FR 3067037 A1 20181207 FR 1754900 A 20170602 6 703 7 1 Contexte de l'invention La présente invention concerne le raffinage des fractions lourdes d'hydrocarbures contenant entre autre des impuretés soufrées. Elle concerne plus particulièrement un procédé de raffinage de charges lourdes pétrolières de type résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide pour la production de fractions utilisables comme bases de combustibles, notamment comme bases de combustibles marins. Le procédé selon l'invention permet également de produire des distillats atmosphériques (naphta, kérosène et diesel), des distillats sous vide et des gaz légers (Cl à C4). Les exigences de qualité des combustibles marins sont décrites dans la norme ISO 8217. La spécification concernant le soufre s'attache désormais aux émissions de SOx (Annexe VI de la convention MARPOL de l'Organisation Maritime Internationale). Elle se traduit par une recommandation en teneur en soufre inférieure ou égale à 0,5% poids en dehors des Zones de Contrôle des Emissions de Soufre (ZCES ou Emissions Control Areas / ECA en anglais) à l'horizon 2020, et inférieure ou égale à 0,1% poids dans les ZCES. Selon l'Annexe VI de la convention MARPOL, un navire pourra donc utiliser un fioul soufré (ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 3,5% poids) dès lors que le navire est équipé d'un système de traitement des fumées permettant de réduire des émissions d'oxydes de soufre. Toutefois, il peut être difficile de produire un fioul ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 3,5% poids à partir de certains résidus très soufrés, ces derniers nécessitant alors un hydrotraitement partiel pour réduire légèrement la teneur en soufre. En l'absence de traitement de fumées sur le navire, il est donc nécessaire d'utiliser des combustibles à basse teneur en soufre constitués à partir de bases à basse teneur en soufre, généralement issues au moins en partie de procédé faisant de l'hydrotraitement. L'IS08217 décrit également d'autres spécifications qui varient en fonction du grade de combustible et en fonction du type de combustibles, la norme distinguant deux 306 703 7 2 familles : les distillats pour la marine (les moins visqueux), et les combustibles résiduels pour la marine. Les combustibles utilisés dans le transport maritime peuvent comprendre généralement des distillats atmosphériques, des distillats sous vide, des résidus 5 atmosphériques et des résidus sous vide issus de distillation directe ou issus de procédé de raffinage, notamment des procédés d'hydrotraitement et de conversion, ces coupes pouvant être utilisées seules ou en mélange en proportions variables de manière à respecter les spécifications de la norme IS08217. Pour les combustibles de type résiduels, la caractéristique reflétant la qualité de la 10 combustion est mesurée par le CCAI (abréviation de la terminologie anglo-saxonne "Calculated Carbon Aromaticity Index"). La corrélation entre le caractère aromatique d'un combustible et le retard à l'allumage est connue de l'homme du métier. La formule permettant de calculer le CCAI est décrite dans la dernière révision de la norme IS08217. Cette formule fait notamment intervenir la densité et la viscosité du 15 combustible. Pour les grades de combustibles de type « RMG » (tel le grade RMG 380) pour la marine, l'IS08217 préconise un CCAI maximal de 870. La production de résidus partiellement hydrotraités, ayant une teneur réduite en soufre et/ou en métaux peut également être nécessaire pour alimenter des unités de cokéfaction destinées à produire des cokes particuliers, notamment des cokes 20 destinés à la production d'anodes. Par exemple, le résidu peut être partiellement hydrotraité de manière à avoir une teneur en soufre inférieure ou égale à 3% poids ou encore une teneur en métaux inférieure ou égale à 250 ppm poids. Description sommaire des figures La figure 1 représente le schéma du procédé selon l'invention avec appoint 25 d'hydrogène uniquement à l'étape d) et recyclage de l'hydrogène séparé aux étapes c) et e) vers les étapes a) et b), et éventuellement d). La figure 2 représente le schéma du procédé selon l'invention avec appoint d'hydrogène uniquement à l'étape a) et/ou l'étape b), et recyclage de l'hydrogène séparé aux étapes c) et e) vers les étapes b) et d). 3067037 3 Description sommaire de l'invention Dans le contexte précédemment décrit, la demanderesse a mis au point un nouveau procédé intégrant une première étape de séparation de l'effluent issu d'une étape d'hydrotraitement de résidus de manière à réaliser un hydrotraitement partiel de la ou 5 des fraction(s) résiduelle(s) de type résidu sous vide ou résidu atmosphérique, tandis que l'autre partie de l'effluent issu de la première étape d'hydrotraitement, c'est-à-dire la partie contenant au moins en partie, et de préférence en totalité, le distillat sous vide, est envoyée vers une étape d'hydrocraquage permettant d'obtenir des distillats atmosphériques et une fraction distillat sous vide non convertie à teneur fo réduite en soufre. Plus précisément la présente invention peut se définir comme un procédé de raffinage d'une charge hydrocarbonée lourde en fuels de différentes teneurs en S et en distillats, ladite charge contenant au moins une fraction d'hydrocarbures ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une teneur en métaux d'au moins 15 10 ppm, une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 600°C, le procédé ccmprenant les étapes suivantes : a) une étape d'hydrodémétallation en réacteurs permutables dans laquelle la charge hydrocarbonée est mise en contact avec de l'hydrogène sur un catalyseur d'hydrodémétallation, 20 b) une étape d'hydrotraitement en lit fixe de l'effluent issu de l'étape a) d'hydrodémétallation en présence d'hydrogène, et avec au moins un catalyseur d'hydrodémétallation, c) une première étape de séparation de l'effluent issu de l'étape b) d'hydrotraitement comprenant une séparation gaz-liquide suivie d'un fractionnement atmosphérique 25 permettant l'obtention d'au moins une coupe de type résidu atmosphérique, ledit fractionnement atmosphérique étant suivi d'un fractionnement sous vide permettant l'obtention d'une coupe de type distillat sous vide et d'une coupe de type résidu sous vide correspondant à une première base de fuel (fueI1) de teneur en soufre inférieure à 3,5%, et générant une première fraction d'un gaz contenant de l'hydrogène qui est 3067037 4 recyclée aux étapes a) ou b) ou d), le ou devant être compris de manière inclusive, c'est-à-dire qu'on peut recycler l'hydrogène à la fois aux étapes a) , b) et d). d) une étape d'hydrocraquage d'au moins une partie, et de préférence la totalité, de la coupe de type distillat sous vide issue de l'étape c), ayant besoin d'un appoint 5 d'hydrogène, cet hydrogène étant par exemple issu d'une unité de reformage catalytique des essences, d'une unité de reformage à la vapeur (SMR) ou