JP2007514826A - System for producing crude products, process and catalyst - Google Patents

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Abstract

Contact of a crude feed with one or more catalysts produces a total product that include a crude product. The crude product is a liquid mixture at 25°C and 0.101 MPa. One or more other properties of the crude product may be changed by at least 10% relative to the respective properties of the crude feed.

Description

発明の分野 本発明は、一般には原油原料(crude feed)を処理するためのシステム、方法及び触媒に関し、またこのようなシステム、方法及び触媒を用いて製造できる組成物に関する。 The present invention relates generally to a system for processing a crude feed (crude feed) relates to a method and a catalyst, also relates to compositions that can be produced using such systems, methods and catalysts. 更に詳しくは、ここで説明した特定の実施態様は、原油原料を、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物であって、該原油原料の特性に対してそれぞれ変化させた1種以上の特性を有する原油生成物を含む全生成物に転化するためのシステム、方法及び触媒に関する。 More particularly, certain embodiments described herein, a crude feed, 25 ° C., a liquid mixture at 0.101 MPa, having at least one characteristic is varied respectively characteristics of raw oil material system for converting a total product that includes a crude product, method and a catalyst.

関連技術の説明 原油を経済的に輸送できないか、或いは従来の設備を用いて処理できないような不適当な特性を1つ以上有する原油(crude)は、普通、“不利な原油”と言われている。 Crude having or not be economically transported description crude related art, or one or more unsuitable properties that can not be processed using conventional equipment (crude) is usually said to "disadvantaged crudes" there.

不利な原油は、原油原料の全酸価(“TAN”)の一因となる酸性成分を含有する可能性がある。 Disadvantaged crudes, can contain an acidic component that contributes to the total acid number of the crude feed ( "TAN"). 比較的高いTANを持った不利な原油は、輸送中及び/又は処理中、金属成分の腐食の一因となる可能性がある。 Disadvantaged crudes with a relatively high TAN may during and / or processing transportation, which may contribute to corrosion of metal components. 不利な原油から酸性成分を除去するには、各種塩基により酸性成分を化学的に中和して行なってよい。 To remove acidic components from disadvantaged crudes acidic components may be carried out chemically neutralized by various bases. 或いは、輸送設備及び/又は処理設備に耐腐食性金属を使用してもよい。 Alternatively, it may be used corrosion-resistant metal in transportation equipment and / or processing facilities. 耐腐食性金属の使用すると、非常に高価になることが多く、したがって、現存の設備に耐腐食性金属を使用するのは望ましくないかも知れない。 Use of corrosion resistant metals, often very expensive, therefore, to use a corrosion-resistant metal in existing equipment may not be desirable. 他の腐食防止方法は、不利な原油の輸送及び/又は処理前にこれに腐食防止剤を添加することも可能である。 Other corrosion preventing method, it is also possible to add a corrosion inhibitor to prior transport and / or processing of the disadvantaged crudes. しかし腐食防止剤を使用すると、原油の処理に使用する設備及び/又は原油から製造する生成物に悪影響を与える恐れがある。 However, when using a corrosion inhibitor, which may adversely affect the product to be produced from the equipment and / or oil used to treat crude oil.

不利な原油は、比較的高水準の残留物を含有することが多い。 Disadvantaged crudes often contain relatively high levels of residue. このような高水準の残留物は、従来設備を用いて輸送及び/又は処理するのを困難かつ高価にする傾向がある。 Such high levels of residue tend to be difficult and expensive to transport and / or process using conventional facilities.

不利な原油は、有機的に結合したヘテロ原子(例えば硫黄、酸素及び窒素)を含有することが多い。 Disadvantaged crudes often contain organically bound heteroatoms (for example, sulfur, oxygen and nitrogen). 有機的に結合したヘテロ原子は、幾つかの場合、触媒に対し悪影響を及ぼす恐れがある。 Organically bound heteroatoms, in some cases, can adversely impact on the catalyst.
不利な原油は、比較的多量の金属汚染物、例えばニッケル、バナジウム、及び/又は鉄を含有する可能性がある。 Disadvantaged crudes, relatively large amounts of metal contaminants, such as nickel, can contain vanadium and / or iron. このような原油の処理中、金属の汚染物及び/又は化合物は、触媒の表面又は空隙内に沈着するかも知れない。 During processing of such crude oil, contaminants and / or compounds of metals, may be deposited on the surface or in the pores of the catalyst. このような沈着は、触媒の活性を減退させる恐れがある。 Such deposits, which may diminish the activity of the catalyst.
不利な原油の処理中、触媒表面にはコークスが高速度で生成及び/又は沈着する。 During processing of disadvantaged crudes, the catalyst surface coke produced and / or deposition at high speed. コークスで汚染された触媒の触媒活性を再生するには高価になる可能性がある。 To play the catalytic activity of the contaminated catalyst with coke can become expensive. 再生中に使用する高温は、触媒の活性を低下させ、及び/又は触媒を劣化させる恐れもある。 High temperatures used during regeneration may reduce the activity of the catalyst, and / or catalysts degrade the.

不利な原油は、有機酸の金属塩中の金属(例えばカルシウム、カリウム及び/又はナトリウム)を含有する可能性がある。 Disadvantaged crudes, are likely to contain metal in metal salts of organic acids (such as calcium, potassium and / or sodium). 有機酸金属塩中の金属は、通常、従来法、例えば脱塩及び/又は洗浄では不利な原油から分離しない。 Metals in metal salts of organic acids is usually a conventional method, not separated from disadvantaged crudes by example desalting and / or cleaning.
従来法では、有機酸金属塩中の金属が存在する場合が多い。 In the conventional method, in many cases the metal in metal salts of organic acids are present. 通常、触媒の該表面附近に沈着するニッケル及びバナジウムに対し、有機酸金属塩中の金属は、特に触媒床頂部の触媒粒子間の空隙に優先的に沈着する可能性がある。 Usually, with respect to nickel and vanadium deposited in the surface vicinity of the catalyst, metals in metal salts of organic acids, there may deposit preferentially in particular the voids between the catalyst particles of the catalyst bed top. 汚染物、例えば有機酸金属塩中の金属が触媒床の頂部に沈着すると、触媒床内の圧力降下が増大し、触媒床を効果的に閉塞させる恐れがある。 Contaminants, for example, metals in metal salts of organic acids is deposited on top of the catalyst bed, the pressure drop in the catalyst bed is increased, which may occlude the catalyst bed effectively. 更に、有機酸金属塩中の金属が触媒を急速に不活性化させる恐れがある。 Furthermore, there is a possibility that metals in metal salts of organic acids may cause rapid deactivation of the catalyst.

不利な原油には有機酸素化合物が含まれるかも知れない。 The disadvantaged crude may include organic oxygen compounds. 不利な原油1g当たり酸素を0.002g以上含有する不利な原油を処理する処理設備は、処理中、種々の問題が起こる可能性がある。 Processing equipment for processing the adverse oil containing disadvantaged crude 1g per oxygen or 0.002g, there is a possibility that during the process, various problems arise. 処理中、加熱すると、有機酸素化合物は、高級酸化化合物(例えばアルコールの酸化により形成されたケトン及び/又は酸、及び/又はエーテルの酸化により形成された酸)を形成する可能性がある。 During processing, the heated, the organic oxygen compound, may form higher oxidation compounds (for example, a ketone is formed by oxidation of alcohols and / or acids, and / or acids formed by oxidation of ethers). これらの酸化化合物は、処理した原油から除去することが困難であり、及び/又は処理中、設備を汚染/腐食して、輸送ラインに閉塞を生じるかも知れない。 These oxidizing compounds are difficult to remove from the treated crude and / or during processing, pollute / corrode equipment, may result in obstruction to the transport line.

不利な原油は、水素不足の炭化水素を含有する可能性がある。 Disadvantaged crudes, are likely to contain hydrocarbons shortage of hydrogen. 水素不足の炭化水素を処理する際は、特に分解処理により不飽和片が生成する場合、一般に定常量の水素を添加する必要がある。 When processing hydrocarbon shortage of hydrogen when generating unsaturated piece especially by decomposition treatment, it is generally necessary to add hydrogen steady amount. 処理中、不飽和片のコークス化を防止するため、通常、活性水素化触媒を含む水素化を必要とするかも知れない。 During processing, to prevent coking of unsaturated piece, usually, it may require hydrogenation containing active hydrogenation catalyst. 水素を作るには費用がかかり、及び/又はこれを処理設備に輸送するには費用がかかる。 Expensive to make hydrogen, and / or cost takes to transport it to the processing equipment.

不利な原油は、従来の設備で処理中に不安定性を示す傾向もある。 Disadvantaged crudes also tend to show instability during processing in conventional facilities. 原油の不安定性は、処理中、成分の相分離及び/又は望ましくない副生物(例えば硫化水素、水及び二酸化炭素)の生成で起こりやすい。 Instability of oil during processing tends to occur in the generation of phase separation and / or undesired by-products of the component (e.g. hydrogen sulfide, water and carbon dioxide).
従来法は、不利な原油の選択した特性を変化させる場合、他の特性を大きく変化させることもなく、選択した特性を変化させる能力に欠けることが多い。 Conventional method, when changing the disadvantaged crudes of selected characteristic, without significantly changing the other properties, often lack the ability to alter the selected characteristic. 例えば従来法は、多くの場合、不利な原油中の特定成分(例えば硫黄又は金属汚染物)の含有量を単に所望量まで変化させながら、同時にTANを大きく低下させる能力に欠けている。 For example the conventional method lacks in many cases, unfavorable while simply changing until the desired amount of the content of the specific component in the crude (e.g. sulfur or metal contaminants), ability to reduce at the same time increasing the TAN.

原油の品質を改良する幾つかの方法として、不利な原油に希釈剤を添加して、不利な特性を与える成分の重量割合を低下させる方法がある。 As Several methods of improving the quality of crude oil, by adding a diluent to disadvantaged crudes, there is a method of reducing the weight proportion of the component that gives disadvantageous properties. しかし、希釈剤の添加は、希釈剤費及び/又は不利な原油を取扱うために増加した費用により、一般に不利な原油の処理費は増大する。 However, the addition of diluent, the costs increase to deal with the diluent costs and / or disadvantaged crude, generally disadvantageous crude oil processing costs will increase. 幾つかの場合、不利な原油に希釈剤を添加するのは、このような原油の安定性を低下させる。 In some cases, to add a diluent to disadvantaged crudes to lower the stability of such crude.

Sudhakar等のUSP 6,547,957、Meyers等のUSP 6,277,269、Grande等のUSP 6,063,266、Bearden等のUSP 5,928,502、Bearden等のUSP 5,914,030、Trachte等のUSP 5,897,769、Trachte等のUSP 5,871,636、Tanaka等のUSP 5,851,381には、原油を処理するための各種方法、システム及び触媒が記載されている。 USP 6,547,957 such as Sudhakar, USP 6,277,269 such as Meyers, USP of Grande such as 6,063,266, USP 5,928,502 such as Bearden, USP such as Bearden 5,914,030, USP 5,897,769 such Trachte, USP such Trachte 5,871,636, to USP 5,851,381 of Tanaka et al. have described various methods, systems and catalysts for processing crudes. しかし、これらの特許に記載された方法、システム及び触媒は、前記多くの技術的問題のため、適用性が制限されている。 However, the method described in these patents, the system and catalysts, for the many technical problems, applicability is limited.

要するに、不利な原油は、一般に望ましくない特性(例えば比較的高いTAN、処理中、不安定化する傾向、及び/又は処理中、比較的多量の水素を消費する傾向)を有する。 In short, disadvantaged crudes generally undesirable characteristics (e.g., relatively high TAN, during processing, tend to destabilize, and / or during the process, tend to consume a relatively large amount of hydrogen) have the. 他の望ましくない特性は、望ましくない成分(例えば残留物、有機的に結合したヘテロ原子、金属汚染物、有機酸金属塩中の金属、及び/又は有機酸素化合物)を比較的多量に含有することである。 Other undesirable properties are undesirable component (eg residue, organically bound heteroatoms, metal contaminants, metals in metal salts of organic acids, and / or organic oxygen compounds) relatively high content to the it is. これらの特性は、従来の輸送及び/又は処理設備において、腐食の増大、触媒寿命の低下、プロセスの閉塞、及び/又は処理中の水素の使用量増大等の問題を起こしやすい。 These characteristics, in conventional transportation and / or processing facilities, increased corrosion, decreased catalyst life, obstruction of the process, and / or prone to problems of usage such as increase of hydrogen in the process.
USP 6,547,957 USP 6,547,957 USP 6,277,269 USP 6,277,269 USP 6,063,266 USP 6,063,266 USP 5,928,502 USP 5,928,502 USP 5,914,030 USP 5,914,030 USP 5,897,769 USP 5,897,769 USP 5,871,636 USP 5,871,636 USP 5,851,381 USP 5,851,381 USP 6,218,333 USP 6,218,333 USP 6,290,841 USP 6,290,841 USP 5,744,025 USP 5,744,025 米国出願公開No. US Patent Application Publication No. 20030111391 20030111391 USP 5,468,372 USP 5,468,372 USP 5,688,736 USP 5,688,736

したがって、不利な原油を更に望ましい特性を有する原油生成物に転化するために改良したシステム、方法、及び/又は触媒が極めて経済的かつ技術的に必要である。 Therefore, a system was modified to convert the crude product with more desirable properties disadvantaged crude, method, and / or catalyst is required extremely economically and technically. また、不利な原油の選択した特性を変える場合、他の特性だけを選択的に変化させながら、選択した特性を変化できるシステム、方法、及び/又は触媒も極めて経済的かつ技術的に必要である。 Also, when changing the disadvantaged crude in selected characteristic, while selectively varied only other characteristics, the system which can vary the selected characteristic, methods, and / or catalyst is also required extremely economically and technically .

発明の概要 ここに記載の発明は、一般的には原油原料を、原油生成物及び、幾つかの実施態様では、非凝縮性ガスを含む全生成物に転化するためのシステム、方法及び触媒に関する。 Summary of the Invention The invention described herein, a generally crude feed, crude product and, in some embodiments, a system for converting the total product comprising a non-condensable gas, to a method and a catalyst . ここに記載の発明は、一般的には各種成分の新規な組合わせからなる新規な組成物にも関する。 The invention described herein is generally directed to novel compositions comprising a novel combination of various components. このような組成物は、ここに記載のシステム及び方法を用いて得られる。 Such compositions may be obtained using the systems and methods described herein.
本発明は、全酸価(TAN)(ASTM法D664で測定)が0.3以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、中央値細孔径が90〜180Åの範囲にあり、かつ細孔サイズ分布における全細孔数の60%以上が中央値細孔径の45Å以内の細孔径を有する細孔サイズ分布(ASTM法D4282で測定)を示す1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物のTANが原油原料のTANに対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法を提供する。 The present invention, the total acid number (TAN) (measured by ASTM method D664) is the crude feed is at least 0.3, at least one catalyst, a median pore diameter is in the range of 90~180A, and finely more than 60% of the total number of pores in the pore size distribution is in contact with one or more catalysts having a pore size distribution (as determined by ASTM method D4282) having a pore size within 45Å of the median pore diameter, 25 ° C. step to produce a total product that includes a crude product is a liquid mixture at 0.101 MPa, and as TAN of the crude product is 90% or less with respect to TAN of the crude feed, the step of controlling the contacting conditions It provides a process for the preparation of the crude product containing.

また本発明は、TAN(ASTM法D664で測定)が0.3以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、中央値細孔径が90Å以上である細孔サイズ分布(ASTM法D4282で測定)を有し、該細孔サイズ分布の触媒は触媒1g当たり、モリブデン、1種以上のモリブデン化合物又はそれらの混合物を、モリブデンの重量として計算して、0.0001〜0.08g含有する1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物のTANが原油原料のTANに対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, the crude feed is at least 0.3 (measured by ASTM Method D664) TAN, at least one catalyst is measured in a pore size distribution (ASTM method D4282 median pore diameter is at least 90Å ) has a catalyst of pore size distribution catalyst per 1g, molybdenum, one or more molybdenum compounds or mixtures thereof, calculated as the weight of molybdenum, one containing 0.0001~0.08g in contact with the above catalyst, a 25 ° C., 90% or less steps to produce a total product that includes a crude product is a liquid mixture, and TAN of the crude product to TAN of the crude feed at 0.101MPa as manufacturing method of the crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、TAN(ASTM法D664で測定)が0.3以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、中央値細孔径が180Å以上である細孔サイズ分布(ASTM法D4282で測定)を有し、該細孔サイズ分布の触媒は周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含む1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物のTANが原油原料のTANに対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, the crude feed is at least 0.3 (measured by ASTM Method D664) TAN, at least one catalyst is measured in a pore size distribution (ASTM method D4282 median pore diameter is at least 180Å ) have, 1 including the pores size distribution of the catalyst is one or more metals from column 6 of the periodic table, the periodic table one or more compounds of one or more metals from column 6 of, or a mixture thereof by contacting the seed or of the catalyst, and 25 ° C., 90% TAN Whereas TAN of the crude feed of total product process producing, and crude product containing the crude product is a liquid mixture below the 0.101MPa so as to method for producing a crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、TAN(ASTM法D664で測定)が0.3以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、(a)周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物、及び(b)周期表第10欄の1種以上の金属、周期表第10欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を合計第10欄金属対合計第6欄金属のモル比で1〜10の範囲で含む1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物のTANが原油のTANに対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, the TAN (as determined by ASTM Method D664) is the crude feed is at least 0.3, at least one catalyst, (a) the periodic table of one or more metals from Column 6 of the Periodic Table 6 one or more compounds of one or more metals of the column, or mixtures thereof, and (b) the periodic table one or more metals from column 10, one or more one or more metals from column 10 of the periodic table compounds, or in contact with one or more catalysts comprising in the range of 1 to 10 at a molar ratio of a mixture thereof a total column 10 metal to total column 6 metal, 25 ° C., in the liquid mixture at 0.101MPa step to produce a total product that includes a certain crude product, and as TAN of the crude product is 90% or less with respect to crude TAN, provides the manufacturing method of the crude product comprising the step of controlling the contacting conditions to.

また本発明は、TAN(ASTM法D664で測定)が0.3以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、(a)周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を、第一触媒1g当たり金属の重量として計算して、0.0001〜0.06gの範囲で有する第一触媒、及び(b)周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を、第二触媒1g当たり金属の重量として計算して、0.02g以上有する第二触媒を含有する1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物のTANが原油原料のTANに対し90%以下と The present invention, the TAN (as determined by ASTM Method D664) is the crude feed is at least 0.3, at least one catalyst, (a) the periodic table of one or more metals from Column 6 of the Periodic Table 6 one or more compounds of one or more metals of the column, or mixtures thereof, calculated as the weight of the first catalyst 1g per metal, the first catalyst having a range of 0.0001~0.06g and, ( b) the periodic table of one or more metals from column 6 of, one or more compounds of one or more metals from column 6 of the periodic table, or mixtures thereof, calculated as the weight of the second catalyst 1g per metal is contacted with one or more catalysts comprising a second catalyst having more than 0.02 g, 25 ° C., the step to produce a total product that includes a crude product is a liquid mixture at 0.101 MPa, and the crude product and TAN is less than 90% with respect to the TAN of the crude feed of るように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 So that the method for producing a crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、(a)周期表第5欄の1種以上の金属、周期表第5欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物、及び(b)X線回折で測定したθ−アルミナ含有量が支持体材料1g当たり0.1g以上である支持体材料を含むと共に、触媒は中央値細孔径が230Å以上である細孔サイズ分布(ASTM法D4282で測定)を有する触媒組成物も提供する。 The present invention, (a) the periodic table one or more metals from Column 5 of the Periodic Table one or more compounds of one or more metals from Column 5, or mixtures thereof, and (b) X-ray diffraction in conjunction with the measured θ- alumina content comprises a support material is a support material 1g per 0.1g or more, the catalyst pore size distribution median pore diameter is at least 230Å (measured by ASTM method D4282) the catalyst composition having also provided.

また本発明は、(a)周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物、及び(b)X線回折で測定したθ−アルミナ含有量が支持体材料1g当たり0.1g以上である支持体材料を含むと共に、触媒は中央値細孔径が230Å以上である細孔サイズ分布(ASTM法D4282で測定)を有する触媒組成物も提供する。 The present invention, (a) the periodic table of one or more metals from Column 6 of the Periodic Table one or more compounds of one or more metals from Column 6 of, or a mixture thereof, and (b) X-ray diffraction in conjunction with the measured θ- alumina content comprises a support material is a support material 1g per 0.1g or more, the catalyst pore size distribution median pore diameter is at least 230Å (measured by ASTM method D4282) the catalyst composition having also provided.

また本発明は、(a)周期表第5欄の1種以上の金属、周期表第5欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物、及び(b)X線回折で測定したθ−アルミナ含有量が支持体材料1g当たり0.1g以上である支持体材料を含むと共に、触媒は中央値細孔径が230Å以上である細孔サイズ分布(ASTM法D4282で測定)を有する触媒組成物も提供する。 The present invention, (a) the periodic table one or more metals from Column 5 of the Periodic Table one or more compounds of one or more metals from Column 5 of the Periodic Table one or more metals from Column 6, periodic table one or more compounds of one or more metals from column 6 of, or a mixture thereof, and (b) theta-alumina content measured by X-ray diffraction is a support material 1g per 0.1g or more together comprising a support material, the catalyst median pore diameter also provides a catalyst composition having (as determined by ASTM method D4282) pore size distribution is at least 230 Å.

また本発明は、θ−アルミナを含有する支持体と、1種以上の金属とを組合わせて支持体/金属混合物を形成する工程であって、該金属の1種以上は、周期表第5欄の1種以上の金属、周期表第5欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含有する該工程、得られたθ−アルミナ支持体/金属混合物を400℃以上の温度で熱処理する工程、及び中央値細孔径が230Å以上である細孔サイズ分布(STM法D4282で測定)を有する触媒を形成する工程を含む触媒の製造方法も提供する。 The present invention includes a support containing θ- alumina, comprising the steps of forming one or more combination of a metal support / metal mixture, one or more of the metals, the periodic table 5 one or more metals of column, one or more compounds of one or more metals of the periodic table column 5, or the step of containing a mixture thereof, the resulting θ- alumina support / metal mixture 400 ° C. a step of heat treatment at temperatures above and median pore diameter also provides process for preparing a catalyst comprising the step of forming a catalyst having a pore size distribution is at least 230 Å (measured by STM method D4282).

また本発明は、θ−アルミナを含有する支持体と、1種以上の金属とを組合わせて支持体/金属混合物を形成する工程であって、該金属の1種以上は周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含有する該工程、得られたθ−アルミナ支持体/金属混合物を400℃以上の温度で熱処理する工程、及び中央値細孔径が230Å以上である細孔サイズ分布(ASTM法D4282で測定)を有する触媒を形成する工程を含む触媒の製造方法も提供する。 The present invention, theta-a support containing alumina, comprising the steps of forming a combinatorial and support / metal mixture and one or more metals, Column 6 of the Periodic Table at least one of the metals one or more metals of, one or more compounds of one or more metals from column 6 of the periodic table, or the step of containing a mixture thereof, the resulting θ- alumina support / metal mixture 400 ° C. or higher heat treating at a temperature, and a median pore diameter also provides process for preparing a catalyst comprising the step of forming a catalyst having a pore size distribution (as determined by ASTM method D4282) is not less than 230 Å.

また本発明は、TAN(ASTM法D664で測定)が0.3以上である原油原料を、1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程であって、該触媒の少なくとも1種は、中央値細孔径が180Å以上である細孔サイズ分布(ASTM法D4282で測定)を有し、該細孔サイズ分布の触媒はθ−アルミナと周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物とを含む該工程、及び原油生成物のTANが原油原料のTANに対し90%以下となるように接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, the crude feed is (by ASTM Method D664 measurement) TAN 0.3 or more, is contacted with one or more catalysts, including 25 ° C., the crude product is a liquid mixture at 0.101MPa a process of producing a total product, of at least one of said catalyst has a pore size distribution median pore diameter is more than 180 Å (measured by ASTM method D4282), catalyst pore size distribution the of the steps, and the crude product containing the θ- alumina and periodic table one or more metals from column 6 of the periodic table one or more compounds of one or more metals from column 6 of, or a mixture thereof TAN is also provided a manufacturing method of the crude product comprising the step of controlling contacting conditions such that 90% or less with respect to TAN of the crude feed.

