Brevet FR3155241A1 — publié le 20250516

L'invention concerne une composition hydrocarbonée stable comprenant : (a) 10 à 30 % en masse d’une base renouvelable comprenant au moins un composant choisi parmi une huile de pyrolyse de biomasse et un résidu de la distillation sous vide d’une huile de pyrolyse de biomasse, (b) 70 à 90 % en masse d’une base fossile contenant au moins 1 % en masse d’asphaltènes et présentant une teneur en aromatiques d’au plus 54 % en masse. Figure pour l’abrégé : sans COMPOSITION HYDROCARBONEE STABLE COMPRENANT UNE BASE RENOUVELABLE Domaine de l’invention L’invention concerne une composition hydrocarbonée stable comprenant une base renouvelable, notamment à base d’huile de pyrolyse de biomasse. La composition selon l’invention peut notamment être utilisée comme base pour combustible marin, comme combustible marin ou comme charge d’une unité de raffinage. Art antérieur Les combustibles marins sont habituellement fabriqués par mélange d’un résidu (résidu atmosphérique, résidu sous vide ou résidu de viscoréduction) avec un ou plusieurs fluxants habituellement d’origine pétrolière. Afin de réduire l’impact des combustibles marins sur l’environnement, les producteurs cherchent à intégrer de plus en plus de composants d’origine renouvelable dans leur fabrication. En particulier, les producteurs cherchent à fabriquer des combustibles présentant un bilan global réduit d’émissions de gaz à effet de serre tels que le dioxyde de carbone, et une faible teneur en soufre pour limiter les émissions, notamment dans les régions arctiques. Des combustibles marins contenant des bases renouvelables ont été développés. Ainsi, des huiles végétales hydrotraitées (HVO) ou des esters méthyliques d’acides gras (EMAG) peuvent être incorporées dans les carburants marins. Economiquement, ces bases renouvelables sont toutefois à trop forte valeur ajoutée pour des applications marines. Les huiles de pyrolyse de biomasse pourraient s’avérer des bases renouvelables économiquement viables en mélange avec des bases fossiles pour des applications marines ou comme charge d’une unité de raffinage. Cependant, ces huiles de pyrolyse ne sont pas miscibles avec les bases fossiles : on observe une séparation de phases plus ou moins rapide après mélange, qui aboutit à un système biphasique qui n’est pas utilisable pour une application marine ou comme charge d’une unité de raffinage. Une façon d’améliorer la compatibilité entre les huiles de pyrolyse de biomasse et les bases fossiles est de les transformer chimiquement. Une deuxième voie est de rajouter des co-solvants pour obtenir une seule phase. Une troisième voie consiste à utiliser des copolymères blocs coûteux à synthétiser pour stabiliser des émulsions d’huile dans de l’huile. Ces voies, utilisées séparément ou ensemble, ont un coût non négligeable. Il existe donc un besoin pour améliorer la compatibilité entre les huiles de pyrolyse de biomasse et les bases fossiles qui soit plus simple à mettre en œuvre et peu couteux. Définitions Par « asphaltènes », on entend les composés insolubles dans le n-heptane, et solubles dans le toluène, contenus notamment dans les pétroles bruts, les bitumes, le charbon. En général, les asphaltènes comprennent du carbone, de l’hydrogène, de l’azote, du soufre, du vanadium et du nickel. La teneur en asphaltènes peut être mesurée selon la norme NF T60-115 (janvier 2000). « Fluxant » désigne un flux hydrocarboné qui permet de modifier une ou plusieurs caractéristiques physiques d’un autre flux hydrocarboné afin qu’elles soient conformes à des spécifications. La ou les caractéristiques physiques susceptibles d’être modifiées par l’ajout d’un fluxant sont choisies parmi : la viscosité, la masse volumique, la teneur en soufre, le point d’écoulement ou encore le résidu de carbone. « Pétrole brut » (ou « brut », crude oil en anglais) désigne le pétrole issu d'un gisement naturel, et que l'on exploite sous forme liquide à la pression atmosphérique. Cette appellation désigne donc un produit naturel avant raffinage, mais qui a déjà perdu une partie de sa composition de gisement, la fraction d'hydrocarbures légers quittant la phase liquide sur le lieu même de son exploitation. « Produit pétrolier » désigne un effluent d’une unité de traitement d’un pétrole brut ou d’un effluent, ou un effluent d’une unité de séparation d’un pétrole brut ou d’un effluent, ou encore des produits pétroliers non valorisables tels que les slops. Les produits pétroliers lourds sont des mélanges de température d’ébullition supérieure ou égale à 350°C, noté 350°C+. Il s’agit notamment des résidus de distillation du pétrole, des effluents issus de procédés de conversion thermique, de procédés de craquage catalytique, de procédés d’hydrocraquage, de procédés d’hydroconversion profonde, de procédés d’hydrotraitement des résidus atmosphériques ou sous vide (ARDS ou VRDS), ou bien encore les fiouls issus de mélanges de produits lourds. La composition d’un produit pétrolier en composés aromatiques, saturés et en résines peut être déterminée par la méthode d’analyse connue sous le nom de SARA, permettant de classer les multiples composants hydrocarbonés dans l'une des quatre catégories suivantes en fonction de leur polarisabilité et de leur polarité : saturés (S), aromatiques (A), résine (R) ou asphaltènes (As). Dans les produits pétroliers ou le pétrole brut, les composants saturés (S) (aussi appelés « saturés » dans la présente demande) sont généralement des molécules non polaires et comprennent des hydrocarbures saturés qui peuvent être linéaires, ramifiés ou cycliques. A titre d’exemple, les pétroles bruts peuvent contenir de 15 % en masse à environ 85 % en masse de composants saturés (S). Ces composants sont aussi généralement connus sous le nom de paraffines, iso-paraffines et naphtènes. Les composants aromatiques (A) (aussi appelés « aromatiques » dans la présente demande) contiennent un ou plusieurs cycles aromatiques et sont légèrement plus polarisables que les composants saturés (S). A titre d’exemple, les pétroles bruts peuvent contenir d'environ 10 % en masse à environ 45 % en masse de composants aromatiques (A). Les résines (R) (aussi appelées « composants résineux » dans la présente