Brevet FR2885134A1 — publié le 20061103

Domaine de l'invention La présente invention concerne l'industrie du pétrole, et l'utilisation des résidus lourds soufrés de raffinerie. Le pétrole est traditionnellement traité en raffinerie de pétrole par un ensemble d'opérations de fractionnement et de conversion chimique pour produire un ensemble de produits finaux commerciaux répondant à des normes ou spécifications techniques bien précises, par exemple des intervalles de distillation, des teneurs en soufre, des indices techniques caractéristiques tels que l'indice d'octane ou l'indice diesel, etc... Les principaux produits finaux commerciaux sont le naphta pétrochimique, l'essence, le kérosène, le gazole (appelé aussi carburant diesel), le fioul domestique, ainsi que différentes catégories de fiouls plus ou moins soufrés, de bitumes routiers, de gaz de pétrole liquéfiés, et parfois d'autres produits: huiles lubrifiantes, solvants, paraffine, combustible pour turbine à gaz, etc... Une raffinerie de pétrole produit donc un nombre relativement important de produits finaux commerciaux, à partir d'un certain nombre de pétroles bruts, choisis en fonction de leur composition et de leur prix. L'évolution des marchés d'une part, notamment la concurrence croissante du gaz naturel, et des spécifications sur les rejets d'installations de combustion d'autre part (rejets d'oxydes de soufre, d'oxydes d'azote, de particules solides, notamment en Europe) conduisent à pénaliser fortement les débouchés de fiouls lourds soufrés, par exemple de fioul lourd à au plus 3.5 % ou 4 % de soufre. Les raffineurs sont donc confrontés à un problème technique très important, celui de l'utilisation des résidus soufrés de raffinerie, compte tenu des dispositions réglementaires. Ces fuels soufrés sont typiquement excédentaires et de nombreux pays tendent à limiter la teneur en soufre des fuels à 1 % de soufre et à l'avenir à 0, 5% voire 0,3%. Une autre tendance de l'utilisation des produits pétroliers est une tendance à l'accroissement de la consommation en distillats moyens et en essence au détriment du fuel, l'augmentation de la consommation en distillats moyens étant en tendance plus importante que celle en essence. L'invention concerne un procédé de pré-raffinage de pétrole, typiquement en région de 30 production, permettant d'obtenir en tant que produits finaux (de préraffinage) un ou plusieurs pétroles de qualité améliorée. Ces pétroles (préraffinés) sont typiquement évacués, commercialisés et transférés vers des raffineries pour leur raffinage. 2 2885134 Art antérieur Le demandeur a déjà proposé dans la demande de brevet FR-04/02.088 d'utiliser du gaz de gisement, typiquement peu onéreux, pour pré-raffiner un pétrole conventionnel, et produire typiquement d'une part un pétrole Pa à basse teneur en soufre et sensiblement exempt d'asphaltènes, et d'autre part un pétrole Pb résiduaire (comprenant les asphaltènes de départ, en partie convertis par un traitement hydrogénant). Le pétrole Pa produit donnera, après raffinage, très peu ou pas du tout de fuel soufré, et peut avoir une teneur élevée en distillats moyens de plus en plus demandés par le marché. C'est un pétrole de grande qualité. Le pétrole Pb comprend typiquement des fractions de qualité inférieure, et notamment les asphaltènes résiduels. Le procédé prévoit aussi de co-produire éventuellement des produits pétroliers finaux commerciaux: naphta, gazole etc... Ce procédé de l'art antérieur produit donc un pétrole Pa de grande qualité demandé par le marché. Il demeure cependant un besoin pour améliorer encore le procédé de pré-raffinage, notamment réduire la quantité de pétrole résiduaire Pb et/ou la teneur en soufre de ses fractions lourdes, avec des volumes réactionnels faibles pour réduire l'investissement de l'unité de pré-raffinage. l'adéquation au marché et la qualité du pétrole de haute qualité proposé, pour répondre au besoins du marché et augmenter la valorisation du produit proposé. On connaît également, par la demande de brevet US 10/369,869 un procédé très performant de conversion de résidus convertissant séparément de l'asphalte pur (à 65% de conversion) et de l'huile désaphaltée à 90% de conversion, pour obtenir une conversion globale du résidu de près de 80% poids. Ce procédé décrit un procédé d'hydroconversion en lit bouillonnant, typiquement à 2 réacteurs en série (figure et description de cette figure). On connaît également un procédé d'hydroconversion d'asphalte pur décrit dans le brevet FR-2 396 065. La conversion en produits bouillant en dessous de 524 C (ou en distillat sous vide et plus légers) n'est pas connue, et le procédé décrit n'utilise qu' un seul réacteur d'hydroconversion d'asphalte. Résumé de l'invention L'invention propose un procédé de pré-raffinage de pétrole brut, généralement 35 conventionnel, permettant de produire au moins deux pétroles pré-raffinés Pa et Pc, dont Pa 3 2885134 qui est un pétrole de haute qualité, non asphalténique (sensiblement exempt d'asphaltènes), qui donnera après raffinage, beaucoup de produits de haute valeur (naphta, essence, distillats moyens). Au contraire, Pc est un pétrole résiduaire (ayant un résidu contenant des asphaltènes), et donnera après raffinage des quantités notables de fuel. Selon une caractéristique essentielle de l'invention, on réalise une conversion en lit bouillonnant d'un courant asphalténique lourd ASF, qui est typiquement un courant à très haute concentration d'asphaltènes vierges. ASF comprend généralement au moins 40% et le plus souvent au moins 50% poids d'asphalte vierge (le terme vierge signifiant qu'il s'agit de composés directement issus de pétrole brut, qui n'ont pas été craqués ni hydrotraités). Contrairement à l'art antérieur, on a trouvé de façon surprenante, qu'une conversion poussée de l'asphalte (> 60%, par exemple 65% ou plus) était certes possible et réalisable, notamment en utilisant au moins 2 réacteurs en série, pa'r exemple 2, ou 3 ou 4 réacteurs en série (voire plus), mais que cette conversion poussée, naturellement recherchée par le raffineur car conforme à l'évolution du marché, n'était pas souhaitable et que la conversion marginale au dela d'environ 56 % de conversion donne des avantages limités en terme d'incréments de produits valorisables et d'évolution de la qualité des produits (notamment soufre, azote et métaux dans les effluents), mais requiert par contre des volumes réactionnels supplémentaires et une consommation d'hydrogène étonnamment élevés. En d'autres termes, on a trouvé qu'il était plus intéressant, dans un volume réactionnel donné, d'alimenter une quantité de charge notablement plus importante, ce qui se traduit par une baisse de la conversion et de la désulfuration (qui sont pourtant recherchées), mais à une forte augmentation de la quantité totale de produits distillables produits (moins en concentration mais plus en quantité) ainsi que de la quantité totale