FR 2556361 A1 19850614 FR 8418438 A 19841204 Procédé de traitement des pétroles bruts lourds. Le procédé pour traiter des pétroles bruts lourds, ayant une teneur élevée en asphaltènes (plus de 7 % en poids d'insolubles dans nC5), est caractérisé par I'élimination d'impuretés par un stade d'extraction par des solvants sélectifs, afin d'obtenir un extrait dont les propriétés sont semblables à celles d'un résidu léger atmosphérique (avec des teneurs moindres en asphaltenes) et un courant où des impuretés brutes, connues sous le nom de résidus, sont concentrées. La demande croissante dans le monde pour de 1'énergie, en même temps que des percées technologiques, ont favorisé l'essor de procédures de plus en plus complexes pour récupérer intégralement des produits distillés et des résidus provenant de pétroles bruts. Au cours des années, l'industrie du pétrole a dû subir de nombreux changements ; actuellement, elle fournit des pétroles bruts plus lourds. Un pétrole brut est un mélange constitué principalement de plusieurs hydrocarbures et, en une moindre proportion, de composés contenant dans leurs molécules, des éléments tels que le soufre, l'azote, l'oxygène, le vanadium, le nickel, le fer et le cuivre, entre autres. En général, un pétrole brut dont la densité est grande est dénommé pétrole brut lounl , ce qui signifie que dans sa composition les hydrocarbures à bas point d'ébullition sont présents en une moindre proportion que dans des pétroles dénommés bruts légers ; mais, quand on définit ainsi un pétrole brut lourd, on ne considère pas la nature chimique de ses constituants et, en conséquence, sa qualité n'est pas indiquée, même si dans l'analyse sont englobées des données déterminant normalement la qualité du brut. Pour la même densité, c'est-à-dire la densité API, la qualité d'un brut peut varier beaucoup,puis- que le rendement des produits peut être tout à fait différent, ou puisque la disponibilité de certains types de produits peut augmenter nettement les coûts de son traitement ou parfois Compromettre partiellement ou totalement le processus normal de raffinage. Les pétroles bruts ont des comportements particuliers aux divers stades de récupération ; ces comportements dépendent de la nature et des propriétés physiques et chimiques des hydrocarbures. Les stades principaux correspondent à la production, à la manutention, au raffinage et à la commercialisation. On a récupéré, traditionnellement, des hydrocarbures légers et moyens et la récupération de bruts plus lourds rend nécessaire la mise au point de nouvelles technologies afin de pouvoir exploiter ces réserves industriellement. Des bruts légers et moyens sont également facilement déshydratés et transportés par oléoducs. En revanche, des pétroles bruts lourds sont difficiles, en raison de leur grande viscosité et de leur grande densité, à manipuler et il faut des systèmes de transport plus coûteux. Des pétroles bruts lourds, en particulier ceux ayant des teneurs élevées en asphaltènes, requièrent également des usines de traitement spéciales. C'est pourquoi la commercialisation à l'échelle mondiale de pétroles bruts lourds présentera également des caractéristiques particu lières. Comme on l'a mentionné, des techniques normalisées reposent sur la récupération des hydrocarbures à consistance légère et intermédiaire. Les raffineries pour traiter ces produits sont adaptées à un schéma typique, de manière à récupérer des conUusti5les, en général par la séquence de raffinage suivante : distillation sous la pression atmosphérique, distillation sous vide de résidus atmosphériques -valorisation des essences par craquage catalytique des gazoils sous vide et -réduction de viscosité des résidus de distillation sous vide. La demanderesse a mis au point un schéma de traitement pour des pétroles bruts lourds ayant une teneur élevée en asphaltènes, comprenant les stades suivants : distillation sous la pression atmosphérique, extraction selective par des solvants, distillation sous vide et reduction de la viscosité. Dans ce processus, la charge pour l'unité d'extraction est de la matiere bitumineuse, qui est un résidu ayant un point d'ébullition initial de 300 à 4700CI