FR 2782728 A1 20000303 FR 9910695 A 19990823 PROCEDE DE TRAITEMENT D'HYDROGENATION DE PETROLE BRUT ET PETROLE BRUT REFORME PAR CELUI-CI CONTEXTE DE L'INVENTION 1. Domaine de l'invention La présente invention concerne un procédé de traitement d'hydrogénation catalytique de pétrole brut et le pétrole brut réformé par le traitement d'hydrogénation catalytique. 2. Description des techniques apparentées Il a été adopté jusqu'à présent dans l'industrie du raffinage de pétrole un procédé dans lequel le pétrole brut est distillé en chacune de ses fractions et, par la suite, chacune des fractions ainsi séparée est soumise à un traitement de réformage, tel que la désulfuration. Contrairement à celui-ci, il a été proposé un procédé pour désulfurer globalement le pétrole brut tel que [se référer à Chemical Eng. Progress volume 67 (8) page 57 (1971)] un procédé pour désulfurer globalement le pétrole brut duquel la fraction naphta a été séparée [se référer à la demande de brevet japonais ouverte à l'inspection publique N 294390/ 1991 (Hei-3)] et un procédé analogue. Selon le procédé mentionné ci-dessus, il est possible de simplifier les unités de raffinage de pétrole et, par ailleurs, de réduire le coût de fonctionnement variable mais, en revanche, il est impossible de ce fait de réguler, dans le réacteur, la qualité de chacune des fractions dans le produit pétrolier. Cette régulation est considérée comme étant extrêmement difficile sur le plan de son principe. De plus, la législation intensifiée ces dernières années concernant les qualités des produits pétroliers provenant des problèmes d'environnement globaux progresse à une vitesse étonnamment rapide. Ceci étant, en prenant en compte la législation à venir sur les qualités des produits pétroliers, il s'avère que le procédé de désulfuration collectif précédent non seulement limite la modification des qualités des produits pétroliers, mais rend les qualités de ceux-ci insuffisantes. Afin d'éliminer les inconvénients et les défauts mentionnés ci-dessus, il a été proposé un procédé de production de fractions kérosène et gas-oil de qualité élevée par hydrocraquage de pétrole lourd [se référer à la demande de brevet japonais ouverte à l'inspection publique N 98270/ 1994 (Hei-6)] et un procédé pour améliorer les qualités des fractions kérosène et gasoil par la combinaison de catalyseurs dans le but de traiter par hydrogénation du pétrole brut ou du pétrole brut dont la fraction naphta a été séparée (se référer à la demande de brevet japonais ouverte à l'inspection publique N 268361/ 1995 (Hei - 7), la demande de brevet japonais ouverte à l'inspection publique N 224890/ 1992 (Hei-4), la demande de brevet japonais ouverte à l'inspection publique N 224892/ 1992 (Hei- 4), la demande de brevet japonais ouverte à l'inspection publique N 27468 1996 (Hei-8), la demande de brevet japonais ouverte à l'inspection publique N 27469/ 1996 (Hei-8, etc. ). La figure 1, la figure 2, la figure 3, la figure 4 et la figure 5 illustrent des schémas de principe des procédés de traitement. Toutefois, la législation globalement intensifiée concernant les qualités des produits pétroliers progresse à une vitesse étonnamment rapide, comme mentionné précédemment. Par exemple, dans le cas de l'Europe, la teneur en soufre du gas-oil est limitée à 500 ppm à l'heure actuelle, mais doit passer à 350 ppm d'ici l'an 2000 et à 50 ppm d'ici l'an 2005. La série des composés aromatiques polycycliques n'est pas limitée à l'heure actuelle, mais une proposition de limitation de ceux-ci à au plus 11% en poids d'ici l'an 2000 est passée récemment au parlement européen. On prévoit que ces législations s'étendent au Japon dans un avenir proche. Il existe la possibilité de satisfaire aux législations allant jusqu'à l'an 2000 même par l'intermédiaire des procédés de traitement précédents par adaptation de la combinaison des conditions opératoires et des catalyseurs. Toutefois, il est extrêmement difficile de satisfaire aux législations européennes d'ici l'an 2005 dans la mesure où le traitement d'hydrogénation est réalisé conjointement à l'existence de pétrole lourd. RESUME DE L'INVENTION Un but général de la présente invention est de proposer un procédé pour traiter par hydrogénation du pétrole brut de qualité relativement moins bonne ou du pétrole brut dont la fraction naphta a été séparée sans séparer à l'avance le pétrole brut en chacune des fractions par le biais d'une distillation et aussi de proposer du pétrole brut réformé, ledit procédé étant caractérisé en ce qu'il représente un procédé d'hydroréformage capable d'améliorer notablement les qualité des fractions kérosène et gas-oil et, en même temps, de réguler leur qualités afin de satisfaire au but prescrit. A cet égard, les présents inventeurs ont découvert qu'il était possible de soumettre du pétrole brut ou du pétrole brut, auquel on a séparé la fraction naphta et les fractions plus légères que celui-ci (appelées "fraction naphta" dans la suite) (appelé "pétrole brut de distillation primaire" dans la suite) en présence d'un catalyseur à un traitement de démétallisation par hydrogénation, à un traitement d'hydrocraquage et un traitement d'hydrodésulfuration consécutifs, afin de réaliser un traitement d'hydrogénation, et de réaliser ensuite une séparation gaz-liquide dans une étape de séparation gaz-liquide, et un hydroréformage du fluide en phase gazeuse résultant. La présente invention a été réalisée à partir des découvertes et des informations mentionnées ci-dessus. Spécifiquement, le point essentiel et les grandes lignes de la présente invention sont les suivants : (1) Un procédé pour traiter par hydrogénation du pétrole brut en présence d'un catalyseur qui comprend le fait de soumettre le pétrole brut à un traitement de démétallisation par hydrogénation, à un traitement d'hydrocraquage et à un traitement d'hydrodésulfuration consécutifs, afin de réaliser un traitement d'hydrogénation, et de réaliser ensuite une séparation gaz-liquide dans une étape de séparation gaz-liquide, et un hydroréformage du fluide en phase gazeuse résultant. (2) Le procédé pour traiter par hydrogénation du pétrole brut de la même manière que dans le paragraphe précédent (1), dans lequel ledit pétrole brut est du pétrole brut de distillation primaire dont la fraction naphta a été séparée dans une étape de séparation de la fraction naphta. (3) Le procédé pour traiter par hydrogénation du pétrole brut comme indiqué dans le paragraphe précédent (2), dans lequel la fraction naphta qui a été séparée du pétrole brut dans une étape de séparation de la fraction naphta est soumise à un hydroréformage avec le fluide en phase gazeuse qui a été séparé du liquide dans l'étape de séparation gaz-liquide. (4) Le procédé pour traiter par hydrogénation du pétrole brut comme indiqué dans l'un quelconque des paragraphes précédents (1) à (3), dans lequel le catalyseur utilisé dans le traitement d'hydrocraquage est au moins une espèce choisie dans l'ensemble constitué par les métaux appartenant respectivement au groupe 6, au groupe 8, au groupe 9 et au groupe 10 du tableau périodique, et est supporté sur un support constitué de 10 à 90% en poids d'aluminosilicate contenant du fer et de 90 à 10% en poids d'un oxyde minéral. (5) Le procédé pour traiter par hydrogénation du pétrole brut comme indiqué dans l'un quelconque des paragraphes précédents (1) à (4), dans lequel le fluide en phase gazeuse au cours de l'étape de séparation gazliquide et le fluide en phase gazeuse après l'étape de séparation gaz-liquide sont soumis à une étape d'hydroréformage sous une pression dans la gamme inférieure à celle dans l'étape d'hydrodésulfuration de 0 à 49 bar et à une température dans la gamme inférieure à celle de ladite étape de 0 à 100 C. (6) Pétrole brut réformé ou pétrole brut de distillation primaire réformé qui est produit par mélange du fluide en phase liquide formé dans l'étape de séparation gaz-liquide comme indiqué dans l'un quelconque des paragraphes (1) à (5), et le fluide en phase gazeuse réformé par hydrogénation. (7) Pétrole brut réformé mélangé qui est produit par mélange du pétrole brut de distillation primaire qui a été réformé dans le procédé indiqué dans l'un quelconque des paragraphes (2), (4) et (5), et la fraction naphta qui a été séparée dans l'étape de séparation du naphta. (8) Pétrole brut réformé mélangé comme indiqué dans le paragraphe précédent (7), qui est produit par mélange de la fraction naphta qui a été séparée dans l'étape de séparation du naphta et ensuite désulfurée, et le pétrole brut de distillation primaire qui a été réformé. (9) Le procédé pour traiter par hydrogénation du pétrole brut comme indiqué dans l'un quelconque des paragraphes précédents (1) à (5), dans lequel une partie du distillat qui est produit par distillation afin de séparer l'un quelconque parmi le pétrole brut réformé, le pétrole brut de distillation primaire réformé et le pétrole brut réformé mélangé, comme indiqué dans l'un quelconque des paragraphes (6) à (8) précédents, est recyclée dans l'étape d'hydroréformage du fluide en phase gazeuse. BREVE DESCRIPTION DES DESSINS La figure 1 est un schéma de principe d'un traitement de pétrole brut décrit dans la demande de brevet japonais ouverte à l'inspection publique N 268361/ 1995 (Hei-7) ; la figure 2 est un schéma de principe d'un traitement de pétrole brut décrit dans la demande de brevet japonais ouverte à l'inspection publique N 224890/ 1992 (Hei-4) ; la figure 3 est un schéma de principe d'un traitement de pétrole brut décrit dans la demande de brevet japonais ouverte à l'inspection publique N 224892/ 1992 (Hei-4) ; la figure 4 est un schéma de principe d'un traitement de pétrole brut décrit dans la demande de brevet japonais ouverte à l'inspection publique