de soufre éliminé (sous forme d'H2S). On a trouvé également qu'il était avantageux de conserver au moins 2 et de préférence au moins 3 étapes d'hydroconversion en série bien que la recherche d'une conversion relativement faible rende cette option a priori peu logique. On a également trouvé qu'il était plus intéressant de réaliser un traitement de l'huile désasphaltée typiquement séparée avec un hydrotraitement notable mais une conversion moyenne et non pas de l'ordre de 90%. Selon l'une des variantes caractéristiques préférées de l'invention, la DAO résiduelle à basse teneur en soufre (hydrotraitée de façon importante), est alors disponible en quantité suffisante pour à la fois fournir un appoint à basse teneur en soufre à l'effluent d'hydroconversion du courant ASF (pour compenser sa teneur en soufre relativement haute), et d'autre part constituer l'un des composants du pétrole non asphalténique de haute qualité Pa. 4 2885134 Enfin, on a trouvé qu'on obtenait de bons résultats d'hydroconversion, et un meilleur comportement hydrodynamique du premier réacteur, ne nécessitant typiquement pas de gestion particulière des conditions de fluidisation gaz, si l'on utilisait un diluant approprié pour fluidifier l'asphalte contenu dans ASF. Description détaillée de l'invention L'invention propose un procédé de pré-raffinage de pétrole, permettant de produire, à partir d'un pétrole brut P (ou de plusieurs pétroles P1, P2, . ..) au moins 2 pétroles Pa et Pc, voire 3 pétroles préraffinés Pa, Pb, Pc. Pa et Pb sont typiquement des pétroles de haute qualité, c'est à dire des pétroles sensiblement exempts d'asphaltènes, alors que Pc est un pétrole résiduaire comprenant des asphaltènes. Le procédé peut également produire éventuellement plus de 3 pétroles pré-raffinés, par exemple 3 pétroles exempts d'asphaltènes, voire plus. II peut également produire 2, ou 3 pétroles résiduaires (contenant des asphaltènes) voire plus. On ne sortirait pas non plus du cadre de l'invention si le procédé permettait de co-produire des produits finaux ou raffinés: fuel, naphta, kérosène, gazole, fuel domestique, huiles ou bases d'huiles etc... Le (ou les) pétrole brut P est typiquement conventionnel, par exemple de l'arabe léger, mais on peut aussi utiliser tout type de pétrole brut, conventionnel, lourd, asphaltique, et 20 notamment tout pétrole de degré API compris entre 5 et 50. Le procédé utilise un fractionnement du pétrole P par au moins distillation initiale (dite "atmosphérique"), et généralement une distillation sous vide. La distillation initiale sépare de façon préférée au moins 2 fractions, l'une relativement plus riche en distillats moyens et l'autre relativement plus riche en naphta (ou au moins ayant des ratios naphta/distillats moyens différents. Le procédé comprend également typiquement au moins une unité d'hydrotraitement HDT ou de conversion, notamment d'hydrocraquage de distillat sous vide VGO. II comprend unité de désasphaltage de résidu atmosphérique ou de résidu sous vide et une unité d'hydrotraitement et/ou d'hydrocraquage de l'huile désasphaltée DAO produite. Enfin, il comprend une unité d'hydroconversion d'une charge très lourde, ASF, comprenant au moins 50% poids d'asphalte vierge, et généralement sensiblement pas, ou pas d'asphalte non vierge (déjà hydroconverti et recyclé). De façon générale, l'invention propose un procédé de pré-raffinage d'au moins un pétrole 35 brut P, comprenant: 2885134 - au moins une première étape F1 de fractionnement par distillation initiale PRE-DIST pour produire un premier résidu asphalténique R1 et au moins un premier courant (léger) non asphalténique E1; - au moins une deuxième étape F2 de fractionnement d'au moins une partie ou fraction de R1 par désasphaltage SDA avec un solvant hydrocarboné de poids moléculaire moyen typiquement supérieur à 50, pour produire au moins: d'une part un deuxième courant non asphalténique E2 comprenant au moins 50% poids de l'huile désasphaltée vierge comprise dans le résidu R1 (calculée comme si la totalité du résidu R1 était désasphaltée dans les mêmes conditions), et d'autre part de l'asphalte vierge AS, dans lequel on alimente un courant asphalténique lourd ASF comprenant au moins 40% poids, ou au moins 45% poids, et typiquement au moins 50% poids d'asphalte vierge AS (et typiquement au plus 95%, ou au plus 90% d'asphalte vierge AS ou d'asphalte total en cas de recyclage) dans une unité RHDC d'hydroconversion de résidus en lit bouillonnant comprenant au moins deux étapes d'hydroconversion en série dans au moins deux réacteurs en lit bouillonnant en série, le débit de courant asphalténique lourd étant suffisamment élevé, et ces deux réacteurs étant dimensionnés en fonction de ce débit de façon à ce que la conversion de la charge ASF en produits bouillant en dessous de 524 C (par distillation TBP, de même que pour tous les points de coupe mentionnés dans la présente demande, sauf mention contraire) soit supérieure à 30% poids mais inférieure à 56 % poids, pour obtenir un effluent d'hydroconversion HAS asphalténique de teneur en soufre de la fraction non distillable à 524 C réduite par rapport à ASF, et l'on produit au moins un pétrole pré-raffiné asphalténique Pc comprenant la plus grande partie au moins des asphaltènes résiduels compris dans HAS. Le terme "conversion de la charge en produits bouillant en dessous de 524 C" désigne le pourcentage de ces produits lourds (524 C et plus) qui sont convertis en produits plus légers, par rapport aux produits lourds (524 C et plus) initialement contenus dans la charge. On peut réunir toutes les coupes issues de P (typiquement avec hydrotraitement ou hydrocraquage du distillat sous vide VGO et optionnellement hydrotraitement des distillats moyens) dans un unique pétrole résiduaire asphalténique Pc. Toutefois, de façon préférée, on produit à partir des coupes non asphalténiques issues de P, optionnellement après traitement(s) catalytique(s) hydrogénant(s) , au moins un pétrole pré-raffiné non asphalténique Pa. Ces coupes peuvent être hydrocraquées et/ou hydroconverties et/ou hydrotraitées (chacune séparément pouvant être optionnellement 6 2885134 traitée selon l'une des variantes possibles de traitement catalytique hydrogénant, ce terme étant explicité plus loin). ASF est une charge très lourde: Le solvant utilisé est de préférence relativement lourd (notablement plus lourd que le propane) et produit donc un asphalte concentré en asphaltènes. Les solvants utilisables comprennent tous les hydrocarbures principalement paraffiniques, (éventuellement oléfiniques) ayant de 3 à 7 atomes de carbone. Mais de façon très préférée ils comprennent des mélanges propane-butane, le butane, le pentane, l'hexane, l'heptane, l'essence légère ainsi que les mélanges obtenus à partir des solvants précités. Les solvants préférés comprennent le butane, le pentane, l'hexane et leurs mélanges. Les solvants très préférés comprennent le