et provenant de la distillation du pétrole brut lourd. Suivant le procédé de l'invention, on traite des pétroles bruts lourds ayant des teneurs élevées en asphaltènes et une base paraffinique et naphténi- que. Le procédé consiste, premièrement, à soumettre le brut à une distillation primaire sous la pression atmosphérique en obtenant ainsi un résidu à un point d'ébullition initial de 300 à 4700C. Immédiatement ensuite, le procédé est caractérisé par le fait qu'il consiste à soumettre le résidu à une extraction sélec tive par des solvants aliphatiques en C4 à C7, ou par un mélange de ceux-ci, et à soutirer au sommet an extrait ayant des propriétés semblables à celles d'un résidu d'une distillation sous la pression atmosphé- rique d'un brut léger.On soumet immédiatement l'extrait soutiré à des stades de raffinage, tels que de distillation sous vide ; à un craquage catalytique et-à une réduction de viscosité, à une cokéfaction, à une préparation d'asphaltes et de fuel poids à partir de résidus sous vide. Par le bas, on soutire un courant dans lequel les impuretés du brut sont concentrées. L'invention vise donc - un procédé de traitement de pétroles bruts lourds ayant des teneurs élevées en asphaltnes,per- mettant d'obtenir un extrait dont les pourcentages en asphaltènes et en métal sont semblables à ceux d'un résidu de brut léger, en vue de le traiter davantage dans les unités de conversion, - un procédé de traitement des pétroles bruts lourds qui permet d'augmenter, comparativement, les rendements en produits de distillation par rapport aux traitements classiques du pétrole brut lourd, - un procédé de traitement du pétrole brut lourd permettant d'utiliser du pétrole brut et de raffiner des résidus de celui-ci dans des unités de traitement classiques et faciles à faire fonctionner, - une nouvelle technique pour traiter des pétroles bruts lourds, pour tirer parti des réserves croissantes de bruts ayant des teneurs élevées en asphaltènes et en métaux. Les réserves de pétrole brut léger ont diminué, de nos jours, dans plusieurs pays producteurs de pétrole, tandis que les réserves de pétrole brut lourd ont augmenté. On a fait appel à plusieurs techniques pour raffiner ces bruts. Classification des bruts.- Actuellement, il y a plusieurs classes. Du point de vue industriel, les pétroles bruts ont été classés suivant leur densité API en : légers ( > 300 API) ; intermédiaires (20 à 300 API) ; lourds (10 à 200 API), et superlourds ( Les classifications disponibles jusqu'ici n'indiquent pas l'utilisation des produits distillés pour chaque brut, ni le degré de raffinage à appliquer pour un traitement économique. En conséquence, une classification arbitraire, donnée du point de vue du traitement, peut être qu'un pétrole brut lourd est celui qui engendre des résidus sous vide exigeant une dilution peu économique pour devenir du fuel-oil marchand. Pétroles bruts lourds. Suivant la classification industrielle, des pétroles bruts lourds sont ceux qui ont des densités inférieures à 200 API. D'autres caractéristiques qui peuvent être attribuées à des pétroles bruts lourds sont : la viscosité élevée, des teneurs élevées en métal, principalement en nickel et vanadium ; des teneurs élevées en soufre et une existence abondante de résidus carbonés consistant en asphaltènes et en carbone Ramsbottom ou Conradson. On a observé en pratique que tous les pétroles bruts lourds engendrent des quantités supérieures à 35 % en volume de fuel-oils ayant une viscosité SSF de 500 et provenant de résidus de distillation sous vide. En outre, on peut dire que le pétrole brut lourd est celui qui exige nécessairement d'inclure dans son schéma de traitement des processus de raffinage secondaires, tels qu'une extraction en utilisant des solvants sélectifs pour séparer les asphaltènes et les impuretés, ou des processus catalytiques pour isoler des composés indésirables tels que le carbone, le soufre et des métaux. Impuretés. La présence de ces composés qui se trouvent dans les pétroles bruts lourds nuit beaucoup aux divers stades de raffinage. C'est ainsi que le soufre, dans le processus de distillation primaire, restreint la récupération des produits