FR 3084371 A1 20200131 FR 1856870 A 20180724 Domaine de l'invention La présente invention concerne le traitement des fractions lourdes d'hydrocarbures contenant entre autre des impuretés soufrées, des métaux et des asphaltènes. Elle concerne plus particulièrement un procédé de traitement de charges lourdes pétrolières de type résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide pour la production de combustibles ou de bases de combustibles pour le transport ou la production d'énergie à teneur réduite en impuretés, et la production de distillats utilisables pour la pétrochimie et le transport, et dont les rendements peuvent être ajustés du fait de la flexibilité apportée par l'invention. Contexte général Les fractions utilisables comme combustibles marins ou bases de combustibles marins, par exemple des fiouls de soute ou des bases de fiouls de soute, doivent présenter une teneur réduite en impuretés, notamment en soufre, et répondre aux exigences de qualité des combustibles marins décrites dans la norme ISO 8217. La spécification concernant le soufre s'attache en outre désormais aux émissions de SOx (Annexe VI de la convention MARPOL de l'Organisation Maritime Internationale) et 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 2020-2025, et inférieure ou égale à 0,1% poids dans les ZCES. Dans le domaine du traitement des fractions lourdes d'hydrocarbures, les procédés 20 d'hydrotraitement et d'hydrocraquage permettent de réduire la teneur en impuretés tout en permettant une conversion plus ou moins poussée de la charge en produits plus légers. Ces impuretés peuvent être des métaux, du soufre ou des oxydes de soufre, de l'azote, du carbone de Conradson. Les fractions lourdes d'hydrocarbures peuvent aussi contenir des asphaltènes, notamment des insolubles à l'heptane, également appelée asphaltènes C7. Les 25 asphaltènes C7 sont des composés connus pour inhiber la conversion de coupes résiduelles, à la fois par leur aptitude à former des résidus hydrocarbonés lourds, communément appelés coke, et par leur tendance à produire des sédiments qui limitent fortement l'opérabilité des unités d'hydrotraitement et d'hydroconversion 1 2 Une autre recommandation très contraignante de la norme ISO 8217 est la teneur en sédiments après vieillissement selon la norme ISO 10307-2 (également connue sous le nom d'IP390) qui doit être inférieure ou égale à 0,1%. Cette teneur en sédiments après vieillissement est beaucoup plus contraignante que la teneur en sédiments selon 5 ISO 10307-1 (connue sous le nom d'IP375). En plus des sédiments existants dans la coupe lourde en sortie du procédé (mesurés selon ISO 10307-1 également connue sous le nom d'IP375), il y a également, selon les conditions de conversion, des sédiments qualifiés de sédiments potentiels. Ces sédiments apparaissent généralement après un traitement physique, chimique et/ou thermique. 10 Dans les procédés de traitement de fractions lourdes d'hydrocarbures, il est connu de réaliser des opérations de désasphaltage. Le désasphaltage permet de séparer une fraction asphalte riche en asphaltènes d'une fraction huile désasphaltée, appelée DAO pour "DeAsphalted Oil" selon la terminologie anglo-saxonne, à teneur fortement réduite en asphaltènes facilitant ainsi sa valorisation par craquage catalytique ou hydrocraquage. Par 15 exemple, le brevet FR 2 753 983 décrit un procédé de conversion d'une fraction lourde d'hydrocarbures comportant une étape d'hydrotraitement en lit fixe, suivie d'une étape de désasphaltage du résidu sous vide obtenu après distillation atmosphérique et sous vide de l'effluent issu de l'hydrotraitement, la DAO étant ensuite envoyée à une étape d'hydrotraitement en lit bouillonnant. Un problème rencontré réside dans la valorisation de la fraction asphalte qui est souvent considéré comme un déchet, il y a donc un intérêt à convertir cette fraction en d'autres produits de meilleures valeurs ou à limiter le rendement en asphalte. Le brevet US 7 214 308 décrit un procédé de conversion dans lequel une charge résiduelle est traitée dans une étape de désasphaltage puis une fraction DAO est envoyée vers une étape d'hydrocraquage en lit bouillonnant et une fraction asphalte est envoyée dans une autre étape d'hydrocraquage en lit bouillonnant. Selon cette mise en oeuvre, le rendement en asphalte est important et les produits résultants de l'étape d'hydrocraquage de l'asphalte en lit bouillonnant sont peu purifiés, la valorisation en combustible marin à basse teneur en soufre de la fraction lourde n'est pas possible par exemple. La présente invention vise à surmonter les problèmes de l'art antérieur exposés ci-dessus, et notamment à fournir un procédé permettant une production flexible de bases de combustibles, en particulier de combustibles marins ou des bases de combustibles marins, par exemple des fiouls de soute ou base de fiouls de soute, à teneur réduite en impuretés, 3 notamment en soufre, et répondant aux exigences de qualité des combustibles marins décrites dans la norme ISO 8217, couplée à une réduction de la fraction asphalte et une meilleure valorisation de celle-ci, en vue d'augmenter la rentabilité du procédé par rapport aux procédés connus. Par production flexible on entend une production où la conversion 5 peut être ajustée (le taux de conversion), et par conséquent le rapport entre produits légers et produits lourds. Un objectif du procédé selon l'invention est la co-production de distillats utilisables pour la pétrochimie et le transport, par exemple des distillats du type naphta, kérosène et/ou diesel. Ainsi, la demanderesse a mis au point un nouveau procédé de production de bases de 10 combustibles comportant un enchaînement d'étapes spécifiques comportant une étape d'hydrotraitement en lit fixe de manière à réduire les impuretés des produits issus du procédé et notamment la teneur en asphaltènes, une étape de désasphaltage d'une fraction lourde issue de l'étape d'hydrotraitement en lit fixe pour produire une fraction DAO et une fraction asphalte, une étape d'hydrocraquage en lit fixe de la fraction DAO, et une étape 15 d'hydrocraquage en lit bouillonnant de la fraction asphalte. La présente invention présente les avantages suivants : - une flexibilité sur les rendements en produits issus de la conversion de la charge lourde initiale et utilisables en tant que combustibles, tels que des combustibles marins ou base de combustibles marins comme des fiouls de soute ou des bases de 20 fiouls de soute, grâce notamment à un recyclage optionnel de la fraction non convertie issue de l'étape d'hydrocraquage en lit bouillonnant en amont de cette étape ou en en amont du désasphaltage. - une étape de précipitation et de séparation des sédiments sur une coupe lourde issu de l'étape d'hydrocraquage en lit bouillonnant de la fraction asphalte, ceci permettant 25 d'obtenir une base combustible et notamment une base combustible marin à teneur réduite en sédiments. Résumé de l'invention L'objet de la présente invention concerne donc un procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une température initiale 30 d'ébullition d'au moins 340°C et une température l'hale d'ébullition d'au moins 600°C, ledit procédé comprenant les étapes suivantes : 4 a) une étape d'hydrotraitement réalisée dans un réacteur en lit fixe dans laquelle la charge hydrocarbonée, en présence d'hydrogène, est mis en contact avec un catalyseur d'hydrotraitement, b) une étape de séparation de l'effluent issu de l'étape d'hydrotraitement a) en au moins 5 une fraction légère et une fraction lourde contenant des composés bouillant à au moins 350°C, c) une étape de désasphaltage d'une fraction lourde issue de l'étape de séparation b) au moyen d'un solvant ou d'un mélange de solvants permettant d'obtenir d'une part une fraction comprenant de l'asphalte et du solvant ou du mélange de solvants, et 10 d'autre part une fraction comprenant de l'huile désasphaltée, d) une étape d'hydrocraquage d'au moins une partie de la fraction comprenant l'huile désasphaltée issue de l'étape c) réalisée dans au moins un réacteur en lit fixe en présence d'un catalyseur d'hydrocraquage et d'hydrogène, e) une étape optionnelle de séparation de l'effluent issu de l'étape d) en au moins une 15 fraction gazeuse et une fraction liquide lourde contenant des composés bouillant à au moins 350°C, f) une étape d'hydrocraquage d'au moins une partie de la fraction comprenant de l'asphalte issue de l'étape c) réalisée dans au moins un réacteur en lit bouillonnant en présence d'un catalyseur d'hydrocraquage et d'hydrogène, 20 g) une étape de séparation de l'effluent issu de l'étape f) en au moins une fraction gazeuse et une fraction liquide lourde contenant des composés bouillant à au moins 350°C, h) une étape de précipitation des sédiments d'une fraction liquide lourde issue de l'étape g) : 25 par mise en contact de ladite fraction liquide lourde en présence d'un agent oxydant pendant une durée inférieure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350°C, et une pression inférieure à 20 MPa, - ou par mise en contact de ladite fraction liquide lourde avec une coupe de distillat dont au moins 20% poids présente une température d'ébullition supérieure ou 30 égale à 100°C, pendant une durée inférieure à 500 rrinutes, à une température comprise entre 25 et 350°C, et une pression inférieure à 20 MPa, 5 i) une étape de séparation physique des sédiments de la fraction liquide lourde issue de l'étape de précipitation h) pour obtenir d'une part une fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments, éventuellement en mélange avec la coupe de distillat ou avec l'agent oxydant, et d'autre part une fraction de sédiments, 5 Avantageusement l'enchainement selon l'invention permet la réduction de la teneur en asphaltènes lors de l'étape d'hydrotraitement en lit fixe permet de réduire la quantité d'asphalte produite lors du désasphaltage. De plus, l'étape d'hydrotraitement en lit fixe permet la réduction de la teneur en soufre et ainsi de réduire également la teneur en soufre des produits issus de l'étape d'hydrocraquage de la DAO en lit fixe et des produits issus de 10 l'étape en aval d'hydrocraquage de la fraction asphalte en lit bouillonnant. Avantageusement, le recyclage optionnel d'une partie de la fraction lourde non convertie en amont du désasphaltage permet d'accroitre le rendement en huile désasphaltée DAO et ainsi la production de distillats lors de l'hydrocraquage en lit fixe. Avantageusement, le recyclage optionnel d'une partie de la fraction lourde non convertie en 15 amont l'étape d'hydrocraquage en lit bouillonnant de la fraction asphalte permet d'accroitre la production de produits plus légers. En outre, un objet de l'invention est une étape optionnelle j) de séparation de ladite fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments issue de l'étape i) de la coupe de distillat ou de l'agent oxydant introduit lors de l'étape de précipitation des sédiments h). 20 Selon une mise en oeuvre, au moins une partie d'une fraction lourde comprenant au moins 80% de composés bouillant entre 350 et 540°C issus de l'étape b) de séparation de l'effluent de l'étape a) d'hydrotraitement est envoyée vers l'étape d) d'hydrocraquage. Selon une mise en oeuvre, au moins une partie d'une fraction lourde comprenant au moins 80% de composés bouillant entre 350 et 540°C issus de l'étape e) de séparation de 25 l'effluent de l'étape d) d'hydrocraquage est renvoyée vers l'étape d) d'hydrocraquage. Selon une mise en oeuvre, au moins une partie d'une fraction lourde comprenant au moins 80% de composés bouillant entre 350 et 540°C issus de l'étape g) de séparation de l'effluent de l'étape f) d'hydrocraquage est envoyée vers l'étape d) d'hydrocraquage. 6 Selon une mise en oeuvre, le solvant utilisé à l'étape c) est un solvant apolaire composé d'hydrocarbure(s) saturé(s) comprenant un nombre de carbone supérieur ou égal à 3, de préférence compris entre 3 et 4. Selon une mise en oeuvre, une partie du solvant est injectée en un premier point dans une 5 colonne d'extraction tandis que l'autre partie du solvant est injecté en un deuxième point situé plus bas que le premier point dans la colonne d'extraction. Selon une mise en oeuvre, la charge hydrocarbonée est choisie parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide issus de distillation directe, des pétroles bruts, des pétroles bruts étêtés, des sables bitumineux ou leurs dérivés, des schistes bitumineux ou 10 leurs dérivés, des huiles de roche mère ou leurs dérivés, pris seuls ou en mélange. Selon une mise en oeuvre, l'étape c) de désasphaltage est mise en oeuvre en conditions subcritiques pour ledit solvant. Selon une mise en oeuvre, l'étape c) est mise en oeuvre à une température de désasphaltage comprise entre 50 et 350°C et une pression compriseentre 0,1 et 6 MPa. 15 D'autres objets et avantages de l'invention apparaîtront à la lecture de la description qui suit d'exemples de réalisations particuliers de l'invention, donnés à titre d'exemples non limitatifs, la description étant faite en référence aux figures annexées décrites ci-après. Brève description de la figure La figure 1 est une vue schématique du procédé selon une mise en oeuvre de l'invention. 