butane, le pentane et leurs mélanges. L'opération de désasphaltage SDA au solvant peut être opérée dans des conditions conventionnelles: On peut ainsi se référer à l'article de BILLON et autres publié en 1994 dans le volume 49, N 5 de la revue de l'Institut Français du Pétrole P 495 à 507, au livre "Raffinage et conversion des produits lourds du pétrole" deJ.F. Le Page, S.G. Chatila et M. Davidson, Editions TECHNIP, p 17-32, ou à la description donnée dans le brevet FR-B-2 480 773 ou dans le brevet FR-B-2 681 871 ou dans la demande de brevet US-A-4,715,946. Le désasphaltage peut notamment être effectué à une température comprise entre 60 C et 250 C avec l'un des solvants précités, éventuellement additionné d'un additif. Les solvants utilisés et les additifs sont notamment décrits dans les documents précités et dans les documents de brevet US-A- 1,948,296; US-A2,081,473; US-A-2,587,643; US-A-2,882,219; US-A-3,278,415 et US-A-3, 331, 394. On peut récupérer le solvant par vaporisation ou distillation ou par le procédé opticritique, c'est-à-dire dans des conditions supercritique. Le désasphaltage peut être réalisé dans un mélangeur-décanteur ou dans une colonne d'extraction. Comme il a déjà été mentionné, la conversion RHDC en lit bouillonnants en série de ASF est conduite de façon relativement modérée, voire même très basse pour un procédé à plusieurs étapes et réacteurs en série, par l'utilisation d'un débit relativement élevé de charge et/ou un volume réactionnel relativement faible vis-à-vis du débit d'alimentation. Ceci permet, au prix d'une perte relativement faible sur les objectifs recherchés (désulfuration notamment) de réduire de façon importante le volume réactionnel (donc les investissements) ainsi que la consommation d'hydrogène. 7 2885134 La pression utilisée pour l'hydroconversion du courant ASF est typiquement comprise entre 12 et 26 MPa, notamment entre 14 et 21 MPa. La température est typiquement comprise entre 340 C et 460 C, le plus souvent entre 390 C et 450 C. Il convient de noter que l'on n'utilise pas de conditions opératoires douces, mais relativement sévères, typiquement à une température maximale permettant de contrôler les réactions et d'éviter un taux de réactions secondaires défavorables (condensation) trop élevé ainsi qu'une désactivation trop rapide du catalyseur par cokage. Le taux de conversion par unité de volume de réacteur est donc relativement élevé, et la conversion finale n'est modérée que parce que le volume réactionnel est relativement faible vis-à-vis du débit de charge ASF. La vitesse pondérale d'introduction de la charge par étage réactionnel (ou par réacteur) est typiquement d'au moins 0,54 h-' ou même d'au moins 0,7 h-' et le plus souvent d'au moins 1,08 h-' ou même au moins 1,4 h-' (exprimée en kg/h de charge ASF alimentée au réacteur considéré par kg de catalyseur dans le réacteur). Cette vitesse pondérale est choisie suffisamment élevée pour que la conversion soit modérée et telle que souhaitée. Elle est typiquement inférieure à 5 h-', par exemple comprise entre 0,7 h-' et 5 h-', notamment entre 1,08 h-'et 4 h-', en particulier entrel,4 h-'et 3 h-'. Le comportement inattendu de la charge ASF très riche en asphaltènes vierges vis-à-vis de l'hydroconversion à des niveaux de conversion élevés pourrait s'expliquer de plusieurs façons, sans pour cela lier l'invention à l'une quelconque de ces interprétations: - D'une part, après le craquage initial (et au delà de conversions d'environ 50%), l'asphalte préconverti devient plus réfractaire. D'autre part la relative pauvreté de la charge en huile désasphaltée DAO (ou l'absence de DAO) fait que le milieu réactionnel ne trouve plus, a contrario d'une charge de résidu typique (résidu atmosphérique ou sous vide), de composés du type de ceux de la DAO susceptibles de craquer de façon notable, et de se substituer à l'asphalte pour continuer le craquage. - D'autre part l'absence ou la faible quantité de ces composés de DAO, typiquement naphténoaromatiques ne fournit pas en quantité suffisante de donneurs d'hydrogène captant les radicaux libres de craquage. Ces donneurs d'hydrogène, présents dans l'asphalte vierge, sont de plus en plus rares après une conversion même assez limitée. Le milieu réactionnel se trouve donc appauvri en composés donneurs d'hydrogène susceptibles de tempérer les réactions secondaires. La charge étant très concentrée en produit lourds les réactions néfastes de condensation d'aromatiques polynucléaires lourds ne sont donc que peu inhibées. Il en résulte une 8 2885134 évolution peu favorable des rendements, de la qualité des produits (soufre, rapport H/C, azote) et une tendance accrue à la désactivation du catalyseur par cokage. Ainsi il apparaît que l'utilisation d'une concentration d'asphalte vierge dans la charge d'hydroconversion, si elle permet d'utiliser des réacteurs de faible volume pour une quantité d'asphaltènes (et de pétrole brut) donnée, produit des effets non attendus au niveau de l'hydroconversion. Ces effets sont cependant largement neutralisés selon l'invention. La conversion typique de la charge ASF en composés bouillant en dessous de 524 C (par rapport aux produits initiaux bouillant à au moins 524 C) est donc selon l'invention limitée, généralement à au plus 58% poids, typiquement à au plus 56% poids (par exemple entre 30% et 56% poids) et généralement au plus 54 % poids (par exemple entre 32% et 54% poids). Les conversions préférées sont d'au plus 52% poids, ou même au plus 50% poids voire au plus 48% poids ou au plus 46% poids. La conversion minimale typique est d'environ 30% poids, ou 32%poids ou 34% poids. On pourra notamment utiliser une conversion comprise entre 34 et 52 % poids, notamment entre 36 et 50% poids. La convention minimale de 30% poids ne doit pas être considérée comme un seuil ou se produit un effet technique favorable, mais comme une limite que l'on considère comme minimale pour effectuer une hydroconversion. En dessous de cette limite, on considère que la charge est insuffisamment transformée. D'autre part, on ne peut augmenter de façon indéfinie le débit de charge (ce qui conduirait à des conversions en dessous de 30%) car les investissements de fractionnement deviennent alors prépondérants. On ajuste donc le débit de charge (ou le volume des réacteurs) pour que la conversion soit dans la plage souhaitée, compte tenu des conditions opératoires. Pour un volume réactionnel donné, une augmentation du débit de charge réduit la conversion. De façon très préférée, et bien qu'une conversion faible soit recherchée, ASF est hydroconverti dans une unité d'hydroconversion de résidus RHDC comprenant au moins 3 étapes d'hydroconversion en série dans au moins 3 réacteurs en lit bouillonnant en série, par exemple 3 au 4 réacteurs en série. On a trouvé que pour les charges ASF très chargées en asphaltènes selon l'invention, l'utilisations de 2, 3 ou 4 (voire plus) étapes et