), ladite étape b) comprenant les sous-étapes suivantes : i) on refroidit ladite charge gazeuse prélevée à l'étape a) ; 3059313 5 ii) on envoie ladite charge gazeuse refroidie dans un premier ballon de séparation pour obtenir un premier effluent gazeux et un premier effluent liquide ; iii) on envoie le premier effluent gazeux dans un premier compresseur pour obtenir un premier effluent gazeux compressé ; 5 iv) on refroidit le premier effluent gazeux compressé pour obtenir premier effluent gazeux compressé refroidi ; v) on envoie le premier effluent gazeux compressé refroidi dans un second ballon de séparation pour obtenir un second effluent gazeux (et un second effluent liquide ; vi) on envoie le second effluent gazeux dans un second compresseur pour obtenir second 10 effluent gazeux compressé ; vii) on met en contact le second effluent gazeux compressé obtenu à l'étape vi) avec une partie au moins dudit second effluent liquide obtenu à l'étape v) pour former ladite charge gazeuse traitée. Avantageusement, ladite charge gazeuse est refroidie à l'étape i) à une température 15 comprise entre 60 et 80°C. Avantageusement, ledit premier effluent gazeux est refroidi à l'étape iv) à une température comprise entre 30 et 60°C. Avantageusement, le flux réactionnel est préalablement chauffé à une température comprise entre 500 et 850°C. 20 Avantageusement, ledit flux d'hydrocarbures légers est un gaz naturel ou un gaz de pétrole liquéfié. De préférence, on réalise un appoint en vapeur d'eau et/ou en oxygène entre l'étape a) et d) dudit procédé. Avantageusement, le réacteur de tri-reformage comprend au moins un catalyseur supporté 25 comportant une phase active comprenant au moins un élément métallique sous forme oxyde ou sous forme métallique choisi parmi les groupes VIIIB, IB, IIB, seul ou en mélange. Description de la figure La figure 1 est une représentation schématique simplifiée d'une installation industrielle 30 comprenant un four de combustion 100 et un dispositif d'évacuation des fumées de combustion 200 issues du four de combustion. La figure 2 est une représentation schématique simplifiée du procédé selon l'invention. La figure 3 est une représentation schématique d'un mode de réalisation particulier du procédé selon l'invention, dans lequel la charge gazeuse 70 prélevée dans l'unité industrielle 35 (étape a) est traitée (étape b) avant d'être mise en contact avec un flux d'hydrocarbures 3059313 6 légers 110 (étape c) pour former le flux réactionnel 113 de la réaction de tri-reformage catalytique (étape d). Description détaillée de l'invention 5 Définitions Dans la suite, les groupes d'éléments chimiques sont donnés selon la classification CAS (CRC Handbook of Chemistry and Physics, éditeur CRC press, rédacteur en chef D.R. Lide, 81è" édition, 2000-2001). Par exemple, le groupe VIII selon la classification CAS correspond aux métaux des colonnes 8, 9 et 10 selon la nouvelle classification IUPAC. 10 Les propriétés texturales et structurales du support et du catalyseur décrits ci-après sont déterminées par les méthodes de caractérisation connues de l'homme du métier. Le volume poreux total et la distribution poreuse sont déterminés dans la présente invention par porosimétrie à l'azote tel que décrit dans l'ouvrage « Adsorption by powders and porous solids. Principles, methodology and applications » écrit par F. Rouquérol, J. Rouquérol et K. 15 Sing, Academic Press, 1999. On entend par surface spécifique, la surface spécifique BET (SBET en m2/g) déterminée par adsorption d'azote conformément à la norme ASTM D 3663-78 établie à partir de la méthode BRUNAUER-EMMETT-TELLER décrite dans le périodique "The Journal of American Society', 1938, 60, 309. 20 Dans le cadre de la présente invention, le terme « hydrocarbures légers » désigne des composés hydrocarbonés comprenant entre 1 et 4 atomes de carbone (C1-C4). Description du procédé La présente invention concerne un procédé de production d'un gaz de synthèse contenant 25 du CO et de l'H2 à partir d'un flux d'hydrocarbures légers et d'une charge gazeuse comprenant du CO2, du N2, de 1'02 et de l'H20, et éventuellement du CO, ladite charge gazeuse étant issue d'une unité industrielle comprenant au moins un four à combustion et au moins un moyen d'évacuation de la charge gazeuse vers l'extérieur de ladite unité industrielle. De préférence, l'unité industrielle est choisie parmi une unité de production 30 d'hydrogène par reformage du méthane à la vapeur, un unité de production d'ammoniaque, une unité de production de chaux, une unité de production de verre, ou une centrale thermique alimentée en gaz, en fioul ou en charbon. Comme pour tout procédé industriel, l'Homme du métier est sans cesse confronté aux 35 problèmes d'accroissement de la production et de la productivité des installations industrielles. C'est pourquoi la Demanderesse a mis au point un procédé de production d'un 3059313 7 gaz de synthèse contenant du CO et de l'H2 à partir d'un flux d'hydrocarbures légers et d'une charge gazeuse comprenant du 002, du N2, de 1'02 et de l'H20, et éventuellement du CO, issues d'une unité industrielle comprenant au moins un four à combustion et au moins un moyen d'évacuation de la charge gazeuse vers l'extérieur de ladite unité industrielle. 