20 La figure 2 est une variante de la mise en oeuvre du procédé selon l'invention représenté à la figure 1. La figure 3 est une variante de la mise en oeuvre du procédé selon l'invention représenté à la figure 1. Description de l'invention 25 II est précisé que, dans toute cette description, l'expression « compris(e) entre ... et ... » doit s'entendre comme incluant les bornes citées. 7 Dans le sens de la présente invention, les différents modes de réalisation présentés peuvent être utilisés seul ou en combinaison les uns avec les autres, sans limitation de combinaison. Dans la suite de la description, il est fait référence à la figure 1 qui illustre un exemple de mise en oeuvre du procédé de traitement de charges hydrocarbonées lourdes selon 5 l'invention. La mention des éléments référencés à la figure 1 dans la suite de la description permet une meilleure compréhension de l'invention, sans que celle-ci ne se limite à l'exemple particulier illustré à la figure 1. Tel que représenté à la figure 1, le procédé selon l'invention comprend les étapes suivantes : - une étape a) d'hydrotraitement de la charge hydrocarbonée initiale 1 en présence 10 d'un gaz riche en hydrogène 2, et éventuellement d'une co-charge 3, réalisée dans un réacteur en lit fixe comportant un catalyseur d'hydrotraitement ; - une étape b) de séparation de l'effluent 4 issu de l'étape d'hydrotraitement a) permettant d'obtenir au moins une fraction légère 5 et une fraction lourde 7 contenant des composés bouillant à au moins 350°C, et éventuellement une fraction lourde 6 15 comprenant au moins 80% de composé bouillant entre 350 et 540°C ; - une étape c) de désasphaltage de la fraction lourde 7 issue de l'étape b) de séparation, en mélange avec un solvant ou une combinaison de solvants 8, permettant d'obtenir au moins une fraction comportant de l'huile désasphaltée (DAO) 11 et du solvant ou du mélange de solvants, et une fraction 10 comportant de 20 l'asphalte et du solvant ou du mélange de solvants, éventuellement soutirée à l'aide d'un fluxant 9 ; - une étape d) d'hydrocraquage de la DAO 11, en présence d'un gaz riche en hydrogène 12 et éventuellement d'une co charge 13 et/ou d'une fraction 6 issu de l'étape b) et/ou d'une fraction 18 issu de l'étape e) et/ou une fraction 24 issu de 25 l'étape g), réalisée dans au moins un réacteur en lit fixe comportant un catalyseur d'hydrocraquage ; - une étape e) de séparation de l'effluent 14 issu de l'étape d) d'hydrocraquage permettant d'obtenir au moins une fraction gazeuse 15 et une fraction liquide lourde 16 comprenant au moins 80% de composé bouillant entre 350 et 540°C, de 30 manière optionnelle une partie de la fraction 16 peut être envoyée à l'étape c) de désasphaltage via la ligne 17 et/ou à l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe via la ligne 18; 8 - une étape f) d'hydrocraquage de l'asphalte 10, en présence d'un gaz riche en hydrogène 19 et éventuellement d'une co charge 20 et/ou d'une fraction 26 issu de l'étape g), réalisée dans au moins un réacteur en lit bouillonnant comportant un catalyseur d'hydrocraquage ; 5 - une étape g) de séparation de l'effluent 21 issu de l'étape f) d'hydrocraquage permettant d'obtenir au moins une fraction gazeuse 22 et une fraction lourde 25 contenant des composés bouillant à au moins 350°C, et éventuellement une fraction lourde 23 comprenant au moins 80% de composé bouillant entre 350 et 540°C , de manière optionnelle une partie de la fraction 23 peut être envoyée à l'étape d) 10 d'hydrocraquage en lit fixe via la ligne 24 et/ou une partie de la fraction 25 peut être envoyée à l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant via la ligne 26 et/ou à l'étape c) de désasphaltage via la ligne 27; - une étape h) de précipitation des sédiments par mise en contact de la fraction lourde 25 issue de l'étape g) avec une coupe de distillat 28 dont au moins 20% poids 15 présente une température d'ébullition supérieure ou égale à 100°C, pendant une durée inférieure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350°C, et une pression inférieure à 20 MPa, ou alternativement par mise en contact avec un agent oxydant pendant une durée inférieure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350°C, et une pression inférieure à 20 MPa (non représenté) ; 20 - une étape i) de séparation physique des sédiments contenus dans la coupe 29 issue de l'étape h) de précipitation des sédiments, permettant l'obtention d'une fraction riche en sédiments 30 et une fraction hydrocarbonée à teneur réduite en sédiments 31 ; une étape optionnelle j) de séparation de ladite fraction hydrocarbonée à teneur 25 réduite en sédiments 31 pour récupérer au moins une partie 32 de la coupe de distillat 28 introduite à l'étape h) de précipitation et une coupe hydrocarbonée à teneur réduite en sédiments 33. Des variantes de mises en oeuvre sont présentés figures 2 et 3, seuls les éléments qui diffèrent de la mise en oeuvre de la figure 1 sont décrits ci-après. 30 La figure 2 présente une variante de la figure 1 dans laquelle l'effluent 14 issu de l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe et l'effluent 21 issu de l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant sont traités dans une étape g) de séparation commune à ces deux effluents. De 9 manière optionnelle une partie de la fraction 23 peut être envoyée à l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe via la ligne 24 et/ou à l'étape c) de désasphaltage via la ligne 34. La figure 3 présente une variante de la figure 1 dans laquelle l'effluent 4 issu de l'étape a) d'hydrotraitement en lit fixe et l'effluent 14 issu de l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe sont 5 traités dans une étape b) de séparation commune à ces deux effluents. Par séparation commune dans les figures 2 et 3, il est entendu qu'au moins une partie des équipements de séparation (ballon(s), colonne(s), etc.) et de préférence la totalité sont communs. La description ci-dessus des figures 1, 2 et 3 sont des exemples de mise en oeuvre de l'invention qui ne limite en aucune façon l'invention. Seules les principales étapes sont 10 représentées sur lesdites figures, il est entendu que tous les équipements nécessaires au fonctionnement sont présents (ballons, pompes, échangeurs, fours, colonnes, etc.). Seuls les principaux flux contenant les hydrocarbures sont représentés, mais il est entendu que des flux de gaz riche en hydrogène (appoint ou recycle) peuvent être injectés en entrée de chaque réacteur ou lit catalytique ou entre deux réacteurs ou deux lits catalytiques. Des 15 moyens bien connus de l'homme du métier de purification et de recyclage d'hydrogène sont également mis en oeuvre. La charge traitée et les différentes étapes du procédé selon l'invention sont à présent décrites plus en détail ci-dessous. La charge 20 La charge 1 traitée dans le procédé selon l'invention est avantageusement une charge hydrocarbonée contenant des asphaltènes, et notamment présentant une teneur en asphaltènes C7 d'au moins 1,0 % poids, de préférence d'au moins 2,0 % poids par rapport au poids de la charge. La charge 1 a une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C et une température 25 finale d'ébullition d'au moins 600°C. La charge hydrocarbonée 1 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 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 30 présente invention, les charges traitées sont de préférence des résidus atmosphériques ou 10 des résidus sous vide, ou des mélanges de ces résidus, et plus préférentiellement des résidus sous vide. La charge hydrocarbonée traitée dans le procédé peut contenir entre autre des impuretés soufrées. La teneur en soufre peut être d'au moins 0,1% en poids, d'au moins 0,5% en 5 poids, préférentiellement d'au moins 1,0 % en poids, plus préférentiellement d'au moins 2,0 % en poids par rapport au poids de la charge. La charge hydrocarbonée traitée dans le procédé peut contenir entre autre des métaux. La teneur en nickel + vanadium peut-être d'au moins 10 ppm, de préférence d'au moins 30 ppm par rapport au poids de la charge. 10 La charge hydrocarbonée traitée dans le procédé peut contenir entre autre du carbone Conradson. La teneur en carbone Conradson peut être d'au moins 2,0% poids, de préférence d'au moins 5,0% poids par rapport au poids de la charge. Ces charges peuvent avantageusement être utilisées telles quelles. Alternativement, elles peuvent être diluées par une co-charge 3. La co-charge 3, différente de la charge 15 hydrocarbonée initiale 1, est introduite avec celle-ci de manière à diluer la charge hydrocarbonée initiale. Cette co-charge 3 peut être une fraction hydrocarbonée ou un mélange de fractions hydrocarbonées plus légères, pouvant être de préférence choisies parmi les produits issus d'un procédé de craquage catalytique en lit fluide (FCC ou « Fluid Catalytic Cracking » selon la terminologie anglo-saxonne), notamment une coupe légère 20 (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. Cette co-charge 3 peut également être une fraction gazole atmosphérique ou une fraction gazole sous vide, obtenue par distillation atmosphérique ou sous vide d'un pétrole brut ou d'un effluent d'un procédé de conversion tel la cokéfaction ou la viscoréduction. Cette 25 co-charge 3 peut aussi être une huile désasphaltée, obtenue par désasphaltage d'un résidu issu de la distillation atmosphérique ou sous vide d'un pétrole brut ou d'un effluent d'un procédé de conversion. La co-charge 3 peut aussi avantageusement être une ou plusieurs coupes issues du procédé de liquéfaction du charbon ou de la biomasse, des extraits aromatiques, ou toutes autres coupes hydrocarbonées, ou encore des charges non 30 pétrolières comme de l'huile de pyrolyse. La charge hydrocarbonée lourde 1 selon l'invention peut représenter au moins 50%, préférentiellement 70%, plus préférentiellement au moins 80%, et encore plus préférentiellement au moins 90% en poids de la charge 11 hydrocarbonée totale, c'est-à-dire de la charge hydrocarbonée lourde initiale 1 telle que définie plus haut et la co-charge 3, traitée par le procédé selon l'invention. Dans certains cas on peut introduire la co-charge 3 en aval du premier lit catalytique de l'étape a) d'hydrotraitement en lit fixe ou des suivants. On peut également introduire une co5 charge 13 en amont ou en aval du premier lit catalytique ou des suivants de l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe, ou encore introduire une co-charge 20 en amont ou en aval du premier lit catalytique ou des suivants de l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant ; les co-charges 13 et 20 étant des coupes hydrocarbonées de types tels que ceux cités ci-dessus pour la co-charge 3. De manière très préférée, la co-charge 13 comporte du gazole 10 sous vide et la co-charge 20 comporte une coupe issue d'un procédé de craquage catalytique en lit fluide. Etape a) d'hydrotraitement Conformément à l'invention, le procédé comprend une étape a) d'hydrotraitement réalisée dans un réacteur en lit fixe dans laquelle au moins une charge lourde hydrocarbonée 15 initiale 1, éventuellement mélangée à une co-charge 3, est mise en contact avec un catalyseur d'hydrotraitement, en présence d'hydrogène. 