réacteurs en série permettait de combattre efficacement la perte de performances en désulfuration résultant de l'utilisation d'une basse conversion. La conversion moyenne par réacteur en composés bouillant en dessous de 524 C est typiquement inférieure à 28% poids, souvent à 22%, ou 19% voire 17% poids. La conversion moyenne par réacteur en composés 9 2885134 bouillant en dessous de 340 C (gasoil et composés plus légers) est typiquement inférieure à 15% poids, souvent à 12%, ou 10% voire 8% poids. Selon l'une des variantes préférées de l'invention, on hydrotraite et/ou hydrocraque et/ou hydroconvertit (HDC) E2 sous une pression d'au moins 8 MPa, avec une conversion en produits bouillant en dessous de 524 C d'au plus 80 % poids, pour obtenir un effluent comprenant une fraction notable d'huile désasphaltée hydrotraitée HDAO de teneur en soufre réduite d'au moins 50% par rapport à la teneur en soufre de la fraction de HAS (l' effluent d'hydroconversion de ASF) bouillant au dessus de 524 C, on mélange à au moins la majeure partie de HAS un courant comprenant une première fraction F1 de cette huile désasphaltée hydrotraitée HDAO pour produire un pétrole (pré-raffiné) asphalténique Pc et on mélange une deuxième fraction F2 de cette huile désasphaltée hydrotraitée HDAO, optionnellement après hydrotraitement complémentaire, avec d'autres courants non asphalténiques issus de P, éventuellement hydrotraités et/ou hydroconvertis et/ou hydrocraqués pour obtenir un pétrole pré-raffiné non asphalténique Pa. La conversion de E2 est généralement d'au plus 75%, et de façon préférée d'au plus 70% ou au plus 60% ou au plus 50% poids, pour accroître la quantité d'huile désasphaltée résiduelle HDAO disponible, et généralement d'au moins 40% (par exemple comprise entre 45% et 70% poids). Elle peut être menée en général en lit bouillonnant, typiquement à pression notablement plus basse que pour l'hydroconversion de ASF, et généralement entre 8 et 13 MPa. On peut également réaliser une hydroconversion ou un hydrotraitement en lit fixe sous une pression similaire, ou même réaliser un enchaînement hydrotraitement HDT en lit fixe puis hydroconversion HDC en lit bouillonnant, ou l'enchaînement inverse HDC + HDT. La vitesse pondérale d'introduction de la charge par étage réactionnel (ou par réacteur) est typiquement d'au moins 0,54 h-' ou même d'au moins 0,7 h-' et le plus souvent d'au moins 1,08 h.' ou même au moins 1,4 h-' (exprimée en kg/h de charge E2, ou éventuellement E2 additionnée alimentée au réacteur considéré par kg de catalyseur dans le réacteur). Cette vitesse pondérale est choisie suffisamment élevée pour que la conversion soit modérée et telle que souhaitée. Elle est typiquement inférieure à 12 h-', par exemple comprise entre 0,7 h-' et 10 h-', notamment entre 1,08 h"'et 6 h-', en particulier entrel,4 h-'et 5 h-'. Selon l'une des variantes préférées de l'invention, le courant asphalténique lourd ASF n'est pas composé d'asphalte pur mais comprend aussi d'autres composés moins lourds. Typiquement ASF comprend au plus 95% poids ou au plus 90% poids d'asphalte vierge AS ou d'asphalte total en cas de recyclage. Avantageusement ASF comprend au moins 10% ou 2885134 au moins 12%, voire au moins 15% poids (et généralement moins de 50%, voire moins de 40% ou de 35% poids) de composés bouillant en dessous de 524 C (typiquement vierges ou simplement hydrotraités), par exemple par la présence ou l'adjonction d'un diluant DIL bouillant essentiellement en dessous de 565 C, voire en dessous de 524 C. De façon préférée, ASF comprend, outre de l'asphalte vierge AS, au moins un diluant DIL liquide à température ambiante, et comprenant au moins 30% poids de composés issus de P bouillant en dessous de 340 C. On a en effet trouvé que cette présence ou adjonction d'un diluant relativement léger et fluide avait un effet favorable sur le fonctionnement du réacteur, en particulier sur le premier réacteur, et ce d'autant plus que le nombre de réacteurs en série est élevé (3 ou plus). Le fonctionnement du premier réacteur devient plus stable, plus semblable à celui des réacteurs suivants, et ne conduit pas à rechercher une fluidisation spécifique (débit de gaz accru pour obtenir une intensité de turbulence et une homogénéité du lit bouillonnant convenable). Le fonctionnement plus stable et homogène conduit à une amélioration des rendements. Avec un diluant DIL tel que défini précédemment ou ci-après on peut même augmenter la conversion et opérer jusqu' à 60% ou même 62% de conversion. Des conversions plus modérées restent cependant intéressantes. Les composés de DIL sont le plus souvent vierges ou simplement hydrotraités. De façon plus générale, ils sont typiquement issus de P, soit vierges, soit après un hydrotraitement, et/ou un hydrocraquage, soit après hydroconversion de DAO et/ou VGO avec ou sans hydrotraitement préalable ou postérieur. Les seuls traitement éventuels sont donc des traitements catalytiques hydrogénants du groupe constitué par les hydrotraitements HDT, les hydroconversions HDC de charges typiquement non asphalténiques, l'hydrocraquage HDK (doux, moyenne pression ou haute pression) et les combinaisons de ces traitements. L'utilisation de telles fractions pour le diluant peut surprendre: En effet celles-ci, pour des fractions légères sont très pauvres en composés naphténoaramatiques ou polyaromatiques précurseurs de naphténoaramatiques souhaités par la théorie (tels que ceux pouvant résulter dans le milieu réactionnel de l'utilisation de fractions de craquage catalytique LCO/HCO (huile cyclique légère/ lourde). On pense donc que l'effet bénéfique observé résulte principalement de l'effet de réduction de la viscosité du liquide dans le milieu réactionnel. Typiquement, le diluant DIL (par exemple comprenant essentiellement des fractions bouillant en dessous de 565 C (distillables) ou de 524 C) représente entre 3% et 40% poids par rapport à l'asphalte compris dans ASF. Généralement, DIL comprend entre 3% et 30% 11 2885134 poids, par rapport à l'asphalte compris dans ASF, de fractions issues de P vierges ou simplement hydrotraitées bouillant en dessous de 340 C. Selon une variante, DIL comprend une fraction de composition sensiblement identique à du pétrole P. DIL peut notamment comprendre, à raison de 4% à 40% poids par rapport à l'asphalte compris dans ASF, un courant constitué essentiellement de pétrole P dessalé. Ceci est intéressant car cela limite la quantité de pétrole à fractionner, ce pétrole non fractionné étant utilement converti. DIL pourrait aussi comprendre une fraction de pétrole dessalé étêté (parexemple P débarrassé de fractions en C5 (ou C6) et plus légères ou la fraction de P bouillant au dessus de 150 C), dans les mêmes proportions que cité précédemment. On pourrait aussi utiliser le mélange de distillats moyens bouillant principalement en dessous de 340 C et d'une fraction de P telle que cité précédemment. Selon