また本発明は、TAN(ASTM法D664で測定)が0.3以上で酸素含有量(ASTM法E385で測定)が原油原料1g当たり0.0001g以上である原油原料を、水素源の存在下で1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程であって、該触媒の少なくとも1種は、中央値細孔径が90Å以上である細孔サイズ分布(ASTM法D4282で測定)を有する該工程、及び原油生成物のTANが原油原料のTANに対し90%以下となるように、かつ原油生成物の酸素含有量が原油原料の酸素含有量に対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, TAN (as determined by ASTM Method D664) of the crude feed is above 0.0001g per crude feed 1 g (measured by ASTM method E385) oxygen content at 0.3 or higher, in the presence of a hydrogen source in contact with one or more catalysts, 25 ° C., a process to produce a total product that includes the crude product is a liquid mixture at 0.101 MPa, at least one of the catalyst, median pore diameter the step has a pore size distribution (as determined by ASTM method D4282) is 90Å or more, and TAN of the crude product is such that 90% or less with respect to TAN of the crude feed, and the oxygen content of the crude product such that 90% or less with respect to the oxygen content of the crude feed, the production method of the crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、TAN(ASTM法D664で測定)が0.1以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を触媒1g当たり、金属の重量として計算して、0.001g以上含有する1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び接触帯での液体の時間当たり空間速度が10h −1を超えると共に、原油生成物のTANが原油原料のTANに対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, TAN (as determined by ASTM Method D664) is a crude feed is 0.1 or more, one or more metals of at least one Periodic Table Column 6 of the catalyst, the periodic table one column 6 one or more compounds of the above metals, or mixtures thereof per catalyst 1g, calculated as the weight of metal, is contacted with one or more catalysts containing more than 0.001 g, 25 ° C., at 0.101MPa step to produce a total product that includes a crude product is a liquid mixture, and with hourly space velocity liquid in the contacting zone is greater than 10h -1, 90% TAN of the crude product is to TAN of the crude feed as the following method for producing a crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、TAN(ASTM法D664で測定)が0.1以上で硫黄含有量(ASTM法D4294で測定)が原油原料1g当たり0.0001g以上である原油原料を、水素源の存在下に、触媒の少なくとも1種は周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含有する1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び接触中、原油原料の相分離を防止するため、該原油原料が選択された割合で分子状水素を吸収し、1つ以上の接触帯での液体の時間当たり空間速度が10h −1を超え、原油生成物の硫黄含有量が原油の硫黄含有量に対し70〜130%で原油生成物のTANが原油原料 The present invention, sulfur content in (by ASTM Method D664 measurement) TAN of 0.1 or more crude feed is above 0.0001g per crude feed 1 g (as determined by ASTM Method D4294), in the presence of a hydrogen source , at least one periodic table one or more metals from column 6 of the periodic table one or more compounds of one or more metals from column 6 of the catalyst, or with one or more catalysts comprising a mixture thereof in contact, 25 ° C., the step of producing a total product that includes a crude product is a liquid mixture at 0.101 MPa, and in contact, in order to prevent phase separation of the crude feed, the ratio of raw oil feed is selected in absorbing molecular hydrogen, crude oil exceeds hourly space velocity liquid in one or more contacting zones is a 10h -1, the sulfur content of the crude product relative to the sulfur content of the crude with 70 to 130% TAN crude oil raw materials of the product のTANに対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 TAN such that 90% or less with respect to the method for producing a crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、原油原料をガス状水素源の存在下に1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び接触中、原油原料の相分離を防止するため、該原油原料が選択された割合で分子状水素を吸収するように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, the crude feed is contacted with one or more catalysts in the presence of a gaseous hydrogen source, 25 ° C., the step of producing a total product that includes a crude product is a liquid mixture at 0.101 MPa, and in contact, in order to prevent phase separation of the crude feed, as raw oil feed absorbs molecular hydrogen at a selected rate, the production method of the crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、原油原料を1種以上の触媒の存在下に水素と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油原料が第二水素吸収条件とは異なる第一水素吸収条件及び次いで第二水素吸収条件で水素と接触するように、原油原料/全生成物混合物のP値が1.5未満に低下するのを防止するため、第一水素吸収条件での総水素吸収量が制御されるように、かつ原油生成物の1つ以上の特性が原油原料のそれぞれの特性の90%以下、変化するように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention is contacted with hydrogen crude feed in the presence of one or more catalysts, 25 ° C., the step to produce a total product that includes a crude product is a liquid mixture at 0.101MPa and crude feed, prevented so they and the second hydrogen absorbing conditions the catalytic hydrogenation with a different first hydrogen absorbing condition and then the second hydrogen absorbing condition, P value of crude feed / total product mixture that falls below 1.5 to order, so that the total hydrogen uptake of the first hydrogen absorbing condition is controlled, and less than 90% of the respective properties of one or more characteristics of the crude feed of the crude product, so as to change the contact condition method for producing a crude product comprising the step of controlling also provided.

また本発明は、TAN(ASTM法D664で測定)が0.3以上である原油原料を第一温度で及び引き続き第二温度で1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び第一接触温度が第二接触温度よりも30℃以上低く、かつ原油生成物のTANが原油原料のTANに対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, TAN (as determined by ASTM Method D664) and is brought into contact with one or more catalysts in Oyobi continue second temperature crude feed is 0.3 or more at a first temperature, 25 ° C., at 0.101MPa step to produce a total product that includes a crude product is a liquid mixture, and the first contacting temperature is lower 30 ° C. or higher than the second contacting temperature and below 90% TAN of the crude product is to TAN of the crude feed as a method of producing a crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、TAN(ASTM法D664で測定)が0.3以上で硫黄含有量(ASTM法D4294で測定)が原油原料1g当たり0.0001g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含む1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物のTANが原油のTANに対し90%以下で原油生成物の硫黄含有量が原油原料の硫黄含有量に対し70〜130%となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, TAN (ASTM Method D664 measured at) sulfur content at least 0.3 crude feed is above 0.0001g per crude feed 1 g (as determined by ASTM Method D4294), at least one catalyst periodic table of one or more metals from column 6 of the periodic table one or more compounds of one or more metals from column 6 of, or in contact with one or more catalysts comprising a mixture thereof, 25 ° C., 0 sulfur content of the sulfur content crude feed of crude product to produce a total product that includes the steps, and the crude product with 90% or less with respect to TAN TAN crude oil of the crude product is a liquid mixture at .101MPa so that 70 to 130% relative method of the crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、TAN(ASTM法D664で測定)が0.1以上で残留物含有量(ASTM法D5307で測定)が原油原料1g当たり0.1g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含む1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物のTANが原油原料のTANに対し90%以下で原油生成物の硫黄含有量が原油原料の硫黄含有量に対し70〜130%となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, TAN (as measured by ASTM method D664) is a crude feed is residue content (determined by ASTM Method D5307) is more than 0.1g per crude feed 1g at least 0.1, at least one catalyst one or more metals from column 6 of the periodic table, one or more compounds of one or more metals from column 6 of the periodic table, or in contact with one or more catalysts comprising a mixture thereof, 25 ° C., sulfur sulfur content of crude feed of crude product to produce a total product that includes the steps, and the crude product crude product in 90% or less TAN Whereas TAN of the crude feed in a liquid mixture at 0.101MPa so that 70 to 130% relative to the content, the manufacturing method of the crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、TAN(ASTM法D664で測定)が0.1以上で真空ガス油(VGO)含有量(ASTM法D5307で測定)が原油原料1g当たり0.1g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含む1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物のTANが原油原料のTANに対し90%以下で原油生成物のVGO含有量が原油原料のVGO含有量に対し70〜130%となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, the TAN (ASTM method D664 measured at) vacuum gas oil at 0.1 or higher (VGO) the crude feed is above 0.1g per crude feed 1 g (as determined by ASTM Method D5307) content of the catalyst at least one is one or more metals from column 6 of the periodic table, one or more compounds of one or more metals from column 6 of the periodic table, or in contact with one or more catalysts including mixtures thereof in , 25 ° C., the VGO content of the crude product to produce a total product that includes the steps, and the crude product with 90% less TAN of the crude product is to TAN of the crude feed is a liquid mixture at 0.101MPa so that 70 to 130% relative VGO content of the crude feed, the production method of the crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、TAN(ASTM法D664で測定)が0.3以上でVGO含有量(ASTM法D5307で測定)が原油原料1g当たり0.1g以上である原油原料を1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程であって、触媒の少なくとも1種は支持体を、周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物と組合わせて触媒前駆体とし、次いでこれを1種以上の硫黄含有化合物の存在下に500℃未満の温度で加熱して触媒を形成することにより得られる該工程、及び原油生成物のTANが原油原料のTANに対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も The present invention, TAN (as measured by ASTM method D664) is VGO content in 0.3 above (as determined by ASTM Method D5307) is contacted with one or more catalysts to crude feed is at least 0.1g per crude feed 1g by, 25 ° C., a process to produce a total product that includes the crude product is a liquid mixture at 0.101 MPa, at least one catalyst support, in the sixth column of the periodic table of one or more metal, one or more compounds of one or more metals of the periodic table column 6, or in combination with mixtures thereof as a catalyst precursor, which is then less than 500 ° C. in the presence of one or more sulfur-containing compounds the process is obtained by heating at a temperature to form a catalyst, and TAN of the crude product to be 90% or less with respect to TAN of the crude feed, the crude product comprising the step of controlling the conditions for contact even the production method 供する。 Subjected to.

また本発明は、粘度(ASTM法D2669で測定)が37.8℃(100°F)で10cSt以上でAPI比重(ASTM法D6822で測定)が10以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含む1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物の37.8℃での粘度が原油原料の37.8℃での粘度に対し90%以下で原油生成物のAPI比重が原油原料のAPI比重に対し70〜130%となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention (as determined by ASTM Method D2669) viscosity 37.8 ° C. The crude feed is 10 or more at least 10 cSt (as determined by ASTM Method D6822) API gravity at (100 ° F), at least one catalyst one or more metals from column 6 of the periodic table, one or more compounds of one or more metals from column 6 of the periodic table, or in contact with one or more catalysts comprising a mixture thereof, 25 ° C., step to produce a total product that includes a crude product is a liquid mixture at 0.101 MPa, and a viscosity at 37.8 ° C. the crude product is at most 90% with respect to viscosity at 37.8 ° C. the crude feed as API gravity of the crude product is 70-130% relative to the API gravity of the crude feed, the production method of the crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、TAN(ASTM法D664で測定)が0.1以上である原油原料を、バナジウム、バナジウムの1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含む少なくとも1種の触媒及び周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの組合わせを含む追加の触媒を含有する1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物のTANが原油原料のTANに対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, the crude feed is at least 0.1 (measured by ASTM Method D664) TAN, vanadium, one or more compounds of vanadium, or the at least one catalyst and the Periodic Table mixtures thereof 6 one or more metals of column, one or more compounds of one or more metals from column 6 of the periodic table, or in contact with one or more catalysts containing additional catalysts containing combinations thereof, 25 ° C., as a process to produce a total product that includes the crude product is a liquid mixture, and TAN of the crude product is 90% or less with respect to TAN of the crude feed at 0.101 MPa, the step of controlling the contacting conditions method for producing a crude product containing also provided.

また本発明は、TAN(ASTM法D664で測定)が0.1以上である原油原料を1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、接触中、水素を発生させる工程、及び原油生成物のTANが原油原料のTANに対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, TAN (as determined by ASTM Method D664) is in contact with one or more catalysts to crude feed is 0.1 or more, the total including 25 ° C., the crude product is a liquid mixture at 0.101MPa process for manufacturing the product, in contact, as the process to generate hydrogen, and TAN of the crude product becomes 90% or less with respect to TAN of the crude feed, the production of crude product which comprises the step of controlling the contacting conditions the method is also provided.

また本発明は、TAN(ASTM法D664で測定)が0.1以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種はバナジウム、バナジウムの1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含む1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び接触温度が200℃以上で原油生成物のTANが原油原料のTANに対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, the crude feed is at least 0.1 (measured by ASTM Method D664) TAN, at least one catalyst is vanadium, one or more compounds of vanadium, or one or more, including mixtures thereof in contact with the catalyst, 25 ° C., to TAN TAN of the crude feed of the crude product in step, and the contact temperature of 200 ° C. or higher to produce a total product that includes a crude product is a liquid mixture at 0.101MPa such that 90% or less, the production method of the crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、TAN(ASTM法D664で測定)が0.1以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種はバナジウム、バナジウムの1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含む1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、接触中、水素源含有ガスを原油原料流とは反対方向のガス流で供給する工程、及び原油生成物のTANが原油原料のTANに対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, the crude feed is at least 0.1 (measured by ASTM Method D664) TAN, at least one catalyst is vanadium, one or more compounds of vanadium, or one or more, including mixtures thereof in contact with the catalyst, fed at 25 ° C., the step of producing a total product that includes a crude product is a liquid mixture at 0.101 MPa, the contact in the opposite direction of the gas flow from the crude feed stream of hydrogen source-containing gas TAN of that process, and the crude product is such that 90% or less with respect to TAN of the crude feed, the production method of the crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、合計Ni/V/Fe含有量(ASTM法D5708で測定)が原油原料1g当たり0.00002g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種はバナジウム、バナジウムの1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、該バナジウム触媒は中央値細孔径が180Å以上である細孔サイズ分布を有する1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物の合計Ni/V/Fe含有量が原油原料の合計Ni/V/Fe含有量に対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, the total Ni / V / Fe content (determined by ASTM Method D5708) is the crude feed is at least 0.00002g per crude feed 1g, at least one vanadium, one or more compounds of vanadium catalyst , or comprise a mixture thereof, crude product the vanadium catalyst is contacted with one or more catalysts having a pore size distribution median pore diameter is at least 180 Å, a 25 ° C., a liquid mixture at 0.101MPa total product processes for manufacturing, and such that the total Ni / V / Fe content of the crude product is 90% or less relative to the total Ni / V / Fe content of the crude feed, control the contacting conditions include things method for producing a crude product comprising the step of also provided.

また本発明は、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ金属塩、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ土類金属塩、又はそれらの混合物を含み、有機酸金属塩中のアルカリ金属塩及びアルカリ土類金属塩の合計含有量(ASTM法D1318で測定)が原油原料1g当たり0.00001g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種はバナジウム、バナジウムの1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含む1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物の有機酸金属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有量が原油原料の有機酸金属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有量に対し90%以下となるように、 The present invention, one or more alkali metal salts of one or more organic acids, including one or more one or more alkaline earth metal salts of organic acids, or mixtures thereof, in metal salts of organic acids the total content of the alkali metal salts and alkaline earth metal salts (measured by ASTM method D1318) is the crude feed is at least 0.00001g per crude feed 1g, at least one vanadium, one or more compounds of vanadium catalyst , or in contact with one or more catalysts comprising a mixture thereof, 25 ° C., the organic acid metal salt of the crude product process to produce a total product comprising, and the crude product is a liquid mixture at 0.101MPa such that 90% or less with respect to the total content of alkali metals and alkaline earth metals of the alkali metal and the organic acid metal salt of the crude feed total content of alkaline earth metals in, 触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 Method for producing a crude product comprising the step of controlling the tactile conditions are also provided.

また本発明は、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ金属塩、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ土類金属塩、又はそれらの混合物を含有すると共に、有機酸金属塩中のアルカリ金属塩及びアルカリ土類金属塩の合計含有量(ASTM法D1318で測定)が原油原料1g当たり0.00001g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、中央値細孔径が90〜180Åの範囲であり、かつ全細孔数の60%以上が中央値細孔径の45Å以内の細孔径を有する細孔サイズ分布(ASTM法D4282で測定)を示す1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物の有機酸金属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有 The present invention, one or more alkali metal salts of one or more organic acids, one or more alkaline earth metal salts of one or more organic acids, or with containing a mixture thereof, organic acid metal salts the total content of the alkali metal salts and alkaline earth metal salts (measured by ASTM method D1318) is the crude feed is at least 0.00001g per crude feed 1g in, at least one catalyst, median pore diameter 90 in the range of ~180A, and is contacted with one or more catalysts having a pore size distribution (as determined by ASTM method D4282) of more than 60% of the total number of pores having a pore diameter within 45Å of the median pore diameter Te, 25 ° C., the total content of alkali metals and alkaline earth metals in metal salts of organic acids of the whole product process producing, and crude product containing the crude product is a liquid mixture at 0.101MPa が原油原料の有機酸金属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有量に対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 So it becomes 90% or less with respect to the total content of alkali metals and alkaline earth metals in metal salts of organic acids of the crude feed, the production method of the crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、合計Ni/V/Fe含有量(ASTM法D5708で測定)が原油原料1g当たり0.00002g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、中央値細孔径が90〜180Åの範囲であり、かつ細孔サイズ分布での全細孔数の60%以上が中央値細孔径の45Å以内の細孔径を有する細孔サイズ分布(ASTM法D4282で測定)を示す1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物の合計Ni/V/Fe含有量が原油原料の合計Ni/V/Fe含有量に対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, the crude feed is above 0.00002g per crude feed 1 g (as determined by ASTM Method D5708) Total Ni / V / Fe content, at least one catalyst, median pore diameter 90~180Å of the range, and more than 60% of the total number of pores in the pore size distribution (as determined by ASTM method D4282) pore size distribution having a pore diameter within 45Å of the median pore diameter of 1 or more indicating in contact with the catalyst, 25 ° C., a total process to produce a total product that includes a crude product is a liquid mixture, and a total Ni / V / Fe content of the crude product of the crude feed at 0.101 MPa Ni / such that 90% or less with respect to V / Fe content, method for producing a crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ金属塩、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ土類金属塩、又はそれらの混合物を含有すると共に、有機酸金属塩中のアルカリ金属塩及びアルカリ土類金属塩の合計含有量(ASTM法D1318で測定)が原油原料1g当たり0.00001g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、中央値細孔径が180Å以上である細孔サイズ分布(ASTM法D4282で測定)を有し、該細孔サイズ分布の触媒は周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含む1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物の有機酸 The present invention, one or more alkali metal salts of one or more organic acids, one or more alkaline earth metal salts of one or more organic acids, or with containing a mixture thereof, organic acid metal salts the total content of the alkali metal salts and alkaline earth metal salts (measured by ASTM method D1318) is the crude feed is at least 0.00001g per crude feed 1g in, at least one catalyst, median pore diameter 180Å more than it has a pore size distribution (as determined by ASTM method D4282), the pore size distribution catalyst periodic table of one or more metals from column 6 of the periodic table of the one or more metals from column 6 one or more compounds, or in contact with one or more catalysts comprising a mixture thereof, 25 ° C., the step to produce a total product that includes a crude product is a liquid mixture at 0.101 MPa, and the crude product organic acids 属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有量が原油原料の有機酸金属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有量に対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 So that the total content of alkali metals and alkaline earth metals in Shokushio is 90% or less relative to the total content of alkali metals and alkaline earth metals in metal salts of organic acids of the crude feed, controlling the contacting conditions method for producing a crude product comprising the step of also provided.

また本発明は、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ金属塩、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ土類金属塩、又はそれらの混合物を含有すると共に、有機酸金属塩中のアルカリ金属塩及びアルカリ土類金属塩の合計含有量(ASTM法D1318で測定)が原油原料1g当たり0.00001g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、中央値細孔径が230Å以上である細孔サイズ分布(ASTM法D4282で測定)を有し、該細孔サイズ分布の触媒は周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含む1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物の有機酸 The present invention, one or more alkali metal salts of one or more organic acids, one or more alkaline earth metal salts of one or more organic acids, or with containing a mixture thereof, organic acid metal salts the total content of the alkali metal salts and alkaline earth metal salts (measured by ASTM method D1318) is the crude feed is at least 0.00001g per crude feed 1g in, at least one catalyst, median pore diameter 230Å more than it has a pore size distribution (as determined by ASTM method D4282), the pore size distribution catalyst periodic table of one or more metals from column 6 of the periodic table of the one or more metals from column 6 one or more compounds, or in contact with one or more catalysts comprising a mixture thereof, 25 ° C., the step to produce a total product that includes a crude product is a liquid mixture at 0.101 MPa, and the crude product organic acids 属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有量が原油原料の有機酸金属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有量に対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 So that the total content of alkali metals and alkaline earth metals in Shokushio is 90% or less relative to the total content of alkali metals and alkaline earth metals in metal salts of organic acids of the crude feed, controlling the contacting conditions method for producing a crude product comprising the step of also provided.

また本発明は、合計Ni/V/Fe含有量(ASTM法D5708で測定)が原油原料1g当たり0.00002g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、中央値細孔径が230Å以上である細孔サイズ分布(ASTM法D4282で測定)を有し、該細孔サイズ分布の触媒は周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含む1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物の合計Ni/V/Fe含有量が原油原料の合計Ni/V/Fe含有量に対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, the crude feed is above 0.00002g per crude feed 1 g (as determined by ASTM Method D5708) Total Ni / V / Fe content, at least one catalyst is a median pore diameter above 230Å has a certain pore size distribution (as determined by ASTM method D4282), pore size distribution of the catalyst of the periodic table of one or more metals from column 6 of the periodic table of one or more one metal from column 6 of more compounds, or in contact with one or more catalysts comprising a mixture thereof, the sum of 25 ° C., the step to produce a total product that includes a crude product is a liquid mixture at 0.101 MPa, and the crude product as Ni / V / Fe content is 90% or less relative to the total Ni / V / Fe content of the crude feed, the production method of the crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ金属塩、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ土類金属塩、又はそれらの混合物を含有すると共に、有機酸金属塩中のアルカリ金属塩及びアルカリ土類金属塩の合計含有量(ASTM法D1318で測定)が原油原料1g当たり0.00001g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、中央値細孔径が90Å以上である細孔サイズ分布(ASTM法D4282で測定)を有し、該細孔サイズ分布の触媒は触媒1g当たりモリブデン、1種以上のモリブデン化合物又はそれらの混合物を、モリブデンの重量として計算して、0.0001〜0.3g含有する1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造 The present invention, one or more alkali metal salts of one or more organic acids, one or more alkaline earth metal salts of one or more organic acids, or with containing a mixture thereof, organic acid metal salts the total content of the alkali metal salts and alkaline earth metal salts (measured by ASTM method D1318) is the crude feed is at least 0.00001g per crude feed 1g in, at least one catalyst, median pore diameter 90Å has over at a pore size distribution (as determined by ASTM method D4282), the catalyst of the pores size distribution molybdenum catalyst per 1 g, 1 or more molybdenum compounds or mixtures thereof, calculated as the weight of molybdenum is contacted with one or more catalysts containing 0.0001~0.3G, produce a total product that includes a 25 ° C., the crude product is a liquid mixture at 0.101MPa る工程、及び原油生成物の有機酸金属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有量が原油原料の有機酸金属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有量に対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 That step, and the total content of alkali metals and alkaline earth metals in metal salts of organic acids of the crude product relative to the total content of alkali metals and alkaline earth metals in metal salts of organic acids of the crude feed 90% as the following method for producing a crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、TAN(ASTM法D664で測定)が0.3以上であり、合計Ni/V/Fe含有量(ASTM法D5708で測定)が原油原料1g当たり0.00002g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、中央値細孔径が90Å以上である細孔サイズ分布(ASTM法D4282で測定)を有し、該細孔サイズ分布の触媒は触媒1g当たり、モリブデン、1種以上のモリブデン化合物又はそれらの混合物を、モリブデンの重量として計算して、合計0.0001〜0.3g含有する1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物のTANが原油原料のTANに対し90%以下で原油生成物の合計Ni/V/Fe含有量が原 The present invention, TAN (as measured by ASTM method D664) is not less than 0.3, a total Ni / V / Fe content (determined by ASTM Method D5708) is the crude feed is at least 0.00002g per crude feed 1g , at least one catalyst has a pore size distribution median pore diameter is at least 90 Å (measured by ASTM method D4282), the pore size distribution catalyst per catalyst 1g, molybdenum, one or more molybdenum compounds or mixtures thereof, calculated as the weight of molybdenum, in contact with one or more catalysts containing total 0.0001~0.3g, 25 ℃, the crude product is a liquid mixture at 0.101MPa to produce a total product that includes the steps, and a total Ni / V / Fe content of TAN crude oil product in 90% or less with respect to the TAN of the crude feed of the crude product is original 原料の合計Ni/V/Fe含有量に対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 Such that 90% or less relative to the total Ni / V / Fe content of the raw materials, the manufacturing method of the crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ金属塩、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ土類金属塩、又はそれらの混合物を含有すると共に、有機酸金属塩中のアルカリ金属塩及びアルカリ土類金属塩の合計含有量(ASTM法D1318で測定)が原油原料1g当たり0.00001g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、(a)周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物及び(b)周期表第10欄の1種以上の金属、周期表第10欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を合計第10欄金属対合計第6欄金属のモル比で1〜10の範囲で含む1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物で The present invention, one or more alkali metal salts of one or more organic acids, one or more alkaline earth metal salts of one or more organic acids, or with containing a mixture thereof, organic acid metal salts the total content of the alkali metal salts and alkaline earth metal salts (measured by ASTM method D1318) is the crude feed is at least 0.00001g per crude feed 1g in, at least one catalyst is, the periodic table (a) one or more metals of column 6, one or more compounds of one or more metals from column 6 of the periodic table, or mixtures thereof and (b) the periodic table of one or more metals of the column 10, the periodic table one or more of one or more compounds of metals of column 10, or is contacted with one or more catalysts comprising in the range of 1 to 10 at a molar ratio of a mixture thereof a total column 10 metal to total column 6 metal Te, 25 ° C., in the liquid mixture at 0.101MPa る原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物の有機酸金属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有量が原油原料の有機酸金属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有量に対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 Alkali metal and alkali in the organic acid metal salt of the total content crude feed of alkali metals and alkaline earth metals in metal salts of organic acids of the whole product process producing, and crude product containing that crude product such that 90% or less with respect to the total content of alkaline earth metals, the manufacturing method of the crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、合計Ni/V/Fe含有量(ASTM法D5708で測定)が原油原料1g当たり0.00002g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、(a)周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物及び(b)周期表第10欄の1種以上の金属、周期表第10欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を合計第10欄金属対合計第6欄金属のモル比で1〜10の範囲で含む1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物の合計Ni/V/Fe含有量が原油原料の合計Ni/V/Fe含有量に対し90%以下となるように、接触条件を制御する The present invention, the total Ni / V / Fe content of the crude feed is above 0.00002g per crude feed 1 g (as determined by ASTM Method D5708), at least one catalyst, (a) the periodic table column 6 one or more metals of, one or more compounds of one or more metals from column 6 of the periodic table, or mixtures thereof and (b) the periodic table one or more metals from column 10 of the periodic table column 10 one or more compounds of one or more metals, or in contact with one or more catalysts comprising in the range of 1 to 10 at a molar ratio of a mixture thereof a total column 10 metal to total column 6 metal, 25 ° C., a total Ni / V / Fe content of total Ni / V / Fe content is crude feed of total product process producing, and crude product containing the crude product is a liquid mixture at 0.101MPa such that 90% or less against controls contacting conditions 程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 Also it provides method for producing a crude product comprising extent.

また本発明は、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ金属塩、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ土類金属塩、又はそれらの混合物を含有すると共に、有機酸金属塩中のアルカリ金属塩及びアルカリ土類金属塩の合計含有量(ASTM法D1318で測定)が原油原料1g当たり0.00001g以上である原油原料を、(a)周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を、第一触媒1g当たり、金属の重量として計算して、0.0001〜0.06g含有する第一触媒及び(b)周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を第二触媒1g当たり、金属の重量として計算して、0.02g以上含有する1種 The present invention, one or more alkali metal salts of one or more organic acids, one or more alkaline earth metal salts of one or more organic acids, or with containing a mixture thereof, organic acid metal salts the total content of the alkali metal salts and alkaline earth metal salts in the crude feed is above 0.00001g per crude feed 1 g (as determined by ASTM method D1318), of one or more (a) the periodic table column 6 metal, one or more compounds of one or more metals of the periodic table column 6, or mixtures thereof, per first catalyst 1g, calculated as weight of the metal, the containing 0.0001~0.06g first catalyst and (b) the periodic table of one or more metals from column 6 of the periodic table one or more compounds of one or more metals from column 6 of, or a mixture thereof per second catalyst 1g, the weight of the metal calculated as, one containing more than 0.02g 上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物の有機酸金属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有量が原油原料の有機酸金属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有量に対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 In contact with the above catalyst, 25 ° C., the step to produce a total product that includes a crude product is a liquid mixture at 0.101MPa and alkali metal and alkaline earth metal in metal salts of organic acids of the crude product, total content so that 90% or less with respect to the total content of alkali metals and alkaline earth metals in metal salts of organic acids of the crude feed, and the manufacturing method of the crude product comprising the step of controlling the contacting conditions provide.

