Brevet FR2689900A1 — publié le 19931015

La présente invention concerne un procédé amélioré, destiné au désasphaltage des résidus et à l'élimination presque complète des fines de catalyseur de craquage se trouvant dans l'huile clarifiée. Le craquage catalytique de huile est un procédé important d'e raffinerie, utilisé pour produire de l'essence et d'autres hydrocarbures. Pendant le craquage catalytique, la matière première, qui généralement est une fraction de pétrole brut, est craquée dans un réacteur dans les conditions de température et de pression correspondant au craquage catalytique, en présence d'un catalyseur, pour donner des hydrocarbures plus intéressants, ayant une masse moléculaire plus faible. La matière première généralement utilisée pour le craquage catalytique est le gazole. Les gazoles de charge ont d'une manière représentative une plage d'ébullition de 343-538"C (de 650 à 1000"F), et un résidu Ramsbottom (carbone RAMS) inférieur à 1 t en poids.De même, les gazoles de charge contiennent habituellement moins de 5 t en volume de naphta et d'hydrocarbures plus légers ayant une température d'ébullition en-dessous de 221"C (430"F) ; de 10 à 30 en volume de combustible diesel et de kérosène correspondant à un intervalle d'ébullition de 221-343 C (de 430 à 650"F) ; et moins de 10 % en volume de résidus ayant un point d'ébullition supérieur à 538"C (1000"F). Il est souhaitable de disposer d'un procédé efficace permettant d'augmenter le rendement en essence (naphta) des unités de craquage catalytique. On sait déjà faire subir un désasphaltage et un craquage catalytique à un résidu de première distillation, a basse teneur en soufre et ntayant pas subi d'hydrotraitement, de même que lton sait désasphalter, puis soumettre à un hydrotraitement et à un craquage catalytique un résidu à haute teneur en soufre. Cependant, il est souhaitable d'avoir une meilleure démétallisation et un taux plus élevé de conversion des résidus. En outre, ces procédés de la technique antérieure donnent des asphaltènes riches en hydrogène, qui sont difficiles et chers à traiter et à transformer, qui fondent (se liquéfient) à des températures relativement basses, et qui ne peuvent être utilisés comme combustibles solides. Les asphaltènes sont difficiles à mélanger dans des huiles combustibles, et ils ne sont généralement pas utilisables et souhaitables pour les chaussées en asphalte, ou dans d'autres produits. Dans le passé, la spirale des coûts du pétrole et les fortes fluctuations des prix ont créé une situation d'instabilité et d'incertitude pour les pays globalement consommateurs de pétrole, comme les Etats-Unis. Il a été difficile d'arriver à des approvisionnements appropriés et à des prix raisonnables en un brut de haute qualité et à basse teneur en soufre (brut non corrosif) en provenance du Nigêria, de la Norvège et d'autres pays, pour conversion en essence, en huile combustible et en matières premières pétrochimiques. Pour stabiliser les approvisionnements et la disponibilité du brut à des prix raisonnables, Amoco Oil Company a mis au point, réalisé et commercialisé d'importants projets de raffinerie, d'un montant de plusieurs millions de dollars sous le titre Second Crude Replacement Program (CRP II, Deuxième Programme de Remplacement du Brut), pour transformer un pétrole brut de qualité plus faible, à haute teneur en soufre (brut corrosif) et démétaller, désulfuriser et soumettre à un hydrocraquage des résidus pour donner des produits de haute valeur, tels que l'essence, les distillats, les charges d'unités de craquage catalytique, le coke métallurgique et les matières premières pétrochimiques.Le Programme de Remplacement du Brut est particulièrement avantageux pour les nations consommatrices de pétrole, car il assure la disponibilité d'approvisionnements appropriés d'essence et d'autres produits pétroliers à des prix raisonnables,tout en protégeant les opérations en aval des sociétés de raffinage. Pendant l'hydrotraitement des résidus, comme par exemple dans le cadre du Programme de Remplacement du Brut d'Amoco Oil Company, l'huile résiduelle est valorisée à l'aide d'hydrogène et d'un catalyseur d'hydrotraitement pour donner des produits liquides plus intéressants, ayant un point d'ébullition plus bas. Cependant, pendant l'hydrotraitement du résidu, il se forme des produits charbonneux solides inué- sirables. Ces solides ont été caractérisés comme étant des composés aromatiques multicondensés, qui se forment et précipitent à partir du craquage des chaînes latérales des asphaltènes. Ces solides charbonneux sont pratiquement insolubles dans l'hexane, dans le pentane et dans l'huile hydrotraitée effluente. Les solides sont entraînés et transportés au loin avec le produit.Ces solides tendent à coller les uns aux autres, à adhérer aux parois des réservoirs, à croî- tre et à s'agglomérer. Ces solides sont plus polaires et moins solubles dans des hydrocarbures autres que l'huile résiduelle de charge. Les solides charbonneux sont produits sous forme de sous-produits de réaction pendant l'hydrotrai- tement dans une unité à lit bouillonnant (hydrotraitement dans une unité à lit expansé). Pendant l'hydrotraitement à lit bouillonnant, les fines du catalyseur d'hydrotraitement bouillonnant peuvent servir de germe et de centre pour la croissance des asphaltenes. La situation s'aggrave encore plus quand au moins deux réacteurs d'hydrotraitement sont montés en série, comme c'est le cas dans de nombreuses opérations industrielles.Dans des cas de ce genre, les solides formés dans le premier réacteur non seulement forment des sites de nucléation pour la croissance des solides et leur agglomération dans le premier réacteur, mais encore ils sont entralnés avec l'huile hydrotraitée produite dans le deuxième réacteur, etc., ce qui conduit à une croissance et à une agglomération encore plus fortes des solides. La concentration des solides charbonneux augmente quand les conditions d'hydrotraitement sont plus sévères, quand les températures sont plus élevées et quand les taux de conversion des résidus sont plus élevés. La quantité de solides charbonneux dépend du type de charge. Les possibilités d'exploitation en présence de taux élevés de conversion des résidus sont limitées par la formation des solides charbonneux. Les solides formés pendant l'hydrotraitement des résidus provoquent une déposition et de mauvaises configurations d'écoulement dans les réacteurs, de même qu'un encrassement, une obturation et un colmatage des conduites et des équipements en aval. Les huiles chargées en solides ne peuvent être convenablement ou facilement transportées dans des conduites. Les matières solides provenant de l'hydrotraitement peuvent encrasser les vannes et d'autres équipements et peuvent constituer des couches isolantes sur les surfaces des échangeurs de chaleur, ce qui réduit leur rendement.L'accumulation de solides hydrotraités peut conduire à des réparations de i'équipement, des arrêts, des-interruptions de longue durée, ou encore à une réduction du rendement du procédé ou de son efficacité, et à la rormation indésiranle de coKe. L'huile clarifiée (en anglais : "decanted