N 27469/ 1996 (Hei-8) ; la figure 5 est un schéma de principe d'un traitement de pétrole brut décrit dans la demande de brevet japonais ouverte à l'inspection publique N 27468/ 1996 (Hei-8) ; la figure 6 est un schéma de principe d'un procédé pour traiter du pétrole brut selon la présente invention (1) ; la figure 7 est un schéma de principe d'un procédé pour traiter du pétrole brut selon la présente invention (2) ; la figure 8 est un schéma de principe d'un procédé pour traiter du pétrole brut selon la présente invention (3) ; la figure 9 est un schéma de principe d'un procédé pour produire du pétrole brut réformé mélangé selon la présente invention (8) ; la figure 10 est un schéma de principe d'un procédé pour traiter du pétrole brut selon la présente invention (9) ; la figure 11 est un schéma de principe d'un procédé pour traiter du pétrole brut selon la présente invention (9) ; la figure 12 est un schéma de principe d'un procédé pour traiter du pétrole brut selon la présente invention (9) ; et la figure 13 est un schéma de principe d'un procédé pour traiter du pétrole brut selon la présente invention (9). Description des symboles 1 : Etape de séparation de la fraction naphta 2 Etape de démétallisation par hydrogénation 3 Etape d'hydrocraquage 4 Etape d'hydrodésulfuration 5 Etape de séparation gaz-liquide 6 Etape d'hydroréformage 7 Etape d'hydrodésulfuration de la fraction naphta 8 Etape de distillation 9 Etape de craquage catalytique fluidisé 10 : Pétrole brut 11 : Fluide en phase gazeuse 12 : Fluide en phase liquide 13 : Fluide en phase gazeuse réformé 14 : Pétrole brut réformé 15 : Fraction naphta et fraction plus légère séparée dans l'étape de séparation de la fraction naphta 16 Pétrole brut de distillation primaire 17 Fluide en phase gazeuse 18 Fluide en phase liquide 19 Fluide en phase gazeuse hydroréformé 20 Pétrole brut réformé de distillation atmosphérique 21 Fluide en phase gazeuse hydroréformé comprenant la fraction naphta 22 : Pétrole brut réformé mélangé 23 : Naphta désulfuré 24 : Pétrole brut réformé mélangé 30 : LPG, gaz 31 : Naphta 32 : Kérosène 33 : Gas-oil 34 : Résidu (fuel-oil) 35 : Fluide en phase gazeuse hydroréformé 36 : Pétrole brut réformé 40 : LPG, gaz 41 : Naphta 42 : Kérosène 43 : Gas-oil 44 : Résidu (fuel-oil) 45 : Fluide en phase gazeuse hydroréformé 46 : Pétrole brut de distillation primaire réformé 50 : LPG, gaz 51 : Naphta 52 : Kérosène 53 : Gas-oil 54 : Résidu (fuel-oil) 55 : Fluide en phase gazeuse hydroréformé 56 : Pétrole brut réformé mélangé 60 : LPG, gaz 61 : Naphta 62 : Kérosène 63 : Gas-oil 64 : Résidu (fuel-oil) 65 : Fluide en phase gazeuse hydroréformé 66 : Pétrole brut réformé désessencié 70 : LPG, gaz 71 : Naphta 72 : Kérosène 73 : Gas-oil 74 : Résidu (fuel-oil) 75 : Fluide en phase gazeuse 76 : Fluide en phase liquide 77 : Fluide en phase gaz hydroréformé 78 : Pétrole brut réformé 79 : Fluide en phase gazeuse hydroréformé 80 : Essence 81 : gas-oil craqué 82 : Résidu craqué 83 : Naphta 84 : Kérosène 85 : Gas-oil 86 : Kérosène réformé 87 : Gas-oil réformé 88 : Résidu 89 : Fluide en phase gazeuse hydroréformé 90 : Fluide en phase liquide hydrodésulfuré 91 : Pétrole brut réformé 92 : Fraction légère 93 : Fraction intermédiaire 94 : Résidu DESCRIPTION DES MODES DE REALISATION PREFERES La figure 6 illustre un schéma de principe du mode de réalisation des paragraphes (1) précédents dans le procédé de traitement par hydrogénation du pétrole brut selon la présente invention. On va décrire en détail ledit procédé en référence à la figure 6. Le pétrole brut 10 est d'abord traité dans une étape de démétallisation par hydrogénation 2 en présence d'hydrogène dans les conditions indiquées ci-dessous, puis il est soumis à un traitement d'hydrogénation dans une étape d'hydrocraquage 3 et dans une étape d'hydrodésulfuration 4 dans les conditions de traitement décrites ci-dessous. Le pétrole brut ainsi traité est séparé en un fluide en phase gazeuse 11 et un fluide en phase liquide 12 dans une étape de séparation gaz-liquide 5. Le fluide en phase gazeuse 11 est soumis à un traitement d'hydroréformage en présence d'hydrogène dans une étape d'hydroréformage 6 dans les conditions de traitement décrites ci-dessous. Le fluide mélangé 14 du fluide en phase gazeuse réformé 13 et du fluide en phase liquide 12 est le pétrole brut réformé dans le mode de réalisation (6) mentionné ci-dessus selon la présente invention. Le but de la présente invention selon le mode de réalisation (1) n'est pas atteint s'il manque même l'une quelconque des étapes mentionnées ci-dessus, ou si l'ordre de l'une quelconque des étapes diffère de celui-ci. Toutefois, une étape quelconque parmi diverses étapes de traitement peut être incorporée avant ou après ou parmi les étapes. Par exemple, il est possible qu'une étape de démétallisation par hydrogénation 2 soit suivie d'une étape d'hydrodésulfuration préliminaire, qui est en outre suivie par les étapes suivantes y compris une étape d'hydrocraquage 3 et une étape d'hydrodésulfuration 4. L'hydrogène fourni pour l'hydrogénation peut être utilisé dans l'étape d'hydrocraquage 3 suivante et analogues, sans être séparé, par mélange au préalable d'une quantité d'hydrogène en excès par rapport à la quantité nécessaire dans le pétrole brut 10 habituellement avant l'étape de démétallisation par hydrogénation 2. Dans le cas où l'une quelconque des étapes est dépourvue de l'hydrogène nécessaire, il suffit que de l'hydrogène supplémentaire soit ajouté à celle-ci. De même, la figure 7 illustre un schéma de principe du mode de réalisation des paragraphes (2) précédents dans le procédé de traitement par hydrogénation d'un pétrole brut de distillation primaire 16 qui est obtenu par séparation de la fraction naphta du pétrole brut dans une étape de séparation de la fraction naphta 1 selon la présente invention. De plus, le pétrole brut de distillation primaire réformé 20, comme le montre la figure 7, devient le pétrole brut de distillation primaire réformé dans le mode de réalisation des paragraphes (6) précédents selon la présente invention. Le mélange de la fraction naphta qui est obtenue par séparation de la fraction naphta dans l'étape de séparation de la fraction naphta 1 (naphta 15) et du pétrole brut de distillation primaire réformé 20 devient le pétrole brut réformé mélangé dans le mode de réalisation des paragraphes (7) prcédents selon la présente invention. La figure 7 comprend l'étape de séparation de la fraction naphta 1. Dans la présente invention, le naphta 15 qui est séparé dans l'étape de séparation de la fraction naphta 1 contient non seulement la fraction naphta mais aussi des fractions plus légères que la fraction naphta. La figure 8 illustre le schéma de principe du mode de réalisation des paragraphes (3) précédents dans le procédé de traitement par hydrogénation du pétrole brut selon la présente invention. De plus, le pétrole brut de distillation primaire réformé mélangé 22, comme le montre la figure 8, devient le pétrole brut de distillation primaire réformé dans le mode de réalisation des paragraphes (6) précédents selon la présente invention. En outre, le pétrole brut de distillation primaire réformé mélangé 24, comme le montre la figure 9, devient le pétrole brut de distillation primaire réformé dans le mode de réalisation des paragraphes (8) précédents selon la présente invention, qui est un mélange de naphta hydrodésulfuré 23 obtenu par le fait de soumettre le naphta 15 qui est séparé dans l'étape de séparation de la fraction naphta 1 à un traitement d'hydrodésulfuration 7, et le pétrole brut de distillation primaire réformé 20. Les figures 10 à 13 illustrent chacun un schéma de principe du mode de réalisation des paragraphes (9) précédents dans le procédé de traitement par hydrogénation de pétrole brut selon la présente invention et correspondent respectivement aux figures 6 à 9. Le pétrole brut réformé, le pétrole, brut de distillation primaire réformé et le pétrole brut réformé mélangé sont séparés respectivement dans une étape de distillation 8, où une partie du distillat séparée est recyclée dans l'étape d'hydroréformage 6. Le nombre de composants qui sont séparés dans l'étape de distillation 8, qui est de cinq sur ces figures, n'est pas particulièrement limité, mais il peut être choisi selon les exigences concernant le produit pétrolier. Il est uniquement nécessaire que les distillats obtenus par distillation puissent être séparés et recyclés en partie. Il est préférable que les distillats à recycler comprennent les fractions kérosène et gas-oil. La fraction kérosène est censée améliorer le point de fumée du produit pétrolier par le biais de son recyclage, et la fraction gas-oil est censée améliorer l'indice d'octane du produit pétrolier et, en outre, de réduire la teneur en soufre de celuici par le biais de son recyclage. Dans la suite, on va décrire le pétrole brut et chacune des étapes de traitement. (1) Pétrole de charge d'alimentation (pétrole brut) # L'expression "pétrole brut" mentionnée ici désigne non seulement les pétroles bruts provenant du pétrole dans le sens strict du terme, mais aussi les pétroles bruts d'autres origines, telles que le pétrole de charbon liquéfié, le pétrole de sable bitumineux, le pétrole de sable de pétrole, le pétrole de schiste bitumineux, le goudron d'Oricono, etc., et un pétrole composite pouvant être obtenu à partir de ceux-ci. On peut aussi utiliser un mélange de pétrole brut à base pétrolière et un pétrole mélangé du pétrole brut illustré ci-dessus. # Le pétrole brut tout particulièrement préférable est un pétrole brut à base pétrolière qui contient au moins 1% en poids de composants asphaltène, au moins 10 ppm en poids respectivement de vanadium et de nickel, ou au moins 0,1% en poids de composants soufrés. Un