CN1922289B - 生产原油产品的方法 - Google Patents
生产原油产品的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN1922289B CN1922289B CN200480037892.7A CN200480037892A CN1922289B CN 1922289 B CN1922289 B CN 1922289B CN 200480037892 A CN200480037892 A CN 200480037892A CN 1922289 B CN1922289 B CN 1922289B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- crude oil
- catalyzer
- gram
- oil material
- oil products
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 297
- 239000012043 crude product Substances 0.000 title abstract 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 265
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 185
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 62
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 1325
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 696
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 420
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 420
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 219
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims description 179
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 170
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 169
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 168
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 154
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 154
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 150
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 134
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 112
- 239000000428 dust Substances 0.000 claims description 66
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 66
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 66
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 63
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 49
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 42
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 33
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 31
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 29
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 claims description 10
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 5
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims description 2
- 239000010953 base metal Substances 0.000 claims 2
- 239000000047 product Substances 0.000 abstract description 644
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 125
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 106
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 103
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 94
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 91
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 73
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 73
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 73
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 63
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 62
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 61
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 60
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 55
- 230000008569 process Effects 0.000 description 55
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 54
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 50
- 229910052728 basic metal Inorganic materials 0.000 description 49
- 150000003818 basic metals Chemical class 0.000 description 49
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 48
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 44
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 44
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N Alumina Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 40
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 40
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 38
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 28
- 230000008859 change Effects 0.000 description 28
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 25
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 23
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 21
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 19
- 238000006722 reduction reaction Methods 0.000 description 19
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 18
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 18
- -1 alkali metal salts Chemical class 0.000 description 17
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 15
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 238000007598 dipping method Methods 0.000 description 14
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 14
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 14
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 14
- 239000012018 catalyst precursor Substances 0.000 description 12
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 12
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 12
- 238000002441 X-ray diffraction Methods 0.000 description 11
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 11
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 10
- 239000012159 carrier gas Substances 0.000 description 10
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 10
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 10
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 9
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 9
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 9
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 8
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 8
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 8
- NUJOXMJBOLGQSY-UHFFFAOYSA-N manganese dioxide Chemical compound O=[Mn]=O NUJOXMJBOLGQSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 8
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 8
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 8
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 8
- 238000004073 vulcanization Methods 0.000 description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 7
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 7
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 7
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 7
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 7
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 7
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 6
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 6
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 6
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 6
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 6
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 6
- 150000003681 vanadium Chemical class 0.000 description 6
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 5
- 239000001201 calcium disodium ethylene diamine tetra-acetate Substances 0.000 description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 5
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 5
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 5
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 5
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 5
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000001354 calcination Methods 0.000 description 4
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 4
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 4
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 4
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 4
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 4
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 4
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 231100000987 absorbed dose Toxicity 0.000 description 3
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 3
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N arsenic atom Chemical class [As] RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 3
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 3
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 3
- 150000002751 molybdenum Chemical class 0.000 description 3
- 239000005078 molybdenum compound Substances 0.000 description 3
- 150000002752 molybdenum compounds Chemical class 0.000 description 3
- JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N molybdenum trioxide Chemical compound O=[Mo](=O)=O JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 3
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 238000005987 sulfurization reaction Methods 0.000 description 3
- HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 3-(4-ethylcyclohexyl)propanoic acid 3-(3-ethylcyclopentyl)propanoic acid Chemical compound CCC1CCC(CCC(O)=O)C1.CCC1CCC(CCC(O)=O)CC1 HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YZCKVEUIGOORGS-UHFFFAOYSA-N Hydrogen atom Chemical compound [H] YZCKVEUIGOORGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 2
- 229910052785 arsenic Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012752 auxiliary agent Substances 0.000 description 2
- 150000001721 carbon Chemical class 0.000 description 2
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 2
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 2
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 2
- QXYJCZRRLLQGCR-UHFFFAOYSA-N dioxomolybdenum Chemical compound O=[Mo]=O QXYJCZRRLLQGCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 2
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 2
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000001935 peptisation Methods 0.000 description 2
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 238000007493 shaping process Methods 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 2
- 239000003039 volatile agent Substances 0.000 description 2
- RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N Acetaminophen Chemical compound CC(=O)NC1=CC=C(O)C=C1 RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006424 Flood reaction Methods 0.000 description 1
- 244000287680 Garcinia dulcis Species 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000158500 Platanus racemosa Species 0.000 description 1
- KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N Ruthenium Chemical compound [Ru] KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003556 assay Methods 0.000 description 1
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 229910052793 cadmium Inorganic materials 0.000 description 1
- BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N cadmium atom Chemical compound [Cd] BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003653 coastal water Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 150000004292 cyclic ethers Chemical class 0.000 description 1
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 229910001657 ferrierite group Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013542 high molecular weight contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003949 imides Chemical class 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000002687 intercalation Effects 0.000 description 1
- 238000009830 intercalation Methods 0.000 description 1
- 229910052741 iridium Inorganic materials 0.000 description 1
- GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N iridium atom Chemical compound [Ir] GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- VVNXEADCOVSAER-UHFFFAOYSA-N lithium sodium Chemical compound [Li].[Na] VVNXEADCOVSAER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L manganese(2+);methyl n-[[2-(methoxycarbonylcarbamothioylamino)phenyl]carbamothioyl]carbamate;n-[2-(sulfidocarbothioylamino)ethyl]carbamodithioate Chemical compound [Mn+2].[S-]C(=S)NCCNC([S-])=S.COC(=O)NC(=S)NC1=CC=CC=C1NC(=S)NC(=O)OC WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000004949 mass spectrometry Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052762 osmium Inorganic materials 0.000 description 1
- SYQBFIAQOQZEGI-UHFFFAOYSA-N osmium atom Chemical compound [Os] SYQBFIAQOQZEGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- KFDKNTQGTAEZGC-UHFFFAOYSA-N phenanthrene-1-carboxylic acid Chemical compound C1=CC2=CC=CC=C2C2=C1C(C(=O)O)=CC=C2 KFDKNTQGTAEZGC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000005554 pickling Methods 0.000 description 1
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 1
- 231100000572 poisoning Toxicity 0.000 description 1
- 230000000607 poisoning effect Effects 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 239000005077 polysulfide Substances 0.000 description 1
- 229920001021 polysulfide Polymers 0.000 description 1
- 150000008117 polysulfides Polymers 0.000 description 1
- 238000000634 powder X-ray diffraction Methods 0.000 description 1
- 238000003822 preparative gas chromatography Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 239000005297 pyrex Substances 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000000452 restraining effect Effects 0.000 description 1
- 229910052702 rhenium Inorganic materials 0.000 description 1
- WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N rhenium atom Chemical compound [Re] WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052703 rhodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010948 rhodium Substances 0.000 description 1
- MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N rhodium atom Chemical compound [Rh] MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052707 ruthenium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 150000003462 sulfoxides Chemical class 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Chemical group 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Chemical group 0.000 description 1
- 229910052713 technetium Inorganic materials 0.000 description 1
- GKLVYJBZJHMRIY-UHFFFAOYSA-N technetium atom Chemical compound [Tc] GKLVYJBZJHMRIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003658 tungsten compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 150000003751 zinc Chemical class 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/10—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal from rubber or rubber waste
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1003—Waste materials
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
- C10G2300/301—Boiling range
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
- C10G2300/308—Gravity, density, e.g. API
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Separation, Recovery Or Treatment Of Waste Materials Containing Plastics (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
Abstract