d'une purification par variation de pression (PSA). e) une seconde étape de séparation de l'effluent issu de l'étape d) d'hydrocraquage permettant d'obtenir une fraction distillat sous vide correspondant à une seconde 10 base de fuel (fue12) de teneur en soufre inférieure à 0,1% ou à 0,5%, et générant une seconde fraction composée à la fois d'un gaz contenant de l'hydrogène, qui est recyclée aux étapes a) et/ou b) et/ou d) et de coupes de types naphta, kérosène, et Gasoil. Dans une variante du procédé selon l'invention, l'appoint en hydrogène pour 15 l'ensemble du procédé est uniquement réalisé au niveau de l'étape d) d'hydrocraquage, les étapes a) d'hydrodémétallation et/ou b) d'hydrotraitement étant uniquement alimentées en hydrogène par de l'hydrogène recyclé à partir des étapes c) et e) de séparation. Dans une autre variante du procédé selon l'invention, l'appoint en hydrogène pour 20 l'ensemble du procédé est réalisé au niveau de l'étape a) d'hydrodémétallation et/ou au niveau de l'étape b) d'hydrotraitement, l'étape d) d'hydrocraquage étant uniquement alimentée en hydrogène par de l'hydrogène recyclé à partir des étapes c) et e) de séparation. Le procédé selon l'invention présente une grande flexibilité en terme de production 25 de fuel à teneur en soufre inférieure à 3,5% et inférieure à 0,5% ou 0,1% en masse tout en permettant une production de distillats atmosphériques. La production de fuel à teneur en soufre inférieure à 3,5% et de fuel à teneur en soufre inférieure à 0,5 ou à 0,1% d'une part, et de distillats atmosphériques d'autre part, peut s'obtenir simultanément en jouant sur les conditions opératoires des étapes a), b), et d), principalement la température des étapes b) et d), en jouant également sur la 3067037 5 configuration de l'étape c) de séparation, par exemple en ne soumettant qu'une partie du résidu atmosphérique à la distillation sous vide, et ceci à tout moment pendant la durée d'un cycle catalytique. L'injection de co charge de type résidu atmosphérique ou résidu sous vide en amont 5 de l'étape a) d'hydrodémétallation et/ou b) d'hydrotraitement, ou encore l'injection de co charge de type distillat sous vide en amont de l'étape d) d'hydrocraquage, permet également une flexibilité accrue du procédé. Description détaillée de l'invention L'hydrotraitement des résidus et des distillats sous vide est généralement réalisé en 10 amont des unités de craquage catalytique de manière à améliorer les propriétés des produits de craquage, et aussi de manière à réduire la consommation de catalyseurs de craquage. L'hydrotraitement de résidus sous-entend généralement différentes purifications, notamment l'hydrodémétallation et l'hydrodésulfuration. L'hydrotraitement des résidus peut également être utilisé pour l'obtention de base de 15 fioul à basse teneur en soufre (inférieure à 1% ou 0,5% par exemple). Généralement, le taux de désulfuration des résidus nécessaire aux applications précédentes est élevé et supérieur à 80%. L'hydrotraitement des résidus est également un moyen permettant de produire des bases à teneur réduite en soufre pouvant être utilisées dans un pool combustible (généralement en mélange avec d'autres bases), ou 20 comme charges d'unités de cokéfaction permettant de produire des cokes de qualité supérieure. L'hydrotraitement de résidus s'accompagne d'une conversion partielle de la fraction résidu sous vide en distillats sous vide et en distillats atmosphériques. L'hydrocraquage des distillats sous vide est une alternative au craquage catalytique de distillats sous vide permettant d'obtenir des produits généralement de meilleure 25 qualité avec une sélectivité différente de celle du craquage catalytique. L'hydrocraquage des distillats sous vide peut être doux (« mild hydrocraking » selon la terminologie anglo-saxonne), c'est-à-dire qu'il ne réalise qu'une conversion partielle du distillat sous vide, généralement comprise entre 30 et 50%, ou bien l'hydrocraquage est dit haute pression ou haute conversion, c'est-à-dire qu'il permet 30 une conversion élevée du distillat sous vide, généralement supérieure à 80%. 3067037 6 Les procédés d'hydrocraquage comprennent une section catalytique d'hydrotraitement de manière à limiter la désactivation de la section catalytique d'hydrocraquage. Cette section d'hydrotraitement vise notamment à réduire significativement la teneur en azote de charge, l'azote étant un inhibiteur de la 5 fonction acide des catalyseurs bifonctionnels de la section catalytique d'hydrocraquage. Au cours des sections catalytiques d'hydrotraitement et d'hydrocraquage, la teneur en soufre des différentes coupes est fortement réduite. La fraction distillat sous vide non convertie issue d'un procédé d'hydrocraquage constitue une base à basse teneur en soufre pouvant être utilisée dans un pool 10 combustible (éventuellement en mélange avec d'autres bases). Cette base de type distillat sous vide hydrotraitée peut constituer, seule ou en mélange, un combustible marin ayant une teneur en soufre inférieure à 0,5 ou 0,1%. Les distillats atmosphériques obtenue par conversion du distillat sous vide peuvent être incorporés dans des pools carburants (essence, jet, diesel) ou être envoyés vers un 15 autre procédé de raffinage ou de pétrochimie. De manière surprenante, il est apparu avantageux de réaliser dans un procédé intégré le traitement d'une charge de type résidu atmosphérique ou résidu sous vide dans une étape d'hydrotraitement de résidu, suivi d'une première étape de séparation, puis de réaliser une étape d'hydrocraquage de distillat sous vide sur une 20 fraction contenant des distillats sous vide issus de ladite première étape de séparation. De cette manière, les distillats sous vide issus de la première étape de séparation, pouvant être présents initialement dans la charge de la première étape d'hydrotraitement de résidu, (ou pouvant être obtenus par conversion partielle de la charge de l'étape d'hydrotraitement de résidu), sont partiellement hydrotraités avec 25 la fraction résidu sous vide de la charge, ce qui réduit les besoins en purification dans l'étape d'hydrocraquage de distillat sous vide. L'étape d'hydrotraitement permet également une purification partielle de la fraction résidu sous vide adaptée selon l'objectif qui peut être l'obtention d'une base à teneur réduite en soufre (pour être incorporée dans un pool fioul soufré ayant une teneur en 3067037 7 soufre inférieure à 3,5%, ou être utilisée comme charge ayant une teneur en soufre inférieure à 3%, dans une unité de cokéfaction produisant du coke pour anodes). De préférence, le taux de désulfuration de la fraction résidu sous vide (c'est-à-dire les composés bouillant au-delà de 520°C) de la chage est inférieure à 50%, de 5 manière préférée inférieure à 45%. La première étape de séparation permet d'ajuster la quantité et la qualité de la fraction allant à la seconde étape d'hydrotraitement de distillat sous vide, et la quantité et la qualité de la fraction n'allant pas à la seconde étape d'hydrotraitement de distillat sous vide. La présente invention décrit également la mise en commun de la distribution 10 d'hydrogène dans les étapes d'hydrotraitement de résidu et d'hydrocraquage de distillat sous vide, de manière à maximiser la pureté d'hydrogène là où c'est le plus nécessaire tout en réduisant les CAPEX et OPEX. L'invention sera mieux comprise à la lecture de la description des deux figures représentant le schéma selon l'invention. 