demande) et les asphaltènes (As) des produits pétroliers ont typiquement de nombreuses parties cycliques et/ou des cycles aromatiques mais contiennent également des substituants polaires tels que des groupes carboxylates. Les poids moléculaires des composants résineux (R) et des composants asphaltènes (As) peuvent varier, mais les asphaltènes sont généralement les composants les plus importants du pétrole brut en termes de poids moléculaire, les molécules d'asphaltènes individuelles ayant des distributions de masse allant généralement de 400 à 1500 daltons. Les asphaltènes peuvent également former des agrégats ayant des masses moléculaires allant jusqu'à 20 000 daltons ou peuvent précipiter sous la forme de particules. Par définition, les composants résineux (R) se distinguent des composants asphaltènes (As) par leur solubilité dans divers solvants. En particulier, les composants résineux (R) sont définis comme la fraction soluble dans les alcanes légers tels que le n-pentane, le n-hexane ou le n-heptane, mais insoluble dans le propane liquide. Les résines (R) ont également été définies comme la fraction qui est fortement adsorbée dans des matériaux tels que l'argile à foulon, l'alumine ou la silice, de sorte qu'elles ne peuvent être désorbées que par un solvant tel que la pyridine ou un mélange de toluène et de méthanol. A titre d’exemple, les pétroles bruts peuvent contenir d'environ 5 % en masse à environ 40 % en masse de composants résineux (R). Les composants asphaltènes (As) sont par définition insolubles, même dans un excès de n-heptane, mais sont généralement solubles dans le benzène ou le toluène. Les pétroles bruts du monde entier contiennent typiquement de 0 % en masse à environ 35 % en masse de composants asphaltènes (As). De nombreux protocoles analytiques pour la méthode SARA sont connus, permettant de déterminer les quantités relatives de saturés (S), d'aromatiques (A), de résines (R) et d'asphaltènes (As) dans un échantillon de pétrole brut ou d'hydrocarbures donné. En général, les asphaltènes présents sont d’abord séparés par précipitation dans le n-heptane, puis, les résines, aromatiques et saturés sont séparés et quantifiés par HPLC (Chromatographie Liquide Haute Performance). Dans la présente invention, la teneur en aromatique de la base fossile peut être réalisée par une analyse SARA conformément à la norme ASTM D4124-09(2018). Bleed : fraction lourde (très paraffinique) issue de l’hydrocraquage d’une charge de type distillat, correspondant habituellement à un fond d’unité. Kérosène : coupe issue de la distillation atmosphérique, présentant habituellement un point initial de distillation de 150 à 180°C et un point final de distillation de 225 à 250°C. Gazole (gasoil en anglais) : coupe distillat issue de la distillation atmosphérique, sous-vide ou encore du viscoréducteur, présentant habituellement un point initial de distillation de 220°C à 240°C et un point final de distillation de 350 à 380°C. VGO (Vacuum gasoil) : coupe lourde vaporisable issue de la distillation sous vide d’un résidu atmosphérique. L’intervalle de températures d'ébullition de cette coupe est habituellement de 360-380 à 540-600°C. La caractéristique appelée « valeur S » ou « S-value » ou encore « stabilité intrinsèque » est mesurée selon la norme ASTM D7157-18 (Révision 2018). La S-value est la résultante de la combinaison de deux paramètres, le paramètre So caractéristique de l’aromaticité de la matrice huileuse et le paramètre Sa caractéristique de la stabilité intrinsèque des asphaltènes. Ces paramètres sont définis dans la norme précitée et peuvent être mesurés selon cette norme. La masse volumique à 15 °C est mesurée selon la norme ISO 12185 :1996. La viscosité cinématique à 50 °C est mesurée selon la norme ISO 3104 :2020. Le point d’écoulement est mesuré selon la norme ISO 3016 : 2019. La teneur en soufre peut être mesurée selon la norme ISO 8754 ou ASTM D4294. Un premier objet de l’invention concerne une composition hydrocarbonée stable caractérisée en ce qu’elle comprend : (a) 10 à 30 % en masse d’une base renouvelable comprenant au moins un composant choisi parmi une huile de pyrolyse de biomasse et un résidu de la distillation sous vide d’une huile de pyrolyse de biomasse, (b) 70 à 90 % en masse d’une base fossile contenant au moins 1% en masse d’asphaltènes et présentant une teneur en aromatiques d’au plus 54 % en masse. La composition selon l’invention présente l’avantage de former une émulsion stable dans le temps, sans séparation de phases. Sans vouloir être lié par une théorie, c’est la combinaison de la teneur maximale spécifique de la base fossile en aromatiques et de sa teneur en asphaltènes qui permet d’obtenir une composition stable. Avantageusement, la base fossile peut contenir au moins 2 % en masse d’asphaltènes. Avantageusement, la base fossile peut présenter un paramètre Sa de 0,2 à 0,9 mesuré selon la norme ASTM D7157-18 (Révision 2018). Avantageusement, la base fossile peut comprendre au moins un produit pétrolier contenant des asphaltènes et au moins un fluxant, et optionnellement la base fossile présentant une teneur en fluxant de 2 à 45 % en masse. La base fossile peut notamment comprendre au moins un fluxant choisi parmi (i) un gazole issu de la distillation directe du pétrole, (ii) les produits de distillation sous vide d’un résidu atmosphérique, (iii) les produits de distillation atmosphérique ou sous vide des effluents des unités de conversion, (iv) les produits issus des unités de craquage catalytique et des unités de désulfuration et hydrodésulfuration, (v) les produits issus des unités de vapocraquage. Avantageusement, la base fossile peut comprendre au moins un composant contenant des asphaltènes choisi parmi : (i) les résidus atmosphériques ou des résidus sous vide issus de la distillation du pétrole brut, (ii) les effluents, notamment les résidus, issus des procédés de conversion thermique, tel que le procédé de viscoréduction, (iii) les effluents, notamment les résidus ou la coupe slurry, issus de procédés de craquage catalytique, tel que le procédé FCC (« Fluid Catalytic Cracking » ou craquage catalytique fluide), (iv) les effluents, notamment les résidus, issus des procédés