また本発明は、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ金属塩、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ土類金属塩、又はそれらの混合物を含有すると共に、有機酸金属塩中のアルカリ金属塩及びアルカリ土類金属塩の合計含有量(ASTM法D1318で測定)が原油原料1g当たり0.00001g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を触媒1g当たり、金属の重量として計算して、0.001g含有する1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び接触帯での液体の時間当たり空間速度が10h −1を超えると共に、原油生 The present invention, one or more alkali metal salts of one or more organic acids, one or more alkaline earth metal salts of one or more organic acids, or with containing a mixture thereof, organic acid metal salts the total content of the alkali metal salts and alkaline earth metal salts (measured by ASTM method D1318) is the crude feed is at least 0.00001g per crude feed 1g in, at least one catalyst, periodic table of the sixth column one or more metals, one or more compounds of one or more metals from column 6 of the periodic table, or mixtures thereof per catalyst 1g, calculated as the weight of metal, one or more containing 0.001g in contact with the catalyst, 25 ° C., with step to produce a total product that includes a crude product, and hourly space velocity liquid in the contacting zone is greater than 10h -1 is a liquid mixture at 0.101 MPa, the crude oil Living 成物の有機酸金属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有量が原油原料の有機酸金属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有量に対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The total content of alkali metals and alkaline earth metals in metal salts of organic acids of Narubutsu is the total content of alkali metals and alkaline earth metals in metal salts of organic acids of the crude feed to be 90% or less the method of the crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、合計Ni/V/Fe含有量(ASTM法D5708で測定)が原油原料1g当たり0.00002g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を触媒1g当たり、金属の重量として計算して、0.001g以上含有する1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び接触帯での液体の時間当たり空間速度が10h −1を超えると共に、原油生成物の合計Ni/V/Fe含有量が原油原料の合計Ni/V/Fe含有量に対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, the total Ni / V / Fe content of the crude feed is above 0.00002g per crude feed 1 g (as determined by ASTM Method D5708), at least one catalyst, periodic table one column 6 more metals, one or more compounds of one or more metals from column 6 of the periodic table, or per catalyst 1g mixtures thereof, calculated as the weight of metal, one or more catalysts containing more than 0.001g in contact with, 25 ° C., with step to produce a total product that includes a crude product, and hourly space velocity liquid in the contacting zone is greater than 10h -1 is a liquid mixture at 0.101 MPa, the crude product as the total Ni / V / Fe content of the object is 90% or less relative to the total Ni / V / Fe content of the crude feed, the production method of the crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、酸素含有量(ASTM法E385で測定)が原油原料1g当たり0.0001g以上で硫黄含有量(ASTM法D4294で測定)が原油原料1g当たり0.0001g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含有する1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物の酸素含有量が原油の酸素含有量に対し90%以下で原油生成物の硫黄含有量が原油原料の硫黄含有量に対し70〜130%となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, oxygen content (ASTM Method E385 measured at) is the crude feed is above 0.0001g per crude feed 1 g (as determined by ASTM Method D4294) sulfur content at least 0.0001g per crude feed 1g, at least one catalyst is one or more metals from column 6 of the periodic table, one or more compounds of one or more metals from column 6 of the periodic table, or with one or more catalysts comprising a mixture thereof in contact, 25 ° C., the crude product with 90% or less with respect to the oxygen content oxygen content crude oil process to produce a total product that includes the crude product is a liquid mixture, and the crude product at 0.101MPa as the sulfur content of the object is 70 to 130% relative to the sulfur content of the crude feed, the production method of the crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、合計Ni/V/Fe含有量(ASTM法D5708で測定)が原油原料1g当たり0.00002g以上で硫黄含有量(ASTM法D4294で測定)が原油原料1g当たり0.0001g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含有する1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物の合計Ni/V/Fe含有量が原油原料の合計Ni/V/Fe含有量に対し90%以下で原油生成物の硫黄含有量が原油原料の硫黄含有量に対し70〜130%となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製 The present invention is a total Ni / V / Fe content (determined by ASTM Method D5708) sulfur content at least 0.00002g per crude feed 1g (as determined by ASTM Method D4294) is more than 0.0001g per crude feed 1g some crude feed, at least one catalyst contains periodic table one or more metals from column 6 of the periodic table one or more compounds of one or more metals from column 6 of, or a mixture thereof 1 by contacting the seed or of the catalyst, 25 ° C., a total Ni / V / Fe content of process, and the crude product to produce a total product that includes a crude product is a liquid mixture at 0.101MPa is crude feed as the sulfur content of the crude product at 90% or less relative to the total Ni / V / Fe content is 70 to 130% relative to the sulfur content of the crude feed, crude product comprising the step of controlling the contacting conditions Made in 方法も提供する。 The method is also provided.

また本発明は、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ金属塩、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ土類金属塩、又はそれらの混合物を含有すると共に、有機酸金属塩中のアルカリ金属塩及びアルカリ土類金属塩の合計含有量(ASTM法D1318で測定)が原油原料1g当たり0.00001g以上で残留物含有量(ASTM法D5307で測定)が原油原料1g当たり0.1g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含有する1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物の有機酸金属塩中のアルカリ金属及びア The present invention, one or more alkali metal salts of one or more organic acids, one or more alkaline earth metal salts of one or more organic acids, or with containing a mixture thereof, organic acid metal salts total content residue content in (ASTM method measured D1318) is more 0.00001g per crude feed 1g (as determined by ASTM method D5307) is crude feed 1g per 0 of alkali metal salts and alkaline earth metal salts in the. the crude feed is at least 1g, at least one catalyst is one or more metals from column 6 of the periodic table, one or more compounds of one or more metals from column 6 of the periodic table, or mixtures thereof in contact with one or more of a catalyst containing, 25 ° C., the alkali metal and in metal salts of organic acids of the crude product process to produce a total product comprising, and the crude product is a liquid mixture at 0.101MPa A カリ土類金属の合計含有量が原油原料の有機酸金属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有量に対し90%以下で原油生成物の残留物含有量が原油原料の残留物含有量に対し70〜130%となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 Total content containing residues of crude feed residue content of the crude product in 90% or less with respect to the total content of alkali metals and alkaline earth metals in metal salts of organic acids of the crude feed Cali earth metal so that 70 to 130% relative to the amount, method for producing a crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、残留物含有量(ASTM法D5307で測定)が原油原料1g当たり0.1g以上で合計Ni/V/Fe含有量(ASTM法D5708で測定)が原油原料1g当たり0.00002g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含有する1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物の合計Ni/V/Fe含有量が原油原料の合計Ni/V/Fe含有量に対し90%以下で原油生成物の残留物含有量が原油原料の残留物含有量に対し70〜130%となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製 The present invention, residue content (determined by ASTM Method D5307) total Ni / V / Fe content above 0.1g per crude feed 1g (measured by ASTM method D5708) or more 0.00002g per crude feed 1g the crude feed is at least one catalyst contains periodic table one or more metals from column 6 of the periodic table one or more compounds of one or more metals from column 6 of, or a mixture thereof in contact with one or more catalysts, 25 ° C., a total Ni / V / Fe content is crude feed of the crude product process to produce a total product comprising, and the crude product is a liquid mixture at 0.101MPa as residue content of the crude product in 90% or less relative to the total Ni / V / Fe content is 70 to 130% relative to the residue content of the crude feed, comprising the step of controlling contacting conditions Made in crude oil products 方法も提供する。 The method is also provided.

また本発明は、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ金属塩、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ土類金属塩、又はそれらの混合物を含有すると共に、有機酸金属塩中のアルカリ金属塩及びアルカリ土類金属塩の合計含有量(ASTM法D1318で測定)が原油原料1g当たり0.0001g以上で真空ガス油(VGO)含有量(ASTM法D5307で測定)が原油原料1g当たり0.1g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含有する1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物の有機酸金属塩中のアルカ The present invention, one or more alkali metal salts of one or more organic acids, one or more alkaline earth metal salts of one or more organic acids, or with containing a mixture thereof, organic acid metal salts the total content of the alkali metal salts and alkaline earth metal salt in (ASTM method D1318 measured at) vacuum gas oil at least 0.0001g per crude feed 1 g (VGO) content (as determined by ASTM method D5307) of the crude feed the crude feed is 1g per 0.1g or more, at least one catalyst is one or more metals from column 6 of the periodic table, the periodic table one or more compounds of one or more metals from column 6 of, or in contact with one or more catalysts containing mixtures thereof, 25 ° C., the liquid is a mixture process for producing a total product that includes a crude product, and in metal salts of organic acids of the crude product in 0.101MPa Arca 金属及びアルカリ土類金属の合計含有量が原油原料の有機酸金属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有量に対し90%以下で原油生成物のVGO含有量が原油原料のVGO含有量に対し70〜130%となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 VGO content VGO content of the crude feed of the crude product with 90% or less with respect to the total content of alkali metals and alkaline earth metals in metal salts of organic acids of the crude feed total content of the metal and alkaline earth metal so that 70 to 130% relative to the amount, method for producing a crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、合計Ni/V/Fe含有量(ASTM法D5708で測定)が原油原料1g当たり0.00002g以上でVGO含有量(ASTM法D5307で測定)が原油原料1g当たり0.1g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含有する1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物の合計Ni/V/Fe含有量が原油原料の合計Ni/V/Fe含有量に対し90%以下で原油生成物のVGO含有量が原油原料のVGO含有量に対し70〜130%となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製 The present invention is a total Ni / V / Fe content (determined by ASTM Method D5708) is VGO content above 0.00002g per crude feed 1g (as determined by ASTM Method D5307) is more than 0.1g per crude feed 1g some crude feed, at least one catalyst contains periodic table one or more metals from column 6 of the periodic table one or more compounds of one or more metals from column 6 of, or a mixture thereof 1 by contacting the seed or of the catalyst, 25 ° C., a total Ni / V / Fe content of process, and the crude product to produce a total product that includes a crude product is a liquid mixture at 0.101MPa is crude feed as VGO content of the crude product at 90% or less relative to the total Ni / V / Fe content is 70 to 130% relative VGO content of the crude feed, crude product comprising the step of controlling the contacting conditions Made in 方法も提供する。 The method is also provided.

また本発明は、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ金属塩、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ土類金属塩、又はそれらの混合物を含有すると共に、有機酸金属塩中のアルカリ金属塩及びアルカリ土類金属塩の合計含有量(ASTM法D1318で測定)が原油原料1g当たり0.00001g以上である原油原料を1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程であって、触媒の少なくとも1種は支持体を、周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物と組合わせて触媒前駆体とし、次いでこれを1種以上の硫黄含有化合物の存在下に400℃未満の温度で加熱して触媒を形成することに The present invention, one or more alkali metal salts of one or more organic acids, one or more alkaline earth metal salts of one or more organic acids, or with containing a mixture thereof, organic acid metal salts alkali total content of metal salts and alkaline earth metal salts (measured by ASTM method D1318) is in contact with one or more catalysts to crude feed is at least 0.00001g per crude feed 1g in, 25 ° C., 0 a process to produce a total product that includes the crude product is a liquid mixture at .101MPa, at least one support of the catalyst, the periodic table of one or more metals from column 6 of the periodic table column 6 one or more compounds of one or more metals, or in combination with mixtures thereof as a catalyst precursor, which is then heated at a temperature less than 400 ° C. in the presence of one or more sulfur-containing compound catalyst in to be formed り得られる該工程、及び原油生成物の有機酸金属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有量が原油原料の有機酸金属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有量に対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 Ri said step obtained, and the total content of alkali metals and alkaline earth metals of an organic acid metal alkali metal and an organic acid metal salt of the crude feed total content of alkaline earth metal in the salt of the crude product such that 90% or less against manufacturing method of the crude product comprising the step of controlling the contacting conditions are also provided.

また本発明は、合計Ni/V/Fe含有量(ASTM法D5708で測定)が原油原料1g当たり0.00002g以上である原油原料を1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて液体混合物である原油生成物を含む全生成物を製造する工程であって、触媒の少なくとも1種は支持体を、周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物と組合わせて触媒前駆体とし、次いでこれを1種以上の硫黄含有化合物の存在下に400℃未満の温度で加熱して触媒を形成することにより得られる該工程、及び原油生成物の合計Ni/V/Fe含有量が原油原料の合計Ni/V/Fe含有量に対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製 The present invention is contacted with a total Ni / V / Fe content (ASTM method D5708 measured at) is the crude feed 1g per 0.00002g least one or more kinds of catalyst the crude feed is, 25 ° C., 0.101 MPa a process to produce a total product that includes the crude product is a liquid mixture at, at least one support of the catalyst, of the periodic table of one or more metals from column 6 of the periodic table column 6 1 one or more compounds of the above metals species, or in combination with mixtures thereof as a catalyst precursor, then form a catalyst which was heated at a temperature less than 400 ° C. in the presence of one or more sulfur-containing compounds the process obtained by, and so that the total Ni / V / Fe content of the crude product is 90% or less relative to the total Ni / V / Fe content of the crude feed, the step of controlling the contacting conditions Made in crude oil products, including 方法も提供する。 The method is also provided.

また本発明は、0.101MPaにおいて95〜260℃の沸点範囲を有する炭化水素を原油組成物1g当たり0.001g以上、0.101MPaにおいて260〜320℃の沸点範囲を有する炭化水素を原油組成物1g当たり0.001g以上、0.101MPaにおいて320〜650℃の沸点範囲を有する炭化水素を原油組成物1g当たり0.001g以上、及び1種以上の触媒を原油組成物1g当たり0gを超え0.01g未満含有する原油組成物も提供する。 The present invention is a hydrocarbon having a boiling range of from 95 to 260 ° C. oil composition 1g per 0.001g or more at 0.101 MPa, the crude oil composition of hydrocarbons with a boiling range of two hundred sixty to three hundred twenty ° C. at 0.101 MPa 1g per 0.001g above, exceed three hundred and twenty to six hundred fifty ° C. in a hydrocarbon oil composition 1g per 0.001g above with a boiling range at 0.101 MPa, and at least one crude composition 1g per 0g of catalyst 0. crude composition containing less than 01g also provided.

また本発明は、それぞれ組成物1g当たり、硫黄を0.01g以上(ASTM法D4294で測定)、残留物を0.2g以上(ASTM法D5307で測定)含有すると共に、MCR含有量(重量、ASTM法D4530で測定)対C アスファルテン含有量(重量、ASTM法D2007で測定)の重量比が1.5以上である原油組成物も提供する。 The present invention is, per 1g each composition, sulfur or 0.01 g (as determined by ASTM Method D4294), the residue while containing (as determined by ASTM Method D5307) above 0.2 g, MCR content (weight, ASTM Law D4530 measured at) to C 5 asphaltenes content (weight, the weight ratio of the measurement) by ASTM method D2007 also provides oil compositions it is 1.5 or more.

また本発明は、MCR含有量(ASTM法D4530で測定)が原油原料1g当たり0.001g以上である原油原料を1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて凝縮可能な原油生成物を含む全生成物を製造する工程であって、触媒の少なくとも1種は支持体を、周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物と組合わせて触媒前駆体とし、次いでこれを1種以上の硫黄含有化合物の存在下に500℃未満の温度で加熱して触媒を形成することにより得られる該工程、及び原油生成物のMCR含有量が原油原料のMCR含有量に対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, MCR content (determined by ASTM Method D4530) is in contact with one or more catalysts to crude feed is at least 0.001g per crude feed 1 g, 25 ° C., condensable oil in 0.101MPa a process to produce a total product that includes the product, at least one support of the catalyst, one or more kinds of the sixth column of the periodic table of the metal, of one or more metals from column 6 of the periodic table 1 more compounds species, or in combination with mixtures thereof as a catalyst precursor, then the obtained by forming which was heated at a temperature below 500 ° C. in the presence of one or more sulfur-containing compound catalyst step, and as MCR content of the crude product is 90% or less with respect to MCR content of the crude feed, the manufacturing method of the crude product comprising the step of controlling the contacting conditions provided.

また本発明は、 MCR含有量(ASTM法D4530で測定)が原油原料1g当たり0.001g以上である原油原料を、触媒の少なくとも1種は、中央値細孔径が70〜180Åの範囲にあり、かつ細孔サイズ分布における全細孔数の60%以上が中央値細孔径の45Å以内の細孔径を有する細孔サイズ分布(ASTM法D4282で測定)を示す1種以上の触媒と接触させて、25℃、0.101MPaにおいて凝縮可能な原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び原油生成物のMCR含有量が原油原料のMCR含有量に対し90%以下となるように、接触条件を制御する工程を含む原油生成物の製造方法も提供する。 The present invention, the crude feed is above 0.001g per crude feed 1 g (as determined by ASTM Method D4530) MCR content, at least one catalyst is a median pore diameter is in the range of 70~180A, and with more than 60% of the total pore number is contacted with one or more catalysts having a pore size distribution (ASTM method measured in D4282) having a pore size within 45Å of the median pore diameter in the pore size distribution, 25 ° C., as a process to produce a total product comprising a condensable crude product, and MCR content of the crude product becomes 90% or less with respect to MCR content of the crude feed at 0.101 MPa, contacting conditions method for producing a crude product comprising the step of controlling also provided.

また本発明は、それぞれ原油組成物1g当たり、酸素を0.004g以下(ASTM法E385で測定)、硫黄を0.003g以下(ASTM法D4294で測定)、及び残留物を0.3g以上(ASTM法D5307で測定)含有する原油組成物も提供する。 The present invention also per 1g each crude composition, oxygen (as determined by ASTM Method E385) 0.004 g or less, sulfur 0.003g less (measured by ASTM method D4294), and the residue over 0.3 g (ASTM law D5307 measured at) also provides oil compositions comprising.

また本発明は、それぞれ原油組成物1g当たり、酸素を0.004g以下(ASTM法E385で測定)、硫黄を0.003g以下(ASTM法D4294で測定)、塩基性窒素を0.04g以下(ASTM法D2896で測定)、及び残留物を0.2g以上(ASTM法D5307で測定)含有すると共に、TANが0.5以下(ASTM法D664で測定)である原油組成物も提供する。 The present invention is, per 1g each crude composition, oxygen 0.004g less (measured by ASTM method E385), sulfur 0.003g less (as determined by ASTM Method D4294), basic nitrogen 0.04g less (ASTM measurements by law D2896), and with the residue over 0.2 g (as determined by ASTM method D5307) containing, TAN also provides oil compositions is 0.5 or less (measured by ASTM method D664).

また本発明は、硫黄を0.001g以上(ASTM法D4294で測定)、残留物を0.2g以上(ASTM法D5307で測定)含有すると共に、MCR含有量(ASTM法D4530で測定)対C アスファルテン含有量(ASTM法D2007で測定)の重量比が1.5以上でTANが0.5以下(ASTM法D664で測定)である原油組成物も提供する。 The present invention, sulfur or 0.001 g (measured by ASTM method D4294), the residue while containing (as determined by ASTM Method D5307) above 0.2 g, MCR content (determined by ASTM Method D4530) vs. C 5 crude composition is TAN of 0.5 or less (measured by ASTM method D664) in a weight ratio of 1.5 or more asphaltenes content (determined by ASTM method D2007) is also provided.

幾つかの実施態様では、本発明は、本発明方法又は組成物の1つ以上と組合わせて、以下の原油原料も提供する。 In some embodiments, the present invention is, in combination with one or more of the present invention a method or composition, also provides the following crude feed. この原油原料は、(a)製油所で処理、蒸留、及び/又は分別蒸留されされていない、(b)炭素数が5以上の成分を原油原料1g当たり0.5g以上含有し、(c)炭化水素の一部は、0.101MPaで100℃未満の沸点範囲分布、0.101MPaで100〜200℃の沸点範囲分布、0.101MPaで200〜300℃の沸点範囲分布、0.101Mpaで300〜400℃の沸点範囲分布、及び0.101MPaで400〜650℃の沸点範囲分布である炭化水素を含み、(d)原油原料1g当たり、沸点範囲分布が0.101MPaで100℃未満の炭化水素を0.001g以上、沸点範囲分布が0.101MPaで100〜200℃の炭化水素を0.001g以上、沸点範囲分布が0.101Mpaで200〜300℃の The crude feed, (a) treated with refinery, distilled, and / or not be fractionally distilled, containing (b) is 5 or more ingredients than 0.5g per crude feed 1g carbon atoms, (c) some of the hydrocarbons has a boiling point range below 100 ° C. distribution 0.101 MPa, 100 to 200 ° C. boiling range distribution 0.101 MPa, a boiling range distribution of 200 to 300 [° C. at 0.101 MPa, at 0.101 MPa 300 boiling range distribution of to 400 ° C., and comprises a hydrocarbon having a boiling point range distribution of 400 to 650 ° C. at 0.101 MPa, (d) per crude feed 1g, hydrocarbons of less than 100 ° C. boiling range distribution in 0.101 MPa the 0.001g above, boiling range distribution 100 to 200 ° C. hydrocarbons to 0.001g least in 0.101 MPa, a boiling range distribution of 200 to 300 [° C. at 0.101Mpa 化水素を0.001g以上、沸点範囲分布が0.101MPaで300〜400℃の炭化水素を0.001g以上、及び沸点範囲分布が0.101MPaで400〜650℃の炭化水素を0.001g以上含み、(e)TANが0.1以上、0.3以上、或いは0.3〜20、0.4〜10又は0.5〜5の範囲であり、(f)初期沸点が0.101MPaで200℃以上であり、(g)ニッケル、バナジウム及び鉄を含み、(h)合計Ni/V/Fe含有量が原油原料1g当たり0.00002g以上であり、(i)硫黄を含有し、(j)硫黄含有量が原油原料1g当たり少なくとも0.0001g又は0.05gであり、(k)VGO含有量が原油原料1g当たり0.001g以上であり、(l)残留物含有量が原油原料1g当たり0 Hydrogen and 0.001g above, boiling range distribution 300 to 400 ° C. hydrocarbons to 0.001g least in 0.101 MPa, and a boiling range distribution above 0.001g hydrocarbons 400 to 650 ° C. at 0.101 MPa wherein, (e) TAN of 0.1 or more, 0.3 or more, or in the range of 0.3~20,0.4~10 or 0.5 to 5, (f) initial boiling point at 0.101MPa and at 200 ° C. or higher, (g) nickel comprises vanadium and iron, with (h) total Ni / V / Fe content is crude feed 1g per 0.00002g above, containing (i) sulfur, (j ) sulfur content of at least 0.0001g or 0.05g per crude feed 1g, (k) VGO content of not less than 0.001g per crude feed 1g, (l) residue content per crude feed 1g 0 1g以上であり、(m)酸素含有炭化水素を含み、(n)1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ金属塩、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ土類金属塩、又はそれらの混合物を含み、(o)有機酸の少なくとも1種の亜鉛塩を含み、及び/又は(p)有機酸の少なくとも1種の砒素塩を含む。 Not less than 1 g, (m) include oxygen-containing hydrocarbons, (n) one or more alkali metal salts of one or more organic acids, one or more alkaline earth metal salts of one or more organic acids, or it comprises a mixture thereof, containing at least one arsenic salt (o) comprises at least one zinc salt of an organic acid, and / or (p) an organic acid.

幾つかの実施態様では、本発明は、本発明方法又は組成物の1つ以上と組合わせて、原油(crude)からナフサ及びナフサよりも揮発性の化合物を除去して得られる原油原料も提供する。 Provided In some embodiments, the present invention is, in combination with one or more of the present invention a method or composition, even crude feed obtained by removing volatile compounds than naphtha and naphtha from crude oil (crude) to.

幾つかの実施態様では、本発明は、本発明方法又は組成物の1つ以上と組合わせて、以下の方法も提供する。 In some embodiments, the present invention is, in combination with one or more of the present invention a method or composition, also provides the following methods. この方法は、C アスファルテン及びMCRを含有する原油原料を1種以上の触媒と接触させて、C アスファルテン及びMCRを含有する原油生成物を含む全生成物を製造する方法において、(a)原油生成物のC アスファルテン含有量とMCR含有量との合計S'が原油原料のC アスファルテン含有量とMCR含有量との合計Sに対し99%以下になるように、接触条件を制御し、及び/又は(b)原油生成物のMCR含有量対原油生成物のC アスファルテン含有量の重量比が1.2〜2.0又は1.3〜1.9の範囲になるように、接触条件を制御するというものである。 This method is a crude feed containing C 5 asphaltenes and MCR is contacted with one or more catalysts, a method to produce a total product that includes a crude product containing C 5 asphaltenes and MCR, (a) so that the total S of the C 5 asphaltenes content and MCR content of the crude product 'is 99% or less relative to the total S of the C 5 asphaltenes content and MCR content of the crude feed, controls the contacting conditions and / or (b) so that the weight ratio of C 5 asphaltenes content of MCR content to the crude product of the crude product is in the range of 1.2 to 2.0 or 1.3 to 1.9, it is that controls the contacting conditions.

幾つかの実施態様では、本発明は、本発明方法又は組成物の1つ以上と組合わせて、(a)ガス状、(b)水素ガス、(c)メタン、(d)軽質炭化水素、(e)不活性ガス、及び/又は(f)それらの混合物である水素源も提供する。 In some embodiments, the present invention is, in combination with one or more of the present invention a method or composition, (a) a gaseous, (b) hydrogen gas, (c) methane, (d) light hydrocarbon, (e) also provides hydrogen source is an inert gas, and / or (f) mixtures thereof.