15 Description de la figure 1 La figure 1 décrit le schéma de mise en oeuvre de l'invention dans sa variante préférée. La charge 1 est envoyée avec de l'hydrogène 2 dans une étape a) d'hydrodémétallation. L'effluent de l'étape a) d'hydrodémétallation alimente une 20 étape b) d'hydrotraitement via la ligne 4 en mélange avec de l'hydrogène 5. Au moins une partie de la charge 1 ou éventuellement la totalité, peut être directement envoyée via la ligne 3, en mélange avec de l'hydrogène 5) à l'étape b) d'hydrotraitement. L'effluent (7) de l'étape b) d'hydrotraitement est envoyé vers une étape c) de première séparation permettant d'obtenir au moins un gaz contenant de 25 l'hydrogène (8), une fraction distillat sous vide (10), et une fraction résidu sous vide (9) qui peut être recyclée de manière optionnelle à l'étape b) d'hydrotraitement via la ligne (6). La fraction distillat sous vide (10) est envoyée dans une étape d'hydrocraquage d) en mélange avec de l'hydrogène d'appoint (11), et éventuellement avec de l'hydrogène 3067037 8 recyclé (12). L'hydrogène d'appoint (11) comprend non seulement l'hydrogène d'appoint nécessaire à l'étape d) d'hydrocraquage, mais également l'hydrogène d'appoint nécessaire à l'étape b) d'hydrotraitement, et à l'étape a) d'hydrodémétallation. L'effluent (13) de l'étape d) d'hydrocraquage est envoyé vers 5 l'étape e) de seconde séparation permettant d'obtenir au moins un gaz contenant de l'hydrogène (14), une fraction distillat atmosphérique (16), et une fraction distillat sous vide (15). Le gaz contenant de l'hydrogène (14) permet l'appoint en hydrogène, via un compresseur, des étapes a) d'hydrodémétallation et/ou b) d'hydrotraitement via les lignes (17), (2) et/ou (5) 10 Description de la figure 2 La figure 2 décrit le schéma de mise en oeuvre de l'invention dans une variante de la figure 1 dans laquelle l'ensemble de l'hydrogène d'appoint nécessaire aux étapes a) d'hydrodémétallation et/ou b) d'hydrotraitement et d) d'hydrocraquage est alimenté uniquement via les lignes (2) et/ou (5). 15 Le gaz riche en hydrogène (8) issue de l'étape c) de séparation traitant d'effluent de l'étape b) d'hydrotraitement, permet l'appoint en hydrogène, via un compresseur optionnel, de l'étape d) d'hydrocraquage via la ligne (17) et (12). De l'hydrogène issus des étape c) et e) de séparation peut également être recyclé via les lignes (8), (14), (17), (12) et (11) vers l'étape d) d'hydrocraquage et/ou b) d'hydrotraitement. 20 D'autres schémas non illustrés dans les figures 1 et 2 sont possibles, notamment en apportant de l'hydrogène d'appoint à la fois en entrée des étapes a) et/ou b) et en entrée de l'étape d), le recyclage d'hydrogène pouvant être indépendant ou non sur chaque étape catalytique. La suite du texte fournit des informations complémentaires sur la charge et les 25 différentes étapes du procédé selon l'invention. La charge La charge traitée dans le procédé selon l'invention est avantageusement une charge hydrocarbonée présentant une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C et une température finale d'ébullition d'au moins 600°C. 3067037 9 La charge hydrocarbonée selon l'invention peut être choisie parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide issus de distillation directe, des pétroles bruts, des pétroles bruts étêtés, des résines de désasphaltage, les asphaltes ou brais de désasphaltage, les résidus issus des procédés de conversion et notamment les 5 procédé de viscoréduction ou d'hydrocraquage en lit bouillonnant ou en lit entrainé, des extraits aromatiques issus des chaînes de production de bases pour lubrifiants, des sables bitumineux ou leurs dérivés, des schistes bitumineux ou leurs dérivés, des huiles de roche mère ou leurs dérivés, pris seuls ou en mélange. Dans la présente invention, les charges que l'on traite sont de préférence des résidus 10 atmosphériques ou des résidus sous vide, ou des mélanges de ces résidus. La charge hydrocarbonée traitée dans le procédé peut contenir entre autre des impuretés soufrées. La teneur en soufre peut être d'au moins 0,5% en poids, de préférence d'au moins 1% en poids, préférentiellement d'au moins 2% en poids, plus préférentiellement d'au moins 3% en poids, et encore plus préférentiellement d'au 15 moins 4% en poids. La charge hydrocarbonée traitée dans le procédé peut contenir entre autre des impuretés métalliques, notamment du nickel et du vanadium. La somme des teneurs en nickel et vanadium est généralement d'au moins 10 ppm, de préférence d'au moins 50 ppm, et préférentiellement d'au moins 100 ppm 20 Ces charges peuvent avantageusement être utilisées telles quelles. Alternativement, elles peuvent être diluées par une charge complémentaire dite cocharge. Cette co-charge peut être une fraction hydrocarbonée ou un mélange de fractions hydrocarbonées, pouvant être de préférence choisies parmi les produits issus d'un procédé de craquage catalytique en lit fluide (FCC ou « Fluid Catalytic 25 Cracking » selon la terminologie anglo-saxonne), une coupe légère (LCO ou « light cycle oil » selon la terminologie anglo-saxonne), une coupe lourde (HCO ou « heavy cycle oil » selon la terminologie anglo-saxonne), une huile décantée, un résidu de FCC, une fraction gazole, notamment une fraction obtenue par distillation atmosphérique ou sous vide, comme par exemple le gazole sous vide, ou encore 30 une fraction gazole ou gazole sous vide pouvant venir d'un autre procédé de 3067037 10 raffinage tel la cokéfaction, l'hydrocraquage en lit bouillonnant ou en lit entrainé, ou la viscoréduction. Il peut également s'agir une huile désasphaltée (DAO ou Deasphalted Oil selon la terminologie anglo-saxonne). La co-charge peut aussi avantageusement être une ou plusieurs coupes issues du 5 procédé de liquéfaction du charbon ou de la biomasse, des extraits aromatiques, ou toutes autres coupes hydrocarbonées, ou encore des charges non pétrolières comme de l'huile de pyrolyse. La charge hydrocarbonée lourde selon l'invention peut représenter au moins 50%, préférentiellement 70%, plus préférentiellement au moins 80%, et encore plus 10 préférentiellement au moins 90% en poids de la charge hydrocarbonée totale traitée par le procédé selon l'invention. Dans certains cas on peut introduire la co charge en aval du premier lit ou des suivants, par exemple à l'entrée de l'étape a) d'hydrodémétallation, ou encore en entrée de l'étape b) d'hydrotraitement, ou encore en entrée de l'étape d) 15 d'hydrocraquage. Il est entendu que la ou les co charges sont injectées à des points compatibles avec les sections catalytiques situées directement en aval, c'est-à-dire qu'une co charge comportant des asphaltènes sera injectée en amont des étapes a) ou b), mais pas en amont de l'étape d) qui est plutôt dédiée au traitement de distillats. 