5 En se reportant à la figure 1, illustrant de manière schématique une unité industrielle, on envoie une matière combustible 10 vers le four de combustion 100 (appelé aussi ici four de calcination). Le produit issu de la combustion dans le four de combustion 100 est évacué via la ligne 20. La charge gazeuse 70 (appelée aussi fumées de combustion) issue du four de 10 combustion 100 est quant à elle envoyée vers l'extérieur de l'unité industrielle par le biais d'un dispositif d'évacuation des fumées de combustion 200, tels que des cheminées. La matière combustible 10 peut être tout combustible traditionnel, tel que le gaz naturel, le fioul, le charbon, ou combustible non conventionnel, tel que de la biomasse ou des déchets 15 carbonés (huiles usées, solvants, pneumatiques, boues de stations d'épuration, ...). Selon le procédé de production de gaz de synthèse selon l'invention, la charge gazeuse 70 obtenue après transformation de la matière combustible 10 dans le four de combustion 100 est prélevée en amont du moyen d'évacuation des fumées de combustion 200 puis est mise 20 en contact avec un flux d'hydrocarbures légers afin de former un flux réactionnel, ce dernier étant envoyé dans un réacteur de tri-reformage permettant d'obtenir le gaz de synthèse. Plus particulièrement, en se référant à la figure 2, le procédé de production d'un gaz de synthèse à partir d'un flux d'hydrocarbures légers et d'une charge gazeuse comprenant du 25 002, du N2, de 1'02 et de l'H20, et éventuellement du CO, issue d'une unité industrielle comprenant au moins un four de combustion 100 et au moins un moyen d'évacuation de la charge gazeuse 200 vers l'extérieur de ladite unité industrielle, comprend les étapes suivantes : a) on prélève ladite charge gazeuse 70 obtenue dans ladite unité industrielle en amont dudit 30 moyen d'évacuation de la charge gazeuse 200 sans réaliser d'étape de séparation intermédiaire, ladite charge gazeuse 70 étant prélevée à une température comprise entre 180 et 800°C, de préférence comprise entre 200 et 5310°C, et encore plus préférentiellement entre 250 et 500°C ; b) optionnellement, on traite ladite charge gazeuse 70 prélevée à l'étape a) pour obtenir une 35 charge gazeuse traitée 101 ; 3059313 8 c) on prépare un flux réactionnel 113 comprenant un flux d'hydrocarbures légers 110 comprenant du méthane et ladite charge gazeuse 70 obtenues à l'étape a), ou éventuellement ladite charge gazeuse traitée 101 obtenues à l'étape b) et ; d) on envoie ledit flux réactionnel 113 dans un réacteur de tri-reformage 1009 pour obtenir 5 un gaz de synthèse 114, ledit réacteur de tri-reformage 1009 fonctionnant à une température comprise entre 650 et 900°C, une pression comprise entre 0,1 et 5 MPa, et une V.V.H. comprise entre 0,1 et 200 Nm3/h.kg catalyseur- Les étapes a) à d) sont décrites plus en détail ci-après. 10 Etape a) Dans l'étape a), la charge gazeuse 70 issue du four de combustion 100 est prélevée en amont du moyen d'évacuation de la charge gazeuse 200 vers l'extérieur de l'unité industrielle sans réaliser d'étape de séparation intermédiaire. 15 Tout ou partie de la charge gazeuse 70 peut être mis en oeuvre. Le débit de la charge gazeuse 70 prélevée à l'étape a) est compris entre 10 000 à 2 000 000 Nm3/h, de préférence de 20 000 à 1 000 000 Nm3/h. Dans un premier mode de réalisation selon l'invention, la charge gazeuse 70 prélevée à 20 l'étape a) comprend du 002, du N2, de l'02 et de l'H20, du CO, mais ne comprend pas de H2. Plus particulièrement, la charge gazeuse 70 comprend entre 2% à 60% en volume de 002, de manière préférée entre 5% et 50% en volume. Lorsque l'unité industrielle est une centrale thermique alimentée en charbon la charge gazeuse 70 comprend entre 2% à 30% en volume de 002, de manière préférée entre 5% et 25 25% en volume, et encore plus préférentiellement entre 5% et 20% en volume. Lorsque l'unité industrielle est une unité de production de chaux, la charge gazeuse 70 comprend entre 10% à 60% en volume de 002, de manière préférée entre 15% et 50% en volume, et encore plus préférentiellement entre 20% et 50% en volume. Plus particulièrement, la charge gazeuse 70 comprend entre 30% à 80% en volume de N2, 30 de manière préférée entre 30% et 70% en volume. Lorsque l'unité industrielle est une centrale thermique alimentée en charbon la charge gazeuse 70 comprend entre 50% à 80% en volume de N2, de manière préférée entre 55% et 75% en volume, et encore plus préférentiellement entre 65% et 75% en volume. Lorsque l'unité industrielle est une unité de production de chaux, la charge gazeuse 70 35 comprend entre 30% à 80% en volume de N2, de manière préférée entre 30% et 70% en volume, et encore plus préférentiellement entre 35% et 65% en volume. 