原油原料与一种或多种催化剂的接触生产出包括原油产品的总产品。该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物。相对于原油原料的各性能，原油产品的一种或多种其它性能可以改变至少10％。
Description
发明领域
本发明总体上涉及处理原油原料的系统、方法和催化剂，并且涉及可使用这些系统、方法和催化剂生产的组合物。更具体地说，在这里描述的某些实施方案涉及用于将原油原料转化成总产品的系统、方法和催化剂，其中总产品包括原油产品，后者在25℃和0.101MPa下为液体混合物并且具有相对于原油原料的各自性能已发生变化的一种或多种性能。
相关技术的描述
具有一种或多种使得原油无法经济地运输或无法使用常规设备加工的不适合的性能的原油通常称为“劣等原油”。
劣等原油可包括造成原油原料的总酸值(“TAN”)的酸性组分。具有较高TAN的劣等原油可在劣等原油的运输和/或加工过程中造成金属部件的腐蚀。酸性组分从劣等原油中的除去可以包括用各种碱对酸性组分进行化学中和。另外，耐蚀金属可以用于运输设备和/或加工设备。耐蚀金属的使用常常包括较大的花费，并且因此，在现有设备中耐蚀金属的使用是不希望的。抑制腐蚀的另一种方法可以包括在劣等原油的运输和/或加工之前将腐蚀抑制剂添加到劣等原油中。腐蚀抑制剂的使用可能负面地影响用于加工原油的设备和/或影响到从原油生产的产品的质量。
劣等原油常常含有较高水平的残渣。如此高水平的残渣倾向于在运输和/或使用常规设备的加工中变得困难和昂贵。
劣等原油常常含有有机键接的杂原子(例如硫，氧和氮)。有机键接的杂原子可能在一些情形下对于催化剂有着不利影响。
劣等原油可能包括较高量的金属污染物，例如镍，钒和/或铁。在这些原油的加工过程中，金属污染物和/或金属污染物的混合物会沉积在催化剂的表面上或沉积在催化剂的空隙体积中。这样的沉积物会引起催化剂活性的衰减。
在劣等原油的加工过程中，可能快速地在催化剂表面上形成和/或沉积焦炭。可能需要高成本将已被焦炭污染的催化剂的催化活性再生。在再生过程中使用的高温也可能削弱催化剂的活性和/或引起催化剂中毒。
劣等原油可能包括在有机酸金属盐中的金属(例如钙，钾和/或钠)。在有机酸金属盐中的金属典型地无法通过常规方法例如脱盐和/或酸洗从劣等原油中分离。
当在有机酸金属盐中的金属存在时，在常规方法中常常遇到这些过程。与镍和钒(它们典型地在催化剂的外表面附近沉积)不同，在有机酸金属盐中的金属会优选地在催化剂颗粒之间的空隙体积中、特别在催化剂床的顶部沉积。污染物，例如在有机酸金属盐中的金属，在催化剂床的顶部的沉积一般导致贯穿床的压降的提高并且可能有效地堵塞催化剂床。另外，在有机酸金属盐中的金属可能引起催化剂的快速减活。
劣等原油可能包括有机含氧化合物。加工每克劣等原油具有至少0.002克氧的劣等原油的处理设备可能在加工过程中遭遇问题。当在加工过程中加热时，有机含氧化合物可能形成更高氧化化合物(例如，由醇的氧化形成的酮和/或酸，和/或由醚的氧化形成的酸)，它们难以从经处理的原油中除去和/或可能在加工过程中腐蚀/污染设备并在运输管线中引起堵塞。
劣等原油可能包括贫氢烃。当贫氢烃加工时，一般需要添加一致量的氢，如果产生从裂解工艺形成的不饱和片段时尤其如此。典型地包括活性加氢催化剂的使用的在加工过程中的氢化可能需要抑制由不饱和片段形成焦炭。氢气的生产和/或运输到处理设备需要成本。
在常规设备的加工过程中，劣等原油还倾向于显示出不稳定性。原油不稳定性倾向于导致在加工过程中各组分的相分离和/或导致不希望有的副产物(例如硫化氢，水和二氧化碳)的形成。
常规方法常常没有能力在也没有显著改变劣等原油的其它性能的情况下去改变劣等原油的所选择性能。例如，常规方法常常没有能力显著降低劣等原油的TAN，而仅仅改变在劣等原油中所需量的某些组分(如硫或金属污染物)含量。
改进原油品质的一些方法包括将稀释剂添加到劣等原油中降低造成劣等性能的组分的wt％。然而，添加稀释剂一般会提高处理劣等原油的成本，这归因于稀释剂的成本和/或处理劣等原油的增加的成本。稀释剂在劣等原油中的添加在一些情形下可能降低此类原油的稳定性。
授权于Sudhakar等人的美国专利No 6,547,957；授权于Meyers等人的6,277,269；授权于Grande等人的6,063,266；授权于Bearden等人的5,928,502；授权于Bearden等人的5,914,030；授权于Trachte等人的5,897,769；授权于Trachte等人的5,871,636；和授权于Tanaka等人的5,851,381描述了加工原油的各种方法、系统和催化剂。然而，因为存在许多如以上所述的技术问题，在这些专利中描述的方法、系统和催化剂具有有限的应用性。
总之，劣等原油一般具有不希望有的性能(例如，较高TAN，在处理过程中变得不稳定的倾向，和/或在处理过程中消耗较大量的氢气的倾向)。其它不希望有的性能包括较高量的不希望有的成分(例如，残渣、有机键接的杂原子、金属污染物、在有机酸金属盐中的金属，和/或有机含氧化合物)。此类性能倾向于在常规的运输和/或处理设备中引起问题，其中包括增大的腐蚀、缩短的催化剂寿命、工艺堵塞、和/或在处理过程中氢气的增大使用。因此，对于将劣等原油转化成具有更希望的性能的原油产品所用的改进系统、方法和/或催化剂仍然有着很大的经济和技术需求。而且对于能够改变劣等原油的所选择的性能，而仅仅有选择地改变劣等原油的其它性能的系统、方法和/或催化剂也有很大的经济和技术需求。
发明概述
此处描述的发明总体上涉及系统、方法和催化剂，它们用于将原油原料转化成包括原油产品以及在一些实施方案中的不凝性气体的总产品。在这里描述的发明还总体上涉及具有各种此处的组分的新型组合的组合物。该组合物能够通过使用这里所述的系统和方法来获得。
本发明提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有至少0.3的TAN，并且该催化剂的至少一种具有中值孔径在90埃-180埃范围内的孔径分布，其中在孔径分布中孔总数中的至少60％具有距中值孔径在45埃范围之内的孔径，其中孔径分布由ASTM方法D4282测定；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的TAN的至多90％的TAN，其中TAN由ASTM方法D664测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有至少0.3的TAN，并且该催化剂的至少一种具有由ASTM方法D4282测定的中值孔径至少为90埃的孔径分布，且具有该孔径分布的催化剂具有每克的催化剂0.0001克-0.08克的：钼，一种或多种钼化合物(按钼重量计算)，或它们的混合物；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的TAN的至多90％的TAN，其中TAN由ASTM方法D664测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有由ASTM D664测定的至少0.3的TAN，并且该催化剂的至少一种具有由ASTM方法D4282测定的中值孔径至少为180埃的孔径分布，且具有该孔径分布的催化剂包括元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的TAN的至多90％的TAN，其中TAN由ASTM方法D664测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有由ASTM方法D664测定的至少0.3的TAN，并且该催化剂的至少一种包括：(a)元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和(b)元素周期表第10列的一种或多种金属，或元素周期表第10列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物，和其中第10列金属总量与第6列金属总量的摩尔比率在1-10范围内；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的TAN的至多90％的TAN，其中TAN由ASTM方法D664测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有至少0.3的TAN，并且该一种或多种催化剂包括：(a)第一催化剂，该第一催化剂具有每克第一催化剂0.0001到0.06克的：元素周期表第6列的一种或多种金属，或元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物(按金属重量计算)，或它们的混合物；和(b)第二催化剂，该第二催化剂具有每克第二催化剂至少0.02克的：元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物(按金属重量计算)，或它们的混合物；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的TAN的至多90％的TAN，其中TAN由ASTM方法D664测定。
本发明还提供催化剂组合物，包括：(a)元素周期表第5列的一种或多种金属，元素周期表第5列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；(b)由X射线衍射法测得的θ氧化铝含量为每克载体材料至少0.1克θ氧化铝的载体材料；和其中该催化剂具有由ASTM方法D4282测定的中值孔径至少230埃的孔径分布。
本发明还提供催化剂组合物，包括：(a)元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；(b)由X射线衍射法测得的θ氧化铝含量为每克载体材料至少0.1克θ氧化铝的载体材料；和其中该催化剂具有由ASTM方法D4282测定的中值孔径至少230埃的孔径分布。
本发明还提供催化剂组合物，包括：(a)元素周期表第5列的一种或多种金属，元素周期表第5列的一种或多种金属的一种或多种化合物，元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；(b)由X射线衍射法测得的θ氧化铝含量为每克载体材料至少0.1克θ氧化铝的载体材料；和其中该催化剂具有由ASTM方法D4282测定的中值孔径至少230埃的孔径分布。
本发明还提供生产催化剂的方法，包括：将载体与一种或多种金属混合形成载体/金属混合物，其中该载体包括θ氧化铝，并且一种或多种金属包括元素周期表第5列的一种或多种金属、元素周期表第5列的一种或多种金属的一种或多种化合物、或它们的混合物；在至少400℃的温度下热处理θ氧化铝载体/金属混合物；和，形成该催化剂，其中该催化剂具有由ASTM方法D4282测定的中值孔径至少230埃的孔径分布。
本发明还提供生产催化剂的方法，包括：将载体与一种或多种金属混合形成载体/金属混合物，其中该载体包括θ氧化铝，并且一种或多种金属包括元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；在至少400℃的温度下热处理θ氧化铝载体/金属混合物；和，形成该催化剂，其中该催化剂具有由ASTM方法D4282测定的中值孔径至少230埃的孔径分布。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有至少0.3的TAN，催化剂的至少一种具有由ASTM方法D4282测定的中值孔径至少为180埃的孔径分布，且具有该孔径分布的催化剂包括θ氧化铝和元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的TAN的至多90％的TAN，其中TAN由ASTM方法D664测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂在氢源存在下接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有至少0.3的TAN，原油原料具有每克原油原料至少0.0001克氧的氧含量，并且催化剂的至少一种具有由ASTM方法D4282测定的中值孔径为至少90埃的孔径分布；和，控制接触条件以便降低TAN使得原油产品具有原油原料的TAN的至多90％的TAN，和降低有机含氧的化合物的含量使得原油产品具有原油原料的氧含量的至多90％的氧含量，其中TAN由ASTM方法D664测定，氧含量由ASTM方法E 385测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有至少0.1的TAN，并且催化剂的至少一种具有每克催化剂至少0.001克的：元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物(按金属重量计算)，或它们的混合物；和，控制接触条件使得在接触区中的液体时空速高于10h-1，并且原油产品具有原油原料的TAN的至多90％的TAN，其中TAN由ASTM方法D664测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂在氢源存在下接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有至少0.1的TAN，原油原料具有每克原油原料至少0.0001克硫的硫含量，并且催化剂的至少一种包括元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和，控制接触条件使得在接触过程中原油原料以所选择的速率吸收分子氢以便在接触过程中抑制原油原料的相分离，在一个或多个接触区中的液体时空速超过10h-1，该原油产品具有原油原料的TAN的至多90％的TAN，并且原油产品具有原油原料的硫含量的70-130％的硫含量，其中TAN由ASTM方法D664测定，硫含量由ASTM方法D4294测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂在气态氢源存在下接触以生产包括原油产品的总产品，其中原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物；和，控制接触条件使得原油原料在接触过程中以所选择的速率吸收氢以便在接触过程中抑制原油原料的相分离。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与氢在一种或多种催化剂存在下接触以生产包括原油产品的总产品，其中原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物；和，控制接触条件使得原油原料与氢在第一氢吸收条件下进行接触和然后在第二氢吸收条件下进行接触，第一氢吸收条件不同于第二氢吸收条件，并且对在第一氢吸收条件中的净氢吸收率加以控制以便抑制原油原料/总产品混合物的P-值下降到低于1.5，并且相对于原油原料的各自一种或多种性能而言，原油产品的一种或多种性能改变至多90％。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂在第一温度下接触，随后在第二温度下接触，以生产包括原油产品的总产品，其中原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有至少0.3的TAN；和，控制接触条件使得第一接触温度比第二接触温度低至少30℃，并且该原油产品具有相对于原油原料的TAN而言的至多90％的TAN，其中TAN由ASTM方法D664测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有至少0.3的TAN，原油原料具有每克原油原料至少0.0001克硫的硫含量，并且催化剂的至少一种包括元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的TAN的至多90％的TAN，并且原油产品具有原油原料的硫含量的70-130％的硫含量，其中TAN由ASTM方法D664测定，硫含量由ASTM方法D4294测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有至少0.1的TAN，原油原料具有每克原油原料至少0.1克残渣的残渣含量，并且催化剂的至少一种包括元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的TAN的至多90％的TAN，并且原油产品具有原油原料的残渣含量的70-130％的残渣含量，和其中TAN由ASTM方法D664测定，和残渣含量由ASTM方法D5307测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有至少0.1的TAN，原油原料具有每克原油原料至少0.1克VGO的VGO含量，并且催化剂的至少一种包括元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的TAN的至多90％的TAN，并且原油产品具有原油原料的VGO含量的70-130％的VGO含量，和其中VGO含量由ASTM方法D5307测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有至少0.3的TAN，并且催化剂的至少一种可通过如下方法获得：将载体与元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物进行混合，以生产催化剂前体；和通过在低于500℃的温度下在一种或多种含硫化合物存在下加热催化剂前体来形成催化剂；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的TAN的至多90％的TAN。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料在37.8℃(100)下具有至少10cSt的粘度，原油原料具有至少10的API比重，并且催化剂的至少一种包括元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和，控制接触条件使得原油产品在37.8℃下具有原油原料的在37.8℃下粘度的至多90％的粘度，并且该原油产品具有原油原料的API比重的70-130％的API比重，其中API比重由ASTM方法D6822测定，粘度由ASTM方法D2669测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有至少0.1的TAN，并且该一种或多种催化剂包括：包含钒、钒的一种或多种化合物、或它们的混合物的至少一种催化剂；和附加的催化剂，其中附加的催化剂包括一种或多种的元素周期表第6列的金属，一种或多种的元素周期表第6列的金属的一种或多种化合物，或它们的结合；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的TAN的至多90％的TAN，其中TAN由ASTM方法D664测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，并且原油原料具有至少0.1的TAN；在接触过程中产生氢气；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的TAN的至多90％的TAN，其中TAN由ASTM方法D664测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有至少0.1的TAN，并且该催化剂的至少一种包括钒，钒的一种或多种化合物，或它们的混合物；和，控制接触条件使得接触温度是至少200℃，并且原油产品具有原油原料的TAN的至多90％的TAN，其中TAN由ASTM方法D664测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有至少0.1的TAN，并且该催化剂的至少一种包括钒，钒的一种或多种化合物，或它们的混合物；在接触过程中提供包括氢源的气体，该气流以与原油原料的流动相反的方向上提供；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的TAN的至多90％的TAN，其中TAN由ASTM方法D664测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有每克原油原料至少0.00002克的总Ni/V/Fe含量，该催化剂的至少一种包括钒，钒的一种或多种化合物，或它们的混合物，并且该钒催化剂具有中值孔径为至少180埃的孔径分布；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的Ni/V/Fe含量的至多90％的总Ni/V/Fe含量，其中Ni/V/Fe含量由ASTM方法D5708测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，催化剂的至少一种包括钒，钒的一种或多种化合物，或它们的混合物，原油原料包含一种或多种有机酸的一种或多种碱金属盐，一种或多种有机酸的一种或多种碱土金属盐，或它们的混合物，并且原油原料具有每克原油原料至少0.00001克的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的总含量；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的含量的至多90％的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的总含量，其中在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的含量由ASTM方法D1318测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料包含一种或多种有机酸的一种或多种碱金属盐，或一种或多种有机酸的一种或多种碱土金属盐，或它们的混合物，原油原料具有每克原油原料至少0.00001克的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的总含量，并且催化剂的至少一种具有中值孔径在90-180埃范围内的孔径分布，其中在孔径分布中孔总数中的至少60％具有距中值孔径在45埃范围之内的孔径，其中孔径分布由ASTM方法D4282测定；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的含量的至多90％的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的总含量，其中在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的含量由ASTM方法D1318测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有每克原油原料至少0.00002克的总Ni/V/Fe含量，和催化剂的至少一种具有中值孔径在90埃到180埃范围内的孔径分布，其中在孔径分布中的孔的总数的至少60％具有距中值孔径在45埃范围之内的孔径，其中孔径分布由ASTM方法D4282测定；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的Ni/V/Fe含量的至多90％的总Ni/V/Fe含量，其中Ni/V/Fe含量由ASTM方法D5708测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有每克原油原料至少0.00001克的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的总含量，至少一种的催化剂具有由ASTM方法D4282测定的中值孔径为至少180埃的孔径分布，并且具有该孔径分布的催化剂包括元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的含量的至多90％的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的总含量，其中在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的含量由ASTM方法D1318测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料包含一种或多种有机酸的一种或多种碱金属盐，一种或多种有机酸的一种或多种碱土金属盐，或它们的混合物，并且原油原料具有每克原油原料至少0.00001克的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的总含量，催化剂的至少一种具有由ASTM方法D4282测定的中值孔径为至少230埃的孔径分布，并且具有该孔径分布的催化剂包括元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的含量的至多90％的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的总含量，其中在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的含量由ASTM方法D1318测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有每克原油原料至少0.00002克Ni/V/Fe的总Ni/V/Fe含量，催化剂的至少一种具有由ASTM方法D4282测定的中值孔径为至少230埃的孔径分布，并且具有该孔径分布的催化剂包括元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的Ni/V/Fe含量的至多90％的总Ni/V/Fe含量，其中Ni/V/Fe含量由ASTM方法D5708测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料包含一种或多种有机酸的一种或多种碱金属盐，一种或多种有机酸的一种或多种碱土金属盐，或它们的混合物，原油原料具有每克原油原料至少0.00001克的在有机酸金属盐中碱金属和碱土金属的总含量，催化剂的至少一种具有由ASTM方法D4282测定的中值孔径为至少90埃的孔径分布，并且具有该孔径分布的催化剂所具有的总钼含量是每克催化剂0.0001克-0.3克的：钼，一种或多种钼化合物(按钼重量计算)，或它们的混合物；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的含量的至多90％的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的总含量，其中在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的含量由ASTM方法D1318测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有至少0.3的TAN，并且原油原料具有每克原油原料至少0.00002克的总Ni/V/Fe含量，催化剂的至少一种具有由ASTM方法D4282测定的中值孔径为至少90埃的孔径分布，并且该催化剂所具有的总钼含量是每克催化剂0.0001克-0.3克的：钼，钼的一种或多种化合物(按钼重量计算)，或它们的混合物；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的TAN的至多90％的TAN并且原油产品具有原油原料的Ni/V/Fe含量的至多90％的总Ni/V/Fe含量，其中Ni/V/Fe含量由ASTM方法D5708测定，TAN由ASTM方法D644测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料包括一种或多种有机酸的一种或多种碱金属盐，一种或多种有机酸的一种或多种碱土金属盐，或它们的混合物，并且原油原料具有每克原油原料至少0.00001克的在有机酸金属盐中碱金属和碱土金属的总含量，并且催化剂的至少一种包括：(a)元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和(b)元素周期表第10列的一种或多种金属，元素周期表第10列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物，其中第10列金属总量与第6列金属总量的摩尔比率是1-10；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的含量的至多90％的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的总含量，其中在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的含量由ASTM方法D1318测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有每克原油原料至少0.00002克Ni/V/Fe的总Ni/V/Fe含量，并且催化剂的至少一种包括：(a)元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和(b)元素周期表第10列的一种或多种金属，元素周期表第10列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物，其中第10列金属总量与第6列金属总量的摩尔比率是1-10；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的Ni/V/Fe含量的至多90％的总Ni/V/Fe含量，其中Ni/V/Fe含量由ASTM方法D5708测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料包含一种或多种有机酸的一种或多种碱金属盐，一种或多种有机酸的一种或多种碱土金属盐，或它们的混合物，原油原料具有每克原油原料至少0.00001克的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的总含量，并且该一种或多种催化剂包括：(a)第一种催化剂，第一催化剂具有每克第一种催化剂0.0001-0.06克的：元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物(按金属重量计算)，或它们的混合物；和(b)第二种催化剂，第二种催化剂具有每克第二种催化剂至少0.02克的：元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物(按金属重量计算)，或它们的混合物；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的含量的至多90％的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的总含量，其中在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的含量由ASTM方法D1318测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料包含一种或多种有机酸的一种或多种碱金属盐，一种或多种有机酸的一种或多种碱土金属盐，或它们的混合物，原油原料具有每克原油原料至少0.00001克的在有机酸金属盐中碱金属和碱土金属的总含量，并且催化剂的至少一种具有每克催化剂至少0.001克的：元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物(按金属重量计算)，或它们的混合物；和，控制接触条件使得在接触区中的液体时空速超过10h-1，并且原油产品具有原油原料的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属含量的至多90％的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的总含量，其中在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的含量由ASTM方法D1318测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有每克原油原料至少0.00002克的总Ni/V/Fe含量，催化剂的至少一种具有每克催化剂至少0.001克的：元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物(按金属重量计算)，或它们的混合物；和，控制接触条件使得在接触区中的液体时空速超过10h-1，并且原油产品具有原油原料的Ni/V/Fe含量的至多90％的总Ni/V/Fe含量，其中Ni/V/Fe含量由ASTM方法D5708测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有每克原油原料：至少0.0001克氧的氧含量，和至少0.0001克硫的硫含量，并且催化剂的至少一种包括元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和，控制接触条件使得该原油产品具有原油原料的氧含量的至多90％的氧含量，并且该原油产品具有原油原料的硫含量的70-130％的硫含量，其中氧含量由ASTM方法E385测定，硫含量由ASTM方法D4294测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有每克原油原料：至少0.00002克的总Ni/V/Fe含量，和至少0.0001克硫的硫含量，并且催化剂的至少一种包括元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和，控制接触条件使得该原油产品具有原油原料的Ni/V/Fe含量的至多90％的总Ni/V/Fe含量，并且该原油产品具有原油原料的硫含量的70-130％的硫含量，其中Ni/V/Fe含量由ASTM方法D5708测定，和硫含量由ASTM方法D4294测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料包含一种或多种有机酸的一种或多种碱金属盐，一种或多种有机酸的一种或多种碱土金属盐，或它们的混合物，原油原料具有每克原油原料：至少0.00001克的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的总含量，和至少0.1克残渣的残渣含量，并且催化剂的至少一种包括元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和，控制接触条件使得该原油产品具有原油原料的在有机酸金属盐中碱金属和碱土金属含量的至多90％的在有机酸金属盐中碱金属和碱土金属的总含量，该原油产品具有原油原料的残渣含量的70-130％的残渣含量，并且在有机酸金属盐中碱金属和碱土金属的含量由ASTM方法D1318测定，残渣含量由ASTM方法D5307测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有每克原油原料：至少0.1克残渣的残渣含量，和至少0.00002克的总Ni/V/Fe含量，并且催化剂的至少一种包括元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和，控制接触条件使得该原油产品具有原油原料的Ni/V/Fe含量的至多90％的总Ni/V/Fe含量，并且该原油产品具有原油原料的残渣含量的70-130％的残渣含量，其中Ni/V/Fe含量由ASTM方法D5708测定，残渣含量由ASTM方法D5307测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料包含一种或多种有机酸的一种或多种碱金属盐，一种或多种有机酸的一种或多种碱土金属盐，或它们的混合物，原油原料具有每克的原油原料：至少0.1克的真空瓦斯油(“VGO”)含量，和至少0.0001克的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的总含量，并且催化剂的至少一种包括元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和，控制接触条件使得该原油产品具有原油原料的在有机酸金属盐中碱金属和碱土金属的含量的至多90％的在有机酸金属盐中碱金属和碱土金属的总含量，并且该原油产品具有原油原料的VGO含量的70-130％的VGO含量，其中VGO含量由ASTM方法D5307测定，以及在有机酸金属盐中碱金属和碱土金属的含量由ASTM方法D1318测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有每克原油原料：至少0.00002克的总Ni/V/Fe含量，和至少0.1克的VGO含量，并且催化剂的至少一种包括元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的Ni/V/Fe含量的至多90％的总Ni/V/Fe含量，并且原油产品具有原油原料的VGO含量的70-130％的VGO含量，其中VGO含量由ASTM方法D5307测定，Ni/V/Fe含量由ASTM方法D5708测定。