20 Le procédé selon l'invention permet l'obtention de produits de conversion, notamment des distillats formés lors de l'étape b) d'hydrotraitement et/ou d) d'hydrocraquage, qui peuvent après séparation être envoyés vers un autre procédé de raffinage ou de pétrochimie, ou être incorporés dans des pools carburants. Le procédé peut permettre également l'obtention d'une coupe de type distillat sous vide 25 issus de l'étape e) de seconde séparation, utilisable(s) comme base(s) de fioul à teneur réduite en soufre. Le procédé peut permettre aussi l'obtention d'une coupe de type résidu atmosphérique et/ou une coupe de type résidu sous vide issus de l'étape c) de première séparation, utilisable(s) comme base(s) de fioul à teneur réduite en soufre ; cette coupe de type résidu atmosphérique et/ou de type résidu sous vide 30 issus de l'étape c) de première séparation pouvant de manière optionnelle alimenter 3067037 11 une unité de cokéfaction afin d'obtenir un coke de qualité suffisante pour être utilisé comme anode. Etape a) d'hydrodémétallation en réacteurs de garde permutables Au cours de l'étape a) d'hydrodémétallation, la charge et de l'hydrogène sont mis en 5 contact sur un catalyseur d'hydrodémétallation chargé dans au moins deux réacteurs permutables, dans des conditions d'hydrodémétallation. Cette étape permet de réduire la teneur en métaux de la charge mais aussi de retenir les impuretés susceptibles d'induire un colmatage trop rapide du lit catalytique, telles des dérivés de fer ou de calcium par exemple. Le but est de réduire la teneur en impuretés et 10 ainsi de protéger de la désactivation et du colmatage l'étape d'hydrotraitement en aval d'où la notion de réacteurs de garde. Ces réacteurs de gardes d'hydrodémétallation sont mis en oeuvre comme des réacteurs permutables (technologie « PRS », pour « Permutable Reactor System » selon la terminologie anglo-saxonne) tel que décrit dans le brevet FR2681871. 15 Ces réacteurs permutables sont généralement des lits fixes situés en amont de la section d'hydrotraitement en lit fixe et équipés de lignes et de vannes de manières à être permutés entre eux, c'est-à-dire pour un système à deux réacteurs permutables Ra et Rb, Ra peut être devant Rb et vice versa. Chaque réacteur Ra, Rb peut être mis hors ligne de manière à changer le catalyseur sans arrêter le reste de l'unité. 20 Ce changement de catalyseur (rinçage, déchargement, rechargement, sulfuration puis redémarrage) est généralement permis par une section de conditionnement (ensemble d'équipements en dehors de la boucle principale haute pression). La permutation pour changement de catalyseur intervient lorsque le catalyseur n'est plus suffisamment actif (empoisonnement par les métaux et cokage) et/ou que le 25 colmatage atteint une perte de charge trop importante. Selon une variante, il peut y avoir plus de 2 réacteurs permutables dans la section d'hydrodémétallation en réacteurs permutables. 3067037 12 L'étape a) d'hydrodémétallation en réacteurs permutables selon l'invention peut avantageusement être mise en oeuvre à une température comprise entre 300°C et 500°C, de préférence entre 350°C et 430°C, et sousine pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 11 MPa et 26 MPa, de manière préférée 5 entre 14 MPa et 20 MPa. La température est habituellement ajustée en fonction du niveau souhaité d'hydrodémétallation et de la durée du traitement visée. Le plus souvent, la vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée VVH, et qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge divisé par le volume total du catalyseur, peut être comprise dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 5 h-1, 10 préférentiellement de 0,15 h-1à 4 h-1, et plus préférentiellement de 0,2 h-1 à 41-1-1. La quantité d'hydrogène mélangée à la charge peut être comprise entre 100 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1000 Nm3/m3. L'étape a) d'hydrodémétallation en réacteurs 15 permutables peut être effectuée industriellement dans au moins deux réacteurs en lit fixe, et préférentiellement à courant descendant de liquide. Les catalyseurs d'hydrodémétallation utilisés sont de préférence des catalyseurs connus. Des catalyseurs utilisables dans l'étape a) d'hydrodémétallation en réacteurs permutables sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, 20 EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 et US 5089463. De préférence, le volume catalytique mise en oeuvre lors de l'étape a) d'hydrodémétallation est constitué d'au moins 90% de catalyseurs d'hydrodémétallation contenant moins de 12% de Mo03 (teneur dans le catalyseur frais) et dont le volume poreux comporte plus de 5% de macroporosité (c'est-à-dire 25 de pores ayant un diamètre médian supérieur à 100 nm). De manière préférée, le volume catalytique mise en oeuvre lors de l'étape a) d'hydrodémétallation est constitué d'au moins 90% de catalyseurs d'hydrodémétallation contenant moins de 12% de Mo03 (teneur dans le catalyseur frais) et dont le volume poreux comporte plus de 15% de macroporosité (c'est-à-dire de pores ayant un diamètre médian 30 supérieur à 100 nm). 306 703 7 13 De manière optionnelle, les réacteurs de gardes permutables utilisés dans cette étape peuvent être équipés d'un plateau filtrant (tel que décrit dans la demande FR 3043339 par exemple) situé au-dessus du plateau distributeur. Etape b) d'hydrotraitement en lit fixe 5 L'effluent issu de l'étape a) d'hydrodémétallation en réacteurs de gardes permutables est introduit, éventuellement avec de l'hydrogène, dans une étape b) d'hydrotraitement en lit fixe, pour être mis en contact sur au moins un catalyseur d'hydrodémétallation, éventuellement complété par d'autres catalyseurs d'hydrotraitement. Le ou les catalyseur(s) d'hydrotraitement sont mis en oeuvre dans 10 au moins un réacteur en lit fixe, et préférentiellement à courant descendant de liquide. On entend par hydrotraitement, couramment appelé HDT, les traitements catalytiques avec apport d'hydrogène permettant de raffiner, c'est-à-dire de réduire sensiblement la teneur en métaux, soufre et autres impuretés, les charges 15 hydrocarbonées, tout en améliorant le rapport hydrogène sur carbone de la charge et en transformant la charge plus ou moins partiellement en coupes plus légères. L'hydrotraitement comprend notamment des réactions d'hydrodésulfuration (couramment appelé HDS), des réactions d'hydrodéazotation (couramment appelé HDN) et des réactions d'hydrodémétallation (couramment appelé HDM), 20 accompagnées de réactions