pétrole brut à base pétrolière ne satisfaisant pas à ladite exigence présente peu d'intérêt économique. (2) Prétraitement # Il est préférable que le pétrole brut soit soumis à un traitement de désalage du point de vue de l'antisalissure de la tour de distillation préliminaire et afin d'éviter un bouchage dans un réacteur. # Le procédé de traitement de désalage est illustré par un procédé de désalage chimique, un procédé de désalage électrique de Petreco, un procédé de désalage électrique de Haw Bayker et analogues, qui est généralement mis en oeuvre par l'homme du métier. (3) Etape de séparation de la fraction naphta (tour de distillation préliminaire) # Il est parfois avantageux de séparer, le cas échéant, la fraction naphta (naphta 15) du pétrole brut qui a été soumis à un traitement de désalage, par exemple dans le cas où le produit pétrolier selon la présente invention est soumis à une distillation atmosphérique dans l'étape suivante pour séparer la fraction naphta et, ensuite, de réaliser un reformage catalytique. Dans ce cas, la fraction naphta est de préférence désulfurée jusqu'à une teneur en soufre aussi faible qu'environ 0,5 ppm en poids. Ainsi, la fraction naphta doit être encore désulfurée, puisque la fraction naphta est difficile à désulfurer jusqu'au faible niveau précédent dans le traitement d'hydrogénation dans le mode de réalisation (1) mentionné ci-dessus selon la présente invention. Il est préférable de séparer la fraction naphta dans l'étape de séparation de la fraction naphta (tour de distillation préliminaire), comme l'illustre la figure 7, dans le mode de réalisation (1) mentionné ci-dessus selon la présente invention, puis de traiter par un autre moyen la fraction naphta ainsi séparée. # Dans le cas où la fraction naphta est utilisée comme matière première pour une unité de production d'éthylène, il n'est pas utile de désulfurer cette dernière jusqu'à une teneur en soufre aussi faible qu'environ 0,5 ppm et, par conséquent, le mode de réalisation (1) mentionné ci-dessus du procédé selon la présente invention peut être adopté pour la désulfuration. # Un tambour de pré-éclair ou une colonne de pré- éclair classique peut être utilisé pour séparer la fraction naphta (naphta 15). De préférence, la température opératoire se situe dans la gamme de 150 à 300 C, et la pression opératoire se situe dans la gamme de 1,96 à 9,8 bar. # En ce qui concerne le point d'ébullition de la fraction naphta à séparer, son point d'ébullition initial est déterminé par le pétrole brut en tant que charge d'alimentation, et le point final se situe de préférence dans la gamme de 125 à 174 C. Un point final de celle-ci, lorsqu'il est inférieur à 125 C, conduit à une vitesse réactionnelle plus faible en raison de la pression partielle en hydrogène plus faible lors du traitement d'hydrogénation catalytique de l'étape suivante, alors qu'un point final de celle-ci, lorsqu'il est supérieur à 175 C, conduit à une augmentation de la teneur en soufre de la fraction kérosène dans le produit pétrolier, ce qui provoque parfois des produits hors spécifications. (4) Etape de démétallisation par hydrogénation 2 # On élève la température et la pression du pétrole brut 10 ou du pétrole brut de distillation primaire 16, et on le soumet à une démétallisation par hydrogénation collective avec de l'hydrogène dans un premier stade de l'étape de démétallisation par hydrogénation. Cette étape comprend un ou plusieurs réacteurs. # On utilise, en tant que catalyseur pour l'étape de démétallisation par hydrogénation, au moins un métal choisi dans l'ensemble constitué par les métaux appartenant aux groupes 5,6, 8,9 et 10, respectivement du tableau périodique, qui est supporté sur un support comprenant au moins une espèce choisie dans le groupe constitué par les oxydes minéraux poreux, tels que l'alumine, la silice ou une zéolithe, les supports acides et les composés minéraux naturels, en une proportion d'environ 3 à 30% en poids, exprimée en termes d'oxyde sur la base du poids total du catalyseur, ledit catalyseur ayant une taille de pore moyenne d'au moins 100 . Le catalyseur peut être un catalyseur de démétallisation par hydrogénation disponible dans le commerce ou un catalyseur de démétallisation par hydrogénation d'un type différent. De préférence, la proportion nécessaire du catalyseur de démétallisation par hydrogénation est fixée de 10 à 80% en poids, sur la base de la quantité cumulée des métaux qui sont contenus dans le pétrole brut à traiter pendant une période de temps prescrite. # Les conditions opératoires de l'étape de démétallisation par hydrogénation englobent une température réactionnelle dans la gamme de 300 à 450 C, de préférence de 350 à 410 C, une pression partielle en hydrogène dans la gamme de 29,4 à 196 bar, de préférence de 98 à 176,5 bar, un rapport hydrogène/ pétrole dans la gamme de 200 à 2000 Nm3/kl, de préférence de 400 à 800 Nm3/kl, et une LHSV (vitesse spatiale liquide horaire) de 0,1 à 10 h-1, de préférence de 0,3 à 5 h-1. La température réactionnelle, la pression partielle en hydrogène ou le rapport hydrogène/ pétrole, lorsqu'ils sont inférieurs à ladite gamme préférable, entraînent une efficacité réactionnelle plus faible, alors que lesdits facteurs, lorsqu'ils sont supérieurs à ladite gamme préférable, conduisent à une rentabilité plus faible. En revanche, la LHSV, lorsqu'elle est supérieure à la gamme préférable mentionnée ci-dessus, entraîne une efficacité réactionnelle plus faible, alors que la LHSV, lorsqu'elle est supérieure à la gamme préférable mentionnée ci-dessus conduit à une rentabilité plus faible. 5) Etape d'hydrocraquage 3 # Le pétrole brut qui a été soumis à un traitement de démétallisation par hydrogénation est ensuite soumis à un traitement d'hydrocraquage dans l'étape d'hydrocraquage 3, dans laquelle la température du fluide est modifiée au moyen d'un échangeur de chaleur ou analogue, lorsque la température réactionnelle doit être régulée. Dans le cas où la régulation de la température réactionnelle est possible par trempe avec de l'hydrogène gazeux ou du pétrole, ledit pétrole brut est traité tel quel sans installation d'un échangeur de chaleur. Cette étape comprend un ou plusieurs réacteurs. # En tant que catalyseur à utiliser dans cette étape d'hydrocraquage, qui n'est pas spécifiquement limité, on peut utiliser au moins un métal choisi dans l'ensemble constitué par les métaux appartenant aux groupes 6,8, 9 et 10 respectivement du tableau périodique, qui est supporté sur un support comprenant de 10 à 90% en poids d'un aluminosilicate contenant du fer et de 90 à 10% en poids d'un oxyde minéral, ledit catalyseur étant produit par la technique décrite dans la demande de brevet japonais ouverte à l'inspection publique N 289419/ 1990 (Hei-2). L'utilisation du catalyseur comprenant un aluminosilicate contenant du fer qui est produit par traitement d'une zéolithe de vaporisation traitée à la vapeur d'eau avec une solution aqueuse d'un sel de fer, est particulièrement efficace pour améliorer l'efficacité du craquage d'une fraction ayant une gamme de points d'ébullition de 343 C ou plus élevée en une fraction ayant une gamme de points d'ébullition de 343 C ou moins élevée. On peut aussi utiliser un catalyseur qui est produit par la technique décrite dans la demande de brevet japonais ouverte à l'inspection publique N 19131 1985 (Sho-60), dans la demande de brevet japonais ouverte à l'inspection publique N 24433/ 1986 (Sho-61) et dans la demande de brevet japonais ouverte à l'inspection publique N 21484/ 1991 (Hei- 3). Spécifiquement, le catalyseur est de préférence au moins un métal choisi dans l'ensemble constitué par les métaux appartenant aux groupes 6,8, 9,10 respectivement du tableau périodique qui est supporté sur un support comprenant de 20 à 80% en poids d'un aluminosilicate contenant du fer et de 80 à 20% en poids d'un oxyde minéral. Le métal appartenant au groupe 6 du tableau périodique est de préférence le tungstène ou le molybdène. Les métaux appartenant aux groupes 7 à 10 respectivement du tableau périodique peuvent être utilisés seuls ou en combinaison avec au moins un autre. Les combinaisons préférables des métaux engobent Ni-Mo, Co-Mo, Ni-W et Ni-Co-Mo, en tenant compte de leur activité d'hydrogénation améliorée et d'une détérioration plus faible. (6) Etape d'hydrodésulfuration 4 # Le pétrole brut qui a été soumis à un traitement de démétallisation par hydrogénation et ensuite à un traitement d'hydrocraquage, est ensuite soumis à un traitement d'hydrodésulfuration, dans lequel la température du fluide est modifiée par un échangeur de chaleur ou analogue, lorsque la température réactionnelle doit être régulée. Dans le cas où la régulation de la température réactionnelle est possible par trempe avec de l'hydrogène gazeux ou du pétrole, ledit pétrole brut est traité tel quel sans installation d'un échangeur de chaleur. Cette étape comprend un ou plusieurs réacteurs. # On utilise comme catalyseur pour l'étape d'hydrodésulfuration 4 un catalyseur d'hydrodésulfuration classique pour les pétroles lourds, à savoir au moins un métal choisi dans l'ensemble constitué par les métaux appartenant aux groupes 5,6, 8,9 et 10 respectivement du tableau périodique, qui est supporté sur un support comprenant l'alumine, la silice, une zéolithe ou un mélange de ceux-ci, en une proportion d'environ 3 à 30% en poids, exprimée en termes d'oxyde, sur la base du poids total du catalyseur, ledit catalyseur ayant une taille de pore moyenne d'au moins 80 Â. On utilise de préférence un catalyseur pour son effet de réformage amélioré sur les fractions kérosène et gas-oil, ledit catalyseur étant au moins un métal choisi dans l'ensemble constitué par les métaux appartenant aux groupes 5,6, 8,9 et 10 respectivement