oil", DCO) est un solvant intéressant, avantageusement utilisé dans l'unité d'hydrotraitement des résidus pour y réguler la formation des solides charbonneux. Cependant, on obtient normalement l'huile clarifiée à partir d'une unité de craquage catalytique, et cette huile contient du catalyseur de craquage sous forme de matières solides et de fines. Ces dernières sont de petites particules constituées du catalyseur usé dans l'unité de craquage catalytique. Dans une unité de craquage catalytique, les catalyseurs de craquage préférés sont ceux qui contiennent des aluminosilicates, zéolites ou tamis moléculaires cristallins en des quantités suffisantes pour fortement augmenter l'activité de craquage du catalyseur, c'est-à-dire d'environ 1 à environ 25 g en poids. Les aluminosilicates cristallins peuvent avoir un rapport molaire silice/alumine d'au moins environ 2:1, par exemple d'environ 2 à 12:1 et de préférence d'environ 4 à 6:1 si l'on veut obtenir les résultats optimaux. Les aluminosilicates cristallins sont habituellement disponibles ou préparés sous leur forme sodique.La quantité de ce composant est de préférence réduite par exemple à moins d'environ 4 ou même à moins d'environ 1 % en poids par échange avec des ions hydrogène, des précurseurs d'hydrogène tels que des ions ammonium, ou des ions métalliques polyvalents. Les métaux polyvalents pouvant être utilisés comprennent le calcium, le strontium, le baryum et les métaux des terres rares, tels que le cérium, le lanthane, le néodyme et/ou les mélanges naturels des métaux des terres rares. Ces matériaux cristallins sont à même de conserver leur structure de pores dans les conditions de température élevée de fabrication du catalyseur, de traitement de l'hydrocarbure et de régénération du catalyseur. Les aluminosilicates cristallins ont souvent une structure uniforme de pores de- très faible diamètre , le diamètre des pores en section transversale étant d'environ 6 à 20 et de préférence d'environ 10 à 15 A (1 & = Ori nm). Les catalyseurs de craquage à base de silice-alumine et ayant une proportion importante de silice, par exemple environ 40 à 90 % en poids de silice et environ 10 à 60 % en poids d'alumine, peuvent être mélangés à l'aluminosilicate cristallin ou utilisés en l'état en tant que catalyseur de craquage. Les fines du catalyseur de craquage de l'huile clarifiée sont plus abrasives que les fines de l'unité d'hydrotraitement des résidus (en anglais : resid hydrotreating unit, RHU). Les fines du catalyseur de craquage dans l'huile clarifiée sont abrasives et tendent à user exagérément les vannes et les différents systèmes de régulation de la charge et du produit utilisés pour transporter l'huile clarifiée pendant son utilisation en tant que solvant. Il est donc souhaitable de mettre à disposition un procédé amélioré, destiné à réduire fortement la quantité de fines de catalyseur de craquage dans l'huile clarifiée,ainsi qu'un procédé amélioré pour le désasphaltage des résidus. Le terme "asphaltènes", tel qu'utilisé ici, désigne des asphaltènes qui ont été séparés et obtenus à partir d'une unité de désasphaltage. Les asphaltènes comprennent une fraction polaire lourde. La fraction asphaltène est le résidu qui reste après que les résines et les huiles ont été séparées des résidus dans une unité de désasphaltage. Les asphaltènes provenant d'un résidu sous vide sont généralement caractérises comme suit : un résidu de carbone Conradson ou Ramsbottom de 30 à 90 % en poids et un rapport atomique hydro gene/carbone (H/C) de 0,5 à moins de 1,2 t. Les asphaltènes peuvent contenir de 50 à 5000 ppm de vanadium et de 20 à 2000 ppm de nickel.La concentration du soufre dans les asphaltènes peut être de 110 à 250 % supérieure à la concentration du soufre dans l'huile résiduelle introduite comme charge dans l'unité de désasphaltage. La concentration de l'azote dans les asphaltènes peut être de 110 à 350 % supérieure à la concentration de l'azote dans l'huile résiduelle introduite comme charge dans l'unité de désasphaltage. Telles qu'utilisées ici, les expressions "unité de désasphaltage" ou "désasphalteur" désignent un ou plusieurs réacteurs ou autres équipements utilisés pour séparer les asphaltènes des huiles et résines. L'expression "huile désasphaltée", telle qu'utilisée ici, désigne un produit obtenu à partir d'un résidu, les asphaltènes étant pratiquement éliminés de ce dernier. Les expressions "DCO à basse teneur en fines" ou "DCO sans fines", telles qu'utilisées ici, désignent une huile clarifiée ayant moins de 20 ppm de silice et moins de 20 ppm d'alumine. Quand on parle dans la présente invention d'un résidu "à basse teneur en soufre", on entend par là un résidu contenant moins de 2 % en poids de soufre. Un résidu contenant du soufre autre qu'un résidu à basse teneur en soufre est quelquefois appelé "résidu à haute teneur en soufre. Le terme "résines', tel qu'utilisé dans la présente invention, désigne des résines qui ont été séparées et obtenues à partir d'une unité de désasphaltage. Les résines sont plus denses ou plus lourdes que l'huile désasphaltée et contiennent plus d'hydrocarbures aromatiques ayant des chaînes latérales substituées fortement aliphatiques. Les résines peuvent aussi comprendre des métaux, tels que le nickel et le vanadium. Les résines obtenues à partir d'un résidu sous vide peuvent être généralement caractérisées comme suit : un résidu de carLone-Conracson ou Ramsisottom ae 10 à moins de 30% en poids et un rapport atomique hydrogène/carbone (H/C) de 1,2 à moins de 1,5 %. Les résines peuvent contenir 1000 ppm ou moins de vanadium et 300 ppm ou moins de nickel.La concentration du soufre dans les résines peut être de 50 à 200 t de la concentration du soufre dans l'huile résiduelle introduite comme charge dans le désasphalteur. La concentration de l'azote dans les résines peut être de 30 à 250 t en poids de la concentration de l'azote dans l'huile résiduelle introduite comme charge dans le désasphalteur. Les expressions "huile résiduelle" et "résidu", telles qu'utilisées ici, désignent indistinctement une huile résiduelle. L'expression "huile extraite aux solvants" (en anglais: solvent extracted oil, huile SEU), telle qu'utilisée ici, désigne une huile pratiquement désasphaltée et pratiquement dérêsinée, ayant été séparée et obtenue dans une unité d'extraction aux solvants. L'expression "unité d'extraction aux solvants" (en anglais : solvent extraction unit, SEU), telle qu'utilisée dans la présente invention, désigne un désasphalteur dans lequel le résidu est séparé en une huile désasphaltée et en asphaltènes à l'aide d'un ou plusieurs solvants. L'expression "conditions supercritiques", telle qu'unit lisée dans la présente invention, désigne des conditions régnant dans une unité de désasphaltage,où le solvant n'existe pas simultanément en phase vapeur et en phase liquide. Dans ces circonstances, le solvant se présente généralement en phase gazeuse ou vapeur. Un objet de la présente invention concerne un procédé amélioré de dés asphaltage des résidus et de réduction des fines dans une huile clarifiée. L'huile clarifiée contenant les fines de catalyseur de