d'hydrogénation, d'hydrodéoxygénation, d'hydrodéaromatisation, d'hydroisomérisation, d'hydrodéalkylation, d'hydrocraquage, d'hydrodéasphaltage et de la réduction du carbone Conradson. Selon une variante préférée, l'étape b) d'hydrotraitement comprend une première étape bl ) d'hydrodémétallation (HDM) réalisée dans une ou plusieurs zones 25 d'hydrodémétallation en lits fixes et une deuxième étape b2) subséquente d'hydrodésulfuration (HDS) réalisée dans une ou plusieurs zones d'hydrodésulfuration en lits fixes. Au cours de ladite première étape bl ) d'hydrodémétallation, l'effluent de l'étape a), ou la charge et de l'hydrogène en l'absence de l'étape a), sont mis en contact sur un catalyseur d'hydrodémétallation, 30 dans des conditions d'hydrodémétallation, puis au cours de ladite deuxième étape 306 703 7 14 b2) d'hydrodésulfuration, l'effluent de la première étape b1) d'hydrodémétallation est mis en contact avec un catalyseur d'hydrodésulfuration, dans des conditions d'hydrodésulfuration. Ce procédé, connu sous le nom de HYVAHL-FTM, est par exemple décrit dans le brevet US 5417846. 5 L'étape b) d'hydrotraitement selon l'invention est mise en oeuvre dans des conditions d'hydrotraitement. Elle peut avantageusement être mise en oeuvre à une température comprise entre 300°C et 500°C, de préfience entre 350°C et 430°C et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 11 MPa et 26 MPa, de manière préférée entre 14 MPa et 20 MPa. La température 10 est habituellement ajustée en fonction du niveau souhaité d'hydrotraitement et de la durée du traitement visée. Le plus souvent, la vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée VVH, et qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge divisé par le volume total du catalyseur, peut être comprise dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 5 h-1, préférentiellement de 0,1 h-1 à 15 4 h-1, et plus préférentiellement de 0,2 h-1 à 41-1-1. La quantité d'hydrogène mélangée à la charge peut être comprise entre 100 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1500 Nm3/m3. L'étape b) d'hydrotraitement peut être effectuée industriellement dans un ou 20 plusieurs réacteurs à courant descendant de liquide. Dans le cas d'une étape d'hydrotraitement utilisant uniquement un catalyseur d'hydrodémétallation, ces catalyseurs sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 et US 5089463. 25 Dans le cas d'une étape d'hydrotraitement incluant une étape b1) d'hydrodémétallation (HDM) puis une étape b2) d'hydrodésulfuration (HDS), on utilise de préférence des catalyseurs spécifiques adaptés à chaque étape. Des catalyseurs utilisables dans l'étape b1) d'hydrodémétallation sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 5221656, 30 US 5827421, US 7119045, US 5622616 et US 5089463. Des catalyseurs utilisables 306 703 7 15 dans l'étape b2) d'hydrodésulfuration sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 6589908, US 4818743 ou US 6332976. On peut également utiliser un catalyseur mixte aussi appelé catalyseur de transition, actif en hydrodémétallation et en hydrodésulfuration, à la fois pour la section 5 d'hydrodémétallation b1) et pour la section d'hydrodésulfuration b2) tel que décrit dans le document de brevet FR 2940143. Dans le cas d'une étape d'hydrotraitement incluant une étape b1) d'hydrodémétallation (HDM) puis une étape b2) de transition, puis une étape b3) d'hydrodésulfuration (HDS), on utilise de préférence des catalyseurs spécifiques fo adaptés à chaque étape. Des catalyseurs utilisables dans l'étape b1) d'hydrodémétallation sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 et US 5089463. Des catalyseurs utilisables dans l'étape b2) de transition, actifs en hydrodémétallation et en hydrodésulfuration sont par exemple décrits dans le 15 document de brevet FR 2940143. Des catalyseurs utilisables dans l'étape b3) d'hydrodésulfuration sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 6589908, US 4818743 ou US 6332976. On peut également utiliser un catalyseur de transition tel que décrit dans le document de brevet FR 2940143 pour les sections b1), b2) et b3). 20 De préférence, le volume catalytique mise en oeuvre lors de la première étape b) d'hydrotraitement est constitué d'au moins 50% de catalyseurs d'hydrodémétallation contenant moins de 12% de Mo03 (teneur dans le catalyseur frais) et dont le volume poreux comporte plus de 5% de macroporosité (c'est-à-dire de pores ayant un diamètre médian supérieur à 100 nm). De manière préférée, le volume catalytique 25 mise en oeuvre lors de l'étape a) d'hydrodémétallation est constitué d'au moins 80% de catalyseurs d'hydrodémétallation contenant moins de 12% de Mo03 (teneur dans le catalyseur frais) et dont le volume poreux comporte plus de 5% de macroporosité (c'est-à-dire de pores ayant un diamètre médian supérieur à 100 nm). 3067037 16 Étape c) de séparation de l'effluent d'hydrotraitement L'effluent obtenu à l'issue de l'étape b) d'hydrotraitement comprend une fraction liquide d'hydrocarbures et une fraction gazeuse. Cet effluent est avantageusement séparé dans au moins un ballon séparateur en au moins une fraction gazeuse et au 5 moins une fraction liquide lourde. Cet effluent peut être séparé à l'aide des dispositifs de séparation bien connus de l'homme du métier, notamment à l'aide d'un ou plusieurs ballons séparateurs pouvant opérer à différentes pressions et températures, éventuellement associés à un moyen de stripage à la vapeur ou à l'hydrogène et à une ou plusieurs colonnes de distillation. Ces séparateurs peuvent 10 par exemple être des séparateurs haute pression haute température (HPHT) et/ou des séparateurs haute pression basse température (HPBT). La fraction gazeuse contient des gaz, notamment H2, H2S, NH3, et des hydrocarbures en C1-C4. Après un éventuel refroidissement, cette fraction gazeuse est de préférence traitée dans un moyen de purification d'hydrogène de façon à 15 récupérer l'hydrogène non consommé lors des étapes a) d'hydrodémétallation et/ou b) d'hydrotraitement. Le moyen de purification d'hydrogène peut être un lavage aux amines, une membrane, un système de type PSA, ou plusieurs de ces moyens disposés en série. L'hydrogène purifié peut alors avantageusement être recyclé dans le procédé selon l'invention. L'hydrogène peut être recyclé en entrée de l'étape a) 20 d'hydrodémétallation et/ou à différents endroits au cours de l'étape b) d'hydrotraitement et/ou à différents endroits au cours de l'étape d) d'hydrotraitement. Le recyclage de l'hydrogène peut éventuellement se faire par une recompression ou une détente pour atteindre la pression nécessaire en entrée des étapes a), b) ou d). Dans un premier mode de réalisation, l'étape de séparation c) comprend en plus de 25 la simple séparation gaz-liquide ou de la succession de dispositifs de séparation, au moins une distillation atmosphérique, dans laquelle la ou les fraction(s) hydrocarbonée(s) liquide(s) obtenue(s) après séparation