本发明述提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料包含一种或多种有机酸的一种或多种碱金属盐，一种或多种有机酸的一种或多种碱土金属盐，或它们的混合物，并且原油原料具有每克原油原料至少0.00001克的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的总含量，并且催化剂的至少一种可通过如下方法获得：将载体与元素周期表第6列的一种或多种金属、金素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物、或它们的混合物进行混合以生产催化剂前体，然后在低于400℃的温度下在一种或多种含硫化合物的存在下加热该催化剂的前体来形成该催化剂；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的含量的至多90％的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的总含量，其中在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属的含量由ASTM方法D1318测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，原油原料具有每克原油原料至少0.00002克的总Ni/V/Fe含量，并且催化剂的至少一种可通过如下获得：将载体与元素周期表第6列的一种或多种金属、元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物、或它们的混合物混合以生产催化剂前体；然后在低于400℃的温度下在一种或多种含硫的化合物存在下加热该催化剂前体来形成该催化剂；和，控制接触条件使得原油产品具有原油原料的Ni/V/Fe含量的至多90％的总Ni/V/Fe含量，其中Ni/V/Fe含量由ASTM方法D5708测定。
本发明还提供原油组合物，它具有每克原油组合物：至少0.001克的在0.101MPa下沸程分布在95℃和260℃之间的烃类；至少0.001克的在0.101MPa下沸程分布在260℃和320℃之间的烃类；至少0.001克的在0.101MPa下沸程分布在320℃和650℃之间的烃类；和大于0克，但低于0.01克的一种或多种催化剂/克原油产品。
本发明还提供原油组合物，它具有每克原油组合物：至少0.01克的硫，由ASTM方法D4294测定；至少0.2克的残渣，由ASTM方法D5307测定，并且组合物具有至少1.5的MCR含量与C5沥青质含量的重量比，其中MCR含量由ASTM方法D4530测定，C5沥青质含量由ASTM方法D2007测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是可冷凝的，原油原料具有每克原油原料至少0.001克的MCR含量，并且催化剂的至少一种可通过如下获得：将载体与元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物混合生产催化剂前体；然后在低于500℃的温度下在一种或多种含硫的化合物存在下加热该催化剂前体来形成该催化剂；和，控制接触条件使得该原油产品具有原油原料的MCR含量的至多90％的MCR含量，其中MCR含量由ASTM方法D4530所测定。
本发明还提供生产原油产品的方法，包括：让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，其中该原油产品在25℃和0.101MPa下是可冷凝的，原油原料具有每克原油原料至少0.001克的MCR含量，并且催化剂的至少一种具有中值孔径在70埃到180埃范围内的孔径分布，其中在孔径分布中的孔的总数的至少60％具有距中值孔径在45埃范围之内的孔径，其中孔径分布由ASTM方法D4282测定；和，控制接触条件使得该原油产品具有原油原料的MCR含量的至多90％的MCR含量，其中MCR含量由ASTM方法D4530所测定。
本发明还提供原油组合物，它具有每克组合物：由ASTM方法E385测定的至多0.004克的氧；由ASTM方法D4294测定的至多0.003克的硫；和由ASTM方法D5307测定的至少0.3克的残渣。
本发明还提供原油组合物，它具有每克组合物：由ASTM方法E385测定的至多0.004克的氧；由ASTM方法D4294测定的至多0.003克的硫；由ASTM方法D2896测定的至多0.04克的碱性(basic)氮；由ASTM方法D5307测定的至少0.2克的残渣；并且组合物具有由ASTM方法D664测定的至多0.5的TAN。
本发明还提供原油组合物，它具有每克组合物：由ASTM方法D4294测定的至少0.001克的硫；由ASTM方法D5307测定的至少0.2克的残渣；并且组合物具有至少1.5的MCR含量与C5沥青质含量的重量比，并且组合物具有至多0.5的TAN，其中TAN由ASTM方法D664测定，MCR的重量由ASTM方法D4530测定，并且C5沥青质的重量由ASTM方法D2007测定。
在一些实施方案中，本发明还提供与根据本发明的方法或组合物中的一种或多种相结合的原油原料，所述原油原料：(a)未经炼油厂处理，蒸镏，和/或分馏；(b)具有大于4的碳数的组分，并且原油原料具有至少0.5克的此类组分/克原油原料；(c)包括烃类，它的一部分具有：在0.101MPa下低于100℃的沸程分布，在0.101MPa下在100℃-200℃之间的沸程分布，在0.101MPa下在200℃-300℃之间的沸程分布，在0.101MPa下在300℃-400℃之间的沸程分布，和在0.101MPa下在400℃-650℃之间的沸程分布；(d)具有每克原油原料至少：0.001克的在0.101MPa下具有低于100℃的沸程分布的烃类，0.001克的在0.101MPa下具有在100℃-200℃之间的沸程分布的烃类，0.001克的在0.101MPa下具有在200℃-300℃之间的沸程分布的烃类，0.001克的在0.101MPa下具有在300℃-400℃之间的沸程分布的烃类，和0.001克的在0.101MPa下具有在400℃-650℃之间的沸程分布的烃类；(e)具有至少0.1，至少0.3，或在0.3-20，0.4-10，或0.5-5范围内的TAN；(f)具有在0.101MPa下至少200℃的初始沸点；(g)包括镍，钒和铁；(h)具有每克原油原料至少0.00002克的总Ni/V/Fe；(i)包括硫；(j)具有每克原油原料至少0.0001克或0.05克的硫；(k)具有每克原油原料至少0.001克的真空瓦斯油；(l)具有每克原油原料至少0.1克的残渣；(m)包括含氧的烃类；(n)一种或多种有机酸的一种或多种碱金属盐，一种或多种有机酸的一种或多种碱土金属盐，或它们的混合物；(o)包括有机酸的至少一种锌盐；和/或(p)包括有机酸的至少一种砷盐。
在一些实施方案中，本发明还提供与根据本发明的方法或组合物的一种或多种相结合的原油原料，所述原油原料可通过从原油中除去石脑油和比石脑油更具挥发性的化合物来获得。
在一些实施方案中，本发明还提供与根据本发明的方法或组合物中的一种或多种相结合的让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品的方法，其中原油原料和原油产品两者都具有C5沥青质含量和MCR含量，和：(a)原油原料C5沥青质含量和原油原料MCR含量的总和是S，原油产品C5沥青质含量和原油产品MCR含量的总和是S’，并且控制接触条件使得S’是S的至多99％；和/或(b)控制接触条件，使得原油产品的MCR含量与原油产品的C5沥青质含量的重量比是在1.2-2.0，或1.3-1.9范围内。
在一些实施方案中，本发明还提供与根据本发明的方法或组合物中的一种或多种相结合的氢源，其中氢源是：(a)气态的；(b)氢气；(c)甲烷；(d)轻质烃类；(e)惰性气体；和/或(f)它们的混合物。
在一些实施方案中，本发明还提供与根据本发明的方法或组合物中的一种或多种相结合的让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品的方法，其中原油原料在海上设施之上或连接于海上设施的接触区中进行接触。
在一些实施方案中，本发明还提供与根据本发明的方法或组合物中的一种或多种相结合的一种方法，该方法包括让原油原料与一种或多种催化剂在气体和/或氢源存在下进行接触和控制接触条件，使得：(a)气态氢源与原油原料的比率是5-800标准立方米的气态氢源/立方米的与一种或多种该催化剂接触的原油原料；(b)氢吸收的所选择速率通过改变氢源的分压来控制；(c)氢吸收的速率使得原油产品具有低于0.3的TAN，但氢吸收量低于将在接触过程中在原油原料和总产品之间引起显著相分离的氢吸收量；(d)氢吸收所选择的速率是1-30或1-80标准立方米的氢源/立方米的原油原料；(e)气体和/或氢源的液体时空速是至少11h-1，至少15h-1，或至多20h-1；(f)气体和/或氢源的分压在接触过程中加以控制；(g)接触温度是50-500℃，气体和/或氢源的总液体时空速是0.1-30h-1，以及气体和/或氢源的总压力是1.0-20MPa；(h)气体和/或氢源的流动方向与原油原料的流动方向相反；(i)原油产品具有原油原料的H/C的70-130％的H/C；(j)由原油原料吸收的氢气是至多80和/或1-80或1-50标准立方米的氢/立方米原油原料；(k)原油产品具有原油原料的Ni/V/Fe含量的至多90％，至多50％，或至多10％的总Ni/V/Fe含量；(l)该原油产品具有原油原料的硫含量的70-130％或80-120％的硫含量；(m)原油产品具有原油原料的VGO含量的70-130％或90-110％的VGO含量；(n)原油产品具有原油原料的残渣含量的70-130％或90-110％的残渣含量；(o)该原油产品具有原油原料的氧含量的至多90％，至多70％，至多50％，至多40％，或至多10％的氧含量；(p)原油产品具有原油原料的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属含量的至多90％，至多50％，或至多10％的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属总含量；(q)在接触过程中原油原料的P-值是至少1.5；(r)原油产品在37.8℃下具有原油原料粘度的至多90％，至多50％，或至多10％的粘度；(s)原油产品具有原油原料的API比重的70-130％的API比重；和/或(t)原油产品具有原油原料的TAN的至多90％，至多50％，至多30％，至多20％，或至多10％的TAN，和/或在0.001-0.5，0.01-0.2，或0.05-0.1范围内。
在一些实施方案中，本发明还提供与根据本发明的方法或组合物中的一种或多种相结合的一种方法，该方法包括让原油原料与一种或多种催化剂接触和控制接触条件以降低有机含氧化合物的含量，其中：(a)所选择的有机含氧化合物的含量被减少，使得原油产品具有原油原料的氧含量的至多90％的氧含量；(b)有机含氧化合物的至少一种化合物包括羧酸的金属盐；(c)有机含氧化合物的至少一种化合物包括羧酸的碱金属盐；(d)有机含氧化合物的至少一种化合物包括羧酸的碱土金属盐；(e)有机含氧化合物的至少一种化合物包括羧酸的金属盐，其中该金属包括元素周期表第12列的一种或多种金属；(f)该原油产品具有原油原料的不含羧基的有机化合物的含量的至多90％的不含羧基的有机化合物的含量；和/或(g)在原油原料中含氧化合物的至少一种来源于环烷酸或不含羧基的有机含氧化合物。
在一些实施方案中，本发明还提供与根据本发明的方法或组合物中的一种或多种相结合的一种方法，该方法包括让原油原料与一种或多种催化剂接触，其中：(a)原油原料与至少一种的催化剂在第一温度下接触，随后在第二温度下接触，对接触条件加以控制使得第一接触温度比第二接触温度低至少30℃；(b)原油原料与氢气在第一氢吸收条件下接触和然后在第二氢吸收条件下接触，并且第一吸取条件的温度比第二吸取条件的温度低至少30℃；(c)原油原料与至少一种的催化剂在第一温度下进行接触，随后在第二温度下接触，对接触条件加以控制使得第一接触温度比第二接触温度低至多200℃；(d)在接触过程中产生氢气；(e)在接触过程中产生氢气，并且对接触条件也加以控制使得原油原料吸收了所产生氢的至少一部分；(f)原油原料与第一和第二催化剂接触，原油原料和第一催化剂的接触形成了初始原油产品，其中初始原油产品具有原油原料的TAN的至多90％的TAN；初始原油产品和第二催化剂的接触形成原油产品，其中该原油产品具有初始原油产品的TAN的至多90％的TAN；(g)在堆积床反应器中进行接触；(h)在沸腾床反应器中进行接触；(i)原油原料在与一种或多种催化剂接触之后与附加的催化剂接触；(j)一种或多种的催化剂是钒催化剂并且原油原料在与钒催化剂接触之后与附加催化剂在氢源存在下进行接触；(k)以每立方米原油原料1-20标准立方米的速度产生氢；(l)在接触过程中产生氢，原油原料与附加催化剂在气体和至少一部分的所产生氢存在下进行接触，对接触条件也加以控制使得气体的流动方向与原油原料的流动方向和所产生氢的流动方向相反；(m)原油原料与钒催化剂在第一温度下接触和随后在第二温度下与附加催化剂接触，对接触条件加以控制使得第一温度比第二温度低至少30℃；(n)在接触过程中产生氢，原油原料与附加催化剂接触，对接触条件加以控制使得该附加催化剂吸收了所产生氢的至少一部分；和/或(o)原油原料随后与附加催化剂在第二温度下接触，对接触条件加以控制使得第二温度是至少180℃。
在一些实施方案中，本发明还提供与根据本发明的方法或组合物中的一种或多种相结合的一种方法，该方法包括让原油原料与一种或多种催化剂接触，其中：(a)该催化剂是担载的催化剂并且该载体包括氧化铝，氧化硅，氧化硅-氧化铝，氧化钛，氧化锆，氧化镁，或它们的混合物；(b)催化剂是担载的催化剂并且该载体是多孔的；(c)该方法进一步包括已经在硫化之前在高于400℃的温度下热处理的附加催化剂；(d)至少一种的催化剂的寿命是至少0.5年；和/或(d)至少一种的催化剂处在固定床中或在原油原料中淤浆化。
在一些实施方案中，本发明还提供与根据本发明的方法或组合物中的一种或多种相结合的一种方法，该方法包括让原油原料与一种或多种催化剂进行接触，催化剂的至少一种是担载的催化剂或本体(bulk)金属催化剂并且该担载催化剂或本体金属催化剂：(a)包括元素周期表第5-10列的一种或多种金属，元素周期表第5-10列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物(b)具有每克催化剂至少0.0001克，0.0001-0.6克，或0.001-0.3克的：元素周期表第5-10列的一种或多种金属，元素周期表第5-10列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；(c)包括元素周期表第6-10列的一种或多种金属，元素周期表第6-10列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；(d)包括元素周期表第7-10列的一种或多种金属，元素周期表第7-10列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；(e)具有每克催化剂0.0001-0.6克，或0.001-0.3克的：元素周期表第7-10列的一种或多种金属，元素周期表第7-10列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；(f)包括元素周期表第5-6列的一种或多种金属，元素周期表第5-6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；(g)包括元素周期表第5列的一种或多种金属，元素周期表第5列的一种或多种金属，或它们的混合物；(h)具有每克催化剂至少0.0001克，0.0001-0.6克，0.001-0.3克，0.005-0.1克，或0.01-0.08克的：元素周期表第5列的一种或多种金属，元素周期表第5列的一种或多种金属，或它们的混合物；(i)包括元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；(j)具有每克催化剂0.0001-0.6克，0.001-0.3克，0.005-0.1克，0.01-0.08克的元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；(k)包括元素周期表第10列的一种或多种金属，元素周期表第10列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；(1)具有每克催化剂0.0001-0.6克或0.001-0.3克的：元素周期表第10列的一种或多种金属，元素周期表第10列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；(m)包括钒，钒的一种或多种化合物，或它们的混合物；(n)包括镍，镍的一种或多种化合物，或它们的混合物；(o)包括钴，钴的一种或多种化合物，或它们的混合物；(p)包括钼，钼的一种或多种化合物，或它们的混合物；(q)具有每克催化剂0.001-0.3克或0.005-0.1克的：钼，一种或多种钼化合物，或它们的混合物；(r)包括钨，钨的一种或多种化合物，或它们的混合物；(s)具有每克催化剂0.001-0.3克的：钨，一种或多种钨化合物，或它们的混合物；(t)包括元素周期表第6列的一种或多种金属和元素周期表第10列的一种或多种金属，其中第10列金属与第6列金属的摩尔比率是1到5；(u)包括元素周期表第15列的一种或多种元素，元素周期表第15列的一种或多种元素的一种或多种化合物，或它们的混合物；(v)具有每克催化剂0.00001-0.06克的：元素周期表第15列的一种或多种元素，元素周期表第15列的一种或多种元素的一种或多种化合物，或它们的混合物；(w)磷，磷的一种或多种化合物，或它们的混合物；(x)具有每克催化剂至多0.1克的α氧化铝；和/或(y)具有每克催化剂至少0.5克的θ氧化铝。
在一些实施方案中，本发明还提供与根据本发明的方法或组合物中的一种或多种相结合的形成催化剂的方法，该方法包括将载体与一种或多种金属混合形成载体/金属混合物，其中该载体包括θ氧化铝，在至少400℃的温度下热处理该θ氧化铝载体/金属混合物，并进一步包括：(a)将载体/金属混合物与水结合形成糊料，和挤出该糊料；(b)通过在至少800℃的温度下热处理氧化铝来获得θ氧化铝；和/或(c)硫化该催化剂。
在一些实施方案中，本发明还提供与根据本发明的方法或组合物中的一种或多种相结合的一种方法，该方法包括让原油原料与一种或多种催化剂接触，其中催化剂的至少一种的孔径分布具有：(a)至少60埃，至少90埃，至少180埃，至少200埃，至少230埃，至少300埃，至多230埃，至多500埃，或在90-180埃，100-140埃，120-130埃，230-250埃，180-500埃，230-500埃；或60-300埃的中值孔径；(b)孔总数中的至少60％具有距中值孔径在45埃，35埃，或25埃范围之内的孔径；(c)至少60m2/g，至少90m2/g，至少100m2/g，至少120m2/g，至少150m2/g，至少200m2/g，或至少220m2/g的表面积；和/或(d)至少0.3cm3/g，至少0.4cm3/g，至少0.5cm3/g，或至少0.7cm3/g的全部孔的总体积。
在一些实施方案中，本发明还提供与根据本发明的方法或组合物中的一种或多种相结合的一种方法，该方法包括让原油原料与一种或多种的担载的催化剂接触，其中该载体：(a)包括氧化铝，氧化硅，氧化硅-氧化铝，氧化钛，氧化锆，氧化镁，或它们的混合物，和/或沸石；(b)包括γ氧化铝和/或δ氧化铝；(c)具有每克载体至少0.5克的γ氧化铝；(d)具有每克载体至少0.3克或至少0.5克的θ氧化铝；(e)包括α氧化铝，γ氧化铝，δ氧化铝，θ氧化铝，或它们的混合物；
(f)具有每克载体至多0.1克的α氧化铝。
在一些实施方案中，本发明还提供与根据本发明的方法或组合物中的一种或多种相结合的钒催化剂，该催化剂：(a)具有中值孔径为至少60埃的孔径分布；(b)包括载体，该载体包括θ氧化铝，和该钒催化剂具有中值孔径为至少60埃的孔径分布；(c)包括元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和/或(d)具有每克催化剂至少0.001克的：元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物。
在一些实施方案中，本发明还提供与根据本发明的方法或组合物中的一种或多种相结合的原油产品，后者具有：(a)至多0.1，0.001-0.5，0.01-0.2；或0.05-0.1的TAN；(b)每克原油产品至多0.000009克的在有机酸金属盐中的碱金属和碱土金属；(c)每克原油产品至多0.00002克的Ni/V/Fe；和/或(d)每克原油产品大于0克，但低于0.01克的至少-种的催化剂。
在一些实施方案中，本发明还提供与根据本发明的方法或组合物中的一种或多种相结合的一种或多种有机酸的一种或多种碱金属盐，一种或多种有机酸的一种或多种碱土金属盐，或它们的混合物，其中：(a)碱金属的至少一种是锂，钠，或钾；和/或(b)碱土金属的至少一种是镁或钙。
在一些实施方案中，本发明还提供与根据本发明的方法或组合物中的一种或多种相结合的一种方法，该方法包括让原油原料与一种或多种催化剂接触以生产包括原油产品的总产品，该方法进一步包括：(a)将该原油产品和与原油原料相同或不同的原油结合，形成适合于运输的掺混物；(b)将该原油产品和与原油原料相同或不同的原油结合，形成适合于处理设备用的掺混物；(c)分馏该原油产品；和/或(d)将该原油产品分馏成一种或多种馏出物级分，和由该馏出物级分的至少一种生产运输燃料。
在一些实施方案中，本发明还提供与根据本发明的方法或组合物中的一种或多种相结合的担载的催化剂组合物，该组合物：(a)具有每克载体至少0.3克或至少0.5克的θ氧化铝；(b)包括载体中的δ氧化铝；(c)具有每克载体至多0.1克的α氧化铝；(d)具有中值孔径为至少230埃的孔径分布；(e)具有至少0.3cm3/g或至少0.7cm3/g的孔径分布的孔的孔容积；(f)具有至少60m2/g或至少90m2/g的表面积；(g)包括元素周期表第7-10列的一种或多种金属，元素周期表第7-10列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；(h)包括元素周期表第5列的一种或多种金属，元素周期表第5列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；(i)具有每克催化剂0.0001-0.6克或0.001-0.3克的：一种或多种第5列金属，一种或多种第5列金属化合物，或它们的混合物；(j)包括元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；(k)具有每克催化剂0.0001-0.6克或0.001-0.3克的：一种或多种第6列金属，一种或多种第6列金属化合物，或它们的混合物；(l)包括钒，钒的一种或多种化合物，或它们的混合物；(m)包括钼，钼的一种或多种化合物，或它们的混合物；(n)包括钨，钨的一种或多种化合物，或它们的混合物；(o)包括钴，钴的一种或多种化合物，或它们的混合物；和/或(p)包括镍，镍的一种或多种化合物，或它们的混合物。
在一些实施方案中，本发明还提供与根据本发明的方法或组合物中的一种或多种相结合的一种原油组合物，该组合物：(a)具有至多1，至多0.5，至多0.3，或至多0.1的TAN；(b)具有每克组合物至少0.001克的在0.101MPa下沸程分布在95℃和260℃之间的烃类；至少0.001克，至少0.005克，或至少0.01克的在0.101MPa下沸程分布在260℃和320℃之间的烃类；和至少0.001克的在0.101MPa下沸程分布在320℃和650℃之间的烃类；(c)具有每克组合物至少0.0005克的碱性氮；(d)具有每克组合物至少0.001克或至少0.01克的总氮量；和/或(e)具有每克组合物至多0.00005克的总镍和钒。
在一些实施方案中，本发明还提供与根据本发明的方法或组合物中的一种或多种相结合的一种原油组合物，该组合物包括一种或多种催化剂，并且催化剂的至少一种：(a)具有中值孔径为至少180埃，至多500埃，和/或在90-180埃，100-140埃，120-130埃范围内的孔径分布；(b)具有至少90埃的中值孔径，其中在孔径分布中的孔的总数的大于60％具有距中值孔径在45埃，35埃，或25埃范围之内的孔径；(c)具有至少100m2/g，至少120m2/g，或至少220m2/g的表面积；(d)包括载体；并且该载体包括氧化铝，氧化硅，氧化硅-氧化铝，氧化钛，氧化锆，氧化镁，沸石，或它们的混合物；(e)包括元素周期表第5-10列的一种或多种金属，元素周期表第5-10列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；(f)包括元素周期表第5列的一种或多种金属，元素周期表第5列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；(g)具有每克催化剂至少0.0001克的：一种或多种第5列金属，一种或多种第5列金属化合物，或它们的混合物；(h)包括元素周期表第6列的一种或多种金属，元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；(i)具有每克催化剂至少0.0001克的：一种或多种第6列金属，一种或多种第6列金属化合物，或它们的混合物；(j)包括元素周期表第10列的一种或多种金属，元素周期表第10列的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和/或(k)包括元素周期表第15列的一种或多种元素，元素周期表第15列的一种或多种元素的一种或多种化合物，或它们的混合物。
在另外的实施方案中，来自本发明的特定的实施方案中的特征可以与来自本发明的其它实施方案中的特征进行组合。例如，来自本发明的一个实施方案中的特征可以与来自其它实施方案的任何一个中的特征进行组合。
在另外的实施方案中，原油产品可通过在这里描述的方法和系统中的任何一种来获得。
在另外的实施方案中，附加的特征可以增加到这里所述的特定的实施方案中。
附图简述
本发明的优点对于本领域中的技术人员来说在得益于下面详细描述和在参考附图之后变得十分清楚，在这些附图中：
图1是接触系统的实施方案的示意图。
图2A和2B是包括两个接触区段的接触系统的实施方案的示意图。
图3A和3B是包括三个接触区段的接触系统的实施方案的示意图。
图4是与接触系统相结合的分离区段的实施方案的示意图。
图5是与接触系统相结合的掺混区段的实施方案的示意图。
图6是分离区段，接触系统和掺混区段结合的实施方案的示意图。
图7是让原油原料与三种催化剂接触的实施方案的原油原料和原油产品的代表性性能的列表。
图8是让原油原料与一种或多种催化剂接触的实施方案的加权平均床层温度-运行时间的图示。
图9是让原油原料与两种催化剂接触的实施方案的原油原料和原油产品的代表性性能的列表。
图10是让原油原料与两种催化剂接触的实施方案的原油原料和原油产品的代表性性能的另一个列表。
图11是让原油原料与四种不同的催化剂体系接触的实施方案的原油原料和原油产品的列表。
图12是让原油原料与四种不同催化剂体系接触的实施方案的原油产品的P-值-运行时间的图示。
图13是让原油原料与四种不同催化剂体系接触的实施方案的原油原料的净氢吸收-运行时间的图示。
图14是让原油原料与四种不同催化剂体系接触的实施方案的原油产品的残渣含量(以重量百分数表示)-运行时间的图示。
图15是让原油原料与四种不同催化剂体系接触的实施方案的原油产品的API比重变化-运行时间的图示。
图16是让原油原料与四种不同催化剂体系接触的实施方案的原油产品的氧含量(以重量百分数表示)-运行时间的图示。
图17是让原油原料与包括各种量的钼催化剂和钒催化剂的催化剂体系，与包括钒催化剂和钼/钒催化剂的催化剂体系，和与玻璃珠接触的实施方案的原油原料和原油产品的代表性性能的列表。
图18是以各种液体时空速让原油原料与一种或多种催化剂接触的实施方案的原油原料和原油产品的性能的列表。
图19是以各种接触温度接触原油原料的实施方案的原油原料和原油产品的性能的列表。
尽管本发明有各种的改进和其它代替形式，但是本发明的特定的实施方案在附图中举例来显示。附图不必是按比例的。应该理解的是，附图和它的详细叙述不希望将本发明限于所公开的具体形式，相反地，希望覆盖在由所附权利要求定义的本发明的精神和范围内的全部改进、等同物和备选方案。
详细叙述
在这里更详细地描述本发明的某些实施方案。在这里使用的术语如下所定义。
“ASTM”指美国标准试验和材料。
“API比重”指在15.5℃(60)下的API比重。API比重由ASTM方法D6822测定。
原油原料和原油产品的原子氢百分比和原子碳百分比由ASTM方法D5291测定。
原油原料，总产品，和/或原油产品的沸程分布是由ASTM方法D5307测定的，除非另作说明。
“C5沥青质”指不溶于戊烷中的沥青质。C5沥青质含量由ASTM方法D2007测定。
“第X列金属”指元素周期表第X列的一种或多种金属和/或元素周期表第X列的一种或多种金属的一种或多种化合物，其中X对应于元素周期表的列数(例如1-12)。例如“第6列金属”指元素周期表第6列的一种或多种金属和/或元素周期表第6列的一种或多种金属的一种或多种化合物。