l'invention, Pa, Pc (et éventuellement Pb), sont des pétroles, produits finaux du 15 procédé de pré-raffinage destinés chacun à être utilisés en tant que charge de distillation initiale d'une ou typiquement plusieurs raffineries de pétrole: Pa, Pc, ( et Pb) sont des produits finaux du procédé de pré-raffinage. Mais ce sont des charges conventionnelles de raffinerie de pétrole et non des produits finaux ou des produits intermédiaires de raffinage, ou des produits finaux destinés à une utilisation directe particulière. Ils comprennent chacun typiquement au moins 6% poids de naphta N, au moins 10 % poids de distillats moyens MD (par exemple au moins 4% poids de kérosène]170 C / 250 C] et au moins 6% poids de coupe diesel]250 C / 360 C]), et au moins 10 % poids de distillat sous vide VGO. Généralement, on transporte séparément la plus grande partie au moins de Pa et de Pb par 25 canalisations et bateaux pétroliers en vue de leur utilisation comme charges de distillation initiale d'une ou typiquement plusieurs raffineries de pétrole. Description de la figure 1 On se réfère maintenant à la figure 1 qui présente un exemple non limitatif de schéma d' installation pour la réalisation du procédé selon l'invention. Un pétrole brut P, typiquement conventionnel (par exemple de l'arabe léger), est alimenté par la ligne 1 dans un dessaleur 2. Le pétrole dessalé alimente via la ligne 3 une colonne 12 2885134 de distillation préliminaire PRE-DIST, référencée 4 (souvent appelée distillation initiale ou distillation atmosphérique) fonctionnant typiquement sous une pression comprise entre 0,1 et 0,5 MPa. Cette colonne, qui peut réaliser éventuellement un fractionnement sommaire, produit un courant léger, typiquement de naphta et composés plus légers, par la ligne 30, un courant de distillats moyens MD, typiquement kérosène et coupe diesel par la ligne 5, et un courant de gasoil intermédiaire IGO par la ligne 6, pouvant comprendre des fractions bouillant principalement entre 340 C et 420 C. Ce gasoil intermédiaire, relativement lourd pour une colonne atmosphérique peut être obtenu grâce à un strippage important à la vapeur. La colonne 4 produit également un résidu atmosphérique par la ligne 7, qui alimente une colonne de distillation sous vide VAC-DIST référencée 8. Cette colonne, qui fonctionne typiquement sous une pression comprise entre 0,004 et 0,04 MPa, produit un courant de distillat sous vide VGO par la ligne 10, et un courant de résidu sous vide VR par la ligne 9. Elle peut également produire optionnellement un courant de distillat sous vide léger LVGO par la ligne 11. Le résidu sous vide VR est alimenté dans une unité SDA référencée 12 de désasphaltage au solvant (de préférence au pentane) pour produire une huile désasphaltée DAO circulant dans la ligne 13 et un courant d'asphalte AS évacué par la ligne 14. L'asphalte AS est mélangé à un courant de diluant DIL alimenté par la ligne 15. Ce courant comprend typiquement un courant de pétrole dessalé alimenté à partir de la ligne 3 via la ligne 15 et un courant de distillats moyens MD alimenté à partir de la ligne 5 via la ligne 22 et optionnellement un courant de gasoil intermédiaire IGO alimenté à partir de la ligne 6 via les lignes 23 et 22. DIL peut aussi comprendre du naphta N prélevé à partir de la ligne 30. Typiquement ASF comprend 20% poids de diluant DIL par rapport à l'asphalte vierge AS séparé au désasphaltage SDA et est constitué par le mélange de AS et DIL. Une composition typique de DIL est, par rapport à AS: 10% poids de pétrole brut P dessalé + 10% poids de distillats moyens bouillant entre 170 C et 340 C (ou 360 C). Le mélange ASF d'asphalte vierge AS et de diluant (asphalte fluxé) alimente alors l'unité RHDC d'hydroconversion en lit bouillonnant référencée 16. Cette unité comporte typiquement au moins 2, et de préférence au moins 3 réacteurs en lit bouillonnant agencés en série. En sortie de l'unité RHDC, l'effluent d'hydroconversion est additionné par plusieurs courants circulant dans les lignes 30c, 31 c, 32c, 33c, et 34c. Ces courants comprennent typiquement 13 2885134 du naphta N (ligne 30c), des distillats moyens MD hydrotraités (ligne 31c), du gasoil intermédiaire IGO hydrotraité ou hydrocraqué (généralement partiellement) (ligne 32c), du distillat sous vide VGO hydrotraité ou hydrocraqué (généralement partiellement) (ligne 33c), de l'huile désasphaltée hydrotraitée ou hydrocraquée (généralement partiellement) (ligne 34c). On reconstitue donc un pétrole (pré-raffiné) Pc à partir de l'effluent d'hydroconversion, qui comprend des fractions asphalténiques non converties, et de fractions non asphalténiques typiquement hydrotraitées ou hydrocraquées, donc à teneur en soufre réduite. Ce pétrole Pc a une teneur en soufre nettement plus faible que celle du pétrole initial P. Les fractions MD, IGO, VGO, DAO sont alors hydrotraitées et/ou hydrocraquées (typiquement partiellement) dans les unités H1 référencée 21, H2 référencée 20, H3 référencée 19 et H4 référencée 18. Typiquement, H1 (et souvent H2) est un hydrotraitement HDT, et H3 et H4 sont des unités d'hydrocraquage doux: M-HDK, moyenne pression: MPHDK, ou haute pression: HP-HDK. De préférence, H4 est un hydrocraquage en lit bouillonnant. Le courant léger circulant dans la ligne 30 est subdivisé en 3 courants élémentaires 30a, 30b, 30c. L'effluent de H1 circulant dans la ligne 31 est subdivisé en 3 courants élémentaires 31a, 31 b, 31c. L'effluent de H2 circulant dans la ligne 32 est subdivisé en 3 courants élémentaires 32a, 32b, 32c. L'effluent de H3 circulant dans la ligne 33 est subdivisé en 3 courants élémentaires 33a, 33b, 33c. L'effluent de H4 circulant dans la ligne 34 est subdivisé en 3 courants élémentaires 34a, 25 34b, 34c. A partir des courants 30a, 31a, 32a, 33a, et 34a on forme par mélange un pétrole pré-raffiné Pa. Pa est un pétrole sensiblement exempt d'asphaltènes puisque chacun de ses composants l'est aussi (les asphaltènes sont uniquement contenues dans le courant AS). C'est également un pétrole à très basse teneur en soufre puisque la plupart de ses composants sont désulfurés, et que le naphta, alimenté via la ligne 30a, est typiquement pauvre en soufre (on peut également l'hydrotraiter, en option). 