幾つかの実施態様では、本発明は、本発明方法又は組成物の1つ以上と組合わせて、原油原料を、沖合設備上にあるか又は該設備に連結した接触帯中で1種以上の触媒と接触させて、原油生成物を含む全生成物を製造する方法も提供する。 In some embodiments, the present invention is, in combination with one or more of the present invention a method or composition, crude feed, and a contact zone in which is connected to one or the equipment on the offshore facility of one or more is contacted with the catalyst, also provides a method of producing a total product that includes a crude product.

幾つかの実施態様では、本発明は、本発明方法又は組成物の1つ以上と組合わせて、原油原料をガス及び/又は水素源の存在下に1種以上の触媒と接触させて、原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び接触条件を、(a)ガス状水素源対原油原料の比が、1種以上の触媒と接触した原油原料1m 当たりガス状水素源5〜800標準m の範囲であり、(b)選択した総水素吸収速度が水素源の部分圧により制御され、(c)原油生成物のTANは0.3未満であるが、水素吸収は接触中、原油原料と全生成物との相分離を実質的に起こさせる水素吸収量よりも少なくなるように、水素吸収速度が制御され、(d)選択した水素吸収速度が、原油原料1m 当たり水素源1〜30又は1〜80標準m の範囲であり、(e)ガス及 In some embodiments, the present invention is, in combination with one or more of the present invention a method or composition, and the crude feed is contacted with one or more catalysts in the presence of gas and / or hydrogen source, crude step to produce a total product that includes the product, and the contact conditions, (a) the ratio of the gaseous hydrogen source to the crude feedstock is crude feed 1 m 3 per gaseous hydrogen source 5 in contact with one or more catalysts 800 in the range of the standard m 3, (b) the total hydrogen absorption rate selected is controlled by the partial pressure of the hydrogen source, although TAN of (c) the crude product is less than 0.3, the hydrogen absorption during contact , to be less than the amount of absorbed hydrogen to substantially eliminate the phase separation between the crude feed and the total product, hydrogen absorption rate is controlled, (d) selected hydrogen absorption rate, crude feed 1 m 3 of hydrogen per in the range of source 30 or from 1 to 80 standard m 3, (e) gas及 び/又は水素源の時間当たり液体の空間速度が11h −1以上、15h −1以上、又は20h −1以下であり、(f)接触中、ガス及び/又は水素源の部分圧が制御され、(g)接触温度が50〜500℃の範囲であり、ガス及び/又は水素源の時間当たり全液体空間速度が0.1〜30h −1の範囲であり、またガス及び/又は水素源の全圧が1.0〜20MPaの範囲であり、(h)ガス及び/又は水素源の流れが原油原料流とは反対方向であり、(i)原油生成物のH/Cが原油原料のH/Cに対し70〜130%であり、(j)原油原料の水素吸収が、原油原料1m 当たり水素80標準m 以下、及び/又は1〜80又は1〜50標準m の範囲であり、(k)原油生成物の合計Ni/V/Fe含有量(ASTM法D5708 Beauty / or space velocity of the liquid hourly hydrogen source 11h -1 or more, 15h -1 or more, or 20h -1 or less, in contact (f), the partial pressure of the gas and / or hydrogen source is controlled, (g) in the range contact temperature is 50 to 500 ° C., total total liquid hourly space velocity gas and / or hydrogen source is in a range of 0.1~30h -1, also a gas and / or hydrogen source in the range of pressure 1.0~20MPa, (h) a direction opposite to the gas and / or hydrogen source flow crude feed stream, (i) H / C of the crude product of the crude feed H / a 70 to 130% relative to C, the hydrogen absorption of (j) the crude feed is crude feed 1 m 3 of hydrogen per 80 standard m 3 or less, and / or in the range of 1 to 80 or 1 to 50 standard m 3, (k) a total Ni / V / Fe content of the crude product (ASTM method D5708 で測定)が原油原料のNi/V/Fe含有量に対し90%以下、50%以下又は10%以下であり、(l)原油生成物の硫黄含有量が原油原料の硫黄含有量に対し70〜130%又は80〜120%であり、(m)原油生成物のVGO含有量が原油原料のVGO含有量に対し70〜130%又は90〜110%であり、(n)原油生成物の残留物含有量が原油原料の残留物含有量に対し70〜130%又は90〜110%であり、(o)原油生成物の酸素含有量が原油原料の酸素含有量に対し90%以下、70%以下、50%以下、40%以下又は10%以下であり、(p)原油生成物における有機酸金属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の合計含有量が、原油原料における有機酸金属塩中のアルカリ金属及びアルカリ土類金属の含 In measurement) is 90% or less with respect to Ni / V / Fe content of the crude feed, or less than 50% or 10%, 70 to the sulfur content of the sulfur content of the crude feed in (l) of crude product a 130% or 80 to 120%, (m) a 70 to 130%, or 90-110% relative VGO content of the crude feed VGO content of the crude product, residual (n) of crude product object content is 70 to 130%, or from 90 to 110% relative to the residue content of the crude feed, (o) oxygen content of the crude product 90% or less with respect to the oxygen content of the crude feed, 70% less, 50% or less, is 40% or less or 10% or less, (p) the total content of alkali metals and alkaline earth metals in metal salts of organic acids in the crude product, in metal salts of organic acids in the crude feed free of alkali metal and alkaline earth metal 量に対し90%以下、50%以下又は10%以下であり、(q)接触中の原油原料のP値が1.5以上であり、(r)原油生成物の37.8℃での粘度が原油原料の37.8℃での粘度に対し90%以下、50%以下又は10%以下であり、(s)原油生成物のAPI比重が原油原料のAPI比重に対し70〜130%であり、及び/又は(t)原油生成物のTANが原油原料のTANに対し90%以下、50%以下、30%以下、20%以下、10%以下、及び/又は0.001〜0.5、0.01〜0.2、又は0.05〜0.1の範囲となるように、制御する工程を含む方法も提供する。 90% or less with respect to the amount, is 50% or less or 10% or less, (q) and the P value of the crude feed during contacting is 1.5 or more, a viscosity at 37.8 ° C. of (r) of crude product There 90% or less with respect to the viscosity at 37.8 ° C. the crude feed, or less than 50% or 10%, and 70 to 130% relative to the API gravity of the crude feed has an API gravity of (s) the crude product and / or (t) TAN of the crude product is 90% or less with respect to TAN of the crude feed, 50% or less, 30%, 20% or less, 10% or less, and / or 0.001 to 0.5, 0.01 to 0.2, or to be in the range of 0.05 to 0.1, which comprises the step of controlling.

幾つかの実施態様では、本発明は、本発明方法又は組成物の1つ以上と組合わせて、原油原料を1種以上の触媒と接触させて、原油生成物を含む全生成物を製造する工程、及び接触条件を制御して、有機酸素含有化合物を低下させる工程であって、(a)粗生成生物の酸素含有量が原油原料の酸素含有量の90%以下になるように、選択した有機酸素化合物の含有量を低下させ、(b)有機酸素含有化合物の少なくとも1種の化合物は、カルボン酸の金属塩を含有し、(c)有機酸素含有化合物の少なくとも1種の化合物は、カルボン酸のアルカリ金属塩を含有し、(d)有機酸素含有化合物の少なくとも1種の化合物は、カルボン酸のアルカリ土類金属塩を含有し、(e)有機酸素含有化合物の少なくとも1種の化合物は、カルボン酸の金 In some embodiments, the present invention is, in combination with one or more of the present invention a method or composition, is contacted with one or more catalysts to crude feed to produce a total product that includes a crude product step, and by controlling contacting conditions, a step of reducing the organic oxygen-containing compound, the oxygen content of the (a) crude organism to be less than 90% of the oxygen content of the crude feed, and selected the content of the organic oxygen compound to reduce the at least one compound of (b) an organic oxygen containing compound contains a metal salt of a carboxylic acid, at least one compound of (c) an organic oxygen-containing compound, carboxylic containing alkali metal salt of the acid, (d) at least one compound of the organic oxygen-containing compound contains an alkaline earth metal salt of a carboxylic acid, at least one compound of (e) an organic oxygen containing compound , gold of the carboxylic acid 塩(但し、該金属は周期表第12欄の1種以上の金属を含む)を含有し、(f)原油生成物中のカルボキシル非含有有機化合物の含有量は、原油原料中のカルボキシル非含有有機化合物の含有量に対し90%以下であり、及び/又は(g)原油原料中の酸素含有化合物の少なくとも1種は、ナフテン酸又はカルボキシル非含有有機酸素化合物から生じる該制御工程を含む方法も提供する。 Salt (provided that the metal comprises one or more metals from Column 12 of the Periodic Table) containing the content of (f) crude carboxyl-free organic compounds in the product, the carboxyl-free in the crude feed is 90% or less with respect to the content of the organic compound, and at least one / or (g) an oxygen-containing compounds in the crude feed, a method comprising control steps resulting from naphthenic acid or carboxyl-free organic oxygen compounds provide.

幾つかの実施態様では、本発明は、本発明方法又は組成物の1つ以上と組合わせて、原油原料を1種以上の触媒と接触させる工程を含む方法であって、(a)原油原料は触媒の少なくとも1種と第一温度で接触させた後、第二温度で接触させると共に、第一接触温度は第二接触温度よりも30℃以上低くなるように、接触条件を制御し、(b)原油原料は水素と第一水素吸収条件で、次いで第二水素吸収条件で接触させると共に、第一水素吸収条件の温度は、第二水素吸収条件の温度よりも30℃以上低くし、(c)原油原料は、触媒の少なくとも1種と第一温度で接触させた後、第二温度で接触させると共に、第一接触温度は第二接触温度よりも200℃以下低くなるように、接触条件を制御し、(d)接触中、水素ガスを発生させ、(e In some embodiments, the present invention is, in combination with one or more of the present invention a method or composition, a method comprising the step of contacting with one or more catalysts to crude feed, (a) the crude feed after contacting at least one a first temperature of the catalyst, the contacting with the second temperature, the first contacting temperature is to be lower 30 ° C. or higher than the second contacting temperature, controls the contacting conditions, ( b) crude feed with hydrogen in the first hydrogen absorbing condition, then causes contact with a second hydrogen absorbing conditions, the temperature of the first hydrogen absorbing conditions, and low 30 ° C. or higher than the temperature of the second hydrogen absorbing condition, ( c) crude feed after contact with at least one and a first temperature of the catalyst, the contacting with the second temperature, the first contacting temperature is to be lowered 200 ° C. or less than the second contacting temperature, contacting conditions controls to generate (d) is in contact with hydrogen gas, (e 接触中、水素ガスを発生させると共に、原油原料が発生水素の少なくとも一部を吸収するように、接触条件も制御し、(f)原油原料を第一触媒及び第二触媒と接触させ、原油と第一触媒との接触により、原油原料のTANに対し90%以下であるTANを有する第一原油生成物を生成させると共に、第一原油生成物と第二触媒との接触により、第一原油生成物のTANに対し90%以下であるTANを有する原油生成物を生成させ、(g)接触を積重ね床反応器で行い、(h)接触を沸騰床反応器で行い、(i)原油原料は、1種以上の触媒と接触させた後、引き続き追加の触媒と接触させ、(j)触媒の1種以上は、バナジウム触媒であり、原油原料はバナジウム触媒と接触させた後、水素源の存在下で追加の触媒と接触させ、(k) During the contact, the generating hydrogen gas, so that the crude feed absorbs at least a portion of the generated hydrogen, contacting conditions be controlled, is contacted with a first catalyst and a second catalyst (f) is crude feed, crude oil by contact with a first catalyst, with to produce a first crude product with a TAN 90% or less with respect to TAN of the crude feed, the contact between the first crude product and the second catalyst, the first crude product to produce a crude product with respect to TAN of goods having a TAN of at most 90%, (g) carried out in bed reactor stacked contact, carried out in an ebullated bed reactor the contact (h), (i) the crude feed is , after contacting with one or more catalysts, subsequently contacted with additional catalyst, (j) one or more catalysts are vanadium catalyst, after crude feed was contacted with the vanadium catalyst, the presence of a hydrogen source is contacted with additional catalyst under, (k) 素を原油原料1m 当たり1〜20標準m の範囲で発生させ、(l)接触中、水素を発生させ、原油原料をガス及び/又は発生した水素の少なくとも一部の存在下に追加触媒と接触させると共に、ガスの流れが原油原料及び発生水素の流れとは反対方向になるように、接触条件も制御し、(m)原油原料を第一温度でバナジウム触媒と接触させ、引き続き第二温度で追加の触媒と接触させると共に、第一温度が第二温度よりも30℃以上低くなるように、接触条件を制御し、(n)接触中、水素ガスを発生させ、原油原料を追加の触媒と接触させると共に、追加触媒が発生水素ガスの少なくとも一部を吸収するように、接触条件を制御し、及び/又は(o)引き続き、原油原料を第二温度で追加触媒と接触させると共に、第二温度が18 The iodine is generated in the range of crude feed 1 m 3 per 20 standard m 3, (l) in contact, to generate hydrogen, additional crude feed in the presence of at least a portion of the gas and / or hydrogen generated catalyst with is contacted with, as the gas flow is in the opposite direction to the flow of the crude feed and generated hydrogen, contacting conditions be controlled, it is contacted with a vanadium catalyst (m) to the crude feed at a first temperature, subsequently the second with is contacted with additional catalyst at a temperature, such that the first temperature is lower 30 ° C. or higher than the second temperature, controlling the contacting conditions, in contact (n), to generate hydrogen gas, crude feed additional with contact with the catalyst, as an additional catalyst to absorb at least a portion of the generated hydrogen gas, and controls the contact conditions, and / or subsequently (o), together with the contacting with additional catalyst and crude feed at a second temperature, the second temperature is 18 ℃以上になるように、接触条件を制御する該方法も提供する。 ℃ so that the above also provides the method of controlling the contacting conditions.

幾つかの実施態様では、本発明は、本発明方法又は組成物の1つ以上と組合わせて、原油原料を1種以上の触媒と接触させる工程を含む方法であって、(a)触媒は、アルミナ、シリカ、シリカ−アルミナ、酸化チタン、酸化ジルコニウム、酸化マグネシウム、又はそれらの混合物を含む支持体に担持された触媒であり、(b)触媒は多孔質支持体に担持された触媒であり、(c)該方法は更に硫化の前に400℃を超える温度で熱処理した追加の触媒を含み、(d)触媒の少なくとも1種の寿命が、0.5年以上であり、及び/又は(e)触媒の少なくとも1種は、固定床中にあるか、或いは原油原料中にスラリー化される該方法も提供する。 In some embodiments, the present invention is, in combination with one or more of the present invention a method or composition, a method comprising the step of contacting with one or more catalysts to crude feed, (a) catalyst , alumina, silica, silica - alumina, titanium oxide, zirconium oxide, a catalyst supported on a support comprising magnesium oxide, or mixtures thereof, (b) the catalyst is a catalyst supported on a porous support , (c) the method comprises an additional catalyst was heat treated further at temperatures above 400 ° C. prior to sulfurization, at least one life of (d) catalysts, and 0. over 5 years, and / or ( e) at least one catalyst, either in a fixed bed, or even provide the method which is slurried in the crude feed.

幾つかの実施態様では、本発明は、本発明方法又は組成物の1つ以上と組合わせて、原油原料を1種以上の触媒と接触させる工程を含む方法も提供する。 In some embodiments, the present invention is, in combination with one or more of the inventive method or composition provides a method comprising the step of contacting with one or more catalysts crude feed. ここで、該触媒の少なくとも1種は、担持触媒又は塊状金属触媒であって、担持触媒又は塊状金属触媒は、(a)周期表第5〜10欄の1種以上の金属、周期表第5〜10欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、(b)触媒1g当たり、周期表第5〜10欄の1種以上の金属、周期表第5〜10欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を0.0001g以上、又は0.0001〜0.6g又は0.001〜0.3g含有し、(c)周期表第6〜10欄の1種以上の金属、周期表第6〜10欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、(d)周期表第7〜10欄の1種以上の金属、周期表第7〜10欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を Wherein at least one of the catalyst is a supported catalyst or a bulk metal catalyst, supported catalyst or bulk metal catalysts, (a) the periodic table one or more metals from Columns 5-10 of the Periodic Table of the fifth one or more of one or more compounds of metals of 10 fields, or contain a mixture thereof, (b) catalyst per 1g, the periodic table one or more metals from columns 5-10, periodic table 5-10 one or more compounds of one or more metals of the column, or mixtures thereof 0.0001g above, or 0.0001~0.6g or containing 0.001~0.3g, (c) the periodic table 6 10 column one or more metals of, one or more compounds of one or more metals from columns 6-10 of the periodic table, or contain a mixture thereof, (d) periodic table one 7-10 column more metals, one or more compounds of one or more metals from 7-10 column of the periodic table, or mixtures thereof み、(e)触媒1g当たり、周期表第7〜10欄の1種以上の金属、周期表第7〜10欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を0.0001〜0.6g又は0.001〜0.3g含有し、(f)周期表第5〜6欄の1種以上の金属、周期表第5〜6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、(g)周期表第5欄の1種以上の金属、周期表第5欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、(h)触媒1g当たり、周期表第5欄の1種以上の金属、周期表第5欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を0.0001g以上、又は0.0001〜0.6g、0.001〜0.3g、0.005〜0.1g又は0.01〜0.08g含有し、(i See, (e) a catalyst per 1 g, one or more metals from 7-10 column of the periodic table, periodic table of one or more compounds of one or more metals from 7-10 column, or mixtures thereof 0. contain 0001~0.6g or 0.001~0.3g, (f) the periodic table one or more metals from 5-6 column, one or more one or more metals from 5-6 column of the periodic table includes compounds, or mixtures thereof, include (g) of the periodic table one or more metals from column 5 of the periodic table one or more compounds of one or more metals from column 5, or mixtures thereof, per (h) catalyst 1 g, one or more metals of the periodic table column 5, one or more compounds of one or more metals of the periodic table column 5, or mixtures thereof 0.0001g more, or 0. 0001~0.6g, 0.001~0.3g, 0.005~0.1g or 0.01~0.08g contains, (i 周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、(j)触媒1g当たり、周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を0.0001〜0.6g、0.001〜0.3g、0.005〜0.1g又は0.01〜0.08g含有し、(k)周期表第10欄の1種以上の金属、周期表第10欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、(l)触媒1g当たり、周期表第10欄の1種以上の金属、周期表第10欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を0.0001〜0.6g又は0.001〜0.3g含有し、(m)バナジウム、バナジウムの1種以上の化合物、又は Periodic table of one or more metals from Column 6 of the Periodic Table one or more compounds of one or more metals from Column 6 of, or comprises a mixture thereof, (j) per catalyst 1g, the periodic table of the sixth column one or more metals of the periodic table one or more compounds of one or more metals from column 6 of, or 0.0001~0.6g mixtures thereof, 0.001~0.3G, 0.005-0 contain .1g or 0.01~0.08g, (k) the periodic table one or more metals from column 10 of the periodic table one or more compounds of one or more metals from column 10, or mixtures thereof wherein the per (l) catalyst 1 g, one or more metals from column 10 of the periodic table, one or more compounds of one or more metals from column 10 of the periodic table, or mixtures thereof from 0.0001 to 0 .6g or 0.001~0.3g containing, (m) vanadium, one or more compounds of vanadium, or それらの混合物を含み、(n)ニッケル、ニッケルの1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、(o)コバルト、コバルトの1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、(p)モリブデン、モリブデンの1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、(q)触媒1g当たり、モリブデン、モリブデンの1種以上の化合物、又はそれらの混合物を0.001〜0.3g又は0.005〜0.1g含有し、(r)タングステン、タングステンの1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、(s)触媒1g当たり、モリブデン、モリブデンの1種以上の化合物、又はそれらの混合物を0.001〜0.3g含有し、(t)周期表第6欄の1種以上の金属及び周期表第10欄の1種以上の金属を第10欄金属対第6欄金属の比で1〜 Including mixtures thereof, wherein the (n) nickel, one or more compounds of nickel, or contain a mixture thereof, (o) cobalt, one or more compounds of cobalt, or mixtures thereof, (p) Molybdenum , one or more compounds of molybdenum, or contain a mixture thereof, (q) per catalyst 1g, molybdenum, one or more compounds of molybdenum, or 0.001~0.3g or 0.005 mixtures thereof 0.1g contains, (r) tungsten, include one or more compounds of tungsten, or mixtures thereof, (s) per catalyst 1g, molybdenum, one or more compounds of molybdenum, or mixtures thereof 0. containing 001~0.3g, 1~ in (t) of the periodic table of one or more metals and periodic table one or more metals of column 10 metal to column 6 metal ratio of column 10 of the column 6 含有し、(u)周期表第15欄の1種以上の元素、周期表第15欄の1種以上の元素の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、(v) 触媒1g当たり、周期表第15欄の1種以上の元素、周期表第15欄の1種以上の元素の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を0.00001〜0.06g含有し、(w)燐、燐の1種以上の化合物又はそれらの混合物を含み、(x)触媒1g当たり、α−アルミナを0.1g以下含有し、及び/又は(y)触媒1g当たり、θ−アルミナを0.5g以上含有する。 Contains, (u) of the periodic table one or more elements of Column 15 of the Periodic Table one or more compounds of one or more elements of the column 15, or comprise a mixture thereof, per (v) catalyst 1g, periodic table one or more elements of the column 15, one or more compounds of one or more elements of the periodic table column 15, or mixtures thereof containing 0.00001~0.06g, (w) phosphorus, comprises one or more compounds or mixtures thereof of phosphorus, (x) per catalyst 1 g, alpha-alumina containing less 0.1 g, and / or (y) per catalyst 1 g, theta-alumina or 0.5g contains.

幾つかの実施態様では、本発明は、本発明方法又は組成物の1つ以上と組合わせて、触媒を形成する方法も提供する。 In some embodiments, the present invention is, in combination with one or more of the present invention a method or composition, also provides a method of forming a catalyst. この方法は、θ−アルミナを含有する支持体と、1種以上の金属とを組合わせて支持体/金属混合物を形成する工程及びθ−アルミナ支持体/金属混合物を400℃以上の温度で熱処理する工程を含み、更に(a)支持体/金属混合物を水と配合してペーストを形成し、ペーストを押出す工程、及び(b)アルミナを800℃以上の温度で熱処理して、θ−アルミナを得る工程、及び/又は(c)触媒を硫化する工程を含む。 The method, theta-and support containing alumina, heat-treated at least one metal and a combinational by support / metal mixture to form steps and theta-alumina support / metal mixture at a temperature above 400 ° C. to include a step, further (a) a support / metal mixture was blended with water to form a paste, to step extruding the paste, and (b) alumina was heat treated at 800 ° C. or more temperature, theta-alumina to sulfurization step, and / or (c) a catalyst to obtain a containing step.

幾つかの実施態様では、本発明は、本発明方法又は組成物の1つ以上と組合わせて、原油原料を1種以上の触媒と接触させる工程を含む方法も提供する。 In some embodiments, the present invention is, in combination with one or more of the inventive method or composition provides a method comprising the step of contacting with one or more catalysts crude feed. この方法で、触媒の少なくとも1種の細孔サイズ分布は、(a)中央値細孔径が60Å以上、90Å以上、180Å以上、200Å以上、230Å以上、300Å以上、230Å以下、500Å以下、又は90〜180Å、100〜140Å、120〜130Å、230〜250Å、180〜500Å、230〜500Å又は60〜300Åの範囲であり、(b)全細孔数の60%以上が中央値細孔径の45Å以内、35Å以内、又は25Å以内の細孔径を有し、(c)表面積が60m /g以上、90m /g以上、100m /g以上、120m /g以上、150m /g以上、200m /g以上、又は220m /g以上であり、及び/又は(d)全細孔の合計容積が0.3cm /g以上、0.4cm /g以上、 In this method, at least one pore size distribution of the catalyst, (a) a median pore diameter of more than 60 Å, more than 90 Å, 180 Å or more, 200 Å or more, more 230 Å, 300 Å or more, 230 Å or less, 500 Å or less, or 90 ~180Å, 100~140Å, 120~130Å, 230~250Å, 180~500Å, in the range of 230~500Å or 60~300Å, (b) 60% or more of the total pore number within 45Å of the median pore diameter within 35 Å, or have a pore diameter within 25 Å, (c) surface area of 60 m 2 / g or more, 90m 2 / g or more, 100 m 2 / g or more, 120 m 2 / g or more, 150 meters 2 / g or more, 200 meters 2 / g or more, or 220m and 2 / g or more, and / or (d) the total volume of all the pores is 0.3 cm 3 / g or more, 0.4 cm 3 / g or more, .5cm /g以上、又は0.7cm /g以上である。 .5cm 3 / g or more, or 0.7 cm 3 / g or more.

幾つかの実施態様では、本発明は、本発明方法又は組成物の1つ以上と組合わせて、原油原料を支持体に担持された1種以上の触媒と接触させる工程を含む方法も提供する。 In some embodiments, the present invention is, in combination with one or more of the inventive method or composition provides a method comprising the step of contacting with one or more catalysts supported crude feed to a support . ここで、支持体は、(a)アルミナ、シリカ、シリカ−アルミナ、酸化チタン、酸化ジルコニウム、酸化マグネシウム、又はそれらの混合物、及び/又はゼオライトを含み、(b)γ−アルミナ及び/又はδ−アルミナを含み、(c)支持体1g当たり、γ−アルミナを0.5g以上含有し、(d)支持体1g当たり、θ−アルミナを0.3g以上又は0.5g以上含有し、(e)α−アルミナ、γ−アルミナ、δ−アルミナ、θ−アルミナ、又はそれらの混合物を含み、(f)支持体1g当たり、α−アルミナを0.1g以下含有する。 Here, the support, (a) an alumina, silica, silica - alumina, titanium oxide, zirconium oxide comprises magnesium oxide, or mixtures thereof, and / or a zeolite, (b) .gamma.-alumina and / or δ- comprises alumina, per (c) support 1g, a γ- alumina containing more than 0.5g, it contains (d) per support 1g, theta-alumina 0.3g more or 0.5g more, (e) α- alumina comprises γ- alumina, .delta.-alumina, theta-alumina, or mixtures thereof, (f) per support 1g, containing α- alumina 0.1g or less.