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 hydrocarbonées, tout en 20 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'hydrodésazotation (couramment appelé « HDN ») et des réactions d'hydrodémétallation (couramment appelé « HDM »), accompagnées de réactions d'hydrogénation, 25 d'hydrodéoxygénation, d'hydrodéaromatisation, d'hydroisomérisation, d'hydrodéalkylation, d'hydrocraquage, d'hydrodéasphaltage et de la réduction du carbone Conradson. Selon une mise en oeuvre de l'invention, l'étape a) d'hydrotraitement comprend une première étape a1) d'hydrodémétallation (HDM) réalisée dans une ou plusieurs zones d'hydrodémétallation en lits fixes et une deuxième étape a2) subséquente 30 d'hydrodésulfuration (HDS) réalisée dans une ou plusieurs zones d'hydrodésulfuration en lits fixes. Au cours de ladite première étape ai) d'hydrodémétallation, la charge et de 12 l'hydrogène sont mis en contact sur un catalyseur d'hydrodémétallation, dans des conditions d'hydrodémétallation, puis au cours de ladite deuxième étape a2) d'hydrodésulfuration, l'effluent de la première étape al) d'hydrodémétallation est mis en contact avec un catalyseur d'hydrodésulfuration, dans des conditions d'hydrodésulfuration. Ce procédé, 5 connu sous le nom de HYVAHL-FTM, est par exemple décrit dans le brevet US 5417846. Selon une mise en oeuvre de l'invention, lorsque la charge contient plus de 70 ppm, voire plus de 150 ppm de métaux et/ou lorsque que la charge comprend des impuretés telles que des dérivés de fer, des réacteurs permutables sont mise en oeuvre (technologie « PRS », pour « Permutable Reactor System » selon la terminologie anglo-saxonne), tel que décrit 10 dans le brevet FR2681871. Ces réacteurs permutables sont généralement des lits fixes situés en amont de la section d'HDM en lit fixe. Selon une mise en oeuvre de l'invention, au moins un réacteur de l'étape a) d'hydrotraitement, et de préférences les réacteurs permutables, est(sont) équipé(s) d'un dispositif de filtration et de distribution, par exemple un dispositif tel que ceux décrits dans les 15 demandes de brevets FR3043339 et FR3051375. L'homme du métier comprend aisément que, dans l'étape d'HDM, on effectue des réactions d'HDM mais parallèlement aussi une partie des autres réactions d'hydrotraitement et notamment d'HDS. De même, dans l'étape d'HDS, on effectue des réactions d'HDS mais parallèlement aussi une partie des autres réactions d'hydrotraitement et notamment d'HDM. 20 L'homme du métier comprend que l'étape d'HDM commence là où commence l'étape d'hydrotraitement, soit là où la concentration en métaux est maximale. L'homme du métier comprend que l'étape d'HDS se termine là où se termine l'étape d'hydrotraitement, soit là où l'élimination du soufre est la plus difficile. Entre l'étape d'HDM et l'étape d'HDS, l'homme du métier définit parfois une zone de transition dans laquelle se produisent tous les types de 25 réaction d'hydrotraitement. L'étape a) 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 450°C, de préférence entre350°C et 420°C et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 11 MPa et 20 MPa. La 30 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 13 volumétrique de la charge divisé par le volume total du catalyseur, peut être comprise dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 5,0 h-1, préférentiellement de 0,1 h-1 à 2,0 h-1, et plus préférentiellement de 0,1 h-1 à 1,0 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 5 liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1500 Nm3/m3. L'étape a) d'hydrotraitement peut être effectuée industriellement dans un ou plusieurs réacteurs en lit fixe à courant descendant de liquide. Les catalyseurs d'hydrotraitement utilisés sont de préférence des catalyseurs connus. Il peut s'agir de catalyseurs granulaires comprenant, sur un support, au moins un métal ou 10 composé comprenant un métal (un oxyde, un sulfure etc.) ayant une fonction hydrodéshydrogénante. Ces catalyseurs peuvent avantageusement être des catalyseurs comprenant au moins un métal du groupe VIII, choisi généralement dans le groupe constitué par le nickel et le cobalt, et/ou au moins un métal du groupe VIB, de préférence du molybdène et/ou du tungstène. On peut employer par exemple un catalyseur comprenant 15 de 0,5% à 10,0% en poids de nickel par rapport au poids total du catalyseur, de préférence de 1,0% à 5,0% en poids de nickel (exprimé en oxyde de nickel NiO), et de 1,0% à 30,0% en poids de molybdène par rapport au poids total du catalyseur, de préférence de 5,0% à 20,0% en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène Mo03) sur un support minéral. Ce support peut par exemple être choisi dans le groupe constitué par l'alumine, la silice, les 20 silices-alumines, la magnésie, les argiles et les mélanges d'au moins deux de ces minéraux. Avantageusement, ce support peut renfermer d'autres composés dopants, notamment des oxydes choisis dans le groupe constitué par l'oxyde de bore, la zircone, la cérine, l'oxyde de titane, l'anhydride phosphorique et un mélange de ces oxydes. On utilise le plus souvent un support d'alumine et très souvent un support d'alumine dopée avec du phosphore et 25 éventuellement du bore. Lorsque l'anhydride phosphorique P2O5 est présent, sa concentration est inférieure à 10,0% en poids. Lorsque le trioxyde de bore B205 est présent, sa concentration est inférieure à 10,0% en poids. L'alumine utilisée peut être une alumine y (gamma) ou n (êta). Ce catalyseur est le plus souvent sous forme d'extrudés. La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VIB et VIII peut être de 5,0% à 40,0% en poids par 30 rapport au poids total du catalyseur, et en général de 7,0% à 30,0% en poids et le rapport pondéral exprimé en oxyde métallique entre métal (ou métaux) du groupe VIB sur métal (ou métaux) du groupe VIII est en général compris entre 20 et 1, et le plus souvent entre 10 et 2. 14 Dans la présente description, les groupes d'éléments chimiques sont donnés selon la classification CAS (CRC Handbook of Chemistry and Physics, éditeur CRC press, rédacteur en chef D.R. Lide, 81ème édition, 2000-2001). Par exemple, le groupe VIII selon la classification CAS correspond aux métaux des colonnes 8, 9 et 10 selon la nouvelle 5 classification IUPAC. Dans le cas d'une étape d'hydrotraitement incluant une étape d'HDM puis une étape d'HDS, on utilise de préférence des catalyseurs spécifiques adaptés à chaque étape. Des catalyseurs utilisables dans l'étape d'HDM sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, 10 US 5622616 et US 5089463. On utilise de préférence des catalyseurs d'HDM dans les réacteurs permutables. Des catalyseurs utilisables dans l'étape d'HDS sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 6589908, US 4818743 ou US 6332976. 15 On peut également utiliser un catalyseur mixte, actif en HDM et en HDS, à la fois pour la section d'HDM et pour la section d'HDS tel que décrit dans le document de brevet FR 2940143. Préalablement à l'injection de la charge 1 à l'étape a), les catalyseurs utilisés dans le procédé selon la présente invention sont de préférence soumis à un traitement de sulfuration 20 in-situ ou ex-situ. Etape b) de séparation Le procédé selon l'invention comprend une étape de séparation b) de l'effluent issu de l'étape a) d'hydrotraitement en au moins une fraction légère 5 et une fraction lourde 7 contenant des composés bouillant à au moins 350°C, et éventuellement une fraction lourde 6 25 comprenant au moins 80% de composé bouillant entre 350 et 540°C. Par fraction légère, on entend une fraction d'hydrocarbures dans laquelle au moins 80% des composés ont un point d'ébullition inférieur à 350°C. Une telle fraction légère contient des bases de combustibles. 15 Par fraction lourde contenant des composés bouillant à au moins 350°C, on entend une fraction d'hydrocarbures dans laquelle au moins 50% des composés ont un point d'ébullition supérieur ou égal à 350°C, et de préférence dans laquelle au moins 80% des composés ont un point d'ébullition supérieur ou égal à 350°C. 5 De préférence, la fraction légère 5 obtenue lors de l'étape b) de séparation comprend une phase gazeuse et au moins une fraction légère d'hydrocarbures de type naphta, kérosène et/ou diesel. De manière préférée, la fraction lourde 7 comprend une fraction distillat sous vide et une fraction résidu sous vide et/ou une fraction résidu atmosphérique. De manière plus préférée, une fraction lourde 6 comprenant au moins 80% de composé bouillant entre 10 350 et 540°C est soutirée en plus de la fraction kurde 7 qui comprend une fraction résidu sous vide contenant au moins 70% de composés bouillant au-delà de 540°C. L'étape b) de séparation peut être mise en oeuvre selon toute méthode connue et tous moyens connus de l'homme du métier. Cette méthode peut être choisie parmi une séparation haute ou basse pression, une distillation haute ou basse pression, un stripage 15 haute ou basse pression, et les combinaisons de ces différentes méthodes pouvant opérer à différentes pressions et températures. La séparation est de préférence effectuée dans une section de fractionnement qui peut d'abord comprendre un séparateur haute pression haute température (HPHT), et éventuellement un séparateur haute pression basse température (HPBT), suivi ensuite 20 éventuellement d'une section de distillation atmosphérique et/ou d'une section de distillation sous vide. L'effluent 4 issu de l'étape a) d'hydrotraitement est de préférence d'abord envoyé dans un séparateur HPHT permettant d'obtenir une fraction légère et une fraction lourde contenant majoritairement des composés bouillants à au moins 350°C. La séparation HPHT n'est pas faite selon un point de coupe précis, elle s'apparente plutôt à une séparation de 25 type instantané (ou flash selon la terminologie anglo-saxonne). Le point de coupe de la séparation se situe avantageusement entre 200°C et 400°C. La fraction légère issue du séparateur HPHT peut ensuite être partiellement condensée dans un séparateur HPBT de manière à obtenir une fraction gaz contenant de l'hydrogène et une fraction liquide contenant des distillats. 30 De préférence, ladite fraction lourde issue du séparateur HPHT, de préférence en mélange avec la dite fraction liquide contentant des distillats issue du séparateur HPBT, peut ensuite être fractionnée par distillation atmosphérique en au moins une fraction distillat 16 atmosphérique, contenant de préférence au moins une fraction légère d'hydrocarbures de type naphta, kérosène et/ou diesel, et une fraction résidu atmosphérique. Au moins une partie de la fraction résidu atmosphérique peut également être fractionnée par distillation sous vide en une fraction distillat sous vide, contenant de préférence du gazole sous vide, et 5 une fraction résidu sous vide. Au moins une partie 7 de la fraction résidu sous vide et/ou de la fraction résidu atmosphérique sont avantageusement envoyées dans l'étape c) de désasphaltage. Une partie de la fraction résidu sous vide et/ou de la fraction résidu atmosphérique peut ou peuvent également être utilisée(s) directement comme base de combustibles, notamment base de fioul, par exemple comme base de fioul à basse teneur en 10 soufre. Une partie de la fraction résidu sous vide et/ou de la fraction résidu atmosphérique peut ou peuvent également être envoyée(s) vers un autre procédé de conversion, notamment un procédé FCC. Une partie de la fraction gazole sous vide 6 peut également être utilisée directement comme base de combustible, notamment comme base de combustible à basse teneur en soufre. Une partie de la fraction gazole sous vide peut 15 également être envoyée vers un autre procédé de conversion, notamment un procédé FCC ou un procédé d'hydrocraquage en lit fixe. De préférence, au moins une partie, et de manière très préférée la totalité de la fraction gazole sous vide 6 est envoyé vers l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe. Les fractions gazeuses issues de l'étape de séparation b) subissent de préférence un 20 traitement de purification pour récupérer l'hydrogène et le recycler vers les réacteurs d'hydrotraitement de l'étape a) et/ou d'hydrocraquage de l'étape d) et/ou d'hydrocraquage en lit bouillonnant f). La présence de l'étape de séparation b) entre l'étape a) d'hydrotraitement et d'une part l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe et d'autre part l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant, permet de façon avantageuse de disposer de trois circuits d'hydrogène 25 indépendants, un relié à l'hydrotraitement de l'étape a), un relié à l'hydrocraquage de l'étape d) et un autre relié à l'hydrocraquage de l'étape f), et qui, selon le besoin, peuvent être reliés l'un à l'autre. L'appoint d'hydrogène peut se faire au niveau de l'étape a) d'hydrotraitement et/ou au niveau l'étape d) d'hydrocraquage et/ou au niveau de l'étape f) d'hydrocraquage. L'hydrogène de recyclage peut alimenter l'étape a) d'hydrotraitement et/ou 30 l'étape d) d'hydrocraquage et/ou l'étape f) d'hydrocraquage. Un compresseur peut éventuellement être en commun à deux ou trois circuits d'hydrogène. Le fait de pouvoir relier les deux ou les trois circuits d'hydrogène permet une optimisation de la gestion d'hydrogène et de limiter les investissements en terme de compresseurs et/ou unités de purification des 17 effluents gazeux. Différents modes de réalisation de la gestion d'hydrogène utilisable dans la présente invention sont décrits dans la demande de brevet FR 2957607. La fraction légère 5 obtenue à l'issue de l'étape b) de séparation, qui comprend des hydrocarbures de type naphta, kérosène et/ou diesel, peut être valorisée selon les méthodes 5 bien connues de l'homme du métier. Les produits obtenus peuvent être intégrés à des formulations de combustibles, typiquement des carburants (aussi appelé « pools » carburants selon la terminologie anglo-saxonne) ou subir des étapes de raffinage supplémentaires. Le(s) fraction(s) naphta, kérosène, gazole de la fraction légère 5 et le gazole sous vide de la 10 fraction lourde 6 peuvent être soumises à un ou plusieurs traitements, par exemple hydrotraitement, hydrocraquage, isomérisation, reformage catalytique, craquage catalytique ou thermique, pour les amener de façon séparée ou en mélange aux spécifications requises qui peuvent porter sur la teneur en soufre, sur le point de fumée, sur l'indice d'octane, de cétane, et autres. 