du tableau périodique, qui est supporté sur un support comprenant au moins un élément choisi dans le groupe constitué par l'aluminephosphore, l'alumine-composé métal alcalino-terreux, l'alumine-oxyde de titane, l'alumine-oxyde de zirconium, l'alumine-oxyde de bore, et analogues. # Les conditions opératoires de l'étape d'hydrodésulfuration englobent une température réactionnelle dans la gamme de 300 à 450 C, de préférence de 350 à 420 C, une pression partielle en hydrogène dans la gamme de 29,7 à 196 bar, de préférence de 98 à 176,5 bar, un rapport hydrogène/ pétrole dans la gamme de 200 à 2000 Nm3/kl, de préférence de 400 à 800 Nm3/kl, et une LHSV (vitesse spatiale liquide horaire) de 0,1 à 10 h-1, de préférence de 0,2 à 5 h-1. La température réactionnelle, la pression partielle en hydrogène ou le rapport hydrogène/ pétrole, lorsqu'ils sont inférieurs à la gamme préférable mentionnée ci-dessus, entraînent une efficacité réactionnelle plus faible, alors que lesdits facteurs, lorsqu'ils sont supérieurs à la gamme préférable mentionnée ci-dessus, conduisent à une rentabilité plus faible. En revanche, la LHSV, lorsqu'elle est supérieure à ladite gamme préférable mentionnée ci-dessus, entraîne une efficacité réactionnelle plus faible, alors que la LHSV, lorsqu'elle est supérieure à la gamme préférable mentionnée ci-dessus, conduit à une rentabilité plus faible. (7) Etape de séparation gaz-liquide 5 # Le pétrole brut qui a été soumis à un traitement de démétallisation par hydrogénation, un traitement d'hydrocraquage et un traitement d'hydrodésulfuration, après que la température ait été régulée à un niveau souhaitable au moyen d'un échangeur de chaleur, est introduit dans l'étape de séparation gaz-liquide 5. On peut utiliser, dans l'étape de séparation gazliquide 5, un récipient de séparation gaz-liquide à haute température, à haute pression, ayant une structure identique à celle d'une unité de désulfuration directe pour les pétroles lourds. Afin de maintenir l'efficacité de réaction dans le stade suivant de l'étape d' hydroréformage, il est préférable de prendre des mesures appropriées, telles que le choix d'un réacteur de séparation gaz-liquide ayant un diamètre suffisamment élevé, une disposition d'un séparateur de brouillard ayant une capacité suffisante à l'intérieur du récipient de séparation gaz-liquide, et analogues, de façon à éviter l'entrée de pétroles lourds dans le fluide en phase gazeuse qui est séparé dans le récipient de séparation gaz-liquide à haute température, à haute pression, qui comprend une ou plusieurs tours. # De préférence, l'étape de séparation gaz-liquide est réalisée sous une pression inférieure à celle de l'étape d'hydrodésulfuration de 0 à 49 bar, à une température inférieure à celle de l'étape d'hydrodésulfuration de 0 à 100 C. En ce qui concerne les conditions de séparation dans l'étape de séparation gaz-liquide, lorsque la pression de séparation est inférieure à la pression à la sortie de l'étape d'hydrodésulfuration de 49 bar ou plus, l'efficacité réactionnelle est réduite dans l'étape d'hydroréformage suivante en raison de la réduction de la pression partielle en hydrogène et, par ailleurs, des huiles lourdes sont plus sujettes à se mélanger au fluide en phase gazeuse à charger dans l'étape d'hydroréformage suivante. Un critère préférable dans un tel cas est de maintenir le rapport de la fraction ayant un point d'ébullition de 400 C ou plus élevé qui se mélange au fluide en phase gazeuse à au plus 3% en poids, par rapport à la quantité totale du fluide en phase gazeuse. Lorsque la pression de séparation est inférieure à la pression à la sortie de l'étape d'hydrodésulfuration, cela entraîne une augmentation du coût de construction de l'équipement de séparation gaz-liquide en raison de la nécessité d'une unité d'augmentation de pression, telle qu'un compresseur. Lorsque la température de séparation est inférieure à la température à la sortie de l'étape d'hydrodésulfuration de 100 C ou plus, cela entraîne une réduction du rapport de la fraction kérosène à la fraction gas-oil qui sont séparées sous forme du fluide en phase gazeuse et une réduction du rapport de la fraction kérosène à la fraction gas-oil qui sont chargées dans l'étape d'hydroréformage suivante, ne permettant pas de ce fait de réaliser efficacement l'hydroréformage des fractions kérosène et gas-oil. Lorsque la température de séparation est supérieure à la température à la sortie de l'étape d'hydrodésulfuration, cela entraîne une augmentation du coût de construction de l'équipement de séparation gazliquide en raison de la nécessité d'une unité de chauffage, telle qu'un four. (8) Etape d'hydroréformage 6 # Le pétrole brut qui a été soumis à un traitement de démétallisation par hydrogénation, un traitement d'hydrocraquage et à un traitement d'hydrodésulfuration est introduit dans l'étape de séparation gaz-liquide 6 où il est séparé en un fluide en phase liquide et un fluide en phase gazeuse, qui est ensuite soumis à un traitement d'hydroréformage. L'étape d'hydroréformage comprend un ou plusieurs réacteurs, où le fluide en phase gazeuse provenant de l'étape de séparation gazliquide est soumis à un traitement d'hydroréformage habituellement sans aucun traitement, tel qu'un chauffage ou une élévation de la température. La température du fluide en phase gazeuse est modifiée au moyen d'un échangeur de chaleur ou analogue, lorsque sa température réactionnelle doit être régulée. Lorsque sa température réactionnelle peut être régulée au moyen d'hydrogène gazeux ou d'une huile de recyclage, le fluide en phase gazeuse est soumis tel qu'elle au traitement d'hydroréformage. En tant que type de réacteur dans cette étape, un réacteur à lit fixe ordinaire peut être utilisé. # On utilise, en tant que catalyseur dans l'étape d'hydroréformage 6, un catalyseur d'hydrogénation classique pour des fractions intermédiaires, à savoir au moins un métal choisi dans l'ensemble constitué par les métaux appartenant aux groupes 5,6, 8,9 et 10 respectivement du tableau périodique, qui est supporté sur un support comprenant l'alumine, la silice, une zéolithe ou un mélange de ceux-ci, en une proportion d'environ 3 à 30% en poids, exprimée en termes d'oxyde, sur la base du poids total du catalyseur, ledit catalyseur ayant une taille de pore moyenne d'au moins 80 Â. On utilise, de préférence, un catalyseur pour son effet d'hydroréformage amélioré sur les fractions kérosène et gas-oil, ledit catalyseur étant au moins un métal choisi dans l'ensemble constitué par les métaux appartenant aux groupes 5,6, 8,9 et 10 respectivement du tableau périodique, qui est supporté sur un support comprenant au moins un élément choisi dans le groupe constitué par l'alumine-phosphore, l'alumine-composé métal alcalino-terreux, l'alumine-oxyde de titane, l'alumine-oxyde de zirconium, l'alumine-oxyde de bore, et analogues. # Comme conditions opératoires de l'étape d'hydroréformage, la température réactionnelle et la pression réactionnelle sont chacune pratiquement identique à la température de séparation et à la pression de séparation, respectivement de l'étape de séparation gaz-liquide décrite ci-dessus, étant donné que la réaction d'hydroréformage est réalisée après ladite étape de séparation gaz-liquide sans utiliser aucune unité de chauffage ou d'élévation de la température. De préférence, la température réactionnelle se situe dans la gamme de 300 à 400 C, et la pression réactionnelle se situe dans la gamme de 98 à 176,5 barG. Afin d'utiliser efficacement la température et la pression à la sortie de l'étape d'hydrodésulfuration, en tant que stade précédent l'étape d' hydroréformage, en tant que stade ultérieur, il est préférable de fixer la température réactionnelle à une température inférieure à la température à la sortie de l'étape d'hydrodésulfuration de 0 à 100 C et de fixer la pression réactionnelle à une pression inférieure à la pression à la sortie de l'étape d'hydrodésulfuration de 0 à 49 bar. De plus, il est préférable de fixer la pression partielle en hydrogène dans la gamme de 68,6 à 147 barG, le rapport hydrogène / pétrole dans la gamme de 500 à 5000 Nm3/kl et la LHSV (vitesse spatiale liquide horaire) dans la gamme de 0,5 à 10 h-1. La température réactionnelle, la pression partielle en hydrogène ou le rapport hydrogène / pétrole, lorsqu'ils sont inférieurs à la gamme préférable mentionnée ci-dessus, entraînent une efficacité réactionnelle plus faible, alors que lesdits facteurs, lorsqu'ils sont supérieurs à la gamme préférable mentionnée ci-dessus, conduisent à une rentabilité plus faible. En revanche, la LHSV, lorsqu'elle est supérieure à ladite gamme préférable mentionnée ci-dessus, entraîne une efficacité réactionnelle plus faible, alors que la LHSV, lorsqu'elle est supérieure à la gamme préférable mentionnée ci-dessus, conduit à une rentabilité plus faible. (9) Séparation des impuretés et analogues Le fluide qui a été soumis à un traitement de démétallisation par hydrogénation, un traitement d'hydrocraquage, un traitement d'hydrodésulfuration, une séparation gaz-liquide et un traitement d'hydroréformage, est introduit selon un procédé classique dans une étape de séparation avec le fluide en phase liquide qui a été séparé dans l'étape de séparation gaz-liquide, où les fluides sont séparés en une partie gazeuse et une partie liquide. Des impuretés, telles que le sulfure d'hydrogène, l'ammoniac, et analogues, sont éliminés de la partie gazeuse ainsi séparée, puis la partie gazeuse ainsi traitée est soumise à un traitement de purification à l'hydrogène, mélangée à du gaz d'alimentation frais puis recyclée dans le système réactionnel. (10) Etape de remélange de la fraction naphta Dans le cas où la fraction naphta (naphta 15) est séparée du pétrole brut