FR2910487A1 - RESIDUE CONVERSION PROCESS INCLUDING 2 SERIAL PASSHALTINGS - Google Patents

Abstract

L'invention concerne un procédé de conversion de charges lourdes pétrolières dont 5% pds bout à au moins 343 degres C et au moins 40% pds de molécules bouillant au dessus de 540 degres C, comportant :- un premier désasphaltage avec un solvant lourd essentiellement constitué d'un hydrocarbure saturé ayant au moins 5 atomes de carbone,- un deuxième désasphaltage sur la fraction non précipitée issue du premier désasphaltage (dite première fraction non précipitée), avec un solvant léger essentiellement constitué d'un hydrocarbure saturé ayant 3 ou 4 atomes de carbone,- la deuxième fraction non précipitée issue du 2<e> désasphaltage est convertie par craquage catalytique en produits bouillant au dessous de 343 degres C,- les fractions précipitées sont mélangées et traitées par hydroconversion en produits bouillant au dessous de 540 degres C,- au moins une partie des coupes aromatiques bouillant au delà de 220 degres C obtenues lors du craquage catalytique est introduite dans au moins l'une des fractions précipitées avant l'hydroconversion.The invention relates to a process for converting heavy petroleum feedstocks of which 5% by weight at least 343 degrees C and at least 40% by weight of molecules boiling above 540 degrees C, comprising: a first deasphalting with an essentially heavy solvent consisting of a saturated hydrocarbon having at least 5 carbon atoms, - a second deasphalting on the non-precipitated fraction resulting from the first deasphalting (called the first non-precipitated fraction), with a light solvent essentially consisting of a saturated hydrocarbon having 3 or 4 carbon atoms, - the second non-precipitated fraction resulting from the 2 <e> deasphalting is converted by catalytic cracking into products boiling below 343 degrees C, - the precipitated fractions are mixed and treated by hydroconversion into products boiling below 540 degrees C, - at least part of the aromatic cuts boiling above 220 degrees C obtained during the catalytic cracking is introduced into at least one fractions precipitated before hydroconversion.

Description

1 L'invention concerne le traitement des résidus pétroliers, résultant par1 The invention relates to the treatment of petroleum residues resulting from

exemple de la distillation atmosphérique d'une coupe pétrolière. Plus précisément, elle concerne les charges hydrocarbonées issues de pétrole dont la courbe d'ébullition est telle que moins de 10% poids de la coupe est distillée à la température de 343 C dans les conditions ambiantes. Les résidus pétroliers sont caractérisés par un continuum moléculaire qu'il est difficile de caractériser en détail. Pour caractériser les résidus, on a l'habitude de regrouper les molécules en familles définies par leur affinité à des solvants de polarité croissante (Jewell D.M., Albaugh E.W, Davis BE, and Ruberto RG, "Integration of chromatographic and spectroscopic techniques for the characterisation of residual oils", Ind.Eng.Chem.Fundam., 13, 3, 1974). On définit ainsi la fraction "Saturés", la fraction "Aromatiques", la fraction "Resines" et la fraction "Asphaltènes". Ces fractions sont mesurables à partir des techniques chromatographiques liquides Les différentes familles contenues dans les résidus ont des propriétés très différentes associées à leur structure chimique: • La fraction "Saturés" est caractérisée par des structures à forte teneur en hydrogène grâce à l'absence de noyaux aromatiques • La fraction "Aromatiques" • La fraction "Résines • La fraction "Asphaltènes est caractérisée par des molécules contenant un grand nombre de noyaux aromatiques le plus généralement associés dans des structures polycycliques. example of the atmospheric distillation of a petroleum cut. More specifically, it relates to hydrocarbon feedstocks derived from petroleum, the boiling curve of which is such that less than 10% by weight of the cut is distilled at a temperature of 343 ° C. under ambient conditions. Petroleum residues are characterized by a molecular continuum that is difficult to characterize in detail. To characterize residues, it is usual to group molecules into families defined by their affinity to solvents of increasing polarity (Jewell DM, Albaugh EW, Davis BE, and Ruberto RG, "Integration of chromatographic and spectroscopic techniques for the characterization of residual oils ", Ind.Eng.Chem.Fundam., 13, 3, 1974). The “Saturated” fraction, the “Aromatic” fraction, the “Resins” fraction and the “Asphaltenes” fraction are thus defined. These fractions can be measured using liquid chromatographic techniques. The different families contained in the residues have very different properties associated with their chemical structure: • The "Saturated" fraction is characterized by structures with a high hydrogen content thanks to the absence of aromatic rings • The "Aromatic" fraction • The "Resins" fraction • The "Asphaltenes fraction is characterized by molecules containing a large number of aromatic rings most generally associated in polycyclic structures.

Les résidus pétroliers contiennent des hétéroatomes. Ainsi, on retrouve la présence de composés soufrés en grande quantité (typiquement la teneur en S est de 0.5 à 5%), de composés azotés (typiquement, la teneur en azote varie de 0.05 à 1%), de métaux (Ni, V, éventuellement Fe...). Ces hétéroatomes ne se répartissent pas uniformément dans toutes les fractions. Ainsi, on retrouve les métaux essentiellement dans la fraction "Asphaltènes" et un peu dans la fraction "Résines". Par contre, il sont absents des fractions "Saturés" et "Aromatiques". L'azote est plus concentré dans les fractions "Asphaltènes" et "Résines" que dans les fractions "Saturés" et "Aromatiques". Enfin, le soufre est réparti assez uniformément dans toutes les fractions. Oil residues contain heteroatoms. Thus, we find the presence of sulfur compounds in large quantities (typically the S content is 0.5 to 5%), nitrogen compounds (typically, the nitrogen content varies from 0.05 to 1%), metals (Ni, V , possibly Fe ...). These heteroatoms do not distribute evenly in all fractions. Thus, the metals are found mainly in the “Asphaltenes” fraction and a little in the “Resins” fraction. On the other hand, they are absent from the “Saturated” and “Aromatic” fractions. Nitrogen is more concentrated in the "Asphaltenes" and "Resins" fractions than in the "Saturated" and "Aromatic" fractions. Finally, the sulfur is distributed fairly evenly in all the fractions.

2910487 2 La valorisation des résidus pétroliers est relativement difficile. En effet, le marché est surtout demandeur de carburants, distillables à pression atmosphérique à une température inférieure à 320-360 . Les bruts sont caractérisés par des teneurs variables en résidus atmosphériques qui dépendent de l'origine des bruts traités. Cette teneur varie entre 20-50% 5 typiquement pour les bruts conventionnels, mais peut atteindre de 50 à 80% pour les bruts lourds et extra lourds comme ceux produits au Vénézuela ou dans la région de l'Athabaska dans le nord du Canada. Il est donc nécessaire de convertir ces résidus, en cassant les molécules lourdes de résidus pour produire des molécules plus petites par craquage.2910487 2 The recovery of petroleum residues is relatively difficult. In fact, the market is mainly in need of fuels, which can be distilled at atmospheric pressure at a temperature below 320-360. The crudes are characterized by varying levels of atmospheric residues which depend on the origin of the crudes treated. This content varies between 20-50% typically for conventional crudes, but can reach 50-80% for heavy and extra heavy crudes such as those produced in Venezuela or in the Athabaska region of northern Canada. It is therefore necessary to convert these residues, breaking down the heavy residue molecules to produce smaller molecules by cracking.