“第X列元素”指元素周期表第X列的一种或多种元素，和/或元素周期表第X列的一种或多种元素的一种或多种化合物，其中X对应于元素周期表的列数(例如13-18)。例如“第15列元素”指元素周期表第15列的一种或多种元素和/或元素周期表第15列的一种或多种元素的一种或多种化合物。
在本申请的范围中，元素周期表的金属的重量，元素周期表的金属的化合物的重量，元素周期表的元素的重量，或周期表的元素的化合物的重量以金属的重量或元素的重量计算。例如，如果每克催化剂使用0.1克的MoO3，则在催化剂中钼金属的计算重量是每克催化剂0.067克。
“含量”指组分在基质(例如原油原料，总产品，或原油产品)中的重量，表示为以基质总重量为基础的重量分数或重量百分数。“Wtppm”指百万分之一(重量)。
“原油原料/总产品混合物”指在加工过程中接触催化剂的混合物。
“馏出物”指在0.101MPa下沸程分布在204℃(400
)和343℃(650)之间的烃类。馏出物含量由ASTM方法D5307测定。
“杂原子”指在烃的分子结构中所含的氧，氮，和/或硫。杂原子含量由测定氧的ASTM方法E 385方法，测定总氮量的D5762方法，和测定硫的D4294方法测定。“总碱性氮”指具有低于40的pKa的氮化合物。碱性氮(“bn”)由ASTM方法D2896测定。
“氢源”指氢，和/或当在原油原料和催化剂存在下进行反应为原油原料中的一种或多种化合物提供氢的一种化合物和/或多种化合物。氢源可包括，但不限于，烃类(例如C1到C4烃类如甲烷，乙烷，丙烷，丁烷)，水，或它们的混合物。质量平衡可以用于分析为原油原料中的一种或多种化合物提供的氢的净量。
“平板压碎强度”指为了破碎催化剂所需要的压缩力。平板压碎强度由ASTM方法D4179测定。
“LHSV”指对于总体积的催化剂而言的液体进料体积速率。催化剂的总体积是通过将这里所述的接触区段中的全部催化剂体积相加来计算的。
“液体混合物”指包括在标准温度和压力(25℃，0.101MPa，以下简称“STP”)下为液体的一种或多种化合物的组合物，或包括在STP下为液体的一种或多种化合物与在STP下为固体的一种或多种化合物的结合物的组合物。
“元素周期表”指由国际纯粹和应用化学联合会(IUPAC)，2003年11月规定的元素周期表。
“在有机酸金属盐中的金属”指碱金属，碱土金属，锌，砷，铬，或它们的结合物。在有机酸金属盐中的金属的含量由ASTM方法D1318测定。
“微炭渣”(“MCR”)含量指在基质的蒸发和热解之后保留的炭渣的量。MCR含量由ASTM方法D4530测定。
“石脑油”指在0.101MPa下沸程分布在38℃(100
)和200℃(392)之间的烃组分。石脑油含量由ASTM方法D5307测定。
“Ni/V/Fe”指镍，钒，铁，或它们的结合物。
“Ni/V/Fe含量”指镍，钒，铁，或它们的结合物的含量。该Ni/V/Fe含量由ASTM方法D5708测定。
“Nm3/m3”指每立方米的原油原料的标准立方米的气体。
“不含羧基的有机含氧化合物”指不具有羧基(-CO2-)基团的有机含氧化合物。不含羧基的有机含氧化合物包括，但不限于，不具有羧基的醚，环醚，醇，芳醇，酮，醛，或它们的结合物。
“非冷凝性气体”指在STP下为气体的组分和/或这些组分的混合物。
“P(胶溶)值”或“P-值”指表示在原油原料中沥青质的絮凝趋势的数值。P-值的测定由J.J.He ithaus描述在“Measurement andSignificance of Asphaltene Peptization”，Journal of Instituteof Petroleum，第48卷，第458号，1962年2月，第45-53页。
“孔径”，“中值孔径”和“孔容积”指由ASTM方法D4284(在等于140°的接触角下的渗汞孔率测定法)测定的孔径，中值孔径和孔容积。Micromeritics
A9220仪器(Micromeritics Inc.，Norcross，乔治亚州，美国)可用来测定这些值。
“残渣”指具有由ASTM方法D5307测定的高于538℃(1000
)的沸程分布的那些组分。
“SCFB”指每桶的原油原料的标准立方英尺的气体。
催化剂的“表面积”由ASTM方法D 3663测定。
“TAN”指总酸值，表示为毫克(“mg”)的KOH/克(“g”)的样品。TAN由ASTM方法D664测定。
“VGO”指在0.101MPa下沸程分布在343℃(650)和538℃(1000
)之间的烃类。VGO含量由ASTM方法D5307测定。
“粘度”指在37.8℃(100
)下的运动粘度。粘度使用ASTM方法D445测定。
在本申请的范围内，应当理解，如果对于所试验基质的性能获得的值偏出了试验方法的限度，则该试验方法可以改进和/或重新校准以便测试此类性能。
原油可以从含烃岩层中生产和/或干馏，然后稳定化。原油可以包括粗油(crude oil)。原油一般为固体，半固体，和/或液体。稳定化可包括，但不限于，非冷凝气体，水，盐，或它们的结合物从该原油中的去除以形成稳定化原油。这一稳定化可以常常在或靠近生产和/或干馏现场进行。
稳定化原油典型地未经处理设备蒸镏和/或分馏生产具有特定的沸程分布的多种组分(例如石脑油，馏出物，VGO，和/或润滑油)。蒸馏包括，但不限于，常压蒸馏方法和/或真空蒸馏方法。未蒸馏的和/或未分馏的稳定化原油可以包括具有大于4的碳数的组分，含量为每克的原油至少0.5克的组分。稳定化原油的例子包括全原油，拔顶原油，脱盐原油，脱盐拔顶原油，或它们的结合物。“拔顶”指经处理使得在0.101MPa下沸点低于35℃(在1大气压下95)的组分的至少一些已经被去除的原油。典型地，拔顶原油具有每克的拔顶原油至多0.1克，至多0.05克，或至多0.02克的此类组分的含量。
一些稳定化原油具有这样的性能，这些性能允许稳定化原油利用运输载体(例如，管道，卡车，或船舶)运输到通常的处理设备。其它原油具有使得它们变劣等的一种或多种不适合的性能。劣等原油可能不适于运输载体和/或处理设备，因此导致劣等原油低的经济价值。该经济价值可能是贮器装入了被认为在生产，运输和/或处理上花费过多成本的劣等原油。
劣等原油的性能可包括，但不限于：a)至少0.1，至少0.3的TAN；b)至少10cSt的粘度；c)至多19的API比重；d)每克原油至少0.00002克或至少0.0001克的Ni/V/Fe的总Ni/V/Fe含量；e)每克原油至少0.005克的杂原子的总杂原子含量；f)每克原油至少0.01克的残渣/的残渣含量；g)每克原油至少0.04克的C5沥青质的C5沥青质含量；h)每克原油至少0.002克的MCR的MCR含量；i)每克原油至少0.00001克的金属的在有机酸金属盐中的金属的含量；或j)它们的结合物。在一些实施方案中，劣等原油可以包括，每克劣等原油至少0.2克的残渣，至少0.3克的残渣，至少0.5克的残渣，或至少0.9克的残渣。在一些实施方案中，该劣等原油可具有从0.1或0.3到20，从0.3或0.5到10，从0.4或0.5到5的TAN。在某些实施方案中，劣等原油，可具有每克的劣等原油至少0.005克，至少0.01克，或至少0.02克的硫含量。
在一些实施方案中，劣等原油具有一些性能，它们包括但不限于：a)至少0.5的TAN；b)每克原油原料至少0.005克的氧的氧含量；c)每克原油原料至少0.04克的C5沥青质的C5沥青质含量；d)高于所需的粘度(例如，对于API比重为至少10的原油原料，＞10cSt)；e)每克原油至少0.00001克的金属的在有机酸金属盐中的金属的含量；或f)它们的结合物。
劣等原油可以包括，每克的劣等原油：至少0.001克，至少0.005克，或至少0.01克的在0.101MPa下沸程分布在95℃和200℃之间的烃类；至少0.01克，至少0.005克，或至少0.001克的在0.101MPa下沸程分布在200℃和300℃之间的烃类；至少0.001克，至少0.005克，或至少0.01克的在0.101MPa下沸程分布在300℃和400℃之间的烃类；和至少0.001克，至少0.005克，或至少0.01克的在0.101
MPa下沸程分布在400℃和650℃之间的烃类。
劣等原油可以包括，每克的劣等原油：至少0.001克，至少0.005克，或至少0.01克的在0.101MPa下沸程分布为至多100℃的烃类；至少0.001克，至少0.005克，或至少0.01克的在0.101MPa下沸程分布在100℃和200℃之间的烃类；至少0.001克，至少0.005克，或至少0.01克的在0.101MPa下沸程分布在200℃和300℃之间的烃类；至少0.001克，至少0.005克，或至少0.01克的在0.101MPa下沸程分布在300℃和400℃之间的烃类；和至少0.001克，至少0.005克，或至少0.01克的在0.101MPa下沸程分布在400℃和650℃之间的烃类。
一些劣等原油除包括较高沸点的组分之外还包括，每克劣等原油，至少0.001克，至少0.005克，或至少0.01克的在0.101MPa下沸程分布为至多100℃的烃类。典型地，该劣等原油具有，每克劣等原油，至多0.2克或至多0.1克的此类烃含量。
一些劣等原油包括，每克劣等原油，至少0.001克，至少0.005克，或至少0.01克的在0.101MPa下沸程分布为至少200℃的烃类。
一些劣等原油包括，每克劣等原油，至少0.001克，至少0.005克，或至少0.01克的具有至少650℃的沸程分布的烃类。
可使用这里所述方法处理的劣等原油的例子包括，但不限于，从世界上下列地区获得的原油：美国墨西哥湾岸区和南加利福尼亚州，加拿大焦油砂矿(Tar sands)，巴西桑托斯和坎波斯盆地，埃及苏伊士海湾，乍得，英国北海，安哥拉近海，中国渤海湾，委内瑞拉苏利亚，马来西亚，和印度尼西亚苏门答腊。
劣等原油的处理可以增强劣等原油的性能，使得原油适合于运输和/或处理。
在这里需要处理的原油和/或劣等原油称为“原油原料”。如这里所述，原油原料可以是拔顶的。从这里所述的原油原料的处理中得到的原油产品一般适合于运输和/或处理。按照这里所述方法生产的原油产品的性能比原油原料更接近于西德克萨斯州中级原油的相应性能，或比原油原料更接近于英国布伦特原油的相应性能，由此增强了原油原料的经济价值。此类原油产品可以在较少的预处理或没有预处理的情况下进行精炼，由此增强了精炼效率。预处理可以包括脱硫、脱金属和/或常压蒸馏以除去杂质。
根据这里所述的本发明的原油原料的处理包括让原油原料与一种或多种催化剂在接触区中和/或在两个或多个接触区的组合中进行接触。在接触区中，相对于原油原料的相同性能，原油原料的至少一种性能可通过让原油原料与一种或多种催化剂接触加以改变。在一些实施方案中，接触在氢源存在下进行。在一些实施方案中，该氢源是一种或多种烃类，它们在某些接触条件下进行反应，为在原油原料中的一种或多种化合物提供较少量的氢。
图1是包括接触区102A的接触系统100的示意图，原油原料经由管道104进入接触区102中。接触区可以是反应器，反应器的一部分，反应器的多个部分，或它们的组合。接触区的例子包括堆积床反应器，固定床反应器，沸腾床反应器，连续搅拌釜式反应器(“CSTR”)，流化床反应器，喷射反应器，以及液体/液体接触器。在某些实施方案中，该接触系统在海上设施上或连接于海上设施上。原油原料与一种或多种催化剂在接触系统100中的接触可以是连续方法或间歇方法。
该接触区可以包括一种或多种催化剂(例如两种催化剂)。在一些实施方案中，原油原料与两种催化剂中的第一种催化剂的接触可以降低原油原料的TAN。降低TAN的原油原料与第二种催化剂的后续接触会降低杂原子含量和提高API比重。在其它实施方案中，在原油原料与一种或多种催化剂的接触之后，原油产品的TAN，粘度，Ni/V/Fe含量，杂原子含量，残留量，API比重，或这些性能的组合相对于原油原料的相同性能改变了至少10％。
在某些实施方案中，在接触区中的催化剂的体积在接触区中原油原料总体积的10-60vol％，20-50vol％，或30-40vol％范围内。在一些实施方案中，催化剂和原油原料的淤浆可以包括每100克的在接触区中的原油原料0.001-10克，0.005-5克，或0.01-3克的催化剂。
在接触区中的接触条件可以包括，但不限于，温度，压力，氢源流速，原油原料流速，或它们的结合。在一些实施方案中的接触条件加以控制，生产具有特定性能的原油产品。在接触区中的温度可以是50-500℃，60-440℃，70-430℃，或80-420℃。在接触区中的压力可以是0.1-20MPa，1-12MPa，4-10MPa，或6-8MPa。原油原料的LHSV一般是0.1-30h-1，0.5-25h-1，1-20h-1，1.5-15h-1，或2-10h-1。在一些实施方案中，LHSV是至少5h-1，至少11h-1，至少15h-1，或至少20h-1。
在氢源作为气体(例如氢气)供应的实施方案中，气态氢源与和一种或多种催化剂接触的原油原料的比率典型地是0.1-100,000Nm3/m3，0.5-10,000Nm3/m3，1-8,000Nm3/m3，2-5,000Nm3/m3，5-3,000Nm3/m3，或10-800Nm3/m3。在一些实施方案中，氢源与一种或多种载气相结合并再循环通过该接触区。载气可以是例如氮，氦，和/或氩。该载气可以促进在一个或多个接触区中原油原料的流动和/或氢源的流动。该载气也可以增强在接触区中的混合。在一些实施方案中，氢源(例如氢，甲烷或乙烷)可以用作载气并再循环通过该接触区。
该氢源可以与管道104中的原油原料共流进入到接触区102中或经由管道106单独地进入其中。在接触区102中，原油原料与催化剂的接触生产出包括原油产品，在一些实施方案中的气体的总产品。在一些实施方案中，载气与原油原料和/或氢源在导管106中结合。总产品可以离开接触区102并经由管道110进入到分离区108中。
在分离区108中，该原油产品和气体可以使用一般已知的分离技术例如气-液分离从总产品中分离。该原油产品可以经由管道112离开分离区108，然后运输到运输载体，管道，存储容器，炼油厂，其它加工区，或它们的结合体。气体可以包括在加工过程中形成的气体(例如硫化氢，二氧化碳，和/或一氧化碳)，过量气态氢源，和/或载气。过量气体可以再循环到接触系统100中，提纯，运输到其它加工区中，存储容器，或它们的结合体。
在一些实施方案中，原油原料与一种或多种催化剂接触以生产总产品的过程在两个或多个接触区中进行。总产品可以分离成该原油产品和一种或多种气体。
图2-3是包括两个或三个接触区的接触系统100的实施方案的示意图。在图2A和2B中，接触系统100包括接触区102和114。图3A和3B包括接触区102，114，116。在图2A和3A中，接触区102，114，116被描述为在一个反应器中的单独的接触区。原油原料经由管道104进入接触区102中。
在一些实施方案中，该载气与氢源在管道106中相结合，并作为混合物被引入该接触区中。在某些实施方案中，如图1，3A和3B中所示，该氢源和/或该载气可以与原油原料单独经由管道106进入到一个或多个接触区中和/或可以经由例如管道106’在与原油原料的流动方向相反的方向上进入其中。氢源和/或载气与原油原料的流动方向相反地添加可以增强原油原料与催化剂的混合和/或接触。
原油原料与一种或多种催化剂在接触区102中的接触形成进料流。进料流从接触区102流出到接触区114中。在图3A和3B中，进料流从接触区114流出到接触区116中。
接触区102，114，116可以包括一种或多种催化剂。如图2B中所示，进料流经由管道118离开接触区102并进入接触区114。如图3B中所示，进料流经由管道118离开接触区102并进入接触区116。
进料流可以与一种或多种附加催化剂在接触区114和/或接触区116中接触，形成总产品。总产品离开接触区114和/或接触区116并经由管道110进入分离区108中。原油产品和/或气体从总产品中分离。原油产品经由管道112离开分离区108。
图4是接触系统100的上游分离区的实施方案的示意图。劣等原油(拔顶的或未拔顶的)经由管道122进入到分离区120中。在分离区120中，劣等原油的至少一部分通过使用在现有技术中已知的技术(例如喷射，膜分离，压降)来分离以生产原油原料。例如，水可以至少部分地从劣等原油中分离。在另一个实例中，具有低于95℃或低于100℃的沸程分布的组分可以至少部分地从劣等原油中分离以生产原油原料。在一些实施方案中，石脑油和比石脑油更具挥发性的化合物的至少一部分从劣等原油中分离。在一些实施方案中，分离组分的至少一部分经由管道124离开分离区120。
在一些实施方案中，从分离区120中获得的原油原料包括具有至少100℃的沸程分布或在一些实施方案中具有至少120℃的沸程分布的组分的混合物。典型地，分离的原油原料包括具有在100-1000℃，120-900℃，或200-800℃之间的沸程分布的组分的混合物。原油原料的至少一部分离开分离区120并经由管道126进入到接触系统100(参见，例如在图1-3中的接触区)中进一步加工以形成原油产品。在一些实施方案中，分离区120可以位于脱盐装置的上游或下游。在加工后，该原油产品经由管道112离开接触系统100。
在一些实施方案中，该原油产品和与原油原料相同或不同的原油掺混。例如，原油产品可以与具有不同粘度的原油掺混，从而得到了粘度处于原油产品的粘度和原油的粘度之间的掺混产品。在另一个实例中，该原油产品可以与具有不同TAN的原油掺混，从而生产出TAN介于原油产品的TAN和原油的TAN之间的产品。该掺混产品可以适合于运输和/或处理。
如图5中所示，在某些实施方案中，原油原料经由管道104进入到接触系统100中，并且原油产品的至少一部分经由管道128离开接触系统100并被引入到掺混区段130中。在掺混区段130中，原油产品的至少一部分与一种或多种工艺料流(例如烃料流，如从一种或多种原油原料分离得到的石脑油)，原油，原油原料，或它们的混合物进行掺混以生产掺混产品。工艺料流，原油原料，原油，或它们的混合物直接引入到掺混区段130中或经由管道132引入到掺混区段的上游。混合系统可以位于或接近于掺混区段130。掺混产品可以满足由炼油厂和/或运输载体指定的产品规格。产品规格包括，但不限于，API比重，TAN，粘度，或它们的结合的范围或限度。掺混产品经由管道134离开掺混区段130，从而被运输或加工。
在图6中，该劣等原油通过管道122进入到分离区120中，并且劣等原油按照前面所述方法分离以形成原油原料。原油原料然后通过管道126进入到接触系统100中。劣等原油的至少一些组分经由管道124离开分离区120。原油产品的至少一部分离开接触系统100并通过管道128进入到掺混区段130中。其它工艺料流和/或原油直接进入到掺混区段130中或经由管道132进入掺混区段130中，并与原油产品掺混形成掺混产品。掺混的产品经由管道134离开掺混区段130。
在一些实施方案中，原油产品和/或掺混产品运输到炼油厂和/或处理设备。原油产品和/或掺混产品可以加工以生产工业产品如运输燃料，供热用的燃料，润滑剂，或化学品。加工可以包括蒸镏和/或分馏原油产品和/或掺混产品以生产一种或多种馏出物级分。在一些实施方案中，原油产品，掺混产品，和/或一种或多种馏出物级分可以加氢处理。
在一些实施方案中，原油产品具有原油原料的TAN的至多90％，至多50％，至多30％，或至多10％的TAN。在一些实施方案中，原油产品具有原油原料的TAN的1-80％，20-70％，30-60％，或40-50％的TAN。在某些实施方案中，该原油产品具有至多1，至多0.5，至多0.3，至多0.2，至多0.1，或至多0.05的TAN。原油产品的TAN常常是至少0.0001和更常常至少0.001。在一些实施方案中，原油产品的TAN可以是0.001-0.5，0.01-0.2，或0.05-0.1。
在一些实施方案中，该原油产品具有原油原料的Ni/V/Fe含量的至多90％，至多50％，至多10％，至多5％，或至多3％的总Ni/V/Fe含量。在一些实施方案中，该原油产品具有原油原料的Ni/V/Fe含量的1-80％，10-70％，20-60％，或30-50％的总Ni/V/Fe含量。在某些实施方案中，该原油产品具有每克原油产品在1×10-7克至5×10-5克，3×10-7克至2×10-5克，或1×10-6克至1×10-5克范围内的总Ni/V/Fe含量。在某些实施方案中，该原油具有至多2×10-5克的Ni/V/Fe。在一些实施方案中，原油产品的总Ni/V/Fe含量是原油原料的Ni/V/Fe含量的70-130％，80-120％，或90-110％。
在一些实施方案中，该原油产品具有在原油原料中在有机酸金属盐中的金属的总含量的至多90％，至多50％，至多10％，或至多5％的在有机酸金属盐中的金属的总含量。在某些实施方案中，该原油产品具有在原油原料中在有机酸金属盐中的金属的总含量的1-80％，10-70％，20-60％，或30-50％的在有机酸金属盐中的金属的总含量。一般形成金属盐的有机酸包括，但不限于，羧酸类，硫醇，酰亚胺，磺酸，和磺酸盐。羧酸类的例子包括，但不限于，环烷酸，菲甲酸和苯甲酸。金属盐的金属部分可以包括碱金属(例如锂，钠，和钾)，碱土金属(例如镁，钙和钡)，第12列金属(例如锌和镉)，第15列金属(例如砷)，第6列金属(例如铬)，或它们的混合物。
在某些实施方案中，该原油产品具有每克原油产品在0.0000001-0.00005克，0.0000003克-0.00002克，或0.000001克-0.00001克的在有机酸金属盐中的金属范围内的每克原油产品的在有机酸金属盐中的金属的总含量。在一些实施方案中，原油产品的在有机酸金属盐中的金属的总含量是在原油原料中在有机酸金属盐中的金属的总含量的70-130％，80-120％，或90-110％。
在某些实施方案中，从原油原料与催化剂在接触条件下的接触所生产的原油产品的API比重是原油原料的API比重的70-130％，80-120％，90-110％，或100-130％。在某些实施方案中，原油产品的API比重是14-40，15-30，或16-25。
在某些实施方案中，该原油产品具有原油原料的粘度的至多90％，至多80％，或至多70％的粘度。在一些实施方案中，该原油产品具有在原油原料的粘度的10-60％，20-50％，或30-40％范围内的粘度。在一些实施方案中，原油产品的粘度是原油原料的粘度的至多90％，而原油产品的API比重是原油原料的API比重的70-130％，80-120％或90-110％。
在一些实施方案中，该原油产品具有原油原料的总杂原子含量的至多90％，至多50％，至多10％，或至多5％的总杂原子含量。在某些实施方案中，该原油产品具有原油原料的总杂原子含量的至少1％，至少30％，至少80％，或至少99％的总杂原子含量。
在一些实施方案中，原油产品的硫含量可以是原油产品的硫含量的至多90％，至多50％，至多10％，或至多5％。在某些实施方案中，该原油产品具有原油原料的硫含量的至少1％，至少30％，至少80％，或至少99％的硫含量。在一些实施方案中，原油产品的硫含量是原油原料的硫含量的70-130％，80-120％，或90-110％。
在一些实施方案中，原油产品的总氮含量可以是原油原料的总氮含量的至多90％，至多80％，至多10％，或至多5％。在某些实施方案中，该原油产品具有原油原料的总氮含量的至少1％，至少30％，至少80％，或至少99％的总氮含量。
在一些实施方案中，该原油产品的碱性氮含量可以是原油原料的碱性氮含量的至多95％，至多90％，至多50％，至多10％，或至多5％。在某些实施方案中，该原油产品具有原油原料的碱性氮含量的至少1％，至少30％，至少80％，或至少99％的碱性氮含量。
在一些实施方案中，原油原料的氧含量可以是原油原料的氧含量的至多90％，至多50％，至多30％，至多10％，或至多5％。在某些实施方案中，该原油产品具有原油原料的氧含量的至少1％，至少30％，至少80％，或至少99％的氧含量。在一些实施方案中，原油产品的氧含量是原油原料的氧含量的1-80％，10-70％，20-60％或30-50％。在一些实施方案中，原油产品的羧酸化合物的总含量可以是在原油原料中羧酸化合物的含量的至多90％，至多50％，至多10％，或至多5％。在某些实施方案中，该原油产品具有在原油原料中羧酸化合物的总含量的至少1％，至少30％，至少80％，或至少99％的羧酸化合物的总含量。
在一些实施方案中，所选择的有机含氧化合物可以在原油原料中还原。在一些实施方案中，羧酸和/或羧酸的金属盐可以在不含羧酸的有机含氧化合物之前进行化学还原。在原油产品中的羧酸和不含羧酸的有机含氧化合物可以通过使用一般已知的光谱方法(例如红外分析，质谱法和/或气相色谱法)通过原油产品的分析来鉴别。
在某些实施方案中，该原油产品具有原油原料的氧含量的至多90％，至多80％，至多70％，或至多50％的氧含量，并且原油产品的TAN是原油原料的TAN的至多90％，至多70％，至多50％，或至多40％。在某些实施方案中，该原油产品具有原油原料的氧含量的至少1％，至少30％，至少80％，或至少99％的氧含量，以及原油产品具有原油原料的TAN的至少1％，至少30％，至少80％，或至少99％的TAN。
另外，该原油产品可具有原油原料的至多90％，至多70％，至多50％或至多40％的羧酸和/或羧酸金属盐的含量，以及原油原料的不含羧酸的有机含氧化合物的70-130％，80-120％，或90-110％之内的不含羧酸的有机含氧化合物的含量。
在一些实施方案中，该原油产品在它的分子结构中包括每克的原油产品0.05-0.15克或0.09-0.13克的氢。原油产品在它的分子结构中可以包括每克的原油产品0.8-0.9克或0.82-0.88克的碳。原油产品的原子氢与原子碳(H/C)的比率可以是原油原料的原子H/C比率的70-130％，80-120％，或90-110％。原油原料原子H/C比率的10-30％之内的原油产品的原子H/C比率表明在该过程中的氢的吸收和/或消耗较小和/或就地产生氢。
原油产品包括具有一定范围的沸点的各种组分。在一些实施方案中，该原油产品包括每克的该原油产品：至少0.001克，或0.001到0.5克的在0.101MPa下沸程分布为至多100℃的烃类；至少0.001克，或0.001-0.5克的在0.101MPa之间沸程分布在100℃和200℃之间的烃类；至少0.001克，或0.001-0.5克的在0.101MPa下沸程分布在200℃和300℃之间的烃类；至少0.001克，或0.001-0.5克的在0.101MPa下沸程分布在300℃和400℃之间的烃类；和至少0.001克，或0.001到0.5克的在0.101MPa下沸程分布在400℃和538℃之间的烃类。
在一些实施方案中该原油产品包括每克的原油产品，至少0.001克的在0.101MPa下沸程分布为至多100℃烃类和/或至少0.001克的在0.101MPa下沸程分布在100℃和200℃之间的烃类。
在一些实施方案中，该原油产品可具有每克的原油产品至少0.001克，或至少0.01克的石脑油。在其它实施方案中，该原油产品具有每克原油产品至多0.6克，或至多0.8克的石脑油的石脑油含量。
在一些实施方案中，该原油产品具有原油原料的馏出物含量的70-130％，80-120％或90-110％的馏出物含量。原油产品的馏出物含量可以是每克的原油产品0.00001-0.5克，0.001-0.3克，或0.002-0.2克。
在某些实施方案中，该原油产品具有原油原料的VGO含量的70-130％，80-120％或90-110％的VGO含量。在一些实施方案中，该原油产品具有每克的原油产品在0.00001-0.8克，0.001-0.5克，0.002-0.4克，或0.001-0.3克范围内的VGO含量。
在一些实施方案中，该原油产品具有原油原料的残渣含量的70-130％，80-120％或90-110％的残渣含量。该原油产品可具有每克的原油产品在0.00001-0.8克，0.0001-0.5克，0.0005-0.4克，0.001-0.3克，0.005-0.2克，或0.01-0.1克范围内的残渣含量。
在某些实施方案中，该原油产品具有原油原料的MCR含量的70-130％，80-120％，或90-110％的MCR含量，而原油产品具有原油原料的C5沥青质含量的至多90％，至多80％，或至多50％的C5沥青质含量。在某些实施方案中，原油原料的C5沥青质含量是原油原料的C5沥青质含量的至少10％，至少60％或至少70％，而原油产品的MCR含量是在原油原料的MCR含量的10-30％之内。在一些实施方案中，在维持较稳定的MCR含量的同时降低原油原料的C5沥青质含量会提高原油原料/总产品混合物的稳定性。
在一些实施方案中，该C5沥青质含量和MCR含量可以相结合在原油产品中的高粘度组分与在原油原料中高粘度组分之间建立数学关系。例如，原油原料C5沥青质含量和原油原料MCR含量的总和可以由S表示。例如，原油产品C5沥青质含量和原油产品MCR含量的总和可以由S’表示。这些总和可以进行比较(S’与S)，以评价在原油原料中高粘度组分的净减少。原油产品的S’可以在S的1-99％，10-90％或20-80％的范围。在一些实施方案中，原油产品的MCR含量与C5沥青质含量的比率在1.0-3.0，1.2-2.0或1.3-1.9范围。
在某些实施方案中，该原油产品具有原油原料的MCR含量的至多90％，至多80％，至多50％，或至多10％的MCR含量。在一些实施方案中，该原油产品具有在原油原料的MCR含量的1-80％，10-70％，20-60％，或30-50％范围内的MCR含量。该原油产品在一些实施方案中具有每克的原油产品0.0001-0.1克，0.005-0.08克，或0.01-0.05克的MCR。
在一些实施方案中，该原油产品包括每克的原油产品大于0克，但低于0.01克，0.000001-0.001克，或0.00001-0.0001克的总催化剂。该催化剂可以协助在运输和/或处理过程对原油产品的稳定化。该催化剂可以抑制腐蚀，抑制摩擦，和/或提高原油产品的水分离能力。这里所述的方法可以进行构型设计以便在处理过程中将这里所述的一种或多种催化剂添加到原油产品中。
从接触系统100生产的原油产品具有与原油原料的性能不同的性能。此类性能可包括，但不限于：a)降低的TAN；b)降低的粘度；c)降低的总Ni/V/Fe含量；d)降低的硫，氧，氮或它们的结合物的含量；e)降低的残渣含量；f)降低的C5沥青质含量；g)降低的MCR含量；h)提高的API比重；i)降低在有机酸金属盐中的金属的含量；或j)它们的结合。在一些实施方案中，相对于原油原料，原油产品的一种或多种性能可以有选择地变化，而其它性能没有如此变化，或没有显著变化。例如，希望仅仅有选择地降低在原油原料中的TAN，但不显著地改变其它组分(例如，硫，残渣，Ni/V/Fe，或VGO)的量。如此，在接触过程中的氢吸收可以“集中反映”在TAN降低上，而不在其它组分的降低上。因此，可以使用较少氢而降低原油原料的TAN，因为这些氢的减少也能够用于降低在原油原料中的其它组分。例如，如果劣等原油具有高TAN但硫含量是满足处理和/或运输要求所能接受的，则可以对该原油原料进行更有效地处理以减少TAN而不降低硫。
用于本发明的一种或多种实施方案中的催化剂可以包括一种或多种本体(bulk)金属和/或在载体上的一种或多种金属。该金属能够以单质形式或以金属的化合物形式存在。这里所述的催化剂可以作为前体被引入到接触区中，然后在接触区变为活性的而成为催化剂(例如当硫和/或含硫的原油原料与前体接触时)。按这里所述来使用的催化剂或催化剂的结合物可以是或不是商品催化剂。所考虑的按这里所述来使用的商品催化剂的例子包括HDS3；HDS22；HDN60；C234；C311；C344；C411；C424；C344；C444；C447；C454；C448；C524；C534；DN110；DN120；DN130；DN140；DN190；DN200；DN800；DN2118；DN2318；DN3100；DN 3110；DN3300；DN3310；RC400；RC410；RN412；RN400；RN420；RN440；RN450；RN650；RN5210；RN5610；RN5650；RM430；RM5030；Z603；Z623；Z673：Z703；Z713；Z723；Z753；和Z763，它们可从CRI International，Inc.(Houston，Texas，U.S.A.)获得。
在一些实施方案中，用于改变原油原料的性能的催化剂包括在载体上的一种或多种第5-10列金属。一种或多种第5-10列金属包括，但不限于，钒，铬，钼，钨，锰，锝，铼，铁，钴，镍，钌，钯，铑，锇，铱，铂，或它们的混合物。该催化剂可具有每克催化剂至少0.0001克，至少0.001克，至少0.01克或在0.0001-0.6克，0.005-0.3克，0.001-0.1克，或0.01-0.08克范围内的一种或多种第5-10列金属总含量。在一些实施方案中，该催化剂除了包含一种或多种第5-10列金属之外还包含一种或多种第15列元素。第15列元素的例子包括磷。催化剂可具有每克催化剂在0.000001-0.1克，0.00001-0.06克，0.00005-0.03克，或0.0001-0.001克范围内的第15列元素总含量。
在某些实施方案中，催化剂包括一种或多种第6列金属。该催化剂可具有每克催化剂至少0.0001克，至少0.01克，至少0.02克和/或在0.0001-0.6克，0.001-0.3克，0.005-0.1克，和/或0.01-0.08克范围内的一种或多种第6列金属总含量。在一些实施方案中，该催化剂包括每克催化剂0.0001-0.06克的一种或多种第6列金属。在一些实施方案中，该催化剂除了包含一种或多种第6列金属之外还包含一种或多种第15列元素。
在一些实施方案中，该催化剂包括一种或多种第6列金属与第5列和/或第7-10列的一种或多种金属的结合物。第6列金属与第5列金属的摩尔比率可以是在0.1-20，1-10，或2-5范围内。第6列金属与第7-10列金属的摩尔比率可以是在0.1-20，1-10，或2-5范围内。在一些实施方案中，该催化剂除了包括一种或多种第6列金属与第5列和/或第7-10列的一种或多种金属的结合物之外还包括一种或多种第15列元素。在其它实施方案中，该催化剂包括一种或多种第6列金属和一种或多种第10列金属。在催化剂中总第10列金属与总第6列金属的摩尔比率可以是在1-10，或2-5范围内。在某些实施方案中，该催化剂包括一种或多种第5列金属和一种或多种第10列金属。在催化剂中总第10列金属与总第5列金属的摩尔比率可以是在1-10，或2-5范围内。