3059313 9 Plus particulièrement, la charge gazeuse comprend entre 0,5% à 20% en volume d'02, de manière préférée entre 1% et 15% en volume. Lorsque l'unité industrielle est une centrale thermique alimentée en charbon la charge 5 gazeuse 70 comprend entre 0,5% à 15% en volume d'02, de manière préférée entre 1% et 10% en volume, et encore plus préférentiellement entre 2% et 10% en volume. Lorsque l'unité industrielle est une unité de production de chaux, la charge gazeuse 70 comprend entre 1% à 20% en volume d'02, de manière préférée entre 1% et 15% en volume, et encore plus préférentiellement entre 2% et 10% en volume. 10 Plus particulièrement, la charge gazeuse comprend entre 0,5% à 30% en volume de CO, de manière préférée entre 1% et 30% en volume. Lorsque l'unité industrielle est une centrale thermique alimentée en charbon la charge gazeuse 70 comprend entre 1% à 30% en volume de CO, de manière préférée entre 2% et 15 30% en volume, et encore plus préférentiellement entre 2% et 25% en volume. Lorsque l'unité industrielle est une unité de production de chaux, la charge gazeuse 70 comprend entre 0,5% à 20% en volume de CO, de manière préférée entre 1% et 15% en volume, et encore plus préférentiellement entre 1% et 10% en volume. 20 Plus particulièrement, la charge gazeuse comprend entre 2% à 25% en volume de H20, de manière préférée entre 5% et 25% en volume, et de manière encore plus préférée entre 5% et 20% en volume. Dans un autre mode de réalisation selon l'invention, la charge gazeuse 70 prélevée à l'étape 25 a) comprend du 002, du N2, de 1'02 et de l'H20, mais ne comprend pas de H2 et ne comprend pas de CO, à l'exclusion des charges gazeuse issue de la fabrication de clinker de ciment. Plus particulièrement, la charge gazeuse 70 comprend entre 7% à 40% en volume de 002, de manière préférée entre 15% et 35% en volume. 30 Lorsque l'unité industrielle est une unité de production d'hydrogène, la charge gazeuse 70 comprend entre 10% à 35% en volume de 002, de manière préférée entre 10% et 30% en volume, et encore plus préférentiellement entre 15% et 25% en volume. Lorsque l'unité industrielle est une unité de production de verre, la charge gazeuse 70 comprend entre 20% à 60% en volume de 002, de manière préférée entre 25% et 50% en 35 volume, et encore plus préférentiellement entre 30% et 50% en volume. 3059313 10 Lorsque l'unité industrielle est une centrale thermique alimentée en gaz ou en fioul, la charge gazeuse 70 comprend entre 2% à 30% en volume de 002, de manière préférée entre 5% et 25% en volume, et encore plus préférentiellement entre 5% et 20% en volume. 5 Plus particulièrement, la charge gazeuse comprend entre 20% à 80% en volume de N2, de manière préférée entre 25% et 75% en volume. Lorsque l'unité industrielle est une unité de production d'hydrogène, la charge gazeuse 70 comprend entre 40% à 80% en volume de N2, de manière préférée entre 45% et 75% en volume, et encore plus préférentiellement entre 50% et 70% en volume. 10 Lorsque l'unité industrielle est une unité de production de verre, la charge gazeuse 70 comprend entre 20% à 80% en volume de N2, de manière préférée entre 25% et 70% en volume, et encore plus préférentiellement entre 30% et 65% en volume. Lorsque l'unité industrielle est une centrale thermique alimentée en gaz ou en fioul, la charge gazeuse 70 comprend entre 50% à 80% en volume de N2, de manière préférée entre 55% et 15 75% en volume, et encore plus préférentiellement entre 65% et 75% en volume. Plus particulièrement, la charge gazeuse comprend entre 0,5% à 20% en volume d'02, de manière préférée entre 1% et 10% en volume. Lorsque l'unité industrielle est une unité de production d'hydrogène, la charge gazeuse 70 20 comprend entre 0,5% à 15% en volume d'02, de manière préférée entre 0,5% et 10% en volume, et encore plus préférentiellement entre 1% et 5% en volume. Lorsque l'unité industrielle est une unité de production de verre, la charge gazeuse 70 comprend entre 1% à 20% en volume d'02, de manière préférée entre 1% et 15% en volume, et encore plus préférentiellement entre 2% et 10% en volume. 25 Lorsque l'unité industrielle est une centrale thermique alimentée en gaz ou en fioul, la charge gazeuse 70 comprend entre 0,5% à 15% en volume d'02, de manière préférée entre 1% et 10% en volume, et encore plus préférentiellement entre 1,5% et 5% en volume. Plus particulièrement, la charge gazeuse comprend entre 2% à 25% en volume de H2O, de 30 manière préférée entre 5% et 20% en volume. Lorsque l'unité industrielle est une unité de production d'hydrogène, la charge gazeuse 70 comprend entre 2% à 25% en volume de H2O, de manière préférée entre 5% et 25% en volume, et encore plus préférentiellement entre 5% et 20% en volume. Lorsque l'unité industrielle est une unité de production de verre, la charge gazeuse 70 35 comprend entre 2% à 25% en volume de H2O, de manière préférée entre 5% et 25% en volume, et encore plus préférentiellement entre 5% et 20% en volume. 