craquage est mélangée aux résidus pour former un mélange d'huile clarifiée DCO et de résidus. Suit un traitement du mélange huile clarifiée DCO-résine à l'aide d'une unité d'extraction aux solvants ou d'une unité de désasphaltage à deux étages. Le résidu peut être la fraction lourde obtenue en produit à partir d'une unité d'hydrotraitement de résidus (en anglais : resid hydrotreating unit, RHU), un résidu hydrotraité provenant des fonds d'une tour à vide (en anglais vacuum tower bottoms, RHU-VTB), un résidu de fond de tour de distillation atmosphérique, un résidu à basse teneur en soufre (en anglais : low sulfur resid, LSR) ou un résidu à haute teneur en soufre. Dans de nombreux cas, on introduit un brut à haute teneur en soufre dans une unité d'hydrotraitement ou dans plusieurs unités d'hydrotraitement. Les résidus provenant des unités d'hydrotraitement des résidus (RHU) peuvent subir un fractionnement supplémentaire dans une unité de fractionnement, par exemple dans une tour atmosphérique et/ou dans une tour à vide, en laissant des fonds de résidus. Les fonds de résidus qui sont mélanges à l'huile clarifiée DCO contenant les fines catalytiques subissent une séparation plus poussée en des courants distincts d'asphaltènes et d'un mélange huile clarifiée DCO à faible teneur en fines-résine-huile dans une unité de désasphaltage, de préférence une unité d'extraction aux solvants à deux étages faisant appel à une récupération des solvants dans les conditions supercritiques. Le mélange huile clarifiée DCOrésine-huile, désasphalté et extrait aux solvants, appelé aussi huile désasphaltée (en anglais: deasphalted oil, DAO), est de préférence renvoyé en recyclage au réacteur à lit bouillonnant de l'unité d'hydrotraitement des résidus, en tant qu'élément de la charge d'alimentation. Les asphaltènes peuvent être transportés pour être utilisés comme combustible solide.Une partie des asphaltènes peut aussi être introduite dans l'unité de cokéfaction et cokéfiée ou envoyée à une unité de cokéfaction pour utilisation ultérieure en tant que coke dans une unité de transformation des métaux. Les asphaltènes qui ont été hydrotraités et séparés dans un désasphalteur, de préférence une unité d'extraction aux solvants, ont au contraire des asphaltènes de première distillation une teneur en soufre relativement basse, habituellement inférieure à 3,5 en poids, et peuvent être utilisés directement comme combustible solide. Les huiles dés asphaltées hydrotraitées contiennent généralement de faibles concentrations de carbone RAMS (résidu Ramsbottom), de soufre et de métaux, et elles sont particulièrement utiles comme charges d'unités de craquage catalytique. D'une manière imprévue, il est possible d'isoler une fraction importante (environ 40 à 70 en poilas) a'huile désasphaltée à partir de l'ef fluent de fond de l'unité sous vide ayant une faible valeur du carbone RAMS, car 1'hydrotraitement provoque généralement une augmentation du carbone RAMS dans les fonds des tours sous vide, d'environ 50 % ou plus par rapport au résidu sous vide de première distillation, non hydrotraité.De même, on a d'une manière surprenante constaté que l'augmentation du carbone RAMS dans les fonds hydrotraités d'une unité sous vide est due à une augmentation sélective de la concentration du carbone RAMS dans la fraction asphaltènes, tandis que la teneur en carbone RAMS des huiles et résines désasphaltées est relativement inchangée par rapport au résidu de première distillation, non hydrotraité Plus de 95 t en poids des métaux se trouvant dans les fonds de l'unité sous vide ont été éliminés de l'huile désasphaltée pendant l'extraction aux solvants.Ces constatations particulières font du dés asphaltage des fonds sous vide ayant subi un hydrotraitement une solution particulièrement intéressante pour remplacer la cokéfaction retardée directe, en ce sens que la fraction asphaltènes est tellement réfractaire et présente une réactivité si basse, au point de conduire à un faible rendement en huile, qu'elle est utilisée d'une manière rentable en tant que combustible solide. L'huile et/ou les résines désasphaltées n'ont pratiquement aucune fine de silice (moins de 20 ppm). Ainsi, l'huile clarifiée DCO récupérée des unités de fractionnement ne comporte pratiquement aucune fine de catalyseur de craquage et peut être avantageusement utilisée en tant que solvant pour réguler la formation de solides charbonneux dans l'unité d'hydrotraitement.En outre, la fraction "résines hydrotraitées" présente une réactivité comparable à celle des résidus de première distillation et est d'une manière efficace et avec un bon rendement convertie en des produits plus légers après recyclage vers l'unité d'hydrotraitement des résidus. Le procédé de la présente invention utilise d'une manière générale un résidu choisi parmi les résidus hydrotraités, les résidus à basse teneur en soufre (LSR), les résidus à haute teneur en soufre et de préférence les fonds d'une tour sous vide provenant d'une unité d'hydrotraitement des résidus. Le solvant utilisé pour l'extraction aux solvants est choisi parmi les solvants hydrocarbonés non aromatiques ayant 3 à 7 atomes de carbone, et leurs mélanges. Les solvants préférés sont le butane, le pentane, leurs isomères et leurs mélanges. Dans le cadre du procédé selon l'invention, deux séparateurs de solvants sont utilisés au voisinage ou au-dessus des conditions critiques, le résidu, l'huile clarifiée (DCO) contenant les fines de catalyseur de craquage et le solvant hydrocarboné étant introduits dans un premier séparateur. De ce point de vue, le résidu et l'huile clarifiée DCO sont de préférence d'abord mélangés l'un à l'autre, puis mélangés au solvant. De préférence, la partie principale du solvant, ou la totalité du solvant, est introduite directement dans le premier extracteur. Eventuellement, quand on utilise des fonds de tour sous vide RHU-VTB ou un type de résidu analogue, on peut utiliser un résidu à basse teneur en soufre LSR en même temps que l'huile clarifiée DCO. Le premier séparateur sépare de l'huile clarifiée DCO une quantité importante des fines de catalyseur de craquage et du résidu une quantité importante des métaux. Les métaux et les fines sont humidifiés et maintenus par la phase asphaltène formée dans le premier séparateur. La phase asphaltène est extraite du premier séparateur sous forme d'un asphaltène dérêsiné extrait aux solvants. On extrait aussi du premier séparateur un mélange d'huile clarifiée DCO dont les fines de catalyseur de craquage ont été en presque totalité éliminées (contenant moins de 20 ppm de silice et moins de 20 ppm d'alumine), de résine, d'huile et de solvant (mélange huile clarifiée DCO à basse teneur en fines-résine-huile-solvant). Ce mélange huile clarifiée DCO à basse teneur en fines-résine-huilesolvant est envoyé dans un deuxième séparateur. Ce deuxième séparateur travaille aux conditions critiques, ou au-delà de ces conditions. Le solvant est récupéré du deuxième séparateur et renvoyé en recyclage au premier séparateur et/ou, si nécessaire, au mélangeur. On extrait aussi du deuxième séparateur un mélange d'huile clarifiée DCO à basse teneur