d’hydrotraitement, d’hydrocraquage, d’hydroconversion profonde, du procédé ARDS, du procédé VRDS, (v) les brais issus de procédés de séparation physique, tel que le désasphaltage, et les mélanges de deux ou plus des produits pétroliers listés ci-dessus. Avantageusement, l’huile de pyrolyse de biomasse peut être issue d’un procédé de pyrolyse d’une biomasse choisie parmi (i) la biomasse ligno-cellulosique, (ii) la biomasse herbacée, (iii) la biomasse provenant de plantes poussant dans ou sous l’eau, (iv) la biomasse algale, (v) les résidus agricoles issus de l’élevage, (vi) les déchets organiques, (vii) le papier, (viii) le carton, et leurs mélanges. L’invention a aussi pour objet une composition pour combustible marin constituée, ou comprenant, la combustion hydrocarbonée stable selon l’invention. L’invention a aussi pour objet une méthode de préparation d’une composition hydrocarbonée stable, comprenant : a) fournir une base renouvelable comprenant au moins un composant choisi parmi une huile de pyrolyse de biomasse et un résidu de la distillation sous vide d’une huile de pyrolyse de biomasse, b) fournir une base fossile contenant au moins 1 % en masse d’asphaltènes et présentant une teneur en aromatiques d’au plus 54 % en masse, c) mélanger de 10 à 30 % en masse d’huile de la base renouvelable avec 70 à 90 % en masse de la base fossile avec une agitation suffisante pour obtenir une émulsion stable formant la composition hydrocarbonée stable. Notamment, la base renouvelable et la base fossile fournies aux étapes a) et b) peuvent être telles que précédemment définies. Dans un mode de réalisation, la composition hydrocarbonée stable ainsi préparée forme une composition pour combustible marin utilisable comme combustible marin ou comme base pour combustible marin. L’invention a également pour objet l’utilisation d’une base fossile pour préparer une émulsion stable en mélange avec une base renouvelable, dans laquelle : - la base fossile contient au moins 1 % en masse d’asphaltènes et présente une teneur en aromatiques d’au plus 54 % en masse, - la base renouvelable comprend au moins un composant choisi parmi une huile de pyrolyse de biomasse et un résidu de la distillation sous vide d’une huile de pyrolyse de biomasse, et une émulsion stable est formée par mélange de 10 à 30 % en masse de la base renouvelable et de 70 à 90 % en masse de la basse fossile. Il a en effet été découvert que l’utilisation d’une base fossile contenant des asphaltènes en une quantité suffisante d’au moins 1% en masse, de préférence d’au moins 2 % en masse, permet de former une émulsion stable en mélange avec un résidu renouvelable tel que défini lorsque la base fossile contient au plus 54 % en masse d’aromatiques. Cet effet est davantage marqué lorsque la base fossile présente un paramètre Sa de 0,2 à 0,9 mesuré selon la norme ASTM D7157-18 (Révision 2018). La base renouvelable et la base fossile peuvent être telles que précédemment définies en référence à la composition hydrocarbonée stable. On notera ainsi que l’invention concerne également l’utilisation des asphaltènes et des aromatiques présents dans une base fossile pour stabiliser une composition hydrocarbonée comprenant (i) 10 à 30 % en masse d’une base renouvelable comprenant au moins un composant choisi parmi une huile de pyrolyse de biomasse et un résidu de la distillation sous vide d’une huile de pyrolyse de biomasse, et (ii) 70 à 90 % en masse de la base fossile, la base fossile contenant au moins 1 % en masse d’asphaltènes et présentant une teneur en aromatiques d’au plus 54 % en masse. La base renouvelable et la base fossile peuvent être telles que précédemment définies en référence à la composition hydrocarbonée stable. L’invention a encore comme objet l’utilisation de la composition hydrocarbonée stable de la présente invention comme (i) base pour fabriquer un combustible marin, (ii) combustible marin, ou (iii) charge d’une unité de raffinage choisie parmi une unité de craquage catalytique fluide (FCC), une unité d’hydrotraitement, une unité d’hydrocraquage, une unité d’oxydation partielle. Dit autrement, dans un mode de réalisation, l’invention concerne aussi un procédé de raffinage dans lequel on introduit la composition hydrocarbonée stable de la présente invention dans une unité de raffinage telle que précédemment décrite. Description détaillée de l’invention Base renouvelable Par « base renouvelable » on entend un mélange de composés hydrocarbonés dérivés exclusivement de matière biologique telle que la biomasse. La base renouvelable utilisée dans la présente invention comprend, ou est constituée de, au moins un composant choisi parmi une huile de pyrolyse de biomasse et un résidu de la distillation sous vide d’une huile de pyrolyse de biomasse. De préférence, la base renouvelable comprend, ou est constituée de, au moins un résidu de la distillation sous vide d’une huile de pyrolyse de biomasse. Une huile de pyrolyse est une huile issue d’un procédé de pyrolyse d’une charge hydrocarbonée. Le résidu de la distillation sous vide d’une huile de pyrolyse de biomasse, aussi appelé RSV d’huile de pyrolyse de biomasse, correspond typiquement au résidu de la distillation sous pression réduite (80-90 mbar) d’une huile de pyrolyse à 70°C. L’huile de pyrolyse de biomasse utilisée peut contenir jusqu’à 25 % en masse d’eau. Le RSV d’huile de pyrolyse de biomasse peut contenir jusqu’à 7 % en masse d’eau, avantageusement jusqu’à 3 % en masse d’eau. Une faible teneur en eau peut résulter d’un traitement de déshydratation du RSV. Avantageusement, l’huile de pyrolyse de biomasse ou le RSV d’huile de pyrolyse de biomasse peut contenir au moins 5 % en masse d’eau, notamment pour faciliter la manipulation de l’huile ou du RSV. Dans un mode de réalisation, la base renouvelable peut contenir de 5 % en masse à 25 % en masse d’eau. La teneur en eau peut être déterminée par la méthode de Karl Fischer (ISO-12937- janvier 2001). Le procédé de pyrolyse doit être compris comme un procédé de craquage thermique, typiquement réalisé à une température de 300 à 1000 °C ou de 400 à 700 °C, mis en œuvre en présence ou non de catalyseur et/ou d’un gaz (pyrolyse rapide, pyrolyse flash, pyrolyse catalytique, hydropyrolyse, steam pyrolysis…). Le