在一些实施方案中，一种或多种第5-10列金属可以引入或沉积在载体上形成催化剂。在某些实施方案中，一种或多种第5-10列金属与一种或多种第15列元素的结合物可以引入或沉积在载体上形成催化剂。在其中一种或多种金属和/或一种或多种元素被担载的实施方案中，催化剂的重量包括全部的载体，全部的一种或多种金属，和全部的一种或多种元素。该载体可以是多孔的并可以包括耐高温氧化物，多孔碳类材料，沸石，或它们的结合物。耐高温氧化物可能包括，但不限于，氧化铝，氧化硅，氧化硅-氧化铝，氧化钛，氧化锆，氧化镁，或它们的混合物。载体可以从诸如Criterion Catalysts andTechnologies LP(美国得克萨斯州休斯敦)的制造商获得。多孔碳类材料包括，但不限于，活性炭和/或多孔石墨。沸石的例子包括Y-沸石，β沸石，丝光沸石，ZSM-5沸石，和镁碱沸石。沸石可以从诸如Zeolyst(美国宾夕法尼亚州Valley Forge)的制造商获得。
在一些实施方案中，制备载体使其具有至少150埃，至少170埃或至少180埃的平均孔径。在某些实施方案中，通过形成载体材料的含水糊料来制备载体。在一些实施方案中，酸被添加到浆料中协助糊料的挤出。水和稀酸的加入量和方法为可挤出糊料提供所需稠度。酸的例子包括，但不限于，硝酸，乙酸，硫酸，和盐酸。
该糊料可以通过使用一般已知的催化剂挤出方法和催化剂切削方法进行挤出和切削以形成挤出物。该挤出物可以在5-260℃或85-235℃范围内的温度下热处理一段时间(例如0.5-8小时)和/或直到挤出物的水分含量达到所需水平为止。经热处理的挤出物可以进一步在800-1200℃或900-1100℃范围内的温度下热处理，形成具有至少150埃的平均孔径的载体。
在某些实施方案中，该载体包括γ氧化铝，θ氧化铝，δ氧化铝，α氧化铝，或它们的结合物。每克催化剂载体的γ氧化铝，δ氧化铝，α氧化铝，或它们的结合物的量可以是在0.0001-0.99克，0.001-0.5克，0.01-0.1克范围内，或至多0.1克，根据X射线衍射法所测定。在一些实施方案中，该载体具有每克载体单独或与其它形式的氧化铝相结合的在0.1-0.99克，0.5-0.9克或0.6-0.8克范围内的θ氧化铝含量，通过X射线衍射法测定。在一些实施方案中，该载体可具有至少0.1克，至少0.3克，至少0.5克，或至少0.8克的θ氧化铝，按照X射线衍射法测定。
担载催化剂可以通过使用一般已知的催化剂制备技术来制备。催化剂制备的实例描述在授权于Gabrielov等人的美国专利No
6,218,333；授权于Gabrielov等人的6,290,841中；和授权于Boon等人的5,744,025，和属于Bhan的美国专利申请出版物No.20030111391中。
在一些实施方案中，该载体可以浸渍金属而形成催化剂。在某些实施方案中，该载体在浸渍金属之前在400-1200℃，450-1000℃，或600-900℃范围内的温度下热处理。在一些实施方案中，在催化剂的制备中可以使用浸渍助剂。浸渍助剂的例子包括柠檬酸组分，乙二胺四乙酸(EDTA)，氨，或它们的混合物。
在某些实施方案中，通过将一种或多种第5-10列金属添加或引入到载体的经热处理的成形混合物中(“套涂(overlaying)”)来形成催化剂。在具有基本上或比较均匀浓度的金属的经热处理成形载体的外层上套涂金属可以提供催化剂的有益的催化性能。在金属的每次套涂之后成形载体的热处理倾向于改进催化剂的催化活性。使用套涂方法制备催化剂的方法已描述在属于Bhan的美国专利申请出版物No.20030111391中。
一种或多种第5-10列金属和载体可以用合适的混合设备来混合，形成一种或多种第5-10列金属/载体混合物。一种或多种第5-10列金属/载体混合物可以使用合适的混合设备来混合。合适混合设备的例子包括转鼓，固定壳或槽，研磨混合机(例如间歇型或连续型)，冲击式混合机，和任何其它通常已知的混合器或通常已知的设备，它们适合提供一种或多种第5-10列金属/载体混合物。在某些实施方案中，对该材料进行混合直到一种或多种第5-10列金属基本上均匀地分散在载体中。
在一些实施方案中，在载体与金属掺混之后，催化剂在150-750℃，200-740℃，或400-730℃的温度下热处理。
在一些实施方案中，该催化剂可以在400℃和1000℃范围内的温度下在热空气和/或富氧空气存在下热处理以除去挥发性物质，使得第5-10列金属的至少一部分转化成相应的金属氧化物。
然而，在其它实施方案中，催化剂可以在35-500℃范围内(例如低于300℃，低于400℃或低于500℃)的温度下在空气存在下热处理1-3小时的一段时间，除去大部分的挥发性组分而不将第5-10列金属转化成金属氧化物。由该方法制备的催化剂一般称作“未煅烧”催化剂。当与硫化方法相结合以这一方式制备催化剂时，活性金属可以充分地分散在载体中。此类催化剂的制备方法已描述在Gabrielov等人的美国专利No 6,218,333和Gabrielov等人的6,290,841中。
在某些实施方案中，θ氧化铝载体可以与第5-10列金属掺混形成θ氧化铝载体/第5-10列金属混合物。θ氧化铝载体/第5-10列金属混合物可以在至少400℃的温度下热处理，形成具有中值孔径为至少230埃的孔径分布的催化剂。典型地，该热处理在至多1200℃的温度下进行。
在一些实施方案中，该载体(商品载体或按照在这里所述方法制备的载体)可以与载体担载的催化剂和/或本体金属催化剂掺混。在一些实施方案中，该担载催化剂可以包含一种或多种第15列金属。例如，载体担载催化剂和/或本体金属催化剂可以破碎成具有1-50微米，2-45微米，或5-40微米的平均粒度的粉末。该粉末可以与载体掺混形成包埋金属催化剂。在一些实施方案中，该粉末可以与载体掺混和然后使用标准技术来挤出形成具有其中中值孔径在80-200埃或90-180埃或120-130埃范围内的孔径分布的催化剂。
在一些实施方案中，将催化剂与载体结合，使得金属的至少一部分存在于该包埋金属催化剂(例如包埋在载体中)的表面之下，使得与其它未包埋金属催化剂中出现的相比在表面上有更少金属。在一些实施方案中，在催化剂的表面上有更少金属可通过在使用过程中金属的至少一部分迁移到催化剂的表面上来延长催化剂的寿命和/或催化活性。利用在催化剂与原油原料的接触过程中催化剂的表面的腐蚀，金属可以移动到催化剂的表面。
在一些实施方案中，催化剂的各组分的插层和/或混合可以将在第6列金属氧化物晶体结构中第6列金属的结构化顺序改变为在包埋催化剂晶体结构中第6列金属的基本上无规顺序。第6列金属的顺序可以通过使用粉末X-射线衍射法来测定。相对于在金属氧化物中元素金属的顺序的在催化剂中元素金属的顺序可通过将在第6列金属氧化物的X射线衍射谱中第6列金属峰的顺序与在催化剂的X射线衍射谱中第6列金属峰的顺序进行比较来测定。从在X射线衍射谱中与第6列金属相关的图案的变宽和/或缺少，有可能估计一种或多种第6列金属在晶体结构中基本上无规地排列。
例如，三氧化钼和具有至少180埃的中值孔径的氧化铝载体可以结合，形成氧化铝/三氧化钼混合物。三氧化钼具有确定的图案(例如，明确的D001，D002和/或D003峰)。氧化铝/第6列元素三氧化物混合物可以在至少538℃(1000)的温度下热处理以生产一种催化剂，后者在X射线衍射谱中没有显示出二氧化钼的图案(例如D001峰的不存在)。
在一些实施方案中，催化剂可以通过孔结构来表征。各种孔结构参数包括，但不限于，孔径，孔容积，表面积，或它们的结合。该催化剂可具有孔尺寸的总量-孔径的分布。孔径分布的中值孔径可以在30-1000埃，50-500埃或60-300埃范围内。在一些实施方案中，包括至少0.5克γ氧化铝/克催化剂的那些催化剂具有其中中值孔径在60-200埃；90-180埃，100-140埃，或120-130埃范围内的孔径分布。在其它实施方案中，包括至少0.1克θ氧化铝/克催化剂的那些催化剂具有其中中值孔径在180-500埃，200-300埃，或230-250埃范围内的孔径分布。在一些实施方案中，孔径分布的中值孔径是至少120埃，至少150埃，至少180埃，至少200埃，至少220埃，至少230埃或至少300埃。该中值孔径典型地是至多1000埃。
该催化剂可以具有其中中值孔径为至少60埃或至少90埃的孔径分布。在一些实施方案中，该催化剂具有其中中值孔径在90-180埃，100-140埃或120-130埃范围内的孔径分布，在孔径分布中孔总量的至少60％具有距中值孔径在45埃，35埃，或25埃范围之内的孔径。在某些实施方案中，该催化剂具有其中中值孔径在70-180埃范围内的孔径分布，在孔径分布中孔总量的至少60％具有距中值孔径在45埃，35埃或25埃范围之内的孔径。
在其中孔径分布的中值孔径是至少180埃，至少200埃或至少230埃的实施方案中，在孔径分布中孔总量的60％以上具有距中值孔径在50埃，70埃或90埃范围之内的孔径。在一些实施方案中，该催化剂具有其中中值孔径在180-500埃，200-400埃或230-300埃范围内的孔径分布，在孔径分布中孔总量的至少60％具有距中值孔径在50埃，70埃或90埃范围之内的孔径。
在一些实施方案中，孔的孔容积可以是至少0.3cm3/g，至少0.7cm3/g或至少0.9cm3/g。在某些实施方案中，孔的孔容积可以是在0.3-0.99cm3/g，0.4-0.8cm3/g，或0.5-0.7cm3/g范围内。
在一些实施方案中，具有其中中值孔径在90-180埃范围内的孔径分布的催化剂可以具有至少100m2/g，至少120m2/g，至少170m2/g，至少220或至少270m2/g的表面积。该表面积可以在100-300m2/g，120-270m2/g，130-250m2/g，或170-220m2/g范围内。
在某些实施方案中，具有其中中值孔径在180-300埃范围内的孔径分布的催化剂可具有至少60m2/g，至少90m2/g，至多100m2/g，至少120m2/g，或至少270m2/g的表面积。该表面积可以在60-300m2/g，90-280m2/g，100-270m2/g，或120-250m2/g范围内。
在某些实施方案中，该催化剂以成形的形式存在，例如粒料，圆柱体和/或挤出物。该催化剂典型地具有在50-500N/cm，60-400N/cm，100-350N/cm，200-300N/cm，或220-280N/cm范围内的平板压碎强度。
在一些实施方案中，该催化剂和/或该催化剂前体通过使用现有技术中已知的技术(例如，ACTICATTM方法，CRI International，Inc.)被硫化形成金属硫化物(在使用之前)。在一些实施方案中，该催化剂可以干燥，然后硫化。另外地，该催化剂可以通过催化剂与包含含硫化合物的原油原料接触来原位硫化。原位硫化可以采用在氢存在下气态硫化氢，或采用液相硫化剂如有机硫化合物(包括烷基硫化物，多硫化物，硫醇，和亚砜)。现场外的硫化方法已描述在Seamans等人的美国专利No 5,468,372，和Seamans等人的5,688,736中。
在某些实施方案中，第一类型催化剂(“第一种催化剂”)包括一种或多种第5-10列金属与载体的结合物，并且具有其中中值孔径在150-250埃范围内的孔径分布。第一催化剂可具有至少100m2/g的表面积。第一种催化剂的孔容积可以是至少0.5cm3/g。第一催化剂可具有每克第一种催化剂至少0.5克的γ氧化铝，典型地至多0.9999克的γ氧化铝的γ氧化铝含量。在一些实施方案中，第一种催化剂具有每克催化剂在0.0001-0.1克范围内的一种或多种第6列金属总含量。第一种催化剂能够从原油原料中去除一部分的Ni/V/Fe，去除一部分的造成原油原料的TAN的组分，从原油原料中去除C5沥青质的至少一部分，去除在原油原料中的在有机酸金属盐中的金属的至少一部分，或它们的结合。当原油原料与第一种催化剂接触时，其它性能(例如硫含量，VGO含量，API比重，残渣含量，或它们的结合)可以显示出较小的变化。有选择地改变原油原料的性能而仅仅较少量地改变其它性能的能力可以使原油原料更有效地处理。在一些实施方案中，一种或多种的第一催化剂可以按任何顺序使用。
在某些实施方案中，第二类型的催化剂(“第二催化剂”)包括一种或多种第5-10列金属与载体的结合物，并且具有其中中值孔径在90埃到180埃范围内的孔径分布。第二催化剂的在孔径分布中的孔的总数的至少60％具有距中值孔径在45埃范围之内的孔径。原油原料与第二催化剂在合适接触条件下的接触可以生产出原油产品，后者具有相对于原油原料的相同性能已显著变化的所选择性能(例如TAN)，而其它性能仅仅少量地改变。在一些实施方案中，在接触过程中可以存在氢源。
第二催化剂可以减少造成原油原料的TAN的那些组分的至少一部分，造成较高粘度的那些组分的至少一部分，和减少原油产品的Ni/V/Fe含量的至少一部分。另外，原油原料与第二催化剂的接触可以生产出相对于原油原料的硫含量而言在硫含量上有较少变化的原油产品。例如，该原油产品可具有原油原料的硫含量的70％-130％的硫含量。该原油产品还显示出相对于原油原料而言在馏出物含量，VGO含量，和残渣含量上的较小变化。
在一些实施方案中，原油原料可具有较低含量的Ni/V/Fe(例如至多50wtppm)，但较高TAN，沥青质含量，或在有机酸金属盐中的金属含量。较高TAN(例如至少0.3的TAN)可能使得原油原料不适合于运输和/或精炼。具有较高C5沥青质含量的劣等原油相对于具有较低C5沥青质含量的其它原油而言可能显示出在加工过程中较低的稳定性。原油原料与第二催化剂的接触可以从原油原料中去除造成TAN的酸性组分和/或C5沥青质。在一些实施方案中，相对于原油原料的粘度，C5沥青质和/或造成TAN的组分的减少可以降低原油原料/总产品混合物的粘度。在某些实施方案中，当按照这里所述用于处理原油原料时，第二催化剂的一种或多种结合可以增强总产品/原油产品混合物的稳定性，提高催化剂寿命，允许被原油原料实施的最小净氢吸收，或它们的结合。
在一些实施方案中，第三类型的催化剂(“第三催化剂”)可以通过将载体与一种或多种第6列金属结合生产催化剂前体来获得。该催化剂前体可以在一种或多种含硫化合物存在下在低于500℃(例如低于482℃)的温度下加热较短的一段时间，以形成未煅烧的第三催化剂。典型地，该催化剂前体被加热到至少100℃2小时。在某些实施方案中，第三催化剂可以具有每克催化剂在0.001-0.03克，0.005-0.02克，或0.008-0.01克范围内的第15列元素含量。当按照这里所述方法用于处理原油原料时，第三催化剂可以显示出相当大的活性和稳定性。在一些实施方案中，该催化剂前体在低于500℃的温度下在一种或多种含硫化合物存在下加热。
第三催化剂可以减少造成原油原料的TAN的那些组分的至少一部分，减少在有机酸金属盐中的金属的至少一部分，减少原油产品的Ni/V/Fe含量，和降低原油产品的粘度。另外，原油原料与第三催化剂的接触可以生产出原油产品，它相对于原油原料的硫含量而言在硫含量上有较小变化并具有被原油原料吸收的相对最低净氢量。例如，该原油产品可具有原油原料的硫含量的70％-130％的硫含量。使用第三催化剂所生产的原油产品也显示了相对于原油原料而言在API比重，馏出物含量，VGO含量，和残渣含量上的较小变化。降低TAN、减少在有机酸金属盐中的金属、降低Ni/V/Fe含量、和降低原油产品的粘度而相对于原油原料仅仅少量地改变API比重、馏出物含量、VGO含量、和残渣含量的能力可以允许原油产品被各种处理设备所采用。
在一些实施方案中，第三催化剂可以减少原油原料的MCR含量的至少一部分，而保持原油原料/总产品稳定性。在某些实施方案中，第三催化剂可具有每克催化剂在0.0001-0.1克，0.005-0.05克，或0.001-0.01克范围内的一种或多种第6列金属含量和在0.0001-0.05克，0.005-0.03克，或0.001-0.01克范围内的一种或多种第10列金属含量。一种或多种第6和10列金属催化剂可以促进在300-500℃或350-450℃范围内的温度下和在0.1-10MPa，1-8MPa，或2-5MPa范围内的压力下，降低原油原料中造成MCR的那些组分的至少一部分。
在某些实施方案中，第四类型催化剂(“第四催化剂”)包括一种或多种第5列金属与θ氧化铝载体的结合物。第四催化剂具有其中中值孔径为至少180埃的孔径分布。在一些实施方案中，第四催化剂的中值孔径可以是至少220埃，至少230埃，至少250埃或至少300埃。载体可以包括每克载体至少0.1克，至少0.5克，至少0.8克，或至少0.9克的θ氧化铝。在一些实施方案中，第四催化剂可以包括每克催化剂至多0.1克的一种或多种第5列金属，和每克催化剂至少0.0001克的一种或多种第5列金属。在某些实施方案中，第5列金属是钒。
在一些实施方案中，原油原料可以在与第四催化剂接触之后与附加催化剂接触。附加催化剂可以是下列催化剂中的一种或多种：第一催化剂，第二催化剂，第三催化剂，第五催化剂，第六催化剂，第七催化剂，在这里所述的商品催化剂，或它们的结合物。
在一些实施方案中，在原油原料与第四催化剂在300-400℃，320-380℃，或330-370℃范围内的温度下的接触过程中可以产生氢。从该接触产生的原油产品可具有原油原料的TAN的至多90％，至多80％，至多50％，或至多10％的TAN。氢产生量可以是1-50Nm3/m3，10-40Nm3/m3，或15-25Nm3/m3。原油产品可具有原油原料的总Ni/V/Fe含量的至多90％，至多80％，至多70％，至多50％，至多10％，或至少1％的总Ni/V/Fe含量。
在某些实施方案中，第五类型的催化剂(“第五催化剂”)包括一种或多种第6列金属与θ氧化铝载体的结合物。第五催化剂具有其中中值孔径为至少180埃，至少220埃，至少230埃，至少250埃，至少300埃或至多500埃的孔径分布。该载体可以包括每克载体至少0.1克，至少0.5克，或至多0.999克的θ氧化铝。在一些实施方案中，该载体具有每克催化剂低于0.1克的α氧化铝的α氧化铝含量。在一些实施方案中，该催化剂包括每克催化剂至多0.1克的一种或多种第6列金属和每克催化剂至少0.0001克的一种或多种第6列金属。在一些实施方案中，一种或多种第6列金属是钼和/或钨。
在某些实施方案中，当原油原料与第五催化剂在310-400℃，320-370，或330-360℃范围内的温度下接触时，被原油原料吸收的净氢量可以较低(例如，0.01-100Nm3/m3，1-80Nm3/m3，5-50Nm3/m3，或10-30Nm3/m3)。在一些实施方案中，被原油原料吸收的净氢量可以在1-20Nm3/m3，2-15Nm3/m3，或3-10Nm3/m3范围内。从原油原料与第五催化剂的接触产生的原油产品可具有相对于原油原料的TAN的至多90％，至多80％，至多50％，或至多10％的TAN。原油产品的TAN可以在0.01-0.1，0.03-0.05，或0.02-0.03范围内。
在某些实施方案中，第六类型的催化剂(“第六催化剂”)包括一种或多种第5列金属和一种或多种第6列金属与θ氧化铝载体的结合物。第六催化剂具有其中中值孔径为至少180埃的孔径分布。在一些实施方案中，孔径分布的中值孔径可以是至少220埃，至少230埃，至少250埃，至少300埃或至多500埃。该载体可以包括至少0.1克，至少0.5克，至少0.8克，至少0.9克，或至多0.99克的θ氧化铝/克载体。在一些实施方案中，该催化剂可以包括每克催化剂至多0.1克的一种或多种第5列金属和一种或多种第6列金属总量，和每克催化剂至少0.0001克的5列金属和一种或多种第6列金属。在一些实施方案中，一种或多种第6列金属总量与一种或多种第5列金属总量的摩尔比率可以在0.1-20，1-10，或2-5范围内。在某些实施方案中，该第5列金属是钒和一种或多种第6列金属是钼和/或钨。
当原油原料与第六催化剂在310-400℃，320-370℃，或330-360℃范围内的温度下接触时，被原油原料吸收的净氢量可以在-10Nm3/m3到20Nm3/m3，-7Nm3/m3到10Nm3/m3，或-5Nm3/m3到5Nm3/m3范围内。负的净氢吸收是氢就地产生的一种指征。从原油产品与第六催化剂的接触产生的原油产品可具有原油原料的TAN的至多90％，至多80％，至多50％，至多10％，或至少1％的TAN。原油产品的TAN可以在0.01-0.1，0.02-0.05，或0.03-0.04范围内。
在原油原料与第四，第五或第六催化剂的接触过程中的低净氢吸收减少了在加工过程中氢的总体需求量，同时生产出适合于运输和/或处理的原油产品。因为生产和/或运输氢是高成本的，减少在工艺中氢的用量会降低总体加工成本。
在某些实施方案中，第七类型的催化剂(“第七催化剂”)具有每克催化剂在0.0001-0.06克的一种或多种第6列金属范围内的一种或多种第6列金属总含量。第6列金属是钼和/或钨。第七催化剂有益于生产出具有原油原料的TAN的至多90％的TAN的原油产品。
第一，第二，第三，第四，第五，第六和第七催化剂的其它实例也可以按照这里另外描述的方法来制备和/或使用。
选择本申请的一种或多种催化剂并控制操作条件可以生产出具有相对于原油原料而言改变的TAN和/或所选择的性能、同时原油原料的其它性能没有显著变化的原油产品。所得原油产品具有相对于原油原料的增强性能，因此更适合于运输和/或精炼。
两种或多种催化剂在所选择的序列中的排列可以控制原油原料的性能改进的序列。例如，在原油原料中的杂原子的至少一部分被减少之前，在原油原料中的TAN，API比重，C5沥青质的至少一部分，铁的至少一部分，镍的至少一部分，和钒的至少一部分在能够减少。
在一些实施方案中，催化剂的排列和/或选择可以改进催化剂的寿命和/或原油原料/总产品混合物的稳定性。催化剂寿命和/或在加工过程中原油原料/总产品混合物的稳定性的改进可以使接触系统操作至少3个月，至少6个月，或至少1个年，而无需替换在接触区中的催化剂。
所选择的催化剂的结合物可以在改变原油原料的其它性能之前从原油原料中减少Ni/V/Fe的至少一部分，C5沥青质的至少一部分，在有机酸金属盐中的金属的至少一部分，造成TAN的那些组分的至少一部分，残渣的至少一部分，或它们的结合物，同时保持了在加工过程中原油原料/总产品混合物的稳定性(例如，维持原油原料P-值高于1.5)。或者，通过原油原料与所选择的催化剂的接触，可以逐渐地减少C5沥青质，TAN和/或API比重。逐渐地和/或有选择地改变原油原料的性能的能力可以使原油原料/总产品混合物的稳定性在加工过程中得到维持。
在一些实施方案中，第一催化剂(如上所述)可以位于一系列催化剂的上游。第一催化剂的这一定位可以使高分子量污染物、金属杂质和/或在有机酸金属盐中的金属的去除，同时维持原油原料/总产品混合物的稳定性。
在一些实施方案中，第一催化剂能够从原油原料中去除Ni/V/Fe的至少一部分，去除酸性组分，去除造成系统中其它催化剂的寿命缩短的组分，或它们的结合。例如，相对于原油原料降低原油原料/总产品混合物中的C5沥青质的至少一部分能够抑制位于下游的其它催化剂的堵塞，因此延长了在不补充催化剂的情况下接触系统可以操作的时间。在一些实施方案中，Ni/V/Fe的至少一部分从原油原料中的去除可以延长位于第一催化剂之后的一种或多种催化剂的寿命。
一种或多种第二催化剂和/或一种或多种第三催化剂可以位于第一催化剂的下游。原油原料/总产品混合物与一种或多种第二催化剂和/或一种或多种第三催化剂的进一步接触可以进一步减少TAN，减少Ni/V/Fe的含量，减少硫含量，减少氧含量，和/或减少在有机酸金属盐中的金属的含量。
在一些实施方案中，原油原料与一种或多种第二催化剂和/或一种或多种第三催化剂的接触可以生产出原油原料/总产品混合物，后者具有相对于原油原料的各项性能而言的减少的TAN，减少的硫含量，减少的氧含量，减少的在有机酸金属盐中的金属的含量，减少的沥青质含量，降低的粘度，或它们的结合，同时保持了在加工过程中原油原料/总产品混合物的稳定性。第二催化剂可以串联设置，让第二催化剂位于第三催化剂的上游，或反之亦然。
将氢输送到规定的接触区中的能力倾向于最大程度减少在接触过程中氢用量。有利于在接触过程中氢的产生的催化剂与在接触过程中吸收较低量的氢的催化剂的结合可用于改变相对于原油原料的相同性能而言的原油产品的所选择的性能。例如，第四催化剂可以与一种或多种第一催化剂，一种或多种第二催化剂，一种或多种第三催化剂，一种或多种第五催化剂，一种或多种第六催化剂和/或一种或多种第七催化剂相结合使用以改变原油原料的所选择性能，同时仅仅使原油原料的其它性能改变所选择的量，和/或同时保持原油原料/总产品稳定性。催化剂的顺序和/或数量进行选择以便使净氢吸收量减到最少，同时保持原油原料/总产品稳定性。最低的净氢吸收能够使原油原料的残渣含量，VGO含量，馏出物含量，API比重，或它们的组合保持在原油原料的各自性能的20％之内，同时原油产品的TAN和/或粘度是原油原料的TAN和/或粘度的至多90％。
由原油原料所吸收的净氢量上的减少可以生产出具有与原油原料的沸点分布类似的沸程分布并具有相对于原油原料的TAN降低的TAN的原油产品。原油产品的原子H/C与原油原料的原子H/C相比也仅仅改变较少的量。
在特定的接触区中的氢的产生可以使氢选择性地加入到其它接触区中和/或使原油原料的性能选择性地降低。在一些实施方案中，一种或多种第四催化剂可以位于这里所述的一种或多种附加催化剂的上游，下游，或它们之间。在原油原料与一种或多种第四催化剂的接触过程中可产生氢，然后氢可被输送到包括一种或多种附加催化剂的接触区中。氢的输送可以与原油原料的流动方向相反。在一些实施方案中，氢的输送可以与原油原料的流动方向顺流。
例如，在堆积构型(参见，例如图2B)中，在一个接触区中的接触过程中可产生氢(例如在图2B中的接触区102)，并且氢可以在与原油原料的流动方向相反的方向上被输送到附加接触区(例如，在图2B中的接触区114)中。在一些实施方案中，该氢的流动可以与原油原料的流动方向顺流。或者，在堆积构型(参见，例如图3B)，在一个接触区(例如，在图3B中的接触区102)中的接触过程中可产生氢。 氢源可以在与原油原料的流动方向相反的方向上被输送到第一附加接触区中(例如，在图3B中通过管道106’将氢加入到接触区114中)，和在与原油原料的流动方向顺流的方向上被输送到第二附加接触区中(例如，在图3B中通过管道106’将氢加入到接触区116中)。
在一些实施方案中，第四催化剂和第六催化剂串联使用，其中第四催化剂位于第六催化剂的上游，或反之亦然。第四催化剂与一种或多种附加催化剂的结合可以降低TAN，降低Ni/V/Fe含量，和/或减少在有机酸金属盐中的金属的含量，同时具有原油原料的低的氢净吸收。低的净氢吸收可以使原油产品的其它性能相对于原油原料的相同性能仅仅改变了少量。
在一些实施方案中，两种不同的第七催化剂可以结合使用。在下游第七催化剂的上游使用的第七催化剂可具有0.0001-0.06克的一种或多种第6列金属/克催化剂的总含量。下游第七催化剂可具有等于或大于在上游第七催化剂中一种或多种第6列金属总含量一种或多种第6列金属总含量/克下游第七催化剂，或至少0.02克一种或多种第6列金属/克催化剂。在一些实施方案中，上游第七催化剂和下游第七催化剂的位置可以颠倒。在下游第七催化剂中使用较少量的催化活性金属的能力可以使得原油产品的其它性能相对于原油原料的相同性能而言仅仅改变了少量(例如，在杂原子含量，API比重，残渣含量，VGO含量，或它们的结合上的较小变化)。
原油原料与上游和下游第七催化剂的接触可以生产出原油产品，后者具有原油原料的TAN的至多90％，至多80％，至多50％，至多10％，或至少1％的TAN。在一些实施方案中，原油原料的TAN可以通过与上游和下游第七催化剂接触来逐渐地减少(例如，原油原料与催化剂的接触形成具有相对于原油原料而言改变的性能的初始原油产品，然后初始原油产品与附加催化剂接触生产出具有相对于初始原油产品而言改变的性能的原油产品)。逐渐地降低TAN的能力可以协助保持在加工过程中原油原料/总产品混合物的稳定性。
在一些实施方案中，催化剂选择和/或催化剂的顺序与受控制的接触条件(例如，温度和/或原油原料流速)结合可以协助减少原油原料的氢吸收，保持在加工过程中原油原料/总产品混合物稳定性，并相对于原油原料的各性能而言改变了原油产品的一种或多种性能。原油原料/总产品混合物的稳定性可受到从原油原料/总产品混合物分离的各相的影响。相分离可以由例如原油原料和/或原油产品在原油原料/总产品混合物中的不溶解性，沥青质从原油原料/总产品混合物中的絮凝，组分从原油原料/总产品混合物中的沉淀，或它们的结合引起。
在接触期间的某时间，原油原料和/或总产品在原油原料/总产品混合物中的浓度可以改变。随着由于原油产品的形成总产品在原油原料/总产品混合物中的浓度发生变化，原油原料的组分和/或总产品的组分在原油原料/总产品混合物中的溶解度倾向于变化。例如，原油原料可以含有在加工开始时可溶于原油原料中的组分。随着原油原料的性能发生变化(例如，TAN，MCR，C5沥青质，P-值，或它们的结合)，该组分可倾向于在原油原料/总产品混合物中变得不太可溶。在一些情况下，原油原料和总产品可形成两相和/或彼此不互溶。溶解度变化也可能导致原油原料/总产品混合物形成两个或多个相。两个相的形成(通过沥青质的絮凝)，在原油原料和总产品的浓度上的变化，和/或组分的沉淀，倾向于缩短一种或多种催化剂的寿命。另外，该方法的效率可能降低。例如，原油原料/总产品混合物的重复处理将可能是生产具有所需性能的原油产品所必需的。
在处理过程中，可以监测原油原料/总产品混合物的P-值并可以分析该方法，原油原料，和/或原油原料/总产品混合物的稳定性。典型地，至多1.5的P-值表明一般发生沥青质从原油原料中的絮凝。如果P-值最初是至少1.5并且该P-值提高或在接触过程中是相对稳定的，则表明原油原料在接触过程中是相对稳定的。由P-值分析的原油原料/总产品混合物稳定性可以通过控制接触条件、通过催化剂的选择、通过催化剂的选择顺序、或它们的结合来控制。接触条件的控制可以包括控制LHSV，温度，压力，氢吸收，原油原料流动，或它们的结合。
在一些实施方案中，控制接触温度，使得在保持原油原料的MCR含量的同时，除去C5沥青质和/或其它沥青质。通过氢吸收和/或更高的接触温度实现的MCR含量的减少可导致两相的形成，这会降低原油原料/总产品混合物的稳定性和/或一种或多种催化剂的寿命。接触温度和氢吸收的控制与这里所述的催化剂相结合可以减少C5沥青质，同时原油原料的MCR含量仅仅改变了较少量。
在一些实施方案中，控制接触条件，使得在一个或多个接触区中的温度是不同的。在不同温度下操作使在原油原料性能上选择性变化，同时保持原油原料/总产品混合物的稳定性。在该方法的开始，原油原料进入到第一接触区中。第一接触温度是在第一接触区中的温度。其它接触温度(例如第二温度，第三温度，第四温度等等)是在位于第一接触区之后的那些接触区中的温度。第一接触温度可以在100-420℃范围内和第二接触温度可以在与第一接触温度相差20-100℃，30-90℃，或40-60℃的范围内。在一些实施方案中，第二接触温度高于第一接触温度。与当第一和第二接触温度彼此相同或差别在10℃之内时的TAN和/或C5沥青质减少(如果有的话)的量相比，具有不同的接触温度可以将TAN和/或将在原油产品中的C5沥青质含量(相对于原油原料的TAN和/或C5沥青质含量)降低到更大的程度。
例如，第一接触区可以包括一种或多种第一催化剂和/或一种或多种第四催化剂并且第二接触区可以包括这里所述的一种或多种其它催化剂。第一接触温度可以是350℃和第二接触温度可以是300℃。与当第一和第二接触温度差别在10℃之内时在相同的原油原料中TAN和/或C5沥青质减少相比，在与一种或多种其它催化剂在第二接触区中接触之前，原油原料在第一接触区中与第一催化剂和/或第四催化剂在更高温度下的接触可以导致在原油原料中更大程度的TAN和/或C5沥青质减少。
实施例
下面给出载体制备，催化剂制备，和具有催化剂的所选排列以及受控制的接触条件的系统的非限制性例子。
实施例1.催化剂载体的制备。通过将576克的氧化铝(CriterionCatalysts and Technologies LP，Michigan City，Michigan，U.S.A)与585克的水和8克的冰硝酸研磨35分钟来制备载体。所得研磨混合物通过1.3TrilobeTM口模板挤出，在90-125℃之间干燥，然后在918℃下锻烧，结果形成650克的中值孔径为182埃的锻烧载体。将锻烧载体放入到Lindberg炉中。炉温经1.5小时升至1000-1100℃，然后在这一范围内保持2小时以生产载体。载体包括每克载体0.0003克的γ氧化铝，0.0008克的α氧化铝，0.0208克的δ氧化铝，和0.9781克的θ氧化铝，由X射线衍射法测定。该载体具有110m2/g的表面积和0.821cm3/g的总孔容积。该载体具有其中中值孔径为232埃的孔径分布，在孔径分布中的孔的总数的66.7％具有距中值孔径在85埃范围之内的孔径。
该实施例说明了如何制备具有至少180埃的孔径分布和包括至少0.1克的θ氧化铝的载体。
实施例2.具有其中中值孔径为至少230埃的孔径分布的钒催化 剂的制备。以下列方式制备钒催化剂。由描述在实施例1中的方法制备的氧化铝载体用通过将7.69克的VOSO4与82克的去离子水掺混所制备的钒浸渍溶液进行浸渍。溶液的pH是2.27。
氧化铝载体(100g)用钒浸渍溶液浸渍，老化2小时偶而加以搅动，在125℃下干燥几个小时，然后在480℃下煅烧2小时。所得催化剂含有每克催化剂0.04克的钒，余量是载体。该钒催化剂具有其中中值孔径为350埃的孔径分布，0.69cm3/g的孔容积，和110m2/g的表面积。另外，钒催化剂的在孔径分布中的孔的总数的66.7％具有距中值孔径在70埃范围之内的孔径。
本实施例说明了具有其中中值孔径为至少230埃的孔径分布的第5列金属催化剂的制备方法。