en fines, de résine et d'huile (mélange huile clarifiée DCO à basse teneur en fines-résine-huile).Ce mélange huile clarifiée DCO pratiquement exempt de fines-résine-huile peut subir si on le souhaite un traitement plus poussé, ou être utilisé en l'état et introduit dans une unité d'hydrotraitement. L'invention sera mieux comprise en regard de la description ci-après et des dessins annexés, qui représentent un exemple de réalisation de l'invention, dessins dans lesquels La Figure 1 est un schéma d'écoulement d'une raffinerie selon les principes de la présente invention ; La Figure 2 est un schéma d'écoulement permettant le raffinage partiel d'un brut ; et La Figure 3 est un schéma d'écoulement d'une unité d'extraction aux solvants à deux étages. Au cours du raffinage (Figure 2), un brut pétrolier complet, non raffiné, est soutiré d'une cuve de stockage en surface 10 à une température d'environ 24 à 27"C (75 à 80"F) par une pompe 12 et envoyé par pompage, par la conduite d'alimentation 14, dans une ou plusieurs unités de dessalage 16 pour éliminer du brut les particules telles que le sable, le sel et les métaux. L'huile dessalée est envoyée par une conduite d'admission 18 dans un four tubulaire de distillation continue 20, où elle est chauffée à une température par exemple de 399"C (7500 F) sous une pression de 862-1379 kPa (125-200 psi).L'huile chauffée est extraite du four par la conduite d'extraction 22 à l'aide d'une pompe 24 et envoyée par pompage, par une conduite d'alimentation 25, dans une tour de distillation primaire 26. L'huile chauffée pénètre dans la zone de détente de la tour de distillation atmosphérique primaire, dans le four de distillation continue ou dans l'unité de traitement du brut 26, avant d'arriver à la section de rectification supérieure ou à la section de fractionnement inférieure. La tour de distillation primaire travaille de préférence sous une pression inférieure à 414 kPa (60 psi). Dans la tour primaire, l'huile chauffée est séparée en fractions de gaz humide, naphta léger, naphta intermédiaire, naphta lourd, kérosène, gazole de première distillation et brut réduit primaire. Une partie du gaz humide, du naphta et du kérosène est de préférence renvoyée en reflux (en recyclage) à la tour de distillation primaire pour augmenter le rendement du fractionnement. Le gaz humide est soutiré de la tour primaire 26 par la conduite de gaz humide en tête 28. Le naphta léger est soutiré de la tour primaire par la ligne de naphta léger 29. Le naphta intermédiaire est prélevé de la tour primaire par la ligne de naphta intermédiaire 30. Le naphta lourd est soutiré de la tour primaire 26 par la ligne de naphta lourd 31. Le kérosène et l'huile destinée à la production du carburéacteur et de l'huile combustible de chauffe sont soutirés de la tour primaire par la ligne de kérosène 32. Le gazole atmosphérique de première distillation est soutiré de la tour primaire par la ligne de gazole primaire 33 et envoyé par pompage à l'unité de craquage catalytique fluide (FCCU) 34 (Fig. 1). Le brut réduit primaire est évacué du fond de la tour primaire 26 (Fig. 2) par la ligne de brut réduit primaire 35. Le brut réduit primaire se trouvant dans la conduite 35 est envoyé par pompage par la pompe 36 dans un four 38 où il est chauffé par exemple à une température d'environ 271 à environ 399"C (520-7500F). Le brut réduit primaire chauffé est envoyé, par une ligne de décharge de four 40, dans la zone de détente d'une tour sous vide d'un four de distillation continue 42. La tour sous vide de distillation continue 42 travaille de préférence sous une pression de 4,7 à 6,7 kPa (35 à 50 mm de mercure). La vapeur est injectée dans la partie de fond de la tour sous vide par la ligne de vapeur 44. Dans la tour sous vide, le gaz humide est soutiré en tête de la tour par la ligne de gaz humide en tête 46. Le gazole sous vide, lourd et/ou léger, est soutiré de la partie centrale de la tour sous vide par la ligne de gazole lourd 48. Le brut réduit sous vide est soutiré du fond de la tour sous vide par la ligne de brut réduit sous vide 50. Le brut réduit sous vide a habituellement un point d'ébullition initial proche d'environ 538"C (1000"F). Le brut réduit sous vide, appelé aussi résidu, huile résiduelle ou résidu de première distillation non hydrotraité, est envoyé par pompage à l'aide d'une pompe 54, par les lignes debrut réduit sous vide 50 et 52, dans un tambour d'alimentation ou réservoir tampon 56. L'huile résiduelle est pompée, du réservoir tampon, par la ligne de résidu de charge 58 (Fig. 1) dans un complexe 60 constitué d'unités d'hydrotraitement de résidus (RHU), qui possède de nombreuses unités d'hydrotraitement de résidus et des équipements=de raffinage associés. Chaque unité d'hydrotraitement de résidus peut être un train de réacteurs comprenant une série en cascade ou un ensemble de réacteurs à lit bouillonnant. L'hydrogène est injecté dans les réacteurs à lit bouillonnant, et on introduit dans le réacteur un résidu ou un brut corrosif à teneur relativement élevée en soufre, réacteur où il subit un hydrotraitement en présence d'un catalyseur d'hydrotraitement frais et/ou à l'équilibre, bouillonnant (expansé) et d'hydrogène pour donner un effluent constitué de produits valorisés et d'un gaz de queue de réacteur (gaz effluent), en laissant un catalyseur usé.L'hydrotraitement effectué dans l'unité d'hydrotraitement RHU comprend la démétallation, la désulfuration, la désazotation, la conversion des résidus, l'élimination de l'oxygène (désoxygénation), l'hydrocraquage, l'élimination du carbone RAMS et la saturation des hydrocarbures oléfiniques et aromatiques. Chacun des trains de réacteurs possède un certain nombre de réacteurs en série, c'est-à-dire des réacteurs à lit bouillonnant. L'huile de charge est normalement une huile résiduelle (résidu) et un gazole lourd. Le gaz de charge comprend des gaz de recyclage valorisés et des gaz d'appoint frais. La démétallation se produit essentiellement dans le premier réacteur à lit bouillonnant de chaque train. La désulfuration a lieu dans chaque train tout au long des réacteurs à lit bouillonnant. Le courant de produit effluent comprend normalement des hydrocarbures gazeux légers, du naphta hydrotraité, des distillats, du gazole léger et du gazole lourd, ainsi qu'un résidu hydrotraité non converti. Normalement, le catalyseur d'hydrotraitement comprend un composant d'hydrogénation métallique en dispersion sur un support réfractaire poreux à base d'un oxyde minéral. L'unité d'hydrotraitement des résidus présente une certaine souplesse d'utilisation et, si on le souhaite, le même catalyseur peut être introduit dans un ou plusieurs des réacteurs ; ou encore on peut introduire dans le premier réacteur un certain catalyseur de démétallation, un autre catalyseur pouvant être introduit dans le deuxième et/ou le troisième réacteurs. Ou bien encore, on peut introduire si on le souhaite des catalyseurs différents dans chacun des réacteurs. Le catalyseur usé contient habituellement du nickel, du soufre, du vanadium et du carbone (coke). Plusieurs tonnes de catalyseur sont chaque jour transportées dans les