procédé de pyrolyse produit un effluent hydrocarboné comprenant une phase gazeuse, une phase liquide et une phase solide. L’effluent est ensuite soumis à une étape de séparation qui permet d’éliminer la phase gazeuse, essentiellement les hydrocarbures en C1-C4, et la phase solide (typiquement du char), pour ne récupérer que la phase organique liquide formant une huile de pyrolyse. La biomasse peut être définie comme un produit organique végétal ou animal, à savoir un produit composé d'une matière végétale agricole ou forestière ou composé d’une matière animale, y compris les huiles ou graisses végétales ou animales. La biomasse peut être choisie parmi la biomasse ligno-cellulosique, la biomasse herbacée (biomasse de plantes ayant une tige non ligneuse), la biomasse provenant de plantes poussant dans ou sous l’eau, la biomasse algale, les résidus agricoles issus de l’élevage, les déchets organiques, le papier et/ou le carton, de préférence la biomasse ligno-cellulosique. La biomasse peut notamment être sous forme de déchets. La biomasse peut ainsi comprendre (i) la biomasse produite par le surplus des terres agricoles, notamment non utilisées pour l’alimentation humaine ou animale : cultures dédiées, appelées cultures énergétiques ; (ii) la biomasse produite par le déboisement (entretien de forêt) ou le nettoyage de terres agricoles ; (iii) les résidus agricoles issus des cultures de céréales, vignes, vergers, oliviers, fruits et légumes, résidus de l’agroalimentaire,... ; (iv) les résidus forestiers issus de la sylviculture et de la transformation du bois ; (v) les résidus agricoles issus de l’élevage (fumier, lisier, litières, fientes,...) ; (vi) les déchets organiques des ménages (papiers, cartons, déchets verts,...) ; (vii) les déchets organiques industriels banals (papiers, cartons, bois, déchets putrescibles,...) ; (viii) la biomasse algale, à savoir biomasse formée à partir d’algues, par exemple de micro-algues (la biomasse algale peut être une suspension d’algues obtenue par la récolte d'algues provenant par exemple d’un bioréacteur, ou un résidu d’algues obtenu par déshydratation d’une suspension d’algues) ou de macro-algues ; (ix) la biomasse herbacée. Base fossile Par « base fossile » on entend un mélange d’hydrocarbures d’origine fossile. La base fossile utilisée dans la présente invention est ainsi d’origine pétrolière. Elle comprend, ou est constituée de, un ou plusieurs produits pétroliers. Afin de permettre la préparation d’une composition hydrocarbonée stable, la base fossile selon l’invention doit contenir des asphaltènes et présenter une teneur en aromatiques d’au plus 54 % en masse. La teneur en asphaltènes de la base fossile doit être d’au moins 1 % en masse, de préférence d’au moins 2 % en masse. La base fossile peut notamment comprendre, ou être constituée de, au moins un produit pétrolier contenant des asphaltènes. Les produits pétroliers contenant des asphaltènes peuvent être : des résidus atmosphériques ou des résidus sous vide issus de la distillation du pétrole brut qui contiennent classiquement de 0,01 % en masse à 25 % en masse d’asphaltènes. des effluents, notamment les résidus, issus des procédés de conversion thermique tel que le procédé de viscoréduction, qui contiennent classiquement de 5 % en masse à 30 % en masse d’asphaltènes. des effluents, notamment les résidus ou la coupe slurry, issus de procédés de craquage catalytique, tel que le procédé FCC (« Fluid Catalytic Cracking » ou craquage catalytique fluide), et dont la coupe slurry (coupe 350°C+) contient classiquement de 0,1 % en masse à 8% % en masse d’asphaltènes. des effluents, notamment les résidus, issus des procédés d’hydrotraitement, d’hydrocraquage, d’hydroconversion profonde (à lit fixe, à lit mobile, lit bouillonnant, lit entraîné, ou en réacteur en phase slurry (dont le catalyseur est en suspension)), ou du procédé ARDS (« Atmospheric Residue DeSulfurization » ou Désulfuration de résidu atmosphérique) ou VRDS (« Vacuum Residu DeSulfurization » ou Désulfuration de résidu sous vide) et qui contiennent classiquement jusqu’à 20 % en masse d’asphaltènes. des brais issus de procédés de séparation physique, tel que le désasphaltage, qui contiennent classiquement de 4 à 50% en masse d’asphaltènes. des mélanges des produits pétroliers listés ci-dessus pour la formulation de fuels lourds qui contiennent classiquement de 0,20 % en masse à 20 % en masse d’asphaltènes. L’homme du métier pourra ainsi choisir un ou plusieurs produits pétroliers en fonction de leur teneur en asphaltènes afin d’obtenir une base fossile présentant une teneur en asphaltènes d’au moins 1 % en masse, de préférence d’au moins 2 %, et les mélanger à la base renouvelable dans les proportions de l’invention. Dans un mode de réalisation, la base fossile peut notamment comprendre, ou être constituée de, au moins un produit pétrolier contenant des asphaltènes et au moins un fluxant. Les proportions de composant(s) contenant des asphaltènes et de fluxant(s) pourront être choisies de sorte que la teneur totale en asphaltènes de la base fossile soit d’au moins 1 % en masse, de préférence d’au moins 2 % en masse. Avantageusement, la base fossile peut alors présenter une teneur en fluxant(s) de 2 à 45 % en masse. Le fluxant peut également être un produit pétrolier. Il peut alors être choisi parmi : - les gazoles issus de la distillation directe du pétrole : kérosène, pétrole lampant, gazole léger, gazole moyen, gazole lourd, - les produits de distillation sous vide du résidu atmosphérique : gazole léger sous vide (VGO : Vacuum Gasoil), gazole moyen sous vide, gazole lourd sous vide, distillat, - les produits de distillation atmosphérique ou sous vide des effluents des unités de conversion : gazole de viscoréduction, distillat de viscoréduction, - les produits issus des unités de craquage catalytique et des unités de désulfuration et hydrodésulfuration : gazole de craqueur catalytique (LCO : Light cycle oil), gazoles lourds de craqueur catalytique (HCO :Heavy cycle oil), gazole désulfuré, gazole et bleed (résidu) des unités d’hydrodésulfuration, - les produits issus des unités de vapocraquage : huile ou essence de pyrolyse, - et les mélanges d’un ou plusieurs des produits listés