15 La fraction légère 5 obtenue à l'issue de l'étape b) peut être utilisée au moins en partie pour former la coupe de distillat 28 selon l'invention utilisée dans l'étape h) de précipitation des sédiments. Etape c) de désasphaltage Conformément au procédé selon l'invention, la fraction lourde 7 issue de l'étape b) de 20 séparation et contenant des composés bouillant à au moins 350°C est soumise à une étape c) de désasphaltage au moyen d'un solvant ou d'un mélange de solvants 8 permettant d'obtenir d'une part une fraction 10 comprenant de l'asphalte, et d'autre part une fraction 11 comprenant de la DAO 11. Il s'agit donc d'une opération d'extraction liquide-liquide au moyen d'au moins un solvant hydrocarboné 8. 25 Selon une mise en oeuvre de l'invention une partie minoritaire de la charge 1 peut être injectée directement en entrée de l'étape c) de désasphaltage, cette partie court-circuitant l'étape a) d'hydrotraitement et l'étape b) de séparation. L'étape c) de désasphaltage est réalisée de préférence dans des conditions spécifiques permettant d'obtenir une DAO 11 de qualité, de préférence à faible teneur en asphaltènes et 18 un asphalte 10 de qualité, de préférence assez peu visqueux et avec un point de ramollissement modéré. L'étape c) de désasphaltage est de préférence réalisée en une seule étape, par mise en contact de la charge de désasphaltage, i.e. la fraction lourde 7 issue de l'étape b), 5 éventuellement accompagnée d'une partie de la charge hydrocarbonée lourde initiale 1, avec un solvant ou un mélange de solvants 8 contenant des hydrocarbures, de manière à obtenir une fraction 10 comportant de l'asphalte et une fraction 11 comportant la DAO, l'étape c) étant mise en oeuvre avantageusement dans les conditions subcritiques, c'est-à-dire des conditions en dessous du point critique, pour le solvant ou le mélange de solvants 8 10 utilisé. Un solvant apolaire ou un mélange de solvants apolaires ou un mélange de solvants polaire(s) et apolaire(s) peut être utilisé. L'étape c) peut être réalisée dans une colonne d'extraction ou extracteur, ou dans un mélangeur-décanteur. L'étape c) est de préférence réalisée dans une colonne d'extraction contenant des contacteurs liquide-liquide (éléments de garnissage et/ou plateaux, etc.) 15 placés dans une ou plusieurs zones. De préférence, le solvant ou le mélange de solvants 8 selon l'invention est introduit dans la colonne d'extraction à deux niveaux différents. De préférence, la charge de désasphaltage est introduite dans une colonne d'extraction à un seul niveau d'introduction, généralement en mélange avec au moins une partie du solvant ou du mélange de solvants 8 et généralement en dessous d'une première zone de contacteurs 20 liquide-liquide. De préférence, l'autre partie du solvant ou mélange de solvants 8 est injectée plus bas que la charge de désasphaltage, généralement en dessous d'une seconde zone de contacteurs liquide-liquide, la charge de désasphaltage étant injectée au-dessus de cette seconde zone de contacteurs. L'étape c) est mise en oeuvre en conditions subcritiques pour ledit solvant ou mélange de 25 solvants 8. L'étape c) est mise en oeuvre à une température avantageusement comprise entre 50 et 350°C, de préférence entre 80 et 320 °C,de manière plus préférée entre 120 et 310°C, de manière encore plus préférée entre 150 et 300°C, et à une pression avantageusement comprise entre 0,1 et 6 MPa, de préférence entre 1 et 6 MPa, de manière plus préférée entre 2 et 5 MPa. 30 Le rapport de volume du solvant ou du mélange de solvants 8 sur la masse de fraction lourde 7 issue de l'étape b) est généralement compris entre 1/1 et 10/1, de préférence 19 entre 2/1 à 8/1 exprimé en litres par kilogrammes. Ce rapport inclus la totalité du solvant ou mélange de solvants pouvant être divisée en plusieurs points d'injection. Le solvant polaire utilisé peut être choisi parmi les solvants aromatiques purs ou napthénoaromatiques, les solvants polaires comportant des hétéro-éléments, ou leur mélange. Le 5 solvant aromatique est avantageusement choisi parmi les hydrocarbures monoaromatiques, de préférence le benzène, le toluène ou les xylènes seuls ou en mélange; les diaromatiques ou polyaromatiques; les hydrocarbures naphténo-hydrocarbures aromatiques tels que la tétraline ou l'indane; les hydrocarbures aromatiques hétéroatomiques (oxygénés, azotés, soufrés) ou tout autre famille de composés présentant un caractère plus polaire que les 10 hydrocarbures saturés comme par exemple le diméthylsulfoxyde (DMSO), le diméthylformamide (DMF), le tétrahydrofurane (THF). Le solvant polaire utilisé à l'étape de désasphlatage du procédé selon l'invention peut être une coupe riche en aromatiques. Les coupes riches en aromatiques selon l'invention peuvent être par exemple des coupes issues du FCC telles que l'essence lourde ou le LCO , ou issues d'unités de pétrochimie ou de 15 raffineries. Citons également les coupes dérivées du charbon, de la biomasse ou de mélange biomasse/charbon avec éventuellement une charge pétrolière résiduelle après conversion thermochimique avec ou sans hydrogène, avec ou sans catalyseur. De manière préférée, le solvant polaire utilisé est un hydrocarbure monoaromatique pur ou en mélange avec un hydrocarbure aromatique. 20 Selon une mise en oeuvre de désasphaltage sélectif comportant une combinaison de solvants polaire(s) et apolaire(s), une partie ou la totalité d'un mélange de solvants polaire(s) et apolaire(s) est injecté en un premier point tandis qu'un solvant ou l'autre partie dudit mélange de solvant(s) polaire et apolaire est injecté en un deuxième point. Selon cette mise en oeuvre, de préférence, un solvant polaire plus lourd que le solvant apolaire est injecté 25 dans le point le plus bas. Le solvant apolaire utilisé est de préférence un solvant composé d'hydrocarbure(s) saturé(s) comprenant un nombre de carbone supérieur ou égal à 3, de préférence compris entre 3 et 5. Ces solvants sont utilisés purs ou en mélange (par exemple: mélange d'alcanes et /ou de cycloalcanes ou bien de coupes pétrolières légères type naphta). 30 De manière préférée, le solvant 8 utilisé à l'étape c) est un solvant apolaire composé à au moins 80% en volume d'hydrocarbure(s) saturé(s) comprenant un nombre de carbone supérieur ou égal à 3, de préférence compris entre 3 et 4, ceci de manière à obtenir un 20 asphalte assez peu visqueux et avec un point de ramollissement modéré pour faciliter l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant et notamment le pompage à haute pression de la fraction asphalte. Le choix des conditions de température et de pression de l'extraction combiné au choix de la 5 nature des solvants 8 dans l'étape c) de désasphaltage permettent d'ajuster les performances d'extraction. L'étape c) peut permettre, grâce à ces conditions de désasphaltage spécifiques, de précipiter dans la fraction 10 asphalte un maximum des structures polaires de type résines lourdes et asphaltènes, ce qui permet d'obtenir une fraction 10 asphalte avec un rendement amélioré, généralement supérieur à 50%, voire 10 supérieur à 70% par rapport à la quantité de composés bouillant au-delà de 540°C en entrée de l'étape c) de désasphaltage. De plus, le point de ramollissement de l'asphalte est modéré, généralement inférieur à 90°C, voire inférieur à 70°C ; de même la viscosité est modérée, généralement inférieur à 20000 cSt à 100°C, voire hférieur à 10000 cSt à 100°C. La faible viscosité de l'asphalte est nécessaire pour assurer sa pompabilité à haute pression dans 15 l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant. Le rendement élevé en asphalte permet d'obtenir davantage de produits de conversion en sortie de l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant. Dans le même temps, la fraction 11 DAO est obtenue avec un rendement modérée, généralement inférieur à 50%, voire inférieure à 30% par rapport à la quantité de composés bouillant au-delà de 540°C en entrée de l'étape c) de désasphaltage. de grande 20 pureté et contient très peu d'asphaltènes, généralement moins de 500 ppm d'asphaltènes C7, voire moins de 300 ppm d'asphaltènes C7. En tête de la colonne d'extraction ou du mélangeur-décanteur, de préférence au-dessus de la zone de contacteur(s) liquide-liquide située à la position la plus haute, on récupère une fraction qui comprend la DAO 11 et une partie du solvant ou du mélange de solvants. 25 En fond de la colonne d'extraction ou du mélangeur-décanteur, de préférence dessous de la zone de contacteur(s) située à la position la plus basse, on récupère une fraction 10 qui comprend de l'asphalte et une partie du solvant ou mélange de solvants. Selon une mise en oeuvre, un fluxant 9 de soutirage est injecté à l'étape c) pour être mélangé avec la fraction 10 comportant l'asphalte pour soutirer plus facilement ladite 30 fraction. De manière préférée, l'injection d'un fluxant 9 de soutirage n'est pas nécessaire. 21 Le fluxant utilisé peut être tout solvant ou mélange de solvants pouvant solubiliser ou disperser l'asphalte. Le fluxant peut être un solvant polaire choisi parmi les hydrocarbures monoaromatiques, de préférence le benzène, le toluène ou le xylène; les diaromatiques ou polyaromatiques; les hydrocarbures naphténo-hydrocarbures aromatiques tels que la 5 tétraline ou l'indane; les hydrocarbures aromatiques hétéroatomiques; les solvants polaires à poids moléculaire correspondant à des températures d'ébullition comprises par exemple entre 200°C et 600°C telles que un LCO (light cycleoil de FCC), un HCO (Heavy cycle oil de FCC), slurry de FCC, HCGO (heavy coker gas-oil), ou un extrait aromatique ou une coupe extra-aromatique extraite d'une chaine huile, les coupes VG0 issues d'une conversion de 10 fractions résiduelles et/ou de charbon et/ou de biomasse. Le rapport de volume de fluxant sur la masse de l'asphalte est déterminé de manière à ce que le mélange puisse être facilement soutiré. Le solvant ou mélange de solvants 8 peut être constitué d'un appoint et/ou d'une partie recyclée lors d'étapes de séparation. Ces appoints sont nécessaires pour compenser les 15 pertes de solvant dans la fraction 10 comportant l'asphalte et/ou dans la fraction comportant la DAO 11. Ces pertes sont faibles mais ne peuvent être évitées du fait des étapes de séparation imparfaites par définition. L'étape c) de désasphaltage comprend une sous étape intégrée de séparation de la fraction comprenant la DAO et du solvant ou du mélange de solvants. La fraction comprenant de la 20 DAO issue de l'extraction est soumise à une sous étape de séparation permettant d'obtenir d'une part une DAO 11 et d'autre part le solvant ou le mélange de solvants introduit lors de l'étape c) de désasphaltage. Le solvant ou le mélange de solvants récupéré peut être recyclé dans l'étape c) de désasphaltage. Cette sous étape de séparation intégrée permettant de séparer la DAO 11 et le solvant ou le 25 mélange de solvants peut mettre en oeuvre tous les équipements nécessaires connus de l'homme du métier (ballons séparateurs, colonnes de distillation ou de stripage, échangeurs de chaleur, fours, pompes, compresseurs, etc.). Au moins une partie de la DAO 11 est envoyée vers l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe. De manière optionnelle, une partie de la DAO peut également être utilisée directement comme 30 base de combustible, notamment comme base de combustible à basse teneur en soufre. Une partie de la DAO peut également être envoyée vers un autre procédé de conversion, notamment un procédé FCC. 22 L'étape c) de désasphaltage comprend une autre sous étape intégrée de séparation de la fraction comprenant l'asphalte et du solvant ou du mélange de solvants. La fraction comprenant de l'asphalte issue de l'extraction est soumise à une sous étape de séparation permettant d'obtenir d'une part l'asphalte 10 et d'autre part le solvant ou le mélange de 5 solvants introduit lors de l'étape c) de désasphaltage. Le solvant ou le mélange de solvants récupéré peut être recyclé dans l'étape c) de désasphaltage. Au moins une partie de l'asphalte 10 est envoyée vers l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant. De manière optionnelle, une partie de l'asphalte peut également être utilisée directement comme base de combustible, notamment comme base de combustible à basse 10 teneur en soufre. Une partie de l'asphalte peut également être envoyée vers un autre procédé de conversion, notamment un procédé de cokéfaction. Une partie de l'asphalte peut également servir de base pour la fabrication de bitumes. Etape d) d'hydrocraquage en lit fixe Conformément à l'invention, à l'issue de l'étape c) de désasphaltage, au moins une partie de 15 la fraction 11 DAO obtenue à l'étape c) est envoyée dans l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe. De l'hydrogène 12 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 réaction d'hydrotraitement 20 (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 température notamment, et/ou l'utilisation d'un ou plusieurs catalyseurs 25 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 pression absolue comprise entre 5 MPa et 25 MPa, de préférence entre 8 MPa et 20 MPa, de 30 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 