est (sont) fractionnée(s) par distillation atmosphérique en au moins une fraction distillat atmosphérique et au moins une fraction résidu atmosphérique. La ou les fraction(s) distillat(s) 30 atmosphérique(s) peut(peuvent) contenir des bases carburants (naphta, kérosène 3067037 17 et/ou diesel) valorisables commercialement, par exemple en raffinerie pour la production de carburants automobile et d'aviation. Les fractions de type kérosène et/ou diesel peuvent aussi être utilisées comme bases dans un pool de type distillat pour la marine ou comme fluxants dans un pool fioul ou fioul de soute de type 5 résiduel (selon l'IS08217). La fraction résidu atmosphérique, au moins en partie et de préférence en totalité, est ensuite soumise à une distillation sous vide de manière à obtenir au moins une fraction distillat sous vide et au moins une fraction résidu sous vide. Dans un deuxième mode de réalisation, l'étape de séparation c) du procédé selon 10 l'invention comprend un stripper pour traiter l'effluent issu de l'étape b) d'hydrotraitement ou la fraction liquide issue d'un ballon permettant une simple séparation gaz-liquide. Ce stripper nécessite l'injection d'un gaz, de manière à entrainer des composés lourds, notamment des composés bouillant au-delà de 350°C en tête de stripper. La coupe lourde récupérée en fond de stripper à haute 15 pression est ensuite soumis à une distillation sous vide de manière à obtenir au moins une fraction distillat sous vide et au moins une fraction résidu sous vide. De manière très préférée, l'étape c) de séparation comprend tout d'abord une distillation atmosphérique, dans laquelle la ou les fraction(s) hydrocarbonée(s) liquide(s) obtenue(s) après séparation est (sont) fractionnée(s) par distillation 20 atmosphérique en au moins une fraction distillat atmosphérique et au moins une fraction résidu atmosphérique, puis une distillation sous vide dans laquelle une partie ou la totalité de la fraction résidu atmosphérique obtenue après distillation atmosphérique est fractionnée par distillation sous vide en au moins une fraction distillat sous vide et au moins une fraction résidu sous vide. La fraction distillat sous 25 vide contient typiquement des fractions de type gazole sous vide qui peuvent être valorisées comme combustibles ou être craquées dans un autre procédé. Quel que soit le mode de réalisation de l'étape c) de séparation au moins une partie de la fraction distillat sous vide, et de préférence la totalité, est envoyée dans l'étape d) d'hydrocraquage. 3067037 18 Une partie de la fraction lourde constituée de la fraction résidu atmosphérique et/ou de la fraction résidu sous vide peut être valorisé comme base de fioul, par exemple comme base de fioul de soute de type résiduel (selon l'IS08217) ayant une teneur en soufre inférieure à 3.5%. 5 Une partie de la fraction lourde constituée de la fraction résidu sous vide peut être envoyée dans une unité de cokéfaction de manière à obtenir un coke de qualité supérieure tel qu'un coke utilisable pour la fabrication d'anodes. Etape d) d'hydrocraquage Conformément à l'invention, à l'issue de l'étape c) de séparation, au moins une partie 10 de la coupe de type distillat sous vide obtenue à l'étape c) est envoyée dans l'étape d) d'hydrocraquage. De l'hydrogène peut également être injecté en amont des différents lit catalytiques composant le(s) réacteur(s) d'hydrocraquage. Parallèlement aux réactions d'hydrocraquage désirées dans cette étape, il se produit également tout type de 15 réaction d'hydrotraitement (HDM, HDS, HDN, etc...). Des réactions d'hydrocraquage conduisant à la formation de distillats atmosphériques ont lieu avec un taux de conversion du distillat sous vide en distillat atmosphérique qui est généralement supérieur à 30%, typiquement entre 30 et 50% pour un hydrocraquage doux et supérieur à 80% pour un hydrocraquage poussé. Des conditions spécifiques, de 20 température notamment, et/ou l'utilisation d'un ou plusieurs catalyseurs spécifiques, permettent de favoriser les réactions d'hydrocraquage désirées. L'étape d) d'hydrocraquage selon l'invention est mise en oeuvre dans des conditions d'hydrocraquage. Elle peut avantageusement être mise en oeuvre à une température comprise entre 340°C et 480°C, de préférence entre350°C et 430°C et sous une 25 pression absolue comprise entre 5 MPa et 25 MPa, de préférence entre 8 MPa et 20 MPa, de manière préférée entre 10 MPa et 18 MPa. La température est habituellement ajustée en fonction du niveau souhaité d'hydrotraitement et de la durée du traitement visée. Le plus souvent, la vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée VVH, et qui se définit comme étant le débit 30 volumétrique de la charge divisé par le volume total du catalyseur, peut être 3067037 19 comprise dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 3 h-1, préférentiellement de 0,2 h-1 à 2 h-1, et plus préférentiellement de 0,25 h-1 à 1 h-1. La quantité d'hydrogène mélangée à la charge peut être comprise entre 100 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 5 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1500 Nm3/m3. L'étape d) d'hydrocraquage peut être effectuée industriellement dans au moins un réacteur à courant descendant de liquide. L'étape d) d'hydrocraquage comprend généralement deux sections catalytiques en série, une section catalytique amont d'hydrotraitement de manière à limiter la 10 désactivation de la section catalytique aval d'hydrocraquage. Cette section d'hydrotraitement vise notamment à réduire significativement la teneur en azote de la charge, l'azote étant un inhibiteur de la fonction acide des catalyseurs bi fonctionnels de la section catalytique d'hydrocraquage. Les catalyseurs d'hydrocraquage peuvent être de manière avantageuse des 15 catalyseurs bifonctionnels, ayant une phase hydrogénante afin de pouvoir hydrogéner les aromatiques et réaliser l'équilibre entre les composés saturés et les oléfines correspondantes et une phase acide qui permet de promouvoir les réactions d'hydroisomérisation et d'hydrocraquage. La fonction acide est avantageusement apportée par des supports de grandes surfaces (généralement 100 à 800 m2.g-1) 20 présentant une acidité superficielle, telles que les alumines halogénées (chlorées ou fluorées notamment), les combinaisons d'oxydes de bore et d'aluminium, les silice-alumines amorphes et les zéolithes. La fonction hydrogénante est avantageusement apportée soit par un ou plusieurs métaux du groupe VIII de la classification périodique des éléments, tels que fer, cobalt, nickel, ruthénium, 25 rhodium, palladium, osmium, iridium et platine, soit par une association d'au moins un métal du groupe VIB de la classification périodique tels que molybdène et tungstène et au moins un métal non noble du groupe VIII (tels que nickel et cobalt). De préférence, le catalyseur bifonctionnel utilisé comprend au moins un métal choisi dans le groupe formé par les métaux des groupes VIII et VIB, pris seuls ou en 30 mélange, et un support comprenant 10 à 90% poids d'une zéolithe et 90 à 10% poids d'oxydes inorganiques. Le métal du groupe VIB utilisé est de préférence choisi parmi 3067037 20 le tungstène et le molybdène et le métal du groupe VIII est de préférence choisi parmi le nickel et le cobalt. Selon une autre variante préférée, des catalyseurs bi-fonctionnel de type silice-alumine amorphe ou zéolitique peuvent être utilisés en mélange ou en couches successives. 