实施例3.具有其中中值孔径为至少230埃的孔径分布的钼催化 剂的制备。以下列方式制备钼催化剂。由实施例1的方法制备的氧化铝载体用钼浸渍溶液浸渍。通过将4.26克的(NH4)2Mo2O7，6.38克的MoO3，1.12克的30％H2O2，0.27克的单乙醇胺(MEA)和6.51克的去离子水结合形成淤浆来制备钼浸渍溶液。该淤浆被加热至65℃，直到固体溶解为止。将热溶液冷却到室温。溶液的pH是5.36。溶液体积用去离子水去离子水调节到82ml。
氧化铝载体(100克)用钼浸渍溶液浸渍，老化2小时偶而加以搅动，在125℃下干燥几个小时，然后在480℃下煅烧2小时。所得催化剂含有0.04克的钼/克催化剂，余量是载体。钼催化剂具有其中中值孔径为250埃的孔径分布，0.77cm3/g的孔容积，和116m2/g的表面积。另外，钼催化剂的在孔径分布中的孔的总数的67.7％具有距中值孔径在86埃范围之内的孔径。
本实施例说明了具有其中中值孔径为至少230埃的孔径分布的第6列金属催化剂的制备方法。
实施例4.具有其中中值孔径为至少230埃的孔分布的钼/钒催 化剂的制备。以下列方式制备钼/钒催化剂。由描述在实施例1中的方法制备的氧化铝载体用如下制备的钼/钒浸渍溶液浸渍。通过将2.14克的(NH4)2Mo2O7，3.21克的MoO3，0.56克的30％过氧化氢(H2O2)，0.14克的单乙醇胺(MEA)和3.28克的去离子水结合形成淤浆来制备第一溶液。该淤浆被加热至65℃，直到固体溶解为止。将热溶液冷却到室温。
通过将3.57克的VOSO4与40克的去离子水结合来制备第二溶液。第一溶液和第二溶液进行结合，添加足够的去离子水让结合的溶液调节至82ml，得到钼/钒浸渍溶液。氧化铝用钼/钒浸渍溶液浸渍，老化2小时偶而加以搅动，在125℃下干燥几个小时，然后在480℃下煅烧2小时。所得催化剂含有每克催化剂0.02克的钒和0.02克的钼，余量是载体。该钼/钒催化剂具有中值孔径为300埃的孔径分布。
本实施例说明了具有其中中值孔径为至少230埃的孔径分布的第6列金属和第5列金属催化剂的制备方法。
实施例5.原油原料与三种催化剂的接触。具有放置于中心的热电偶套管的管式反应器安装热电偶，以测量在整个催化剂床的温度。该催化剂床通过用催化剂和碳化硅(20-栅板(grid)，StanfordMaterials；Aliso Viejo，CA)填充在热电偶套管和反应器的内壁之间的空间来形成。此类碳化硅被认为在这里所述的工艺条件下具有低(如果有的话)催化性能。全部催化剂与等体积量的碳化硅掺混，之后将混合物放置于反应器的接触区部分中。
流入到反应器中的原油原料流从反应器的顶部流到反应器的底部。碳化硅位于反应器的底部用作底部载体。底部催化剂/碳化硅混合物(42cm3)放置于碳化硅的顶部上形成底部接触区。底部催化剂具有其中中值孔径为77埃的孔径分布，在孔径分布中的孔的总数的66.7％具有距中值孔径在20埃范围之内的孔径。底部催化剂含有0.095克的钼和0.025克的镍/克催化剂，余量是氧化铝载体。
中间催化剂/碳化硅混合物(56cm3)位于底部接触区的顶部上以形成中间接触区。中间催化剂具有其中中值孔径为98埃的孔径分布，在孔径分布中的孔的总数的66.7％具有距中值孔径在24埃范围之内的孔径。中间催化剂含有0.02克的镍和0.08克的钼/克催化剂，余量是氧化铝载体。
顶部催化剂/碳化硅混合物(42cm3)位于中间接触区的顶部上形成顶部接触区。顶部催化剂具有中值孔径为192埃的孔径分布并含有0.04克的钼/克催化剂，余量主要地是γ氧化铝载体。
碳化硅位于顶部接触区的顶部上以填充死空间并用作预热区。将催化剂床填载到包括五个加热区的Lindberg炉中，五个加热区对应于预热区，顶部，中间，和底部接触区，以及底部载体。
通过将5vol％硫化氢和95vol％氢的气体混合物以1.5升的气体混合物/体积(mL)的总催化剂的速率引入到接触区中来将催化剂硫化(碳化硅没有视为催化剂体积的一部分)。接触区的温度经1小时提高到204℃(400
)，在204℃下保持2小时。在204℃下保持之后，接触区以10℃(50
)/小时的速率逐渐地升高到316℃(600)。接触区在316下保持一小时，然后经1小时逐渐地升高至370℃(700
)，在370℃下保持两个小时。接触区冷却到环境温度。
对来自墨西哥湾Mars平台的原油进行过滤，然后在烘箱中在93℃(200
)下加热12-24小时，形成具有总结在表1，图7中的性能的原油原料。将原油原料加入到反应器的顶部。原油原料流过反应器的预热区，顶部接触区，中间接触区，底部接触区，和底部载体。原油原料与每一催化剂在氢气存在下接触。接触条件如下：加入到反应器中的氢气与原油原料的比率是328Nm3/m3(2000SCFB)，LHSV是1h-1和压力是6.9MPa(1014.7psi)。三个接触区被加热至370℃(700)和在370℃下保持500小时。三个接触区的温度然后提高并按下列序列保持：379℃(715
)保持500小时，和388℃(730
)保持500小时，然后390℃(734
)保持1800小时，和394℃(742)保持2400小时。
总产品(即，原油产品和气体)离开催化剂床。总产品被引入到气-液相分离器中。在气体-液体分离器中，总产品被分离成原油产品和气体。输入系统中的气体输入量由质量流量控制器来测量。离开系统的气体由湿式流量计测量。原油产品周期性地分析以测定原油产品的组分的重量百分数。所列的结果是组分的所测定的重量百分数的平均值。原油产品性能概括在图7的表1中。
如表1中所示，原油产品具有每克原油产品0.0075克的硫含量，0.255克的残渣含量，0.0007克的氧含量。原油产品具有1.9的MCR含量与C5沥青质含量的比率和0.09的TAN。镍和钒的总量是22.4wtppm。
通过测量加权平均床层温度(“WABT”)-原油原料的运行时间来测定催化剂的寿命。催化剂寿命可以与催化剂床的温度相关联。据信，随着催化剂寿命缩短，WABT提高。图8是对于本实施例所述的在接触区中对原油原料进行改进的WABT-时间(“t”)的图示。曲线136表示原油原料与顶部，中间和底部催化剂接触的三个接触区的平均WABT-运行时间小时。经过大部分的运行时间，接触区的WABT仅仅改变大约20℃。由相对稳定的WABT，有可能估测不受影响的催化剂的催化活性。典型地，3000-3500小时的中试装置运行时间与1年的工业操作相对应。
本实施例说明了原油原料与具有中值孔径为至少180埃的孔径分布的催化剂和具有中值孔径在90-180埃范围内的孔径分布的附加催化剂在受控制的接触条件下进行接触，生产出包括原油产品的总产品，其中在孔径分布中的孔的总数的至少60％具有距中值孔径在45埃范围之内的孔径。如由P-值所测量的，原油原料/总产品混合物稳定性得以保持。原油产品具有相对于原油原料而言降低的TAN，降低的Ni/V/Fe含量，降低的硫含量，和降低的氧含量，而原油产品的残渣含量和VGO含量是原油原料的那些性能的90％-110％。
实施例6.原油原料与具有中值孔径在90-180埃范围内的孔径分 布的两种催化剂的接触。反应器装置(除了接触区的数目和内容物之外)，催化剂硫化方法，分离总产品的方法和分析原油产品的方法与描述在实施例5中的相同。各催化剂与等体积的碳化硅混合。
流入到反应器中的原油原料流从反应器的顶部流到反应器的底部。反应器按下列方式从自下至上填充。碳化硅位于反应器的底部用作底部载体。底部催化剂/碳化硅混合物(80cm3)放置于碳化硅的顶部上以形成底部接触区。底部催化剂具有其中中值孔径为127埃的孔径分布，在孔径分布中的孔的总数的66.7％具有距中值孔径在32埃范围之内的孔径。底部催化剂包括0.11克的钼和0.02克的镍/克催化剂，余量是载体。
顶部催化剂/碳化硅混合物(80cm3)位于底部接触区的顶部上以形成顶部接触区。顶部催化剂具有其中中值孔径为100埃的孔径分布，在孔径分布中的孔的总数的66.7％具有距中值孔径在20埃范围之内的孔径。顶部催化剂包括0.03克的镍和0.12克的钼/克催化剂，余量是氧化铝。碳化硅位于第一接触区的顶部上以填充死空间并用作预热区。将催化剂床填装入包括四个对应于预热区的加热区，两个接触区，和底部载体的Lindberg炉中。
将具有在图9表2中概括的性能的BS-4原油(Venezuela)加入到反应器的顶部。原油原料流过反应器的预热区，顶部接触区，底部接触区，和底部载体。原油原料与每一催化剂在氢气存在下接触。接触条件如下：加入到反应器中的氢气与原油原料的比率是160Nm3/m3(1000SCFB)，LHSV是1h-1，和压力是6.9MPa(1014.7psi)。两个接触区被加热至260℃(500
)并在260℃(500)下保持287小时。两个接触区的温度然后提高并按下列序列保持：270℃(525)保持190小时，然后288℃(550)保持216小时，然后315℃(600
)保持360小时，和343℃(650)保持120小时，总运行时间是1173小时。
总产品离开反应器并按照在实施例5中所述方法来分离。原油产品在加工过程中具有0.42的平均TAN和12.5的平均API比重。该原油产品具有每克原油产品0.0023克的硫，0.0034克的氧，0.441克的VGO，和0.378克的残渣。原油产品的附加性能列于图9的表2中。
本实施例说明了原油原料与具有中值孔径在90-180埃范围内的孔径分布的催化剂进行接触生产出原油产品，后者具有相对于原油原料的性能而言的降低的TAN，降低的Ni/V/Fe含量，和降低的氧含量，而原油产品的残渣含量和VGO含量是原油原料的各相应性能的99％和100％。
实施例7.原油原料与两种催化剂的接触。该反应器装置(除接触区的数目和内容物之外)，催化剂，总产品分离方法，原油产品分析，和催化剂硫化方法与描述在实施例6中的相同。
将具有在图10表3中概括的性能的原油原料(BC-10原油)加入到反应器的顶部。原油原料流过反应器的预热区，顶部接触区，底部接触区，和底部载体。接触条件如下：加入到反应器中的氢气与原油原料的比率是80Nm3/m3(500SCFB)，LHSV是2h-1，和压力是6.9MPa(1014.7psi)。两个接触区逐渐地提高到343℃(650)。总运行时间是1007小时。
原油产品在加工过程中具有0.16的平均TAN和16.2的平均API比重。原油产品具有1.9wtppm的钙，6wtppm的钠，0.6wtppm的锌，和3wtppm的钾。该原油产品具有每克原油产品0.0033克的硫，0.002克的氧，0.376克的VGO，和0.401克的残渣。原油产品的附加性能列于图10的表3中。
本实施例说明了原油原料与具有在90-180埃范围内的孔径分布的所选择催化剂进行接触生产出原油产品，后者具有降低的TAN，降低的总钙、钠、锌和钾含量，同时原油产品的硫含量，VGO含量和残渣含量是原油原料的各相应性能的76％，94％，和103％。
实施例8-11.原油原料与四种催化剂体系在各种接触条件下的 接触。各反应器装置(除接触区的数目和内容物之外)，各催化剂硫化方法，各总产品分离方法，和各原油产品分析与描述在实施例5中的相同。全部催化剂与碳化硅按2份碳化硅与1份催化剂的体积比进行混合，除非另有说明。流过各反应器的原油原料流从反应器的顶部流到反应器的底部。碳化硅位于各反应器的底部用作底部载体。各反应器具有底部接触区和顶部接触区。在催化剂/碳化硅混合物加入到各反应器的接触区中之后，碳化硅位于顶部接触区的顶部以填充死空间并用作在各反应器中的预热区。将各反应器装入到包括四个对应于预热区的加热区，两个接触区，和底部载体的Lindberg炉中。
在实施例8中，未煅烧的钼/镍催化剂/碳化硅混合物(48cm3)位于底部接触区中。催化剂包括每克催化剂0.146克的钼，0.047克的镍，和0.021克的磷，余量是氧化铝载体。
将其中催化剂具有中值孔径为180埃的孔径分布的钼催化剂/碳化硅混合物(12cm3)放置于顶部接触区中。钼催化剂具有总含量0.04克的钼/克催化剂，余量是载体，该载体包括至少0.50克的γ氧化铝/克载体。
在实施例9中，未煅烧的钼/钴催化剂/碳化硅混合物(49cm3)位于两接触区中。未煅烧的钼/钴催化剂包括0.143克的钼，0.043克的钴和0.021克的磷，余量是氧化铝载体。
钼催化剂/碳化硅混合物(12cm3)位于顶部接触区中。该钼催化剂与在实施例8的顶部接触区中的相同。
在实施例10中，实施例8中所述的顶部接触区的钼催化剂与碳化硅混合并放置于两个接触区(60cm3)中。
在实施例11中，未煅烧的钼/镍催化剂/碳化硅混合物(48cm3)位于底部接触区中。未煅烧的钼/镍催化剂包括每克催化剂0.09克的钼，0.025克的镍，和0.01克的磷，余量是氧化铝载体。
钼催化剂/碳化硅混合物(12cm3)位于顶部接触区中。该钼催化剂与在实施例8的顶部接触区中的相同。
对来自墨西哥湾Mars平台的原油进行过滤，然后在烘箱中在93℃(200)下加热12-24小时以形成具有总结在图11表4中的性能的用于实施例8-11的原油原料。在这些实施例中原油原料供应到反应器的顶部。原油原料流过反应器的预热区，顶部接触区，底部接触区，和底部载体。原油原料与每一催化剂在氢气存在下接触。各实施例的接触条件如下：在接触过程中氢气与原油原料的比率是160Nm3/m3(1000SCFB)，并且各系统的总压力是6.9MPa(1014.7psi)。在首先的200小时的接触中LHSV是2.0h-1，然后在剩下的接触时间中降低至1.0h-1。在全部接触区中的温度是343℃(650)500小时。在500小时后，在全部接触区中的温度如下控制：在接触区中的温度提高至354℃(670
)，在354℃下保持200小时；提高至366℃(690)，在366℃下保持200小时；提高至371℃(700)，在371℃下保持1000小时；提高至385℃(725)，在385℃下保持200小时；然后提高至399℃的最终温度(750)和在399℃下保持200小时，总接触时间为2300小时。
对该原油产品定期地分析，以测定TAN，由原油原料的氢吸收，P-值，VGO含量，残渣含量，和氧含量。在实施例8-11中生产的原油产品的性能的平均值列在图11的表5中。
图12是实施例8-11的每一催化剂体系的原油产品的P-值(“P”)-运行时间(“t”)的图示。原油原料具有至少1.5的P-值。曲线140，142，144，和146表示通过原油原料分别与实施例8-11的四种催化剂体系接触所获得的原油产品的P-值。经过2300小时，对于实施例8-11的催化剂体系，原油产品的P-值保持至少1.5。在实施例11中，对于大部分的运行时间该P-值高于1.5。在实施例11的运转(2300小时)结束时，P-值是1.4。从各试验的原油产品的P-值可以推论，在接触过程中在各试验中原油原料保持相对稳定(例如，原油原料没有相分离)。如图12中所示，在各试验的主要部分中原油产品的P-值保持相对恒定。但在实施例10中除外，其中P-值提高。
图13是原油原料的净氢吸收(“H”)-四种催化剂体系在氢气存在下的运行时间(“t”)的图示。曲线148，150152，154表示通过原油原料分别与实施例8-11的催化剂体系的每一种接触所获得的净氢吸收。由原油原料经过2300小时的运行时间的净氢吸收是在7-48Nm3/m3(43.8-300SCFB)范围内。如图13中所示，在各试验中原油原料的净氢吸收保持相对恒定。
图14是对于实施例8-11的催化剂体系的每一种的原油产品的以重量百分数表示的残渣含量(“R”)-运行时间(“t”)的图示。在四个试验的每一个中，原油产品具有原油原料的残渣含量的88-90％的残渣含量。曲线156，158，160，162表示通过原油原料分别与实施例8-11的催化剂体系接触所获得的原油产品的残渣含量。如图14中所示，在各试验的大部分中原油产品的残渣含量保持相对恒定。
图15是对于实施例8-11的催化剂体系的每一种的原油产品的API比重变化(“ΔAPI”)-运行时间(“t”)的图示。曲线164，166，168，170表示通过原油原料分别与实施例8-11的催化剂体系接触所获得的原油产品的API比重。在四个试验的每一个中，各原油产品具有在58.3-72.7cSt范围内的粘度。各原油产品的API比重提高了1.5到4.1度。提高的API比重对应于在21.7-22.95范围内的原油产品的API比重。在这一范围内的API比重是原油原料的API比重的110-117％。
图16是对于实施例8-11的催化剂体系的每一种的原油产品的以重量百分数表示的氧含量(“O”)-运行时间(“t”)的图示。曲线172，174，176，178表示通过原油原料分别与实施例8-11的催化剂体系接触所获得的原油产品的氧含量。各原油产品具有原油原料的至多16％的氧含量。各原油产品在各试验中具有在0.0014-0.0015克/克原油产品范围内的氧含量。如图16中所示，在200小时的接触时间之后原油产品的氧含量保持相对恒定。原油产品的相对恒定的氧含量说明了在接触过程中所选择的有机含氧化合物减少了。因为在这些实施例中TAN也有所降低，可以推论与不含羧基的有机含氧化合物相比含有羧基的有机含氧化合物的至少一部分有选择地减少。
在实施例11中，反应条件为：371℃(700
)，压力6.9MPa(1014.7psi)，和氢与原油原料的比率为160Nm3/m3(1000SCFB)，原油原料MCR含量的减少量是17.5wt％，以原油原料的重量为基础。在399℃(750)的温度下，在相同的压力和相同的氢气与原油原料的比率下，原油原料MCR含量的减少量是25.4wt％，以原油原料的重量为基础。
在实施例9中，反应条件为：371℃(700
)，压力6.9MPa(1014.7psi)，和氢与原油原料的比率为160Nm3/m3(1000SCFB)，原油原料MCR含量的减少量是17.5wt％，以原油原料的重量为基础。在399℃(750
)的温度下，在相同的压力和相同的氢气与原油原料的比率下，原油原料MCR含量的减少量是19wt％，以原油原料的重量为基础。
原油原料MCR含量的这一增大的减少量说明了未煅烧的第6列和第10列金属催化剂会促进在比未煅烧的第6列和第9列金属催化剂更高的温度下的MCR含量减少。
这些实施例说明了具有较高TAN(0.8的TAN)的原油原料与一种或多种催化剂的接触生产出原油产品，同时保持原油原料/总产品混合物稳定性和有较小的净氢吸收。所选择的原油产品性能是原油原料的相同性能的至多70％，而原油产品的所选择的性能在原油原料的相同性能的20-30％之内。
具体地说，如表4中所示，所生产出的原油产品具有至多44
Nm3/m3(275SCFB)的原油原料的净氢吸收。此类产品具有原油原料的至多4％的平均TAN，和原油原料的总Ni/V含量的至多61％的平均总Ni/V含量，同时保持原油原料的P-值高于3。各原油产品的平均残渣含量是原油原料的残渣含量的88-90％。各原油产品的平均VGO含量是原油原料的VGO含量的115-117％。各原油产品的平均API比重是原油原料的API比重的110-117％，同时各原油产品的粘度是原油原料的粘度的至多45％。
实施例12-14：原油原料与具有中值孔径为至少180埃的孔径分 布的催化剂的接触，有最小的氢消耗。在实施例12-14中，各反应器装置(除接触区的数目和内容物之外)，各催化剂硫化方法，各总产品分离方法，和各原油产品分析与描述在实施例5中的相同。全部催化剂与等体积的碳化硅混合。流过各反应器的原油原料流从反应器的顶部流到反应器的底部。碳化硅位于各反应器的底部用作底部载体。各反应器含有一个接触区。在催化剂/碳化硅混合物加入到各反应器的接触区中之后，碳化硅位于顶部接触区的顶部以填充死空间并用作在各反应器中的预热区。将各反应器装入到包括三个对应于预热区的加热区，两个接触区，和底部载体的Lindberg炉中。原油原料与每一催化剂在氢气存在下接触。
催化剂/碳化硅混合物(40cm3)位于碳化硅的顶部上以形成接触区。对于实施例12，该催化剂是在实施例2中制备的钒催化剂。对于实施例13，催化剂是在实施例3中制备的钼催化剂。对于实施例14，催化剂是在实施例4中制备的钼/钒催化剂。
实施例12-14的接触条件如下：加入到反应器中的氢气与原油原料的比率是160Nm3/m3(1000SCFB)，LHSV是1h-1，和压力是6.9MPa(1014.7psi)。该接触区经过一段时间逐渐地加热到343℃(650
)并在343℃下保持120小时，总运行时间360小时。
总产品离开接触区并按照在实施例5中所述方法来分离。对于各催化剂体系测定在接触过程中的净氢吸收。在实施例12中，净氢吸收是-10.7Nm3/m3(-65SCFB)，和原油产品具有6.75的TAN。在实施例13中，净氢吸收在2.2-3.0Nm3/m3(13.9-18.7SCFB)范围内，原油产品具有在0.3-0.5范围内的TAN。在实施例14中，在原油原料与钼/钒催化剂接触过程中，净氢吸收在-0.05Nm3/m3至0.6Nm3/m3(-0.36SCFB到4.0SCFB)范围内，原油产品具有在0.2-0.5范围内的TAN。
由在接触过程中的净氢吸收值估计到，在原油原料和钒催化剂的接触过程中以10.7Nm3/m3(65SCFB)的速率产生氢气。相对于在改进劣等原油的性能的普通方法中使用的氢气量，在接触过程中氢的产生使得较少的氢气用于该方法中。在接触过程中较少氢气的需要倾向于降低原油加工成本。
另外，原油原料与钼/钒催化剂的接触生产出原油产品，后者的TAN低于从各钼催化剂生产的原油产品的TAN。
实施例15-18.原油原料与钒催化剂和附加催化剂的接触。各反应器装置(除接触区的数目和内容物之外)，各催化剂硫化方法，各总产品分离方法，和各原油产品分析与描述在实施例5中的相同。全部催化剂与碳化硅按2份碳化硅与1份催化剂的体积比进行混合，除非另有说明。流过各反应器的原油原料流从反应器的顶部流到反应器的底部。碳化硅位于各反应器的底部用作底部载体。各反应器具有底部接触区和顶部接触区。在催化剂/碳化硅混合物加入到各反应器的接触区中之后，碳化硅位于顶部接触区的顶部以填充死空间并用作在各反应器中的预热区。将各反应器装入到包括四个对应于预热区的加热区，两个接触区，和底部载体的Lindberg炉中。
在各实施例中，按照在实施例2中所述并使用附加催化剂来制备钒催化剂。
在实施例15中，附加催化剂/碳化硅混合物(45cm3)位于底部接触区中，附加催化剂是通过在实施例3中所述方法制备的钼催化剂。该钒催化剂/碳化硅混合物(15cm3)位于顶部接触区中。
在实施例16中，附加催化剂/碳化硅混合物(30cm3)位于底部接触区中，附加催化剂是通过在实施例3中所述方法制备的钼催化剂。该钒催化剂/碳化硅混合物(30cm3)位于顶部接触区中。
在实施例17中，附加催化剂/聚硅氧烷混合物(30cm3)位于底部接触区中，附加催化剂是通过在实施例4中所述方法制备的钼/钒催化剂。该钒催化剂/碳化硅混合物(30cm3)位于顶部接触区中。
在实施例18中，Pyrex(Glass Works Corporation，New York，U.S.A)珠粒(30cm3)位于各接触区中。
将具有在图17表5中所概括的性能的用于实施例15-18的原油(巴西桑托斯盆地)加入到反应器的顶部。原油原料流过反应器的预热区，顶部接触区，底部接触区，和底部载体。原油原料与每一催化剂在氢气存在下接触。各实施例的接触条件如下：加入到反应器中的氢气与原油原料的比率是对于首先86小时而言的160Nm3/m3(1000SCFB)和对于剩余时间而言的80Nm3/m3(500SCFB)，LHSV是1h-1，和压力是6.9MPa(1014.7psi)。该接触区经过一段时间逐渐地加热到343℃(650)并在343℃下保持，总运行时间1400小时。
这些实施例说明，原油原料与具有中值孔径为350埃的孔径分布的第5列金属催化剂和具有中值孔径在250-300埃范围内的孔径分布的附加催化剂在氢源存在下的接触可以生产出原油产品，后者具有相对于原油原料的相同性能而言改变的性能，同时相对于原油原料的相同性能仅仅少量地改变了原油产品的其它性能。另外，在加工过程中，观察到原油原料的较少氢吸收。
具体地说，如图17表5中所示，对于实施例15-17，原油产品具有原油原料的TAN的至多15％的TAN。在实施例15-17中生产的原油产品各具有相对于原油原料的各相同性能而言的至多44％的总Ni/V/Fe含量，至多50％的氧含量，和至多75％的粘度。另外，在实施例15-17中生产的原油产品各具有原油原料的API比重的100-103％的API比重。
相反，在非催化条件下生产的原油产品(实施例18)可以得到具有相对于原油原料的粘度和API比重而言提高粘度和降低API比重的产物。由提高的粘度和降低的API比重，有可能推断引发了原油原料的焦化和/或聚合。
实施例19.原油原料在各种LHSV下的接触。该接触系统和该催化剂与描述在实施例6中的相同。原油原料的性能列在图18的表6中。接触条件如下：对于总运行时间，加入到反应器中的氢气与原油原料的比率是160Nm3/m3(1000SCFB)，压力是6.9MPa(1014.7psi)，和接触区的温度是371℃(700)。在实施例19中，在接触过程中LHSV经过一段时间从1h-1提高到12h-1，在12h-1下保持48小时，然后LHSV提高到20.7h-1并在20.7h-1下保持96小时。
在实施例19中，分析原油产品以测定在LHSV处于12h-1下和处于20.7h-1下的时段中的TAN，粘度，密度，VGO含量，残渣含量，杂原子含量，和在有机酸金属盐中的金属含量。原油产品的性能的平均值示于图18的表6中。
如图18表6中所示，实施例19的原油产品具有相对于原油原料的TAN和粘度而言降低的TAN和降低的粘度，而原油产品的API比重是原油原料的API比重的104-110％。MCR含量与C5沥青质含量的重量比是至少1.5。MCR含量和C5沥青质含量的总和相对于原油原料的MCR含量和C5沥青质含量的总和减少。由MCR含量与C5沥青质含量的重量比以及降低的MCR含量和C5沥青质含量的总和，可以推断沥青质而不是倾向于形成焦炭的组分得到减少。该原油产品还具有原油原料的钾，钠，锌和钙的总含量的至多60％的相同金属的总含量。原油产品的硫含量是原油原料的硫含量的80-90％。
实施例6和19说明能够控制接触条件使得通过接触区的LHSV大于10h-1，与具有1h-1的LHSV的方法相比，生产出具有相似性能的原油产品。在大于10h-1的液时空速下有选择地改变原油原料的性能的能力使得该接触过程可以在比商购容器更小尺寸的容器中进行。较小的容器体积使得可以在尺寸受限的生产现场(例如近海设备)上进行劣等原油的处理。
实施例20.原油原料在各接触温度下的接触。该接触系统和该催化剂与描述在实施例6中的相同。将具有在图19的表7中所列出的性能的原油原料加入到反应器的顶部并在两个接触区中在氢气存在下与两种催化剂接触以生产原油产品。两个接触区在不同温度下操作。
在顶部接触区中的接触条件如下：LHSV是1h-1；在顶部接触区中的温度是260℃(500)；氢与原油原料的比率是160Nm3/m3(1000SCFB)，和压力是6.9MPa(1014.7psi)。
在底部接触区中的接触条件如下：LHSV是1h-1；在底部接触区中的温度是315℃(600
)；氢气与原油原料的比率是160Nm3/m3(1000SCFB)，和压力是6.9MPa(1014.7psi)。
总产品离开底部接触区并被引入到气-液相分离器中。在气-液相分离器中，总产品被分离成原油产品和气体。对原油产品进行周期性分析以测定TAN和C5沥青质含量。
在运转过程中获得的原油产品的性能的平均值列在图19的表7中。原油原料具有9.3的TAN以及0.055克C5沥青质/克原油原料的C5沥青质含量。原油产品具有0.7的平均TAN以及0.039克C5沥青质/克原油产品的平均C5沥青质含量。原油产品的C5沥青质含量是原油产品的C5沥青质含量的至多71％。
在原油产品中钾和钠总含量是在原油原料中相同金属的总含量的至多53％。原油产品的TAN是原油原料的TAN的至多10％。在接触过程中保持1.5或更高的P-值。
如在实施例6和20中所说明，比第二(在此情况下，底部)接触区的接触温度低50℃的第一(在此情况下，顶部)接触温度倾向于增强相对于原油原料的C5沥青质含量而言原油产品中C5沥青质含量的减少。
另外，通过使用受控的温度差异来增强在有机酸金属盐中的金属含量的减少。例如，相对于实施例6的原油产品的总钾和钠含量的减少，实施例20的原油产品的总钾和钠含量的减少得到增强，如P-值所测量的，各实施例具有相对恒定的原油原料/总产品混合物稳定性。
第一接触区的较低温度可以使高分子化合物(例如C5沥青质和/或有机酸金属盐)得以去除，它们倾向于形成具有软度和/或粘性的物理性能的聚合物和/或化合物(例如，胶和/或焦油)。这些化合物在较低温度下的去除可以使得在此类化合物堵塞和涂敷催化剂之前去除它们，从而延长位于第一接触区之后的在更高温度下操作的催化剂的寿命。
实施例21.原油原料和催化剂作为淤浆的接触。在一些实施方案中，本体金属催化剂和/或本申请的催化剂(0.0001-5克或0.02-4克的催化剂/100克原油原料)可以用原油原料制成淤浆然后在下列条件下进行反应：在85-425℃(185-797
)范围内的温度，在0.5-10MPa范围内的压力，以及16-1600Nm3/m3的氢源与原油原料的比率下一段时间。在足够的反应时间生产原油产品后，该原油产品通过使用分离装置如过滤器和/或离心机与催化剂和/或残留原油原料分离。原油产品可具有相对于原油原料的各项性能而言改变的TAN，铁，镍和/或钒含量以及减少的C5沥青质含量。
本发明的各个方面的其它改进和备选实施方案对于本领域中技术人员而言在阅读本说明书之后变得显而易见。因此，本说明书被认为是仅仅举例说明并且是教导本领域技术人员实施本发明的一般方式。需要理解的是这里显示和描述的本发明的形式被认为是实施方案的例子。元素和材料可以替代这里说明和描述的那些，部分和过程可以颠倒并且本发明的某些特征可以独立地利用，全部这些对于本领域技术人员而言在阅读本发明的说明书之后变得显而易见。在不脱离在权利要求中所述的本发明精神和范围的前提下这里所述的各个要素均可以加以改变。
Claims (22)
1.生产原油产品的方法，包括：
让原油原料与一种或多种催化剂在接触区中在氢源存在下接触以生产包括原油产品的总产品，其中原油产品在25℃和0.101MPa下是液体混合物，该原油原料在37.8℃下具有至少10cSt的粘度，该原油原料具有至少10的API比重，和该一种或多种催化剂的至少一种包括选自元素周期表第6列的一种或多种本体金属和/或在载体上的一种或多种金属，选自元素周期表第6列的一种或多种本体金属和/或在载体上的一种或多种金属的一种或多种化合物，或它们的混合物；和
控制在该接触区中的接触条件：温度50-500℃，压力0.1-20MPa，原油原料的LHSV 0.1-30h-1和以气态氢源与原油原料的比率计的气态氢源流速0.1-100,000Nm3/m3，使得原油产品在37.8℃下具有原油原料在37.8℃下粘度的至多90％的粘度，和该原油产品具有原油原料的API比重的80-120％的API比重，其中API比重由ASTM方法D6822测定，和粘度由ASTM方法D445测定。
2.根据权利要求1所要求的方法，其中原油产品的粘度是原油原料的粘度的至多80％。
3.根据权利要求2所要求的方法，其中原油产品的粘度是原油原料的粘度的至多70％。
4.根据权利要求2所要求的方法，其中原油产品的粘度是原油原料的粘度的10-60％范围内。
5.根据权利要求2所要求的方法，其中原油产品的粘度是原油原料的粘度的20-50％范围内。
6.根据权利要求2所要求的方法，其中原油产品的粘度是原油原料的粘度的30-40％范围内。
7.根据权利要求1-6任一项所要求的方法，其中原油产品的API比重是原油原料的API比重的90-110％。
8.根据权利要求1所要求的方法，其中该一种或多种第6列金属是钼和/或钨。
9.根据权利要求1所要求的方法，其中第6列金属催化剂具有中值孔径为至少90埃的孔径分布。
10.根据权利要求9所要求的方法，其中第6列金属催化剂具有中值孔径为至少180埃的孔径分布。
11.根据权利要求9所要求的方法，其中第6列金属催化剂具有中值孔径为至少230埃的孔径分布。
12.根据权利要求1所要求的方法，其中第6列金属催化剂所具有的孔径分布使得在孔径分布中的孔的总数的至少60％具有距中值孔径在70埃范围之内的孔径。
13.根据权利要求12所要求的方法，其中第6列金属催化剂所具有的孔径分布使得在孔径分布中的孔的总数的至少60％具有距中值孔径在45埃范围之内的孔径。
14.根据权利要求12所要求的方法，其中第6列金属催化剂所具有的孔径分布使得在孔径分布中的孔的总数的至少60％具有距中值孔径在35埃范围之内的孔径。
15.根据权利要求12所要求的方法，其中第6列金属催化剂所具有的孔径分布使得在孔径分布中的孔的总数的至少60％具有距中值孔径在25埃范围之内的孔径。
16.根据权利要求1所要求的方法，其中该第6列金属催化剂另外包括元素周期表第5列的一种或多种金属，一种或多种第5列金属的一种或多种化合物，元素周期表第7-10列的一种或多种金属，一种或多种第7-10列金属的一种或多种化合物，和/或它们的混合物。
17.根据权利要求1所要求的方法，其中第6列金属催化剂另外包括元素周期表第15列的一种或多种元素，和/或一种或多种第15列元素的一种或多种化合物。
18.根据权利要求1所要求的方法，其中该接触包括在惰性气体存在下的接触。
19.根据权利要求1所要求的方法，其中该方法进一步包括将原油产品和与原油原料相同或不同的原油进行掺混以形成掺混物。
20.根据权利要求1所要求的方法，进一步包括加工权利要求1-18中任一项的原油产品或权利要求19的掺混物以生产运输用燃料、供热用燃料、润滑剂、或化学品的步骤。
21.根据权利要求20所要求的方法，其中该加工包括将原油产品或掺混物蒸馏成一种或多种馏出物级分。
22.根据权利要求21所要求的方法，其中加工包括加氢处理。
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US53150603P | 2003-12-19 | 2003-12-19 | |