ci-dessus. De préférence, la base fossile présente un paramètre Sa de 0,2 à 0,9 mesuré selon la norme ASTM D7157-18 (Révision 2018). Il semblerait que les asphaltènes présents lorsque le paramètre Sa est dans cette gamme favorisent la formation d’une émulsion stable. La base fossile utilisée dans la présente invention présente avantageusement une ou plusieurs des caractéristiques suivantes : une teneur en aromatiques de 40 à 54 % en masse, une teneur en saturés de 30 à 45 % en masse, une teneur en résines de 7 à 11 % en masse. La teneur de la base fossile en composés aromatiques, saturés et en résines peut être déterminée par la méthode d’analyse connue sous le nom de SARA. Composition selon l’invention La composition hydrocarbonée stable selon l’invention comprend : (a) 10 à 30 % en masse d’une base renouvelable comprenant au moins un composant choisi parmi une huile de pyrolyse de biomasse et un résidu de la distillation sous vide d’une huile de pyrolyse de biomasse, (b) 70 à 90 % en masse d’une base fossile contenant au moins 1 % en masse d’asphaltènes et présentant une teneur en aromatiques d’au plus 54 % en masse. Selon l’invention, afin que la composition forme une émulsion stable, la base fossile doit présenter une teneur en aromatiques d’au plus 54 % en masse et contenir au moins 1 % en masse, de préférence au moins 2 % en masse d’asphaltènes. Sans vouloir être lié par une théorie, une teneur en asphaltènes de la base fossile d’au moins 1 % en masse et l’utilisation d’une base fossile concernant au plus 54 % en masse d’aromatiques, favorise la stabilisation de l’émulsion probablement en favorisant le placement des asphaltènes aux interfaces entre les gouttelettes d’huile polaire et l’huile apolaire, ce qui conduit à la formation d’interfaces rigides qui empêchent la coalescence des gouttelettes et permettent la persistance de l’émulsion. Dans un mode de réalisation, la composition hydrocarbonée stable selon l’invention est une composition pour combustible marin et peut être utilisée en tant que base pour fabriquer un combustible marin ou former un combustible marin. Par combustible marin, on entend un combustible présentant des spécifications appropriées pour une utilisation dans les moteurs diesels et les chaudières des navires, avant tout traitement conventionnel à bord (décantation, centrifugation, filtration) préalable à leur utilisation. Ce type de combustible peut aussi être utilisé dans les moteurs diesel stationnaires, de type identique ou semblable à ceux utilisés pour des applications marines. La composition pour combustible marin selon l’invention peut notamment respecter toutes les spécifications des combustibles marins présentées dans la norme NF ISO 8217 : 2017 ou NF ISO 8217 : 2018. Le combustible marin peut notamment respecter les spécifications des combustibles de type RMD, RME, RMG, RMK de la norme. La composition hydrocarbonée stable selon l’invention, notamment lorsqu’elle forme une composition pour combustible marin, peut notamment présenter une ou plusieurs des caractéristiques suivantes : une teneur en soufre inférieure ou égale à 3,5 % en masse, de préférence inférieure ou égale à 1,5 % en masse, davantage de préférence inférieure ou égale à 0,5 % en masse, par exemple de 0,05 à 0,5 % en masse ou dans tout intervalle défini par deux de ces limites, une masse volumique à 15 °C d’au plus 1010 kg/m 3 , d’au plus 991 kg/m 3 , d’au plus 975 kg/m 3 , d’au plus 960 kg/m 3 , d’au plus 920 kg/m 3 , d’au plus 900 kg/m 3 ou d’au plus 890 kg/m 3 , notamment supérieure à 900 kg/m 3 , ou dans tout intervalle défini par deux de ces limites, un point d’écoulement d’au plus 30 °C, d’au plus 6 °C, d’au plus 0 °C ou d’au plus -6 °C, notamment supérieure à -42 °C, ou dans tout intervalle défini par deux de ces limites, une viscosité cinématique à 50 °C d’au plus 700 mm 2 /s, d’au plus 500 mm 2 /s, d’au plus 380 mm 2 /s, d’au plus 180 mm 2 /s, d’au plus 80 mm 2 /s, d’au plus 30 mm 2 /s ou d’au plus 10 mm 2 /s, notamment supérieure à 2 mm²/s, ou dans tout intervalle défini par deux de ces limites. L’invention permet notamment de formuler un combustible marin à très basse teneur en soufre (moins de 0,50 % en masse de soufre), comprenant un composant renouvelable. Lorsque la composition hydrocarbonée stable selon l’invention est utilisée en tant que base pour fabriquer un combustible marin, elle peut être ajoutée en toutes proportions à une base pour combustible marin d’origine fossile, notamment de manière à formuler un combustible marin respectant toutes les spécifications des combustibles marins présentées dans la norme NF ISO 8217 : 2017 ou NF ISO 8217 : 2018, et notamment les spécifications des combustibles de type RMD, RME, RMG, RMK. L’homme du métier pourra déterminer les proportions adéquates en mesurant les propriétés figurant dans les normes et/ou spécifications. Dans un autre mode de réalisation, la composition hydrocarbonée stable peut être utilisée comme charge d’une unité de raffinage choisie parmi une unité de craquage catalytique fluide (FCC), une unité d’hydrotraitement, une unité d’hydrocraquage, une unité d’oxydation partielle (POX). Dans un mode de réalisation, la composition hydrocarbonée stable peut être traitée dans une unité FCC, par exemple dans au moins un réacteur dans laquelle elle est mise en contact avec au moins un catalyseur fluidisé. La réaction de craquage catalytique est typiquement mise en œuvre à une température de 300 à 700°C ou de 400 à 650°C. En général, la réaction est mise en œuvre à pression modérée, par exemple à pression atmosphérique. Dans certains modes de réalisation, le rapport en masse entre la composition hydrocarbonée stable et la quantité de catalyseur utilisée qui entre en contact avec le catalyseur ("rapport catalyseur-huile") peut être de 4:1 à 15:1. Par exemple, le rapport catalyseur-huile peut être de 4:1 à 13:1, notamment de 5:1 à 10:1, de 5:1 à 9:1, de 6:1 à 8:1, de 4:1 à 7:1, ou de 6:1 à 7:1. Le temps de contact de la composition hydrocarbonée stable avec le catalyseur peut être de 0,1 à 7 secondes, de préférence de 0,1 à 5 secondes, de 0,1 à 4 secondes ou de 0,1 à 3 secondes voire de 0,1 à 1 seconde. Le catalyseur peut être un catalyseur FCC conventionnel. Les