distillés en raison de la corrosion provoquée par certains composés soufrés à des températures élevées. Dans ce cas, il faut des alliages speciaux et coûteux pour les équipements nécessaires au traitement. La présence de ces composés dans les produits distillés rend nécessaire de les traiter ensuite en vue d'isoler ces composés puisque, sinon, les produits distillés ne satisferont pas aux critères de qualité imposés. L'influence de ces impuretés se fait sentir dans le système de raffinage secondaire appliqué classiquement dans des raffineries pour recueillir des volumes supplémentaires d'essence. Leur présence limite la récupération de la charge qui doit être recyclée puisque, dans la plupart des cas, on utilise des agents catalytiques qui sont facilement empoisonnés et désactivés par la présence d'impuretés, en particulier de métaux. Pour ce qui concerne des combustibles industriels lourds préparés normalement à partir de résidus asphaltiques, la présence de composés nocifs dans des pétroles bruts lourds se fait sentir également par l'attaque des équipements normaux qui brûlent des combustibles lourds. On observe également des effets de corrosion accélérés. Pour ce qui concerne les hydrocarbures ayant un faible rapport hydrogene à carbone, on peut mentionner qu'une mesure indirecte de la complexité et de la rigueur du système de raffinage appliqué dans le traitement de pétrole brut lourd est donnée par les teneurs en asphaltènes1.qui sont présentes dans des pétroles bruts. e"est ainsi qu'un pétrole brut lourd ayant des teneurs faibles en asphaltènes est plus facile -à raffiner qu'un brut de densité API égale, mais ayant une teneur élevée en asphaltènes. Une mesure du comportement du brut dans des traitements mettant en oeuvre un chauffage dans des processus industriels est donnée par la saleur du carbone Ramsbottom qui, à des fins pratiques, peut être interprété comme la tendance à une carbonisation. Ceci signifie qu'en dépit du fait queue brut a des hydrocarbures distillables quand leur carbone Ramsbottom est élevé, nombre des hydrocarbures cidessus ne peuvent pas être obtenus par distillation puisqu'en augmentant la température à la valeur requise, il se produira une carbonisation. Les valeurs obtenues, quand on détermine les matières insolubles dans le pentane et l'heptane sont une mesure des teneurs en asphaltènes, es asphaltènes étant des composés d'une masse molécu- laire très grande constitués de carbone, d1hydrogêne, d'azote, d'oxygène et de métaux. Comme on l'a déjà mentionné, des asphaltenes dans un pétrole brut lourd posent de nombreux problèmes quand on raffine ce dernier. L'analyse des pétroles bruts lourds fournit diverses valeurs pour ce qui concerne les teneurs en asphaltènes. Cela est vrai également pour le carbone Ramsbottom. D'autre part, même si des produits de distillation atmosphérique provenant d'un pétrole brut lourds typique peuvent être comparés à ceux de pétroles légers pour ce qui concerne leurs caracté- ristiques relatives à leur utilisation comme combustibles, on observe une grande différence dans la composition chimique du gas-oil sous vide ; le gaz-oil dérivé de pétroles bruts lourds a une plus grande quantité de produits aromatiques et, en conséquence, un rapport carbone-hydrogène plus élevé. Ce rapport montre également une tendance à la carbonisation et, en outre, au fur et à mesure qu on analyse des fractions plus lourdes, ce rapport continue à augmenter. Ceci signifie que, même avant toute considération d'asphaltènes, des gas-oils lourds provenant de pétroles bruts lourds sont, en raison de leur grand rapport carbone à hydrogène, des produits potentiels pour une carbonisation, présentant également une viscosité élevée, puisque, par leur composition chimique, il y a beaucoup de produits polyaromatiques. Certaines propriétés des pétroles bruts lourds et de leurs produits de distillation et résidus provenant de leur traitement normal sont décrites cidessous. Pétrole brut. Un pétrole brut lourd, ayant une densité de 21,80 API, peut être considéré comme un pétrole brut lourd intermédiaire entre un paraffinique et un naphténique, comme indiqué par le facteur de caractérisation