| US60/531,506 | 2003-12-19 | ||
| US61889204P | 2004-10-14 | 2004-10-14 | |
| US60/618,892 | 2004-10-14 | ||
| PCT/US2004/042241 WO2005063924A2 (en) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | Method for producing a crude product |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN1922289A CN1922289A (zh) | 2007-02-28 |
| CN1922289B true CN1922289B (zh) | 2012-10-03 |
Family
ID=34710231
Family Applications (34)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN200480037919.2A Pending CN1894372A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037798.1A Expired - Fee Related CN1894375B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统，方法和催化剂 |
| CN200480037891.2A Expired - Fee Related CN1894370B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037925.8A Expired - Fee Related CN1894373B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037851.8A Expired - Fee Related CN100549135C (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037788.8A Expired - Fee Related CN100549132C (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037814.7A Expired - Fee Related CN100549134C (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037918.8A Pending CN1894371A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037834.4A Pending CN1894388A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037889.5A Expired - Fee Related CN1894382B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037895.0A Expired - Fee Related CN1922290B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统和方法 |
| CN200480037917.3A Expired - Fee Related CN1965061B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统和方法 |
| CN200910166781.0A Pending CN101624543A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 原油产品，和生产运输燃料、供热用燃料、润滑剂、或化学品的方法 |
| CN200480037838.2A Pending CN1894377A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037890.8A Expired - Fee Related CN1894383B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037886.1A Pending CN1894369A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037879.1A Pending CN101094909A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037836.3A Pending CN1894376A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037829.3A Pending CN1894367A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037893.1A Expired - Fee Related CN1922291B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统和方法 |
| CN200480037846.7A Expired - Fee Related CN1894378B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统和方法 |
| CN200480037837.8A Expired - Fee Related CN1894387B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037832.5A Pending CN1894385A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037859.4A Expired - Fee Related CN1894380B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统和方法 |
| CN200480037876.8A Expired - Fee Related CN100549136C (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037795.8A Expired - Fee Related CN100549133C (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037894.6A Expired - Fee Related CN1894384B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统和方法 |
| CN200480037835.9A Pending CN1894386A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037852.2A Expired - Fee Related CN1894379B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统和方法 |
| CN200480037864.5A Pending CN1894381A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037927.7A Expired - Fee Related CN100549137C (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037794.3A Pending CN1894374A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037878.7A Pending CN1894368A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037892.7A Expired - Fee Related CN1922289B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的方法 |
Family Applications Before (33)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN200480037919.2A Pending CN1894372A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037798.1A Expired - Fee Related CN1894375B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统，方法和催化剂 |
| CN200480037891.2A Expired - Fee Related CN1894370B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037925.8A Expired - Fee Related CN1894373B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037851.8A Expired - Fee Related CN100549135C (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037788.8A Expired - Fee Related CN100549132C (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037814.7A Expired - Fee Related CN100549134C (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037918.8A Pending CN1894371A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037834.4A Pending CN1894388A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037889.5A Expired - Fee Related CN1894382B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037895.0A Expired - Fee Related CN1922290B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统和方法 |
| CN200480037917.3A Expired - Fee Related CN1965061B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统和方法 |
| CN200910166781.0A Pending CN101624543A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 原油产品，和生产运输燃料、供热用燃料、润滑剂、或化学品的方法 |
| CN200480037838.2A Pending CN1894377A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037890.8A Expired - Fee Related CN1894383B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037886.1A Pending CN1894369A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037879.1A Pending CN101094909A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037836.3A Pending CN1894376A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037829.3A Pending CN1894367A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037893.1A Expired - Fee Related CN1922291B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统和方法 |
| CN200480037846.7A Expired - Fee Related CN1894378B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统和方法 |
| CN200480037837.8A Expired - Fee Related CN1894387B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037832.5A Pending CN1894385A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037859.4A Expired - Fee Related CN1894380B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统和方法 |
| CN200480037876.8A Expired - Fee Related CN100549136C (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037795.8A Expired - Fee Related CN100549133C (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037894.6A Expired - Fee Related CN1894384B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统和方法 |
| CN200480037835.9A Pending CN1894386A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037852.2A Expired - Fee Related CN1894379B (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统和方法 |
| CN200480037864.5A Pending CN1894381A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037927.7A Expired - Fee Related CN100549137C (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037794.3A Pending CN1894374A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
| CN200480037878.7A Pending CN1894368A (zh) | 2003-12-19 | 2004-12-16 | 生产原油产品的系统,方法和催化剂 |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20050148487A1 (zh) |
| EP (1) | EP1704203A2 (zh) |
| JP (1) | JP2007517932A (zh) |
| CN (34) | CN1894372A (zh) |
| AU (2) | AU2004303881A1 (zh) |
| CA (1) | CA2558837A1 (zh) |
| TW (1) | TW200624472A (zh) |
| WO (1) | WO2005061672A2 (zh) |
| ZA (7) | ZA200604285B (zh) |
Families Citing this family (31)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7970792B2 (en) * | 1998-10-01 | 2011-06-28 | Onepin, Inc. | Phone to phone data exchange |
| DE102006040662B3 (de) * | 2006-08-30 | 2008-03-27 | Pac Holding S.A. | Verfahren und Vorrichtung zur Verwertung von sauerstoffhaltigen Polymeren |
| US20080272061A1 (en) * | 2007-05-03 | 2008-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Methods and Compositions for Deactivating Organic Acids in Oil |
| US20090299110A1 (en) | 2008-05-30 | 2009-12-03 | Moinuddin Sarker | Method for Converting Waste Plastic to Lower-Molecular Weight Hydrocarbons, Particularly Hydrocarbon Fuel Materials, and the Hydrocarbon Material Produced Thereby |
| KR20130038874A (ko) * | 2010-06-16 | 2013-04-18 | 토탈 리서치 앤드 테크놀로지 펠루이 | 반응기 유출물을 상세히 분석하기 위한 샘플링 및 분석 방법 |
| US8664458B2 (en) | 2010-07-15 | 2014-03-04 | Greenmantra Recycling Technologies Ltd. | Method for producing waxes and grease base stocks through catalytic depolymerisation of waste plastics |
| US20130118885A1 (en) * | 2011-11-10 | 2013-05-16 | Moinuddin Sarker | Methods and systems for converting plastic to fuel |
| CA2860258C (en) * | 2011-12-21 | 2020-02-11 | Swaminathan Ramesh | Catalyst for decomposing a plastic |
| EP2922897A1 (en) * | 2012-11-26 | 2015-09-30 | Tandio, Sugianto | Plastic reagent and process |
| WO2014110644A1 (en) | 2013-01-17 | 2014-07-24 | Greenmantra Recycling Technologies Ltd. | Catalytic depolymerisation of polymeric materials |
| US20150247096A1 (en) * | 2014-02-28 | 2015-09-03 | Honeywell International Inc. | Methods for converting plastic to wax |
| US20160152797A1 (en) * | 2014-11-27 | 2016-06-02 | Georgia-Pacific Chemicals Llc | Emulsifier particles and methods for making and using same |
| CN107257918B (zh) * | 2015-01-05 | 2020-10-23 | 沙特阿拉伯石油公司 | 通过热重分析表征原油及其级分 |
| US10472487B2 (en) | 2015-12-30 | 2019-11-12 | Greenmantra Recycling Technologies Ltd. | Reactor for continuously treating polymeric material |
| EP4148090A1 (en) | 2016-02-13 | 2023-03-15 | GreenMantra Recycling Technologies Ltd | Polymer-modified asphalt with wax additive |
| EP3433307B1 (en) | 2016-03-24 | 2023-11-08 | GreenMantra Recycling Technologies Ltd. | Wax as a melt flow modifier and processing aid for polymers |
| JP7071346B2 (ja) | 2016-09-29 | 2022-05-18 | グリーンマントラ リサイクリング テクノロジーズ リミテッド | ポリスチレン材料を処理するための反応器 |
| US11788017B2 (en) | 2017-02-12 | 2023-10-17 | Magëmã Technology LLC | Multi-stage process and device for reducing environmental contaminants in heavy marine fuel oil |
| US20180230389A1 (en) | 2017-02-12 | 2018-08-16 | Magēmā Technology, LLC | Multi-Stage Process and Device for Reducing Environmental Contaminates in Heavy Marine Fuel Oil |
| US10604709B2 (en) | 2017-02-12 | 2020-03-31 | Magēmā Technology LLC | Multi-stage device and process for production of a low sulfur heavy marine fuel oil from distressed heavy fuel oil materials |
| CN109420513A (zh) * | 2017-08-21 | 2019-03-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 劣质重整原料预处理催化剂及其制备方法、劣质重整原料预处理方法 |
| US10358603B1 (en) * | 2018-02-14 | 2019-07-23 | Somayeh Shayesteh Pour | Method for producing fuel from plastic or rubber waste material |
| CN110658266B (zh) * | 2018-06-29 | 2022-08-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种定量识别原油裂解程度的方法 |
| CN110658267B (zh) * | 2018-06-29 | 2022-08-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种定量判识原油热裂解程度的方法及其应用 |
| US10723858B2 (en) | 2018-09-18 | 2020-07-28 | Greenmantra Recycling Technologies Ltd. | Method for purification of depolymerized polymers using supercritical fluid extraction |
| US11441038B2 (en) | 2018-10-19 | 2022-09-13 | Waste To Energy Partners, Llc | Method for pelletizing carbon black reclaimed from waste tires |
| AU2019395403A1 (en) * | 2018-12-11 | 2021-06-24 | Bolder Industries | Clog prevention in a gas extraction system of a pyrolytic reactor |
| WO2020209419A1 (ko) * | 2019-04-11 | 2020-10-15 | 서울시립대학교 산학협력단 | 폴리염화비닐을 포함하는 플라스틱 혼합물 열분해의 염소 저감 장치 및 이를 이용한 폴리염화비닐 함유 플라스틱 혼합물 열분해의 염소를 저감시키는 방법 |
| WO2021087054A1 (en) * | 2019-10-31 | 2021-05-06 | Eastman Chemical Company | Pyrolysis method and system for recycled waste |
| TWI744750B (zh) | 2019-12-23 | 2021-11-01 | 財團法人工業技術研究院 | 熱固型樹脂的降解方法、所使用的觸媒組合物及所得的樹脂組成物 |
| CN114250090B (zh) * | 2021-12-23 | 2023-07-18 | 中国石油大学(华东) | 一种环保型重质清洁船用燃料油的生产方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4592827A (en) * | 1983-01-28 | 1986-06-03 | Intevep, S.A. | Hydroconversion of heavy crudes with high metal and asphaltene content in the presence of soluble metallic compounds and water |
| US5322617A (en) * | 1992-08-07 | 1994-06-21 | Her Majesty The Queen In Right Of Canada As Represented By The Minister Of Energy, Mines And Resources | Upgrading oil emulsions with carbon monoxide or synthesis gas |
| US5914030A (en) * | 1997-08-29 | 1999-06-22 | Exxon Research And Engineering. Co. | Process for reducing total acid number of crude oil |
| CN1268968A (zh) * | 1997-08-29 | 2000-10-04 | 埃克森研究工程公司 | 降低原油总酸值的方法 |
| EP1350830A1 (en) * | 2000-10-24 | 2003-10-08 | Jgc Corporation | Refined oil and process for producing the same |
Family Cites Families (87)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2652319A (en) * | 1949-01-03 | 1953-09-15 | Standard Oil Dev Co | Process for water-gas generation |
| US2738307A (en) * | 1951-04-09 | 1956-03-13 | Sinclair Refining Co | Hydrocracking of heavy oils |
| US2854496A (en) * | 1953-08-31 | 1958-09-30 | Houdry Process Corp | Process for the catalytic hydrogenation of unsaturated hydrocarbons and their derivatives |
| NL267291A (zh) * | 1959-05-14 | 1900-01-01 | ||
| US3025231A (en) * | 1959-06-03 | 1962-03-13 | Texaco Inc | Catalytic hydrogenation of heavy oils such as shale oil |
| US3179584A (en) * | 1962-02-23 | 1965-04-20 | Exxon Research Engineering Co | Oil coking with increased hydrogen production |
| US3252773A (en) * | 1962-06-11 | 1966-05-24 | Pullman Inc | Gasification of carbonaceous fuels |
| US3164545A (en) * | 1962-12-26 | 1965-01-05 | Exxon Research Engineering Co | Desulfurization process |
| US3417029A (en) * | 1963-04-05 | 1968-12-17 | Pullman Inc | Catalyst composition |
| GB1115122A (en) * | 1965-08-23 | 1968-05-29 | Universal Oil Prod Co | Hydrotreatment of alkyl aromatic hydrocarbons |
| CH456725A (de) * | 1967-03-17 | 1968-07-31 | Oerlikon Maschf | Flüssigkeitsarmer Leistungsschalter |
| US3488716A (en) * | 1967-10-03 | 1970-01-06 | Exxon Research Engineering Co | Process for the removal of naphthenic acids from petroleum distillate fractions |
| US3679577A (en) * | 1968-11-29 | 1972-07-25 | Shell Oil Co | Molten salt hydrofining process |
| US3663431A (en) * | 1969-10-15 | 1972-05-16 | Union Oil Co | Two-phase hydrocarbon conversion system |
| US3622495A (en) * | 1970-01-22 | 1971-11-23 | Universal Oil Prod Co | Multiple-stage slurry processing for black oil conversion |
| US3759677A (en) * | 1970-05-05 | 1973-09-18 | Chevron Res | Catalytic synthesis gas manufacture |
| US3890432A (en) * | 1970-05-05 | 1975-06-17 | Chevron Res | Catalytic hydrogen manufacture |
| US3803023A (en) * | 1970-06-09 | 1974-04-09 | Exxon Research Engineering Co | Steam gasification of coke |