5 De préférence, le volume catalytique mis en oeuvre lors de la seconde étape d) d'hydrocraquage est constitué d'au moins 30% de catalyseurs d'hydrocraquage de type bi fonctionnel. De manière optionnelle, une co-charge peut être injectée en amont de la section d) d'hydrocraquage. Cette co-charge est typiquement un distillat sous vide issu de 10 distillation directe ou issu d'un procédé de conversion, ou une huile désasphaltée. Le volume catalytique mis en oeuvre lors de l'étape d) d'hydrocraquage est constitué d'au moins 30% de catalyseurs d'hydrotraitement contenant plus de 14% de Mo03, et dont le volume poreux comporte moins de 1% de macroporosité, et d'au moins 30% de catalyseurs d'hydrocraquage de type bi fonctionnel. 15 Étape e) de séparation de l'effluent d'hydrocraquage L'effluent obtenu à l'issue de l'étape d) d'hydrocraquage comprend une fraction liquide d'hydrocarbures et une fraction gazeuse. Cet effluent est avantageusement séparé dans au moins un ballon séparateur en au moins une fraction gazeuse et au moins une fraction liquide lourde. Cet effluent peut être séparé à l'aide des dispositifs 20 de séparation bien connus de l'homme du métier, notamment à l'aide d'un ou plusieurs ballons séparateurs pouvant opérer à différentes pressions et températures, éventuellement associés à un moyen de stripage à la vapeur ou à l'hydrogène et à une ou plusieurs colonnes de distillation. Ces séparateurs peuvent par exemple être des séparateurs haute pression haute température (HPHT) et/ou 25 des séparateurs haute pression basse température (HPBT). La fraction gazeuse contient des gaz, notamment H2, H2S, NH3, et des hydrocarbures en C1-C4. Après un éventuel refroidissement, cette fraction gazeuse est de préférence traitée dans un moyen de purification d'hydrogène de façon à récupérer l'hydrogène non consommé lors de l'étape d) d'hydrocraquage. Le moyen de purification d'hydrogène, qui peut 30 être commun avec celui traitant la fraction gazeuse issue de l'étape c) de première séparation de l'effluent d'hydrotraitement, peut être un lavage aux amines, une membrane, un système de type PSA, ou plusieurs de ces moyens disposés en série. 306 703 7 21 L'hydrogène purifié peut alors avantageusement être recyclé dans le procédé selon l'invention. L'hydrogène peut être recyclé en entrée de l'étape a) d'hydrodémétallation et/ou à différents endroits au cours de l'étape b) d'hydrotraitement et/ou à différents endroits au cours de l'étape d) d'hydrocraquage. 5 Le recyclage de l'hydrogène peut éventuellement se faire par une recompression ou une détente pour atteindre la pression nécessaire en entrée des étapes a), b) ou d). Dans un mode de réalisation préféré, la seconde étape de séparation e) comprend en plus de la simple séparation gaz-liquide ou de la succession de dispositifs de séparation, au moins une distillation atmosphérique, dans laquelle la ou les 10 fraction(s) hydrocarbonée(s) liquide(s) obtenue(s) après séparation est (sont) fractionnée(s) par distillation atmosphérique en au moins une fraction distillat atmosphérique et au moins une fraction lourde désulfurée constituée du distillat sous vide non converti et représentant la fraction majoritaire. La ou les fraction(s) distillat(s) atmosphérique(s) peut (peuvent) contenir des bases carburants (naphta, 15 kérosène et/ou diesel) valorisables commercialement, par exemple en raffinerie pour la production de carburants automobile et d'aviation. Les fractions de type kérosène et/ou diesel peuvent aussi être utilisées comme bases dans un pool de type distillat pour la marine ou comme fluxants dans un pool fioul ou fioul de soute de type résiduel (selon l'IS08217). La fraction non convertie de type distillat sous vide peut 20 avantageusement être valorisée comme combustible marin ayant une teneur en soufre inférieure à 0,5 ou 0,1%, notamment comme base dans un pool de type distillat pour la marine ayant une teneur en soufre inférieure à 0,5 ou 0,1% ou comme fluxants dans un pool fioul ou fioul de soute de type résiduel (selon l'IS08217). 25 EXEMPLES Deux exemples seront développés dans la partie suivante. Dans les deux exemples, il y a une première étape d'hydrotraitement d'un résidu pétrolier à haute pression (150 bars). La deuxième étape est l'hydrotraitement et l'hydrocraquage du VGO résultant de la première étape à haute pression (150 bars). 3067037 22 L'exemple 1, conforme à l'invention, prend en compte l'intégration globale du circuit hydrogène, et traite une charge de type résidu sous vide. L'exemple 2, conforme à l'invention, permet de montrer la flexibilité en production du fioul 1 et du fioul 2 à partir d'une même charge de type résidu sous vide. 5 Exemple 1 (conforme à l'invention) La charge est un résidu sous vide d'origine Moyen-Orient (charge 1). La charge est caractérisée par sa teneur en impuretés résumée dans le tableau 1 ci dessous : char e 1 Densité kg/L 0,9948 %520+ % 70 Métaux ppm poids 96 Soufre % poids 3,9 Azote ppm poids 3240 Tableau 1 : Teneur en impuretés des charges 10 La charge 1 est introduite dans une étape a) d'hydrodémétallation en réacteurs permutables comportant deux réacteurs d'HDM permutables, puis la totalité des effluents est envoyée dans une première étape d'hydrotraitement b) contenant un catalyseur d'hydrodémétallation. Les conditions opératoires des étapes a) et b) sont répertoriées dans le tableau 2 15 L'effluent sort à une teneur en soufre de 2,96%, il est séparé dans une étape de séparation c) comprenant entre autre une étape de distillation sous vide, générant un résidu sous vide permettant de servir de base fioul à 3,5% et un distillat sous vide à 2,0% en soufre qui est envoyé à l'étape d) d'hydrocraquage. Un catalyseur d'hydrotraitement suivi d'un catalyseur bifonctionnel d'hydrocraquage 20 sont utilisés dans l'étape d), et de l'hydrogène pur est utilisé dans cette étape d). Le catalyseur bifonctionnel d'hydrocraquage représente 50% du volume catalytique mis en oeuvre dans l'étape d) d'hydrocraquage. Les conditions opératoires des étapes c) et d) sont précisées dans le tableau 3. En sortie de cette étape d'hydrocraquage, une étape de séparation permet d'obtenir 25 une coupe naphta valorisable, une coupe Gas-oil valorisable, et surtout une coupe 3067037 23 appelée UCO (Unconverted Oil) à moins de 0,1% poids en soufre servant de base pour la seconde spécification de fiouls marins ayant des spécifications inférieures à 0,1% en