10 L"invention est relative à un procédé de conversion de résidu incluant au moins quatre étapes: un désasphaltage du résidu en présence d'un solvant lourd (C5-C7), un deuxième désasphaltage en présence d'un solvant léger (C3-C4), le craquage catalytique des fractions du résidu solubilisé par les solvants lors des deux étapes successives de désasphaltage, et l'hydroconversion des fractions du résidu non solubles dans les deux étapes successives de 15 désasphaltage. Les procédés de conversion de résidus comprenant un seul désasphaltage, une hydroconversion en lit bouillonnant des asphaltènes, et un hydrotraitement de l'huile désasphaltée sont connus , par exemple par la demande WO-04/74408 20 L'utilisation de 2 désasphaltages successifs est décrite dans la demande EP-246,956 concernant un procédé pour produire une phase huile propre utilisable comme charge pour le craquage catalytique. Dans ce procédé, la charge lourde est soumise à 2 désasphaltages successifs, avec des 25 mélanges de solvants de préférence identiques, l'un étant un hydrocarbure en C3 et l'autre un hydrocarbure à au moins 5 atomes de carbone. De préférence les solvants utilisés sont identiques pour les 2 désasphaltages, avec des proportions variables. Le 1er désasphaltage opère avec un mélange lourd de solvants pour précipiter les asphaltènes et le 2e avec un mélange léger de solvants pour précipiter les résines. La fraction désasphaltée, dérésinée 30 est envoyée en craquage catalytique, les asphaltènes ne sont pas valorisés (utilisés comme combustible solide). Dans la demande FR-2,007,587 concernant un procédé d'hydrodésulfuration, il est recherché la séparation physique des asphaltènes très chargés en soufre et l'extraction 2910487 3 complète des résines de la charge à désulfurer,ces résines étant considérées comme des composés gênants pour la réaction d'hydrodésulfuration. Dans ce but, il est employé 2 désasphaltages successifs, le premier avec un solvant lourd C5-C10 suivi d'un deuxième avec un solvant léger à moins de 5 atomes de carbone, qui est de préférence l'éthane 5 gazeux. Les asphaltènes sont séparés au premier désasphaltage , les résines au second. Les résines séparées sont remélangées à la charge désulfurée. La présente invention a pour objectif de maximiser la conversion des résidus dans leur ensemble, c'est à dire incluant aussi bien les asphaltènes, les résines, les aromatiques, les 10 hydrocarbures saturés, pour produire des coupes légères et pour valoriser la partie lourde bouillant au dessus de 540 C. Plus précisément, la présente invention concerne un procédé de conversion de charges lourdes pétrolières dont 5% pds bout à au moins 343 C et au moins 40% pds de molécules 15 bouillant au dessus de 540 C, comportant : -un premier désasphaltage avec un solvant lourd essentiellement constitué d'un hydrocarbure saturé ayant au moins 5 atomes de carbone, 20 û un deuxième désasphaltage sur la fraction non précipitée issue du premier désasphaltage (dite première fraction non précipitée), avec un solvant léger essentiellement constitué d'un hydrocarbure saturé ayant 3 ou 4 atomes de carbone, - la deuxième fraction non précipitée issue du 2 désasphaltage est convertie par 25 craquage catalytique en produits bouillant au dessous de 343 C, - les fractions précipitées sont mélangées et traitées par hydroconversion en produits bouillant au dessous de 540 C, 30 au moins une partie des coupes aromatiques bouillant au delà de 220 C obtenues lors du craquage catalytique est introduite dans au moins l'une des fractions précipitées avant l'hydroconversion.The invention relates to a residue conversion process including at least four steps: a deasphalting of the residue in the presence of a heavy solvent (C5-C7), a second deasphalting in the presence of a light solvent (C3-C4 ), the catalytic cracking of the fractions of the residue solubilized by the solvents during the two successive deasphalting stages, and the hydroconversion of the non-soluble residue fractions in the two successive deasphalting stages. The residue conversion processes comprising a single deasphalting , an ebullating bed hydroconversion of asphaltenes, and a hydrotreatment of the deasphalted oil are known, for example from application WO-04/74408. The use of 2 successive deasphaltings is described in application EP-246,956 concerning a process for produce a clean oil phase which can be used as feed for catalytic cracking. In this process, the heavy feed is subjected to 2 successive deasphaltings, with 25 mixtures of s preferably identical solvents, one being a C3 hydrocarbon and the other a hydrocarbon with at least 5 carbon atoms. Preferably, the solvents used are identical for the 2 deasphaltings, with variable proportions. The 1st deasphalting operates with a heavy mixture of solvents to precipitate the asphaltenes and the 2nd with a light mixture of solvents to precipitate the resins. The deasphalted, deresinated fraction is sent to catalytic cracking, the asphaltenes are not upgraded (used as solid fuel). In application FR-2,007,587 relating to a hydrodesulphurization process, it is sought the physical separation of asphaltenes very loaded with sulfur and the complete extraction of the resins from the feed to be desulphurized, these resins being considered as hindering compounds for the production. hydrodesulfurization reaction. For this purpose, 2 successive deasphaltings are employed, the first with a heavy C5-C10 solvent followed by a second with a light solvent with less than 5 carbon atoms, which is preferably ethane gas. The asphaltenes are separated in the first deasphalting, the resins in the second. The separated resins are remixed with the desulfurized feed. The object of the present invention is to maximize the conversion of the residues as a whole, that is to say including both asphaltenes, resins, aromatics, saturated hydrocarbons, to produce light cuts and to enhance the boiling heavy part. above 540 C. More precisely, the present invention relates to a process for the conversion of heavy petroleum feedstocks of which 5 wt% boils at at least 343 C and at least 40 wt% of molecules boiling above 540 C, comprising: - a first deasphalting with a heavy solvent essentially consisting of a saturated hydrocarbon having at least 5 carbon atoms, û a second deasphalting on the non-precipitated fraction resulting from the first deasphalting (called the first non-precipitated fraction), with a light solvent essentially consisting of of a saturated hydrocarbon having 3 or 4 carbon atoms, - the second non-precipitated fraction resulting from the 2 deasphalting is converted by catalytic cracking ue in products boiling below 343 C, - the precipitated fractions are mixed and treated by hydroconversion in products boiling below 540 C, 30 at least part of the aromatic cuts boiling above 220 C obtained during the catalytic cracking is introduced in at least one of the fractions precipitated before the hydroconversion.

2910487 4 Avec le craquage catalytique (FCC), des coupes bouillant en dessous de 360 C, ou de 340 C, sont obtenues (essence, LCO) avec un coût opératoire intéressant. Grâce au procédé selon l'invention, seules les parties de la charge plus difficiles à traiter sont à convertir dans le procédé d'hydroconversion (en lit bouillonnant au slurry) en coupes 5 bouillant en dessous de 540 C (distillats), procédé d'hydroconversion plus onéreux que le FCC. Par la combinaison du double désasphaltage, du FCC et de l'hydroconversion avec le recyclage des coupes aromatiques du FCC on a pu obtenir un procédé de valorisation 10 globale des résidus à un coût inférieur à ce qui était opéré auparavant tout en maintenant de bonnes qualités de produit et en augmentant les rendements en produits convertis. Par rapport à l'art antérieur, les coûts d'hydroconversion ont donc été largement réduits, et les étapes de désasphaltage grandement simplifiées.2910487 4 With catalytic cracking (FCC), cuts boiling below 360 ° C., or 340 ° C., are obtained (gasoline, LCO) with an interesting operating cost. Thanks to the process according to the invention, only the parts of the feed that are more difficult to treat are to be converted in the hydroconversion process (in an ebullating bed in slurry) into cuts 5 boiling below 540 C (distillates), a process of hydroconversion more expensive than FCC. By the combination of double deasphalting, FCC and hydroconversion with the recycling of the aromatic cuts from the FCC, it was possible to obtain a process for the global recovery of the residues at a lower cost than what was previously carried out while maintaining good qualities. product and increasing the yields of converted products. Compared to the prior art, the hydroconversion costs have therefore been greatly reduced, and the deasphalting steps greatly simplified.

15 L'objet de l'invention vise donc à proposer un schéma dans lequel on optimise la conversion en séparant au préalable le résidu en différentes fractions, ces différentes fractions étant ensuite converties dans les procédés les plus adaptés. II en résulte un gain substantiel en performances, la conversion étant maximisée et les rendements et qualités de produits en coupes légères étant améliorées.The object of the invention therefore aims to provide a scheme in which the conversion is optimized by separating the residue beforehand into different fractions, these different fractions then being converted in the most suitable methods. This results in a substantial gain in performance, the conversion being maximized and the yields and qualities of products in light cuts being improved.

20 L'enchaînement de deux étapes de désasphaltage successives, par extraction liquide-liquide en présence d'un solvant permet de séparer les différentes fractions du résidu afin d'obtenir d'une part une fraction DARO, contenant l'essentiel des fractions "Saturés" et "Aromatiques", riche en hydrogène, contenant peu de métaux, moins d'azote et peu de précurseurs de coke 25 (asphaltènes), et les structures polyaromatiques contenues dans les molécules sont essentiellement constituées de 2 et 3 noyaux aromatiques, et d'autre part une fraction ASRES, contenant l'essentiel des fractions "Resines et Asphaltènes", riche en métaux, en azote et en précurseurs de coke (asphaltènes) contenant peu d'hydrogène, et contenant des structures polyaromatiques contenant souvent plus de 3 ou 4 noyaux polyaromatiques. La 30 fraction DARO est une coupe que l'on peut convertir avantageusement par craquage catalytique (FCC). La fraction ASRES est une coupe que l'on ne peut convertir que dans des conditions sévères, seule l'hydroconversion pouvant effectuer efficacement cette opération.20 The sequence of two successive deasphalting steps, by liquid-liquid extraction in the presence of a solvent, makes it possible to separate the different fractions of the residue in order to obtain, on the one hand, a DARO fraction, containing most of the "Saturated" fractions. "and" Aromatics ", rich in hydrogen, containing few metals, less nitrogen and few coke precursors (asphaltenes), and the polyaromatic structures contained in the molecules consist essentially of 2 and 3 aromatic rings, and 'on the other hand an ASRES fraction, containing most of the "Resins and Asphaltenes" fractions, rich in metals, nitrogen and coke precursors (asphaltenes) containing little hydrogen, and containing polyaromatic structures often containing more than 3 or 4 polyaromatic rings. The DARO fraction is a cut which can be advantageously converted by catalytic cracking (FCC). The ASRES fraction is a cut which can only be converted under severe conditions, only hydroconversion being able to effectively carry out this operation.

2910487 5 Le désasphaltage successif en deux étapes, la première étant réalisée par mise en contact avec un solvant lourd (de préférence C5-C7) et la seconde par un solvant léger (de préférence C3-C4), permet de maximiser le rendement en coupe DARD riche en hydrogène (supérieur ou égal à 11%pds, de préférence à 11,5%pds) , et contenant peu de métaux 5 (<40ppm et de préférence < 5 ppm) et de précurseurs de coke (asphaltènes inférieur ou égal à 1 %pds, de préférence < 0.5 pds%). L'élimination initiale des "Asphaltènes" par mise en contact avec le solvant lourd (C5-C7) permet ensuite une séparation beaucoup plus efficace et sélective entre les "Résines" et les fractions "Saturés" et "Aromatiques". II en résulte un rendement en coupe DARO beaucoup 10 plus important, à teneur en métaux et en asphaltènes similaire, que si une seule étape de désasphaltage avec un solvant léger est effectuée. De préférence, le solvant du premier désasphaltage est constitué par une n-paraffine ayant de 5 à 7 atomes de carbone et le solvant du deuxième désâsphaltage est constitué par une n-paraffine ayant au moins 3 ou 4 atomes de carbone.2910487 5 The successive deasphalting in two stages, the first being carried out by contacting with a heavy solvent (preferably C5-C7) and the second with a light solvent (preferably C3-C4), makes it possible to maximize the cutting yield DARD rich in hydrogen (greater than or equal to 11% wt, preferably 11.5% wt), and containing few metals 5 (<40ppm and preferably <5 ppm) and coke precursors (asphaltenes less than or equal to 1% wt, preferably <0.5 wt%). The initial removal of the "Asphaltenes" by contacting with the heavy solvent (C5-C7) then allows a much more efficient and selective separation between the "Resins" and the "Saturated" and "Aromatic" fractions. This results in a much higher DARO cut yield, with a similar metal and asphaltene content, than if a single deasphalting step with a light solvent is carried out. Preferably, the solvent for the first deasphalting consists of an n-paraffin having from 5 to 7 carbon atoms and the solvent for the second deasphalting consists of an n-paraffin having at least 3 or 4 carbon atoms.