catalyseurs FCC comprennent généralement une zéolithe, telle que la zéolithe USY, une matrice, telle que l'alumine, et une argile kaolinique. Le catalyseur peut en outre comprendre des additifs pour piéger les contaminants métalliques, pour convertir les composés soufrés et autres, biens connus de l’homme du métier. En variante, le catalyseur peut comprendre un catalyseur basique. Parmi les exemples de catalyseurs basiques appropriés, on peut citer les matériaux en couches et les matériaux obtenus par traitement thermique des matériaux en couches. De préférence, les matériaux en couches sont choisis dans le groupe constitué par les smectites, les argiles anioniques, les sels hydroxylés en couches et leurs mélanges. Les matériaux de type hydrotalcite, en particulier les argiles anioniques Mg-Al et Ca-Al, sont particulièrement préférés. Les catalyseurs basiques peuvent être utilisés tels quels ou mélangés à un catalyseur de craquage FCC conventionnel. Dans un mode de réalisation, la composition hydrocarbonée stable peut être traitée dans une unité d’hydrotraitement, par exemple dans au moins un réacteur dans laquelle elle est mise en contact avec au moins un catalyseur d’hydrotraitement. Des conditions d’hydrotraitement utilisables comprennent une pression de 15 à 130 bars, de préférence de 15 à 50 bars, une température de 250 à 380°C, préférentiellement de 280 à 340°C, en présence d’un catalyseur d’hydrotraitement et de dihydrogène. Typiquement on pourra prévoir une vitesse spatiale horaire du liquide (VVH en Français, LHSV en anglais- Liquid Hourly Space Velocity) : de 0,2 à 9 hr -1 , de préférence 0,5 à 7, et plus préférablement 0,8 à 1,8 ou de 1 à 1,6 h -1 , et un ratio de dihydrogène : 50 à 1500 Nm 3 /m 3 de charge, de préférence 120 à 250 Nm 3 /m 3 ou de 120 à 180 Nm 3 /m 3 et plus préférablement 120 à 200 Nm 3 /m 3 de charge. Le catalyseur d’hydrotraitement est un catalyseur d’hydrotraitement classique. Les catalyseurs d’hydrotraitement classiques comprennent notamment un composé métallique actif tel que le nickel, le platine, le palladium, le rhénium, le rhodium, le tungstate de nickel, le molybdénate de nickel, le molybdène, le molybdénate de cobalt, le molybdénate de nickel, ce composé métallique pouvant être déposé ou non sur un support. Ce support peut généralement comprendre des oxydes tels que des silices, des alumines, des alumino-silicates (notamment des zéolithes), des oxydes de titane, ou encore de carbone, de tamis moléculaires, des sels ou des métaux alcalino-terreux. Lorsqu’un support est présent, il présente avantageusement une surface spécifique variant de 100 à 250 m 2 /g, de préférence de 150 à 200 m 2 /g. Avantageusement, le catalyseur comprend au moins deux métaux des groupes 6, 9, 10, 11 du tableau périodique des éléments, de préférence au moins deux métaux tels que NiMo, CoMo, ou encore CoNiMo, de préférence sur un support d’alumine. Lorsqu’ils sont supportés, les catalyseurs d’hydrotraitement classiques comprennent typiquement une teneur en métal de 0,01 à 25% en masse par rapport à la masse totale du catalyseur, de préférence de 15 à 20% en masse, par exemple de 20 % en masse par rapport à la masse totale du catalyseur. Dans un mode de réalisation préféré, le catalyseur utilisé ne présente pas de fonction isomérisante ou présente une activité isomérisante négligeable dans les conditions de réaction. Dit autrement, le catalyseur ne favorise pas l’isomérisation des composés hydrocarbonés présents dans la charge. Lorsqu’un support est présent, il est de préférence peu ou pas acide. Ainsi, un catalyseur ne présentant pas de fonction isomérisante peut comprendre au moins un métal des groupes 6, 9, 10, 11 du tableau périodique des éléments, optionnellement sur un support choisi parmi l’alumine, la silice alumine, l’alumine phosphatée, l’alumine borée, la silice alumine phosphatée, seules ou en mélange. Dans un mode de réalisation, la composition hydrocarbonée stable peut être traitée dans une unité d’hydrocraquage. L’unité d’hydrocraquage peut comprendre au moins un réacteur d’hydrocraquage dans laquelle la charge est mise en contact avec au moins un catalyseur d’hydrocraquage. Typiquement, les conditions d’hydrocraquage comprennent une température de 250 à 480°C, une pression partielle d’hydrogène de 1,5 à 25MPa abs. et une vitesse volumique horaire de 0,1 à 10h -1 . Un catalyseur d’hydrocraquage utilisable comprend par exemple un support choisi parmi les alumines halogénées, les combinaisons d’oxydes de bore et d’aluminium, les silice-alumines amorphes et les zéolithes et une fonction hydro-déshydrogénante comprenant au moins un métal du groupe 6 choisi parmi le chrome, le molybdène et le tungstène, seul ou en mélange, et/ou au moins un métal des groupes 8-10 choisi parmi le fer, le cobalt, le nickel, le ruthénium, le rhodium, le palladium et le platine. Dans un mode de réalisation, la composition hydrocarbonée stable peut être traitée dans une unité de gazéification par oxydation partielle (POX) pour produire, en présence d'un agent oxydant comprenant de l'oxygène moléculaire (O 2 ), un gaz de synthèse comprenant au moins du dihydrogène, du monoxyde de carbone et du dioxyde de carbone. L’unité de gazéification POX comprend au moins un réacteur ou au moins un gazéificateur de gazéification POX. Dans une variante ou en combinaison avec toute autre variante de ce mode de réalisation, l'agent oxydant comprend un gaz oxydant qui peut inclure de l'air, de l'air enrichi en oxygène, ou de l'oxygène moléculaire (O 2 ), ou de la vapeur. La gazéification par oxydation partielle peut être réalisée en présence ou non d'un catalyseur. Les catalyseurs appropriés comprennent un ou plusieurs composants métalliques des groupes 8 à 10 de la classification périodique, tels que le platine, le palladium, le rhodium, l'iridium, l'osmium, le ruthénium, et éventuellement, un ou plusieurs éléments des groupes 5 à 7, 11, tels que le fer, le cobalt, le nickel, le cuivre, le vanadium et le chrome, ces éléments étant typiquement supportés sur un support tel que la zircone, l'alumine, le CeO 2 , le Y 2 O 3 ou le TiO 2 . Dans une variante ou en combinaison avec toute autre variante de ce mode de réalisation, la zone de gazéification, et