observé (RUOP = 11,7), avec des teneurs élevées en impuretés, telles qu'en soufre (3,2 f en poids), en carbone Ramsbottom (10,4 8 en poids), en métaux Ni + V (350 ppm) et en matières insolubles dans nCs (14,7 z en poids). Pour ce qui concerne la récupération de produits distillés sous la pression atmosphérique (46 % en volume), on peut considérer que les rendements sont bas. Essences. Les essences recueillies à partir de bruts, telles qu'indiquées ci-dessus, ont des teneurs élevées en soufre (280 à 2800 ppm). Combustibles pour turbine. On observe des teneurs élevées en soufre (2900 à 3800 ppm) et un point de congélation élevé (-38 à -480C). Le point d'éclair est bon (50 à 70 C), tout comme les teneurs en composés aromatiques (18 à 21 % en volume). Kérosènes. Ces fractions présentent des teneurs acceptas bles en soufre (0,38 à 0,65 % en poids) et un point d'éclair acceptable (60 à 890C). Le point de fumée est bas (14 à 15 mm). Diésel. On observe des teneurs élevées en soufre (0,54 à 1,6 % en poids) et un point d'écoulement normal (-42 à 0 C). En termes d'indice de cétane (47,5 à 51,5) et de résidus carbonés (0,017 à 0,060 % en poids), ces fractions sont de bonne qualité. Produits distillés lourds. Les teneurs en métal sont faibles (Ni + V = 1 ppm) s'opposant à la teneur en soufre (2,2 à 2,9 % en poids). L'indice de viscosité (60 à 69) suggère la possibilité de recueillir des lubrifiants paraffinés. Résidus. Les résidus provenant de la distillation sous vide ont des teneurs élevées en soufre (3,8 à 5,0 % en poids), en métaux (Ni + V = 500 à 800 ppm), en matières insolubles dans le pentane (20 à 33 % en poids) et une viscosité à 98,90C de 340 à 50.000 cs). Sur la base de ce qui précède, on arrive à la conclusion qu'un pétrole brut lourd est, en raison de ses caractéristiques chimiques, un pétrole brut ayant une tendance à se carboniser dans des opérations industrielles de raffinage. Et,en raison de ces teneurs élevées en métaux, il donnera un gas-oil sous vide ayant de grandes concentrations de ceux-ci, ce qui nuit au fonctionnement correct des usines de craquage catalytique. En conséquence, le but de l'invention est de fournir un procédé pour éliminer les produits mentionnés des pétroles bruts lourds, c'est-à-dire ceux ayant des teneurs élevées en carbone Ramsbottom, en asphaltènes et en métal, de manière à ce que les processus auxquels le pétrole brut est soumis pendant son raffinage puissent s'effectuer avec une efficacité correcte, comme ce serait le cas pour un pétrole brut léger typique. Les caractéristiques principales d'un pétrole brut lourd soumis à un traitement suivant l'invention sont décrites ci-dessous Pétrole brut Analyse Densité 0,918 Densité API 21,8 Soufre, % en poids 3,2 Viscosité à 37,80C, SSU 370 Carbone Ramsbottom, % en poids 10,4 Asphaltènes, % en poids 14,7 Vanadium, ppm 270 Nickel, ppm 48 Kuop (facteur de caractérisation) 11,7 On effectue le traitement d'un pétrole brut typique par les stades suivants On traite par distillation un courant conte- nant 100 % de pétrole brut.On obtient un courant de gaz et de fractions de produits distillés ayant les caractéristiques suivantes Rendement Densité Fraction % en volume API Gaz (température d'ébulli- 1 o 1,0 tion initiale-5 C) Essence (50 à 210 C) 19,5 57,7 Kérosène (210 à 290 C) 10,5 38,8 Diésel (290 à 400 C) 15,5 27,5 Gas-oil lourd 7,5 27,1 (400 à 470 C) A partir des queues de distillation sous la pression atmosphérique, on obtient un résidu avec un rendement de 53,5 % en volume et une température d'ébullition initiale de 400 C. Le résidu a la compo- sition suivante Composition Carbone Ramsbottom, % en poids 19,7 Viscosité, SSF à 50 C 70.000 Densité, 20/4 C 1,026 Densité API 6,0 Métal, Fe, ppm 27 Metal, Cu, ppm 2 L'extrait produit dans ces conditions a les caractéristiques suivantes Extrait Extrait (1) (2) Densité API 12,1 13,5 Viscosité, SSF à 50 C 381 732 Matières insolubles dans 2,2 3,2 nC5, % en poids Matières insolubles dans 0,9 0,4 nC7, % en poids Carbone Ramsbottom, 7,5 7,9 % en poids Soufre, % en poids 3,5 3,9 Métal (Ni + V), ppm 120 131 Rendement, % en volume 65,4 à 67,3 63,0 à 69,6 Les résidus produits à 4000C et à 470 C à partir de