23 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 3,0 h-1, préférentiellement de 0,2 h-1 à 2,0 h', et plus préférentiellement de 0,25 h-1 à 1,0 h-1. La quantité d'hydrogène 5 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 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, 10 une section catalytique amont d'hydrotraitement de manière à limiter la 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. L'étape d) d'hydrocraquage peut également comprendre une deuxième section catalytique 15 d'hydrocraquage traitant au moins une coupe lourde issue d'une étape de séparation. Les catalyseurs dans l'étape d) d'hydrocraquage utilisés peuvent être des catalyseurs d'hydrotraitement et d'hydrocraquage. Les catalyseurs d'hydrotraitement utilisés peuvent être des catalyseurs d'hydrotraitement constitués d'un support de type oxyde inorganique (de préférence une alumine) et d'une 20 phase active comprenant des éléments chimiques issues des groupe VIII (Ni, Co, etc.) et groupe VI (Mo, etc.) de la classification périodique. Les catalyseurs d'hydrocraquage peuvent être de manière avantageuse des 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 25 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") 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 30 avantageusement apportée soit par un ou plusieurs métaux du groupe VIII de la classification périodique des éléments, tels que fer, cobalt, nickel, ruthénium, rhodium, palladium, osmium, iridium et platine, soit par une association d'au moins un métal du groupe 24 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 mélange, et un support comprenant 10 à 90% poids d'une 5 zéolithe et 90 à 10% poids d'oxydes inorganiques. Le métal du groupe VIB utilisé est de préférence choisi parmi 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 monofonctionnels et des catalyseurs bi-fonctionnel de type alumine, silice-alumine amorphe ou zéolitique peuvent être utilisés en mélange ou en couches successives. 10 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 13 peut être injectée en amont de n'importe quel lit catalytique de la section d) d'hydrocraquage. Cette co-charge est typiquement un distillat 15 sous vide issu de distillation directe ou issu d'un procédé de conversion, ou une huile désasphaltée. De manière optionnelle, une coupe lourde 6 issue de l'étape b) de séparation et comprenant au moins 80% de composés bouillant entre 350 et 540°C peut également être injectée en amont de n'importe quel lit catalytique de l'étape d) d'hydrocraquage. De manière préférée, 20 la coupe lourde 6 préalablement purifiée dans l'étape a) est directement injectée en entrée de la section catalytique aval d'hydrocraquage. De manière optionnelle, une coupe lourde 24 issue de l'étape g) de séparation et comprenant au moins 80% de composés bouillant entre 350 et 540°C peut également être injectée en amont de n'importe quel lit catalytique de l'étape d) d'hydrocraquage. 25 De manière optionnelle, l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe peut être réalisée selon un mode de type une étape avec recycle, au moins une partie de la coupe lourde 18 étant recyclée en amont de la section catalytique amont d'hydrotraitement de l'étape d) ou en amont de la section catalytique aval d'hydrocraquage de l'étape d), ceci de manière à accroitre la conversion. 30 De manière optionnelle, l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe peut être réalisée selon un mode de type deux étapes avec recycle, au moins une partie de la coupe lourde 18 étant 25 recyclée en amont d'une deuxième section catalytique d'hydrocraquage de l'étape d), ceci de manière à accroitre la conversion globale. Dans une variante de réalisation, l'effluent 14 issu de l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe est envoyé dans une étape b) de séparation. 5 Etape e) optionnelle de séparation de l'effluent d'hydrocraquage en lit fixe L'effluent obtenu à l'issue de l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe 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 15 et au moins une fraction liquide lourde 16. Cet effluent peut être séparé à l'aide des dispositifs de séparation 10 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 des séparateurs haute pression basse température (HPBT). 15 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 être commun avec celui traitant les fractions gazeuses issues de la séparation des effluents des 20 étapes a) d'hydrotraitement et f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant, 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 et/ou à différents endroits de l'étape a) 25 d'hydrotraitement et/ou de l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe et/ou de l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant. 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), d) ou f). Dans un mode de réalisation préféré, la seconde étape de séparation e) comprend en plus 30 de la 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) 26 obtenue(s) après séparation est (sont) fractionnée(s) par distillation atmosphérique en au moins une fraction distillat atmosphérique (flux non représenté(s) sur les figures) et au moins une fraction lourde désulfurée 16 constituée du distillat sous vide non converti. La ou les fraction(s) distillat(s) atmosphérique(s) peut (peuvent) contenir des bases carburants 5 (naphta, 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 avantageusement être 10 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). De manière optionnelle, au moins une partie de la fraction non convertie de type distillat sous 15 vide 18 est recyclée vers l'étape d) d'hydrocraquage, et selon cette variante il peut être nécessaire de réaliser une purge constituée de fraction non convertie de type distillat sous vide 16 de manière à déconcentrer les espèces polyaromatiques et limiter la désactivation du catalyseur d'hydrocraquage de l'étape d). Afin de limiter la purge et ainsi accroitre la conversion globale, il peut être avantageux de réaliser de manière optionnelle cette purge en 20 envoyant au moins une partie de la fraction non convertie de type distillat sous vide 17 en entrée de l'étape c) de désasphaltage de manière à éliminer au moins en partie les espèces polyaromatiques dans la fraction asphalte 10. Etape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant Conformément au procédé selon l'invention, une étape d'hydrocraquage f) d'au moins une 25 partie de la fraction asphalte 10 issue de l'étape c) de désasphaltage est réalisée dans au moins un réacteur en lit bouillonnant en présence d'un catalyseur d'hydrocraquage et d'hydrogène 19. Au moins une partie de la fraction asphalte 10 issue de l'étape c) de désasphaltage est ainsi envoyée à une étape f) d'hydrocraquage qui est réalisée dans au moins un réacteur, 30 avantageusement deux réacteurs, contenant au moins un catalyseur d'hydrocraquage en lit bouillonnant. Le catalyseur d'hydrocraquage est avantageusement un catalyseur supporté. Ledit réacteur peut fonctionner à courant ascendant de liquide et de gaz. L'objectif principal 27 de l'hydrocraquage est de convertir la charge d'hydrocraquage, qui est une charge hydrocarbonée lourde, en coupes plus légères tout en la raffinant partiellement. Selon une mise en oeuvre, une partie minoritaire de la charge hydrocarbonée initiale 1 peut être injectée directement en entrée de l'étape d'hydrocraquage f) en lit bouillonnant, en 5 mélange avec au moins une partie de la fraction asphalte 10 issue de l'étape c), sans que cette partie de la charge hydrocarbonée lourde initiale 1 n'ait été traitée dans l'étape a) d'hydrotraitement et l'étape c) de désasphaltage. Ce mode de réalisation peut s'apparenter à un court-circuit partiel de l'étape a) d'hydrotraitement et de l'étape c) de désasphaltage. Selon une mise en oeuvre, une co-charge 20 peut être injectée en entrée du premier 10 réacteur en lit bouillonnant ou du(des) suivant(s). Selon une mise en oeuvre, une fraction lourde 26 issue de l'étape g) de séparation peut être injectée en entrée du premier réacteur en lit bouillonnant ou du(des) suivant(s). L'hydrogène 19 nécessaire à la réaction d'hydrocraquage est apporté en entrée de l'étape d'hydrocraquage f). Dans le cas où l'étape d'hydrocraquage dispose de plusieurs réacteurs 15 en lit bouillonnant, de l'hydrogène peut être injecté en entrée de chaque réacteur. L'hydrogène injecté peut être un flux d'appoint et/ou un flux de recyclage. La technologie en lit bouillonnant est bien connue de l'homme du métier. Seules les principales conditions opératoires sont décrites ici. Les technologies à lits bouillonnants utilisent classiquement des catalyseurs supportés sous forme d'extrudés dont le diamètre est 20 généralement de l'ordre de 1 millimètre ou moins. Les catalyseurs restent à l'intérieur des réacteurs et ne sont pas évacués avec les produits, sauf lors des phases d'appoint et de soutirage de catalyseurs nécessaires pour maintenir l'activité catalytique. Les niveaux de température peuvent être élevés afin d'obtenir des conversions élevées tout en minimisant les quantités de catalyseurs mises en oeuvre. L'activité catalytique peut être maintenue 25 constante grâce au remplacement en ligne du catalyseur. Il n'est donc pas nécessaire d'arrêter l'unité pour changer le catalyseur usagé, ni d'augmenter les températures de réaction le long du cycle pour compenser la désactivation. De plus, le fait de travailler à des conditions opératoires constantes permet avantageusement d'obtenir des rendements et des qualités de produits constants le long du cycle. Aussi, du fait que le catalyseur est maintenu 30 en agitation par un recyclage important de liquide, la perte de charge sur le réacteur reste faible et constante. 28 Les conditions de l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant peuvent être des conditions classiques d'hydrocraquage en lit bouillonnant d'une charge hydrocarbonée. On opère avantageusement sous une pression absolue comprise entre 2,5 MPa et 35,0 MPa, préférentiellement entre 5,0 MPa et 25,0 MPa, plus préférentiellement entre 6 MPa 5 et 20 MPa, et encore plus préférentiellement entre 11 MPa et 20 MPa. On opère avantageusement à une température comprise entre 330°C et 540°C, préférentiellement entre 350°C et 500°C. La vitesse spatiale réacteurs (VVHr) et la pression partielle d'hydrogène sont des paramètres que l'on fixe en fonction des caractéristiques du produit à traiter et de la conversion souhaitée. La VVHr qui se définit comme étant le débit 10 volumétrique de la charge de l'étape d'hydrocraquage divisé par le volume total du réacteur se situe généralement dans une gamme allant de 0,1 h" à 10,0 h", préférentiellement de 0,1 h' à 5,0 h' et plus préférentiellement de 0,1 h" à 1,0 h". La quantité d'hydrogène mélangée à la charge de l'étape d'hydrocraquage est habituellement de 50 à 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, le plus souvent de 100 Nm3/m3 15 à 1500 Nm3/m3 et de préférence de 200 Nm3/m3 à 1200 Nm3/m3. On peut utiliser un catalyseur granulaire classique d'hydrocraquage comprenant, sur un support minéral, au moins un métal ou composé comportant un métal (-oxyde, sulfure etc.) ayant une fonction hydro-déshydrogénante. Ce catalyseur peut être un catalyseur comprenant des métaux du groupe VIII, par exemple du nickel et/ou du cobalt, le plus 20 souvent en association avec au moins un métal du groupe VIB, par exemple du molybdène et/ou du tungstène. On peut par exemple employer un catalyseur comprenant de 0,5% à 10,0% en poids de nickel par rapport au poids total du catalyseur, et de préférence de 1,0% à 5,0% en poids de nickel (exprimé en oxyde de nickel NiO) et de 1,0% à 30,0% en poids de molybdène par rapport au poids total du catalyseur, de préférence de 5,0% à 20,0% 25 en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène Mo03) sur un support minéral. Ce support peut par exemple être choisi dans le groupe constitué par l'alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et les mélanges d'au moins deux de ces minéraux. Ce support peut également renfermer d'autres composés et par exemple des oxydes choisis dans le groupe constitué par l'oxyde de bore, la zircone, l'oxyde de titane, l'anhydride 30 phosphorique. On utilise le plus souvent un support d'alumine et très souvent un support d'alumine dopée avec du phosphore et éventuellement du bore. Lorsque l'anhydride phosphorique P2O5 est présent, sa concentration est habituellement inférieure à 20% en poids et le plus souvent inférieure à 10% en poids. Lorsque le trioxyde de bore B2O3 est présent, sa concentration est habituellement inférieure à 10% en poids. L'alumine utilisée est 29 habituellement une alumine y (gamma) ou ri (êta). Ce catalyseur peut être sous forme d'extrudés. La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VI et VIII peut être comprise entre 5% et 40% en poids, de préférence entre 7% et 30% en poids, et le rapport pondéral exprimé en oxyde métallique entre métal (ou métaux) du groupe VI sur métal (ou métaux) du 5 groupe VIII est compris entre 20 et 1, de préférence entre 10 et 2. Le catalyseur usagé peut être en partie remplacé par du catalyseur frais, généralement par soutirage en bas du réacteur et introduction en haut du réacteur de catalyseur frais ou neuf à intervalle de temps régulier, c'est-à-dire par exemple par bouffée ou de façon continue ou quasi continue. On peut également introduire le catalyseur par le bas et le soutirer par le 10 haut du réacteur. On peut par exemple introduire du catalyseur frais tous les jours. Le taux de remplacement du catalyseur usé par du catalyseur frais peut être par exemple d'environ 0,05 kg à environ 10 kg par mètre cube de charge de l'étape d'hydrocraquage. Ce soutirage et ce remplacement sont effectués à l'aide de dispositifs permettant le fonctionnement continu de cette étape d'hydrocraquage. Le réacteur d'hydrocraquage 15 comporte habituellement une pompe de recirculation permettant le maintien du catalyseur en lit bouillonnant par recyclage continu d'au moins une partie du liquide soutiré en tête du réacteur et réinjecté en bas du réacteur. Il est également possible d'envoyer le catalyseur usé soutiré du réacteur dans une zone de régénération dans laquelle on élimine le carbone et le soufre qu'il renferme avant sa réinjection dans l'étape f) d'hydrocraquage. 