dans l'étape de séparation de la fraction naphta (3) précédente, la fraction naphta peut être traitée par l'un quelconque des procédés # à # suivants, selon les exigences des produits. # La fraction naphta est recueillie de façon à en faire un produit en tant que tel (se référer à la figure 7). # La fraction naphta est mélangée à la partie liquide obtenue dans l'étape de séparation (9) précédente des impuretés et analogues, pour en faire un pétrole brut réformé mélangé. # La fraction naphta est mise sous pression et chauffée, puis introduite dans l'étape d'hydroréformage (8) précédente (se référer à la figure 8). # La fraction naphta est soumise à un traitement d'hydrodésulfuration 7, et est mélangée à la partie liquide obtenue dans la séparation (9) précédente des impuretés et analogues, pour faire le mélange d'un pétrole brut réformé mélangé (se référer à la figure 9) . (11) Production de pétrole brut réformé Selon les conditions locales pour la commercialisation du procédé selon la présente invention, il est parfois avantageux que la partie liquide obtenue dans l'un quelconque des procédés dans la séparation (9) précédente des impuretés et analogues soit mélangée à la fraction naphta par l'un quelconque des procédés du paragraphe (10) précédent et que le mélange résultant soit ensuite transporté par bateau, sous forme de pétrole brut reformé. Ce qui précède s'applique au cas où une usine de traitement d'hydrogénation concernant la présente invention est située à proximité d'une unité de transport par bateau de pétrole brut dans un pays producteur de pétrole et à un endroit où l'unité de transport par bateau de pétrole brut est terminée, mais où une unité de transport par bateau d'un produit pétrolier n'est pas disponible. Dans ce cas, le pétrole brut produit dans celle-ci est utilisable tel quel, ou il est chargé dans une unité d'élimination du sulfure d'hydrogène reliée à un équipement de désulfuration, par exemple une unité de séparation du sulfure d'hydrogène, de façon à permettre d'obtenir un pétrole brut reformé, un pétrole brut de distillation primaire reformé ou un pétrole brut réformé mélangé, chacun d'entre eux étant dépourvu de sulfure d'hydrogène. En transformant le produit brut produit dans celle-ci en un produit brut réformé, il faut citer les effets et les avantages selon lesquels l'unité de transport par bateau de pétrole brut existante est utilisable telle quelle et, par ailleurs, selon lesquels chacun des pétroles bruts réformés peut être transporté à faible coût à l'aide de pétroliers de grande taille. (12) Etape de séparation par distillation En plus du pétrole brut réformé dans le paragraphe (11) précédent, la partie liquide obtenue dans l'étape de séparation du paragraphe (9) précédent, ou l'un quelconque parmi le pétrole brut mélangé, le pétrole brut réformé mélangé, le pétrole brut de distillation primaire réformé et le pétrole brut réformé mélangé est chargé dans une étape de séparation par distillation, et fractionné en chaque produit pétrolier par un procédé classique. Il est possible de fractionner la charge d'alimentation en naphta, kérosène, gas-oil et résidu atmosphérique dans des conditions de fractionnement atmosphérique en fixant la gamme de points d'ébullition de la fraction naphta de 20 à 157 C, celle de la fraction kérosène de 157 à 239 C, celle de la fraction gas-oil de 239 à 343 C et celle du résidu atmosphérique de 343 C et plus élevée. Le résidu atmosphérique peut être ensuite distillé sous vide pour donner du kérosène sous vide et du gas-oil sous vide. (13) Traitement de recyclage des distillats Il est possible de recycler et de traiter les distillats (de préférence une partie de la fraction gas-oil à raison de 5 à 95% en volume) qui sont obtenus dans l'étape de séparation par distillation dans le paragraphe (12) précédent dans l'étape d'hydroréformage, comme indiqué dans le paragraphe (8) précédent, par chauffage et mise sous pression. Grâce à l'effet agissant provenant du mode opératoire mentionné ci-dessus, il est possible d'obtenir une fraction gas-oil de qualité particulièrement élevée, qui est capable satisfaire à la législation intensifiée prévisible de la qualité du gas-oil sans installer de nouveau réacteur. Il est aussi possible de modifier la qualité du gas-oil pour obtenir une qualité souhaitable par modification du taux de recyclage et les caractéristiques des fractions recyclées (se référer à la figure 10 jusqu'à la figure 13) . (14) Type de réacteur Il n'y a pas de limitation spécifique quant au type de l'équipement réactionnel dans le traitement de démétallisation par hydrogénation, dans le traitement d'hydrocraquage et dans le traitement d'hydrodésulfuration du procédé selon la présente invention, ce qui permet d'adopter, par exemple, un équipement réactionnel du type lit fixe, du type lit mobile, du type lit fluidisé, du type lit en ébullition, du type en suspension, et analogues. L'équipement réactionnel dans le traitement d'hydroréformage du fluide en phase gazeuse, bien qu'il ne soit pas spécifiquement limité quant au type de celui-ci, est de préférence du type à lit fixe de faible coût en raison de sa réaction en phase gazeuse. Il est aussi possible d'employer un seul réacteur pour deux étapes de traitement ou plus, parmi le traitement de démétallisation par hydrogénation, le traitement d'hydrocraquage et le traitement d'hydrodésulfuration. Les effets et les avantages de la présente invention sont résumés de la manière suivante. (1) Le procédé selon la présente invention améliore notablement les qualités des fractions kérosène et gasoil des produits pétroliers qui sont obtenus par le fait de soumettre du pétrole brut ou du pétrole brut duquel la fraction naphta a été séparée, à un traitement de démétallisation par hydrogénation, à un traitement d'hydrocraquage, à un traitement d'hydrodésulfuration puis à une séparation gaz-liquide, et de réaliser un hydroréformage du fluide en phase gazeuse résultant. Il existe une probabilité suffisante selon laquelle, grâce à l'amélioration mentionnée cidessus, la fraction kérosène puisse satisfaire à la législation sur les fuels d'avion et qu'il soit possible de produire une fraction gas-oil qui puisse satisfaire à la législation européenne d'ici l'an 2005 sur la teneur en soufre. (2) En plus de l'utilisation pour l'amélioration du procédé de raffinage du pétrole classique, le procédé de la présente invention est applicable à une utilisation pour réformer du pétrole brut lourd ayant une teneur en soufre élevée pour donner un pétrole brut léger ayant une faible teneur en soufre dans des unités de raffinage de pétrole situées des pays producteurs de pétrole. Ladite utilisation entraîne les effets suivants. (a) Une augmentation du rendement en liquide du pétrole brut réformé par craquage du pétrole brut en tant que charge d'alimentation. (b) Le kérosène et le gas-oil produits par le présent procédé ayant une qualité bien supérieure au kérosène et au gas-oil produits à partir de pétrole brut léger classique ayant une faible teneur en soufre. (c) La capacité de manipuler le pétrole brut de la même manière que du pétrole brut classique, en utilisant des installations de transport de pétrole existantes et aussi la capacité de transporter de grandes quantités de pétroles respectifs à faibles coûts au moyen de pétroliers de grande taille. Dans la suite, la présente invention va être décrite plus en détail en référence à des exemples comparatifs et à des exemples de travail, qui ne limiteront toutefois pas la présente invention à ceuxci. On utilise comme pétrole brut d'alimentation, un pétrole brut désalé lourd des pays arabes, la fraction naphta de celui-ci, du pétrole brut désalé lourd des pays arabes duquel les fractions légères ont été séparées (appelé "pétrole brut de distillation primaire lourd des pays arabes" dans la suite). Les caractéristiques du pétrole brut d'alimentation sont données dans le tableau 1. Les caractéristiques des catalyseurs qui sont utilisés pour la réaction de chacune des étapes de traitement sont données dans le tableau 2. Tableau 1 : Caractéristiques du pétrole brut de charge Sujet Pétrole Pétrole brut Fraction brut désalé désalé lourd des naphta lourd des pays arabes séparée pays duquel la de arables fraction naphta a celui-ci été séparée Masse volumique (g/ml à 0,8922 0,9238 0,7004 15 C) [JIS K2249] Teneur en soufre (% en 2,84 3,19 0,026 pds) [JIS K2541] Teneur en azote (ppm en 1460 1640 >1 pds) [JIS K2609] Teneur en V (ppm en pds) 53,6 56,5- [JPI SS-10] Teneur en Ni (ppm en 17,1 17,9 pds) [JPI SS-11] Partie insoluble dans le 4,59 5,11 n-heptane (% en pds) Caractéristiques de distillation [Naphta : ASTM D3710] [Autres : ASTM D5370] IBP : C 1 101 22 50% distillé 423 450 92 EP : C - - 174 Rendement (% en vol 100 85,8 14,2 par rapport au pétrole brut) Tableau 2 : Caractéristiques du catalyseur @ @ démétal- d'hydrocra d'hydro- d'hydrolisation par quage désulfura- réformage hydrogénation tion A B C D Support Composition (% en pds par rapport au support) Alumine 100 35 90 90 Oxyde de bore 10 10 Aluminosilicate 65 contenant du fer Catalyseur Composition (% en pds par rapport au catalyseur) Oxyde de nickel 2,3 7 Oxyde de molybdène 8,3 10,0 14,0 Oxyde de cobalt 4,0 3,7 Oxyde de tungstène 22,4 Surface spécifique 143 445 228 228 [m2/g] Volume de pore 0,76 0,62 0,71 0,71 [ml/g] Taille moyenne des 190 158 124 124 pores [A] [remarques] : Dans le catalyseur B, la zéolithe de vaporisation contenant du fer est préparée comme dans l'exemple 1 du brevet japonais ouvert à l'inspection publique N 289419/ 1990 et, dans les catalyseurs C et D, le support alumine-oxyde de bore est préparé comme dans l'exemple 1 du brevet japonais ouvert à l'inspection publique N 319994/ 1994. Exemple 1 (1) Traitement de