3059313 11 Lorsque l'unité industrielle est une centrale thermique alimentée en gaz ou en fioul, la charge gazeuse 70 comprend entre 5% à 25% en volume de H2O, de manière préférée entre 7% et 25% en volume, et encore plus préférentiellement entre 8% et 20% en volume. 5 La température de la charge gazeuse 70 prélevée à l'étape a) est comprise entre 180°C et 800°C, de manière préférée entre 200°C et 500°C, douanière très préférée entre 250°C et 500°C. Dans le mode de réalisation particulier selon lequel l'unité industrielle est choisie parmi une 10 unité de fabrication de chaux ou une centrale thermique alimentée en charbon, on réalise avantageusement une étape de filtration des fumées de combustion 70 prélevées à l'étape a) afin de diminuer la teneur en poussières des fumées de combustion. Par exemple, l'étape de filtration peut être réalisée au moyen de filtres à sac ou filtres céramiques. De manière préférée, la teneur en poussière dans les fumées de combustion 70 après l'étape de filtration 15 est inférieure à 1000 mg/m3, de manière très préférée inférieure à 100 mg/m3. De manière préférée, la charge gazeuse 70 prélevée à l'étape a) subit une étape de désulfuration afin réduire la teneur en H2S, en COS, en mercaptans ou en autres composés soufrés éventuellement présent dans ladite charge gazeuse. Cette étape de désulfuration 20 peut être réalisée par toute méthode connue de l'homme du métier, par exemple par une étape d'hydrogénation des composés soufrés suivi d'une étape de fixation d'H2S. Lors de l'étape d'hydrogénation, les composés du soufre (COS, mercaptans, ...) sont transformés en H2S par réaction avec l'hydrogène contenu dans ladite charge gazeuse à traiter. La réaction s'effectue à une température comprise environ entre 350 à 400°C, en présence d'un 25 catalyseur d'hydrogénation. Généralement, le catalyseur d'hydrogénation mis en oeuvre comprend comme phase active au moins un métal du groupe VIB, tel que le molybdène, et au moins un métal du groupe VIIIB, de préférence choisi parmi le cobalt ou le nickel. Le catalyseur comprend en outre un support comprenant un oxyde réfractaire, de préférence de l'alumine. De manière avantageuse, le catalyseur mis en oeuvre est sous forme sulfurée. La 30 deuxième étape de fixation de l'H2S s'opère généralement à une température compris entre 200 et 400°C en présence d'une masse de captation comprenant un composé de type métal, oxyde, zéolithe, ou bien encore carbonate, et au moins un élément choisi dans le groupe formé par Ca, Mg, Mn, Fe, Ni, Cu, Zn, Ag, Sn, La, Ce. De préférence, la masse de captation comprend du Zn sous forme oxyde (ZnO) à une teneur comprise entre 85% poids et 100 cY0 35 poids sous forme oxyde par rapport au poids total de la masse de captation. Des liants peuvent être utilisés tels que la silice, l'alumine ou un précurseur d'alumine, les argiles telles 3059313 12 que la bentonite, la kaolinite, la montmorillonite, seuls ou en mélange, afin de conférer une résistance mécanique suffisante au solide mis en forme. La masse de captation peut se présenter sous la forme d'extrudés préférentiellement cylindriques ou multilobés, de sphères ou de pastilles. 5 Etape b) (optionnelle) Dans un mode de réalisation particulier du procédé selon l'invention, on réalise une étape b) de traitement de la charge gazeuse 70 prélevée à l'étape a). Cette étape permet un ajustement par condensation de la quantité d'eau nécessaire pour la réaction de tri-reformage catalytique ainsi qu'une diminution de la puissance électrique consommée par diminution du débit volumique aspiré. Dans l'étape b) du procédé selon l'invention, on traite la charge gazeuse 70 obtenue à l'étape a) pour obtenir une charge gazeuse traitée 101. En se reportant à la figure 3, lorsqu'on réalise l'étape b) de traitement de la charge gazeuse 15 70 prélevée à l'étape a), l'étape b) comprend les sous-étapes suivantes : i) on refroidit la charge gazeuse 70 prélevée à l'étape a) ; ii) on envoie la charge gazeuse refroidie 102 dans un premier ballon de séparation 1002 pour obtenir un premier effluent gazeux 103 et un premier effluent liquide 118 ; iii) on envoie le premier effluent gazeux 103 dans un premier compresseur 1003 ; 20 iv) on refroidit le premier effluent gazeux compressé 104 ; v) on envoie le premier effluent gazeux compressé refroidi 105 dans un second ballon de séparation 1005 pour obtenir un second effluent gazeux 106 et un second effluent liquide 108 ; vi) on envoie le second effluent gazeux 106 dans un second compresseur 1006 ; 25 vii) on met en contact le second effluent gazeux compressé 107 obtenu à l'étape vi) avec une partie au moins dudit second effluent liquide 108 obtenu à l'étape v) pour former la charge gazeuse traitée 101. La température de la charge gazeuse 70 prélevée à l'étape a) est comprise entre 180°C et 30 800°C, de manière préférée entre 200°C et 500°C, douanière très préférée entre 250°C et 500°C. La pression de la charge gazeuse70 prélevée à l'étape a) est de l'ordre entre 0,05 et 0,20 MPa (0,5 et 2,0 bar), de manière préférée entre 0,08 et 0,15 MPa (0,8 et 1,5 bar). A l'étape i), la charge gazeuse 70 est refroidie à une température comprise entre 60 et 80°C en cédant ses calories au flux 113 dans un premier échangeur 1001. La charge gazeuse 35 refroidie 102 est envoyée dans un ballon de garde 1002 pour obtenir un premier effluent gazeux 103 et un premier effluent liquide 118 (étape ii)). 