20 L'étape f) d'hydrocraquage selon le procédé de l'invention peut être mise en oeuvre dans les conditions du procédé H-OIL® tel que décrit par exemple dans le brevet US 6270654B. L'hydrocraquage en lit bouillonnant peut se faire dans un seul réacteur ou dans plusieurs réacteurs, de préférence deux, disposés en série. Le fait d'utiliser au moins deux réacteurs en lit bouillonnant en série permet d'obtenir des produits de meilleure qualité et avec un 25 meilleur rendement. De plus, l'hydrocraquage en deux réacteurs permet d'avoir une opérabilité améliorée au niveau de la flexibilité des conditions opératoires et du système catalytique. De préférence, la température du deuxième réacteur en lit bouillonnant est au moins 5°C plus élevée que celle du premier réacteur en lit bouillonnant. La pression du deuxième réacteur peut être de 0,1 MPa à 1,0 MPa plus faible que pour le premier réacteur 30 pour permettre l'écoulement d'au moins une partie de l'effluent issue de la première étape sans qu'un pompage soit nécessaire. Les différentes conditions opératoires en termes de température dans les deux réacteurs d'hydrocraquage sont sélectionnées pour pouvoir 30 contrôler l'hydrogénation et la conversion de la charge de l'étape d'hydrocraquage en produits souhaités dans chaque réacteur. Dans le cas où l'étape f) d'hydrocraquage est réalisée en deux sous-étapes (fi) et (f2) dans deux réacteurs disposés en série, l'effluent obtenu à l'issue de la première sous-étape f1) 5 peut éventuellement être soumis à une étape de séparation de la fraction légère et de la fraction lourde, et au moins une partie, de préférence la totalité, de ladite fraction lourde peut être traitée dans la seconde sous-étape f2) d'hydrocraquage. Cette séparation est avantageusement faite dans un séparateur inter-étage, tel que décrit par exemple dans le brevet US 6270654B, et permet notamment d'éviter le sur-craquage de la fraction légère 10 dans le deuxième réacteur d'hydrocraquage. Il est également possible de transférer en totalité ou en partie le catalyseur usagé soutiré du réacteur de la première sous-étape (fi) d'hydrocraquage, opérant à plus basse température, directement au réacteur de la deuxième sous-étape (f2), opérant à une température plus élevée, ou de transférer en totalité ou en partie le catalyseur usagé soutiré du réacteur de la deuxième sous-étape (f2) directement au 15 réacteur de la première sous-étape (f1). Ce système de cascade est par exemple décrit dans le brevet US 4816841 B. L'étape d'hydrocraquage peut aussi se faire avec plusieurs réacteurs en parallèle (généralement deux) dans le cas de grosse capacité. L'étape d'hydrocraquage peut ainsi comporter plusieurs étages en série, éventuellement séparés d'un séparateur inter-étage, 20 chaque étage étant constitué de un ou plusieurs réacteurs en parallèle. Étape g) de séparation de l'effluent d'hydrocraquage en lit bouillonnant Conformément à l'invention, le procédé comprend en outre une étape g) de séparation de l'effluent 21 issu de l'étape f) d'hydrocraquage en une fraction gazeuse 22 et au moins une fraction liquide lourde 25. 25 L'effluent 21 obtenu à l'issue de l'étape f) d'hydrocraquage comprend au moins une fraction liquide lourde et une fraction gazeuse contenant les gaz, notamment H2, H2S, NH3, et des hydrocarbures en C1-C4 (c'est-à-dire comprenant de 1 à 4 atomes de carbone). La fraction liquide lourde est une fraction liquide hydrocarbonée contenant des composés bouillant à au moins 350°C, en particulier une fraction liquide dhydrocarbures dans laquelle au moins 50% 30 des composés ont un point d'ébullition supérieur ou égal à 350°C, et de préférence dans laquelle au moins 80% des composés ont un point d'ébullition supérieur ou égal à 350°C. 31 La fraction gazeuse 22 peut être séparée de l'effluent 21 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 5 colonnes de distillation. L'effluent 21 obtenu à l'issue de l'étape f) d'hydrocraquage est avantageusement séparé dans au moins un ballon séparateur en au moins une fraction gazeuse 22 et au moins une fraction liquide lourde 25. Ces séparateurs peuvent par exemple être des séparateurs haute pression haute température (HPHT) et/ou des séparateurs haute pression basse température (HPBT). 10 Après un éventuel refroidissement, cette fraction gazeuse 22 est de préférence traitée dans un moyen de purification d'hydrogène de façon à récupérer l'hydrogène non consommé lors des réactions d'hydrocraquage. Le moyen de purification d'hydrogène, qui peut être commun avec celui traitant les fractions gazeuses issues de la séparation des effluents des étapes a) d'hydrotraitement et d) d'hydrocraquage en lit fixe, peut être un lavage aux amines, une 15 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 et/ou à différents endroits de l'étape a) d'hydrotraitement et/ou de l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe et/ou de l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant. Le recyclage de l'hydrogène peut éventuellement se 20 faire par une recompression ou une détente pour atteindre la pression nécessaire en entrée des étapes a), d) ou f). L'étape g) de séparation peut comprendre également une distillation atmosphérique et/ou une distillation sous vide. Avantageusement, l'étape de séparation g) comprend en outre au moins une distillation atmosphérique, dans laquelle la ou les fraction(s) hydrocarbonée(s) 25 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 fraction distillat atmosphérique peut contenir des bases de combustibles (naphta, kérosène et/ou diesel) valorisables commercialement directement ou après d'éventuelle(s) étape(s) d'hydrotraitement, par exemple en raffinerie pour la production de 30 carburants dans les domaines de l'automobile et de l'aviation. Le naphta peut également être valorisé en pétrochimie. 32 L'étape de séparation g) du procédé selon l'invention peut comprendre en outre au moins une distillation sous vide dans laquelle la ou les fraction(s) hydrocarbonée(s) liquide(s) obtenue(s) après séparation et/ou la fraction résidu atmosphérique obtenue après distillation atmosphérique est (sont) fractionnée(s) par distillation sous vide en au moins une fraction 5 distillat sous vide 23 et au moins une fraction résidu sous vide. De manière préférée, l'étape g) 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 atmosphérique en au moins une fraction distillat atmosphérique et au moins une fraction résidu atmosphérique, puis une distillation sous vide dans laquelle 10 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 vide contient typiquement des fractions de type gazole sous vide. Au moins une partie de la fraction résidu atmosphérique et/ou une partie de la fraction résidu 15 sous vide peut être recyclée dans l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant via la ligne 26 et/ou dans l'étape c) de désasphaltage via la ligne 27. Au moins une partie de la fraction distillat sous vide peut être envoyée dans l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe via la ligne 24. La fraction distillat atmosphérique (flux non représenté) obtenue à l'issue de l'étape g) peut 20 être utilisée au moins en partie pour former la coupe de distillat 28 selon l'invention utilisée dans l'étape h) de précipitation des sédiments. Etape h) de précipitation des sédiments Conformément à l'invention, le procédé comprend une étape h) de précipitation des sédiments de la fraction liquide lourde 25 issue de l'étape g) de séparation. 25 Ladite étape h) de précipitation peut être réalisée : - soit par mise en contact de la fraction liquide lourde 25 issue de de l'étape g) en présence d'un agent oxydant pendant une durée inférieure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350°C, et une prewion inférieure à 20 MPa, - soit par mise en contact de la fraction liquide lourde 25 issue de l'étape g) avec une 30 coupe de distillat 28 dont au moins 20% poids présente une température d'ébullition 33 supérieure ou égale à 100°C, pendant une durée inférieure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350°C, et une preion inférieure à 20 MPa. La fraction liquide lourde 25 obtenue à l'issue de l'étape g) de séparation peut contenir des sédiments organiques qui résultent des conditions d'hydrotraitement, de désasphaltage et 5 d'hydrocraquage en lit bouillonnant et des résidus de catalyseurs. Une partie des sédiments est constituée d'asphaltènes précipités dans les conditions d'hydrotraitement et d'hydrocraquage en lit bouillonnant et sont analysés comme des sédiments existants (IP375). L'incertitude de mesure de la méthode IP375 est de ± 0,1 pour les teneurs inférieures à 3 et de ± 0,2 pour les teneurs supérieures ou égales à 3. 10 En fonction des conditions d'hydrocraquage en lit bouillonnant, la teneur en sédiments dans la fraction liquide lourde varie. D'un point de vue analytique, on distingue les sédiments existants (IP375) et les sédiments après vieillissement (IP390) qui incluent les sédiments potentiels. Or, des conditions d'hydrocraquage en lit bouillonnant poussées, c'est-à-dire lorsque le taux de conversion de l'étape d'hydrocraquage en lit bouillonnant est par exemple 15 supérieur à 40 ou 50%, provoquent la formation de sédiments existants et de sédiments potentiels. Afin d'obtenir un combustible ou une base de combustible, en particulier un fioul ou une base de fioul répondant aux recommandations d'une teneur en sédiments après vieillissement (IP390) inférieure ou égale à 0,1%, le procédé selon l'invention comprend une étape de 20 précipitation permettant d'améliorer l'efficacité de séparation des sédiments et ainsi d'obtenir des combustibles ou des base de combustibles, e.g. des fiouls ou des bases de fiouls, stables, c'est à dire une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids. La teneur en sédiments après vieillissement est mesurée par la méthode IP390 avec une incertitude de mesure de ± 0,1. 25 Lorsque l'étape h) du procédé de l'invention est réalisée par la mise en contact de la fraction liquide lourde 25 issue de de l'étape g) en présence d'un agent oxydant, la mise en contact peut être réalisée en présence d'un gaz oxydant tel que l'oxygène, ou en présence d'un mélange contenant un gaz inerte et un gaz oxydant tel que l'air ou l'air appauvri par de l'azote. La mise en oeuvre d'un gaz oxydant permet d'accélérer le processus de maturation. 