réacteurs à lit bouillonnant, extraites de ces réacteurs et remises en place. Bien que la description ci-dessus porte sur l'utilisation de réacteurs à lit bouillonnant, on peut aussi utiliser des réacteurs à lit fixe. Les réacteurs à lit bouillonnant sont préférés. Comme on le voit sur la Figure 1, les produits obtenus à partir des unités d'hydrotraitement des résidus dans les réacteurs à lit bouillonnant comprennent : des hydrocarbures gazeux légers (gaz d'unité d'hydrotraitement des résidus RHU) dans la ligne de gaz 62 ; des naphtas, comprenant du naphta léger, du naphta intermédiaire, du naphta lourd et du naphta sous vide dans une ou plusieurs lignes de naphta 64 ; un distillat, comprenant un distillat léger et un distillat moyen, dans une ou plusieurs lignes de distillat 66 ; un gazole léger dans la ligne de gazole 68 ; un gazole léger sous vide et un gazole lourd sous vide dans une ou plusieurs lignes de gazole sous vide 70 ; et un résidu hydrotraité sous vide comprenant des fonds de tour sous vide dans une ligne de résidus sous vide 72. Les naphtas légers et intermédiaires peuvent être envoyés à une unité de récupération de vapeur, pour utilisation comme matières premières de formulation d'essence et comme charge de reformeur. Le naphta lourd peut être envoyé au reformeur pour donner de l'essence. L'huile constituée d'un distillat moyen peut servir à la production de combustible diesel et d'huile combustible de chauffe, ou encore pour transporter et/ou refroidir le catalyseur usé. Le gazole léger provenant d'une unité d'hydrotraitement RHU peut être utilisé comme matière première de l'unité de craquage catalytique 34. Les gazoles légers et lourds sous vide peuvent être valorisés dans l'unité d'hydrotraitement de charge catalytique 74 (en anglais : catalytic feed hydrotreating unit, CFHU). Une partie des résidus hydrotraités provenant des fonds de la tour sous vide (RHU-VTB) peut être envoyée à l'unité de cokéfaction 76 par la ligne d'admission 78, pour produire du coke. Une partie importante des résidus hydrotraités RHU-VTB est envoyée par une ligne d'alimenta tion ou une ligne d'admission 80 dans un désasphalteur, unité de désasphaltage ou unité d'extraction aux solvants (SEU) 88, où les résidus RHU-VTB sont séparés pour donner un mélange d'huile désasphaltée et de résines, et des asphaltè- nes. L'huile clarifiée DCO, avec les fines de catalyseur de craquage, est envoyée par la ligne d'alimentation 116 à l'unité d'extraction aux solvants SEU 88. L'huile clarifiée DCO et les résidus sont mélangés dans l'unité SEU 88. Dans une forme de réalisation, le désasphalteur 88 (Fig. 1) comprend une unité d'extraction aux solvants utilisant une récupération des solvants dans les conditions supercritiques. Un mélange de résines extraites aux solvants (résines SEU) désasphaltées, d'huile extraite aux solvants (huile SEU) désasphaltée et d'huile clarifiée DCO à basse teneur en fines, dans une ligne d'huile clarifiée DCOrésine-huile 92, peut constituer une partie des la charge de l'unité d'hydrotraitement des résidus (RHU) 60, pour augmenter le rendement en hydrocarbures liquides plus intéressants et à point d'ébullition plus bas, réguler la production des solides charbonneux et éliminer les fines de catalyseur de craquage dans l'unité d'hydrotraitement RHU. Une partie des asphaltènes peut être envoyée par une ligne ou une goulotte d'asphaltènes 94, ou autrement transportée, vers une unité de mélange et de stockage 96 de combustibles solides, par exemple un réservoir, une trémie ou un four, pour utilisation comme combustible solide. Une autre partie des asphaltènes extraits aux solvants (asphaltènes SEU) peut être envoyée par une ligne ou une goulotte 98 d'asphaltènes SEU à l'unité de cokéfaction 76. Les courants de produits effluents déchargés des réacteurs comprennent l'huile résiduelle hydrotraitée et le gaz de queue du réacteur (gaz effluents). Le gaz de queue comprend de l'hydrogène, du sulfure d'hydrogène, de l'ammoniac, de l'eau, du méthane et d'autres hydrocarbures gazeux légers tels que l'éthane, le propane, le butane et le pentane. Le gazole lourd de l'unité de cokéfaction provenant de la ligne 100 (Fig. 1) et/ou le gazole lourd sous vide (en anglais : heavy vacuum gas oil, HVGO) provenant des lignes 48 de gazole lourd sous vide (Fig. 2) sont envoyés dans une unité d'hydrotraitement éventuelle de charge catalytique, ou dans l'unité d'hydrotraitement de charge catalytique CFHU 74 (Fig. 1). Puis ils sont hydrotraités à l'aide d'hydrogène provenant de la ligne d'alimentation d'hydrogène 102, sous une pression absolue comprise entre la pression atmosphérique et 13 790 kPa (2000 psia), de préférence entre 6900 et 12 410 kPa (1000-1800 psia), à une température comprise entre 343-399"C (650-7500F) en présence d'un catalyseur d'hydrotraitement.Le gazole hydrotraité est évacué par l'intermédiaire d'une ligne de décharge 104 de l'unité d'hydrotraitement de la charge catalytique. Le gazole atmosphérique léger, dans la ligne de gazole atmosphérique léger RHU LGO 68, et/ou le gazole primaire dans la ligne 33 provenant de la tour primaire 26 (four de distillation continue) peuvent aussi être envoyés dans le réacteur de craquage catalytique 34. Le kérosène peut être soutiré de l'unité de traitement de charge catalytique 74 (Fig. 1) par la ligne de kérosène de l'unité d'hydrotraitement CFHU 106. Les catalyseurs de craquage convenant à l'unité de craquage catalytique fluide FCCU 34 comprennent, sans y être limités, les catalyseurs contenant de la silice et/ou de l'alumine, notamment du type acide. Le catalyseur de craquage peut contenir d'autres oxydes métalliques réfractaires tels que l'oxyde de magnésium ou l'oxyde de zirconium. Le catalyseur a été décrit ci-dessus plus en détail. Le naphta est soutiré de l'unité de craquage catalytique fluide FCCU 34 par une ligne de naphta 108. La fraction légère de recyclage catalytique est soutirée de l'unité de craquage catalytique fluide FCCU par une ligne de fraction légère de recyclage catalytique 110. La fraction lourde de recyclage catalytique est soutirée de la partie fractionnement des produits de l'unité FCCU par une ligne correspondante 112. L'huile clarifiée est prélevée du fond de l'unité FCCU par une ligne d'huile clarifiée 114. L'huile clarifiée DCO contient des fines particules de catalyseur (fines). Ces particules sont gênantes pour les équipements de traitement et sont très difficiles à éliminer par des procédés classiques, par exemple par filtration et centrifugation. La présente invention permet d'éliminer ces particules par un traitement de l'huile clarifiée DCO provenant de l'unité de craquage catalytique fluide FCCU à l'aide de résidus. L'huile clarifiée DCO contenant des fines de catalyseur de craquage peut être introduite dans l'unité d'extraction aux solvants SEU 88 par l'intermédiaire de la ligne d'alimentation de l'huile clarifiée 116. Dans l'unité d'extraction aux solvants SEU 88, l'huile clarifiée DCO est mélangée au résidu et/ou au solvant avant d'être soumise aux étapes de récupération du solvant. Comme on le voit sur la Figure 1, le résidu (c'est-àdire les fonds de la tour