l'extraction des queues après traitement par des solvants ont les caractéristiques suivantes Queues Queues (1) (2) Densité (Beckman) 1,071 1,13 Carbone Ramsbottom, 40,0 42,1 % en poids Matières insolubles dans 70,2 77,2 nC5, %en poids Matières insolubles dans 60,0 63,6 nC7, % en poids Huiles, % en poids 16,5 9,3 Queues Queues (1) (2) Résines, % en poids 13,90 13,6 Métal (Ni + V), ppm 1574 189.9 Soufre, % en poids 6,7 7,0 Carbone/hydrogne, 8,96 10,76 8 en poids pouvoir calorifique supérieur (J/g) 39062,10 38196,84 Point de fusion, 0C 153 160 Rendement, % en volume 34,0 35,0 L'extrait provenant du traitement d'extrac- tion par des solvants est soumis immédiatement à des stades de distillation sous vide, de craquage catalytique et de réduction de viscosité. Pendant la distillation sous vide, il se produit une fraction de gas-oil ayant un point d'ébullition initial de 5400C et avec un rendement en volume de 40 à 41 % (1) et de 36 à 38 % (2). Le tableau I donne les caractéristiques compa- ratives d'une charge (gas-oil sous vide d'un craquage catalytique d'un brut léger, comparé à une charge d'un craquage catalytique provenant d'extraits de pétrole brut traité par le procédé suivant l'invention). TABLEAU I Gas-oil sous vide Brut Extrait Extrait léger (1) (2) Densité API 25,5 19,6 18,9 Carbone Ramsbottom, 0,4 0,3 0,3 % en poids Matières insolubles dans O O O nC5, % en poids Soufre, 8 en poids 2,0 2,5 2,7 Viscosité, SSU, 98,90C 36 52 55 Métal (Ni + V), ppm 0,6 | 1,4 1,5 Facteur de métal 3,0 4,2 5,5 Le résidu de l'unité de distillation sous vide avec un point d'ébullition final de 5400C a un rendement en volume de 59 à 60 % (1) et de 62 à 64 % (2). Suivant les résultats indiqués au tableau cidessus, on peut voir que des extraits de distillation sous vide produits par la technique de traitement de pétrole brut lourd suivant l'invention présentent pratiquement les mêmes caractéristiques principales qu'un extrait sous vide provenant de pétrole brut léger.Parmi ces caractéristiques, on note une tendance à la carbonisation ayant, dans les deux cas, des valeurs très semblables, c'est-à-dire Brut Extrait Extrait léger (1) (2) Carbone Ramsbottom, 0,4 0,3 0,3 % en poids De même, on peut voir au tableau que les teneurs en asphaltènes sont nulles dans les deux cas, c'est-à-dire Brut Extrait Extrait léger (1) (2) Insolubles dans nC5, O 0 0 z en poids Les exemples suivants illustrent le traitement du pétrole brut lourd suivant l'invention EXEMPLE 1 On prépare une charge à 100 e de pétrole brut lourd. Elle a les caractéristiques suivantes. Densité 20/40C, 0,920 Densité API 22,6 Soufre, 40 en poids 3,1 Viscosité à 37,8 C, SSU 380 Carbone Ramsbottom, % en poids 10,7 Asphaltènes, % en poids 14,7 Vanadium, ppm 283 Nickel, ppm 51 Kuop 11,7 On soumet immédiatement cette charge à une distillation sous la pression atmosphérique pour obtenir un courant ayant des fractions de gaz et de produit distillé possédant les caractéristiques suivantes Rendement Fraction en produit * en volume Gaz (température d'ébullition 1,0 initiale-50 C) Essence (50 à 2100C) 19,5 Kérosène (210 à 2900C) 10,5 Diésel (290 à 4000C) 15,5 Gas-oil lourd (400 à 4700C) 7,5 Résidu supérieur à 470 C 46,0 On traite le résidu obtenu immédiatement par des solvants sélectifs comprenant un mélange d'isopentane (iC5) et de pentane normal (nC5) pour extraire des asphaltènes, du carbone, du soufre et des métaux dans les conditions suivantes Température de tête, C 138 à 142 C Température de queue, C 118 à 122 C Rapport solvant/hydrocarbure , 4 1 4:1 à 7:1 volume/volume Pression, bar | 22 à 24 Les résultats obtenus et les propriétés de la charge et du produit de ce stade d'extraction sonténumérés ci-dessous :: Résidu point Charge d'ébullition Extrait Queues initial; 4700C Rendement, % en 100,0 64,0 36,0 volume Densité API 4,92 12,9 - Densité 20/40C 1,0342 0,977 1,130 Viscosité SSF 500C 4 x 105 828 - 82,2 C 8,850 100 - 98,90C 1,980 -- - Soufre total, % en poids 4,@ 4,2 6,7 Carbone Ramsbottom, % en poids 19,9 7,9 39,3 Eau et sédiment, 0,3 0,2~~ % en volume Matières insolubles 1,1 76,3 dans nC5, % en poids 20,@ @,@ Matières insolubles 2 dans nC7, % en poids 0,9 0,4 60,0 Huiles, % en poids 