幾つかの実施態様では、本発明は、本発明方法又は組成物の1つ以上と組合わせて、バナジウム触媒も提供する。 In some embodiments, the present invention is, in combination with one or more of the present invention a method or composition, also provided vanadium catalyst. このバナジウム触媒は、(a)中央値細孔径が60Å以上である細孔サイズ分布を有し、(b)θ−アルミナ含有支持体を有すると共に、中央値細孔径が60Å以上である細孔サイズ分布を有し、(c)周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、(d)触媒1g当たり、周期表第6欄の1種以上の金属、周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を0.001g以上含有する。 The vanadium catalyst, (a) a median pore diameter has a pore size distribution is more than 60Å, (b) theta-and having a alumina-containing support, the pore size median pore diameter is at least 60Å has a distribution, include (c) of the periodic table of one or more metals from column 6 of the periodic table one or more compounds of one or more metals from column 6 of, or mixtures thereof, (d) catalysts 1g per one or more metals of the periodic table column 6, one or more compounds of one or more metals from column 6 of the periodic table, or mixtures thereof containing more than 0.001 g.

幾つかの実施態様では、本発明は、本発明方法又は組成物の1つ以上と組合わせて、原油生成物も提供する。 In some embodiments, the present invention is, in combination with one or more of the present invention a method or composition, also provides crude product. この原油生成物は、(a)TANが0.1以下、又は0.001〜0.5、0.01〜0.2、又は0.05〜0.1であり、(b)有機酸金属塩中にアルカリ金属及びアルカリ土類金属を、原油生成物1g当たり0.000009g以下含有し、(c)Ni/V/Feを原油生成物1g当たり0.00002g以下含有し、及び/又は(d)原油生成物1g当たり、触媒の少なくとも1種を、0gを超え0.01g未満含有する。 The crude product, (a) TAN of 0.1 or less, or 0.001~0.5,0.01~0.2, or a 0.05 to 0.1, (b) organic acid metal alkali metal and alkaline earth metal in the salt contains less 0.000009g per crude product 1g, containing (c) Ni / V / Fe or less crude product 1g per 0.00002, and / or (d ) crude per product 1g, at least one catalyst, contains less than 0.01g exceed 0 g.
幾つかの実施態様では、本発明は、本発明方法又は組成物の1つ以上と組合わせて、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ金属塩、1種以上の有機酸の1種以上のアルカリ土類金属塩、又はそれらの混合物も提供する。 In some embodiments, the present invention is, in combination with one or more of the process of this invention or compositions, one or more alkali metal salts of one or more organic acids, one of the one or more organic acids or more alkaline earth metal salts, or mixtures thereof to provide. ここで、(a)アルカリ金属の少なくとも1種はリチウム、ナトリウム又はカリウムであり、及び/又は(b)アルカリ土類金属の少なくとも1種はマグネシウム又はカルシウムである。 Wherein at least one of (a) alkali metal lithium, sodium or potassium, and / or (b) at least one of alkaline earth metal is magnesium or calcium.

幾つかの実施態様では、本発明は、本発明方法又は組成物の1つ以上と組合わせて、原油原料を1種以上の触媒と接触させて原油生成物を含む全生成物を製造する工程を含む方法も提供する。 In some embodiments, the present invention is, in combination with one or more of the present invention a method or composition, is in contact with one or more catalysts to crude feed produce a total product that includes a crude product step the method comprising also provided. この方法は、更に(a)原油原料を、該原油原料と同じか又は異なる原油と配合して、輸送用に好適なブレンドを形成する工程、(b)原油原料を、該原油原料と同じか又は異なる原油と組合わせて、処理設備用に好適なブレンドを形成する工程、(c)原油生成物を精留(fractionate)する工程、及び/又は(d)原油生成物を1種以上の蒸留物フラクションに精留して、蒸留物フラクションの少なくとも1種から輸送用燃料を製造する工程を含む。 The method further: (a) the crude feed is formulated with the same or different crude oils and raw oil material to form a blend suitable for transporting, the (b) the crude feed, or equal to the raw oil material or in combination with different crude oil, forming a blend suitable for treatment facilities, (c) step the crude product is fractionated (fractionate), and / or (d) the crude product of one or more distillation and rectification at the object fraction, comprising the step of producing a transportation fuel from at least one distillate fraction.

幾つかの実施態様では、本発明は、本発明方法又は組成物の1つ以上と組合わせて、支持体に担持した触媒組成物も提供する。 In some embodiments, the present invention is, in combination with one or more of the present invention a method or composition, also provides the catalyst composition supported on a support. この触媒組成物は、(a)支持体1g当たり、θ−アルミナを0.3g以上又は0.5g以上含有し、(b)支持体中にδ−アルミナを含有し、(c)支持体1g当たり、α−アルミナを0.1g以下含有し、(d)中央値細孔径が230Å以上である細孔サイズ分布を有し、(e)細孔サイズ分布での細孔の細孔容積が0.3cm /g以上又は0.7cm /g以上であり、(f)表面積が60m /g以上又は90m /g以上であり、(g)周期表第7〜10欄の1種以上の金属、第7〜10欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、(h)周期表第5欄の1種以上の金属、第5欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、(i)周期表第5欄の1種以上の金属、第5欄の The catalyst composition, (a) per support 1g, theta-alumina containing more or 0.5g least 0.3 g, containing (b) in the support δ- alumina, (c) support 1g per the α- alumina containing less 0.1 g, having a pore size distribution is (d) a median pore diameter of 230Å or more, volume of pores in the (e) pore size distribution 0 .3cm is a 3 / g or more, or 0.7 cm 3 / g or more, (f) and a surface area of 60 m 2 / g or more or 90m 2 / g or more, (g) the period 7-10 column one or more tables metal, one or more compounds of one or more metals from 7-10 column, or contain a mixture thereof, (h) the periodic table one or more metals from column 5, one or more column 5 of one or more compounds of metals, or contain a mixture thereof, (i) the periodic table one or more metals from column 5, the column 5 種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を、触媒1g当たり0.0001〜0.6g又は0.001〜0.3g含有し、(j)周期表第6欄の1種以上の金属、第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、(k)周期表第6欄の1種以上の金属、第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を、触媒1g当たり0.0001〜0.6g又は0.001〜0.3g含有し、(l)バナジウム、バナジウムの1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、(m)モリブデン、モリブデンの1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、(n)タングステン、タングステンの1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、(o)コバルト、コバルトの1種以上の化合物、又 One or more compounds of the above metals species, or mixtures thereof, the catalyst 1g per 0.0001~0.6g or containing 0.001~0.3g, (j) 1 or more of the Periodic Table Column 6 metal, one or more compounds of one or more metals from column 6 of, or comprises a mixture thereof, (k) the periodic table of one or more metals from column 6 of one or more metals from column 6 of of one or more compounds, or mixtures thereof, per catalyst 1g contain 0.0001~0.6g or 0.001~0.3g, (l) vanadium, one or more compounds of vanadium, or their includes mixtures, comprising (m) is molybdenum, one or more compounds of molybdenum, or contain a mixture thereof, (n) tungsten, one or more compounds of tungsten, or mixtures thereof, (o) cobalt, cobalt one or more compounds of addition はそれらの混合物を含み、及び/又は(p)ニッケル、ニッケルの1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含む。 Including includes mixtures thereof, and / or (p) nickel, one or more compounds of nickel, or mixtures thereof.

幾つかの実施態様では、本発明は、本発明方法又は組成物の1つ以上と組合わせて、原油組成物も提供する。 In some embodiments, the present invention is, in combination with one or more of the inventive method or composition provides crude oil composition. この原油組成物は、(a)TANが1以下、0.5以下、0.3以下又は0.1以下であり、(b)組成物1g当たり、沸点範囲分布が0.101MPaで95〜260℃の炭化水素を0.001g以上、沸点範囲分布が0.101MPaで260〜320℃の炭化水素を0.001g以上、0.005g以上、又は0.01g以上、及び沸点範囲分布が0.101MPaで320〜650℃の炭化水素を0.001g以上含有し、(c)塩基性窒素を組成物1g当たり0.0005g以上含有し、(d)全窒素を組成物1g当たり0.001g以上又は0.01g以上含有し、及び/又は(e)合計ニッケル及びバナジウムを組成物1g当たり0.00005g以下含有する。 The crude composition, (a) TAN of 1 or less, 0.5 or less, 0.3 or less or 0.1 or less, (b) composition per 1g, boiling range distribution in 0.101 MPa ninety-five to two hundred and sixty ° C. hydrocarbons to 0.001g above, boiling range distribution 260-320 ° C. hydrocarbons to 0.001g or more 0.101 MPa, more 0.005 g, or 0.01g or more, and a boiling range distribution 0.101 MPa in hydrocarbons three hundred twenty to six hundred fifty ° C. containing more than 0.001g, (c) a basic nitrogen-containing composition 1g per 0.0005g above, (d) total nitrogen composition 1g per 0.001g higher or 0 containing more .01G, and / or (e) containing less total nickel and vanadium composition 1g per 0.00005 g.

幾つかの実施態様では、本発明は、本発明方法又は組成物の1つ以上と組合わせて、1種以上の触媒を含む原油組成物も提供する。 In some embodiments, the present invention is, in combination with one or more of the present invention a method or composition, also provides oil compositions comprising one or more catalysts. ここで、触媒の少なくとも1種は、(a)中央値細孔径が180Å以上、500Å以下、及び/又は90〜180Å、100〜140Å、120〜130Åの範囲である細孔サイズ分布を有し、(b)中央値細孔径が90Å以上であり、かつ細孔サイズ分布での全細孔数の60%を超える細孔が中央値細孔径の45Å以内、35Å以内、又は25Å以内の細孔径を有し、(c)表面積が100m /g以上、120m /g以上又は220m /g以上であり、及び/又は(d)アルミナ、シリカ、シリカ−アルミナ、酸化チタン、酸化ジルコニウム、酸化マグネシウム、ゼオライト、及び/又はそれらの混合物を含む支持体を有し、(e)周期表第5〜10欄の1種以上の金属、第5〜10欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又 Here, having at least one catalyst is, (a) a median pore diameter of more than 180 Å, 500 Å or less, and / or 90~180Å, 100~140Å, a pore size distribution in the range of 120~130A, (b) it is a median pore diameter 90Å or more and within 45Å of pores greater than 60% of the total pore number median pore diameter in the pore size distribution, within 35 Å, or a pore diameter within 25Å a, (c) surface area of 100 m 2 / g or more and 120 m 2 / g or more or 220 m 2 / g or more, and / or (d) alumina, silica, silica - alumina, titanium oxide, zirconium oxide, magnesium oxide , zeolites, and / or has a support comprising a mixture thereof, (e) the periodic table one or more metals from columns 5-10 of one or more metals from columns 5-10 of one or more compound, also それらの混合物を含み、(f)周期表第5欄の1種以上の金属、第5欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、(g)周期表第5欄の1種以上の金属、第5欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を、触媒1g当たり0.0001g以上含有し、(h)周期表第6欄の1種以上の金属、第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、(i)周期表第6欄の1種以上の金属、第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を、触媒1g当たり0.0001g以上含有し、(j)周期表第10欄の1種以上の金属、第10欄の1種以上の金属の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含み、及び/又は(k)周期表第15欄の1種以上の元素 Including mixtures thereof, (f) the periodic table one or more metals from Column 5, one or more compounds of one or more metals from Column 5, or comprises a mixture thereof, (g) the periodic table 5 column one or more metals of, one or more compounds of one or more metals from column 5, or mixtures thereof, containing more catalyst per 1 g 0.0001 g, (h) the periodic table of the sixth column one or more metals, one or more compounds of one or more metals from column 6 of, or comprises a mixture thereof, (i) the periodic table of one or more metals from column 6 of, one of the sixth column or of one or more compounds of metals, or mixtures thereof, containing more than 0.0001g catalyst per 1 g, (j) the periodic table one or more metals from column 10, one or more metals from column 10 one or more compounds, or contain a mixture thereof, and / or (k) of the periodic table one or more elements of column 15 of 第15欄の1種以上の元素の1種以上の化合物、又はそれらの混合物を含む。 One or more compounds of one or more elements of the column 15, or mixtures thereof.

更なる実施態様では、本発明の特定の実施態様の特徴を本発明の他の実施態様の特徴と組合わせてよい。 In a further embodiment, the features of certain embodiments of the present invention may be combined with features of another embodiment of the present invention. 例えば本発明の一実施態様を他の実施態様のいずれかと組合わせてよい。 For example an embodiment of the present invention may be combined with any of the other embodiments.
更なる実施態様では、原油生成物は、ここで説明した方法及びシステムのいずれかで得られる。 In a further embodiment, the crude product is obtained here in any of the methods and systems described.
更なる実施態様では、ここで説明した特定の実施態様に他の特徴を追加してよい。 In a further embodiment, it may add other features to the specific embodiments described herein.

図面の簡単な説明 本発明の利点は、以下の詳細な説明により添付図面を参照して、当業者に明かとなろう。 Benefits BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS The present invention, with reference to the accompanying drawings the following detailed description, will be collected by apparent to those skilled in the art.
図1は、接触システムの一実施態様の概略図である。 Figure 1 is a schematic view of one embodiment of a contacting system.
図2A、2Bは、2つの接触帯を有する接触システムの一実施態様の概略図である。 Figures 2A, 2B is a schematic view of one embodiment of a contacting system having two contacting zones.
図3A、3Bは、3つの接触帯を有する接触システムの一実施態様の概略図である。 Figure 3A, 3B is a schematic of an embodiment of a contacting system having three contacting zones.
図4は、接触システムと組合わせた配合帯の一実施態様の概略図である。 Figure 4 is a schematic view of one embodiment of a formulation zone in combination with the contact system.
図5は、接触システムと組合わせた配合帯の一実施態様の概略図である。 Figure 5 is a schematic view of one embodiment of a formulation zone in combination with the contact system.
図6は、分離帯と接触システムと配合帯とを組合わせた一実施態様の概略図である。 Figure 6 is a schematic view of one embodiment of a combination of a separation zone between the contact system and the compounding zone.

図7は、原油原料を3種の触媒と接触させる一実施態様での原油原料及び原油生成物の代表的な特性表である。 Figure 7 is an exemplary characteristic table of crude feed and crude product for an embodiment of contacting the three catalyst the crude feed.
図8は、原油原料を1種以上の触媒と接触させる一実施態様での荷重した平均床温度対運転長さのグラフである。 Figure 8 is a graph of the average bed temperature versus run length weighted in one embodiment is contacted with one or more catalysts crude feed.
図9は、原油原料を2種の触媒と接触させる一実施態様での原油原料及び原油生成物の代表的な特性表である。 Figure 9 is an exemplary characteristic table of crude feed and crude product for an embodiment of contacting the two catalysts of the crude feed.
図10は、原油原料を2種の触媒と接触させる一実施態様での原油原料及び原油生成物の代表的な他の特性表である。 Figure 10 is a representative other characteristics table of crude feed and crude product for an embodiment of contacting the two catalysts of the crude feed.
図11は、原油原料を4種の異なる触媒系(system)と接触させる実施態様での原油原料及び原油生成物の表である。 Figure 11 is a table of crude feed and crude products for embodiments of contacting the crude feed with four different catalyst systems (system).
図12は、原油原料を4種の異なる触媒系と接触させる実施態様での原油生成物のP値対運転時間のグラフである。 Figure 12 is a graph of P value versus run time of the crude product in embodiments of contacting with four different catalyst systems of the crude feed.
図13は、原油原料を4種の異なる触媒系と接触させる実施態様での原油原料による総水素吸収量対運転時間のグラフである。 Figure 13 is a graph of net hydrogen uptake versus run time by crude feed with embodiments of contacting with four different catalyst systems of the crude feed.
図14は、原油原料を4種の異なる触媒系と接触させる実施態様での原油生成物の残留物含有量(重量%)対運転時間のグラフである。 Figure 14 is a graph of the residue content (wt%) versus run time of the crude product in embodiments of contacting with four different catalyst systems of the crude feed.

図15は、原油原料を4種の異なる触媒系と接触させる実施態様での原油生成物のAPI比重の変化対運転時間のグラフである。 Figure 15 is a graph of change versus run time for API gravity of the crude product from embodiments of contacting with four different catalyst systems of the crude feed.
図16は、原油原料を4種の異なる触媒系と接触させる実施態様での原油生成物の酸素含有量(重量%)対運転時間のグラフである。 Figure 16 is a graph of the oxygen content (wt%) versus run time of the crude product in embodiments of contacting with four different catalyst systems of the crude feed.
図17は、原油原料を、モリブデン触媒及びバナジウム触媒を種々の量で含む触媒系;バナジウム触媒及びモリブデン/バナジウム触媒を含む触媒系;及びガラスビーズと接触させる実施態様での原油原料及び原油生成物の代表的な特性表である。 Figure 17 is a crude feed, catalyst system comprising a molybdenum catalyst and a vanadium catalyst in various amounts; catalyst system comprising a vanadium catalyst and a molybdenum / vanadium catalyst; and crude feed and crude products for embodiments of contacting with glass beads which is a typical characteristic table.
図18は、原油原料を種々の時間当たり液体の空間速度で1種以上の触媒と接触させる実施態様での原油原料及び原油生成物の特性表である。 Figure 18 is a characteristic table of the crude feed and crude products for embodiments of contacting with one or more catalysts crude feed at a space velocity of liquid per various times.

図19は、原油原料を種々の接触温度で接触させる実施態様で原油原料及び原油生成物の特性表である。 Figure 19 is a characteristic table of the crude feed and crude product from embodiments of contacting the crude feed at various contact temperature.
本発明は種々の変形及び代替形態に対し感受性であるが、その特定の実施態様を図面で例示する。 While the invention is susceptible to various modifications and alternative forms, illustrate specific embodiments thereof with the accompanying drawings. これらの図面は一定の縮小比になり得ない。 These figures can not become a constant reduction ratio. 図面及びその詳細な説明は、本発明を開示した特定の形態に限定することを意図するものではなく、逆に本発明は付属の特許請求の範囲で定義した本発明の精神及び範囲内に含まれる、あらゆる変形、均等物及び代替物を含むことを理解すべきである。 Drawings and detailed description thereto are not intended to be limited to the particular forms disclosed invention, the present invention contrary to fall within the spirit and scope of the invention as defined in the appended claims are any variations, it should be understood to include equivalents and alternatives.

詳細な説明 本発明の特定の実施態様を、ここで更に詳細に説明する。 The specific embodiments of the detailed description the invention will be described in further detail herein. 使用した用語は以下のように定義する。 The terms used are defined as follows.
“ASTM”とは、American Standard Testing and Materialsを言う。 And "ASTM", refers to the American Standard Testing and Materials.
“API比重”とは、15.5℃(60°F)でのAPI比重を言う。 The "API gravity" refers to API gravity at 15.5 ℃ (60 ° F). API比重はASTM法D6822で測定する。 API gravity is measured by ASTM method D6822.
原油原料及び原油生成物の水素原子の割合(%)及び炭素原子の割合(%)は、ASTM法D5291で測定する。 Crude feed and the ratio of the hydrogen atoms of the crude product (%) and the proportion of carbon atoms (%) is as determined by ASTM Method D5291. 原油原料、全生成物及び/又は原油生成物の沸点範囲分布は、特に断らない限り、ASTM法D5307で測定する。 Crude feed boiling range distribution of the total product and / or crude product, unless otherwise indicated, determined by ASTM Method D5307.
“C アスファルテン”とはペンタンに不溶のアスファルテンを言う。 Say the asphaltenes insoluble in pentane and "C 5 asphaltenes". アスファルテン含有量はASTM法D2007で測定する。 C 5 asphaltenes content is as determined by ASTM Method D2007.

“第X欄(column)金属”とは、周期表第X欄の1種以上の金属、及び/又は周期表第X欄の1種以上の金属の1種以上の化合物を言う。 The "first X column (column) metal" refers to the periodic table one or more metals from Column X, and / or the periodic table of one or more compounds of one or more metals from Column X. 但し、Xは周期表の欄番号(例えば1〜12)に相当する。 However, X is equivalent to the column number of the periodic table (e.g., 1-12). 例えば“第6欄金属”とは、周期表第6欄の1種以上の金属、及び/又は周期表第6欄の1種以上の金属の1種以上の化合物を言う。 For example, a "Column 6 metal" refers to the periodic table of one or more metals from Column 6 of, and / or the periodic table one or more compounds of one or more metals from Column 6 of.
“第X欄元素”とは、周期表第X欄の1種以上の元素、及び/又は周期表第X欄の1種以上の元素の1種以上の化合物を言う。 The "first X column element" refers to the periodic table one or more elements of the X column, and / or the periodic table one or more compounds of one or more elements of the X column. 但し、Xは周期表の列番号(例えば13〜18)に相当する。 However, X is equivalent to the column number of the periodic table (e.g., 13 to 18). 例えば“第15欄元素”とは、周期表第15欄の1種以上の元素、及び/又は周期表第15欄の1種以上の元素の1種以上の化合物を言う。 For example, a "Column 15 element" refers to the periodic table one or more elements of the column 15, and / or the periodic table one or more compounds of one or more elements of Column 15.

本出願の範囲では、周期表金属の重量、周期表金属の化合物の重量、周期表元素の重量、又は周期表元素の化合物の重量は、金属の重量又は元素の重量として計算する。 The scope of the present application, the weight of the periodic table weight of the metal, the weight of the Periodic Table metal compound, the weight of the periodic table elements or compounds of the periodic table element is calculated as the weight of the weight or elemental metals. 例えばMoO を触媒1g当たり0.1g使用するならば、触媒中のモリブデン金属の計算重量は、触媒1g当たり0.067gである。 For example, if the MoO 3 using 0.1g per catalyst 1g, calculated weight of the molybdenum metal in the catalyst is 0.067g per catalyst 1g.
“含有量”とは、基質(例えば原油原料、全生成物又は原油生成物)の全重量に対し、重量分率又は重量百分率として表した基質中の成分の重量を言う。 "Content" refers to a substrate relative to the total weight of the (e.g. crude feed, the total product or crude product) refers to the weight of the components in the substrate, expressed as weight fraction or weight percentage. “重量ppm”とは、百万重量部当たりの重量部を言う。 The term "weight ppm", refers to the parts by weight per million parts.
“原油原料/全生成物混合物”とは、処理中、触媒と接触させる混合物を言う。 The "crude feed / total product mixture" during processing, refers to a mixture to be contacted with the catalyst.

“蒸留物”とは、0.101MPaにおいて204℃(400°F)〜343℃(650°F)の沸点範囲分布を有する炭化水素を言う。 "Distillate" refers to hydrocarbons with a boiling range distribution of 204 ° C. at 0.101MPa (400 ° F) ~343 ℃ (650 ° F). 蒸留物含有量は、ASTM法D5307で測定する。 Distillate content is as determined by ASTM Method D5307.
“ヘテロ原子”とは、炭化水素の分子構造中に含まれる酸素、窒素及び/又は硫黄を言う。 The term "heteroatom", oxygen contained in the molecular structure of a hydrocarbon refers to a nitrogen and / or sulfur. ヘテロ原子含有量は、酸素についてはASTM法E385、全窒素については同D5762、硫黄については同D4294で測定する。 Heteroatom content, ASTM Method E385 for oxygen, for total nitrogen same D5762 for sulfur measured at the same D4294. “全塩基性窒素”とは、pKaが40未満の窒素化合物を言う。 The "total amount of basic nitrogen", pKa refers to a nitrogen compound less than 40. 塩基性窒素(“bn”)はASTM法D2896で測定する。 Basic nitrogen ( "bn") is as determined by ASTM Method D2896.

“水素源”とは、水素、及び/又は、原油原料及び触媒の存在下で反応して原油原料中の化合物に水素を与える際の化合物を言う。 The term "hydrogen source", hydrogen, and / or refers to a compound in conferring hydrogen compounds in the crude feed react in the presence of a crude feed and catalyst. 水素源としては、炭化水素(例えばメタン、エタン、プロパン、ブタンのようなC 〜C 炭化水素)、水又はそれらの混合物が挙げられる。 As the hydrogen source, hydrocarbons (e.g. methane, ethane, propane, C 1 -C 4 hydrocarbons such as butane), water, or mixtures thereof. 原油原料中の化合物に付与した総水素量を評価するため、物質収支を行ってよい。 To assess the total amount of hydrogen was applied to compounds in the crude feed, it may perform mass balance.

“平板圧潰強度”とは、触媒の破壊に必要な圧縮力を言う。 "Flat plate crush strength" refers to a compression force necessary to the destruction of the catalyst. 平板圧潰強度はASTM法D4179で測定する。 Flat crush strength is as determined by ASTM Method D4179.
“LHSV”とは、触媒の全容積当たり液体原油原料の容積割合(速度)を言い、時間(h −1 )で表す。 "LHSV" and refers volume fraction of the total volume per liquid crude feed of catalyst (rate), expressed in hours (h -1). 触媒の全容積は、ここで説明した接触帯中の全ての触媒の容積を合計して算出する。 The total volume of catalyst is calculated by summing the volumes of all of the catalyst in contacting zone described here.

“液体混合物”とは、標準温度及び圧力(25℃、0.101MPa;以下、“STP”と言う)において液体である1種以上の化合物を含む組成物、又はSTPにおいて液体である1種以上の化合物とSTPにおいて固体である1種以上の化合物との組合わせを含む組成物を言う。 The term "liquid mixture", standard temperature and pressure; composition comprising one or more compounds that are liquid at (25 ° C., 0.101 MPa or less, "STP" say), or one or more liquid at STP in compounds and STP refers to a composition comprising a combination of one or more compounds which is a solid.
“周期表”とは、International Union of Pure and Applied Chemistry(IUPAC)で2003年11月に規定された周期表を言う。 "Periodic table" and refers to the periodic table that has been defined in November 2003 in the International Union of Pure and Applied Chemistry (IUPAC).

“有機酸金属塩中の金属”とは、アルカリ金属、アルカリ土類金属、亜鉛、砒素、クロム又はそれらの組合わせを言う。 The term "metal in metal salts of organic acids", refers to alkali metals, alkaline earth metals, zinc, arsenic, chromium or combinations thereof. 有機酸金属塩中の金属含有量は、ASTM法D1318で測定する。 The metal content in the organic acid metal salt is as determined by ASTM Method D1318. “ミクロ炭素残留物”(“MCR”)とは、基質の蒸発及び熱分解後に残存する炭素残留物の量を言う。 "Micro carbon residue" and ( "MCR") refers to an amount of carbon residue remaining after evaporation and pyrolysis of a substrate. MCR含有量は、 ASTM法D4530で測定する。 MCR content is as determined by ASTM Method D4530.