3059313 13 La pression du premier effluent gazeux 103 est augmentée entre 0,1 et 0,2 MPa (1 et 2 bar) par un premier compresseur 1003 (étape iii) d'où sort un premier effluent gazeux compressé 104 qui est refroidi à une température entre 30 et 60°C par un échangeur à eau 1004 (étape iv). 5 Le premier effluent gazeux compressé refroidi 105 est envoyé dans un ballon séparateur 1005 pour obtenir un second effluent gazeux 106 et un second effluent liquide 108 composé essentiellement d'eau condensée (étape v). La pression du second effluent gazeux 106 issu du séparateur 1005 est augmentée entre 0,1 et 0,5 MPa (1 et 5 bar) par un second compresseur 1006 d'où sort un second effluent 10 gazeux compressé 107 (étape vi). Enfin, on met en contact au moins une partie du second effluent gazeux compressé 107 obtenu à l'étape vi) avec une partie au moins dudit second effluent liquide 108 obtenu à l'étape v) (via la ligne 109) pour former la charge gazeuse traitée 101 (étape vii). L'autre partie du second effluent liquide est évacuée du procédé via la ligne 119, de préférence à un 15 débit de l'ordre de 15 à 25% volumique par rapport débit total du second effluent liquide 108. De préférence, ladite au moins une partie du second effluent liquide 109 traverse une pompe 1007 avant d'être mélangé avec le second effluent gazeux compressé 107. Etape c) 20 Selon l'étape c) du procédé, on prépare un flux réactionnel 113 comprenant un flux d'hydrocarbures légers 110 comprenant du méthane et la charge gazeuse 70 prélevée à l'étape a) (cf. figure 2) ou la charge gazeuse traitée 101 (cf. figure 3) de l'étape b). Le flux réactionnel 113 est ensuite envoyé au réacteur de tri-reformage 1009. 25 De manière préférée la source d'hydrocarbure est un gaz naturel ou un gaz de pétrole liquéfié, de manière très préférée la source d'hydrocarbure est un gaz naturel comprenant au moins 50% en volume de méthane, de préférence au moins 60% en volume de méthane, et plus préférentiellement au moins 70% en volume de méthane. 30 Dans le mode de réalisation particulier dans lequel le procédé selon l'invention comprend une étape de traitement des fumées de combustion prélevées à l'étape a) (i.e. lorsque l'étape b) est effectuée), le flux réactionnel 113 est obtenu en mettant en contact le second effluent liquide 108, le second effluent gazeux compressé 107 et le flux d'hydrocarbures légers. Avantageusement, le flux réactionnel 113 est réchauffé dans un échangeur 1001 par 35 les fumées de combustions 70 prélevées à l'étape a) du procédé. Le flux réactionnel issu de cet échangeur 1001 peut est ensuite être porté à une température proche de celle de la 3059313 14 réaction de tri-reformage catalytique, à une température comprise entre 500 à 850°C, de manière préférée à une température comprise entre 750°C à 850°C, via l'échangeur de chaleur 1008. Le flux réactionnel 113 est ensuite envoyé au réacteur de tri-reformage 1009. 5 Des appoints en oxygène sont réalisés dans toutes proportions pour obtenir un flux réactionnel 113 avec le ratio volumique désiré entre le réactif 02 et la source d'hydrocarbures (HC). Ces appoints peuvent être effectués ensemble ou séparément, et avant ou après le mélange de la charge gazeuse avec la source d'hydrocarbures. En particulier, ces appoints peuvent être effectuées soit par un flux 116 ajouté directement à la 10 charge gazeuse 70 prélevée à l'étape a), soit ajouté par un flux 117 ajouté au flux réactionnel 113 avant ou après passage dans l'échangeur 1001. La source d'oxygène pourra être de manière préférée de l'air atmosphérique ou un flux d'oxygène provenant soit d'un procédé de séparation cryogénique de l'air (ASU, pour air 15 separation unit en terminologie anglo-saxonne), soit d'un procédé d'adsorption par inversion de pression (PSA, pour pressure swing adsorption en terminologie anglo-saxone), soit d'un procédé d'adsorption par inversion de vide (VSA, pour vacuum swing adsorption en terminologie anglo-saxone). Lorsqu'un appoint en vapeur d'eau est réalisé, toute source de vapeur d'eau ou procédé de génération de vapeur d'eau pourra être utilisé. 20 De manière préférée le ratio volumique CO2/HC du flux réactionnel 113 est compris entre 0,1 et 0,5, de manière très préférée entre 0,1 et 0,4. De manière préférée le ratio volumique H20/HC du flux réactionnel 113 est compris entre 0,2 et 0,9, de manière très préférée entre 0,4 et 0,9. 