démétallisation par hydrogénation, traitement d'hydrocraquage et traitement d'hydrodésulfuration : On réalise les réactions de ces traitements en garnissant 28% en volume du catalyseur A, 33% en volume du catalyseur B et 39% en volume du catalyseur C dans cet ordre en série dans un réacteur tubulaire de 300 ml. On soumet du pétrole brut désalé lourd des pays arables, en tant que pétrole brut de charge, comme le montre le tableau 1, auxdites étapes de traitement dans des conditions comprenant une pression partielle en hydrogène de 132,4 barG, un rapport hydrogène/ pétrole de 550 Nm3/kl, une température réactionnelle de 380 C pour le catalyseur A, de 400 C pour le catalyseur B et de 360 C pour le catalyseur C, et une LHSV de 0,408 h 1, par rapport au volume total des catalyseurs. (2) Etape de séparation gaz-liquide et étape d'hydroréformage On sépare le produit pétrolier A que l'on a produit dans la réaction (1) pendant une durée de 1000 à 3000 heures à partir du début de la réaction, en chacune des fractions comprenant le naphta, le kérosène et le gas-oil sous vide en utilisant un appareil de distillation en discontinu. Ainsi, on prépare du pétrole de charge pour l'hydroréformage [appelé "fluide en phase gazeuse A" dans la suite] ayant une composition chimique identique à celle du fluide en phase gazeuse dans le séparateur gaz-liquide à haute température et à haute pression, sur la base du résultat d'un calcul de la composition de la phase gazeuse à 340 C et sous une pression totale de 132,4 barA au moyen d'un calcul adiabatique pour une séparation gaz-liquide continue en utilisant un simulateur de procédé (produit par SimSci Corp., sous la marque de commerce "PRO/ II" Ver 5). La composition chimique du fluide en phase gazeuse A est présentée dans le tableau 3-1. Tableau 3-1 : Propriétés du pétrole de chargepour l'hvdroréformaae bujet Pétrole de charge pour l'hydroréformage Masse volumique (g/ml à 15 C) [JIS 0,7862 K2249] Teneur en soufre (% en pds) [JIS 400 K2541] Point de fumée (mm) [JIS K2537] 21,0 Composé aromatique monocyclique [% en 19,5 volume] Composé aromatique bicyclique [% en 0,2 volume] Composé aromatique tricyclique [% en 0,1> volume] Composé aromatique total [% en 19,7 volume] (les 4 sujets ci-dessus selon JPI 5S- 49-97) Fraction naphta (% en pds) 52,3 Fraction kérosène (% en pds) 37,4 Fraction gas-oil (% en pds) 8,6 Faction gas-oil sous vide (% en pds) 1,7 On réalise la réaction d'hydroréformage du fluide en phase gazeuse A en garnissant le catalyseur D présenté dans le tableau 2 dans un réacteur tubulaire de 30 ml dans des conditions comprenant une pression partielle en hydrogène de 105 kgf/cm2G, un rapport hydrogène/ pétrole de 700 Nm3/kl, une température réactionnelle de 340 C et une LHSV de 3,0 h-1. On prépare un mélange en tant que produit pétrolier C (pétrole brut réformé) en mélangeant le produit pétrolier B que l'on a produit par une réaction d'hydroréformage pendant une durée d'alimentation de 1500 à 2000 heures à partir du début de la réaction, et le pétrole résiduel (fluide en phase liquide) que l'on a séparé correspondant au fluide en phase gazeuse A utilisé pendant lesdites heures en la proportion du fluide en phase gazeuse A que l'on a séparé dans la séparation gaz-liquide en un fluide en phase liquide correspondant au fluide en phase gazeuse A. On sépare le produit pétrolier C résultant par l'intermédiaire d'une distillation en utilisant un équipement de distillation équipé d'une colonne à 15 plateaux théoriques en LPG (propane et butane), en une fraction naphta (du point d'ébullition du pentane à 157 C), en une fraction kérosène (point d'ébullition de 157 à 239 C), en une fraction gas-oil (point d'ébullition de 239 à 343 C) et en un résidu atmosphérique (fraction supérieure au point d'ébullition de 343 C). Ainsi, on analyse les qualités de chacune des fractions. Le rendement et les propriétés de chacune des fractions sont présentés dans le tableau 4. En outre, on sépare le résidu atmosphérique en un gas-oil sous vide (point d'ébullition de 343 à 525 C) au moyen d'une distillation sous vide simple. Le rendement et les propriétés du gas-oil sous vide sont présentés dans les tableaux 4-1,4-2 et 4-3. D'après les résultats, on obtient des fractions kérosène et gas-oil qui possèdent des qualités élevées et des teneurs en composants soufrés, en composants aromatiques et en composants aromatiques polycycliques réduites. De plus, les fractions liquides ont chacune une masse volumique plus faible et un volume accru d'environ 7%, dans la mesure où le pétrole brut lourd des pays arables en tant que charge d'alimentation est hydrocraqué. Exemple 2 (1) Traitement de démétallisation par hydrogénation, traitement d'hydrocraquage et traitement d'hydrodésulfuration : On répète le mode opératoire de l'exemple 1 pour réaliser les réactions de ces traitements en utilisant des catalyseurs identiques à ceux de l'exemple 1, sauf que l'on charge le réacteur tubulaire avec, en tant que pétrole brut de charge, du pétrole brut désalé lourd des pays arabes duquel on a éliminé la fraction naphta et la fraction plus légère que la fraction naphta (appelé globalement "fraction naphta" dans la suite) (appelé "pétrole brut de distillation primaire lourd des pays arabes" dans la suite), comme l'indique le tableau 1, à une LHSV de 0, 35 h-1, qui est toutefois la même que la LHSV de l'exemple 1, exprimée en termes de LHSV par rapport au pétrole brut lourd de distillation primaire des pays arables à la place du pétrole brut désalé lourd des pays arables. (2) Etape de séparation gaz-liquide et étape d'hydroréformage On répète le mode opératoire de l'exemple 1 pour réaliser la séparation gaz-liquide, la réaction d'hydroréformage, de mélange du fluide en phase gazeuse et du liquide en phase liquide qui sont hydroréformés et la séparation du produit pétrolier par distillation. La composition chimique du pétrole de charge de l'hydroréformage (fluide en phase gazeuse) est présentée dans le tableau 3-2. Le rendement et les propriétés de chacun des produits pétroliers sont présentés dans les tableaux 4-1,4-2 et 4-3, dans lesquels les rendements sont basés sur le pétrole brut lourd désalé des pays arabes. Tableau 3-2 : Propriétés du pétrole de charge pour l'hydroréformage Sujet Pétrole de charge pour l'hydroréformage Masse volumique (g/ml à 15 C) [JIS 0,7942 K2249] Teneur en soufre (% en pds) [JIS 450 K2541] Point de fumée (mm) [JIS K2537] 22,0 Composé aromatique monocyclique [% en 19,9 volume] Composé aromatique bicyclique [% en 0,2 volume] Composé aromatique tricyclique [% en 0,1> volume] Composé aromatique total [% en 20,1 volume] (les 4 sujets ci-dessus selon JPI 5S- 49-97) Fraction naphta (% en pds) 48,2 Fraction kérosène (% en pds) 36,4 Fraction gas-oil (% en pds) 13,7 Faction gas-oil sous vide (% en pds) 1,7 Comme dans le cas de l'exemple 1, on obtient des fractions kérosène et gas-oil qui ont des qualités élevées et des teneurs en composants soufrés, en composants aromatiques et en composants aromatiques polycycliques réduites. Exemple 3 (1) traitement de démétallisation par hydrogénation, traitement d'hydrocraquage et traitement d'hydrodésulfuration : On répète le mode opératoire exactement comme dans l'exemple 2 - (1) pour réaliser ces mêmes réactions de traitement. (2) Etape de séparation gaz-liquide et étape d'hydroréformage On répète le mode opératoire exactement comme dans l'exemple 2 - (2) pour réaliser le traitement et la réaction. (3) Mélange de la fraction naphta : Au produit pétrolier C que l'on a obtenu dans le paragraphe (2) précédent, on ajoute la fraction naphta (les propriétés étant données dans le tableau 1) que l'on a séparée lors de la préparation du pétrole brut lourd de distillation primaire des pays arabes à partir du pétrole brut lourd des pays arables pour obtenir le pétrole brut réformé. On sépare le pétrole brut réformé résultant par le biais d'une distillation en utilisant un équipement de distillation équipé d'une colonne à 15 plateaux théoriques de la même manière que dans l'exemple 2 - (2), en LPG (propane et butane), en une fraction naphta (du point d'ébullition du pentane à 157 C), en une fraction kérosène (point d'ébullition de 157 à 239 C), en une fraction gas-oil (point d'ébullition de 239 à 343 C) et en un résidu atmosphérique (fraction supérieure au point d'ébullition de 343 C). Ainsi, on analyse les qualités de chacune des fractions. Le rendement et les propriétés de chacune des fractions sont présentés dans les tableaux 4-1,4-2 et 4-3. D'après les résultats, on obtient des fractions kérosène et gas-oil qui possèdent des qualités élevées et des teneurs en composants soufrés, en composants aromatiques et en composants aromatiques polycycliques réduites. De plus, les fractions liquides ont chacune une masse volumique plus faible et un volume accru d'environ 7%, par rapport au pétrole brut lourd des pays arables, en tant que charge d'alimentation initiale. Exemple 4 (1) Traitement de démétallisation par hydrogénation, traitement d'hydrocraquage et traitement d'hydrodésulfuration : On répète le mode opératoire exactement comme dans l'exemple 3 - (1) pour réaliser ces mêmes réactions de traitement. (2) Etape de séparation gaz-liquide et étape d'hydroréformage : On répète le mode opératoire exactement comme dans l'exemple 3 - (2) pour réaliser le traitement et la réaction. (3) Hydrodésulfuration de la fraction naphta : On réalise l'hydrodésulfuration de la fraction naphta que l'on a soutirée lors de la préparation du pétrole brut lourd de distillation primaire des pays arables, comme le montre le tableau 1, en tant que pétrole de charge, en garnissant le catalyseur C présenté dans le tableau 2 dans un réacteur tubulaire de 30 ml dans les conditions réactionnelles comprenant une pression