15 De préférence le solvant du premier désasphaltage est le n-pentane et le solvant du deuxième désasphaltage est le propane ou le n-butane. Différents procédés de craquage de coupes lourdes peuvent être envisagés selon les besoins de l'exploitant: 20 • La viscoréduction permet le craquage thermique des résidus. La conversion du résidu en fractions plus légères est cependant limitée par le problème de stabilité des fuels résiduels associé au problème de stabilité des asphaltènes non converties • Le coking permet le craquage thermique des résidus à haute conversion, mais génère un rendements en coke élevé, directement proportionnel à la quantité 25 d'asphaltènes présents dans le résidus qui sont des précurseurs de coke. Il en résulte une valorisation limitée, puisque le rendement coke peut atteindre 20-30 %pds sur des charges contenant 10 à 20% d'asphaltènes • le craquage catalytique en lit fluidisé (FCC) permet de convertir des résidus par catalyse acide à haute température (typiquement 500-600 ). Les charges admissibles 30 au FCC doivent contenir suffisamment d'hydrogène pour que les rendements en coupes légères soient importants. Les aromatiques ne sont pas hydrogénés dans ce procédé. La charge doit avoir une teneur en azote limitée en regard de l'acidité du catalyseur. La teneur en métaux doit également être limitée (typiquement Ni+V inférieur à 20 ppm) car les métaux se déposent sur le catalyseur qui est ajouté en 2910487 6 continu. Enfin, la teneur en asphaltènes, précurseurs de coke doit être faible pour limiter le rendement en coke produit qui conditionnera les technologies de régénération du catalyseur. • l'hydrocraquage en lit fixe met en oeuvre une catalyse acide en présence 5 d'hydrogène. Cela permet de convertir des distillats ne contenant pas ou très peu d'asphaltènes (typiquement <1000 ppm) et pas ou très peu de métaux, le catalyseur n'étant pas ajouté en continu. La présence d'azote nécessite un prétraitement préalable à la catalyse acide pour éviter la désactivation du catalyseur. • l'hydroconversion des résidus permet de craquer à haute température (400-480 C) et 10 à haute pression partielle d'hydrogène (typiquement 50-150 bars) les résidus en présence d'un catalyseur métallique favorisant l'hydrogénation des molécules craquées. Un ajout de catalyseur en continu permet de maintenir une activité du catalyseur malgré la présence de métaux. Ce procédé est adapté à la conversion de charges très lourdes contenant des teneurs en métaux élevées (100-800 ppm 15 typiquement), peu d'hydrogène et des teneurs en asphaltènes élevées, ces derniers étant convertis par craquage et hydrogénation. Ce procédé requiert des temps de séjour élevés. L'investissement associé à un tel procédé est donc élevé. On le voit donc, les performances des différents procédés de conversion sont étroitement 20 liées à la nature des charges traitées. En ce qui concerne l'hydroconversion, elle est avantageusement réalisée en lit bouillonnant ou en slurry.Preferably the solvent for the first deasphalting is n-pentane and the solvent for the second deasphalting is propane or n-butane. Different methods of cracking heavy cuts can be envisaged according to the needs of the operator: • Visbreaking allows thermal cracking of the residues. The conversion of the residue to lighter fractions is however limited by the problem of stability of the residual fuels associated with the problem of stability of unconverted asphaltenes • Coking allows thermal cracking of high conversion residues, but generates high coke yields, directly proportional to the amount of asphaltenes present in the residue which are coke precursors. This results in a limited recovery, since the coke yield can reach 20-30% by weight on feeds containing 10 to 20% asphaltenes • catalytic cracking in a fluidized bed (FCC) makes it possible to convert residues by acid catalysis at high temperature (typically 500-600). FCC allowable feeds must contain sufficient hydrogen for yields of light cuts to be substantial. Aromatics are not hydrogenated in this process. The feed must have a limited nitrogen content with regard to the acidity of the catalyst. The metal content must also be limited (typically Ni + V less than 20 ppm) because the metals are deposited on the catalyst which is added continuously. Finally, the content of asphaltenes, coke precursors, must be low in order to limit the yield of coke produced, which will condition the catalyst regeneration technologies. • fixed bed hydrocracking uses acid catalysis in the presence of hydrogen. This makes it possible to convert distillates containing no or very little asphaltenes (typically <1000 ppm) and no or very few metals, the catalyst not being added continuously. The presence of nitrogen requires a pretreatment prior to acid catalysis to avoid deactivation of the catalyst. • the hydroconversion of the residues makes it possible to crack at high temperature (400-480 C) and 10 at high partial pressure of hydrogen (typically 50-150 bars) the residues in the presence of a metal catalyst promoting the hydrogenation of the cracked molecules . Continuous addition of catalyst makes it possible to maintain catalyst activity despite the presence of metals. This process is suitable for the conversion of very heavy feeds containing high metal contents (100-800 ppm typically), little hydrogen and high asphaltene contents, the latter being converted by cracking and hydrogenation. This process requires long residence times. The investment associated with such a process is therefore high. It can therefore be seen that the performances of the various conversion processes are closely linked to the nature of the feeds treated. As regards the hydroconversion, it is advantageously carried out in an ebullating bed or in a slurry.

25 Le FCC produit une essence de bon indice d'octane (Indice d'Octane Recherche compris entre 85 et 95 et Indice d'octane moteur compris entre 75 et 85). Par contre, le gazole et les fractions non converties sont très aromatiques (contenant typiquement des structures aromatiques polycycliques à 2, 3 ou 4 noyaux aromatiques) . L'indice de cétane du gazole n'est pas très bon, généralement compris entre 15 et 30. Ces coupes contiennent de plus de 30 grandes quantités de soufre. Les fractions plus lourdes que l'essence peuvent donc avantageusement être utilisées comme fluxants de la charge ASRES issue des deux étapes de désasphaltage. En effet, les coupes aromatiques permettront de stabiliser les asphaltènes et les résines dans le milieu réactionnel, en évitant la floculation de ces derniers avant conversion et dans les effluents du procédé. Ces coupes seront de plus désulfurées et 2910487 7 partiellement converties en gazole et en essence. Le gazole d'hydroconversion possède un indice de cétane meilleur que celui du FCC, généralement compris entre 35 et 45. L'indice d'octane de l'essence est cependant moins bon. Ainsi, l'indice d'octane recherche ou moteur est généralement voisin de 50. L'invention permet de maximiser les coupes essences 5 produites par le FCC et les coupes gazole produites par hydroconversion. On maximise donc non seulement la conversion du résidu mais également la qualité des produits formés. Figures: Fig.1: procédé selon l'invention 10 Fig.2: procédé de l'art antérieur de l'exemple 2 voie 1 Fig.3: procédé avec désasphaltage simple de l'exemple 2 voie 2 Fig.4: procédé selon l'invention, exemple 2 voie 3 La Figure 1 décrit un exemple de mise en oeuvre du procédé de conversion de résidu, objet 15 de la présente invention. Une charge pétrolière (10) est distillée dans les conditions atmosphériques et permet de produire une quantité substantielle d'une coupe (26) de résidu atmosphérique ou RAT. La coupe (26) est définie comme la charge du procédé objet de la présente invention.D'une 20 façon générale, elle contient moins de 10% de molécules distillables à 343 C dans ces conditions et au moina 40%pds bout au-dessus de 540 C. Selon une mise en oeuvre préférée de l'invention, cette charge est distillée sous vide dans une colonne (2) permettant de recueillir un distillat sous vide (11), appelé DSV et un résidu sous vide (12) appelé RSV. Les coupe DSV et RSV sont coupées à une température variant 25 en fonction des bruts dans un domaine de température allant généralement de 480 à 565 C. La coupe DSV ne contient pas ou peu de métaux Ni et V (<2 ppm) et la teneur en asphaltènes de la charge est inférieure ou égal à 1% et le plus souvent à 0.5 % pds. Sa teneur en hydrogène est supérieure ou égale à 11 %pds, et le plus souvent à 11,5%. La coupe RSV contient l'essentiel des asphaltènes et des métaux contenus dans la charge (10).The FCC produces gasoline with a good octane number (Research Octane Number between 85 and 95 and Engine Octane Number between 75 and 85). On the other hand, gas oil and the unconverted fractions are very aromatic (typically containing polycyclic aromatic structures with 2, 3 or 4 aromatic rings). The cetane number of gas oil is not very good, generally between 15 and 30. These cuts contain larger amounts of sulfur. The fractions heavier than gasoline can therefore advantageously be used as fluxes for the ASRES feedstock resulting from the two deasphalting stages. In fact, the aromatic cuts will make it possible to stabilize the asphaltenes and the resins in the reaction medium, avoiding the flocculation of the latter before conversion and in the effluents of the process. These cuts will also be desulphurized and partially converted to diesel and gasoline. Hydroconversion gas oil has a cetane number better than that of FCC, generally between 35 and 45. The octane number of gasoline is however less good. Thus, the research or engine octane number is generally close to 50. The invention makes it possible to maximize the gasoline cuts produced by the FCC and the gas oil cuts produced by hydroconversion. Therefore not only the conversion of the residue is maximized but also the quality of the products formed. Figures: Fig. 1: process according to the invention Fig. 2: process of the prior art of example 2 channel 1 Fig. 3: process with simple deasphalting of example 2 channel 2 Fig. 4: process according to the invention, example 2 way 3 FIG. 1 describes an example of implementation of the residue conversion process, object of the present invention. A petroleum feed (10) is distilled under atmospheric conditions and allows a substantial amount of a cut (26) of atmospheric residue or RAT to be produced. The cut (26) is defined as the feed for the process which is the subject of the present invention. Generally speaking, it contains less than 10% of molecules which can be distilled at 343 ° C. under these conditions and at least 40% by weight above. of 540 C. According to a preferred implementation of the invention, this feed is vacuum distilled in a column (2) making it possible to collect a vacuum distillate (11), called DSV and a vacuum residue (12) called RSV . The DSV and RSV cuts are cut at a temperature varying according to the crudes in a temperature range generally ranging from 480 to 565 C. The DSV cut contains little or no Ni and V metals (<2 ppm) and the content in asphaltenes, the load is less than or equal to 1% and most often 0.5% by weight. Its hydrogen content is greater than or equal to 11% by weight, and most often 11.5%. The RSV cut contains most of the asphaltenes and metals contained in the filler (10).