sous vide de l'unité d'hydrotraitement RHU-VTB), dans la ligne correspondante 78, est envoyé à l'unité de cokéfaction (réacteur de cokéfaction) 76. Les asphaltènes extraits aux solvants, dans la ligne correspondante 118, peuvent aussi être envoyés à l'unité de cokéfaction 76. Dans l'unité de cokéfaction 76, les résidus et les asphaltènes extraits aux solvants sont cokéfiés à une température de cokéfaction d'environ 479 à environ 491"C (895 à 915"F) sous une pression d'environ 69 à 345 kPa (10 à 50 psig). Le coke est soutiré de l'unité de cokéfaction 76 par une goulotte, un conduit ou une ligne 120, et transporté à une zone de stockage du coke pour utilisation sous forme de combustible solide. Dans la tour de cokéfaction 76, le produit de l'unité de cokéfaction peut être séparé en plusieurs fractions : gaz de cokéfaction, naphta de cokéfaction, gazole léger de cokéfaction (en anglais : light coker gas oil, LCGO) et gazole lourd de cokéfaction (en anglais : heavy coker gas oil, HCGO). Le gaz de cokéfaction peut être soutiré de l'unité de cokéfaction par la ligne de gaz de cokéfaction 122. Le naphta de cokéfaction peut être soutiré par la ligne de naphta de cokéfaction 124. Le gazole léger de cokéfaction peut être soutiré par la ligne de gazole léger de cokéfaction 126. Le gazole lourd de cokéfaction peut être soutiré par la ligne de gazole lourd de cokéfaction 100 et subir un hydrotraitement dans l'unité d'hydrotraitement de charge catalytique CFHU 74 avant de subir un craquage catalytique dans l'unité de craquage catalytique FCCU 34. Le tableau ci-après indique les températures et pressions critiques des solvants généralement utilisés dans la présente invention T ("F/"C) P (psi/kPa) Butane 307/153 530/3654 Pentane 387/197 484/3337 Hexane 455/235 435/2999 Heptane 512/267 395/2724 Sur la Figure 3, l'unité de désasphaltage 88 par extraction aux solvants comprend un mélangeur 128 et deux réacteurs ou zones de séparation 130 et 132, qui travaillent un peu en-dessous ou un peu au-dessus des conditions critiques du solvant. Les fonds de la tour sous vide, ayant subi un hydrotraitement dans l'unité d'hydrotraitement des résidus (c'est-à-dire les résidus hydrotraités sortant de la tour sous vide), dans la ligne RHU-VTB 80, sont envoyés au mélangeur, au réacteur de mélange ou à la zone de mélange 128. Pour obtenir des résultats optimaux, le solvant hydrocarboné en C3-C7 non aromatique comprend essentiellement du pentane et/ou du butane et/ou leurs isomères. L'huile clarifiée (DCO) contenant les fines de catalyseur de craquage est mélangée au résidu dans le mélangeur 128. Le rapport de l'huile clarifiée au résidu est d'environ 1:5 à environ 3:2 et de préférence d'environ 3:10 à environ 3:2. Le résidu peut être un résidu dont une portion importante a un point d'ébullition supérieur à environ 454"C (850"F) et de préférence supérieur à environ 1000"F (538"C). L'huile clarifiée possède une portion ayant un point d'ébullition supérieur à environ 454"C (850"F) et de préfé rence supérieur à environ 260"C (500"F). Dans une forme de réalisation préférée, une faible quantité d'un solvant frais d'appoint, dans la ligne de solvant frais 136, est pompée par une ligne de solvant combiné 138 pour être envoyée dans le mélangeur 128. Une faible quantité du solvant recyclé, dans la ligne de solvant recyclé 141, est aussi pompée par la ligne de solvant combiné 138 pour être envoyée au mélangeur 128. La plus grande partie du solvant frais et du solvant recyclé est directement introduite dans le premier séparateur 130 par la ligne d'alimentation de solvant 134. Cette addition se fait dans la partie inférieure du séparateur 130, à contre-courant avec le mélange huile clarifiée DCO-résidu, de façon à obtenir dans le premier séparateur 130 une extraction des asphaltènes à contre-courant. Le rapport du solvant total (solvant frais et solvant de recyclage) au mélange huile clarifiée DCO de chargerésidus est d'environ 3:1 à environ 20:1 et de préférence d'environ 8:1 à environ 12:1 si l'on veut obtenir des résultats optimaux. Dans certains cas, il peut être souhaitable d'utiliser ou d'incorporer d'autres solvants. Le- résidu '(RHU-VTB), l'huile clarifiée DCO comportant les fines, ainsi qu'une portion du solvant, sont mélangés dans le mélangeur 128 et envoyés par une ligne d'huile clarifiée DCO-résidu-solvant 140 au premier réacteur ou à la première zone de séparation 130. Dans certains cas, il peut être souhaitable d'envoyer directement l'huile décantée et les fonds de la tour sous vide avec le solvant dans le premier séparateur 130, selon les proportions ci-aessus, sans avoir au préalable mélangé l'huile clarifiée, les fonds de la tour sous vide et le solvant. Dans le premier séparateur (séparateur d'asphaltènes) 130, il y a formation d'une phase asphaltène extraite aux solvants (SEU). La phase asphaltène SEU mouille et de ce fait conserve la presque totalité des fines de catalyseur. La phase asphaltène est séparée de la phase contenant l'huile clarifiée, le solvant, l'huile SEU et la résine. Une quantité importante des asphaltènes extraites aux solvants SEU est soutirée du premier séparateur 130 par la ligne d'asphaltène SEU 94 et, après récupération du solvant, est envoyee ou autrement transportée à une zone de combustible solide 96 (Fig. 1) pour utilisation en tant que combustible solide.Une partie des asphaltènes extraits aux solvants est soutirée du premier séparateur et envoyée ou autrement transportée par la ligne, le conduit ou la goulotte d'asphaltènes SEU 118 à l'unité de cokéfaction 76 ou mélangée à l'huile N" 6. Le premier séparateur peut être exploité à une température comprise entre environ 66"C (150"F) et une valeur proche de la température critique du solvant, et sous une pression au moins égale à la pression de vapeur du solvant quand il travaille à une température inférieure à la température critique du solvant, et sous une pression au moins égale à la pression critique du solvant quand il travaille à une température supérieure ou égale à la température critique du solvant. De préférence, la température de marche du premier séparateur 130 est comprise entre une valeur d'environ 11 C (20"F) inférieure à la température critique du solvant et approximativement la température critique du solvant.La pression de marche du premier séparateur 130 est pratiquement la même que la pression du deuxième séparateur 132, augmentée des pertes de charge entre les réacteurs 130 et 132. La plus grande partie du solvant, et les quantités restantes d'huile clarifiée à basse teneur en fines, de résines et de fractions du résidu hydrotraité, sont soutirées du premier séparateur 130 et envoyées, par une ligne d'huile clarifiée DCO-résine-huile-solvant 142 et par un élément chauffant ou un échangeur de chaleur, à un deuxième réacteur ou une deuxième zone de séparation 132. Le deuxième séparateur 132 est maintenu à une température supérieure à celle du premier séparateur 130. Il en résulte une séparation du résidu entrant, en une phase solvant légère et une phase lourde comprenant de l'huile clarifiée à basse teneur en fines, des huiles extraies aux solvants SEU et des