14 2885134 De façon analogue, à partir des courants 30b, 31 b, 32b, 33b, et 34b on forme par mélange un pétrole pré-raffiné Pb. Pour les mêmes raisons que pour Pa, Pb est également un pétrole sensiblement exempt d'asphaltènes à très basse teneur en soufre. On détermine avantageusement les conversions des unités et la répartition des composants de Pa et Pb pour que Pa soit relativement riche en précurseurs d'essence et naphta, et relativement pauvre en distillats moyens: kérosène et coupe diesel alors que Pb, au contraire est un pétrole relativement plus pauvre en précurseurs d'essence et naphta, et relativement plus riche en distillats moyens. L'invention peut donc, avant de recomposer les pétroles Pa, Pb, Pc, mettre en oeuvre une ou plusieurs étapes catalytiques utilisant certains procédés bien connus de l'état de la technique, notamment des traitements désulfurants, sous pression d'hydrogène, qui consomment des quantités notables ou élevées d'hydrogène. Selon l'invention on appellera "traitement catalytique hydrogénant" un traitement comprenant au moins l'un des traitements définis ci-après et symbolisés par les appellations suivantes: HDT, HDC, HDK (qui couvre MHDK, MP-HDK et HP-HDK), RHDT, RHDC. Un traitement catalytique hydrogénant peut donc comprendre plusieurs de ces traitements, par exemple HDT + HDC ou HDC + HDT etc... On distingue donc les traitements catalytiques hydrogénants suivants: a) Les hydrotraitements (symboliquement désignés par le siqle HDT) de charges sans asphaltènes: Les hydrotraitements de distillats hydrocarbonés ou d'huile désasphaltée (charges sensiblement dépourvues d'asphaltènes) sont des procédés bien connus de l'état de la technique. Leur but principal est l'élimination au moins partielle de composés indésirables, typiquement de soufre, d'azote, éventuellement de métaux tels que le fer, le nickel ou le vanadium, etc... Ils sont aussi souvent utilisés pour l'hydrogénation d'aromatiques, généralement simultanément avec la désulfuration de la charge. Conventionnellement, pour celles parmi les charges précitées qui comprennent des composés bouillant au-dessus de 371 C, on appelle hydrotraitement un procédé dont la conversion de ces composés en composés de point d'ébullition inférieur à 371 C est inférieure ou égale à 20 % poids. Pour les procédés traitant les mêmes charges, mais avec une conversion supérieure à 20 % poids, on parlera d'hydroconversion (symboliquement désignés par le sigle HDC), ou d'hydrocraquage (symboliquement noté HDK), ces procédés étant présentés ci-après. 2885134 Les procédés d'hydrotraitement fonctionnent sous pression d'hydrogène, et utilisent des catalyseurs solides supportés, typiquement des solides granulaires ou des extrudés de dimension caractéristique (diamètre pour des billes ou diamètre équivalent (correspondant à la même section) pour des extrudés) compris entre 0,4 et 5 mm, notamment entre 1 et 3 mm, Les conditions opératoires, et en particulier la vitesse spatiale (VVH) et le rapport molaire hydrogène sur hydrocarbure (H2/HC) varient selon les coupes traitées, les impuretés présentes et les spécifications finales recherchées. Des exemples types et non limitatifs de conditions opératoires sont donnés dans le tableau 10 suivant: Coupe Point Vitesse Pressio Températur Rapport Consommatio de spatiale n d'H2 e début de H2/HC n d'H2 pétrolière coupe (h-1) (bar) cycle ( C) (Nm3/m3) (% masse) ( C) Naphta 70-180 4-10 5260-300 100 0,05-0,01 Kérosène 160-240 2-4 15-30 300-340 150 0,01-0,02 Diesel et Gasoil 230-371 1-3 20-40 320-350 150-300 0,3-0,8 Gasoil sous vide 371-565 1-2 40-70 360-380 300-500 0,4-0,9 Huile >565 0,5-1,5 50110 360-380 500-1000 0,5-1 désasphaltée Les catalyseurs d'hydrotraitement comprennent typiquement un métal, ou composé d'un métal du groupe VIB et d'un métal ou composé d'un métal du groupe VIII, sur un support. Les catalyseurs les plus courants sont composés d'un support oxyde et d'une phase active sous la forme de sulfure de molybdène ou de tungstène promu par le cobalt ou le nickel. Les formules communément employées sont les associations CoMo, NiMo et NiW pour la phase active, et l'alumine y de grande aire spécifique pour le support. Les teneurs en métaux sont souvent de l'ordre de 9 à 15 % poids de molybdène et de 2,5 à 5 % poids de cobalt ou de nickel. Certaines de ces formules catalytiques sont parfois dopées par le phosphore. D'autres supports oxydes sont employés tels que les oxydes mixtes de type silice-alumine ou titane-alumine. 16 2885134 Ces supports sont typiquement de faible acidité, pour obtenir des durées de cycle catalytique acceptables. Des exemples types de catalyseurs et d'hydrotraitement, notamment de coupes diesel, gasoil ou gasoil sous vide sont les catalyseurs HR448 et HR426 de la société française 5 AXENS. Lorsque des traces de métaux, notamment de nickel et de vanadium sont présentes dans la charge, on utilise avantageusement un support catalytique comprenant une porosité adaptée au dépôt de ces métaux. Un exemple d'un tel catalyseur est le HMC 841 de la société AXENS. Pour l'hydrotraitement d'une huile désasphaltée (DAO) comprenant des métaux, on pourra par exemple utiliser un premier lit avec un catalyseur HMC 841, pour la démétallisation, puis un deuxième lit de HR 448 pour la désulfuration et la déazotation. D'autres éléments techniques relatifs aux hydrotraitements peuvent être trouvés dans l'ouvrage de référence: "Conversion processes" (procédés de conversion), P. Leprince, 15 Editions Technip, Paris 15ème, pages 533-574. b) Les procédés d'hydrocraquage (symboliquement désiqnés par le sigle HDK) de charges sans asphaltènes: Les procédés d'hydrocraquage sont également des procédés bien connus de l'état de la 20 technique. Ils s'appliquent exclusivement à des charges sensiblement exemptes d'asphaltènes ou de métaux tels que le nickel ou le vanadium. La charge d'hydrocraquage est typiquement composée de gasoil sous vide, parfois additionnée de gasoil et/ou d'huile désasphaltée (résidu sous vide désasphalté, typiquement par un solvant du groupe formé par le propane, le butane, le pentane et leurs mélanges, et de préférence le propane et le butane). On peut également faire un hydrocraquage d'huile désasphaltée DAO. La DAO doit alors avoir une qualité suffisante: typiquement, une charge d'hydrocraquage comprend moins de 400 ppm (parties par millions en poids) d'asphaltènes, de préférence moins de 200 ppm et de façon très préférée moins de 100 ppm. Les teneurs en métaux (typiquement nickel+vanadium) d'une charge d'hydrocraquage sont typiquement inférieures à 10 ppm, de préférence inférieures à 5 ppm, et de façon très préférée inférieures à 3 ppm. Conventionnellement, on considère qu'une charge est sensiblement sans asphaltènes si son taux d'asphaltènes est inférieur à 400 ppm. (Pour un pétrole préraffiné, on considère de façon analogue qu'il est sans asphaltènes, ou non asphalténique, si la fraction bouillant au dessus de 524 C contient moins de 400 ppm d'asphaltènes). 