30 Généralement, la teneur en métaux (Ni+V) varie généralement de 100 à 800 ppm, et la teneur en asphaltènes varie de 2 à 25 % poids en fonction des charges traitées. La viscosité de cette coupe est importante (comprise entre 50 et 2000 Cst à 150 C, typiquement 400 Cst).Generally, the content of metals (Ni + V) generally varies from 100 to 800 ppm, and the content of asphaltenes varies from 2 to 25% by weight depending on the loads treated. The viscosity of this cut is high (between 50 and 2000 Cst at 150 C, typically 400 Cst).

2910487 8 Le RSV (12) est ensuite envoyé dans la première étape de désasphaltage (3), dans laquelle le résidu est mis au contact avec un solvant lourd constitué essentiellement de molécules hydrocarbonées saturées contenant de 5 à 7 atomes de carbones, préférentiellement de npentane, n-hexane ou n-heptane. Après contact, deux phases se forment, l'une constituée 5 des parties du résidu non soluble dans le solvant est dite phase ASPHALTE (14), l'autre constituée du solvant et des parties du résidu soluble. Le solvant est séparé par distillation des parties solubles et recyclé en interne au procédé de désasphaltage (3). II est obtenu une fraction soluble (13) dite phase coupe DAO pour coupe "DesAsphalted Oil". Cette fraction (13) est ensuite envoyé dans la deuxième étape de désasphaltage (4), dans laquelle le 10 résidu est mis au contact avec un solvant léger, constitué essentiellement de molécules hydrocarbonées saturées contenant de 3 à 4 atomes de carbones, préférentiellement du n-propane ou n-butane. Après contact, deux phases se forment, l'une constituée des parties du résidu non soluble dans le solvant léger est dite phase RESINE (17), l'autre constituée du solvant et des parties du résidu soluble. Le solvant est séparé par distillation des parties 15 solubles et recyclé en interne au procédé de désasphaltage (4). La fraction soluble (16) exempte de solvant est dite phase coupe DARO pour coupe "DesAsphaltedResinsOil". La coupe DARO (16) contient de faibles quantités de métaux (Ni+V< 35 ppm) et d'asphaltènes (< 0.5 % pds) qui peuvent varier en fonction des solvant utilisés. Dans une 20 forme préférée de l'invention et selon la fig.1, elle est mélangée à la totalité de la coupe (11) issue de la distillation sous vide (2) pour produire la charge (18) du procédé de craquage catalytique (5) en lit fluidisé (FCC) . Dans ce mélange, la teneur en métaux est inférieure à 20 ppm, préférentiellement inférieure à 5 ppm, la teneur en asphaltènes inférieure à 0.4% pds, préférentiellement 0.2 %pds et la teneur en hydrogène supérieure à 1% pds, 25 préférentiellement 11.5 % pds. Les caractéristiques de cette charge sont favorables au craquage catalytique. II serait également possible de ne traiter en FCC que le DARO, la coupe DSV étant traitée dans d'autre procédé; selon un autre mode, le DSV est traité en partie en FCC en mélange avec le DARO, l'autre partie étant traitée par ailleurs.2910487 8 The RSV (12) is then sent to the first deasphalting step (3), in which the residue is brought into contact with a heavy solvent consisting essentially of saturated hydrocarbon molecules containing from 5 to 7 carbon atoms, preferably npentane , n-hexane or n-heptane. After contact, two phases are formed, one consisting of parts of the residue not soluble in the solvent is called the ASPHALT phase (14), the other consisting of the solvent and parts of the soluble residue. The solvent is separated by distillation from the soluble parts and recycled internally to the deasphalting process (3). A soluble fraction (13) known as the DAO cut phase for the “DesAsphalted Oil” cut is obtained. This fraction (13) is then sent to the second deasphalting step (4), in which the residue is brought into contact with a light solvent, consisting essentially of saturated hydrocarbon molecules containing from 3 to 4 carbon atoms, preferably n. -propane or n-butane. After contact, two phases are formed, one consisting of parts of the residue not soluble in the light solvent is called the RESIN phase (17), the other consisting of the solvent and parts of the soluble residue. The solvent is distilled off from the soluble parts and recycled internally to the deasphalting process (4). The soluble fraction (16) free from solvent is called the DARO cut phase for the “DesAsphaltedResinsOil” cut. The DARO cut (16) contains small amounts of metals (Ni + V <35 ppm) and asphaltenes (<0.5% by weight) which may vary depending on the solvent used. In a preferred form of the invention and according to Fig. 1, it is mixed with the entire cut (11) from the vacuum distillation (2) to produce the feed (18) for the catalytic cracking process ( 5) in a fluidized bed (FCC). In this mixture, the metal content is less than 20 ppm, preferably less than 5 ppm, the asphaltenes content less than 0.4% by weight, preferably 0.2% by weight and the hydrogen content greater than 1% by weight, preferably 11.5% by weight. . The characteristics of this feed are favorable to catalytic cracking. It would also be possible to treat in FCC only the DARO, the DSV cut being treated in another process; according to another embodiment, the DSV is partly treated as FCC mixed with the DARO, the other part being treated elsewhere.

30 Il est alors possible de produire des effluents contenant une part significative d'essence (23) C5-220 C (> 20% poids de la charge, préférentiellement de 30 à 60%, typiquement de 30 à 45%), une part importante de gazole 220-343 (19) (comprise généralement entre 10 et 30%), une fraction 343 + (19) (souvent comprise entre 10 et 30% de la charge), des gaz (25) 2910487 9 (majoritairement H2, H2S, NH3, Cl, C2, représentant typiquement de 2 à 5% poids de la charge), et des C3-C4 (24) ( représentant typiquement de 5 à 15 % poids de la charge) . Les points de coupe des différents effluents sont donnés ici à titre purement indicatif; ils sont choisis par l'exploitant dans les intervalles de distillation connus de l'homme du métier pour 5 le type de coupe. Le craquage catalytique est effectué dans une zone réactionnelle contenant une enceinte de réaction et une enceinte de régénération du catalyseur entre lesquelles le catalyseur circule en continu. La charge (18) est vaporisé au contact de catalyseur régénéré chaud et réagit 10 avec le catalyseur dans le réacteur. La température en fin de réaction est comprise typiquement entre 500 et 600 , préférentiellement 520-540 , le ratio entre le débit de catalyseur et le débit de charge étant compris entre 4 et 15, préférentiellement entre 5 et 8. Les produits de réaction sont ensuite séparés par distillation en aval du réacteur. Le catalyseur est régénéré par combustion avec de l'air pour éliminer le coke déposé pendant la 15 réaction et réchauffer le catalyseur. Tout le coke produit par craquage (22) est donc consommé par combustion pendant la régénération. Le catalyseur utilisé pour effectuer la réaction de craquage est un catalyseur à base de silice alumine contenant par exemple des cristaux de zéolithe Y ultra-stable (USY) à hauteur de 10-40% poids. Le catalyseur est finement divisé pour faciliter sa circulation. Typiquement, le diamètre moyen des particules 20 est compris entre 50 et 100 microns. Les métaux s'accumulant sur le catalyseur au cours du temps, un ajout de catalyseur en continu est effectué dans le procédé afin de maintenir une teneur en métaux limitée à environ 2000-15000 ppm sur le catalyseur, préférentiellement 5000-10000 ppm. La pression à laquelle s'effectue le craquage est généralement inférieure à 5bars .30 It is then possible to produce effluents containing a significant portion of gasoline (23) C5-220 C (> 20% by weight of the feedstock, preferably from 30 to 60%, typically from 30 to 45%), a significant portion of diesel 220-343 (19) (generally between 10 and 30%), a fraction 343 + (19) (often between 10 and 30% of the load), gases (25) 2910487 9 (mainly H2, H2S , NH3, Cl, C2, typically representing 2 to 5% by weight of the filler), and C3-C4 (24) (typically representing 5 to 15% by weight of the filler). The cutting points of the various effluents are given here for information only; they are chosen by the operator from the distillation intervals known to those skilled in the art for the type of cut. Catalytic cracking is carried out in a reaction zone containing a reaction chamber and a catalyst regeneration chamber between which the catalyst circulates continuously. The feedstock (18) is vaporized on contact with hot regenerated catalyst and reacts with the catalyst in the reactor. The temperature at the end of the reaction is typically between 500 and 600, preferably 520-540, the ratio between the catalyst flow rate and the feed flow rate being between 4 and 15, preferably between 5 and 8. The reaction products are then separated by distillation downstream of the reactor. The catalyst is regenerated by combustion with air to remove coke deposited during the reaction and to heat the catalyst. All the coke produced by cracking (22) is therefore consumed by combustion during regeneration. The catalyst used to carry out the cracking reaction is a catalyst based on silica alumina containing, for example, crystals of ultra-stable Y zeolite (USY) in an amount of 10-40% by weight. The catalyst is finely divided to facilitate its circulation. Typically, the average diameter of the particles 20 is between 50 and 100 microns. As the metals accumulate on the catalyst over time, a continuous addition of catalyst is carried out in the process in order to maintain a metal content limited to approximately 2000-15000 ppm on the catalyst, preferably 5000-10000 ppm. The pressure at which the cracking takes place is generally less than 5 bars.