25 De manière préférée le ratio volumique N2/HC du flux réactionnel 113 est compris entre 0,1 et 3,0 de manière très préférée entre 0,2 et 1,5. De manière préférée le ratio volumique 02/HC du flux réactionnel 113 est compris entre 0,02 et 0,3 de manière très préférée entre 0,05 et 0,2. Lorsque le flux réactionnel comprend du CO, le ratio volumique CO/HC du flux réactionnel 30 113 est compris entre 0,005 et 0,5, de manière très préférée le ratio volumique CO/HC est compris entre 0,01 et 0,4. Selon la composition de la charge gazeuse 70 prélevée à l'étape a) ou de la charge gazeuse traitée 101 obtenues à l'étape b), il est possible de faire des appoints en vapeur d'eau dans 35 toutes proportions pour obtenir un flux réactionnel 113 avec le ratio volumique désiré entre le réactif H20 et la source d'hydrocarbures (HC). Ces appoints peuvent être effectués 3059313 15 ensemble ou séparément, et avant ou après le mélange de la charge gazeuse avec la source d'hydrocarbures. En particulier, ces appoints peuvent être effectuées soit par un flux 116 ajouté directement à la charge gazeuse 70 prélevée à l'étape a), soit ajouté par un flux 117 ajouté au flux réactionnel 113. 5 Etape d) Dans l'étape d) la charge contenant les hydrocarbures légers, du 002, du N2, de 1'02 et de l'H20, éventuellement du CO, mais ne comprenant pas de H2, est envoyée dans un réacteur catalytique 1009 de manière à transformer ladite charge et obtenir un effluent contenant du 10 monoxyde de carbone et de l'hydrogène. Le réacteur de tri-reformage catalytique 1009 peut être tout type de réacteur adapté à la transformation de la charge gazeuse. De manière préférée le réacteur catalytique sera un réacteur en lit fixe ou en lit fluidisé. La zone réactionnelle est remplie d'un catalyseur 15 hétérogène présentant une phase active sous forme oxyde ou métallique composée d'au moins un élément choisi parmi les groupes VIII, IB, IIB, seul ou en mélange. Le catalyseur comprend une teneur en phase active exprimée en % poids d'éléments par rapport à la masse totale du catalyseur comprise entre 0,1% et 60%, de manière préférée entre 1% et 30%. De manière avantageuse, le catalyseur utilisé comprend une teneur massique 20 comprise entre 20 ppm et 50 %, exprimé en % poids d'élément par rapport à la masse totale du catalyseur, de préférence entre 50 ppm et 30 % poids, et de manière très préférée entre 0,01 % et 5 % poids d'au moins un élément dopant choisi parmi les groupes VIIB, VB, IVB, IIIB, IA (élément alcalin), IIA (élément alcalino-terreux), IIIA, VIA, seul ou en mélange. Le catalyseur comprend un support contenant une matrice d'au moins un oxyde réfractaire à 25 base d'éléments tels que Mg, Ca, Ce, Zr, Ti, Al, Si, seuls ou en mélange. Le support sur lequel est déposée ladite phase active ainsi que les éventuels dopants peut présenter une morphologie sous forme de billes, d'extrudés (par exemple de forme trilobes ou quadrilobes), de pastilles, de cylindres troués ou pas, ou présenter une morphologie sous forme de poudre de granulométrie variable. 30 Lorsque la phase active du catalyseur est sous forme métallique, une étape d'activation en température sous gaz réducteur pourra être mise en oeuvre avant l'injection du flux réactionnel 113 dans le réacteur 1009. 35 Dans la zone réactionnelle, le flux réactionnel est porté à une température de 650°C à 900°C et une pression de 0,1 et 10,0 MPa (1 bar et 100 bar), de préférence entre 0,1 et 1,0 MPa (1 3059313 16 et 10 bar). La vitesse volumique horaire du flux réactionnel est comprise entre 0,1 et 200 Nm3/h.kgcatalyseur, de manière préférée entre 1 et 100 Nm3/h.kgcatalyseur, de manière très préférée entre 1 et 50 Nm3/h.kgcatalyseur- L'effluent 114 issu du réacteur 1009 comprenant du monoxyde de carbone et de l'hydrogène dans un ratio volumique H2/CO compris entre 1 et 5 3, de préférence entre 1,5 et 2,7, de manière très préférée entre 1,7 et 2,7. De manière préférée cet effluent ne comprend pas plus de 50% en volume de N2, de manière très préférée pas plus de 30% en volume. Avantageusement, l'effluent 114 traverse un échangeur de chaleur (échangeur de chaleur 10 1008 dans le mode de réalisation tel qu'illustré en figure 3) afin d'obtenir un effluent refroidi 115 entre 120 et 250°C qui peut être valorisé directerrent par toutes les voies connues par l'homme du métier. En effet, l'effluent obtenu selon l'invention présente les caractéristiques d'un gaz de synthèse et peut être valorisé directement par toutes les voies connues par l'homme du métier. De manière préférée, l'effluent comprenant du monoxyde de carbone est 15 valorisé en synthèse Fischer Tropsch pour la production de carburants de synthèse. Avant valorisation de l'effluent il pourra être avantageux de procéder à une étape de purification, notamment De-Nox et/ou De-Sox par tout procédé connu de l'homme du métier. L'invention est illustrée par les exemples suivants qui ne présentent, en