1 7 2885134 Typiquement la charge d'hydrocraquage est d'abord préraffinée sur un catalyseur d'hydrotraitement, typiquement différent du catalyseur d'hydrocraquage. Ce catalyseur, typiquement d'acidité inférieure à celle du catalyseur d'hycrocraquage est choisi pour sensiblement éliminer les métaux, réduire les traces d'asphaltènes, et réduire l'azote organique, qui inhibe les réactions d'hydrocraquage, jusqu'à une valeur typiquement inférieure à 100 ppm, de préférence à 50 ppm et de façon très préférée inférieure à 20 ppm. Les catalyseurs d'hydrocraquage sont typiquement des catalyseurs bifonctionnels ayant une double fonction: acide d'une part et hydrogénante/déshydrogénante d'autre part. Typiquement, le support a une acidité relativement élevée telle que le rapport d'activité hydrogénante sur activité isomérisante H/A tel que défini dans le brevet français No 2 805 276 pages 1 ligne 24 à page 3 ligne 5, est supérieur à 8, ou de préférence supérieur à 10 ou de façon très préférée supérieure à 12, ou même supérieur à 15. Typiquement, on réalise un hydrotraitement en amont du réacteur ou de la zone d'hydrocraquage avec un catalyseur d'hydrotraitement dont le rapport H/A précité est inférieur à 8, notamment inférieur à 7. Les catalyseurs d'hydrocraquage comprennent typiquement au moins un métal ou composé métallique du groupe VIB (tel que Mo,W) et un métal ou composé métallique du groupe VIII (tel que Ni...) déposé sur un support. Le rapport atomique du métal du groupe VIII (Mv,,,) sur la somme des métaux des groupes VIII et VI B, c'est-à-dire le rapport atomique Mv,, , / (Mv,,, + MV, B), notamment pour les couples NiMo et NiW est souvent voisin de 0, 25, par exemple compris entre 0,22 et 0, 28. La teneur en métaux est souvent comprise entre 10 et 30% poids. Le métal du groupe VIII peut également être un métal noble tel que du palladium ou du platine, à des teneurs de l'ordre de 0,5 à 1 % en masse. Le support acide peut comprendre une alumine dopée avec un halogène, ou une silice-alumine ayant une acidité suffisante, ou une zéolithe par exemple une zéolithe Y ou USY désaluminisée, ayant souvent une double distribution de pores avec un double réseau de porosité comprenant notamment des micropores de dimension comprise principalement entre 4 à 10 Â et des mésopores de dimension comprise principalement entre 60 et 500Â. Le rapport silice/alumine de la structure de la zéolithe est souvent compris entre 6,5 et 12. A titre d'exemple, on peut utiliser un enchaînement hydrotraitement puis hydrocraquage avec les catalyseurs HR 448 (HDT) puis HYC 642 (HDK) commercialisés par la société française AXENS. Si la charge comprend des métaux, on pourra utiliser en amont de ces 18 2885134 deux lits catalytiques un lit de catalyseur de démétallisation tel que le catalyseur HMC 841 également commercialisé par la société AXENS. Des exemples de conditions opératoires pour l'hydrocraquage sont typiquement: - Vitesse spatiale VVH entre 0,3 et 2 h-', - Température entre 360 et 440 C, - Recyclage d'hydrogène entre 400 et 2000 Nm3 par m3de charge, - La pression partielle d'hydrogène et la pression totale peuvent varier notablement selon la charge et la conversion recherchée. Par convention, une conversion supérieure ou égale à 20 % poids et inférieure à 42 % poids correspond à un hydrocraquage doux (noté symboliquement M-HDK); une conversion supérieure ou égale à 42 % poids et inférieure à 60 % poids correspond à un hydrocraquage moyenne pression (noté symboliquement MPHDK); une conversion supérieure ou égale à 60% poids (et typiquement inférieure à 95% poids correspond à un hydrocraquage haute pression (noté symboliquement HP-HDK). Par définition, la conversion est celle des produits de température d'ébullition supérieure à 371 C, en produits bouillant en dessous de 371 C. Typiquement, la pression partielle d'hydrogène est, selon les charges, souvent comprise entre environ 2 MPa et 6 MPa pour l'hydrocraquage doux, entre environ 5 MPa et 10 MPa pour l'hydrocraquage moyenne pression, et entre environ 9 MPa et 17 MPa pour l'hydrocraquage haute pression. La pression totale est souvent comprise entre 2,6 et 8 MPa pour l'hydrocraquage doux, entre environ 7 et 12 MPa pou l'hydrocraquage moyenne pression, et entre 12 et 20 MPa pour l'hydrocraquage haute pression. Les procédés d'hydrocraquage sont typiquement opérés en lit fixe avec des solides granulaires ou des extrudés de dimension caractéristique (diamètre pour des billes ou diamètre équivalent (correspondant à la même section) pour des extrudés) compris entre 0,4 et 5 mm, notamment entre 1 et 3 mm. On ne sortirait pas du cadre de l'invention si l'hydrocraquage était réalisé en lit mobile (lit granulaire de catalyseur typiquement sous forme d'extrudés ou de façon préférée de billes, de dimensions similaires à celles décrites pour un lit fixe. D'autres éléments techniques relatifs à l'hydrocraquage peuvent être trouvés dans l'ouvrage de référence: "Hydrocracking Science and Technology" (Science et Technologie de l'hydrocraquage), J Scherzer et A. J. Gruia, Editeur Marcel Dekker, New-York, et dans l'ouvrage de référence: "Conversion processes" (procédés de conversion), P. Leprince, Editions Technip, Paris 15ème, pages 334-364. 19 2885134 c) Les procédés d'hydroconversion (symboliquement désignés par le sigle HDC) d'une charge sans asphaltènes (par exemple de type DAO) mais comprenant des quantités notables de métaux (Ni, V): On connaît de tels procédés permettant d'atteindre des conversions (avec la même définition que pour l'hydrocraquage) supérieures à 20% poids et souvent bien supérieures (par exemple de 20 % à 50 %, ou de 50 % à 85 % poids, par exemple des procédés en lit bouillonnant. Ces procédés peuvent utiliser des pressions partielles d'hydrogène variables, par exemple entre 4 et 12 MPa, des températures entre 380 et 450 C, et un recyclage d'hydrogène compris par exemple entre 300 et 1000 Nm3 par m3de charge, Les catalyseurs utilisés sont similaires ou de type voisin de celui des catalyseurs d'hydrotraitement ou d'hydroconversion de résidus, définis ci- après, et ont une porosité permettant d'avoir une capacité notable en démétallisation. On peut par exemple utiliser un catalyseur du type HTS 358, commercialisé par la société française AXENS. d) Les hydrotraitements de résidus (symboliquement désignés par le sigle RHDT) ou hydroconversions de résidus (symboliquement désignés par le sigle RHDC): Les procédés d'hydrotraitement de résidus (et d'hydroconversion de résidus sont des procédés bien connus de l'état de la technique. Les conditions opératoires de ces procédés sont typiquement: Vitesse spatiale horaire (ou VVH) comprise entre 0,1 et 0,5. Pression partielle H2 entre 1 et 1,7 MPa. Recyclage d'hydrogène entre 600 et 1600 Nm3 par m3 de charge. Température entre 340 et 450 C. Les catalyseurs des procédés en lit fixe, mobile ou bouillonnant sont le plus souvent des solides macroscopiques supportés, par exemple des billes ou extrudés de diamètre moyen compris entre 0,4 et 5 millimètres. Typiquement il s'agit de catalyseurs supportés comprenant un métal ou composé métallique du groupe VIB (Cr, Mo, W) et un métal ou composé métallique du groupe VIII (Fe, Co, Ni,...) sur un support minéral, par exemple des catalyseurs à base de cobalt et molybdène sur alumine, ou de nickel et molybdène sur alumine. Pour un hydrotraitement ou une hydroconversion en lit fixe, on peut utiliser par exemple un catalyseur d'hydrodémétallisation HMC 841, puis des catalyseurs d'hydroconversion et hydrocraquage: HT 318, puis HT 328 commercialisés par la société française AXENS. Pour un lit bouillonnant, on peut utiliser un catalyseur de type HOC 458, également commercialisés par la société française AXENS. 