soufre. Exemple 2 (conforme à l'invention) 5 L'exemple 2 a pour but de montrer la flexibilité possible de l'enchainement pour faire plus au moins de fioul 1 ou de fioul 2. L'exemple 2 se base sur l'exemple 1) avec une augmentation du débit d'entrée de 25%. Des légères modifications de conditions opératoires des étapes a), b), c), et d) ont permis d'augmenter significativement la production de fioul 1, et de garder 10 presque constante la teneur en fioul 2 tout en gardant le même chargement catalytique pour les étapes a), b) et d). Les tableaux 2 et 3 résument les conditions opératoires et les débits de fioul 1 et de fioul 2 utilisés dans cet exemple : Etape a) Etape b) flux d'entrée VVH ppH2 Temp flux d'entrée VVH ppH2 Temp base 100 h-1 bar °C base 100 h-1 bar °C Exemple 1 100 3 147 355 100 1,5 145 355 Exemple 2 125 3,75 147 370 125 1,875 145 370 Tableau 2 : Conditions opératoires des étapes a) et b) pour les deux exemples Etape c) Etape d) Quantité de Quantité de VVH ppH2 Temp Quantité Quantité de Ratio fioul 1 distillat pour de fioul 2 Gasoil+naphta fioul1/fioul 2 étape d) base 100 base 100 h-1 bar °C base 100 base 100 Exemple 1 65 35 1 150 395 12,3 22,8 5,3 Exemple 2 81 44 1,25 150 400 13,1 30,9 6,2 15 Tableau 3 : Conditions opératoires des étapes c) et d) pour les deux exemples En comparant l'exemple 1 et l'exemple 2, on voit clairement que les puretés des fiouls produits sont les mêmes, mais les quantités ont varié d'une façon non linéaire. Dans l'exemple 1, il y a 5 fois plus de fioul 1 produit que de fioul 2, contre 6 fois plus pour l'exemple 2. REVENDICATIONS1. Procédé de conversion d'une charge hydrocarbonée lourde en fuels de différentes teneurs en soufre, ladite charge contenant au moins une fraction d'hydrocarbures ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une teneur en métaux d'au moins 10 ppm, une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 600°C, le procédé comprenant les étapes suivantes : a) une étape d'hydrodémétallation en réacteurs permutables dans laquelle la charge hydrocarbonée est mise en contact avec de l'hydrogène sur un catalyseur d'hydrodémétallation, aux conditions opératoires suivantes : - température comprise entre 300°C et 500°C, de préférence entre 350°C et 430°C, et sous pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 11 MPa et 26 MPa, de manière préférée entre 14 MPa et 20 MPa, - VVH, (définie comme étant le débit volumétrique de la charge divisé par le volume total du catalyseur), comprise entre 0,1 h-1 et 5 h-1, préférentiellement entre 0,15 h-1 et 4 h-1, et plus préférentiellement entre 0,2 h-1 et 4 h-1, quantité d'hydrogène mélangée à la charge comprise entre 100 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1000 Nm3/m3, b) une étape d'hydrotraitement en lit fixe de l'effluent issu de l'étape a) d'hydrodémétallation en présence d'hydrogène et avec un catalyseur d'hydrodémétallation, réalisée aux conditions opératoires suivantes : - température comprise entre 300°C et 500°C, de préférence entre 350°C et 430°C, - pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 11 MPa et 26 MPa, de manière préférée entre 14 MPa et 20 MPa, 3067037 25 - VVH, (définie comme étant le débit volumétrique de la charge divisé par le volume total du catalyseur), comprise entre 0,1 h-1 et 5 h-1, préférentiellement entre 0,1 h-1 et 4 h-1, et plus préférentiellement entre 0,2 h-1 et 4 h-1. 5 - quantité d'hydrogène mélangée à la charge comprise entre 100 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1500 Nm3/m3, c) une première étape de séparation de l'effluent issu de l'étape b) 10 d'hydrotraitement comprenant une séparation gaz-liquide suivie d'un fractionnement atmosphérique permettant l'obtention d'au moins une coupe de type résidu atmosphérique, ledit fractionnement atmosphérique étant suivi d'un fractionnement sous vide permettant l'obtention d'une coupe de type distillat sous vide et d'une coupe de type résidu sous vide correspondant à un 15 fuel (fueI1) de teneur en soufre 3,5%, et générant une première fraction d'un gaz contenant de l'hydrogène qui est recyclée aux étapes a) et/ou b) et/ou d), d) une étape d'hydrocraquage d'au moins une partie de la coupe distillat sous vide issue de l'étape c), en présence d'hydrogène et opérant avec au moins un catalyseur d'hydrocraquage de type bifonctionnel aux conditions 20 opératoires suivantes : - température comprise entre 340°C et 480°C, de préférence entre 350°C et 430°C, pression absolue comprise entre 5 MPa et 25 MPa, de préférence entre 8 MPa et 20 MPa, de manière préférée entre 10 MPa et 18 MPa. 25 VVH, (définie comme étant le débit volumétrique de la charge divisé par le volume total du catalyseur), comprise entre 0,1 h-1 et 3 h-1, préférentiellement entre 0,1 h1 et2 h-1 quantité d'hydrogène mélangée à la charge comprise entre 100 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, 3067037 26 préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1500 Nm3/m3. e) une seconde étape de séparation de l'effluent issu de l'étape d) d'hydrocraquage de distillat sous vide permettant d'obtenir au moins une fraction distillat 5 atmosphérique, un second fuel (fue12) de teneur en soufre de 0,1% ou 0,5%, et générant une seconde fraction d'un gaz contenant de l'hydrogène, qui est recyclée aux étapes a) ou b) ou d). 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le volume catalytique mis en oeuvre lors de l'étape a) d'hydrodémétallation est constitué d'au moins 90% de 10 catalyseurs d'hydrodémétallation contenant moins de 12% de Mo03, et dont le volume poreux comporte plus de 5% de macroporosité. 3. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le volume catalytique mis en oeuvre lors de l'étape b) d'hydrotraitement est constitué d'au moins 50% de catalyseurs d'hydrodémétallation contenant moins de 12% de Mo03, et dont le 15 volume poreux comporte plus de 5% de macroporosité. 4. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le volume catalytique mis en oeuvre lors de l'étape d) d'hydrocraquage est constitué d'au moins 30% de catalyseurs d'hydrocraquage de type bi fonctionnel. 5. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le volume catalytique mis en 20 oeuvre lors de l'étape d) d'hydrocraquage est constitué d'au moins 30% de catalyseurs d'hydrotraitement contenant plus de 14% de Mo03, et dont le volume poreux comporte moins de 1% de macroporosité, et d'au moins 30% de catalyseurs d'hydrocraquage de type bi fonctionnel. 6. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le volume catalytique mis en 25 oeuvre lors de l'étape a) d'hydrodémétallation est constitué d'au moins 90% de catalyseurs d'hydrodémétallation contenant moins de 12% de Mo03, et dont le volume poreux comporte plus de 15% de macroporosité. 3067037 27 7. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, dans lequel une co-charge de type distillat sous vide est introduite en entrée de l'étape d) d'hydrocraquage.