aucun cas, un 20 caractère limitatif. Exemples Exemple 1 : Conversion d'un effluent de combustion d'unité de production d'hydrogène en composition gazeuse comprenant du monoxyde de carbone et du dihydrogène (selon 25 l'invention) Un effluent gazeux de combustion d'unité de production d'hydrogène est prélevé en sortie de four contenant 18% volume de CO2, 17% volume d'H20, 1,5% volume d'02 et 64% volume de N2. La température de ce flux de gaz est de 200°C. Des appoints de vapeur d'eau et d'oxygène (issu de l'air atmosphérique), ainsi qu'un débit de gaz naturel sont ajoutés à ce 30 flux de gaz ex-unité de production d'hydrogène afin d'obtenir les ratios volumiques suivant : N2/HC=1,41 ; H20/HC=0,66 ; CO2/HC=0,32 ; 02/HC=0,10. Le mélange réactionnel est porté à 850°C sous une p-ession de 0,25 MPa (2,5 bar), en présence d'un catalyseur à base de nickel (HiFUEL® R110, Johnson Matthey Plc, Alfa Aesar). La vitesse volumique horaire de la charge est de 8 Nm3/h.kgcatalyseur- 3059313 17 L'effluent obtenu contient 23% en volume de CO, 46% en volume de dihydrogène, 1,3% en volume de 002, 2,8% en volume d'H20, des traces d'hydrocarbures ainsi que 27% en volume de N2. Le ratio molaire H2:C0 est de l'ordre de 2, ce qui est acceptable pour être utilisé comme 5 alimentation d'une unité de production de carburant par le procédé Fischer-Tropsch. Les conversions en CO2 et en hydrocarbures sont respectivement de 79% et 96%. Le rendement en carbone de la réaction par rapport aux hydrocarbures introduits est calculé à 121%. 10 Exemple 2 : Conversion d'un effluent de four de centrale thermique alimenté en charbon en composition gazeuse comprenant du monoxyde de carbone et du dihydrogène (Selon l'invention) Un effluent gazeux de four de centrale thermique alimenté en charbon est prélevé en sortie de four après étape de filtration électrostatique contenant 15% volume de 002, 10% volume 15 d'H20, 5% volume de CO, 5% volume d'02 et 65% volume de N2. La température de ce flux de gaz est de 250°C. Des appoints de vapeur d'eau et d'oxygène (par ajout d'air atmosphérique), ainsi qu'un débit de gaz naturel sont ajoutés à ce flux de gaz ex- centrale thermique afin d'obtenir les ratios volumiques suivant : N2/HC=1,16 ; H2O/HC=0,69 ; CO2/HC=0,26 ; CO/HC=0,09 ; 02/HC=0,10. 20 Le mélange réactionnel est porté à 850°C sous une p-ession de 0,25 MPa (2,5 bar), en présence d'un catalyseur commercial à base de Nickel (HiFUEL® R110, Johnson Matthey Plc, Alfa Aesar). La vitesse volumique horaire de la charge est de 8 Nm3/h.kgcatalyseur. L'effluent obtenu contient 24% en volume de CO, 48% en volume de dihydrogène, 1% en volume d'hydrocarbures, 1,2% en volume de CO2 et 2,7% en volume d'H20 ainsi que 23% 25 en volume de N2. Le ratio molaire H2:C0 est de l'ordre de 2, ce qui est acceptable pour être utilisé comme alimentation d'une unité de production de carburant par le procédé Fischer-Tropsch. Les conversions en CO2 et en hydrocarbures sont respectivement de 76% et 95%. Le rendement en carbone de la réaction par rapport aux hydrocarbures introduits est calculé à 30 123%. Les autres procédés de production de gaz de synthèse présentant un ratio molaire H2/C0 proche de 2, tels l'oxydation partielle, le reformage à la vapeur ou le reformage autotherme, ne permettent pas d'atteindre de rendements carbone de la réaction supérieurs à 100% par 35 rapport aux hydrocarbures introduits (une partie du CO provenant du 002). Ainsi, par les meilleurs rendements en carbone, le procédé selon l'invention permet une production moins 3059313 18 coûteuse d'un gaz de synthèse. En effet, on consomme moins d'hydrocarbure par volume de gaz de synthèse produit à un ratio molaire H2/CO donné. 5 10 15 20 25 30 35 REVENDICATIONS1. Procédé de production d'un gaz de synthèse contenant du CO et de l'H2 à partir d'un flux d'hydrocarbures légers et d'une charge gazeuse (70) issue d'une unité industrielle comprenant au moins un four à combustion (100) et au moins un moyen d'évacuation (200) de la charge gazeuse vers l'extérieur de ladite unité industrielle, ladite charge gazeuse comprenant du 002, du N2, de 1'02 et de l'H20, éventuellement du CO à l'exclusion d'une charge gazeuse issue d'unité de fabrication de clinker de ciment, mais ne comprenant pas d'hydrogène, lequel procédé comprend les étapes suivantes : a) on prélève au moins une partie de ladite charge gazeuse (101) obtenue dans ladite unité industrielle en amont dudit moyen d'évacuation de la charge gazeuse, ladite charge gazeuse étant prélevée à une température comprise entre 180 et 800°C ; b) optionnellement, on traite ladite charge gazeuse (101) obtenues à l'étape a) ; c) on prépare un flux réactionnel (113) comprenant un flux d'hydrocarbures légers (110) comprenant du méthane et ladite charge gazeuse (101) obtenues à l'étape a) ou ladite charge gazeuse traitée obtenues à l'étape b) et ; d) on envoie ledit flux réactionnel (113) dans un réacteur de tri-reformage (1009) pour obtenir un gaz de synthèse (114), ledit réacteur de tri-reformage (1009) fonctionnant à une température comprise entre 650 et 900°C, une pression comprise entre 0,1 et 10 MPa, et une V.V.H. comprise entre 0,1 et 200 Nm3/h.kgcatalyseur- 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la charge gazeuse comprend en outre du CO. 3. Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce que le flux réactionnel (113) comprend : - un ratio volumique 02/HC compris entre 0,02 et 0,3 ; - un ratio volumique CO2/HC compris entre 0,10 et 0,5 ; - un ratio volumique H20/HC compris entre 0,2 et 0,9 ; - un ratio volumique N2/HC compris entre 0,1 et 3,0. - un ratio volumique CO/HC compris entre 0,005 et 0,5. 4. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que ladite unité industrielle est choisie parmi une centrale thermique alimentée en charbon ou une unité de production de chaux. 3059313 20 5. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, caractérisé en ce qu'on réalise entre l'étape a) et b) ou c) dudit procédé une étape dans laquelle on filtre la charge gazeuse, éventuellement traitée. 5 6. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la charge gazeuse ne contient pas de CO et n'est pas une charge gazeuse issue d'unité de fabrication de clinker de ciment. 10 7. Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que le flux réactionnel (113) comprend : - un ratio volumique 02/HC compris entre 0,02 et 0,3 ; - un ratio volumique CO2/HC compris entre 0,10 et 0,5 ; - un ratio volumique H20/HC compris entre 0,2 et 0,9 ; 15 - un ratio volumique N2/HC compris entre 0,1 et 3,0. 8. Procédé selon les revendications 6 ou 7 caractérisé en ce que l'unité industrielle est choisie parmi une unité de production d'hydrogène par reformage du méthane à la vapeur, une unité de production de verre, ou une centrale thermique alimentée en 20 gaz ou en fioul. 9. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, caractérisé en ce que ladite charge gazeuse (101) comprend une teneur en CO2 comprise entre 5 et 50 % volumique. 25 10. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 9, caractérisé en ce que le prélèvement de la charge gazeuse (101) à l'étape a) est réalisé soit directement en sortie du four à combustion, soit après au moins une étape de purification de ladite charge gazeuse issue du four à combustion, ladite étape de purification étant réalisée 30 au moyen d'un absorbeur-neutraliseur. 11. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 10, dans lequel on réalise l'étape b) de traitement de ladite charge gazeuse obtenue à l'étape a), ladite étape b) comprenant les sous-étapes suivantes : 35 i) on refroidit ladite charge gazeuse (101) prélevée à l'étape a) ; 3059313 21 ii) on envoie ladite charge gazeuse refroidie (102) dans un premier ballon de séparation (1002) pour obtenir un premier effluent gazeux (103) et un premier effluent liquide (118) ; iii) on envoie le premier effluent gazeux (103) dans un premier compresseur 5 (1003) pour obtenir un premier effluent gazeux compressé (104); iv) on refroidit le premier effluent gazeux compressé (104) pour obtenir premier effluent gazeux compressé refroidi (105); v) on envoie le premier effluent gazeux compressé refroidi (105) dans un second ballon de séparation (1005) pour obtenir un second effluent gazeux (106) et un 10 second effluent liquide (108) ; vi) on envoie le second effluent gazeux (106) dans un second compresseur (1006) pour obtenir second effluent gazeux compressé (107); vii) on met en contact le second effluent gazeux compressé (107) obtenu à l'étape vi) avec une partie au moins dudit second effluent liquide (108) obtenu à l'étape v) 15 pour former ladite charge gazeuse traitée. 12. Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce que ladite charge gazeuse (101) est refroidie à l'étape i) à une température comprise entre 60 et 80°C. 20 13. Procédé selon les revendications 11 ou 12, caractérisé en ce que ledit premier effluent gazeux (104) est refroidi à l'étape iv) à une température comprise entre 30 et 60°C. 14. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 13 caractérisé en ce que le 25 flux réactionnel (113) est préalablement chauffé à une température comprise entre 500 et 850°C. 15. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 14, caractérisé en ce que ledit flux d'hydrocarbures légers (110) est un gaz naturel ou un gaz de pétrole 30 liquéfié. 16. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 15, caractérisé en ce qu'on réalise un appoint en vapeur d'eau et/ou en oxygène entre l'étape a) et d) dudit procédé. 35 3059313 22 17. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 16, caractérisé en ce que le réacteur de tri-reformage (1009) comprend au moins un catalyseur supporté comportant une phase active comprenant au moins un élément métallique sous forme oxyde ou sous forme métallique choisi parmi les groupes VIIIB, IB, IIB, seul ou 5 en mélange. 10 15 20 25 30 35