partielle en hydrogène de 14,7 barG, un rapport hydrogène/ pétrole de 100 Nm3/kl, une température réactionnelle de 320 C et une LHSV de 7,5 h , pour produire la fraction naphta hydrodésulfurisée. (4) Mélange de la fraction naphta hydrodésulfurisée : On incorpore la fraction naphta hydrodésulfurisée obtenue dans le paragraphe (3) précédent dans le produit pétrolier C après le traitement d'hydroréformage de la même manière que dans l'exemple 3, pour produire un pétrole brut réformé mélangé. On sépare le pétrole brut réformé mélangé résultant par le biais d'une distillation en utilisant un équipement de distillation équipé d'une colonne à 15 plateaux théoriques de la même manière que dans l'exemple 2 - (2), en LPG (propane et butane), en une fraction naphta (du point d'ébullition du pentane à 157 C), en une fraction kérosène (point d'ébullition de 157 à 239 C), en une fraction gas-oil (point d'ébullition de 239 à 343 C) et en un résidu atmosphérique (fraction supérieure au point d'ébullition de 343 C). Ainsi, on analyse les qualités de chacune des fractions. Le rendement et les propriétés de chacune des fractions sont présentés dans les tableaux 4-1,4-2 et 4-3. D'après lesdits tableaux, on peut voir que la teneur en soufre de la fraction naphta, qui est davantage réduite que celle de l'exemple 3, est réduite jusqu'à un niveau où ladite fraction naphta est acceptable comme charge d'alimentation pour des reformeurs de naphta catalytiques. Exemple 5 (1) Traitement de démétallisation par hydrogénation, traitement d'hydrocraquage et traitement d'hydrodésulfuration : On répète le mode opératoire exactement comme dans l'exemple 3- (1) pour réaliser ces réactions de traitement. (2) Etape de séparation gaz-liquide et étape d'hydroréformage : On réalise un traitement d'hydroréformage de la même manière que dans l'exemple 1, sauf que l'on utilise, comme charge d'alimentation, le mélange du pétrole brut hydroréformé (fluide en phase gazeuse) présenté dans le tableau 5 et 40% en volume de la fraction naphta que l'on a soutirée lors de la préparation du pétrole brut lourd de distillation primaire des pays arabes. Ensuite, de la même manière que dans l'exemple 3, on obtient le produit pétrolier C (pétrole brut réformé mélangé). On sépare le pétrole brut réformé mélangé résultant par le biais d'une distillation en utilisant un équipement de distillation équipé d'une colonne à 15 plateaux théoriques de la même manière que dans l'exemple 2- (2), en LPG (propane et butane), en une fraction naphta (du point d'ébullition du pentane à 157 C), en une fraction kérosène (point d'ébullition de 157 à 239 C), en une fraction gas-oil (point d'ébullition de 239 à 343 C) et en un résidu atmosphérique (fraction supérieure au point d'ébullition de 343 C). Ainsi, on analyse les qualités de chacune des fractions. Le rendement et les propriétés de chacune des fractions sont présentés dans les tableaux 4-1,4-2 et 4-3. D'après lesdits tableaux, on peut voir que la teneur en soufre de la fraction naphta résultante, qui est davantage réduite que celle de l'exemple 4, est réduite jusqu'à un niveau où la fraction naphta est acceptable comme charge d'alimentation pour des reformeurs de naphta catalytiques. Exemple 6 (1) Traitement de démétallisation par hydrogénation, traitement d'hydrocraquage et traitement d'hydrodésulfuration : On répète le mode opératoire exactement comme dans l'exemple 2- (1) pour réaliser ces réactions de traitement. (2) Etape de séparation gaz-liquide incorporée au traitement de recyclage de la fraction gas-oil, et étape d'hydroréformage : On réalise un traitement d'hydroréformage de la même manière que dans l'exemple 3, sauf que l'on utilise, comme charge d'alimentation, le mélange du pétrole brut hydroréformé (fluide en phase gazeuse) présenté dans le tableau 5 et 50% en poids de la fraction gas-oil présentée dans le tableau 4 de l'exemple 3. Ensuite, de la même manière que dans l'exemple 3, on obtient le produit pétrolier C (pétrole brut dépourvu de naphta réformé). On sépare le pétrole brut réformé mélangé résultant par le biais d'une distillation en utilisant un équipement de distillation équipé d'une colonne à 15 plateaux théoriques de la même manière que dans l'exemple 2- (2), en LPG (propane et butane), en une fraction naphta (du point d'ébullition du pentane à 157 C), en une fraction kérosène (point d'ébullition de 157 à 239 C), en une fraction gas-oil (point d'ébullition de 239 à 343 C) et en un résidu atmosphérique (fraction supérieure au point d'ébullition de 343 C). Ainsi, on analyse les qualités de chacune des fractions. Le rendement et les propriétés de chacune des fractions sont présentés dans les tableaux 4-1,4-2 et 4-3. D'après lesdits tableaux, on peut voir que l'on obtient une fraction gas-oil extrêmement propre et de qualité élevée, qui présente des teneurs en composés soufrés, en composant aromatiques et en composants aromatiques polycycliques davantage réduites que celles de l'exemple 3. En outre, on peut facilement s'attendre à ce que la modification de qualité de la fraction gasoil soit rendue possible par le changement du taux de recyclage. Tableau 4-1 : Rendement et propriétés de chaque fraction Sujet Rendement en Masse Teneur Teneur fonction de la volumique en en charge (g/ml) soufre azote d'alimentation (ppm en (ppm en (% en vol) pds) pds) (Exemple 1) LPG 3,8 0,5668-- -Naphta 37,1 0,7275 1 1> Fraction kérosène 19,9 0,7957 3 1> Fraction gas-oil 12,9 0,8158 90 6 Résidu atmosphérique 33,3 0,9583 18000 2520 Fraction gas-oil sous 16,7 0,8892 6100 610 vide Fractions totales 107,0 0,8104 7500 1050 (Exemple 2) LPG 3,0 0,5576 - Naphta 19,5 0,7295 1 1> Fraction kérosène 21,2 0,7945 2 1> Fraction gas-oil 15,1 0,8119 60 3 Résidu atmosphérique 33,2 0,9634 18400 2470 Fraction gas-oil sous 14,7 0,8809 5800 450 vide Fractions totales 92,2 0,8524 6900 1180 (Exemple 3) LPG 3,5 0,5566 Naphta 33,5 0,7160 46 1> Fraction kérosène 21,4 0,7935 8 1> Fraction gas-oil 15,1 0,8119 60 3 Résidu atmosphérique 33,2 0,9634 18400 2470 Fractions totales 106,7 0,8193 6900 1180 Tableau 4-1 (suite) : Rendement et propriétés de chaque fraction Sujet Rendement en Masse Teneur Teneur fonction de la volumique en en azote charge (g/ml) soufre (ppm en d'alimentation (ppm en pds) (% en vol) pds) (Exemple 4) LPG 3,5 0,5566 Naphta 33,5 0,7156 0,5 1> Fraction kérosène 21,4 0,7941 8 1> Fraction gas-oil 15,1 0,8119 60 3 Résidu atmosphérique 33,2 0,9634 18400 2470 Fractions totales 106,7 0,8193 6900 1180 (Exemple 5) LPG 3,5 0,5566-- -Naphta 33,5 0,7166 0,4 1> Fraction kérosène 21,4 0,7935 10 1> Fraction gas-oil 15,1 0,8120 60 4 Résidu atmosphérique 33,2 0,9634 18400 2470 Fractions totales 106,7 0,8193 6900 1180 (Exemple 6) LPG 3,5 0,5558-- -Naphta 33,6 0,7160 46 1> Fraction kérosène 21,4 0,7935 9 1> Fraction gas-oil 15,0 0,8106 35 2 Résidu atmosphérique 33,2 0,9634 18400 2470 Fractions totales 106,7 0,8193 6900 1180 5 Tableau 4-2/4-3 : Propriétés de chaque fraction Sujet A % B % C D E % F G H % en en mm en ppm ppm en vol vol pds en en pds pds pds (Exemple 1) LPG Naphta 11,9- - - - - - Fraction kérosène 9,5 0,1 - 26,5- - Fraction gas-oil 10,1 1,9 69,9- - - Résidu atmosphérique- - - - 2,90 22 14 12,8 Fraction gas-oil sous - - - - - - - vide Fractions totales- - - 1,21 9,2 5,8- (Exemple 2) LPG Naphta 11,8 - - - - Fraction kérosène 9,8 0,2- 28,0- - - Fraction gas-oil 7,4 1,5 73,5 - - - - Résidu atmosphérique- - - - 2,91 23 13 12,6 Fraction gas-oil sousvide Fractions totales- - - - 1,25 9,5 5,4- (Exemple 3) LPG Naphta 13,4 - - - - - - Fraction kérosène 10,3 0,2- 28,5- - Fraction gas-oil 7,4 1,5 73,3- - - Résidu atmosphérique- - - - 2,91 23 13 12,6 Fractions totales- - - - 1,25 9,5 5,4 - (remarques) : A : composant aromatique total ; B : composant aromatique polycyclique ; C : indice d'octane ; D : point de fumée ; E : partie insoluble dans le pentane ; F : composant vanadium ; G : composant nickel ; H : teneur en résidu carboné. Tableau 4-2/4-3 (suite) : Propriétés de chaque fraction Sujet A % B % C D E % F G H % en en mm en ppm ppm en vol vol pds en en pds pds pds (Exemple 4) LPG Naphta 13,0Fraction kérosène 10,3 0,2- 28,5- - - Fraction gas-oil 7,4 1,6 73,6 - - - - Résidu atmosphérique- - - - 2,91 23 13 12,6 Fractions totales- - - - 1,25 9,5 5,4 - (Exemple 5) LPG Naphta 12,0- - - - - Fraction kérosène 10,5 0,3- 28,0- Fraction gas-oil 7,5 1,5 73,5 - - - - - Résidu atmosphérique- - - - 2,91 23 13 12,6 Fractions totales- - - - 1,25 9,5 5,4- (Exemple 6) LPG Naphta 13,4 - - - - - - Fraction kérosène 10,5 0,2- 28,0- Fraction gas-oil 5,2 0,9 74,2 Résidu atmosphérique- - - - 2,91 23 13 12,6 Fractions totales- - - - 1,25 9,5 5,4- Exemple comparatir 1 (1) Traitement de démétallisation par hydrogénation et traitement d'hydrodésulfuration du pétrole brut : On réalise les réactions pour des traitements en garnissant 41,8% en volume du catalyseur A et 58,2% en volume du catalyseur C (à l'exclusion du catalyseur B) dans cet ordre en série dans un réacteur tubulaire de 300 ml en utilisant le même pétrole brut d'alimentation que dans l'exemple 1, dans les mêmes conditions réactionnelles que dans l'exemple 1. On sépare le produit pétrolier ainsi obtenu par l'intermédiaire d'une distillation en utilisant un équipement de distillation équipé d'une colonne à 15 plateaux théoriques en LPG (propane et butane), en une fraction naphta (du point d'ébullition du pentane à 157 C), en une fraction kérosène (point d'ébullition de 157 à 239 C), en une fraction gas-oil (point d'ébullition de 239 à 343 C) et en un résidu atmosphérique (fraction supérieure au point d'ébullition de 343 C). Ainsi, on analyse les qualités de chacune des fractions. Le rendement et les propriétés de chacune des fractions sont présentés dans le tableau 4. En outre, on sépare le résidu atmosphérique en un gas-oil