42,0 64,9 10,3 Résines, % en poids 29,7 34,0 13,4 Métal, Fe ppm 45 16,2 - Cu ppm 1,0 0,3 - Ni ppm 108 14,2 275 V ppm 642 100 1600 Ductilité, cm 150 -- - Point de ramollisse- 50 -- 150 ment, C @@ -- 150 Pénétration 100/5/25, 0 -- -0,1 mm Résidu point Charge d'ébullition Extrait Queues initial 4700C Point d'écoulement, -- +12 - OC Carbone, 8 en poids 82,2 83,1 82,2 Hydrogène, 5 en poids 9,3 10,2 9,5 Azote, 9 en poids 1,0 0,5 0,5 Azote basique, ppm 1600 987 1 2473 Matières insolubles l dans le benzène, 0,0 0,0 | 0,0 % en poids Matières polaires, 29,7 34,0 13,4 % en poids ~ Produits saturés, 13,6 19,6 2,8 % en poids Produits aromatiques, 28,3 45,2 7,5 % en poids Carbone fixé, 10,5 0,30 28,9 % en poids Cendres, % en poids 0,10 0,04 0,20 Pouvoir calorifique supérieur, J/g 40470,76 13183,58 37586,56 Ensuite, l'extrait obtenu poursuit son traitenent de raffinage dans des unités de distillation sous vide, de craquage catalytique et de réduction de La viscosité et dans des unités de cokéfaction,de ?réparation d'asphalte et de fuel-oil. Distillation sous vide. Dans ce stade, on pro =uit un gas-oil (point d'ébullition final-540 C avec un rendement en volume de 37,8 % et avec un résidu représentant 62,9 e en volume (point d'ébullition initial-5400C). On donne ci-dessous les caractéristiques principales des gas-oils et des résidus provenant de ce stade. Type de charge 470 C caractéristiques Gas-oil Résidu Densité API 18,58 7,2 Masse volumique 20/40C 0,933 1,0173 Viscosité, 37,8 C 900.000 Viscosité, 98,90C 55 7,950 Soufre total, z en poids 2,7 4,5 Carbone Ramsbottom, 0,3 15,3 % en poids Matières insolubles dans @ @ 8 6 nC5, % en poids Métal, Fe ppm 0,8 1,7 Cu ppm 0,05 9,8 Ni ppm 10,3 36 V ppm 1,2 199 Point d'éclair, C 204 - Point d'aniline, C 72 - Matières insolubles dans -- 0,07 le benzène, % en poids Cendres, % en poids 0,06 0,07 EXEMPLE 2 En suivant la même technique que dans l'exemple 1, on traite le résidu atmosphérique obtenu par un hydrocarbure aliphatique différent, tel que le pentane normal, pour extraire les asphaltènes, le carbone, le soufre et les métaux, et on obtient les résultats suivants C5 Type de solvant Charge Extrait Queues Rendement, % en 100,0 71,3 28,7 volume Densité API 4,92 11,8 - Densité 20/4QC 1,0342 0,985 1,1 Viscosité SSF 500C 4 x 105 -- - 82,20C 8.850 -- - 98,90C 1.980 -- - Soufre total, % en poids 4,7 4,4 6,8 Carbone Ramsbottom, 19,9 10,6 40,6 % en poids Eau et sédiments, 0,3 0,1 - % en volume Matières insolubles dans nC5, % en poids 28,3 7,7 79,4 Matières insolubles dans nC7, % en poids 20,9 4,3 62,1 Huiles, 8 en poids 42,0 59,1 9,4 Résines, % en poids 29,7 33,2 11,2 Métaux, Fe ppm 45 7,5 - Cu ppm 1,0 0,5 - Ni ppm 108 25 300 V ppm 642 130 1900 Ductilité, cm 150 -- - C5 Type de solvant Charge Extrait Queues Point de ramollisse- 50 -- MI ment Pénétration 100/5/25, 380 -- - 0,1 mm Point d'écoulement, C -- +12 - Carbone, en poids 82,2 81,0 81,9 Hydrogène, % en poids 9,3 10,3 10,3 Azote, % en poids 1,0 0,5 0,5 Azote basiaue, ppm 1600 1077 2550 Matières insolubles dans le benzène, 0,0 0,0 0,0 e en poids Matières polaires, 29,7 33,2 11,2 % en poids 2@,@ @@,2 @@,2 Produits saturés, 13 6 17 5 3 6 % en poids 13,6 17,5 Produits aromatiques, % % en poids 28,3 41,6 5,8 Carbone fixé, % en poids 10,5 0,7 34,4 Cendres, % en poids 0,10 0,03 0,30 Pouvoir calorifique supérieur, J/g 40470,76 42874,26 40069,48 On continue à traiter l'extrait par un @ stade de distillation suivi de craquage catalytique, de réduction de viscosité, de cokéfaction, de préparation d'asphalte et de fuel-oils. EXEMPLE 3 Par la même technique qu'à l'exemple 1, on traite le résidu atmosphérique par un solvant aliphatique tel que l'hexane normal, nC6 avec les résultats suivantes : C6 Type de solvant Charge Extrait Queues Rendement, % en 100,0 74,9 25,1 volume Densité API 4,92 11,2 - Densité 2/40C 1.0342 0.989 1.170 Viscosité SSF, 500C 4 x 105 2370 - 82,20C 8.850 234 - 98,90C 1.980 -- - Soufre total, % en 4,7 4,45 6,9 poids Carbone Ramsbottom, 19,9 11,4 42,4 % en poids Eau et sédiments, 0,3 0,1 - % en volume Matières insolubles dans nC5, % en poids 28,3 10,3 82,0 Matières insolubles dans nC7, % en poids 20,9 6,0 | 65,4 Huiles, % en poids 