“ナフサ”とは、0.101MPaにおいて38℃(100°F)〜200℃(392°F)の沸点範囲分布を有する炭化水素を言う。 "Naphtha" refers to hydrocarbon having a boiling range distribution of 38 ° C. In 0.101MPa (100 ° F) ~200 ℃ (392 ° F). ナフサ含有量は、ASTM法D5307で測定する。 Naphtha content is as determined by ASTM Method D5307.
“Ni/V/Fe”とは、ニッケル、バナジウム、鉄、又はそれらの組合わせを言う。 And "Ni / V / Fe", say nickel, vanadium, iron, or combinations thereof.
“Ni/V/Fe含有量”とは、ニッケル、バナジウム、鉄、又はそれらの組合わせの含有量を言う。 The "Ni / V / Fe content" refers to nickel, vanadium, iron, or the content of their combinations. Ni/V/Fe含有量は、ASTM法D5708で測定する。 Ni / V / Fe content is as determined by ASTM Method D5708.

“Nm /m ”とは、原油原料1m 当たりガスの標準m を言う。 And "Nm 3 / m 3", refers to the standard m 3 of crude oil raw materials 1m 3 per gas.
“カルボキシル非含有有機酸素化合物”とは、カルボキシル(−CO −)基を含有しない有機酸素化合物を言う。 The "carboxyl-free organic oxygen compounds", carboxyl - refers to organic oxygen compounds that do not contain groups (-CO 2). カルボキシル非含有有機酸素化合物としては、限定されるものではないが、いずれもカルボキシル基を含有しない、エーテル、環式エーテル、アルコール、芳香族アルコール、ケトン、アルデヒド、又はそれらの組合わせが挙げられる。 Examples of the carboxyl-free organic oxygen compounds include, but are not limited to, any free carboxyl groups, ethers, cyclic ethers, alcohols, aromatic alcohols, ketones, aldehydes, or combinations thereof.

“非凝縮性ガス”とは、STPにおいてガスである成分及び/又は成分の混合物を言う。 By "non-condensable gas" refers to a mixture of components and / or component is a gas at STP.
“P(解凝固)値”とは、原油原料中のアスファルテンの凝固傾向を表す数値を言う。 The "P (peptization) value" refers to a numerical value that represents the clotting tendency of asphaltenes in the crude feed. P値の測定法は、J. P method of measuring the value, J. J. J. Heithaus“Measurement and Significance of Asphaltene Peptitization”,Jounal of Petroleum,第48巻,第458号,1962年2月,pp. Heithaus "Measurement and Significance of Asphaltene Peptitization", Jounal of Petroleum, Vol. 48, No. 458, February 1962, pp. 45〜53に記載されている。 It has been described in 45 to 53.

“細孔径”、“中央値細孔径”及び“細孔容積”とは、ASTM法D4284(接触角140°での水銀多孔度測定)で測定した細孔径、中央値細孔径及び細孔容積を言う。 "Pore diameter", and "median pore diameter" and "pore volume", pore diameter was determined by ASTM Method D4284 (mercury porosimetry at a contact angle 140 °), the median pore diameter and pore volume say. これら値の測定には、micromeritics(登録商標)A9220(Micromeritics Inc.,Norcross,Georgia,U.S.A.)が使用できる。 The measurement of these values, Micromeritics (TM) A9220 (Micromeritics Inc., Norcross, Georgia, U.S.A.) Can be used.
“残留物”とは、ASTM法D5307で測定して、沸点範囲分布が538℃(1000°F)を超える成分を言う。 "Residue" and is measured by ASTM method D5307, boiling range distribution refers to a component that exceeds 538 ℃ (1000 ° F).

“SCFB”とは、原油原料1バレル当たりガスの標準立方フィートを言う。 The "SCFB", refers to a standard cubic feet of crude oil raw materials per barrel gas.
触媒の“表面積”は、ASTM法D3663で測定する。 "Surface area" of the catalyst is as determined by ASTM Method D3663.
“TAN”とは、サンプル1g当たりKOHのmgとして表した全酸価を言う。 "TAN" refers to a total acid number, expressed as mg of KOH per sample 1g. TANは、ASTM法D664で測定する。 TAN is as determined by ASTM Method D664.
“VGO”とは、沸点範囲分布が0.101MPaにおいて343℃(650ーF)〜538℃(1000°F)の炭化水素を言う。 The "VGO", boiling range distribution refers to hydrocarbons 343 ° C. (650 over F) ~538 ℃ (1000 ° F) at 0.101 MPa. VGO含有量はASTM法D5307で測定する。 VGO content is as determined by ASTM Method D5307.

“粘度”とは、37.8℃(100°F)での動粘度を言う。 The term "viscosity" refers to kinematic viscosity at 37.8 ℃ (100 ° F). 粘度はASTM法D445で測定する。 The viscosity is measured by ASTM Method D445.
本出願に関連して、基質の特性について試験して得られた値が試験法の限界値外であれば、試験法を改変及び/又は再較正して、このような特性を試験してよいものと理解すべきである。 In connection with the present application, if the limit value outside the values ​​obtained by testing the characteristics of the substrate test method, the test method modified and / or recalibrated may test such characteristics things that should be understood.

原油は、炭化水素含有配合物から製造及び/又は乾留(retort)し、次いで安定化してよい。 Crude oil, and production and / or retorting from the hydrocarbon-containing formulation (retort), and then may be stabilized. 原油は生原油(crude oil)を含有してよい。 Crude oil may contain raw crude oil (crude oil). 原油は、一般に固体、半固体、及び/又は液体である。 Crude oil is generally solid, semi-solid, and / or liquid. 安定化法としては、限定されるものではないが、原油から非凝縮性ガス、水、塩又はそれらの組合わせを除去して、安定化原油を形成する方法が挙げられる。 The stabilizing method, but are not limited to, non-condensable gas from crude oil, water, to remove salts, or a combination thereof, and a method of forming a stabilized crude. このような安定化は、多くの場合、製造及び/又は乾留場所又はその近辺で行ってよい。 Such stabilization is often may be performed in manufacturing and / or retorting site or near the.

安定化原油は、通常、特定の沸点範囲分布を有する複数の成分(例えばナフサ、蒸留物、VGO、及び/又は潤滑油)を製造するために、処理設備で蒸留又は精留を行っていない。 Stabilizing crude oil, usually a plurality of components (e.g. naphtha, distillates, VGO, and / or lubricant) having a specific boiling range distributions in order to produce, not subjected to distillation or rectification in process equipment. 蒸留法としては、限定されるものではないが、常圧蒸留法及び/又は真空蒸留法が挙げられる。 The distillation method, but are not limited to, atmospheric distillation methods and / or vacuum distillation methods. 未蒸留及び/又は非精留安定化原油は、炭素数が5以上の成分を、原油1g当たり0.5g以上の量で含有してよい。 Undistilled and / or HiseiTome stabilizing crude oil, five or more component carbon atoms, may be contained in an amount of more than 0.5g per crude 1g. 安定化原油の例としては、原油全体、トッピング済み(topped)原油、脱塩原油、トッピング済み脱塩原油、又はそれらの組合わせが挙げられる。 Examples of stabilized crude oil, whole crude oil, topped already (topped) crude, desalted crude oil, topped been desalted crude oil, or combinations thereof. “トッピング済み”とは、0.101MPaにおいて35℃未満(1気圧で95°F未満)の沸点を有する複数成分の少なくとも幾つかの成分が除去されるように、処理した原油を言う。 "Topping already" and, as at least some of the components of the plural component having a boiling point below 35 ° C. (95 ° less than F at 1 atm) at 0.101MPa is removed refers to a treated crude. 通常、トッピング済み原油は、これらの成分を、トッピング済み原油1g当たり0.1g以下、0.05g以下又は0.02g以下含有する。 Usually, it topped already crude oil, these components, the following topped pre crude 1g per 0.1 g, 0.05 g containing less or less or 0.02 g.

幾つかの安定化原油は、輸送キャリヤー(例えばパイプライン、トラック又は船舶)により従来の処理設備に輸送可能な特性を有する。 Some stabilizing oil has a transportable characteristics to the conventional treatment facilities by transportation carriers (for example pipelines, trucks, or ships). その他の原油は、不利になる不適当な特性を1つ以上有する。 Other crudes have one or more unsuitable properties a disadvantage. 不利な原油は、輸送キャリヤー及び/又は処理設備に受入れ不能かも知れず、したがって、不利な原油に与える経済的価値は低い。 Disadvantaged crudes, not may be unacceptable to the transport carrier and / or processing facilities, therefore, economic value given to disadvantaged crudes is low. この経済的価値は、不利な原油を含むリザーバーが製造、輸送及び/又は処理にコストがかかり過ぎるとみなされるような価値であるかも知れない。 The economic value, the reservoir containing the disadvantaged crude is prepared, it may transport and / or processing is valuable as deemed too costly.

不利な原油の特性としては、限定されるものではないが、(a)TANが0.1以上、0.3以上、b)粘度が10cSt以上、c)API比重が19以下、d)合計Ni/V/Fe含有量が原油1g当たり0.00002g以上又は0.0001g以上、e)合計ヘテロ原子含有量が原油1g当たり0.005g以上、(f)残留物含有量が原油1g当たり0.01g以上、g)C アスファルテン含有量が原油1g当たり0.04g以上、h)MCR含有量が原油1g当たり0.002g以上、i)有機酸金属塩中の金属の含有量が原油1g当たり0.00001g以上、又はj)それらの組合わせが挙げられる。 The properties of the disadvantaged crudes include, but are not limited to, (a) TAN of 0.1 or more, 0.3 or more, b) a viscosity of more than 10 cSt, c) API gravity of 19 or less, d) total Ni / V / Fe content of the crude oil 1g per 0.00002g more or 0.0001g more, e) the total heteroatom content crude 1g per 0.005g above, (f) residues content crude 1g per 0.01g above, g) C 5 asphaltenes content of crude oil 1g per 0.04g least, h) MCR content of more than 0.002g per crude 1g, i) 0 per crude 1g content of metals in metal salts of organic acids. 00001g above, or j) combinations thereof and the like. 幾つかの実施態様では不利な原油は、該原油1g当たり、残留物を0.2g以上、0.3g以上、0.5g以上又は0.9g以上含有するかも知れない。 Some disadvantaged crudes in the exemplary embodiment, the per raw oil 1g, the residue 0.2g or more, or more 0.3 g, may contain 0.5g or more or 0.9g more. 幾つかの実施態様では不利な原油は、TANが0.1又は0.3〜20、0.3又は0.5〜10、0.4又は0.5〜5の範囲にあってよい。 Disadvantaged crudes In some embodiments, TAN may be in the range of 0.1 or 0.3~20,0.3 or 0.5~10,0.4 or 0.5-5. 特定の実施態様では不利な原油は、該原油1g当たり、硫黄を0.005g以上、0.01g以上又は0.02g以上含有してよい。 Disadvantaged crudes in certain embodiments, per raw oil 1g, sulfur 0.005g above may contain 0.01g or more or more 0.02 g.

不利な原油は、限定されるものではないが、以下の特性:(a)TANが0.5以上、b)酸素含有量が原油原料1g当たり0.005g以上、c)C アスファルテン含有量が原油原料1g当たり0.04g以上、d)10以上のAPI比重を有する原油原料について、所望粘度(例えば>10cSt)よりも高い粘度、e)有機酸金属塩中の金属の含有量が原油1g当たり0.00001g以上、又はf)それらの組合わせを有する。 Disadvantaged crudes, but are not limited to, the following characteristics: (a) TAN of 0.5 or more, b) the oxygen content of the crude feed 1g per 0.005g above, c) C 5 asphaltenes content crude feed 1g per 0.04g or, d) the crude feed having more than 10 API gravity, a desired viscosity (e.g.,> 10 cSt) viscosity higher than, e) the content of metals in metal salts of organic acids are per crude 1g 0.00001g above, or f) with a combination thereof.

不利な原油は、該原油1g当たり、沸点範囲分布が0.101MPaにおいて95〜200℃の炭化水素を0.001g以上、0.005g以上又は0.01g以上;沸点範囲分布が0.101MPaにおいて200〜300℃の炭化水素を0.01g以上、0.005g以上又は0.001g以上;沸点範囲分布が0.101MPaにおいて300〜400℃の炭化水素を0.001g以上、0.005g以上又は0.01g以上;及び沸点範囲分布が0.101MPaにおいて400〜650℃の炭化水素を0.001g以上、0.005g以上又は0.01g以上含有してよい。 Disadvantaged crudes, per raw oil 1g, boiling range distribution 0.001g than hydrocarbons 95-200 ° C. at 0.101 MPa, 0.005 g or more, or 0.01g or more; boiling range distribution in 0.101 MPa 200 to 300 ° C. hydrocarbons to 0.01g or more, 0.005 g or more, or 0.001g or more; boiling range distribution 300 to 400 ° C. hydrocarbons to 0.001g least at 0.101 MPa, 0.005 g or more, or 0. or 01G; and boiling range distribution 0.001g than hydrocarbons 400 to 650 ° C. at 0.101 MPa, may contain more than or 0.01 g 0.005 g.

不利な原油は、該原油1g当たり、沸点範囲分布が0.101MPaにおいて100℃以下の炭化水素を0.001g以上、0.005g以上又は0.01g以上;沸点範囲分布が0.101MPaにおいて100〜200℃の炭化水素を0.001g以上、0.005g以上又は0.01g以上;沸点範囲分布が0.101MPaにおいて200〜300℃の炭化水素を0.001g以上、0.005g以上又は0.01g以上;沸点範囲分布が0.101MPaにおいて300〜400℃の炭化水素を0.001g以上、0.005g以上又は0.01g以上;及び沸点範囲分布が0.101MPaにおいて400〜650℃の炭化水素を0.001g以上、0.005g以上又は0.01g以上含有してよい。 Disadvantaged crudes, per raw oil 1g, boiling range distribution 100 ° C. or less of the hydrocarbons 0.001g least at 0.101 MPa, 0.005 g or more, or 0.01g or more; 100 a boiling range distribution in 0.101 MPa 200 ° C. hydrocarbons to 0.001g above, 0.005 g or more, or 0.01g or more; boiling range distribution 200 to 300 [° C. hydrocarbons to 0.001g least at 0.101 MPa, 0.005 g or more, or 0.01g above; boiling range distribution 300 to 400 ° C. hydrocarbons to 0.001g least at 0.101 MPa, 0.005 g or more, or 0.01g or more; and a boiling range distribution of hydrocarbons 400 to 650 ° C. at 0.101 MPa 0.001g above may contain more than or 0.01 g 0.005 g.

幾つかの不利な原油は、沸点が100℃を超える成分の他に、沸点範囲分布が0.101MPaにおいて100℃以下の炭化水素を、該原油1g当たり0.001g以上、0.005g以上又は0.01g以上含有してよい。 Some disadvantaged crudes may, in addition to the components boiling above 100 ° C., the following hydrocarbons 100 ° C. in a boiling range distribution 0.101 MPa, the raw oil 1g per 0.001g above, 0.005 g or more, or 0 it may contain more than .01g. 通常、不利な原油は、このような炭化水素を、該原油1g当たり0.2g以下又は0.1g以下含有してよい。 Usually, disadvantaged crudes, such hydrocarbons may contain the following raw oil 1g per 0.2g or less, or 0.1 g.

幾つかの不利な原油は、沸点範囲分布が0.101MPaにおいて200℃以上の炭化水素を、該原油1g当たり0.001g以上、0.005g以上又は0.01g以上含有してよい。 Some disadvantaged crudes may hydrocarbons than 200 ° C. boiling range distribution in 0.101 MPa, the raw oil 1g per 0.001g above may contain more than or 0.01 g 0.005 g.
幾つかの不利な原油は、沸点範囲分布が0.101MPaにおいて650℃以上の炭化水素を、該原油1g当たり0.001g以上、0.005g以上又は0.01g以上含有してよい。 Some disadvantaged crudes may hydrocarbons than 650 ° C. boiling range distribution in 0.101 MPa, the raw oil 1g per 0.001g above may contain more than or 0.01 g 0.005 g.

ここで説明した方法で処理してよい不利な原油の例としては、限定されるものではないが、世界中の以下の地域:米国の湾岸(Gulf Coast)及び南カリフォルニア、カナダのタールサンド、ブラジルのSantos及びCampos流域、エジプトのスエズ運河、チャド、英国の北海、アンゴラの沖合、中国のBohai湾、ベネゼラのZulia、マレーシア、及びインドネシアのスマトラの原油が挙げられる。 Examples of processing that may be disadvantaged crude oil by the method described here, but are not limited to, the following areas of the world: the United States of the Gulf (Gulf Coast) and Southern California, the Canadian tar sands, Brazil of Santos and Campos basin, Egypt of the Suez Canal, Chad, the United Kingdom North Sea, Angola offshore, China's Bohai Bay, Zulia of Benezera, Malaysia, and the crude oil of Indonesia's Sumatra and the like.

処理すべき原油及び/又は不利な原油は、ここでは“原油原料”と言う。 Crude oil and / or disadvantaged crude oil to be processed, referred to herein as the "crude oil raw materials". 原油原料は、ここで説明したようにトッピングしてよい。 Crude feed, may be topping as described herein. 原油原料の処理で得られる原油生成物は、一般に輸送及び/又は処理用に好適である。 Crude product obtained in the process of the crude feed is suitable for general transportation and / or processing. ここで説明したように製造した原油生成物の特性は、原油原料よりもWest Texas Intermediate原油の対応する特性に近いか、或いはBrent原油の対応する特性に近いので、原油原料の経済的価値が高まる。 Properties of the crude product produced as described herein, or close to the corresponding properties of West Texas Intermediate crude than the crude feed, or is close to the corresponding properties of Brent crude oil increases the economic value of the crude feed . このような原油生成物は、予備処理を少なくするか、予備処理しないで、精製できるので、精製効率が高まる。 Such crude product may either reduce the pretreatment, without pretreatment, so can be purified increases the purification efficiency. 予備処理には、不純物を除去するための、脱硫、脱金属及び/又は大気圧蒸留を含んでよい。 The pretreatment, to remove impurities, desulfurization may comprise demetallization and / or atmospheric distillation.

ここで説明した本発明による原油原料の処理には、1つの接触帯及び/又は2つ以上の接触帯での触媒による処理を含んでよい。 Here, the processing of crude feed in accordance with the present invention described may include treatment with a catalyst in one contacting zone and / or two or more contacting zones. 接触帯では、原油原料の少なくとも1種の特性は、原油原料と1種以上の触媒との接触により、原油原料の前記特性に比べて変化できる。 The contacting zone, at least one property of the crude feed may, by contact with crude feed with one or more catalysts can be changed compared to the properties of the crude feed. 幾つかの実施態様では接触は、水素源の存在下で行われる。 In some embodiments contacting is performed in the presence of a hydrogen source. 幾つかの実施態様では、水素源は、特定の接触条件下で反応して原油原料中の化合物に比較的少量の水素を供給する1種以上の炭化水素である。 In some embodiments, the hydrogen source is relatively small amount of one or more hydrocarbons supplying hydrogen reacting with the compounds in the crude feed at a specific contact conditions.

図1は、接触帯102を有する接触システム100の該略図である。 Figure 1 is a schematic representation of a contacting system 100 having a contacting zone 102. 原油原料は導管104経由で接触帯102に入る。 The crude feed enters contacting zone 102 via conduit 104. 接触帯は反応器、反応器の一部、反応器の複数部分、又はそれらの組合わせであってよい。 Contacting zone reactor, part of the reactor, a plurality of portions of the reactor, or a combination thereof. 接触帯の例としては、積重ね床反応器、固定床反応器、沸騰床反応器、連続撹拌槽反応器(“CSTR”)、流動床反応器、噴霧反応器、及び液/液接触器が挙げられる。 Examples of the contacting zone, stacked bed reactor, a fixed bed reactor, an ebullating bed reactor, a continuous stirred tank reactor ( "CSTR"), a fluidized bed reactor, a spray reactor, and include liquid / liquid contactor It is. 幾つかの実施態様では、接触システムは、沖合設備上又は該設備に連結している。 In some embodiments, contacting system is linked to or on the facilities offshore facilities. 接触システム100での原油原料と触媒との接触は、連続式又はバッチ式であってよい。 Contact between the crude feed with the catalyst in contacting system 100 may be a continuous or batch.

接触帯は、1種以上(例えば2種)の触媒を含有してよい。 Contacting zone may contain a catalyst of one or more (e.g., two). 幾つかの実施態様では、原油原料と2種の触媒の最初の触媒との接触で、原油のTANを低下できる。 In some embodiments, in contact with the first catalyst crude feed and two catalysts may reduce the crude TAN. 引き続き、TANが低下した原油と第二の触媒との接触で、ヘテロ原子の含有量は低下し、API比重は増大する。 Subsequently, the contact between the oil and the second catalyst TAN is decreased, the content of heteroatoms is reduced, API gravity is increased. 他の実施態様では、原油原料と1種以上の触媒との接触後、原油生成物のTAN、粘度、Ni/V/Fe含有量、ヘテロ原子含有量、残留物含有量、API比重、又はこれら特性の組合わせは、原油原料の同じ特性に比べて、10%以上変化する。 In other embodiments, after contacting the crude feed with one or more catalysts, TAN, viscosity of the crude product, Ni / V / Fe content, heteroatoms content, residue content, API gravity, or they the combination of properties, as compared to the same properties of the crude feed, changes by 10% or more.

幾つかの実施態様では、接触帯における触媒の容積は、接触帯中の原油原料の全容積に対し、10〜60容量%、20〜50容量%又は30〜40容量%の範囲である。 In some embodiments, the volume of catalyst in the contacting zone is the total volume of crude feed in the contacting zone, 10 to 60 volume%, in the range of 20 to 50 volume percent, or 30 to 40 volume%. 幾つかの実施態様では、触媒と原油原料とのスラリーは、触媒を、接触帯中の原油原料100g当たり0.001〜10g、0.005〜5g、又は0.01〜3g含有する。 In some embodiments, a slurry of catalyst and crude feed, catalyst and crude feed 100g per 0.001~10g in contacting zone, 0.005~5G, or 0.01~3g contains.

接触帯での接触条件としては、限定されるものではないが、温度、圧力、水素源の流れ、原油原料の流れ、又はそれらの組合わせが挙げられる。 The contact conditions in the contacting zone, but are not limited to, temperature, pressure, flow of the hydrogen source, crude feed flow, or combinations thereof. 幾つかの実施態様では接触条件は、特定の特性を有する原油生成物を製造するため、制御される。 Contacting conditions In some embodiments, in order to produce a crude product with specific properties, it is controlled. 接触帯の温度は、50〜500℃、60〜440℃、70〜430℃、又は80〜420℃の範囲であってよい。 Temperature of the contact zone, 50~500 ℃, 60~440 ℃, may range from seventy to four hundred thirty ° C., or 80-420 ° C.. 接触帯の圧力は、0.1〜20MPa、1〜12MPa、4〜10MPa、又は6〜8MPaの範囲であってよい。 Pressure contact zone, 0.1~20MPa, 1~12MPa, may range from 4~10MPa, or 6~8MPa. 原油原料のLHSVは、一般に0.1〜30h −1 、0.5〜25h −1 、1〜20h −1 、1.5〜15h −1 、又は2〜10h −1の範囲である。 LHSV of the crude feed will generally 0.1~30h -1, 0.5~25h -1, 1~20h -1 , in the range of 1.5~15H -1, or 2~10h -1. . 幾つかの実施態様ではLHSVは、5h −1以上、11h −1以上、15h −1以上、又は20h −1以上である。 LHSV In some embodiments, 5h -1 or more, 11h -1 or more, 15h -1 or more, or 20h -1 or more.

水素源をガス(例えば水素ガス)として供給する場合、ガス状水素源対原油原料の比が、通常、0.1〜100,000Nm /m 、0.5〜10,000Nm /m 、1〜8,000Nm /m 、2〜5,000Nm /m 、5〜3,000Nm /m 、又は10〜800Nm /m の範囲で触媒と接触させる。 When supplying the hydrogen source as a gas (e.g., hydrogen gas), the ratio of the gaseous hydrogen source to the crude feed is usually, 0.1~100,000Nm 3 / m 3, 0.5~10,000Nm 3 / m 3 , 1~8,000Nm 3 / m 3, 2~5,000Nm 3 / m 3, 5~3,000Nm 3 / m 3, or is contacted with the catalyst in the range of 10~800Nm 3 / m 3. 幾つかの実施態様では水素源は、担体ガスと組合わせて、接触帯に再循環させる。 Hydrogen source in some embodiments, in combination with a carrier gas, is recycled to the contacting zone. 担体ガスは、例えば窒素、ヘリウム及び/又はアルゴンであってよい。 Carrier gas, for example nitrogen, may be helium and / or argon. 担体ガスは、接触帯での原油原料の流れ及び/又は水素源の流れを容易にする。 Carrier gas may facilitate flow of the flow and / or a hydrogen source crude feed in the contacting zone. 担体ガスは、接触帯での混合も増進する可能性がある。 Carrier gas may also enhance mixing in the contacting zone. 幾つかの実施態様では水素源(例えば水素、メタン又はエタン)を担体ガスとして使用し、接触帯に再循環させてよい。 Hydrogen source in some embodiments (for example, hydrogen, methane or ethane) was used as the carrier gas, it may be recycled to the contacting zone.

水素源は、導管104内の原油原料と並流で、又は導管106経由で別途に接触帯102に入れてよい。 The source of hydrogen in the crude feed and co-current conduit 104, or placed in a contacting zone 102 separately via conduit 106. 接触帯102では、原油原料と触媒との接触により、原油生成物を含む全生成物、及び幾つかの実施態様では、ガスを生成する。 In contacting zone 102, due to contact with the crude feed and the catalyst, total product includes a crude product, and, in some embodiments, generates a gas. 幾つかの実施態様では、担体ガスを原油原料及び/又は導管106中の水素源と組み合わせる。 In some embodiments, combining the carrier gas and the hydrogen source of crude feed and / or in the conduit 106. 全生成物は、接触帯102を出て、導管110経由で分離帯108に入ってよい。 The total product exits contacting zone 102 may enter the separation zone 108 via conduit 110.