résines (mélange huile clarifiée DCO à basse teneur en fines-résinehuile). Il y a généralement un peu de solvant dans la phase lourde.La phase légère est recueillie dans une partie supérieure du deuxième séparateur 132. Dans le deuxième séparateur (séparateur de résine) 132, les résines désasphaltées, l'huile extraite aux solvants SEU et l'huile clarifiée à basse teneur en fines sont séparées du solvant. Le mélange huile clarifiée DCO à basse teneur en fines désasphaltée-résine-huile est évacué du deuxième séparateur 132 par une ligne d'huile clarifiée DCO-résine-huile 146. Le solvant résiduel peut être chassé du mélange huile clarifiée DCO-résine-huile avant introduction du mélange dans le réacteur à lit bouillonnant de l'unité d'hydrotraitement des résidus, comme faisant partie de la charge, comme indiqué ci-dessus. Le deuxième séparateur 132 peut contenir un matériau de garnissage, comme un garnissage anti-entraînement, des anneaux de Pall, des anneaux de Raschig ou analogues. Si on le souhaite, le mélange huile clarifiée DCO à basse teneur en fines-résine-huile provenant de la ligne 146 peut subir une séparation plus poussée par distillation. D'une manière surprenante et imprévue, il s'est avéré que l'huile clarifiée contenant des fines de catalyseur de craquage peut-être pratiquement débarrassée de ses fines par mélange de l'huile clarifiée avec un résidu, ce dernier étant soumis à une opération d'extraction aux solvants. il a en outre été constaté d'une manière surprenante et imprévue qu'un mélange de l'huile clarifiée avec un résidu hydrotraité provenant des fonds d'une tour sous vide, puis soumission à une extraction aux solvants à plusieurs étages, augmente le taux de récupération des produits intéressants et réduit le rendement en asphaltènes d'une manière non additive. Exemple 1 Un brut réduit sous vide (huile résiduelle) a subi un hydrotraitement dans une unité d'hydrotraitement des résidus analogue à celles présentées sur les Figures 1 et 2, puis dans un désasphalteur analogue à celui de la Figure 3, et dans des conditions de marche analogues à celles qui ont été décrites ci-dessus dans la présente description, mais sans addition d'huile clarifiée ou de résidus à basse teneur en soufre. Les fonds de la tour sous vide (résidu hydrotraité) ont été séparés par extraction aux solvants en différentes fractions : asphaltènes, résines désasphaltées et huile SEU (extraite aux solvants) dérésinée (désasphaltée). Le Tableau 1 présente la composition du résidu hydrotraité, des asphaltènes, des résines et de l'huile extraite aux solvants SEU. TABLEAU I Huile Résine Asph. Charge SProduits Mesuré Rendement, %-p 40 36 24 - Carbone, *-p 87,08 87,18 88,78 87,52 87,53 Hydrogène, *-p 10,77 10,29 6,40 9,55 9,38 Soufre, %-p 1,45 1,73 4,10 2,19 2,16 Azote, *-p 0,41 0,49 1,26 0,64 0,61 Nickel, ppm 0,9 2,8 169 42 39 Vanadium, ppm 1,0 3,1 354 86 76 Fer, ppm 0,6 0,6 43 11 6 H/C atomique 1,47 1,41 0,86 1,30 1,28 Carbone RAMS, %-p 8,2 14,4 70,4 25,4 26,6 CCR, %-p 10,3 13,8 71,5 26,6 26,7 API 14,1 7,9 (-24,5) (2,6) 2,6 t CA 33,8 38,3 73,9 45,0 44,8 1000- (538 C-),%-p 25 11 - 14 18 Bille et anneau, "F 112 95 377 - 112 C 44 35 192 - 44 Viscosité, cSt(mn/s) à 210 F (98,9"C) 70 128 - - 764 à 275"F (135"C) 20 31 - - 101 Insolubles,-p, C5 2,3 3,6 96,5 25,9 24,3 C7 1,9 2,5 93,7 24,7 16,5 Exemple 2 Le résidu de fond de tour sous vide RHU-VTB de l'Exemple 1 a été désasphalté dans des conditions de marche analogues à celles qui ont été décrites ci-dessus.Cet exemple suit la présente invention, et utilise une huile clarifiée DCO dont une partie importante a un point d'ébullition supérieur à environ 454"C (850"F), qui contient des fines catalytiques et est introduite dans le mélangeur 128 (Fig. 3). Les propriétés des produits obtenus sont présentées sur le Tableau 2 TABLEAU 2 Huile Resine Asph. Charge SProduits Mesuré Rendement, *-p 64 11 25 - Carbone, *-p 87,86 87,95 89,21 88,21 88,12 Hydrogène, *-p 10,19 9,33 6,17 9,09 9,05 Soufre, %-p 1,52 1,85 3,78 2,12 1,83 Azote, zip 0,36 0,46 0,98 0,53 0,53 Nickel, ppm 0 0 161 40 41 Vanadium, ppm 0 4 393 99 108 Fer, ppm 0 0 73 18 22 H/C atomique 1,38 1,26 0,82 1,23 1,22 Carbone RAMS, *-p 7,9 18,2 67,3 24,0 26,0 CCR, *-p 9,8 18,5 67,5 25,2 25,3 API 8,6 3,3 (-18,4) (1,2) (1,2) Bille et anneau, "F 127 116 361 - 110 C 53 47 183 - 43 Viscosité, cSt à 210 F (98,9"C) 63 271 - - 591 à 275"F (135"C) 18 47 - - 80 Insolubles, %-p, C5 1,6 5,9 86,6 23,3 20,5 C7 0,6 3,5 80,5 20,9 15,8 Exemple 3 L'Exemple 3 présente l'efficacité du procédé de la présente invention pour éliminer les fines de catalyseur. Le résidu de fond de tour sous vide RHU-VTB et l'huile clarifiée DCO dont une partie importante a un point d'ébullition supérieur à environ 454"C (850cl) ont été traités à l'aide d'un désasphalteur par extraction aux solvants, à deux étages, tel que présenté sur la Figure 3. On a utilisé comme solvant du pentane, et les conditions ont été les mêmes que dans l'Exemple 2. On a mesuré la quantité d'asphaltènes récupérée et la quantité de mélange huile clarifiée DCO-huile-résine, pour déterminer la quantité de silice et d'alumine éliminées de la charge. TABLEAU 3 Teneur en silice et en alumine des produits provenant de RHU-VTB/DCO 850"F+ (454"C+) Silice (oxyde) Alumine (oxyde) SiO2ppm t du total A1203 ppm t du total Charge (4) 323+16 - 478+34 - Asphaltenes (5) 800+280 62+22 1032+282 54+15 Huiles/résines(2) gl4 2+1 0,6t0,l 0,1+0,02 Chiffres entre parenthèses = moyenne sur ... essais) Comme le montre le Tableau 3, la teneur du courant huiles/résine en silice est inférieure à 9 + 4 ppm quand le composé de départ contient 323 + 16 ppm de silice, et la teneur en alumine des huiles/résines était de 0,6 + 0Z1 ppm quand le composé de départ contient 478 + 34 ppm d'alumine. Exemple 4 On a mélangé dans une cuve mélangeuse 1170 kg (2579 lb, 6 fûts) de résidu RHU-VTB et 704 kg (1551 lb, 4 fûts) d'huile clarifiée DCO provenant d'un Texas City &num; 3 FCU. L'huile clarifiée DCO présentait une partie importante ayant un point d'ébullition supérieur à environ 260 C (500"F). Une partie de la charge ci-dessus a été traitée par le procédé décrit ci-dessus et représenté sur la Figure 3. L'huile désasphaltée (DAO) obtenue par la ligne 146 du deuxième séparateur 132 a été analysée, de même que l'asphaltène obtenue de la ligne 94 du premier séparateur. L'huile dés asphaltée DAO contenait le mélange huile clarifiée DCOrésine-huile mentionné ci-dessus. On a obtenu comme rendement moyen 10,5 % en poids d'asphaltène et 89,5 % en poids d'huile désasphaltée DAO. La présence de l'huile clarifiée a réduit avantageusement le rendement en asphaltènes. Le résidu RHU VTB utilisé dans cet essai avait une teneur en carbone RAMS légèrement inférieure à celle du résidu RHU-VTB utilisé au cours des essais précédents (22,5 contre 26,6 % en poids). On s'attend donc à ce que le rendement en asphaltènes soit un peu plus faible. Sur la base des résultats antérieurs relatifs aux résidus hydrocraqués, le rendement prévu en asphaltène de RHU-VTB est de 19 % en poids (contre 24 t en poids dans les essais précédents). L'essai de la présente invention, utilisant une charge mixte, a en fait