25 Les coupes liquides plus lourdes que l'essence (19)(par exemple la fraction 220 C+, ce point de coupe étant donné à titre purement indicatif) , peuvent être utilisées partiellement ou en totalité, pour fluxer (ligne (20) sur la fig 1) les coupes ASPHALTE (14) et RESINE (17) produites aux deux étapes successives de désasphaltage (3) et (4).25 Liquid cuts heavier than gasoline (19) (for example the 220 C + fraction, this cut point being given purely as an indication), can be used partially or in whole, for fluxing (line (20) on the fig 1) the ASPHALT (14) and RESIN (17) sections produced in the two successive deasphalting stages (3) and (4).

30 Au moins 50% pds, et de préférence la totalité, des coupes aromatiques bouillant au-delà de 220 C obtenues lors du craquage catalytique est introduite dans au moins l'une des fractions précipitées avant l'hydroconversion. De cette façon, la désulfuration est maximisée et la qualité de ces coupes aromatiques est améliorée.At least 50% by weight, and preferably all, of the aromatic cuts boiling above 220 ° C. obtained during the catalytic cracking is introduced into at least one of the fractions precipitated before the hydroconversion. In this way, desulfurization is maximized and the quality of these aromatic cuts is improved.

2910487 10 La charge (15) ainsi constituée est traitée dans un procédé d'hydroconversion des résidus (6), permettant la production d'une coupe (29) riche en gaz (H2S, NH3, Cl, C2), d'une coupe C3-C4 (30), d'une coupe essence C5-220 (31), d'une coupe (32) gazole (220-343 C), d'une coupe (33) distillat (343-540 C) et d'une coupe (34) résidu 540 C+ (la répartition entre les 5 coupes et les différents points de coupe des différents effluents sont donné ici à titre purement indicatif). En fonction des charges et des conditions opératoires, le rendement en essence peut varier entre 5 et 20% poids de la charge, le rendement en gazole peut varier entre 15 et 25% poids de la charge, le rendement en distillats entre 30 et 50% poids de la charge et le rendement 10 en résidu de 5 à 50% poids de la charge. L'hydroconversion des résidus (6) s'effectue dans un ensemble de 1 ou plusieurs réacteurs successifs, dans des conditions de pression élevées (100 à 500 bars, préférentiellement 150 à 250 bars), avec une pression partielle en hydrogène supérieure à 50 bars, 15 préférentiellement comprise entre 100 et 200 bars. De l'hydrogène (28) est donc ajouté en continu dans le procédé, la consommation d'hydrogène représentant de 1 à 4 % poids de la charge en fonction des conditions opératoires . Cet hydrogène peut être obtenu par exemple à partir du reformage du gaz naturel ou à partir de la gazéification de coke ou de résidu. La charge est introduite liquide dans les réacteurs et est soumise au craquage à une 20 température généralement comprise entre 400 et 500 C, pendant un temps compris entre 1 et 10h. Plusieurs types de mise en oeuvre de l'hydroconversion sont possible. Si le catalyseur est dispersé, on peut alors injecter le catalyseur en continu dans la charge en amont du réacteur et le récupérer dans les effluents. Dans ce cas, le catalyseur peut être un liquide contenant au moins du molybdène (par exemple naphténate ou octoate de 25 molybdène, acide phosphomolybdique) précipitant en sulfures dans le réacteur, ou un solide finement divisé (molybdène déposé sur de l'alumine par exemple) la taille des particules étant en moyenne inférieure à 500 microns. le catalyseur est alors injecté de façon à ce que la concentration en molybdène soit supérieure à 50 ppm dans la charge. Si le catalyseur est supporté, il est généralement mis en forme par extrusion, le diamètre des 30 extrudés étant supérieur généralement à 0.75 mm. Dans ces conditions, le catalyseur forme un lit fluidisé dans les réacteurs et n'est pas entraîné dans les effluents. Il contient généralement au moins 5 % poids de molybdène supporté sur une alumine dont l'acidité est très faible. Dans ces conditions, le catalyseur se charge progressivement en métaux Ni, V provenant de la charge. Il est alors nécessaire d'ajouter en continu du catalyseur frais et de 5 2910487 11 soutirer du catalyseur usé du lit fluidisé pour pallier à la désactivation et maintenir l'activité catalytique. La teneur en métaux provenant de la charge (15) déposée sur le catalyseur peut atteindre alors entre 10 et 150% poids du catalyseur en fonction des conditions, des charges et des catalyseurs utilisés. L'invention décrite sur la Figure 1 comprend une colonne de distillation sous vide (2). Il est également possible de ne pas utiliser de distillation sous vide. Dans ces conditions, le résidu (26) alimente directement la première étape de désasphaltage (3) et le FCC (5) est alimenté par une coupe provenant essentiellement de la deuxième étape de désasphaltage.2910487 10 The feed (15) thus formed is treated in a process for hydroconversion of the residues (6), allowing the production of a cut (29) rich in gas (H2S, NH3, Cl, C2), a cut C3-C4 (30), a C5-220 gasoline cut (31), a diesel cut (32) (220-343 C), a distillate cut (33) (343-540 C) and d 'a cut (34) residue 540 C + (the distribution between the 5 cuts and the different cut points of the different effluents are given here for information only). Depending on the charges and operating conditions, the gasoline yield can vary between 5 and 20% by weight of the charge, the diesel yield can vary between 15 and 25% by weight of the charge, the distillate yield between 30 and 50% weight of the filler and the residue yield of 5 to 50% by weight of the filler. The hydroconversion of the residues (6) is carried out in a set of 1 or more successive reactors, under high pressure conditions (100 to 500 bars, preferably 150 to 250 bars), with a partial pressure of hydrogen greater than 50 bars , 15 preferably between 100 and 200 bars. Hydrogen (28) is therefore added continuously to the process, the hydrogen consumption representing from 1 to 4% by weight of the feed depending on the operating conditions. This hydrogen can be obtained, for example, from the reforming of natural gas or from the gasification of coke or residue. The feed is introduced as a liquid into the reactors and is subjected to cracking at a temperature generally between 400 and 500 ° C., for a time of between 1 and 10 h. Several types of implementation of the hydroconversion are possible. If the catalyst is dispersed, the catalyst can then be injected continuously into the feed upstream of the reactor and recovered in the effluents. In this case, the catalyst can be a liquid containing at least molybdenum (for example molybdenum naphthenate or octoate, phosphomolybdic acid) precipitating in sulphides in the reactor, or a finely divided solid (molybdenum deposited on alumina for example. ) the size of the particles being on average less than 500 microns. the catalyst is then injected so that the molybdenum concentration is greater than 50 ppm in the feed. If the catalyst is supported, it is generally shaped by extrusion, the diameter of the extrudates being generally greater than 0.75 mm. Under these conditions, the catalyst forms a fluidized bed in the reactors and is not entrained in the effluents. It generally contains at least 5% by weight of molybdenum supported on an alumina whose acidity is very low. Under these conditions, the catalyst gradually becomes charged with metals Ni, V coming from the charge. It is then necessary to continuously add fresh catalyst and to withdraw spent catalyst from the fluidized bed to overcome deactivation and maintain the catalytic activity. The metal content originating from the charge (15) deposited on the catalyst can then reach between 10 and 150% by weight of the catalyst depending on the conditions, the charges and the catalysts used. The invention depicted in Figure 1 comprises a vacuum distillation column (2). It is also possible not to use vacuum distillation. Under these conditions, the residue (26) directly feeds the first deasphalting step (3) and the FCC (5) is fed by a cut essentially coming from the second deasphalting step.

10 Il est également possible de traiter séparément le distillat (11) produit dans la distillation sous vide (2) et la fraction DARO (16) issue de la deuxième étape de désaphaltage, dans deux procédés de craquage catalytique différents, ou de ne traiter au procédé FCC de craquage catalytique (5) que la fraction (16), le distillat étant alors valorisé différemment, dans un 15 procédé d'hydrocraquage par exemple. Exemple 1 Le premier exemple vise à illustrer l'intérêt d'utiliser deux étapes de désasphaltage successives avec d'abord un solvant lourd (C5-C7) puis un solvant léger (C3-C4).10 It is also possible to separately treat the distillate (11) produced in the vacuum distillation (2) and the DARO fraction (16) from the second deasphalting step, in two different catalytic cracking processes, or not to treat with FCC catalytic cracking process (5) than fraction (16), the distillate then being upgraded differently, in a hydrocracking process for example. Example 1 The first example aims to illustrate the advantage of using two successive deasphalting steps with first a heavy solvent (C5-C7) then a light solvent (C3-C4).

20 La charge choisie pour illustrer cette exemple est un résidu sous vide provenant d'un bitume produit dans la région de l'Athabaska dans le nord du Canada. Ce résidu sous vide a été soumis à un premier désasphaltage avec du n-heptane à une température de 220/230 C, le taux de solvant/résidu étant de 8/1, les conditions opératoires du désasphaltage sont bien connues de l'homme du métier.The feed chosen to illustrate this example is a vacuum residue from a bitumen produced in the Athabaska region of northern Canada. This residue under vacuum was subjected to a first deasphalting with n-heptane at a temperature of 220/230 C, the solvent / residue level being 8/1, the operating conditions of the deasphalting are well known to those skilled in the art. job.