分離帯108では、公知の分離技術、例えば気−液分離を用いて、全生成物から原油生成物及びガスを分離できる。 In separation zone 108, known separation techniques, for example air - by a liquid separation, can be separated crude product and gas from the total product. 原油生成物は、導管112経由で分離帯108を出た後、輸送キャリヤー、パイプライン、貯蔵容器、製油所、その他の処理帯、又はそれらの組合わせに輸送できる。 Crude product, after leaving the separation zone 108 via conduit 112, transportation carriers, pipelines, storage vessels, refineries, other processing zones, or transported to their combination. ガスとしては、処理中に生成したガス(例えば硫化水素、二酸化炭素、及び/又は一酸化炭素)、過剰のガス状水素源、及び/又は担体ガスが挙げられる。 As the gas, the gas produced during the process (e.g., hydrogen sulfide, carbon dioxide, and / or carbon monoxide), excess gaseous hydrogen source, and / or carrier gas. 過剰ガスは、接触システム100に再循環し、精製し、他の処理帯、貯蔵容器、又はそれらの組合わせに輸送してよい。 Excess gas is recycled to contacting system 100, purified, other processing zones, storage vessels, or may be transported to their combination.

幾つかの実施態様では、全生成物を製造するための原油原料と触媒との接触は、2つ以上の接触帯で行われる。 In some embodiments, contact of the crude feed with the catalyst for producing the total product is performed in two or more contacting zones. 全生成物を分離して、原油生成物及びガスを生成できる。 Separating the total product, it may produce a crude product and gas.
図2及び図3は、2つ又は3つの接触帯を有する接触システム100の実施態様の概略図である。 2 and 3 are a schematic diagram of an embodiment of contacting system 100 having two or three contacting zones. 図2A、2Bにおいて、接触システム100は接触帯102、114を有する。 Figure 2A, in 2B, contacting system 100 includes a contact zone 102, 114. 図3A、3Bでは、接触帯102、114、116を有する。 Figure 3A, the 3B, has a contact zone 102,114,116. 図2A、3Aでは、接触帯102、114、116は一反応器中で別々の接触帯として示す。 Figure 2A, the 3A, contacting zones 102,114,116 are shown as separate contacting zones in one reactor. 原油原料は導管104経由で接触帯102に入る。 The crude feed enters contacting zone 102 via conduit 104.

幾つかの実施態様では、担体ガスは導管106中の水素源と組合わせ、混合物として接触帯中に導入される。 In some embodiments, the carrier gas is combined with the hydrogen source in conduit 106 is introduced into the contacting zone as a mixture. 特定の実施態様では、図1、3A、3Bに示すように、水素源及び/又は担体ガスは導管106経由で別途に、及び/又は例えば導管106'経由の原油原料流とは反対方向で、原油原料と一緒に1つ以上の接触帯に入ってよい。 In a particular embodiment, FIG. 1, 3A, as shown in 3B, the hydrogen source and / or carrier gas is separately via conduit 106, and / or for example in the opposite direction to the crude feed stream via conduit 106 ', along with the crude oil feedstock may enter into one or more of the contact zone. 原油原料流とは反対に水素源及び/又は担体ガスを加えると、原油原料と触媒との混合及び/又は接触を増進できる。 The addition of the hydrogen source and / or carrier gases as opposed to the crude feed stream may enhance mixing and / or contact of the crude feed with the catalyst.

接触帯102での原油原料と触媒との接触により原料流が生成する。 Feed stream is produced by contact with the crude feed with the catalyst in contacting zone 102. 原料流は、接触帯102から接触帯114に流れる。 Feed stream flows from contacting zone 102 to contacting zone 114. 図3A、3Bでは、原料流は接触帯114から接触帯116に流れる。 Figure 3A, the 3B, the feed stream flows to contacting zone 116 from contacting zone 114.
接触帯102、114、116は、1種以上の触媒を含有してよい。 Contacting zone 102,114,116 may contain one or more catalysts. 図2Bに示すように、原料流は導管118経由で接触帯102を出て、接触帯114に入る。 As shown in Figure 2B, the feed stream exits contacting zone 102 via conduit 118 and enters contacting zone 114. 図3Bに示すように、原料流は導管118経由で接触帯114を出て、接触帯116に入る。 As shown in FIG. 3B, the feed stream exits contacting zone 114 via conduit 118 and enters contacting zone 116.

原料流は、接触帯114及び/又は接触帯116中で追加の触媒と接触して、全生成物を生成できる。 Feed stream is contacted with additional catalyst in contacting zone 114 and / or contacting zone 116 can produce a total product. 全生成物は接触帯114及び/又は接触帯116を出て、導管110経由で分離帯108に入る。 The total product exits contacting zone 114 and / or contacting zone 116 and enters separation zone 108 via conduit 110. 全生成物からは原油生成物及び/又はガスが分離される。 From total product crude product and / or gas are separated. 原油生成物は、導管112経由で分離帯108を出る。 Crude product exits separation zone 108 via conduit 112.

図4は、接触システム100上流の分離帯の一実施態様の概略図である。 Figure 4 is a schematic of an embodiment of contacting system 100 upstream of the separation zone. 不利な原油(トッピングしたものでも、しないものでもよい)は、導管122経由で分離帯120に入る。 (Also obtained by topping, it may be one that does not) Disadvantaged crudes, enters the separation zone 120 via conduit 122. 分離帯120では、当該技術分野で公知の分離技術(例えばスパージング(sparging)、膜分離、減圧)を用いて、不利な原油の少なくとも一部を分離して、原油原料が生成する。 In separation zone 120, known separation techniques in the art (e.g., sparging (sparging), membrane separation, pressure reduction) using, by separating at least a portion of the disadvantaged crude, crude feed is produced. 例えば不利な原油から水を少なくとも一部分離できる。 For example, at least a portion separating water from disadvantaged crudes. 他の例では、不利な原油から、沸点範囲分布が95℃未満又は100℃未満の成分が少なくとも一部分離して、原油原料を生成できる。 In another example, the disadvantaged crude, components boiling range distribution below 95 ° C. or below 100 ° C. is separated at least in part can generate a crude feed. 幾つかの実施態様では、不利な原油からナフサ及びナフサよりも揮発しやすい化合物の少なくとも一部が分離される。 In some embodiments, at least a portion of the more volatile compounds are separated than naphtha and naphtha from disadvantaged crude. 幾つかの実施態様では、これら分離した成分の少なくとも一部は、導管124経由で分離帯120を出る。 In some embodiments, at least a portion of the separated components, exits the separation zone 120 via conduit 124.

分離帯120で得られた原油原料は、幾つかの実施態様では沸点範囲分布が100℃以上の複数成分の混合物、或いは幾つかの実施態様では沸点範囲分布が120℃以上の複数成分の混合物を含有する。 Crude feed obtained in separation zone 120, a mixture of a plurality of components of more than 100 ° C. boiling range distribution in some embodiments, or a mixture of several components boiling range distribution above 120 ° C. In some embodiments contains. 通常、分離した原油原料は、沸点範囲分布が100〜1000℃、120〜900℃、又は200〜800℃の複数成分の混合物を含有する。 Usually, crude feed was separated, boiling range distribution 100 to 1000 ° C., containing a mixture of several components of 120-900 ° C., or 200 to 800 ° C.. 原油原料の少なくとも一部は、分離帯120を出て、導管126経由で接触帯100(例えば図1〜3の接触帯参照)に入り、更に処理されて、原油生成物を生成する。 At least a portion of the crude feed exits separation zone 120 and enters contacting zone 100 (see contacting zone in Figure 1-3 for example) via conduit 126, it is further processed to produce a crude product. 幾つかの実施態様では、分離帯120は脱塩ユニットの上流又は下流に配置できる。 In some embodiments, separation zone 120 may be located upstream or downstream of a desalting unit. 処理後、原油生成物は導管112経由で接触システム100を出る。 After treatment, the crude product exits contacting system 100 via conduit 112.

幾つかの実施態様では原油生成物は、原油原料と同じか又は異なる原油とブレンドされる。 Crude product In some embodiments, the same or different crude oils blended with crude feed. 例えば原油生成物は、異なる粘度を有する原油と組合わされて、原油生成物の粘度と原油の粘度との間の粘度を有するブレンド生成物を得ることができる。 For example the crude product is combined with the crude oil with different viscosities, it is possible to obtain a blended product having a viscosity between viscosity and oil viscosity of the crude product. 他の例では、TANの異なる原油とブレンドして、原油生成物のTANと原油のTANとの間のTANを有する生成物を得ることができる。 In other examples, crude and blended with different TAN, it is possible to obtain a product with a TAN between TAN and crude TAN of the crude product. このようなブレンド生成物は、輸送及び/又は処理用に好適かも知れない。 Such blended product may be suitable for transportation and / or processing.

図5に示すように、特定の実施態様では、原油は、導管104経由で接触システム100には入り、得られる原油生成物の少なくとも一部は、導管128経由で接触システム100を出た後、配合帯130に導入される。 As shown in FIG. 5, in certain embodiments, crude oil enters the contacting system 100 via conduit 104, at least a portion of the crude product obtained, after leaving the contact system 100 via conduit 128, It is introduced into blending zone 130. 配合帯130では原油生成物の少なくとも一部は、1種以上のプロセス流(例えば1種以上の原油原料の分離で生じたナフサのような炭化水素流)、原油、原油原料又はそれらの混合物と組合わされて、ブレンド生成物が生成する。 At least a portion of the crude product in compounding zone 130, one or more process streams (e.g., a hydrocarbon stream such as naphtha produced in the separation of one or more crude feed), crude oil, and crude feed, or mixtures thereof It is combined, the blend product produced. プロセス流、原油、原油原料又はそれらの混合物は、配合帯130に直接、又は導管132経由でこのような配合帯の上流に導入される。 Process stream, crude, crude feed, or mixtures thereof is introduced upstream of such blending zone directly, or via conduit 132 to mixing zone 130. 配合帯の中又は近くに混合システムを設けてもよい。 It may be provided mixed system or near in the compounding zone. ブレンド生成物は、製油所及び/又は輸送キャリヤーにより指定された製品規格に適合するかも知れない。 Blend products may conform to the specified product specifications by refineries and / or transportation carriers. 製品規格としては、限定されるものではないが、API比重、TAN、粘度又はそれらの組合わせの限界値又は範囲が挙げられる。 The product specification, but are not limited to, API gravity, TAN, include limit values ​​or ranges of viscosity or combinations thereof. ブレンド生成物は、輸送又は処理のため、導管134経由で配合帯130を出る。 Blend products for transport or processing exits blending zone 130 via conduit 134.

図6では、不利な原油は、導管122から分離帯120に入り、前述のように分離されて、原油原料を形成する。 6, disadvantaged crudes enters from the conduit 122 to separation zone 120 is separated as described above, to form the crude feed. 次いで原油原料は、導管126から接触システム100に入る。 Crude feed then enters from the conduit 126 to contacting system 100. 不利な原油から分離された少なくとも幾つかの成分は、導管124経由で分離帯120を出る。 At least some of the components separated from the disadvantaged crude exit the separation zone 120 via conduit 124. 原油生成物の少なくとも一部は、接触システム100を出て、導管128から配合帯130に入る。 At least a portion of the crude product exits contacting system 100 and enters blending zone 130 through conduit 128. その他のプロセス流及び/又は原油は配合帯130に直接、又は導管132経由で入り、原油生成物と組合わされて、ブレンド生成物を形成する。 Other process streams and / or crudes directly blending zone 130, or enters via conduit 132, are combined with the crude product to form a blended product. ブレンド生成物は、導管134経由で配合帯130を出る。 Blended product exits blending zone 130 via conduit 134.

原油生成物及び/又はブレンド生成物は、製油所及び/又は処理設備に輸送される。 Crude product and / or the blended product are transported to a refinery and / or processing facilities. 原油生成物及び/又はブレンド生成物は、輸送用燃料、加熱用燃料、潤滑剤又は化学薬品のような工業製品を製造するため、処理してよい。 Crude product and / or blended products, transportation fuel, heating fuel, for the production of industrial products such as lubricants or chemicals, may be treated. 処理には、1種以上の蒸留物フラクションを製造するための原油生成物及び/又はブレンド生成物の蒸留及び/又は分別蒸留が含まれる。 The processing includes distillation and / or fractional distillation of the crude product and / or blended product to produce one or more distillate fractions. 幾つかの実施態様では、原油生成物、ブレンド生成物及び/又は1種以上の蒸留物フラクションを水素化してよい。 In some embodiments, the crude product, the blended product, and / or one or more distillate fractions may be hydrogenated.

幾つかの実施態様では原油生成物のTANは、原油原料のTANに対し90%以下、50%以下、30%以下又は10%以下である。 TAN of the crude product in some embodiments, 90% or less with respect to TAN of the crude feed, 50% or less, or less or 10% or less 30%. 幾つかの実施態様では原油生成物のTANは、原油原料のTANに対し1〜80%、20〜70%、30〜60%、又は40〜50%の範囲である。 The TAN of the crude product in some embodiments from 1 to 80% with respect to TAN of the crude feed, 20% to 70%, in the range of 30% to 60%, or 40-50%. 幾つかの実施態様では原油生成物のTANは、1以下、0.5以下、0.3以下、0.2以下、0.1以下、又は0.05以下である。 The TAN of the crude product in some embodiments, 1 or less, 0.5 or less, 0.3 or less, 0.2 or less, 0.1 or less, or 0.05 or less. 原油生成物のTANは、多くの場合、0.0001以上であり、更に多くの場合、0.001以上である。 TAN of the crude product often is 0.0001 or more, more often, at least 0.001. 幾つかの実施態様では、原油生成物のTANは、0.001〜0.5、0.01〜0.2、又は0.05〜0.1の範囲であってよい。 In some embodiments, TAN of the crude product may range from 0.001~0.5,0.01~0.2, or 0.05 to 0.1.

幾つかの実施態様では原油生成物の合計Ni/V/Fe含有量は、原油原料の合計Ni/V/Fe含有量に対し90%以下、50%以下、10%以下、5%以下、又は3%以下である。 Total Ni / V / Fe content of the crude product in some embodiments, 90% or less relative to the total Ni / V / Fe content of the crude feed, 50% or less, 10% or less, 5% or less, or it is 3% or less. 幾つかの実施態様では原油生成物の合計Ni/V/Fe含有量は、原油原料の合計Ni/V/Fe含有量に対し1〜80%、10〜70%、20〜60%、又は30〜50%の範囲である。 Total Ni / V / Fe content of the crude product in some embodiments from 1 to 80% with respect to the total Ni / V / Fe content of the crude feed, 10% to 70%, 20% to 60%, or 30 it is in the range of 50%. 特定の実施態様では原油生成物中の合計Ni/V/Fe含有量は、1×10 −7 〜5×10 −5 g、3×10 −7 〜2×10 −5 g、又は1×10 −6 〜1×10 −5 gの範囲である。 Total Ni / V / Fe content of the crude product in a particular embodiment, 1 × 10 -7 ~5 × 10 -5 g, 3 × 10 -7 ~2 × 10 -5 g or 1 × 10, -6 is in the range of ~1 × 10 -5 g. 特定の実施態様では原油生成物のNi/V/Fe含有量は、2×10 −5 g以下である。 Ni / V / Fe content of the crude product in certain embodiments is less 2 × 10 -5 g. 幾つかの実施態様では原油生成物の合計Ni/V/Fe含有量は、原油原料の合計Ni/V/Fe含有量に対し70〜130%、80〜120%、又は90〜110%の範囲である。 Total Ni / V / Fe content of the crude product in some embodiments, 70 to 130% relative to the total Ni / V / Fe content of the crude feed, 80% to 120%, or 90-110% range it is.

幾つかの実施態様では原油生成物における有機酸金属塩中の金属の合計含有量は、原油原料における有機酸金属塩中の金属の合計含有量に対し90%以下、50%以下、10%以下、又は5%以下である。 The total content of the metal of the organic acid metal in a salt in the crude product in some embodiments, 90% or less with respect to the total content of metals in metal salts of organic acids in the crude feed, 50% or less, 10% or less , or it is 5% or less. 特定の実施態様では、原油生成物における有機酸金属塩中の金属の合計含有量は、原油原料における有機酸金属塩中の金属の合計含有量に対し1〜80%、10〜70%、20〜60%、又は30〜50%の範囲である。 In certain embodiments, the total content of metals in metal salts of organic acids in the crude product has from 1 to 80% with respect to the total content of metals in metal salts of organic acids in the crude feed, 10% to 70%, 20 60%, or from 30 to 50%. 金属塩を形成する有機酸としては、限定されるものではないが、カルボン酸、チオール、イミド、スルホン酸及びスルホネートが挙げられる。 As an organic acid forming the metal salts include, but are not limited to, carboxylic acids, thiols, imides, sulfonic acids and sulfonates. カルボン酸の例としては、限定されるものではないが、ナフテン酸、フェナントレン酸及び安息香酸が挙げられる。 Examples of carboxylic acids include, but are not limited to, naphthenic acids, phenanthrene and benzoate. 金属塩の金属部分としては、アルカリ金属(例えばリチウム、ナトリウム、カリウム)、アルカリ土類金属(例えばマグネシウム、カルシウム、バリウム)、第12欄金属(例えば亜鉛、カドミウム)、第15欄金属(例えば砒素)、第6欄金属(例えばクロム)又はそれらの混合物が挙げられる。 The metal portion of the metal salts include alkali metal (e.g. lithium, sodium, potassium), alkaline earth metals (magnesium e.g., calcium, barium), column 12 metal (e.g. zinc, cadmium), Column 15 metals (for example arsenic ), column 6 metals (e.g., chromium), or mixtures thereof.

特定の実施態様では、原油生成物における有機酸金属塩の金属の合計含有量は、原油生成物1g当たり0.0000001〜0.00005g、0.0000003〜0.00002g、又は0.000001〜0.00001gの範囲である。 In certain embodiments, the total content of the metal of the organic acid metal salt in the crude product has, crude product 1g per 0.0000001~0.00005g, 0.0000003~0.00002g, or 0.000001-0. it is in the range of 00001g. 幾つかの実施態様では原油生成物における有機酸金属塩の金属の合計含有量は、原油原料における有機酸金属塩の金属の合計含有量に対し70〜130%、80〜120%又は90〜110%の範囲である。 The total content of the metal of the organic acid metal salt in the crude product has some embodiments, 70 to 130% relative to the total content of the metal of the organic acid metal salt in the crude feed, 80% to 120%, or 90-110 is the percent of the range.

特定の実施態様では、接触条件下で原油原料と触媒との接触により製造された原油生成物のAPI比重は、原油原料のAPI比重に対し70〜130%、80〜120%、90〜110%又は100〜130%の範囲である。 In certain embodiments, API gravity of the crude product produced by contact of the crude feed with the catalyst in contacting conditions, 70-130% relative API gravity of the crude feed, 80% to 120%, from 90 to 110% or in the range of 100 to 130 percent. 特定の実施態様では原油生成物のAPI比重は、14〜40、15〜30又は16〜25である。 API gravity of the crude product in a particular embodiment is a 14~40,15~30 or 16 to 25.
特定の実施態様では原油生成物の粘度は、原油原料の粘度に対し90%以下、80%以下、又は70%以下である。 The viscosity of the crude product in a particular embodiment, 90% or less relative to the viscosity of the crude feed, 80% or less, or 70% or less. 幾つかの実施態様では原油生成物の粘度は、原油原料の粘度に対し10〜60%、20〜50%、又は30〜40%の範囲である。 The viscosity of the crude product in some embodiments, 10% to 60% relative to the viscosity of the crude feed is in the range of 20-50%, or 30-40%. 幾つかの実施態様では原油生成物の粘度は原油原料の粘度に対し90%以下であるが、原油生成物のAPI比重は原油原料のAPI比重に対し70〜130%、80〜120%又は90〜110%の範囲である。 Although some embodiments the viscosity of the crude product is 90% or less relative to the viscosity of the crude feed, API gravity of the crude product is 70-130% relative to the API gravity of the crude feed, 80% to 120% or 90 it is in the range of 110%.

幾つかの実施態様では原油生成物の合計ヘテロ原子含有量は、原油原料の合計ヘテロ原子含有量に対し90%以下、50%以下、10%以下、又は5%以下である。 Total heteroatom content of the crude product in some embodiments, 90% or less of the total heteroatoms content of the crude feed, 50% or less, 10% or less, or 5% or less. 幾つかの実施態様では原油生成物の合計ヘテロ原子含有量は、原油原料の合計ヘテロ原子含有量に対し1%以上、30%以上、80%以上、又は99%以上である。 Total heteroatom content of the crude product in some embodiments, 1% or more of the total heteroatoms content of the crude feed, at least 30%, 80%, or at least 99%.
幾つかの実施態様では原油生成物の硫黄含有量は、原油原料の硫黄含有量に対し90%以下、50%以下、10%以下、又は5%以下である。 Sulfur content of the crude product in some embodiments, 90% or less with respect to the sulfur content of the crude feed, 50% or less, 10% or less, or 5% or less. 特定の実施態様では原油生成物の硫黄含有量は、原油原料の硫黄含有量に対し1%以上、30%以上、80%以上、又は99%以上である。 Sulfur content of the crude product in certain embodiments, 1% or more relative to the sulfur content of the crude feed, at least 30%, 80%, or at least 99%. 幾つかの実施態様では原油生成物の硫黄含有量は、原油原料の硫黄含有量に対し70〜130%、80〜120%、又は90〜110%の範囲である。 Sulfur content of the crude product in some embodiments, 70 to 130% relative to the sulfur content of the crude feed is in the range of 80% to 120%, or 90-110%.

幾つかの実施態様では原油生成物の合計窒素含有量は、原油原料の合計窒素含有量に対し90%以下、80%以下、10%以下、又は5%以下であってよい。 The total nitrogen content of the crude product in some embodiments, 90% or less relative to the total nitrogen content of the crude feed, 80% or less, 10% or less, or 5% or less. 特定の実施態様では原油生成物の合計窒素含有量は、原油原料の合計窒素含有量に対し1%以上、30%以上、80%以上、又は99%以上である。 The total nitrogen content of the crude product in certain embodiments, 1% or more based on the total nitrogen content of the crude feed, at least 30%, 80%, or at least 99%.
幾つかの実施態様では原油生成物の塩基性窒素含有量は、原油原料の塩基性窒素含有量に対し95%以下、90%以下、50%以下、10%以下、又は5%以下である。 Basic nitrogen content of the crude product in some embodiments, 95% or less of the basic nitrogen content of the crude feed, 90% or less, 50% or less, 10% or less, or 5% or less. 特定の実施態様では、原油生成物の塩基性窒素含有量は、原油原料の塩基性窒素含有量に対し1%以上、30%以上、80%以上、又は99%以上である。 In certain embodiments, basic nitrogen content of the crude product, 1% or more with respect to basic nitrogen content of the crude feed, at least 30%, 80%, or at least 99%.

幾つかの実施態様では、原油生成物の酸素含有量は、原油原料の酸素含有量に対し90%以下、50%以下、30%以下、10%以下、又は5%以下であってよい。 In some embodiments, the oxygen content of the crude product, 90% or less with respect to the oxygen content of the crude feed, 50% or less, 30% or less, 10% or less, or 5% or less. 特定の実施態様では原油生成物の酸素含有量は、原油原料の酸素含有量に対し1%以上、30%以上、80%以上、又は99%以上である。 Oxygen content of the crude product in certain embodiments, 1% or more with respect to the oxygen content of the crude feed, at least 30%, 80%, or at least 99%. 幾つかの実施態様では原油生成物の酸素含有量は、原油原料の酸素含有量に対し1〜80%、10〜70%、20〜60%、又は30〜50%の範囲である。 Oxygen content of the crude product in some embodiments from 1 to 80% with respect to the oxygen content of the crude feed, from 10% to 70%, in the range of 20% to 60%, or 30-50%. 幾つかの実施態様では原油生成物中のカルボン酸化合物の合計含有量は、原油原料中のカルボン酸化合物の合計含有量に対し90%以下、50%以下、10%以下、又は5%以下であってよい。 The total content of the carboxylic acid compound of the crude product in some embodiments, 90% or less with respect to the total content of carboxylic acid compounds in the crude feed, 50% or less, 10% or less, or 5% or less there may be. 特定の実施態様では、原油生成物中のカルボン酸化合物の合計含有量は、原油原料中のカルボン酸化合物の合計含有量に対し1%以上、30%以上、80%以上、又は99%以上である。 In certain embodiments, the total content of carboxylic acid compounds in the crude product is at least 1% relative to the total content of carboxylic acid compounds in the crude feed, at least 30%, at least 80%, or 99% or more is there.

幾つかの実施態様では、選択した有機酸素化合物を原油原料中で減少させてよい。 In some embodiments, it may reduce the organic oxygen compound selected in the crude feed in. 幾つかの実施態様では、カルボキシル非含有有機酸素化合物の前に、カルボン酸及び/又はカルボン酸金属塩を化学的に減少させてよい。 In some embodiments, prior to the carboxyl-free organic oxygen compounds may be chemically reduced the carboxylic acid and / or carboxylic acid metal salt. 原油生成物中のカルボン酸及びカルボキシル非含有有機酸素化合物は、一般に公知の分光分析法(例えば赤外線分析、質量分析、及び/又はガスクロマトグラフィ)を用いた原油生成物の分析により区別できる。 Carboxylic acids and carboxyl-free organic oxygen compounds of the crude product in generally known spectroscopic methods can be distinguished by analysis of (e.g. infrared analysis, mass spectrometry, and / or gas chromatography) of crude product that was used.

特定の実施態様では原油生成物の酸素含有量は、原油原料の酸素含有量に対し90%以下、80%以下、70%以下、又は50%以下であり、また原油生成物のTANは、原油原料のTANに対し90%以下、70%以下、50%以下、又は40%以下である。 The oxygen content of the crude product certain embodiments, 90% or less with respect to the oxygen content of the crude feed, 80% or less, 70% or less, or 50% or less, also the TAN of the crude product, crude 90% with respect to TAN of the material below 70% or less, 50% or less, or 40% or less. 特定の実施態様では、原油生成物の酸素含有量は、原油原料の酸素含有量に対し1%以上、30%以上、80%以上、又は99%以上であり、また原油生成物のTANは、原油原料のTANに対し1%以上、30%以上、80%以上、又は99%以上である。 In certain embodiments, the oxygen content of the crude product, 1% or more with respect to the oxygen content of the crude feed, at least 30%, 80%, or 99% or more, and the TAN of the crude product, 1% or more with respect to TAN of the crude feed, at least 30%, 80%, or at least 99%.