42,0 56,4 8,9 Résines, % en poids 29,7 33,3 9,1 Métal, Fe ppm 45 6,0 - Cu ppm 1,0 | 1,3 - Ni ppm 108 31 330 V ppm 642 160 2080 Ductilité, cm 150 ---- C6 Type de solvant Charge Extrait Queues Point de ramollisse- 50 -- - ment Pénétration 100/5/25, 380 -- - 0,1 mm Point d'écoulement, C i ~~-- +15 - Carbone, % en poids 82,2 82,8 81,8 Hydrogène, 8 en poids 9,3 10,2 9,0 Azote, % en poids 1,0 0,5 0,5 Azote basicue, ppm 1600 1255 2689 Matières insolubles dans le benzène, | 0,0- 0,0 0,0 i e en poids Matières polaires, 29,7 33,3 9,1 % en poids @@,@ @@,@ @,@ Produits saturés, 13,6 15,2 3,3 % en poids Produits aromatiques, 28,3 41,4 5,6 % en poids Carbone fixé, 10,5 2,1 36,8 % en poids Cendres, 8 en poids OrlO 0,04 0,37 Pouvoir calorifique supérieur, J/g 10470,76 42184,56 39283,64 On continue à traiter l'extrait dans les stades suivants de distillation sous vide, de craquage catalytique et de réduction de viscosité EXEMPLE 4 On suit la même technique qu'à l'exemple 2. On traite le résidu atmosphérique par un solvant aliphatique, tel que l'éthane normal nC7, avec les résultats suivant : Type de solvant C7 Charge Extrait Queues Rendement, % en 100,0 78,6 21,4 volume Densité API 4,92 10,5 - Densité 20/40C 1,0342 0,994 1,182 Viscosité,SSF, 500C 4 x 10 3270 -- 82,20C 8.850 285 - 98,90C 1.980 118 - Soufre total, % en 47 4,5 7,0 poids 4,7 4,5 7,0 Carbone Ramsbottom, 19,9 11,8 44,3 % en poids Eau et sédiments, 0,3 0,1 ~~ % en volume Matières insolubles dans nC5, % en poids 28,3 12,1 87,8 Matières insolubles dans nC7, % en poids 20,9 6,7 72,4 Huiles, % en poids 42,0 55,7 6,7 Résines, % en poids 29,7 32,2 5,5 Métal, Fe ppm 45 11,0 - Cu ppm 1,0 0,5 - Ni ppm 108 37 360 V ppm 642 175 2300 Ductilité, cm 150 - Point de ramollisse- 50 -- - ment C7 Type de solvant Charge Extrait Queues Pénétration 100/5/25, 380 -- -0,1 mm Point d'écoulement, C -- + 21 - Carbone, % en poids 82,2 83,3 83,7 Hydrogène, % en poids 9,3 10,8 9,3 Azote, % en poids 1,0 0,5 0,5 Azote basique, ppm 1600 1343 2700 Matières insolubles dans le benzène, 0,0 0,0 0,0 % en poids Matières polaires, 29,7 -- - % en poids Produits saturés, 13,6 -- 2,7 % en poids Produits aromatiques, 28,3 -- 4,1 O en poids | Carbone fixé, 10,5 -- -- % en poids Cendres,%en poids 0,10 0,03 0,4 Pouvoir calorifique supérieur, J/g 40470,76 12172,02 39467,56 On continue à traiter l'extrait produit dans les stades suivants de distillation sous vide, de craquage catalytique et de réduction de viscosité. L'invention a donc pour objet, un procédé de traitement de pétroles bruts lourds, dans des unités de distillation sous pression atmosphérique, de distillation sous vide et de craquage catalytique, qui consiste à charger une charge de pétrole brut lourd à 100 %, ayant un minimum de 7 8 de matières insolubles dans nC5, caractérisé en ce qu'il consiste à soumettre immédiatement le résidu primaire de la distillation sous la pression atmosphérique à un traitement par des solvants aliphatiques sélectifs d'extraction des asphaltènes, carbone, soufre et métaux, dans les conditions opératoires suivantes température de tête 50 à 2500 C ; température de queue 40 à 2300 C ; rapport en volume solvant-hydrocarbure 2:1 à 10:11 ; pression de 3 à 40 bar, obtenant ainsi, au sommet de la colonne, un extrait ayant les caractéristiques suivantes : densité API 10 à 18 ; viscosité SSF à 500 C, 100 à 3500 ; matières insolubles dans nC5 1,0 à 75 % en poids ; matières insolubles dans nC7, 0,20 à 5,0 8 poids ; carbone Ramsbottom 4,0 à 12,0 % en poids ; soufre 2,0 à 5,0% en poids ; métaux (Ni, V) 75 à 250 ppm ; et en obtenant, par le bas, un résidu ayant les caractéristiques suivantes : densité, 0,9 à 1,4 ; carbone Ramsbottom, 30 à 50 % en poids ; matières insolubles dans nC5, 60 à 90 % en poids ; matières insolubles dans nC7, 50 à 80 % en poids ; métaux (Ni, V) 750 à 3000 ppm ; soufre, 5 à 8 % en poids ; point de fusion, 120 à 2000 C ; l'extrait obtenu de l'extraction par des solvants exempts d'impureté étant soumis à un processus de distillation normale sous vide, en obtenant, dans cette unité, en tête et à une température initiale de 3000 C et à une température finale de 5400 C, un courant de gas-oil qu'on envoie à titre