30 La mise en contact peut également être réalisée en présence d'un liquide oxydant seul ou en mélange avec un gaz oxydant. Par définition, un gaz ou un liquide oxydant tel qu'utilisé(s) dans l'invention contient des espèces susceptibles de gagner un ou plusieurs électrons. Un 34 liquide oxydant contenant des espèces oxygénés peut par exemple être utilisés, notamment des acides, des oxydes, des peracides ou des peroxydes. Lorsque l'étape h) du procédé de l'invention est réalisée par la mise en contact de la fraction liquide lourde 25 issue de l'étape g) de séparation avec une coupe de distillat 28, au 5 moins 20% poids de ladite coupe de distillat 28 présente une température d'ébullition supérieure ou égale à 100°C, de préférence supérieve ou égale à 120°C, de manière plus préférée supérieure ou égale à 150°C. Avantageusement, la coupe de distillat 28 se caractérise en ce qu'elle comprend au moins 25% poids ayant une température d'ébullition supérieure ou égale à 100°C, de préférence supérieu-e ou égale à 120°C, de manière plus 10 préférée supérieure ou égale à 150°C. De manière avantageuse, au moins 5% poids, voire 10% poids de la coupe de distillat selon l'invention présente une température d'ébullition d'au moins 252°C. De manière plus avantageuse, au moins 5% poids, voire 10% poids de la coupe de distillat selon l'invention présente une température d'ébullition d'au moins 255°C. 15 Ladite coupe de distillat 28 peut en partie, voire en totalité provenir des étapes b) et/ou e) et/ou g) de séparation du procédé selon l'invention ou d'un autre procédé de raffinage ou encore d'un autre procédé chimique. L'utilisation de la coupe de distillat 28 selon l'invention présente l'avantage de s'affranchir de l'utilisation majoritaire de coupes à fortes valeurs ajoutées telles que les coupes 20 pétrochimiques, naphta, etc.. De plus l'utilisation de la coupe de distillat 28 permet d'améliorer le rendement de la fraction liquide lourde 31 séparée des sédiments à l'étape i) de séparation physique des sédiments. En effet, selon l'invention, l'utilisation de la coupe distillat 28 permet le maintien de la solubilisation de composés valorisables dans la fraction liquide lourde à séparer des sédiments, contrairement à l'utilisation de coupes présentant 25 des points d'ébullition plus bas, dans lesquelles ces composés valorisables se trouveraient précipitées avec les sédiments. La coupe de distillat 28 comprend avantageusement des hydrocarbures ayant plus de 12 atomes de carbones, de préférence des hydrocarbures ayant plus de 13 atomes de carbones, de manière plus préférée des hydrocarbures ayant entre 13 et 40 atomes de 30 carbones. La coupe de distillat 28 peut être utilisée en mélange avec une coupe de type naphta et/ou une coupe de type gazole sous vide. Dans le cas où la coupe de distillat 15 est mélangée avec une autre coupe, les proportions sont choisies de telle sorte que le mélange résultant respecte les caractéristiques de la coupe de distillat 15 selon l'invention. L'étape h) de précipitation selon l'invention permet d'obtenir l'ensemble des sédiments existants et potentiels (en convertissant les sédiments potentiels en sédiments existants) de 5 manière à les séparer efficacement et ainsi atteindre la teneur en sédiments après vieillissement (IP390) de 0,1% poids maximum. L'étape h) de précipitation selon l'invention, quelle que soit la mise en oeuvre adoptée, est réalisée pendant un temps de séjour inférieur à 500 minutes, de préférence inférieur à 300 minutes, et de manière plus préférée inférieur à 60 minutes à une température comprise 10 entre 25 et 350°C, de préférence comprise entre 50 et 350°C, plus préférentiellement comprise entre 65 et 300°C, et de manière encore plis préférée entre 80 et 250°C, et à une pression inférieure à 20 MPa, de préférence inférieure à 10 MPa, plus préférentiellement inférieure à 3 MPa et encore plus préférentiellement inférieure à 1,5 MPa. Lorsque l'étape h) met en oeuvre une coupe de distillat 28, le ratio massique entre la coupe 15 de distillat 28 et la fraction lourde 25 obtenue à l'issue de l'étape g) de séparation est compris 0,01 et 100, de préférence entre 0,05 et 10,0, de manière plus préférée entre 0,1 et 5, et de manière encore plus préférée entre 0,1 et 2. Lorsque la coupe de distillat 28 selon l'invention est tirée du procédé, il est possible d'accumuler cette coupe 28 pendant une période de démarrage de manière à atteindre le ratio désiré. 20 L'étape h) de précipitation peut être réalisée à l'aide de plusieurs équipements. La mise en oeuvre peut être réalisée à l'aide d'un échangeur ou d'un four de chauffe suivi d'une ou plusieurs capacité(s) en série ou en parallèle telle(s) qu'un ballon horizontal ou vertical, éventuellement avec une fonction de décantation pour éliminer une partie des solides les plus lourds, et/ou un réacteur piston. Un mélangeur statique ou une cuve agitée et chauffée 25 et éventuellement équipée d'une double enveloppe permettant une régulation de la température peut également être utilisée, et peut être munie d'un soutirage en fond pour éliminer une partie des solides les plus lourds. A l'issue de l'étape h), on obtient une fraction hydrocarbonée à teneur enrichie en sédiments existants 29, éventuellement mélangée au moins en partie avec la coupe de distillat 28 ou 30 l'agent oxydant utilisé lors de l'étape h). Ce mélange est envoyé dans l'étape i) de séparation physique des sédiments. Avant l'envoi de ladite fraction 29 dans l'étape i), il peut être 36 avantageux de réaliser une sous étape de séparation intermédiaire pour séparer de la fraction hydrocarbonée au moins une partie de la coupe distillat 28 ou de l'agent oxydant utilisé lors de l'étape h). On peut par exemple réaliser un stripage pour éliminer l'oxygène dissout. 5 Etape i) de séparation physique des sédiments Conformément à l'invention, le procédé comprend une étape i) de séparation physique des sédiments de la fraction liquide lourde 29 issue de l'étape h) de précipitation pour obtenir d'une part une fraction hydrocarbonée liquide 31, éventuellement en mélange avec la coupe de distillat 15 ou avec l'agent oxydant, et d'autre part une fraction de sédiments 30. Cette 10 dernière fraction 30 est enrichie en sédiments. La fraction liquide lourde 29 obtenue à l'issue de l'étape h) de précipitation contient des sédiments organiques de type asphaltènes précipités qui résultent des conditions d'hydrocraquage et des conditions de précipitation selon l'invention. Cette fraction liquide lourde 29 peut aussi contenir des fines de catalyseurs issues de l'attrition de catalyseurs de 15 type extrudés dans la mise en oeuvre de réacteur d'hydrocraquage en lit bouillonnant. Ainsi, au moins une partie de la fraction liquide lourde 29 issue de l'étape h) de précipitation est soumise à une séparation physique des sédiments et des résidus de catalyseurs, au moyen d'un moyen de séparation physique choisi parmi un filtre, une membrane de séparation, un lit de solides filtrant de type organique ou inorganique, une précipitation 20 électrostatique, un filtre électrostatique, un système de centrifugation, une décantation, un décanteur centrifuge, un soutirage par vis sans fin. Une combinaison, en série et/ou en parallèle et pouvant fonctionner de manière séquentielle, de plusieurs moyens de séparation du même type ou de type différent peut être utilisée lors de cette étape i) de séparation physique des sédiments et résidus de catalyseurs. Une de ces techniques de séparation 25 solide-liquide peut nécessiter l'utilisation périodique d'une fraction légère d'hydrocarbures de rinçage, issue du procédé ou non, permettant par exemple le nettoyage d'un filtre et l'évacuation des sédiments. A l'issue de l'étape i) de séparation physique des sédiments, on obtient une fraction hydrocarbonée liquide 31 à teneur réduite en sédiments, en particulier à teneur en sédiments 30 après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids, pouvant comprendre 37 éventuellement au moins une partie de la coupe de distillat 28 ou de l'agent oxydant selon l'invention introduite lors de l'étape h). A l'issue de l'étape i) de séparation des sédiments, on obtient une fraction riche en sédiments 30. Il peut par exemple s'agir de sédiments mélangés à une fraction légère 5 d'hydrocarbures de rinçage utilisée de manière cyclique pour nettoyer le moyen de séparation physique mis en oeuvre à l'étape i). Etape j) optionnelle de séparation Dans le cas où la fraction hydrocarbonée liquide 31 comprend au moins une partie de la coupe de distillat 28 selon l'invention introduite lors de l'étape h), ce mélange peut être 10 introduit dans une étape ultérieure j) consistant à séparer la coupe de distillat 32 de la fraction hydrocarbonée liquide d'intérêt à teneur réduite en sédiments 33, en particulier une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids. Selon une mise en oeuvre, une partie de la coupe de distillat 28 peut être laissée dans la fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments de manière à ce que la 15 viscosité du mélange soit directement celle d'un grade de fioul souhaité. Ladite fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments 31 ou 33 peut avantageusement servir comme base de combustible ou comme combustible, en particulier comme base de fioul ou comme fioul, notamment comme base de fioul de soute ou comme fioul de soute, ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure à 0,1% poids. 20 Avantageusement, ladite fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments 31 ou 33 est mélangée avec une ou plusieurs bases fluxantes choisies dans le groupe constitué par les huiles de coupe légère d'un craquage catalytique, les huiles de coupe lourde d'un craquage catalytique, le résidu d'un craquage catalytique, un kérosène, un gazole, un distillat sous vide et/ou une huile décantée. Exemples Les exemples ci-dessous visent à illustrer certaines mises en oeuvre de l'invention sans en limiter la portée. Exemple 1 (conforme à l'invention) 5 Un résidu sous vide ayant les caractéristiques présentées dans le Tableau 1 et issue de la distillation d'un pétrole brut subit une étape a) d'hydrotraitement dans les conditions présentées dans le Tableau 2. Tableau 1 : Propriété de la charge résidu sous vide Teneur en soufre % poids 2,7 Teneur en azote ppm 5800 Teneur en asphaltènes C7 % poids 3,9 Teneur en métaux ppm 203 Composés bouillant au-delà de 540°C % poids 82 Densité à 15°C 1,003 Tableau 2 : Conditions de l'étape a) d'hydrotraitement Température °C 370 Pression partielle d'hydrogène MPa 15 Catalyseurs HDM et HDS NiCoMo sur Alumine Vitesse spatiale 'VVH' h 0,18 Couverture hydrogène 'H2/HC' par rapport à la charge de l'étape a) Nm3 H2/rn3 1000 10 L'effluent issu de l'étape a) d'hydrotraitement subit une étape b) de séparation permettant de récupéré des gaz et des produits liquides selon la répartition donnée dans le Tableau 3. L'étape b) de séparation comporte une distillation atmosphérique suivie d'une distillation sous vide. 38 39 Tableau 3 Rendements (% poids / charge) de l'étape a) d'hydrotraitement et après l'étape b) de séparation NH3 + H2S 2,36 C1-C4 0,51 Fraction essence Pl-180°C 0,5 Fraction gazole 180-350°C 4,00 Fraction gazole sous vide 350-540°C 22,82 Fraction résidu sous vide 540°C+ 70,69 Somme 100,88 La teneur en asphaltènes C7 dans l'effluent liquide (sommes des coupes PI-180, 180-350, 350-540 et 540°C+) en sortie de l'étape a) d'hydrotaitement est de 1% poids. 5 La coupe PI-180°C, la coupe 180-350°C et la coupe 30-540°C sont regroupées de manière à obtenir une fraction de type distillat sous vide (Pl-540°C) comprenant au moins 80% de composé bouillant entre 350 et 540°C. Cette fracticn de type distillat sous vide est envoyée vers une étape d) d'hydrocraquage en lit fixe. La fraction de type résidu sous vide (540°C+) contmant au moins 70% de composés 10 bouillant au-delà de 540°C est soumise à une étapec) de désasphaltage dont les conditions sont donnée dans le tableau 4, à l'issue de ladite étape c) on obtient une fraction d'huile désasphaltée (notée DAO) et une fraction asphalte encore appelé Pitch. Tableau 4 Conditions de l'étape c) de désasphaltage Température tête extracteur °C 80 Température fond d' extracteur °C 60 Pression totale MPa 4 Solvant Propane Ratio volumique Solvant / Charge v / v 7 Rendement DAO % poids / charge étape c) 47 Rendement Pitch % poids / charge étape c) 53 La fraction DAO est envoyée vers l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe tandis que la fraction Pitch est envoyée vers l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant. La fraction de distillat sous vide issue de l'étape a) d'hydrotraitement et obtenue à l'étape b) de séparation, la fraction DAO issue de l'étape c) de désasphaltage et la fraction de type 5 distillat sous vide issue de l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant et obtenue à l'étape g) de séparation, sont envoyées en mélange vers une étape d) d'hydrocraquage en lit fixe dont les conditions sont résumés dans le Tableau 5. Cette étape d) d'hydrocraquage en lit fixe comporte une zone catalytique d'hydrotraitement suivie d'une zone catalytique d'hydrocraquage. 10 Tableau 5 : Conditions de l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe Température zone hydrotraitement °C 382 Catalyseur zone hydrotraitement NiMo sur Alumine Vitesse spatiale 'VVH' zone hydrotraitement h 0,85 Température zone hydrocraquage °C 380 Catalyseur zone hydrocraquage NiMo sur Alumine + zeolithe Vitesse spatiale 'VVH' zone hydrocraquage h-1 0,9 Pression partielle d'hydrogène MPa 15 Couverture hydrogène 'H2/HC' par rapport à la charge de l'étape d) Nm3 H2/m3 1000 L'effluent issu de l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe subit une étape e) de séparation permettant de récupérer des gaz et des produits liquides dont les rendements exprimés en pourcentage poids par rapport à la charge de l'étape d) sont présentés dans le Tableau 6. L'étape e) de séparation comporte une distillation atmosphérique. 