sous vide (point d'ébullition de 343 à 525 C) au moyen d'une distillation sous vide simple. Le rendement et les propriétés du gas-oil sous vide sont présentés dans les tableaux 4-4,4-5 et 4-6. D'après les résultats, on obtient des fractions kérosène et gas-oil qui sont inférieures à celles de l'exemple 1 en raison de teneurs plus élevées en composants soufrés, en composants aromatiques et en composants aromatiques polycycliques. De plus, l'augmentation du volume liquide est inférieure à celle de l'exemple 1. Exemple comparatif 2 (1) Traitement de démétallisation par hydrogénation et traitement d'hydrodésulfuration du pétrole brut déessencié : On répète le mode opératoire de l'exemple comparatif 1 pour réaliser les réactions de ces traitements, sauf que l'on traite du pétrole brut lourd de distillation primaire des pays arabes à la place du pétrole brut lourd des pays arabes, et on fixe la LHSV à 0,35 h-1 à la place de 0,408 h-1 afin d' égaliser la LHSV basée sur le pétrole brut lourd de distillation primaire des pays arabes avec celui du pétrole brut lourd des pays arabes. Le rendement et les propriétés de chacun des produits pétroliers sont présentés dans les tableaux 4-4,4-5 et 4-6, dans lesquels le rendement est basé sur le pétrole brut lourd des pays arabes. D'après les résultats, on obtient des fractions kérosène et gas-oil qui sont inférieures à celles de l'exemple 2 en raison de teneurs plus élevées en composants soufrés, en composants aromatiques et en composants aromatiques polycycliques. De plus, l'augmentation du volume liquide est inférieure à celle de l'exemple 2. Exemple comparatif 3 Traitement de démétallisation par hydrogénation, traitement d'hydrocraquage et traitement d'hydrodésulfuration du pétrole brut déessencié : On répète le mode opératoire exactement comme dans l'exemple 2- (1) pour réaliser ces réactions de traitements. On sépare le pétrole brut réformé résultant par l'intermédiaire d'une distillation pour obtenir chacune des fractions. Le rendement et les propriétés de chacune des fractions sont présentés dans les tableaux 4-4, 4-5 et 4-6. D'après les résultats, on obtient des fractions kérosène et gas-oil qui sont inférieures à celles de l'exemple 2 en raison de teneurs plus élevées en composants soufrés, en composants aromatiques et en composants aromatiques polycycliques. Exemple comparatif 4 On réalise un fractionnement de la même manière que dans les exemples 3 à 6, sauf que l'on utilise du pétrole brut de Marbun ayant une teneur en soufre et une masse volumique qui sont pratiquement identiques à celles des produits pétroliers des exemples 3 à 6. Le rendement et les propriétés de chacune des fractions sont présentés dans les tableaux 4-4, 4-5 et 4-6. D'après les résultats, on obtient des fractions kérosène, gas-oil et gas-oil sous vide qui sont inférieures à celles des exemples 3 à 6, étant donné que les teneurs en soufre des fractions kérosène, gasoil et gas-oil sous vide sont supérieures à celles dans les exemples 3 à 6, et les teneurs en composants aromatiques des fractions kérosène et gas-oil sont supérieures à celles des exemples 3 à 6, bien que les teneurs totales en soufre des deux pétroles soient pratiquement identiques. Tableau 4-4 : Rendement et propriétés de chaque fraction Sujet Rendement en Masse Teneur Teneur fonction de la volumique en en charge (g/ml) soufre azote d'alimentation (ppm en (ppm en (% en vol) pds) pds) (Exemple comp. 1) LPG 3,5 0,5538-Naphta 17,7 0,7282 15 1 Fraction kérosène 15,1 0,7958 13 5 Fraction gas-oil 18,1 0,8363 200 79 Résidu atmosphérique 47,1 0,9308 15000 2250 Fraction gas-oil sous 20,0 0,8792 5100 540 vide Fractions totales 101,5 0,8662 9500 1425 (Exemple comp. 2) LPG 3,8 0,5577 - Naphta 2,0 0,7500 94 5 Fraction kérosène 16,4 0,8052 15 17 Fraction gas-oil 18,3 0,8383 220 78 Résidu atmosphérique 45,5 0,9289 18400 2310 Fraction gas-oil sous 19,5 0,8609 5800 350 vide Fractions totales 86,0 0,8630 6900 980 Tableau 4-4 (suite) : Rendement et propriétés de chaque fraction Sujet Rendement en Masse Teneur Teneur fonction de la volumique en en charge (g/ml) soufre azote d'alimentation (ppm en (ppm en (% en vol) pds) pds) (Exemple comp. 3) LPG 3,0 0,5576-- -Naphta 19,5 0,7419 19 1> Fraction kérosène 21,2 0,8025 5 2 Fraction gas-oil 15,1 0,8192 130 31 Résidu atmosphérique 33,2 0,9634 18400 2470 Fraction gas-oil sous 14,7 0,8809 5600 450 vide Fractions totales 92,0 0,8622 6900 1180 (Exemple comp. 4) LPG 1,9 0,5577-- -Naphta 25,0 0,7120 17-Fraction kérosène 17,2 0,7939 54 1> Fraction gas-oil 19,1 0,8428 7200 45 Résidu atmosphérique 36,8 0,9188 14300 1020 Fraction gas-oil sous 25,0 0,9022 16900 590 vide Fractions totales 100,0 0,8169 7600 350 Tableau 4-5/4-6 : Propriétés de chaque fraction Sujet A % B % C D E % F G H % en en mm en ppm ppm en vol vol pds en en pds pds pds (Exemple comp. 1) LPG Naphta 12,2- - - - Fraction kérosène 22,3 0,4 - 21,5- - - Fraction gas-oil 28,7 3,6 60,0- - - - Résidu atmosphérique- - - - 1,90 20 13 8,8 Fraction gas-oil sous - - - - - - - vide Fractions totales- - - - 0,62 9,8 6,0 (Exemple comp. 2) LPG Naphta 15,1- - - - - - Fraction kérosène 23,2 0,2- 20,0- - - Fraction gas-oil 30,1 4,1 58,8 - - - - - Résidu atmosphérique- - - - 1,91 21 13 8,6 Fraction gas-oil sousvide Fractions totales- - - - 0,65 10,5 6,2 - (remarques) : A : composant aromatique total ; B : composant aromatique polycyclique ; C : indice d'octane ; D : point de fumée ; E : partie insoluble dans le pentane ; F : composant vanadium ; G : composant nickel ; H : teneur en résidu carboné. Tableau 4-5/4-6 (suite) : Propriétés de chaque fraction Sujet A % B % C D E % F G H % en en mm en ppm ppm en vol vol pds en en pds pds pds (Exemple comp. 3) LPG Naphta 14,0 - - - Fraction kérosène 23,6 0,3- 22,0- - Fraction gas-oil 13,6 2,9 69,4 - - - - Fraction gas-oil sous - - - - - - - - vide Résidu atmosphérique- - - - 2,91 23 13 12,6 Fractions totales- - - - 1,25 9,5 5,4- (Exemple comp. 4) LPG Naphta 8,5 - - - Fraction kérosène 20,8- - 23,5- - - Fraction gas-oil 24,3- 57,0 - - - - Fraction gas-oil sous - - - - - - - vide Résidu atmosphérique- - - - - 4 5 5,1 Fractions totales- - - - - 1,2 1,3 (remarques) : A : composant aromatique total ; B : composant aromatique polycyclique ; C : indice d'octane ; D : point de fumée ; E : partie insoluble dans le pentane ; F : composant vanadium ; G : composant nickel ; H : teneur en résidu carboné. REVENDICATIONS 1. Procédé pour traiter par hydrogénation du pétrole brut en présence d'un catalyseur qui comprend le fait de soumettre le pétrole brut à un traitement de démétallisation par hydrogénation, à un traitement d'hydrocraquage et à un traitement d'hydrodésulfuration consécutifs, afin de réaliser un traitement d'hydrogénation, et de réaliser ensuite une séparation gaz-liquide dans une étape de séparation gaz-liquide, et un hydroréformage du fluide en phase gazeuse résultant. 2. Procédé pour traiter par hydrogénation du pétrole brut selon la revendication 1, caractérisé en ce que ledit pétrole brut est du pétrole brut de distillation primaire dont la fraction naphta a été séparée dans une étape de séparation de la fraction naphta. 3. Procédé pour traiter par hydrogénation du pétrole brut selon la revendication 2, caractérisé en ce que la fraction naphta qui a été séparée du pétrole brut dans une étape de séparation de la fraction naphta est soumise à un hydroréformage avec le fluide en phase gazeuse qui a été séparé du liquide dans l'étape de séparation gaz-liquide. 4. Procédé pour traiter par hydrogénation du pétrole brut selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que le catalyseur utilisé dans le traitement d'hydrocraquage est au moins une espèce choisie dans l'ensemble constitué par les métaux appartenant respectivement au groupe 6, au groupe 8, au groupe 9 et au groupe 10 du tableau périodique, et est supporté sur un support constitué de 10 à 90% en poids d'aluminosilicate contenant du fer et de 90 à 10% en poids d'un oxyde minéral. 5. Procédé pour traiter par hydrogénation du pétrole brut selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que le fluide en phase gazeuse au cours de l'étape de séparation gaz-liquide et le fluide en phase gazeuse après l'étape de séparation gaz-liquide sont soumis à une étape d'hydroréformage sous une pression dans la gamme inférieure à celle dans l'étape d'hydrodésulfuration de 0 à 49 bar et à une température dans la gamme inférieure à celle de ladite étape de 0 à 100 C. 6. Pétrole brut réformé ou pétrole brut de distillation primaire réformé qui est produit par mélange du fluide en phase liquide produit dans l'étape de séparation gaz-liquide dans le procédé de traitement d'hydrogénation de pétrole brut selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, et le fluide en phase gazeuse hydroréformé produit dans ledit procédé. 7. Pétrole brut réformé mélangé qui est produit par mélange du pétrole brut de distillation primaire qui a été réformé dans le procédé selon l'une quelconque des revendications 2,4 et 5, et la fraction naphta qui a été séparée dans l'étape de séparation du naphta. 8. Pétrole brut réformé mélangé selon la revendication 7, qui est produit par mélange de la fraction naphta qui a été séparée dans l'étape de séparation du naphta et ensuite hydrodésulfurée, et le pétrole brut de distillation primaire qui a été réformé. 9. Procédé pour traiter par hydrogénation du pétrole brut selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, caractérisé en ce qu'une partie du distillat qui est produit par distillation afin de séparer l'un parmi le pétrole brut réformé, le pétrole brut de distillation primaire réformé et le pétrole brut réformé mélangé, selon l'une quelconque des revendications 6 à 8, est recyclée dans l'étape d'hydroréformage du fluide en phase gazeuse.