donné un rendement global de 10,5 % en poids d'asphaltènes, ou de 16,8 % en poids par rapport au résidu RHU-VTB (en supposant l'absence d'asphaltènes provenant de l'huile clarifiée). Si, pour rester prudent, on suppose que l'huile clarifiée a donné 3 % d'asphaltènes, le rendement effectif en asphaltènes, à partir des résidus RHU-VTB, est de 15 % en poids, c'est-à-dire 20 % de moins que la valeur prévue en l'absence d'un effet de co-solvant. Le Tableau 4 présente les résultats obtenus pour un échantillon des asphaltènes produits dans cet exemple. Les propriétés sont, à de nombreux points de vue analogues à celles mesurées sur des asphaltènes provenant des fonds d'une tour sous vide d'une unité d'hydrotraitement des résidus (RHU-VTB), sans présence d'huile clarifiée, sauf que la teneur en soufre est plus faible (qui traduit la teneur en soufre plus basse du RHU-VTB utilisé comme charge) et le rapport H/C un peu plus faible (0,82 contre 0,86). La valeur plus faible du rapport H/C montre que les asphaltènes éliminés sont plus aromatiques et moins souhaitables en tant que charge d'unité d'hydrotraitement. TABLEAU 4 Echantillon d'asphaltène Carbone, B en poids 89,63 Hydrogène, B en poids 6,15 Soufre, % en poids ~ 2,05 Azote, % en poids 0,97 H/C 0,82 RAMS, % en poids 71,4 % CA (RMN) 77,4 Cendres oxydées, % en poids 0,8 Humidité, % en poids 0,1 O matières volatiles, * en poids 55,2 Par référence au Tableau 5, la présence de l'huile clarifiée modifie d'une manière significative les propriétés de l'huile désasphaltée DAO par rapport à une huile désasphaltée DAO provenant des résidus RHU-VTB seuls. Comme prévu, l'huile clarifiée diminue la quantité d'azote, le rapport H/C, le carbone RAMS et la densité API.Elle augmente le caractère aromatique, ce qui donne un meilleur solvant pour ce qui est de réguler la quantité de solides charbonneux dans l'unité d'hydrotraitement des résidus RHU. TABLEAU 5 Propriétés de l'huile désasphaltée DAO Carbone, % en poids 8,52 Hydrogène, % en poids 9,42 Soufre, % en poids 1,42 Azote 0,34 Ni, ppm V, ppm Fe, ppm H/C 1,28 Carbone RAMS 7,83 % CA (RMN) 50,3 Densité API 5,7 Huiles 32,7 Résine 66,9 Asphaltènes 0,4 Viscosité 22,92 cST tmm2/sj à 100C 8,35 cSt imn2/s) à 1350C L'une des fonctions principales de la présente invention consiste à éliminer de l'huile clarifiée les fines de catalyseur ayant un effet d'érosion. Les fines de catalyseur vont être entraînées avec le courant d'asphaltènes, en laissant l'huile désasphaltée relativement sans fines. La meilleure estimation dit que l'on obtient un taux d'élimination de 99 t des fines de catalyseur avec les asphaltènes. Les rendements et qualités de l'huile désasphaltée extraite aux solvants SEU, des résines et des asphaltènes varient fortement avec le solvant utilisé pour le désasphaltage et les conditions de désasphaltage. Cependant, les intervalles de propriétés donnés pour l'huile désasphaltée extraite aux solvants, les résines désasphaltées et les asphaltènes dérésinés, conviennent à un large ensemble de conditions d'utilisation des désasphalteurs. I1 est bien entendu qu'il est possible d'ajuster quelque peu, par une modification des conditions de traitement dans le désasphalteur, la qualité de l'huile désasphaltée, de la résine désasphaltée et des fractions asphaltènes dérésinées. Cet ajustement est analogue à une élévation ou à un abaissement des points de coupe d'une tour de distillation quand on veut obtenir les qualités de produits souhaitées. Bien entendu, l'invention n'est pas limitée aux exemples de réalisation ci-dessus décrits et représentés, qui représentent des exemples de réalisation de l'invention, à partir desquels on pourra prévoir d'autres modes et d'autres formes de réalisation sans pour autant sortir du cadre de l'invention. Revendications 1. Procédé de désasphaltage d'un résidu par extraction aux solvants et élimination presque complète des fines de catalyseur de craquage se trouvant dans l'huile clarifiée contenant ces fines caractérisé en ce qu'il~~-nEr-d les étapes consistant à mélanger au résidu une huile clarifiée contenant des fines de catalyseur de craquage pour obtenir un mélange d'huile clarifiée et d'un résidu ;; à mélanger un solvant hydrocarboné non aromatique en C3-C7, ou des mélanges de tels solvants, avec le mélange huile clarifiée-résidus en amont d'un premier séparateur ou dans un premier séparateur à maintenir dans le premier séparateur des conditions prédéfinies de température et de pression pour former une phase asphaltène à haute teneur en fines et une phase huile clarifiée-résine-huile-solvant dans le premier séparateur à récupérer du premier séparateur une phase asphaltène à haute teneur en fines à récupérer du premier séparateur un mélange huile clarifiée désasphaltée à basse teneur en fines-résine-huilesolvant ; à introduire dans un deuxième séparateur le mélange dés asphalté ; à maintenir le deuxième séparateur dans des conditions prédéfinies de température et de pression pour former dans le deuxième séparateur une phase solvant et une phase huile clarifiee-résine-huile ;et à récupérer du deuxième séparateur un mélange huile clarifiée à basse teneur en fines et pratiquement désasphaltée-résine-huile-solvant. 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes supplémentaires consistant à récupérer le solvant du deuxième séparateur et à mélanger le solvant récupéré à l'huile clarifiée et au résidu en amont du premier séparateur ou dans le premier séparateur. 3. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le résidu a subi un hydrotraitement avant d'être mélangé à l'huile clarifiée. 4. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'une partie importante de l'huile clarifiée a un point d'ébullition supérieur à environ 454"C (850"F). 5. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'une partie importante de l'huile clarifiée a un point d'ébullition supérieur à environ 260"C (500"F). 6. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le résidu est un résidu de fond de tour sous vide obtenu à partir d'un brut à haute teneur en soufre. 7. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le solvant est choisi dans le groupe comprenant le butane le pentane, leurs isomères et leurs mélanges. 8. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes supplémentaires consistant à récupérer du deuxième séparateur un mélange huile clarifiée désasphaltée-résine-huile ; et à renvoyer en recyclage une partie du mélange huile clarifiée-résine-huile dans une unité d'hydrotraitement de résidus, sous forme de matières premières pour unité d'hydrotraitement. 9. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le mélange huile clarifiée désasphaltée-résine-huile-solvant contient moins d'environ 20 parties par million de silice et moins d'environ 20 parties par million d'alumine. 10. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la pression dans le premier séparateur est maintenue approximativement entre la pression de vapeur du solvant et la pression critique du solvant, la température dans le premier séparateur étant maintenue entre environ 65"C et approximativement la température critique du solvant.