éventuellement toutes les zones de réaction dans le gazéifieur/réacteur de gazéification, peuvent fonctionner à une température d'au moins 1000 °C, au moins 1100 °C, au moins 1200 °C, au moins 1250 °C, ou au moins 1300 °C et/ou pas plus de 2500 °C, pas plus de 2000 °C, pas plus de 1800 °C, ou pas plus de 1600 °C. La température de réaction peut être autogène. Dans une variante ou en combinaison avec toute autre variante de ce mode de réalisation, le gazéifieur peut fonctionner à une pression à l'intérieur de la zone de gazéification (ou chambre de combustion) d'au moins 1,3 MPa à 9 MPa, des exemples de plages de pression appropriées comprennent 2 à 7 MPa, 2 à 6 MPa, 2,5 à 7 MPa, 2 à 5,5 MPa, 3 à 5 MPa ou toute plage définie par l'une des limites de ces plages. En général, le temps de séjour moyen des gaz dans le réacteur de gazéification peut être très court pour augmenter le débit. Comme le gazéifieur peut fonctionner à une température et une pression élevée, la conversion pratiquement complète de la charge d'alimentation en gaz peut se produire dans un délai très court. Dans un mode de réalisation ou en combinaison avec n'importe quel mode de réalisation mentionné ici, le temps de séjour moyen des gaz dans le gazéifieur peut ne pas être supérieur à 30, pas supérieur à 25, pas supérieur à 20, pas supérieur à 15, pas supérieur à 10, ou pas supérieur à 7 secondes. La composition hydrocarbonée stable selon l’invention peut être préparée par mélange des deux composants (a) et (b) dans les proportions indiquées avec une agitation suffisante pour obtenir une émulsion. Les conditions d’agitation pour obtenir une émulsion sont les conditions usuelles employées par l’homme du métier et ne sont donc pas décrites plus en détail. Une agitation adéquate peut typiquement être obtenue en utilisant une turbine ou un rotor/stator. On pourra en outre réaliser l’émulsion en chauffant les composants (a) et (b) à une température facilitant leur manipulation en fonction de leur viscosité, par exemple à une température de 30 à 60 °C. Description des figures FIG. 1 La FIG. 1 représente une courbe des temps de demi-vie des émulsions de l’exemple 2 soumises à une centrifugation de 2325 g à 50°C, en fonction de la teneur en aromatiques de la base fossile. Exemples Différentes émulsions ont été formulées à partir d’une base fossile et d’une base renouvelable. Dans tous les exemples, les émulsions ont été préparées par agitation avec un rotor-stator (30000 tours par minute, 2 minutes) à 50°C. Dans les exemples, un résidu sous vide d’huile de pyrolyse de pin contenant 6,3 % en masse d’eau a été utilisé comme base renouvelable. Exemple 1 : impact de la teneur en asphaltènes sur la stabilité d’une composition comprenant une base fossile et un résidu sous vide d’une huile de pyrolyse de biomasse Des asphaltènes extraits d’un résidu sous vide fossile (RSV fossile) par précipitation au n-heptane ont été réincorporés à différentes teneurs dans le même résidu sous vide. Des émulsions contenant 30 % en masse d’un résidu sous vide d’huile de pyrolyse de pin (RSV renouvelable) dans le RSV fossile ont été préparées, observées en microscopie optique et leur stabilité a été évaluée pendant 2 h sous centrifugation (2000 tours par minute, soit 581 g) à 50°C. Le suivi de stabilité est fait par mesure de l’intensité de lumière transmise le long de l’échantillon au cours du temps (longueur d’onde 870 nm). Le tableau 1 rassemble les caractéristiques des émulsions formées. [Table 1] Tableau 1 Emulsion Teneur en Asphaltenes du RSV fossile (% en masse) Temps de ½ vie de l’émulsion (h) a) 0 0,39 b) 0,05 0,57 c) 0,1 0,69 d) 0,5 Début de déstabilisation à 2h e) 1 Stable pendant 2h L’observation par microscopie optique montre que le RSV fossile ne transmet pas la lumière, l’émulsion non plus. Seul le RSV renouvelable transmet la lumière et permet de suivre la séparation de l’émulsion. Pour les échantillons a) à c), l’émulsion se casse au cours de l’analyse, avec un maximum de transmission au bas de l’échantillon au bout de 2 h, ce qui signifie que tout le RSV renouvelable est séparé. Pour l’échantillon d), on observe un début de déstabilisation de l’échantillon au bout des 2 h d’analyse, tandis que l’échantillon e) est stable tout au long des 2 h d’analyse. Pour ces 5 émulsions, on peut calculer un temps de ½ vie, c’est-à-dire le temps au bout duquel 50 % da phase dispersée est séparée. Ces temps sont rassemblés dans le tableau 1. Il est clair qu’une augmentation de la teneur en asphaltènes permet d’augmenter le temps de demi-vie, et donc la stabilité de l’émulsion. Cet exemple montre l’impact de la teneur en asphaltènes sur la stabilité de l’émulsion. Exemple 2 : impact de la nature de la phase dispersante à même teneur en asphaltènes Différentes émulsions contenant 30 % en masse de RSV d’huile de pyrolyse de pin (RSV renouvelable) dans une base fossile ont été préparées. La composition de la base fossile a été modifiée afin de maintenir un taux d’asphaltènes voisin de 2 % dans les émulsions. La base fossile contient un RSV (résidu atmosphérique), un RAT (résidu atmosphérique), un slurry et un gazole (GO). Les asphaltènes sont contenus dans le RSV (4,4 % en masse) et dans le slurry (0,86 % en masse). Ces asphaltènes sont de natures différentes, le RSV présentant un paramètre Sa de 0,87 et le slurry un paramètre Sa de 0,20. Les compositions sont détaillées dans le tableau 2, ainsi que le temps de demi-vie des émulsions mesurés sous centrifugation (4000 tours par minute, soit 2325 g) à 50°C, comme dans l’exemple 1. [Table 2] Tableau 2 Emulsion (30 % de RSV Renouvelable dans la base fossile) Composition de la base fossile (% en masse) % en masse Asphaltenes dans la base fossile Temps de ½ vie de l’émulsion (h) RSV RAT Slurry GO A 40 10 10 40 1,9 1,24 B 40 20 10 30 1,9 1,56 C 40 30 10 20 1,9 1,73 D 40 10 20 30 2,0 1,39 E 40 20 20 20 2,0 1,26 G 40 40 10 10 1,9 2,95 H 40 25 25 10 2,0 1,19 I 40 30 20 10 2,0 1,51 J 40 20 30 10 2,1 1,22 K 40 10 40 10 2,1 0,74 L 40 25 30 5 2,0 1,21 Ces résultats montrent que l’on peut multiplier la stabilité de l’émulsion par un facteur voisin de 4 lorsqu’on modifie la composition de la phase dispersante, à teneur en asphaltènes constante. Le temps