25 La fraction DAO a subi un deuxième désasphaltage. Au cours de ce deuxième désaphaltage, on a étudié le rôle du solvant. Le désasphaltage au n-Butane du DAO a été conduit avec un taux de solvant/charge de 12/1 à une température de 100 C/80 C/60 C. Le désasphaltage au n-propane a été conduit avec un taux de solvant/charge de 12/1 à une 30 température de 70 C/55 C/45 C. Le tableau 1 reprend l'ensemble des résultats obtenus. On a ainsi représenté les propriétés de la charge, du DAO C7 obtenu, du DARO C4 et du DARO C3, ainsi que les rendements dans les différentes coupes 2910487 12 480 C+ DAO C7 DARO C4 DARO C3 Residu Athabaska rdt (%charge) 100 75.5 45.4 34 d4, 15 (-) 1.044 1.021 0.992 0.974 V (ppm) 317 150 24 5 Ni (ppm) 115 52 10 2 AsC7 (0/0 pds) 14.1 0.3 0.2 0.1 CCR (% pds) 21 12.4 5.5 2.5 H (% pds) 9.86 10.34 11.04 11.54 N (%pds) 0.63 0.57 0.3 0.19 S (% pds) 5.74 5.04 4.03 3.51 Tableau 1: résultats de double désasphaltage Les résultats du tableau 1 montrent clairement qu'un simple désasphaltage au C7 ne permet 5 pas d'obtenir une coupe DAO de qualité suffisante pour être convertible au FCC : la teneur en hydrogène est trop faible, la teneur en métaux et en azote trop importante. Si un deuxième désasphaltage est effectué sur le DAO, par contre, on observe une amélioration notable des coupes DARD issues de ce deuxième désasphaltage, la teneur en métaux et en azote baissant fortementalors que la teneur en hydrogène de la fraction DARD 10 augmente. Une baisse de rendement notable est à signaler, puisque le DARD C4 représente 45% du résidu de départ, et le DARD C3 n'en représente que 34% . Les DARD C3 et C4 sont donc à priori des charges potentiellement intéressantes pour le FCC et représentent une fraction importante du résidu.The DAO fraction underwent a second deasphalting. During this second deasphalting, the role of the solvent was studied. The n-Butane deasphalting of the DAO was carried out with a level of solvent / feed of 12/1 at a temperature of 100 C / 80 C / 60 C. The deasphalting with n-propane was carried out with a level of solvent / load of 12/1 at a temperature of 70 ° C./55 ° C./45 ° C. Table 1 shows all the results obtained. The properties of the filler, the DAO C7 obtained, DARO C4 and DARO C3, as well as the yields in the different cuts 2910487 12 480 C + DAO C7 DARO C4 DARO C3 Residu Athabaska rdt (% filler) 100 75.5 45.4 34 d4, 15 (-) 1.044 1.021 0.992 0.974 V (ppm) 317 150 24 5 Ni (ppm) 115 52 10 2 AsC7 (0/0 wt) 14.1 0.3 0.2 0.1 CCR (% wt) 21 12.4 5.5 2.5 H ( % wt) 9.86 10.34 11.04 11.54 N (% wt) 0.63 0.57 0.3 0.19 S (% wt) 5.74 5.04 4.03 3.51 Table 1: results of double deasphalting The results of table 1 clearly show that a simple deasphalting with C7 does not allow 5 steps to obtain a DAO cut of sufficient quality to be convertible to FCC: the hydrogen content is too low, the metal and nitrogen content too high. If a second deasphalting is carried out on the DAO, on the other hand, a notable improvement is observed in the DARD cuts resulting from this second deasphalting, the content of metals and nitrogen falling sharply while the hydrogen content of the DARD fraction 10 increases. A notable drop in yield should be noted, since DARD C4 represents 45% of the starting residue, and DARD C3 represents only 34%. The DARDs C3 and C4 are therefore a priori potentially interesting charges for the FCC and represent a large fraction of the residue.

15 Le double désasphaltage, en extrayant sélectivement les fractions "Saturées" et "Aromatiques" permet de faire une séparation physique des fractions que l'on peut convertir par craquage catalytique. Nous avons comparé les résultats obtenus par double désasphaltage à ceux obtenus par 20 désasphaltage simple en utilisant les données de S. Ng et al. (Energy Fuels, Vol. 11, 1997), qui relatent une étude de désasphaltage sur un résidu sous vide provenant d'un bitume similaire produit également dans la région de l'Athabaska dans le nord du Canada. Ces données sont consignées dans le tableau 2.The double deasphalting, by selectively extracting the "Saturated" and "Aromatic" fractions, allows a physical separation of the fractions which can be converted by catalytic cracking. We compared the results obtained by double deasphalting with those obtained by single deasphalting using data from S. Ng et al. (Energy Fuels, Vol. 11, 1997), which reports a deasphalting study on a vacuum residue from a similar bitumen also produced in the Athabaska region of northern Canada. These data are reported in Table 2.

25 Si l'on compare les résultats obtenus par double désasphaltage (tableau 1) à ceux que l'on obtiendrait par un désasphaltage simple au propane (tableau 2), on constate que les qualités Residu DAO C3 Athabaska 11.6 rdt (%charge) 100 d4, 15 (-) 1.08 0.956 Ni + V ( ppm) 440 <5 CCR 24.3 2.9 N 0.63 0.15 S 5.93 3.66 Tableau 2: résultat de simple désasphaltage 2910487 13 du DAO C3 sont très proches de celles obtenues dans le DARO C3, mais que le rendement en DAO C3 est beaucoup plus faible (11% contre 34% par double désasphaltage). Un double désasphaltage enchainant une extraction au solvant lourd à une extraction au solvant léger permet donc d'obtenir une coupe de qualité similaire à celle obtenue par 5 désasphaltage simple avec le même solvant léger, mais avec un rendement beaucoup plus important. Exemple 2: Nous avons évalué les performances de différents schémas de conversion décrits 10 respectivement sur les figures 2, 3 et 4 pour valoriser un résidu atmosphérique provenant d'un bitume produit dans la région de l'Athabaska dans le nord du Canada, dont les propriétés sont rapportées dans le tableau 3 ci dessous. Ce résidu atmosphérique a un point initial à 343 C et comporte 59% poids de molécules dont la température d'ébullition est supérieure à 540 C. 15 d4,15 (-) 0.99 S (%pds) 4.9 Ni (ppm) 81 V (ppm) 224 N (% pds) 0.51 CCR (%pds) 15.0 Asphaltenes C7 (% pds) 10.0 coupe 343-540 41 % coupe 5400+ 59% Tableau 3 : Analyse et composition du résidu atmosphérique 20 Nous avons étudié les performances que l'on obtiendrait à travers trois voies, les deux premières étant connues de l'homme du métier, la troisième étant caractéristique de l'invention revendiquée dans cette demande de brevet: • voie 1 (fig. 2) : fractionnement du résidu en un DSV et un RSV. Le DSV est envoyé 25 au FCC. Le RSV est envoyé à l'hydroconversion. • voie 2 (fig. 3) : fractionnement du résidu en un DSV et un RSV. Le RSV subit un désasphaltage simple au n-propane, le DAO C3 est envoyé au FCC avec le DSV, l'asphalte et la coupe liquide 220 C+ produite au FCC sont envoyés à l'hydroconversion des résidus 2910487 14 • voie 3 (fig 4 invention) : fractionnement du résidu en un DSV et un RSV. Le RSV subit un désasphaltage simple au n-heptane, puis le DAO C7 subit un désasphaltage au n-propane. Le DARO C3 est envoyé au FCC avec le DSV, l'asphalte produit au désasphaltage C7 et les résines produites au désasphaltage C3 sont mélangées 5 avec la coupe liquide 220 C+ produite au FCC et sont envoyés à l'hydroconversion des résidus. Dans tous les cas, la colonne de distillation sous-vide travaille dans les mêmes conditions. La composition du DSV et celle du RSV restent inchangées, le point de coupe étant de 10 480 C environ. Afin de pouvoir comparer les différents schémas, nous avons fait fonctionner les procédés FCC et d'hydroconversion dans des conditions de sévérité similaires: • Le FCC travaille dans des conditions de réaction similaires, avec le même catalyseur.25 If we compare the results obtained by double deasphalting (Table 1) with those which would be obtained by simple deasphalting with propane (Table 2), we see that the qualities Residu DAO C3 Athabaska 11.6 rdt (% load) 100 d4, 15 (-) 1.08 0.956 Ni + V (ppm) 440 <5 CCR 24.3 2.9 N 0.63 0.15 S 5.93 3.66 Table 2: result of simple deasphalting 2910487 13 of DAO C3 are very close to those obtained in DARO C3, but that the DAO C3 yield is much lower (11% against 34% by double deasphalting). A double deasphalting linking a heavy solvent extraction to a light solvent extraction therefore makes it possible to obtain a cut of a quality similar to that obtained by simple deasphalting with the same light solvent, but with a much greater yield. Example 2: We evaluated the performance of different conversion schemes described respectively in Figures 2, 3 and 4 for upgrading an atmospheric residue from a bitumen produced in the Athabaska region in northern Canada, including properties are reported in Table 3 below. This atmospheric residue has an initial point at 343 C and comprises 59% by weight of molecules whose boiling point is greater than 540 C. 15 d4.15 (-) 0.99 S (% by weight) 4.9 Ni (ppm) 81 V ( ppm) 224 N (% wt) 0.51 CCR (% wt) 15.0 Asphaltenes C7 (% wt) 10.0 cut 343-540 41% cut 5400+ 59% Table 3: Analysis and composition of the atmospheric residue 20 We studied the performances that the 'one would obtain through three routes, the first two being known to those skilled in the art, the third being characteristic of the invention claimed in this patent application: • route 1 (FIG. 2): fractionation of the residue into a DSV and an RSV. The DSV is sent to the FCC. The RSV is sent to the hydroconversion. • channel 2 (fig. 3): fractionation of the residue into a DSV and an RSV. The RSV undergoes a simple deasphalting with n-propane, the DAO C3 is sent to the FCC with the DSV, the asphalt and the 220 C + liquid cut produced at the FCC are sent to the hydroconversion of the tailings 2910487 14 • channel 3 (fig 4 invention): fractionation of the residue into a DSV and an RSV. RSV undergoes simple deasphalting with n-heptane, then DAO C7 undergoes deasphalting with n-propane. The DARO C3 is sent to the FCC with the DSV, the asphalt produced by the C7 deasphalting and the resins produced by the C3 deasphalting are mixed with the 220 C + liquid cut produced at the FCC and are sent to the tailings hydroconversion. In all cases, the vacuum distillation column operates under the same conditions. The composition of the DSV and that of the RSV remain unchanged, the cut point being approximately 10,480 C. In order to be able to compare the different schemes, we made the FCC and hydroconversion processes operate under conditions of similar severity: • The FCC works under similar reaction conditions, with the same catalyst.