| US3745109A (en) * | 1970-10-01 | 1973-07-10 | North American Rockwell | Hydrocarbon conversion process |
| US3712861A (en) * | 1970-10-19 | 1973-01-23 | Mobil Oil Corp | Upgrading a hydrocarbon utilizing a catalyst of metal sulfides dispersed in alumina |
| US3765851A (en) * | 1970-12-14 | 1973-10-16 | Chervon Res Co | Gas production |
| US3730876A (en) * | 1970-12-18 | 1973-05-01 | A Sequeira | Production of naphthenic oils |
| US3816298A (en) * | 1971-03-18 | 1974-06-11 | Exxon Research Engineering Co | Hydrocarbon conversion process |
| US3740193A (en) * | 1971-03-18 | 1973-06-19 | Exxon Research Engineering Co | Hydrogen production by catalytic steam gasification of carbonaceous materials |
| US3715303A (en) * | 1971-05-18 | 1973-02-06 | Standard Oil Co | Hydrotreatment of fossil fuels |
| US3847797A (en) * | 1971-10-05 | 1974-11-12 | Exxon Research Engineering Co | Visbreaking a heavy hydrocarbon feedstock in a regenerable molten medium |
| JPS5139645B2 (zh) * | 1972-12-30 | 1976-10-29 | ||
| US3862025A (en) * | 1973-01-02 | 1975-01-21 | Exxon Research Engineering Co | Melt cracking for lubricating oils |
| US3960706A (en) * | 1974-05-31 | 1976-06-01 | Standard Oil Company | Process for upgrading a hydrocarbon fraction |
| US3923635A (en) * | 1974-06-17 | 1975-12-02 | Exxon Research Engineering Co | Catalytic upgrading of heavy hydrocarbons |
| US4003823A (en) * | 1975-04-28 | 1977-01-18 | Exxon Research And Engineering Company | Combined desulfurization and hydroconversion with alkali metal hydroxides |
| US4003824A (en) * | 1975-04-28 | 1977-01-18 | Exxon Research And Engineering Company | Desulfurization and hydroconversion of residua with sodium hydride and hydrogen |
| US4067799A (en) * | 1976-07-02 | 1978-01-10 | Exxon Research And Engineering Company | Hydroconversion process |
| US4127470A (en) * | 1977-08-01 | 1978-11-28 | Exxon Research & Engineering Company | Hydroconversion with group IA, IIA metal compounds |
| US4119528A (en) * | 1977-08-01 | 1978-10-10 | Exxon Research & Engineering Co. | Hydroconversion of residua with potassium sulfide |
| CA1094492A (en) * | 1977-10-24 | 1981-01-27 | Ramaswami Ranganathan | Hydrocracking of heavy oils using iron coal catalyst |
| US4212729A (en) * | 1978-07-26 | 1980-07-15 | Standard Oil Company (Indiana) | Process for demetallation and desulfurization of heavy hydrocarbons |
| GB2056478B (en) * | 1979-08-10 | 1983-03-02 | Coal Ind | Coal liquefaction process |
| US4357229A (en) * | 1979-11-01 | 1982-11-02 | Exxon Research And Engineering Co. | Catalysts and hydrocarbon treating processes utilizing the same |
| US4336034A (en) * | 1980-03-10 | 1982-06-22 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for the catalytic gasification of coal |
| US4424110A (en) * | 1980-08-29 | 1984-01-03 | Exxon Research And Engineering Co. | Hydroconversion process |
| US4438218A (en) * | 1981-07-27 | 1984-03-20 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Catalyst for sulphur removal from hydrocarbons |
| US4500323A (en) * | 1981-08-26 | 1985-02-19 | Kraftwerk Union Aktiengesellschaft | Process for the gasification of raw carboniferous materials |
| DE3222653C1 (de) * | 1982-06-16 | 1983-04-21 | Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim | Verfahren zum Umsetzen von kohlenstoffhaltigem Brennstoff zu einem brennbaren Produktgas |
| FR2528721B1 (fr) * | 1982-06-17 | 1986-02-28 | Pro Catalyse Ste Fse Prod Cata | Catalyseur supporte presentant une resistance accrue aux poisons et son utilisation en particulier pour l'hydrotraitement de fractions petrolieres contenant des metaux |
| US4437980A (en) * | 1982-07-30 | 1984-03-20 | Rockwell International Corporation | Molten salt hydrotreatment process |
| US4886594A (en) * | 1982-12-06 | 1989-12-12 | Amoco Corporation | Hydrotreating catalyst and process |
| JPS59132945A (ja) * | 1983-01-21 | 1984-07-31 | Shokubai Kasei Kogyo Kk | 重質炭化水素油の水素化処理方法 |
| US4587012A (en) * | 1983-10-31 | 1986-05-06 | Chevron Research Company | Process for upgrading hydrocarbonaceous feedstocks |
| FR2559497B1 (fr) * | 1984-02-10 | 1988-05-20 | Inst Francais Du Petrole | Procede de conversion de residus petroliers lourds en hydrogene et hydrocarbures gazeux et distillables |
| US4844792A (en) * | 1984-08-07 | 1989-07-04 | Union Oil Company Of California | Hydroprocessing with a specific pore sized catalyst containing non-hydrolyzable halogen |
| US4670134A (en) * | 1986-05-02 | 1987-06-02 | Phillips Petroleum Company | Catalytic hydrofining of oil |
| US4992157A (en) * | 1988-08-29 | 1991-02-12 | Uop | Process for improving the color and color stability of hydrocarbon fraction |
| US5124027A (en) * | 1989-07-18 | 1992-06-23 | Amoco Corporation | Multi-stage process for deasphalting resid, removing catalyst fines from decanted oil and apparatus therefor |
| US4992163A (en) * | 1989-12-13 | 1991-02-12 | Exxon Research And Engineering Company | Cat cracking feed preparation |
| US5200060A (en) * | 1991-04-26 | 1993-04-06 | Amoco Corporation | Hydrotreating process using carbides and nitrides of group VIB metals |
| US5216149A (en) * | 1991-06-07 | 1993-06-01 | Midwest Research Institute | Controlled catalytic and thermal sequential pyrolysis and hydrolysis of mixed polymer waste streams to sequentially recover monomers or other high value products |
| US5171727A (en) * | 1991-08-26 | 1992-12-15 | Uop | Method of preparing a catalyst for the hydroconversion of asphaltene-containing hydrocarbonaceous charge stocks |
| US5158982A (en) * | 1991-10-04 | 1992-10-27 | Iit Research Institute | Conversion of municipal waste to useful oils |
| US6172275B1 (en) * | 1991-12-20 | 2001-01-09 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Method and apparatus for pyrolytically decomposing waste plastic |
| DE4243063C2 (de) * | 1991-12-20 | 1996-01-11 | Toshiba Kawasaki Kk | Verfahren und Vorrichtung zur pyrolytischen Zersetzung von Kunststoff, insbesondere von Kunststoffabfällen |
| DE4234385A1 (de) * | 1992-10-06 | 1994-04-07 | Formex Trading Gmbh | Verfahren zur Pyrolyse von organischen Stoffen |
| US5296130A (en) * | 1993-01-06 | 1994-03-22 | Energy Mines And Resources Canada | Hydrocracking of heavy asphaltenic oil in presence of an additive to prevent coke formation |
| US5358629A (en) * | 1993-01-21 | 1994-10-25 | Texaco Inc. | Hydroconversion process containing a molybdenum complex recovered from epoxidation of olefinic hydrocarbons |
| JP2717760B2 (ja) * | 1993-04-01 | 1998-02-25 | 仲道 山崎 | 加硫ゴムの油化方法 |
| JP2906203B2 (ja) * | 1993-04-01 | 1999-06-14 | 仲道 山崎 | 超臨界域の水による加硫ゴムの油化方法 |
| JP2554007B2 (ja) * | 1993-04-01 | 1996-11-13 | 仲道 山崎 | 水熱反応による硫黄含有ゴム組成物の脱硫方法 |
| US5502262A (en) * | 1993-04-01 | 1996-03-26 | Nakamichi Yamasaki | Process for the conversion of vulcanized rubbers into oils by use of supercritical aqueous fluids |
| GB9412028D0 (en) * | 1994-06-16 | 1994-08-03 | Bp Chem Int Ltd | Waste processing |
| NO303837B1 (no) * | 1994-08-29 | 1998-09-07 | Norske Stats Oljeselskap | FremgangsmÕte for Õ fjerne hovedsakelig naftensyrer fra en hydrokarbonolje |
| JP3504984B2 (ja) * | 1994-09-19 | 2004-03-08 | 日本ケッチェン株式会社 | 重質炭化水素油の水素化脱硫脱金属触媒 |
| FR2758278B1 (fr) * | 1997-01-15 | 1999-02-19 | Inst Francais Du Petrole | Catalyseur comprenant un sulfure mixte et utilisation en hydroraffinage et hydroconversion d'hydrocarbures |
| US6162350A (en) * | 1997-07-15 | 2000-12-19 | Exxon Research And Engineering Company | Hydroprocessing using bulk Group VIII/Group VIB catalysts (HEN-9901) |
| US5928497A (en) * | 1997-08-22 | 1999-07-27 | Exxon Chemical Pateuts Inc | Heteroatom removal through countercurrent sorption |
| US5928502A (en) * | 1997-08-29 | 1999-07-27 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for reducing total acid number of crude oil |
| US5871636A (en) * | 1997-08-29 | 1999-02-16 | Exxon Research And Engineering Company | Catalytic reduction of acidity of crude oils in the absence of hydrogen |
| AU736920B2 (en) * | 1997-08-29 | 2001-08-09 | Exxon Research And Engineering Company | Process for reducing total acid number of crude oil |
| US5928501A (en) * | 1998-02-03 | 1999-07-27 | Texaco Inc. | Process for upgrading a hydrocarbon oil |
| FR2787040B1 (fr) * | 1998-12-10 | 2001-01-19 | Inst Francais Du Petrole | Hydrotraitement de charges hydrocarbonees dans un reacteur en lit bouillonnant |
| FR2787041B1 (fr) * | 1998-12-10 | 2001-01-19 | Inst Francais Du Petrole | Catalyseur d'hydrotraitement de charges hydrocarbonees dans un reacteur a lit fixe |
| US6221329B1 (en) * | 1999-03-09 | 2001-04-24 | Svedala Industries, Inc. | Pyrolysis process for reclaiming desirable materials from vehicle tires |
| CN1137245C (zh) * | 1999-04-10 | 2004-02-04 | 中国石油化工集团公司 | 一种烃类脱砷催化剂及其制备方法 |
| US6554994B1 (en) * | 1999-04-13 | 2003-04-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Upflow reactor system with layered catalyst bed for hydrotreating heavy feedstocks |
| AU2001284027A1 (en) * | 2000-09-04 | 2002-03-22 | Akzo Nobel N.V. | Process for effecting ultra-deep hds of hydrocarbon feedstocks |
| US6547957B1 (en) * | 2000-10-17 | 2003-04-15 | Texaco, Inc. | Process for upgrading a hydrocarbon oil |
| CN1132909C (zh) * | 2001-01-05 | 2003-12-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种重质烃类进料加氢改质的方法 |
| CN1173012C (zh) * | 2001-10-30 | 2004-10-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种柴油深度脱硫脱芳烃的方法 |
-
2004
- 2004-12-16 CN CN200480037919.2A patent/CN1894372A/zh active Pending
- 2004-12-16 CN CN200480037798.1A patent/CN1894375B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-16 CN CN200480037891.2A patent/CN1894370B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-16 CN CN200480037925.8A patent/CN1894373B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-16 CN CN200480037851.8A patent/CN100549135C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-16 CN CN200480037788.8A patent/CN100549132C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-16 CN CN200480037814.7A patent/CN100549134C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-16 CN CN200480037918.8A patent/CN1894371A/zh active Pending
- 2004-12-16 CN CN200480037834.4A patent/CN1894388A/zh active Pending
- 2004-12-16 CN CN200480037889.5A patent/CN1894382B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-16 CN CN200480037895.0A patent/CN1922290B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-16 CN CN200480037917.3A patent/CN1965061B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-16 CN CN200910166781.0A patent/CN101624543A/zh active Pending
- 2004-12-16 CN CN200480037838.2A patent/CN1894377A/zh active Pending
- 2004-12-16 CN CN200480037890.8A patent/CN1894383B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-16 CN CN200480037886.1A patent/CN1894369A/zh active Pending
- 2004-12-16 CN CN200480037879.1A patent/CN101094909A/zh active Pending
- 2004-12-16 CN CN200480037836.3A patent/CN1894376A/zh active Pending
- 2004-12-16 CN CN200480037829.3A patent/CN1894367A/zh active Pending
- 2004-12-16 CN CN200480037893.1A patent/CN1922291B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-16 CN CN200480037846.7A patent/CN1894378B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-16 CN CN200480037837.8A patent/CN1894387B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-16 CN CN200480037832.5A patent/CN1894385A/zh active Pending
- 2004-12-16 CN CN200480037859.4A patent/CN1894380B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-16 CN CN200480037876.8A patent/CN100549136C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-16 CN CN200480037795.8A patent/CN100549133C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-16 CN CN200480037894.6A patent/CN1894384B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-16 CN CN200480037835.9A patent/CN1894386A/zh active Pending
- 2004-12-16 CN CN200480037852.2A patent/CN1894379B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-16 CN CN200480037864.5A patent/CN1894381A/zh active Pending
- 2004-12-16 CN CN200480037927.7A patent/CN100549137C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-16 CN CN200480037794.3A patent/CN1894374A/zh active Pending
- 2004-12-16 CN CN200480037878.7A patent/CN1894368A/zh active Pending
- 2004-12-16 CN CN200480037892.7A patent/CN1922289B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-17 JP JP2006545536A patent/JP2007517932A/ja active Pending
- 2004-12-17 CA CA002558837A patent/CA2558837A1/en not_active Abandoned
- 2004-12-17 AU AU2004303881A patent/AU2004303881A1/en not_active Abandoned
- 2004-12-17 WO PCT/US2004/042688 patent/WO2005061672A2/en active Application Filing
- 2004-12-17 US US11/014,932 patent/US20050148487A1/en not_active Abandoned
- 2004-12-17 EP EP04814826A patent/EP1704203A2/en not_active Withdrawn
-
2005
- 2005-01-14 TW TW094101140A patent/TW200624472A/zh unknown
-
2006
- 2006-05-26 ZA ZA200604285A patent/ZA200604285B/en unknown
- 2006-05-26 ZA ZA200604284A patent/ZA200604284B/en unknown
- 2006-06-02 ZA ZA200604526A patent/ZA200604526B/xx unknown
- 2006-06-02 ZA ZA200604525A patent/ZA200604525B/en unknown
- 2006-06-06 ZA ZA200604573A patent/ZA200604573B/en unknown
- 2006-06-06 ZA ZA200604611A patent/ZA200604611B/xx unknown
- 2006-06-06 ZA ZA200604610A patent/ZA200604610B/xx unknown
-
2009
- 2009-02-02 AU AU2009200361A patent/AU2009200361A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4592827A (en) * | 1983-01-28 | 1986-06-03 | Intevep, S.A. | Hydroconversion of heavy crudes with high metal and asphaltene content in the presence of soluble metallic compounds and water |
| US5322617A (en) * | 1992-08-07 | 1994-06-21 | Her Majesty The Queen In Right Of Canada As Represented By The Minister Of Energy, Mines And Resources | Upgrading oil emulsions with carbon monoxide or synthesis gas |
| US5914030A (en) * | 1997-08-29 | 1999-06-22 | Exxon Research And Engineering. Co. | Process for reducing total acid number of crude oil |
| CN1268968A (zh) * | 1997-08-29 | 2000-10-04 | 埃克森研究工程公司 | 降低原油总酸值的方法 |
| EP1350830A1 (en) * | 2000-10-24 | 2003-10-08 | Jgc Corporation | Refined oil and process for producing the same |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN1922289B (zh) | 生产原油产品的方法 | |
| CN101166808B (zh) | 生产具有降低mcr含量的原油产品的方法和催化剂 | |
| CN101534940B (zh) | 生产原油产品的方法 | |
| CN101166811A (zh) | 生产具有降低氮含量的原油产品的方法和催化剂 | |
| CN101166807A (zh) | 生产原油产品的系统、方法和催化剂 | |
| CN101166810A (zh) | 生产原油产品的系统、方法和催化剂 | |
| CN101166809A (zh) | 生产具有降低氮含量的原油产品的方法和催化剂 | |
| JP5107580B2 (ja) | 原油生成物を製造するためのシステム、方法及び触媒 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20121003 Termination date: 20191216 |