41 Tableau 6 Rendements (% poids / charge étape d)) de l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe et après l'étape e) de séparation NH3+H2S 0,66 C1-C4 4,52 Fraction essence Pl-180°C 42,66 Faction gazole 180-350°C 40,22 Fraction gazole sous vide 350-540°C 10,55 Fraction résidu sous vide 540°C+ 3 80 Somme 102,41 A l'issue de l'étape e) de séparation de l'effluent de l'étape d) d'hydrocraquage, on obtient de très haut rendements en distillats atmosphériques qui peuvent être envoyés vers les pools 5 carburants. Les conditions opératoires de l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant sont présentés Tableau 7 : Tableau 7 Conditions de l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant Température réacteurs °C 420 Catalyseurs NiMo sur Alumine Vitesse spatiale réacteurs1VVIAr' h 0,18 Pression partielle d'hydrogène MPa 16 Couverture hydrogène 'H2/HC' par rapport à la charge de l'étape f) Nm3 H2/m3 650 L'effluent issu de l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant subit une étape g) de 10 séparation permettant de récupéré des gaz et des produits liquides dont les rendements sont exprimés en pourcentage pois par rapport à la charge de l'étape f) (cf. Tableau 3). L'étape g) de séparation comporte une distillation atmosphérique suivie d'une distillation sous vide. 42 Tableau 8 Rendements (% poids / charge étape f)) de l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant et après l'étape g) de séparation NH3 + H2S 1,03 C1-C4 4,26 Fraction essence Pl-180°C 9,61 Faction gazole 180-350°C 30,64 Fraction gazole sous vide 350-540°C 34,69 Fraction résidu sous vide 540°C+ 21,6 Somme 101 83 Les distillats atmosphériques de type essence Pl-180°C et gazole 180-350°C peuvent être envoyés vers des pools carburants via un hydrotraitement. La fraction 350-540°C de type 5 distillat sous vide issue de l'étape g) de séparation est envoyée vers l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe tel que mentionné précédemment. La fraction 540°C+ de type résidu sous vide contient des sédiments existants à une teneur de 0.8% poids (mesurés selon la norme IP375) et des sédiments après vieillissement à une teneur de 1.5% poids (mesurés selon la norme IP390). Cette fraction 540°C+ issue de l'étape g) de séparation est 10 envoyée vers une étape h) de précipitation des sédiments par mise en contact de cette fraction avec une coupe de distillat constitué d'une partie de la fraction de type gazole 180-350°C issue de l'étape g) de séparation. Tableau 9 Conditions de l'étape h) de précipitation des sédiments Température °C 250 Temps de séjour minutes 60 Pression MPa 5 Ratio massique coupe de distillat/charge de l'étape h) m / m 1 Sédiments existants IP375 entrée étape h) % poids 0.8 Sédiments après vieillissement IP390 entrée étape h) % poids 1.5 Sédiments existants IP375 sortie étape h) % poids 1.5 Sédiments après vieillissement IP390 sortie étape h) % poids 1.5 L'effluent issu de l'étape h) de précipitation de sédiments est envoyé vers une étape i) de 15 séparation des sédiments réalisé au moyen d'un filtre. Le filtrat récupéré contient moins de 0.1% poids de sédiments existants (IP375) et moins de 0.1% poids de sédiments après 43 vieillissement (IP390). Le filtre est nettoyé de façon cyclique à contre-courant avec une fraction de type gazole de manière à éliminer les sédiments en suspension dans le gazole. L'effluent issu de l'étape i) de séparation des sédiments est envoyé vers une étape j) de séparation permettant de récupérer la coupe de distillat introduite lors de l'étape h) de 5 précipitation et de récupérer une fraction liquide contenant moins de 0.1% poids de sédiments après vieillissement (IP390) et utilisable comme base de fioul de soute. Cette fraction liquide est ensuite mélangée avec une huile de coupe légère de type LCO et une huile de coupe lourde de type HCO dans les proportions massiques 70/10/20 pour la fraction liquide, le LCO et le HCO respectivement afin d'obtenir un fioul de soute ayant une viscosité 10 inférieure à 380 cSt à 50°C et une teneur en sédiments après vieillissement IP390 inférieure à 0.1% en poids. En prenant en compte l'ensemble du schéma, le taux de conversion des composés bouillant au-delà de 540°C présents initialement dans la chaige de départest de 87,3% en poids. L'exemple 1 mettant en oeuvre le procédé selon l'invention permet d'obtenir un taux de 15 conversion de la fraction résidu sous vide en distillats particulièrement élevé du fait notamment de la conversion des asphaltènes lors de l'étape a) d'hydrotraitement ce qui permet un rendement accrue en DAO et un rendement réduit en pitch, la DAO étant fortement convertie lors de l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe (tableau 6). L'hydrotraitement lors de l'étape a) en amont de l'étape c) de désalphatage permet d'obtenir 20 un pitch à teneur réduit en impuretés ce qui réduit avantageusement l'empoisonnement du catalyseur lors de l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant. Ledit catalyseur est ainsi plus actif lors de sa mise en oeuvre dans les réactions d'hydrocraquage tout en permettant l'obtention de produits de conversion à teneur réduite en impuretés. Exemple 2 (non conforme à l'invention) 25 L'exemple 2 non conforme à l'invention consiste à enchainer uniquement les étapes a) d'hydrotraitement, b) de séparation et c) de désasphaltage dans les mêmes conditions que dans l'exemple 1 et avec la même charge. L'étape d) d'hydrocraquage est réalisée en traitant la fraction de type distillat sous vide issue de l'étape b) de séparation (PI-540 identique à l'exemple 1) et la fraction huile désasphaltée 30 issue de l'étape c) de désasphaltage (DAO identique à l'exemple 1). Les conditions 44 opératoires de l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe sont identiques dans l'exemple 3 et l'exemple 1. L'effluent de l'étape d) est séparé dans l'étape e) de séparation. Tableau 10 Rendements (% poids / charge étape d)) de l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe et après l'étape e) de séparation dans l'exemple 2 NH3+H2S 0,62 C1-C4 4,57 Pl-180°C 44,92 180-350°C 38,65 350-540°C 7,43 540°C+ 5 11 Somme 102,41 5 En prenant en compte l'ensemble du schéma selon l'exemple 2, le taux de conversion des composés bouillant au-delà de 540°C présents initiàement dans la charge de départ est de 50,5% en poids ce qui est très inférieur au taux obtenu avec le procédé selon l'invention.. Exemple 3 (non conforme à l'invention) L'exemple 3 non conforme à l'invention consiste à enchainer uniquement les étapes c), f) 10 et g) dans les mêmes conditions que dans l'exemple 1 et avec la même charge. L'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe est uniquement réalisée en traitant la fraction DAO issue de l'étape c) de désasphaltage et la fraction de type distillat sous vide de l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant. Tableau 11 Rendements étape c) de désasphaltage selon l'exemple 3 Rendement DAO % poids / charge étape c) 39 Rendement Pitch % poids / charge étape c) 61 15 Le rendement en DAO chute de 8% poids par rapport à l'exemple 1 du fait de la teneur accrue en asphaltènes C7 en entrée de l'étape c). Tableau 12 Rendements (`)/0 poids / charge étape f)) de l'étape f) d'hydrocraquage selon l'exemple 3 NH3 + H2S 2.93 C1-C4 4.14 Pl-180°C 9.3 180-350°C 30.2 350-540°C 33.55 540°C+ 22.1 Somme 102.22 Tableau 13 Rendements ria poids / charge étape d)) de l'étape d) d'hydrocraquage en lit fixe et après l'étape e) de séparation dans l'exemple 3 NH3+1-12S 2,02 C1-C4 4,79 Pl-180°C 46,87 180-350°C 38,40 350-540°C 4,92 540°C+ 5,5 Somme 102.41 5 En prenant en compte l'ensemble du schéma selon l'exemple 2, le taux de conversion des composés bouillant au-delà de 540°C présents initiâement dans la charge de départ est de 79,6% en poids ce qui est inférieur au taux obtenu avec le procédé selon l'invention. REVENDICATIONS1. Procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C et une température finale d'ébullition d'au moins 600°C, ledit procédé comprenant les étapes suivantes : a) une étape d'hydrotraitement réalisée dans un réacteur en lit fixe dans laquelle la charge hydrocarbonée, en présence d'hydrogène, est mis en contact avec un catalyseur d'hydrotraitement, b) une étape de séparation de l'effluent issu de l'étape d'hydrotraitement a) en au moins une fraction légère et une fraction lourde contenant des composés bouillant à au moins 350°C, c) une étape de désasphaltage d'une fraction lourde issue de l'étape de séparation b) au moyen d'un solvant ou d'un mélange de solvants permettant d'obtenir d'une part une fraction comprenant de l'asphalte et du solvant ou du mélange de solvants, et d'autre part une fraction comprenant de l'huile désasphaltée, d) une étape d'hydrocraquage d'au moins une partie de la fraction comprenant l'huile désasphaltée issue de l'étape c) réalisée dans au moins un réacteur en lit fixe en présence d'un catalyseur d'hydrocraquage et d'hydrogène, e) une étape optionnelle de séparation de l'effluent issu de l'étape d) en au moins une fraction gazeuse et une fraction liquide lourde contenant des composés bouillant à au moins 350°C, f) une étape d'hydrocraquage d'au moins une partie de la fraction comprenant de l'asphalte issue de l'étape c) réalisée dans au moins un réacteur en lit bouillonnant en présence d'un catalyseur d'hydrocraquage et d'hydrogène, g) une étape de séparation de l'effluent issu de l'étape f) en au moins une fraction gazeuse et une fraction liquide lourde contenant des composés bouillant à au moins 350°C. h) une étape de précipitation des sédiments d'une fraction liquide lourde issue de l'étape g) : 47 par mise en contact de ladite fraction liquide lourde en présence d'un agent oxydant pendant une durée inférieure à 500 minutes; à une température comprise entre 25 et 350°C; et une pression inférieure à 20 MPa, - ou par mise en contact de ladite fraction liquide lourde avec une coupe de distillat 5 dont au moins 20% poids présente une température d'ébullition supérieure ou égale à 10000, pendant une durée inférieure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350°C, et une pression inférieure à 20 MPa, i) une étape de séparation physique des sédiments de la fraction liquide lourde issue de l'étape de précipitation h) pour obtenir d'une part une fraction hydrocarbonée 10 liquide à teneur réduite en sédiments; éventuellement en mélange avec la coupe de distillat ou avec l'agent oxydant, et d'autre part une fraction de sédiments, 2. Procédé selon la revendication 1 dans lequel une partie de la fraction lourde obtenue à l'étape g) est recyclé à l'étape c) de désasphaltage. 3. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes dans lequel une partie 15 de la fraction lourde obtenue à l'étape g) est recyclé à l'étape f) d'hydrocraquage en lit bouillonnant. 4. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes dans lequel une étape j) de séparation optionnelle de la fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments issue de l'étape i), de la coupe de distillat 20 5. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes dans lequel une étape j) de séparation optionnelle de l'agent oxydant introduit lors de l'étape de précipitation, des sédiments h). 6. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes dans lequel au moins une partie d'une fraction lourde comprenant au moins 80% de composés bouillant 25 entre 350 et 540°C issus de l'étape b) de séparation est envoyée vers l'étape d) d'hydrocraquage. 7. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes dans lequel au moins une partie d'une fraction lourde comprenant au moins 80% de composés bouillant entre 350 et 540°C issus de l'étape e) de séparation est renvoyée vers l'étape d) d'hydrocraquage. 48 8. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes dans lequel au moins une partie d'une fraction lourde comprenant au moins 80% de composés bouillant entre 350 et 540°C issus de l'étape g) de séparation de l'effluent de l'étape f) d'hydrocraquage est envoyée vers l'étape d) d'hydrocraquage. 5 9. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes dans lequel le solvant utilisé à l'étape c) est un solvant apolaire composé d'hydrocarbure(s) saturé(s) comprenant un nombre de carbone supérieur ou égal â 3, de préférence compris entre 3 et 4. 10. Procédé selon la revendication 9 dans lequel l'étape c) de désasphaltage est mise en 10 oeuvre en conditions subcritiques pour ledit solvant. 11. Procédé selon l'une quelconque des revendications 9 et 10 dans lequel à l'étape e) une partie du solvant est injectée en un premier point dans une colonne d'extraction et une autre partie du solvant est injecté en un deuxième point situé plus bas que le premier point dans la colonne d'extraction. 15 12. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes dans lequel l'étape c) est mise en oeuvre à une température de désasphaltage comprise entre 50 et 350°C et une pression comprise entre 0,1 et 6,0 MPa, 13. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes dans lequel la charge hydrocarbonée est choisie parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide 20 issus de distillation directe, des pétroles bruts, des pétroles bruts étêtés, 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.