2885134 Les catalyseurs des procédés en slurry sont plus diversifiés et peuvent comprendre des particules de charbon ou de lignite broyé imprégné de sulfate de fer ou d'autres métaux, du catalyseur d'hydrotraitement usé broyé, des particules de sulfure de molybdène associé à une matrice hydrocarbonée, obtenues par décomposition in situ de précurseurs tel le naphténate de molybdène etc... Les dimensions des particules sont typiquement inférieures à 100 micromètres, voire beaucoup plus faibles encore. D'autres caractéristiques des procédés et catalyseurs d' hydroconversion de résidus sont données dans l'ouvrage général référencé A: "Raffinage et conversion des produits lourds du pétrole", par JF Le Page, SG Chatila, M Davidson, aux Editions Technip, Paris, 1990, dans le chapitre 4 (Conversion catalytique sous pression d'hydrogène), et le chapitre 3 paragraphe 3.2.3. On pourra également se référer à l'ouvrage général référencé B: "Conversion processes" (procédés de conversion), P. Leprince, Editions Technip, Paris 15ème, pages 411-450., dans le chapitre 13 (hydroconversion des résidus), ainsi qu'à l'ouvrage général: "upgrading petroleum residues and heavy oils" qui signifie: améliorer la qualité de résidus pétroliers et d'huiles lourdes, par Murray R. Gray, éditeur Marcel Dekker inc. New York, au chapitre 5. La production d'hydrogène, pour la mise en oeuvre de ces traitements catalytiques hydrogénants peut être réalisée à partir de gaz épuré par exemple par vaporéformage sur catalyseur au nickel puis conversion du CO à la vapeur puis purification est un procédé bien connu, décrit dans l'ouvrage référencé B précité, p 451-502, ou dans l'ouvrage de référence: "The desulfurization of heavy oils and residua" (La désulfuration d'huiles lourdes et de résidus), J Speight, Editeur Marcel Dekker, Inc. New-York. 21 2885134 REVENDICATIONS 1. Procédé de pré-raffinage d'au moins un pétrole brut P, comprenant: - au moins une première étape F1 de fractionnement par distillation initiale PRE-DIST pour produire un premier résidu asphalténique R1 et au moins un premier courant non asphalténique E1; -au moins une deuxième étape F2 de fractionnement d'au moins une partie ou fraction issue de R1, par désasphaltage SDA avec un solvant hydrocarboné de poids moléculaire moyen supérieur à 50, pour produire au moins: d'une part un deuxième courant non asphalténique E2 comprenant au moins 50% poids de l'huile désasphaltée vierge comprise dans le résidu R1, et d'autre part de l'asphalte vierge AS, dans lequel on alimente un courant asphalténique lourd ASF comprenant au moins 50% poids d'asphalte vierge AS dans une unité RHDC d'hydroconversion de résidus en lit bouillonnant comprenant au moins deux étapes d'hydroconversion en série dans au moins deux réacteurs en lit bouillonnant en série, le débit de courant asphalténique lourd étant suffisamment élevé, et ces deux réacteurs étant dimensionnés en fonction de ce débit de façon à ce que la conversion de la charge ASF en produits bouillant en dessous de 524 C soit supérieure à 30% poids mais inférieure à 56 % poids, pour obtenir un effluent d'hydroconversion HAS asphalténique dont la teneur en soufre de la fraction non distillable à 524 C est réduite par rapport à ASF, et l'on produit au moins un pétrole pré-raffiné asphalténique Pc comprenant la plus grande partie au moins des asphaltènes résiduels compris dans HAS. 2. Procédé selon la revendication 1 dans lequel on produit à partir des coupes non asphalténiques issues de P, optionnellement après traitement(s) catalytique(s) hydrogénant(s), au moins un pétrole pré-raffiné non asphalténique Pa. 3. Procédé selon la revendication 2 dans lequel on hydrotraite et/ou hydrocraque et/ou hydroconvertit E2 sous une pression d'au moins 8 MPa, avec une conversion en produits bouillant en dessous de 524 C d'au plus 80 % poids, pour obtenir un effluent HE2 comprenant une fraction notable d'huile désasphaltée hydrotraitée HDAO de teneur en 22 2885134 soufre réduite d'au moins 50% par rapport à la teneur en soufre de la fraction de HAS bouillant au dessus de 524 C, on mélange notamment à au moins la majeure partie de HAS un courant comprenant une première fraction F1 de cette huile désasphaltée hydrotraitée HDAO pour produire ledit pétrole pré-raffiné asphalténique Pc et on mélange une deuxième fraction F2 de cette huile désasphaltée hydrotraitée HDAO, optionnellement après hydrotraitement complémentaire, avec d'autres courants non asphalténiques issus de P, éventuellement hydrotraités et/ou hydrocraqués et/ou hydroconvertis pour obtenir ledit pétrole pré-raffiné non asphalténique Pa. 4. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel ASF est hydroconverti dans une unité d'hydroconversion de résidus RHDC comprenant au moins 3 étapes d'hydroconversion en série dans au moins 3 réacteurs en lit bouillonnant en série. 5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4 dans lequel le courant asphalténique lourd ASF comprend, outre de l'asphalte vierge AS, au moins un diluant DIL liquide à température ambiante, et comprenant au moins 30% poids de composés issus de P bouillant en dessous de 340 C. 6. Procédé selon la revendication 5 dans lequel ledit diluant DIL représente entre 3% et 40% 20 poids par rapport à l'asphalte compris dans ASF. 7 Procédé selon l'une des revendications 5 et 6 dans lequel DIL comprend entre 3% et 30% poids, par rapport à l'asphalte compris dans ASF, de fractions vierges ou simplement hydrotraitées issues de P, bouillant en dessous de 340 C. 8. Procédé selon l'une des revendications 5 et 6 dans lequel DIL comprend une fraction vierge issue de P et de composition sensiblement identique à du pétrole P. 9. Procédé selon la revendication 8 dans lequel DIL comprend, à raison de 4% à 40% poids 30 par rapport à l'asphalte compris dans ASF, un courant constitué essentiellement de pétrole P dessalé. 23 2885134 10. Procédé selon la revendication 3, dans lequel F1 représente entre 15% et 85% poids de (F1+F2). 11. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel Pa et Pc, sont deux pétroles, chacun étant un produit final du pré-raffinage destiné à être utilisé en tant que charge de distillation initiale d'une ou typiquement plusieurs raffineries de pétrole. 12. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel on transporte séparément la plus grande partie au moins de Pa et/ou de Pc par canalisations et bateaux pétroliers en vue de leur utilisation comme charges de distillation initiale d'une ou typiquement plusieurs raffineries de pétrole. 13. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel Pa et Pc comprennent 15 chacun au moins 6% poids de naphta N, au moins 10% poids de distillats moyens MD, et au moins 10% poids de distillat sous vide VGO.