15 Le débit de catalyseur rapporté au débit de charge est de 7.5 environ, et la température en sortie du riser de FCC, est maintenue égale à 538 C. Le FCC est constitué d'un régénérateur simple travaillant en combustion totale. La température de régénération et la température de préchauffe requises sont différentes d'un cas à l'autre et résultent des rendements en coke soient différents d'une voie à l'autre. Ces 20 différences n'affectent pas significativement les résultats globaux de l'étude. • l'hydroconversion travaille dans les conditions suivantes: 2 réacteurs en série identiques, débit de charge / volume réactionnel = 0.3 hr-1, T=426 C, PPH2= 128 bars, P=160 bars. Le catalyseur est un catalyseur supporté à base d'alumine, 25 contenant du Nickel et du Molybdène. La nature du catalyseur, la masse de catalyseur rapportée au volume du réacteur, les ajouts de catalyseur sont identiques dans les trois voies étudiées Le tableau 4 montre la composition de la charge du procédé de FCC dans les 3 voies 30 d'études considérées. On constate que la charge est plus lourde quand on intègre le DAO C3 au DSV (voie 2), ou le DARO C3 au DSV (voie 3), comme le montre le CCR (Carbone ConRadson de la coupe) qui passe de 0.4 à 1.3. Cela se traduira par une augmentation de la production de coke, limitée cependant, et dont l'impact affectera essentiellement le bilan thermique (température de régénération et de préchauffe du FCC). On constate aussi que la 2910487 15 charge traitée au FCC augmente considérablement lorsqu'on passe de la voie 1, à la voie 2 puis à la voie 3. La charge traitée par le FCC passe de 29.3% à 53.3 % de la quantité de résidu atmosphérique initiale. En contrepartie, la qualité de la charge baisse un peu, comme le montrent les densités qui passent de 0.89 à 0.93, traduisant un alourdissement de la 5 charge. voie 1 voie 2 voie 3 rdt (% RAT) 29.3 39.9 53.3 d4,15 (-) 0.89 0.91 0.93 S (%pds) 3.2 3.3 3.3 Ni (ppm) - 0.3 0.9 V (ppm) - 0.5 2.3 N (% pds) 0.23 0.21 0.21 CCR (%pds) 0.4 1.0 1.3 Asphaltenes C7 (% pds) _ <0.1 <0.1 <0.1 Tableau 4: composition de la charge du FCC selon la voie choisie Le tableau 5 montre la composition de la charge du procédé d'hydroconversion dans les 3 10 voies d'études considérées. La quantité de charge à traiter est la plus faible avec un double désasphaltage. Les propriétés globales de la charge à traiter sont très similaires dans les 3 voies, à cause de l'introduction de la coupe 220 C+ du FCC qui fluxe les Asphaltes ou les Asphaltes et les Résines, en quantité de plus en plus importantes quand on passe de la voie 1 à la voie 2 puis à la voie 3. 15 voie 1 voie 2 voie 3 rdt (% RAT) 70.7 76.1 68.4 d4,15 (-) 1.04 1.05 1.06 S (%pds) 5.6 5.4 5.6 Ni (ppm) 115 107 118 V (ppm) 317 294 326 N (% pds) 0. 63 0.62 0.67 CCR (%pds) 21.0 19.8 21.8 Asphaltenes C7 (% pds) 14.1 13.4 15.0 Tableau 5: composition de la charge du procédé d'hydroconversion selon la voie choisie 20 Le tableau 6 décrit la structure de rendements obtenue par les 3 voies, rapportée à la quantité de résidu atmosphérique traité. On détaille les rendements en H2S+NH3, en gaz 2910487 16 secs contenant essentiellement H2, le méthane, l'éthane et l'éthylène, la coupe C3-C4, la coupe essence C5-220 C, la coupe gazole 220-343 C, la coupe DSV produite 343-540 C, et la coupe Résidu 540 C+. On a également indiqué le rendement coke (consommé dans l'unité FCC) rapporté à la quantité de résidu atomosphérique traité et la consommation 5 d'hydrogène dans l'unité d'hydroconversion, rapportée également à la quantité de résidu atomosphérique.La somme des rendements (la consommation d'hydrogène étant évidemment comptée négativement) correspond bien à 100%. On constate que la voie 1 et la voie 2 donnent des performances globales de conversion 10 assez proches. En effet, si l'on compare la quantité de bases valorisables (C3-C4 + C5-220 + 220-343) , la voie 1 produit 48% de ces bases alors que la voie 2 produit 49%. La voie 1 produit moins de coupe C3-C4, moins d'essence mais plus de gazole. La conversion globale est estimable à partir de la quantité de fractions 343 C+ residuelles. Ces valeurs sont voisines de 43%-45%. A noter que la fraction de 540 C+ est fortement réduite car elle ne 15 représente plus que 14%, contre 59% dans la charge de départ. La voie 3, objet de la présente invention permet d'accentuer la conversion du résidu. Ainsi, on accentue la production de coupe C3-C4 et d'essence, alors que la production de coupe gazole reste proche de celle obtenue par la voie 2.The catalyst flow rate relative to the feed flow rate is approximately 7.5, and the temperature at the outlet of the FCC riser is kept equal to 538 C. The FCC consists of a simple regenerator working in total combustion. The regeneration temperature and the preheating temperature required are different from case to case and result in coke yields being different from one route to another. These 20 differences did not significantly affect the overall results of the study. • the hydroconversion works under the following conditions: 2 identical reactors in series, feed rate / reaction volume = 0.3 hr-1, T = 426 C, PPH2 = 128 bars, P = 160 bars. The catalyst is a supported alumina catalyst containing Nickel and Molybdenum. The nature of the catalyst, the mass of catalyst relative to the volume of the reactor, the catalyst additions are identical in the three routes studied. Table 4 shows the composition of the feed for the FCC process in the 3 routes of studies considered. We see that the load is heavier when we integrate the DAO C3 to the DSV (channel 2), or the DARO C3 to the DSV (channel 3), as shown by the CCR (ConRadson Carbon of the cut) which goes from 0.4 to 1.3 . This will result in an increase in coke production, which is limited however, and the impact of which will mainly affect the heat balance (temperature of regeneration and preheating of the FCC). It is also noted that the load treated with the FCC increases considerably when one passes from channel 1, to channel 2 then to channel 3. The load treated by the FCC goes from 29.3% to 53.3% of the quantity of residue. initial atmospheric. On the other hand, the quality of the charge drops a little, as shown by the densities which drop from 0.89 to 0.93, indicating a heavier charge. channel 1 channel 2 channel 3 rdt (% RAT) 29.3 39.9 53.3 d4.15 (-) 0.89 0.91 0.93 S (% wt) 3.2 3.3 3.3 Ni (ppm) - 0.3 0.9 V (ppm) - 0.5 2.3 N (% wt) 0.23 0.21 0.21 CCR (% by weight) 0.4 1.0 1.3 Asphaltenes C7 (% by weight) _ <0.1 <0.1 <0.1 Table 4: composition of the FCC charge according to the chosen route Table 5 shows the composition of the charge for the hydroconversion in the 3 10 study routes considered. The quantity of filler to be treated is the lowest with a double deasphalting. The overall properties of the load to be treated are very similar in the 3 ways, because of the introduction of the 220 C + cut of the FCC which fluxes Asphalts or Asphalts and Resins, in increasingly large quantities when passing from channel 1 to channel 2 then to channel 3. 15 channel 1 channel 2 channel 3 rdt (% RAT) 70.7 76.1 68.4 d4.15 (-) 1.04 1.05 1.06 S (% wt) 5.6 5.4 5.6 Ni (ppm) 115 107 118 V (ppm) 317 294 326 N (% wt) 0. 63 0.62 0.67 CCR (% wt) 21.0 19.8 21.8 Asphaltenes C7 (% wt) 14.1 13.4 15.0 Table 5: composition of the feed for the hydroconversion process according to the chosen route Table 6 describes the structure of yields obtained by the 3 routes, relative to the quantity of atmospheric residue treated. We detail the yields in H2S + NH3, in gas 2910487 16 secs essentially containing H2, methane, ethane and ethylene, the C3-C4 cut, the C5-220 C gasoline cut, the 220-343 C diesel cut. , the DSV cut produced 343-540 C, and the Residue 540 C + cut. The coke yield (consumed in the FCC unit) has also been indicated relative to the amount of atomospheric residue treated and the consumption of hydrogen in the hydroconversion unit, also related to the amount of atomospheric residue. yields (the hydrogen consumption obviously being counted negatively) corresponds to 100%. It can be seen that channel 1 and channel 2 give fairly similar overall conversion performance. Indeed, if we compare the amount of recoverable bases (C3-C4 + C5-220 + 220-343), route 1 produces 48% of these bases while route 2 produces 49%. Channel 1 produces less C3-C4 cut, less gasoline but more diesel. The overall conversion can be estimated from the quantity of residual 343 C + fractions. These values are close to 43% -45%. Note that the 540 C + fraction is greatly reduced because it only represents 14%, against 59% in the starting charge. Route 3, which is the subject of the present invention, makes it possible to accentuate the conversion of the residue. Thus, the production of C3-C4 cut and gasoline is accentuated, while the production of diesel cut remains close to that obtained by way 2.