de charge dans les colonnes de craquage catalytique, tandis qu'au bas on obtient, à une température de 5400 C, un résidu qui est envoyé à l'unité de réduction de viscosité. De préférence - les solvants aliphatiques sélectifs sont choisis parmi les hydrocarbures aliphatiques ou leurs mélanges , - les solvants aliphatiques sélectifs sont des hydrocarbures aliphatiques, tels que des pentane, hexane, éthane, ou leurs mélanges - l'extraction des asphaltènes, carbone, soufre et métaux, à une température de tête de 50 à 2500 C et à une température de queue de 40 à 2300 C, avec un rapport en volume du solvant à l'hydrocarbure compris entre 2/1 et 10/1 et sous une pression de 3 à 40 bar ; - un extrait ayant des teneurs minimum en asphaltètes et en métaux avec un rendement représentant de 60 à 90 % du volume de la charge ; et - un gas-oil exempt d'asphaltène et un gas-oil pratiquement exempt d'impureté métallique telle que le fer, le cuivre, le nickel et le vanadium, afin d'amélliorer le fonctionnement de l'usine de craquage catalytique. REVENDICATIONS 1. Procédé de traitement de pétroles bruts lourds, dans des unités de distillation sous pression atmosphérique., de distillation sous vide et de craquage catalytique, qui consiste à charger une charge de pétrole brut lourd à 100 %, ayant un minimum de 7 7 % de matières insolubles dans nC5, caractérisé en ce qu'il consiste à soumettre immédiatement le résidu primaire de la distillation sous la pression atmosphé- rique à un traitement par des solvants aliphatiques sélectifs d'extraction des asphaltènes,carbone, soufre et métaux, dans les conditions opératoires suivantes : température de tête 50-à 2500C ; tempéra- ture de queue 40 à 2300C ; rapport en volume solvanthydrocarbure 2:1 à 10:11 ; pression de 3 a 40 bar, obtenant ainsi, au sommet de la colonne, un extrait ayant les caractéristiques suivantes : densité API 10 à 18 ; viscosité SSF à 50 C, 100 à 3500 ; matières insolubles dans nC5 1,0 à 75 % en poids ; matières insolubles dans nC7, 0,20 à 5,0 % en poids ; carbone Ramsbottom 4,0 à 12,0 % en poids ; soufre, 2,0 à 5,0 % en poids ; métaux (Ni, V) 75 à 250 ppm ; et en obtenant, par le bas, un résidu ayant les caractéristiques suivantes : densité, 0,9 à 1,4 ; carbone Ramsbottom, 30 à 50 % en poids ; matières insolubles dans nC5, 60 à 90 % en poids ; matières insolubles dans nC7, 50 à 80 % en poids ; métaux (Ni, V) 750 à 3000 ppm ; soufre, 5 à 8 % en poids ; point de fusion, 120 à 2000C ; l'extrait obtenu de l'extraction par des solvants exempts d'impureté étant soumis à un processus de distillation normale sous vide, en obtenant, dans cette unité, en tête et à une température initiale de 300 C et à une température finale de 540 C, un courant de gas-oil qu'on envoie à titre de charge dans les colonnes de craquage catalytique, tandis qu'au bas on obtient, à une température de 5400C, un résidu qui est envoyé à l'unité de réduction de viscosité. 2. Procédé suivant la revendication 1, caractérisé en ce que les solvants aliphatiques sélectifs sont choisis parmi les hydrocarbures aliphatiques on leurs mélanges. 3. Procédé suivant la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que les solvants aliphatiques sélec- tifs sont des hydrocarbures aliphatiques, tels que des pentane, hexane, éthane, ou leurs mélanges. 4. Procédé suivant l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il consiste à effectuer l'extraction des asphaltènes, carbone, soufre et métaux, à une température de tête de 50 à 2500C et à une température de queue de 40 à 230 C, avec un rapport en volume du solvant à l'hydrocarbure compris entre 2/1 et 10/1 et sous une pression de 3 à 40 bar. 5. Procédé suivant l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que l'on obtient un extrait ayant des teneurs minimum en asphaltènes et en métaux avec un rendement renrésentant de 60 à 90 % du volume de la charge. 6. Procédé suivant l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'on produit un gas-oil exempt d'asphaltène et un gas-oil pratique ment exempt d'impureté @ métallique telle que le fer, le cuivre, le nickel et le vanadium, afin d'améliorer le fonctionnement de l'usine de craquage catalytique.