de demi-vie de l’émulsion est relativement bien corrélé avec les teneurs en base RAT et en slurry : plus la quantité de RAT est élevée, plus l’émulsion est stable, et inversement pour la teneur en RSV. La composition SAR (Saturés, Aromatiques, Résines) des différents constituants de la base fossile est rassemblée dans le tableau 3 et le tableau 4 rassemble la composition SAR calculée pour les émulsions A à L. [Table 3] Tableau 3 S (% en masse) A (% en masse) R (% en masse) RSV 27,1 54,0 15,8 RAT 52,8 39,4 7,4 Slurry 26,0 65,7 6,8 GO 56,3 43,0 0,7 [Table 4] Tableau 4 S (% en masse) A (% en masse) R (% en masse) A 41,2 49,3 8,0 B 40,9 49,0 8,7 C 40,5 48,6 9,4 D 38,2 51,6 8,6 E 37,9 51,2 9,3 G 40,2 48,2 10,0 H 36,2 52,2 9,9 I 37,5 50,9 10,0 J 34,8 53,5 9,9 K 32,2 56,1 9,9 L 34,7 53,3 10,2 La FIG. 1 montre que le temps de ½ vie des émulsions A- L est bien corrélé avec la teneur en aromatiques du mélange (l’émulsion G a été exclue de la corrélation). Les émulsions les plus stables sont obtenues pour les fuels ayant les plus basses teneurs en aromatiques. En considérant qu’une émulsion est stable lorsque son temps de demi-vie est supérieur à 1 heure dans les conditions d’analyse, une émulsion stable peut être obtenue lorsque la base fossile présente une teneur en aromatiques d’au plus 54 % en masse, et ce, quelle que soit la nature des composants de la base fossile. Composition hydrocarbonée stable caractérisée en ce qu’elle comprend : (a) 10 à 30 % en masse d’une base renouvelable comprenant au moins un composant choisi parmi une huile de pyrolyse de biomasse et un résidu de la distillation sous vide d’une huile de pyrolyse de biomasse, (b) 70 à 90 % en masse d’une base fossile contenant au moins 1 % en masse d’asphaltènes et présentant une teneur en aromatiques d’au plus 54 % en masse. Composition selon la revendication 1, caractérisée en ce que la base fossile contient au moins 2 % en masse d’asphaltènes. Composition selon la revendication 1 ou 2, caractérisée en ce que la base fossile présente un paramètre Sa de 0,2 à 0,9 mesuré selon la norme ASTM D7157-18 (Révision 2018). Composition selon l’une quelconque des revendications 1 à 3, caractérisée en ce que la base fossile comprend au moins un produit pétrolier contenant des asphaltènes et au moins un fluxant, optionnellement la base fossile présentant une teneur en fluxant de 2 à 45 % en masse. Composition selon la revendication 4, caractérisée en ce que la base fossile comprend au moins un fluxant choisi parmi (i) un gazole issu de la distillation directe du pétrole, (ii) les produits de distillation sous vide d’un résidu atmosphérique, (iii) les produits de distillation atmosphérique ou sous vide des effluents des unités de conversion, (iv) les produits issus des unités de craquage catalytique et des unités de désulfuration et hydrodésulfuration, (v) les produits issus des unités de vapocraquage. Composition selon l’une quelconque des revendications 1 à 5, caractérisée en ce que la base fossile comprend au moins un composant contenant des asphaltènes choisi parmi : (i) les résidus atmosphériques ou des résidus sous vide issus de la distillation du pétrole brut, (ii) les effluents, notamment les résidus, issus des procédés de conversion thermique, tel que le procédé de viscoréduction, (iii) les effluents, notamment les résidus ou la coupe slurry, issus de procédés de craquage catalytique, tel que le procédé FCC, (iv) les effluents, notamment les résidus, issus des procédés d’hydrotraitement, d’hydrocraquage, d’hydroconversion profonde, du procédé ARDS, du procédé VRDS, (v) les brais issus de procédés de séparation physique, tel que le désasphaltage. Composition selon l’une quelconque des revendications 1 à 6, caractérisée en ce que l’huile de pyrolyse de biomasse est issue d’un procédé de pyrolyse d’une biomasse choisie parmi (i) la biomasse ligno-cellulosique, (ii) la biomasse herbacée, (iii) la biomasse provenant de plantes poussant dans ou sous l’eau, (iv) la biomasse algale, (v) les résidus agricoles issus de l’élevage, (vi) les déchets organiques, (vii) le papier, (viii) le carton, et leurs mélanges. Composition pour combustible marin constituée ou comprenant la combustion hydrocarbonée stable selon l’une quelconque des revendications 1 à 7. Méthode de préparation d’une composition hydrocarbonée stable, comprenant : a) fournir une base renouvelable comprenant au moins un composant choisi parmi une huile de pyrolyse de biomasse et un résidu de la distillation sous vide d’une huile de pyrolyse de biomasse, b) fournir une base fossile contenant au moins 1 % en masse d’asphaltènes et présentant une teneur en aromatiques d’au plus 54 % en masse, c) mélanger de 10 à 30 % en masse d’huile de la base renouvelable avec 70 à 90 % en masse de la base fossile avec une agitation suffisante pour obtenir une émulsion stable formant la composition hydrocarbonée stable. Méthode de préparation selon la revendication 9, caractérisée en ce que la base fossile comprend au moins 2 % en masse d’asphaltènes. Méthode de préparation selon la revendication 9 ou 10, caractérisée en ce que la base fossile présente un paramètre Sa de 0,2 à 0,9 mesuré selon la norme ASTM D7157-18 (Révision 2018). Utilisation des asphaltènes et des aromatiques présents dans une base fossile pour stabiliser une composition hydrocarbonée comprenant (i) 10 à 30 % en masse d’une base renouvelable comprenant au moins un composant choisi parmi une huile de pyrolyse de biomasse et un résidu de la distillation sous vide d’une huile de pyrolyse de biomasse, et (ii) 70 à 90 % en masse de la base fossile, la base fossile contenant au moins 1 % en masse d’asphaltènes et présentant une teneur en aromatiques d’au plus 54 % en masse. Utilisation selon la revendication 12, dans laquelle la base fossile présente un paramètre Sa de 0,2 à 0,9 mesuré selon la norme ASTM D7157-18 (Révision 2018). Utilisation de la composition hydrocarbonée selon l’une quelconque des revendications 1 à 7 comme (i) base pour fabriquer un combustible marin, (ii) combustible marin, ou (iii) charge d’une unité de raffinage choisie parmi une unité de craquage catalytique fluide, une unité d’hydrotraitement, une unité d’hydrocraquage, une unité d’oxydation partielle.