20 La quantité de bases valorisables (coupe C3-C4 + coupe C5-220 C + coupe 220 C-343 C) représente maintenant 53%, soit 4-5% de plus que les voies 1 ou 2. La fraction résiduelle 343 C+ représente 37%, soit 6-8% de moins que les voies 1 ou 2 et la fraction résiduelle de 540 C+ tombe à 11%, soit 3% de moins que les voies 1 ou 2. La voie 3 permet donc de mieux convertir le résidu atmosphérique que les voies 1 et 2, en 25 produisant des quantités d'essence plus importantes. La qualité des essences produites est plus importante car la proportion d'essence venant du FCC dans la voie 3 est de 63%, contre 53-55% pour les voies 1 et 2, l'essence de FCC présentant un RON de 90 et un MON de 80 alors que celle d'hydroconversion est limitée à 50 en RON et MON. La même remarque s'applique pour les coupes C3-C4, qui sont plus oléfiniques lorsqu'elles 30 sont issues du FCC et donc mieux valorisables. La qualité de la coupe gazole produite par la voie 3 sera meilleure que la qualité de la coupe gazole produite par la voie 1, l'ensemble de la coupe gazole résultant de l'hydroconversion conférant au gazole un indice de cétane plus élevé que le FCC (40 contre 25).20 The quantity of recoverable bases (C3-C4 cut + C5-220 C cut + 220 C-343 C cut) now represents 53%, i.e. 4-5% more than channels 1 or 2. The residual fraction 343 C + represents 37%, i.e. 6-8% less than lanes 1 or 2 and the residual fraction of 540 C + falls to 11%, i.e. 3% less than lanes 1 or 2. Lane 3 therefore makes it possible to better convert the residue atmospheric than lanes 1 and 2, producing larger quantities of gasoline. The quality of the gasolines produced is more important because the proportion of gasoline coming from the FCC in track 3 is 63%, against 53-55% for tracks 1 and 2, the FCC gasoline having an RON of 90 and a MON of 80 while that of hydroconversion is limited to 50 in RON and MON. The same remark applies for the C3-C4 cuts, which are more olefinic when they are obtained from the FCC and therefore better recoverable. The quality of the diesel cut produced by channel 3 will be better than the quality of the diesel cut produced by channel 1, the whole of the diesel cut resulting from the hydroconversion giving the diesel a higher cetane number than the FCC (40 against 25).

10 2910487 17 Pour terminer, on remarquera que la charge de l'hydroconversion est moins importante dans la voie 3, les conditions opératoires étant similaires (tableau 5). Cela signifie que l'investissement sera plus faible, l'unité pouvant être dimensionnée avec une taille plus faible. Le FCC sera par contre plus important dans la voie 3 (tableau 4), mais 5 l'investissement associé à une unité de FCC est beaucoup plus faible que l'investissement associé à une unité d'hydroconversion, l'investissement global associé aux trois voies sera donc au mieux similaire ou généralement plus faible avec la voie 3 qu'avec les deux autres voies étudiées dans le cadre de cet exemple. voie 1 voie 2 voie 3 H2S+NH3 (%pds) 3.8 4.1 4.1 H2,C1,C2 (%pds) 2.6 3.0 3.4 C3-C4 (%pds) 5.3 6.2 7.4 C5-220 (%pds) 22.5 27.3 31.3 220-343 (%pds) 20.4 15.7 14.7 343-540 (%pds) 31.0 29.4 26.2 540 + (%pds) 14.3 13.7 11.1 coke FCC (%pds) 1.6 2.4 3.3 conso H2 (%pds) - 1.5 - 1.7 - 1.5 total (%pds) 100.0 100.0 100.0 Qualité des produits C3-C4 ex FCC 68% 71 % 78% C5-220 ex FCC 53% 55% 63% 220-343 ex hydroconversion 70% 100% _ 100% "ex FCC" signifie provenant du FCC Tableau 6: rendement en produits selon la voie choisie 5Finally, it will be noted that the charge of the hydroconversion is less important in route 3, the operating conditions being similar (Table 5). This means that the investment will be lower as the unit can be sized with a smaller size. On the other hand, the FCC will be greater in path 3 (table 4), but the investment associated with an FCC unit is much lower than the investment associated with a hydroconversion unit, the overall investment associated with the three lanes will therefore be at best similar or generally weaker with lane 3 than with the two other lanes studied in the context of this example. channel 1 channel 2 channel 3 H2S + NH3 (wt%) 3.8 4.1 4.1 H2, C1, C2 (wt%) 2.6 3.0 3.4 C3-C4 (wt%) 5.3 6.2 7.4 C5-220 (wt%) 22.5 27.3 31.3 220- 343 (% wt) 20.4 15.7 14.7 343-540 (% wt) 31.0 29.4 26.2 540 + (% wt) 14.3 13.7 11.1 FCC coke (% wt) 1.6 2.4 3.3 H2 consumption (% wt) - 1.5 - 1.7 - 1.5 total ( % by weight) 100.0 100.0 100.0 Product quality C3-C4 ex FCC 68% 71% 78% C5-220 ex FCC 53% 55% 63% 220-343 ex hydroconversion 70% 100% _ 100% "ex FCC" means coming from FCC Table 6: Product yield according to the chosen route 5

Claims (9)

REVENDICATIONS 1. Procédé de conversion de charges lourdes pétrolières dont 5% pds bout à au moins 343 C et au moins 40% pds de molécules bouillant au dessus de 540 C, comportant : - un premier désasphaltage avec un solvant lourd essentiellement constitué d'un hydrocarbure saturé ayant au moins 5 atomes de carbone, - un deuxième désasphaltage sur la fraction non précipitée issue du premier 10 désasphaltage (dite première fraction non précipitée), avec un solvant léger essentiellement constitué d'un hydrocarbure saturé ayant 3 ou 4 atomes de carbone, - la deuxième fraction non précipitée issue du 2e désasphaltage est convertie par craquage catalytique en produits bouillant au dessous de 343 C, - les fractions précipitées sont mélangées et traitées par hydroconversion en produits bouillant au dessous de 540 C, au moins une partie des coupes aromatiques bouillant au delà de 220 C obtenues 20 lors du craquage catalytique est introduite dans au moins l'une des fractions précipitées avant l'hydroconversion. 1. Process for converting heavy petroleum feedstocks, 5% by weight of which boils at at least 343 C and at least 40% by weight of molecules boiling above 540 C, comprising: - a first deasphalting with a heavy solvent essentially consisting of a hydrocarbon saturated product having at least 5 carbon atoms, a second deasphalting on the non-precipitated fraction resulting from the first deasphalting (called the first non-precipitated fraction), with a light solvent essentially consisting of a saturated hydrocarbon having 3 or 4 carbon atoms, - the second non-precipitated fraction resulting from the 2nd deasphalting is converted by catalytic cracking into products boiling below 343 C, - the precipitated fractions are mixed and treated by hydroconversion into products boiling below 540 C, at least part of the aromatic cuts boiling above 220 C obtained during catalytic cracking is introduced into at least one of the fractions precipitated before the hydroconversion . 2. Procédé selon la revendication 1 dans lequel l'hydroconversion est réalisée en lit bouillonnant 2. Process according to claim 1, in which the hydroconversion is carried out in an ebullating bed. 3. Procédé selon la revendication 1 dans lequel l'hydroconversion est réalisée en slurry 3. Method according to claim 1 wherein the hydroconversion is carried out in slurry. 4. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel le solvant du premier désasphaltage est constitué par une n-paraffine ayant de 5 à 7 atomes de carbone et le 30 solvant du deuxième désasphaltage est constitué par une n-paraffine ayant au moins 3 ou 4 atomes de carbone 15 25 2910487 19 4. Method according to one of the preceding claims, in which the solvent of the first deasphalting consists of an n-paraffin having from 5 to 7 carbon atoms and the solvent of the second deasphalting consists of an n-paraffin having at least 3. or 4 carbon atoms 15 25 2910487 19 5. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel le solvant du premier désasphaltage est le n-pentane et le solvant du deuxième désasphaltage est le propane ou le n-butane 5. Method according to one of the preceding claims wherein the solvent for the first deasphalting is n-pentane and the solvent for the second deasphalting is propane or n-butane. 6. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel la totalité des coupes aromatiques plus lourdes que l'essence obtenues lors du craquage catalytique est introduite dans au moins l'une des fractions précipitées avant l'hydroconversion. 6. Method according to one of the preceding claims wherein all of the aromatic cuts heavier than gasoline obtained during the catalytic cracking is introduced into at least one of the fractions precipitated before the hydroconversion. 7. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel la charge est un résidu sous vide provenant de la distillation atmosphérique d'un pétrole brut, et un distillat sous vide est envoyé au craquage catalytique en mélange avec ladite deuxième fraction non précipitée 7. Method according to one of the preceding claims wherein the feed is a vacuum residue from the atmospheric distillation of a crude oil, and a vacuum distillate is sent to catalytic cracking mixed with said second non-precipitated fraction. 8. Procédé selon l'une des revendications 1 à 6 dans lequel la charge est un résidu sous vide provenant de la distillation atmosphérique d'un pétrole brut, et un distillat sous vide est envoyé dans un craquage catalytique différent du craquage catalytique dans lequel est traitée ladite deuxième fraction non précipitée 8. Method according to one of claims 1 to 6 wherein the feed is a vacuum residue from the atmospheric distillation of a crude oil, and a vacuum distillate is sent to a different catalytic cracking from catalytic cracking in which is treated said second non-precipitated fraction 9. Procédé selon l'une des revendications 1 à 6 dans lequel la charge est un résidu sous 20 vide provenant de la distillation atmosphérique d'un pétrole brut, et un distillat sous vide est traité par hydrocraquage 9. The process according to one of claims 1 to 6 wherein the feed is a vacuum residue from the atmospheric distillation of crude oil, and a vacuum distillate is treated by hydrocracking.