更に原油生成物中のカルボン酸及び/又はカルボン酸金属塩の含有量は、原油原料中のカルボン酸及び/又はカルボン酸金属塩の含有量に対し90%以下、70%以下、50%以下、又は40%以下であり、また原油生成物中のカルボキシル非含有有機酸素化合物の含有量は、原油原料中のカルボキシル非含有有機酸素化合物の含有量に対し70〜130%、80〜120%、又は90〜110%の範囲内であってよい。 Furthermore the content of carboxylic acid and / or carboxylic acid metal salt of the crude product is at most 90% relative to the content of the carboxylic acid and / or carboxylic acid metal salts in the crude feed, 70% or less, 50% or less, or 40% or less, also the content of the carboxyl-free organic oxygen compounds in the crude product is 70-130% relative to content of the carboxyl-free organic oxygen compounds in the crude feed, 80% to 120%, or it may be in the range 90 to 110%.

幾つかの実施態様では原油生成物は、分子構造中に水素を原油生成物1g当たり0.05〜0.15g又は0.09〜0.13g含有する。 Crude product in some embodiments, the contains per 0.05~0.15g or 0.09~0.13g crude product 1g hydrogen in its molecular structure. 原油生成物は、分子構造中に炭素を原油生成物1g当たり0.8〜0.9g又は0.82〜0.88g含有してよい。 Crude product, carbon may contain 0.8~0.9g or 0.82~0.88g per crude product 1g in a molecular structure. 原油生成物の水素原子対炭素原子(H/C)の比は、原油原料のH/C原子比に対し70〜130%、80〜120%、又は90〜110%の範囲内であってよい。 The ratio of hydrogen atoms to carbon atoms of the crude product (H / C) is 70 to 130% relative to the atomic H / C ratio of the crude feed may be in the range of 80% to 120%, or 90-110% . 原油原料のH/C原子比に対し原油生成物のH/C原子比が10〜30%以内であれば、このプロセスでの水素の吸収及び/又は消費が少なく、及び/又は水素が現場で生成することを示す。 If it is within 10-30% is H / C atomic ratio of crude product to H / C atomic ratio of the crude feed, with little absorption and / or consumption of hydrogen in this process, and / or hydrogen site indicating that to be generated.

原油生成物は、或る沸点範囲の成分を含有する。 Crude product contains components of certain boiling range. 幾つかの実施態様では原油生成物は、原油生成物1g当たり、沸点範囲分布が0.101MPaで100℃以下の炭化水素を0.001g以上、又は0.001〜0.5g;沸点範囲分布が0.101Mpaで100〜200℃の炭化水素を0.001g以上、又は0.001〜0.5g;沸点範囲分布が0.101Mpaで200〜300℃の炭化水素を0.001g以上、又は0.001〜0.5g;沸点範囲分布が0.101MPaで300〜400℃の炭化水素を0.001g以上、又は0.001〜0.5g ;及び沸点範囲分布が0.101MPaで400〜538℃の炭化水素を0.001g以上、又は0.001〜0.5g含有する。 The crude product in some embodiments, per 1g of crude product, boiling range distribution 100 ° C. or less of the hydrocarbons 0.001g least in 0.101 MPa, or 0.001 to 0.5 g; boiling range distribution 100 to 200 ° C. hydrocarbons to 0.001g least in 0.101 MPa, or 0.001 to 0.5 g; boiling range distribution 200 to 300 [° C. hydrocarbons to 0.001g least in 0.101 MPa, or 0. 001~0.5G; boiling range distribution 300 to 400 ° C. hydrocarbons to 0.001g least in 0.101 MPa, or 0.001 to 0.5 g; and a boiling range distribution of from 400 to 538 ° C. at 0.101 MPa hydrocarbon 0.001g above, or 0.001~0.5g contains.

幾つかの実施態様では原油生成物は、原油生成物1g当たり、沸点範囲分布が0.101MPaで100℃以下の炭化水素を0.001g以上、及び/又は沸点範囲分布が0.101Mpaで100〜200℃の炭化水素を0.001g以上含有する。 The crude product in some embodiments, per 1g of crude product, boiling range distribution 100 ° C. or less of the hydrocarbons 0.001g least in 0.101 MPa, and / or boiling range distribution 100 at 0.101Mpa hydrocarbons 200 ° C. containing more than 0.001 g.
幾つかの実施態様では原油生成物は、ナフサを原油生成物1g当たり0.001g以上又は0.01g以上含有してよい。 Some of the crude product in embodiments, naphtha may contain more or 0.01g more 0.001g per crude product 1g. 他の実施態様では原油生成物は、ナフサを原油生成物1g当たり0.6g以下又は0.8g以下の含有量で含有してよい。 Crude product In other embodiments, naphtha may contain crude oil product 1g per 0.6g or less or 0.8g following content.

幾つかの実施態様では原油生成物の蒸留物含有量は、原油原料の蒸留物含有量に対し70〜130%、80〜120%、又は90〜110%の範囲である。 Distillate content of the crude product in some embodiments, 70 to 130% relative distillate content of the crude feed is in the range of 80% to 120%, or 90-110%. 原油生成物の蒸留物含有量は、原油生成物1g当たり0.00001〜0.5g、0.001〜0.3g又は0.002〜0.2gの範囲であってよい。 Distillate content of the crude product, the crude product 1g per 0.00001~0.5G, may range from 0.001~0.3g or 0.002~0.2G.
特定の実施態様では原油生成物のVGO含有量は、原油原料のVGO含有量に対し70〜130%、80〜120%、又は90〜110%の範囲である。 VGO content of the crude product in certain embodiments, from 70 to 130% relative VGO content of the crude feed is in the range of 80% to 120%, or 90-110%. 幾つかの実施態様では原油生成物のVGO含有量は、原油生成物1g当たり0.00001〜0.8g、0.001〜0.5g、0.002〜0.4g又は0.001〜0.3gの範囲である。 VGO content of the crude product in some embodiments, the crude product 1g per 0.00001~0.8g, 0.001~0.5g, 0.002~0.4g or 0.001 to 0. 3g is in the range of.

幾つかの実施態様では原油生成物の残留物含有量は、原油原料の残留物含有量に対し70〜130%、80〜120%、又は90〜110%の範囲である。 The residue content of the crude product in some embodiments, 70 to 130% relative to the residue content of the crude feed is in the range of 80% to 120%, or 90-110%. 原油生成物の残留物含有量は、原油生成物1g当たり0.00001〜0.8g、0.0001〜0.5g、0.0005〜0.4g、0.001〜0.3g、0.005〜0.2g又は0.01〜0.1gの範囲である。 The residue content of the crude product, the crude product 1g per 0.00001~0.8g, 0.0001~0.5g, 0.0005~0.4g, 0.001~0.3g, 0.005 it is in the range of ~0.2g or 0.01~0.1g.

特定の実施態様では原油生成物のMCR含有量は、原油原料のMCR含有量に対し70〜130%、80〜120%、又は90〜110%の範囲であるが、原油生成物のC アスファルテン含有量は、原油原料のC アスファルテン含有量に対し90%以下、80%以下、又は50%以下である。 MCR content of the crude product in certain embodiments, from 70 to 130% relative to MCR content of the crude feed, 80% to 120%, or 90-110% of the is in the range, C 5 asphaltenes of the crude product content is 90% or less relative to C 5 asphaltenes content of the crude feed, 80% or less, or 50% or less. 特定の実施態様では原油生成物のC アスファルテン含有量は、原油原料のC アスファルテン含有量に対し10%以上、60%以上、又は70%以上であるが、原油生成物のMCR含有量は、原油原料のMCR含有量に対し10〜30%の範囲内である。 C 5 asphaltenes content of the crude product in certain embodiments, more than 10% relative to C 5 asphaltenes content of the crude feed, at least 60%, or 70% or more, MCR content of the crude product , in the range of 10-30% with respect to MCR content of the crude feed. 幾つかの実施態様では、MCR含有量を比較的安定に維持しながら、原油生成物のC アスファルテン含有量を低下させると、原油原料及び/又は全生成物混合物の安定性が向上するかも知れない。 In some embodiments, while maintaining the MCR content of relatively stable, reducing the C 5 asphaltenes content of the crude product, may stability of the crude feed and / or total product mixture improves Absent.

幾つかの実施態様では、原油原料中の高粘度成分に対する原油生成物中の高粘度成分間の数学的関係を得るため、C アスファルテン含有量及びMCR含有量を組合わせてもよい。 In some embodiments, to obtain a mathematical relationship between the high viscosity components in the crude product relative to the high viscosity components in the crude feed may be combined with C 5 asphaltenes content and MCR content. 例えば原油原料のMCR含有量と原油原料のC アスファルテン含有量との合計をSとし、原油生成物のMC含有量と原油生成物のC アスファルテン含有量との合計をS'とすれば、これらの合計を原油原料中の高粘度成分の総減量を評価するのに比較(S'対S)できる。 For example the sum of the C 5 asphaltenes content of MCR content and crude feed in crude feed and S, the sum of the C 5 asphaltenes content of MC contents and crude product of the crude product if S ', these total may be compared (S 'vs. S) to assess the total weight loss of the high viscosity components in the crude feed. 原油原料のS'は、Sに対し1〜99%、10〜90%、又は20〜80%の範囲であってよい。 S of crude feed 'is 1 to 99% with respect to S, it may range from 10-90%, or 20-80%. 幾つかの実施態様では原油生成物のMCR含有量対C アスファルテン含有量の比は、1.0〜3.0、1.2〜2.0、又は1.3〜1.9の範囲である。 MCR content The ratio of C 5 asphaltenes content of the crude product in some embodiments, 1.0~3.0,1.2~2.0, or in the range of 1.3 to 1.9 is there.

特定の実施態様では原油生成物のMCR含有量は、原油原料に対し90%以下、80%以下、50%以下、又は10%以下である。 MCR content of the crude product in a particular embodiment, 90% or less relative to the crude feed, 80% or less, 50% or less, or 10% or less. 幾つかの実施態様では原油生成物のMCR含有量は、原油原料のMCR含有量に対し1〜80%、10〜70%、20〜60%、又は30〜50%の範囲である。 MCR content of the crude product in some embodiments from 1 to 80% with respect to MCR content of the crude feed, from 10% to 70%, in the range of 20% to 60%, or 30-50%. 幾つかの実施態様では原油生成物は、MCRを原油生成物1g当たり0.0001〜0.1g、0.005〜0.08g、又は0.01〜0.05g含有する。 Crude product in some embodiments, 0.0001-0.1 per crude product 1g of MCR, 0.005~0.08g, or 0.01~0.05g contains.

幾つかの実施態様では原油生成物は、触媒を原油生成物1g当たり、0gを超え0.01g未満、0.000001〜0.001g、又は0.00001〜0.0001g含有する。 Crude product in some embodiments, the catalyst per 1g of crude product, less than 0.01g exceed 0 g, 0.000001~0.001G, or 0.00001~0.0001g contains. この触媒は、輸送及び/又は処理中、原油生成物の安定化を助ける。 The catalyst, during transport and / or processing, help stabilize the crude product. また触媒は、腐食及び摩擦を防止し、及び/又は原油生成物の水分離能力を向上できる。 The catalyst can improve the water separation capability of preventing corrosion and friction, and / or crude product. ここで説明した方法は、処理中、原油生成物に、ここで説明した1種以上の触媒を加えるように構成してもよい。 The method described here, during processing, the crude product may be configured to add one or more catalysts described herein.

接触システム100で製造された原油生成物は原油原料とは異なる特性を有する。 Crude product produced by contacting system 100 has properties different from the crude feed. このような特性としては、限定されるものではないが、a)TANの低下、b)粘度の低下、c)合計Ni/V/fe含有量の減少、d)硫黄、酸素、窒素又はそれらの組合わせ含有量の減少、e)残留物含有量の減少、f)C アスファルテン含有量の減少,g)MCR含有量の減少、h)API比重の増大、i)有機酸金属塩中の金属含有量の減少、j)又はそれらの組合わせが挙げられる。 Such properties include, but are not limited to, a) reduction of the TAN, b) reduction of the viscosity, c) reduction of the total Ni / V / fe content, d) sulfur, oxygen, nitrogen or their reduction of combinatorial content, e) reduction of the residue content, f) C 5 reduced asphaltenes content, g) reduction of MCR content, h) increased API gravity, i) metals in metal salts of organic acids decrease of content, j) or a combination can be mentioned those. 幾つかの実施態様では原油原料に対する原油生成物の1種以上の特性は、その他の特性は大きく変化させずに、或いは実質的に変化させずに、選択的に変化させてよい。 One or more properties of the crude product relative to the crude feed in some embodiments, without other characteristics is greatly changed, or without substantially changing may selectively varied. 例えばTAN以外の他の成分(例えば硫黄、残留物、Ni/V/fe、又はVGO)の量を大きく変化させることなく、原油原料のTANだけを選択的に低下させることが望ましいかも知れない。 For example other components than TAN (for example, sulfur, residue, Ni / V / fe, or VGO) an amount significantly alters without a, it may be desirable to selectively reduce the only TAN of the crude feed. このようにして、接触中の水素吸収は、他の成分では濃厚にならないが、TANの低下で“濃厚”になり得る。 In this manner, hydrogen uptake during contacting is not thickened in other components, it can be a "rich" in reduction of TAN. したがって、水素の使用量を少なくしながら、しかも、このような少量の水素は、原油原料中の他の成分を減少させるのにも使用されるので、原油原料のTANを低下できる。 Thus, while reducing the amount of hydrogen, moreover, such a small amount of hydrogen, because also used to reduce other components in the crude feed can reduce the TAN of the crude feed. 例えば不利な原油はTANが高いが、硫黄含有量が処理及び/又は輸送規格に適合するのに受入れ可能であれば、このような原油原料は、硫黄を減少させることもなく、一層効率的に処理して、TANを低下できる。 For example disadvantaged crudes has a high TAN, accepted to meet the sulfur content processing and / or transport standards possible, such crude feed, without reducing the sulfur, more efficiently processing to, it can reduce the TAN.

本発明の1つ以上の実施態様で使用される触媒は、1種以上の塊状金属及び/又は支持体上に担持した金属を含有してよい。 The catalyst used in one or more embodiments of the present invention may contain one or more bulk metals and / or supported metal on a support. これらの金属は、元素状であっても金属化合物の形態であってもよい。 These metals can be in the form of a metal compound be elemental. ここで説明する触媒は、前駆体として接触帯中に導入し(例えば硫黄及び/又は硫黄含有原油原料を前駆体と接触させる)、次いで接触帯中で触媒として活性となってもよい。 The catalyst described herein, is introduced into the contacting zone as a precursor (e.g., is contacted with sulfur and / or sulfur-containing crude feed the precursor), and then may become active as a catalyst in the contacting zone. 使用される触媒又は触媒の組合わせは、市販品であってもなくてもよい。 Combination of the catalyst or catalyst used may or may not be commercially available. 使用される市販触媒の例としては、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; DN3110; DN3300; DN3310; RC400; RC410; RN412; RN400; RN420; RN440; RN450; RN650; RN5210; RN5610; RN5650; RM430; RM5030; Z603; Z623; Z673; Z703; Z713; Z723; Z753;及びZ763(以上はCRI International,Inc.,米国テキサス州ヒューストンから得られる)が挙げられる。 Examples of commercially available catalysts used, 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; DN3110; DN3300; DN3310; RC400; RC410; RN412; RN400; RN420; RN440; RN450; RN650; RN5210; RN5610; RN5650; RM430; RM5030; Z603; Z623; Z673; Z703; Z713; Z723; Z753; and Z763 (. above CRI International, Inc, obtained from Houston, Texas) and the like.

幾つかの実施態様では原油原料の特性変化に使用される触媒は、支持体上に第5〜10欄金属を含む。 The catalyst used in the characteristic change of the crude feed in some embodiments, includes a Columns 5-10 metal on a support. 第5〜10欄金属としては、限定されるものではないが、バナジウム、クロム、モリブデン、タングステン、マンガン、テクネチウム、レニウム、鉄、コバルト、ニッケル、ルテニウム、パラジウム、ロジウム、オスミウム、イリジウム、白金、又はそれらの混合物が挙げられる。 The Columns 5-10 metal, but are not limited to, vanadium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium, rhenium, iron, cobalt, nickel, ruthenium, palladium, rhodium, osmium, iridium, platinum, or mixtures thereof. 触媒の第5〜10欄金属含有量は、触媒1g当たり0.0001g以上、0.001g以上、0.01g以上、又は0.0001〜0.6g、0.005〜0.3g、0.001〜0.1g又は0.01〜0.08gの範囲であってよい。 Columns 5-10 metal content of the catalyst, the catalyst 1g per 0.0001g above, 0.001 g or more, 0.01 g or more, or 0.0001~0.6g, 0.005~0.3g, 0.001 it may range from ~0.1g or 0.01~0.08G. 幾つかの実施態様では触媒は、第5〜10欄金属の他に第15欄元素を含有する。 In some embodiments the catalyst contains in addition to the 15 column element of Columns 5-10 metal. 第15欄元素の例としては燐がある。 Examples of Column 15 element is phosphorus. 触媒の第15欄元素の合計含有量は、触媒1g当たり0.000001〜0.1g、0.00001〜0.06g、0.00005〜0.03g又は0.0001〜0.001gの範囲であってよい。 The total content of Column 15 element of the catalyst, a catalyst 1g per 0.000001~0.1g, 0.00001~0.06g, in the range of 0.00005~0.03g or 0.0001~0.001g it may be.

特定の実施態様では触媒は第6欄金属を含む。 In a particular embodiment the catalyst comprises a Column 6 metal. 触媒の合計第6欄金属含有量は、触媒1g当たり0.0001g以上、0.01g以上、0.02g以上、及び/又は0.0001〜0.6g、0.001〜0.3g、0.005〜0.1g又は0.01〜0.08gの範囲であってよい。 Total Column 6 metal content of the catalyst, the catalyst 1g per 0.0001g above, 0.01 g or more, 0.02 g or more, and / or 0.0001~0.6g, 0.001~0.3g, 0. it may range from 005~0.1g or 0.01~0.08G. 幾つかの実施態様では触媒は、触媒1g当たり、ダイ6欄金属を0.0001〜0.06g含有する。 In some embodiments the catalyst is catalyst per 1g, the Column 6 metal containing 0.0001~0.06G. 幾つかの実施態様では触媒は、第6欄金属の他に第15欄元素を含有する。 In some embodiments the catalyst contains in addition to column 15 elements from Column 6 of metal.

幾つかの実施態様では触媒は、第6欄金属と第5欄金属及び/又は第7〜10欄金属との組合わせを含有する。 In some embodiments the catalyst contains a combination of Column 6 metal and a Column 5 metal and / or 7-10 column metal. 第6欄金属対第5欄金属のモル比は0.1〜20、1〜10、又は2〜5の範囲であってよい。 The molar ratio of Column 6 metal to Column 5 metal may be in the range of 0.1~20,1~10, or 2-5. 第6欄金属対第7〜10欄金属のモル比は0.1〜20、1〜10、又は2〜5の範囲であってよい。 The molar ratio of Column 6 metal to 7-10 column metal may range 0.1~20,1~10, or 2-5. 幾つかの実施態様では触媒は、第6欄金属と第5欄金属及び/又は第7〜10欄金属との組合わせの他に、第15欄元素を含有する。 In some embodiments the catalyst, in addition to the combination of the Column 6 metal and a Column 5 metal and / or 7-10 column metal, containing Column 15 element. 他の実施態様では触媒は、第6欄金属と第10欄金属とを含有する。 In another embodiment the catalyst contains a Column 6 metal and a Column 10 metal. 触媒中の合計第10欄金属対合計第6欄金属のモル比は、1〜10又は2〜5の範囲である。 The molar ratio of total Column 10 metal to total Column 6 metal in the catalyst is in the range of 1 to 10, or 2 to 5. 特定の実施態様では触媒は、第5欄金属と第10欄金属とを含有する。 In certain embodiments the catalyst contains a fifth column metal and Column 10 metal. 触媒中の合計第10欄金属対合計第5欄金属のモル比は、1〜10又は2〜5の範囲である。 The molar ratio of total Column 10 metal to total Column 5 metal in the catalyst is in the range of 1 to 10, or 2 to 5.

幾つかの実施態様では第5〜10欄金属は、触媒を形成するため、支持体に導入されるか担持される。 The Columns 5-10 metal some embodiments, to form the catalyst, are supported or are introduced to the support. 特定の実施態様では第5〜10欄金属は第15欄元素と組合わせて、触媒を形成するため、支持体に導入されるか担持される。 In certain embodiments Columns 5-10 metal in combination with Column 15 element, to form the catalyst, are supported or are introduced to the support. 金属及び/又は元素を担持する実施態様では、触媒の重量は、全支持体、全金属及び全元素を含む。 In embodiments carrying the metal and / or elements, the weight of the catalyst comprises the entire support, the total metal and all the elements. 支持体は多孔質であってよく、耐火性酸化物、多孔質炭素系材料、ゼオライト、又はそれらの組合わせが挙げられる。 The support may be a porous, refractory oxide, porous carbon based materials, zeolites, or combinations thereof. 耐火性酸化物としては、限定されるものではないが、アルミナ、シリカ、シリカ−アルミナ、酸化チタン、酸化ジルコニウム、酸化マグネシウム又はそれらの組合わせが挙げられる。 The refractory oxide, but are not limited to, alumina, silica, silica - alumina, titanium oxide, zirconium oxide, and magnesium oxide or a combination thereof. 支持体は、市場のメーカー、例えばCriterion Catalysts and Technologies LP(米国テキサス州ヒューストン)から入手できる。 Support is available market of manufacturers, for example, from Criterion Catalysts and Technologies LP (Houston, Texas). 多孔質炭素系材料としては、限定されるものではないが、活性炭及び/又は多孔質グラファイトが挙げられる。 The porous carbon-based material, but are not limited to, include activated carbon and / or porous graphite. ゼオライトの例としては、Y−ゼオライト、β−ゼオライト、モルデナイトゼオライト、ZSM−5ゼオライト、及びフェリエライトゼオライトが挙げられる。 Examples of zeolites, Y- zeolite, beta-zeolite, mordenite zeolite, ZSM-5 zeolites, and ferrierite zeolites. ゼオライトは、市場のメーカー、例えばZeolyst(米国ペンシルバニア州Vallay Forge)から入手できる。 Zeolite, available market of manufacturers, for example, from Zeolyst (Pennsylvania, USA Vallay Forge).

幾つかの実施態様では支持体は、平均細孔径が150Å以上、170Å以上又は180Å以上の支持体から作られる。 The support in some embodiments, the average pore diameter of more than 150 Å, made from 170Å or more or 180Å or more supports. 特定の実施態様では支持体は、支持体材料の水性ペーストを成形して作られる。 Support in certain embodiments is made by molding the aqueous paste of the support material. 幾つかの実施態様では、ペーストの押出しを助けるため、ペーストに酸が添加される。 In some embodiments, to aid the extrusion of the paste, acid is added to the paste. 押出し可能なペーストに所望の稠度を付与するのに必要とするような量及び/又は方法で水及び希酸を加える。 The amount and / or a way that needed to impart the desired consistency to the extrudable paste is added water and dilute acid at. 酸の例としては、限定されるものではないが、硝酸、酢酸、硫酸及び塩酸が挙げられる。 Examples of acids include, but are not limited to, nitric acid, acetic acid, sulfuric acid and hydrochloric acid.

ペーストは、一般に公知の触媒押出法及び触媒切断法を用いて押出し、切断し、押出物を形成してよい。 Pastes, using commonly known catalyst extrusion methods and catalyst cutting methods extruded, cut, may form an extrudate. 押出物は、5〜260℃又は85〜235℃の温度範囲で所定時間(例えば0.5〜8時間)、熱処理し、及び/又は押出物の水分が所望水準に達するまで乾燥してよい。 The extrudate, a predetermined time in the temperature range of 5 to 260 ° C. or 85 to 235 ° C. (e.g. 0.5-8 hours), and heat treatment, and / or moisture of the extrudate may be dried until a desired level. 熱処理した押出物は、平均細孔径が150Å以上の支持体を形成するため、800〜1200℃又は900〜1100℃の範囲の温度で熱処理してよい。 Extrudate as heat treatment, the average pore diameter to form a more supports 150 Å, may be heat-treated at a temperature in the range of 800 to 1200 ° C. or 900 to 1100 ° C..

特定の実施態様では支持体は、γ−アルミナ、θ−アルミナ、δ−アルミナ、α−アルミナ、又はそれらの組合わせを含む。 Support in certain embodiments include γ- alumina, theta-alumina, .delta.-alumina, alpha-alumina, or combination thereof. γ−アルミナ、δ−アルミナ、α−アルミナ、又はそれらの組合わせの量は、X線回折で測定して、触媒支持体1g当たり0.0001〜0.99g、0.001〜0.5g、0.01〜0.1gの範囲、又は0.1g以下であってよい。 γ- alumina, .delta.-alumina, alpha-alumina, or amount of a combination thereof, as measured by X-ray diffraction, the catalyst support 1g per 0.0001~0.99G, 0.001 to 0.5 g, range of 0.01 to 0.1 g, or it may be at 0.1g or less. 幾つかの実施態様では、X線回折で測定した支持体のθ−アルミナ含有量は、単独で又は他の形態のアルミナとの組合わせで、支持体1g当たり0.1〜0.99g、0.5〜0.9g又は0.6〜0.8gの範囲である。 In some embodiments, theta-alumina content of the support was measured by X-ray diffraction, alone or in combination with other in combination with alumina in the form, the support 1g per 0.1~0.99G, 0 it is in the range of .5~0.9g or 0.6~0.8g. 幾つかの実施態様では支持体は、θ−アルミナを、X線回折で測定して、0.1g以上、0.3g以上、0.5g以上、又は0.8g以上含有する。 In support some embodiments, the θ- alumina, as determined by X-ray diffraction, or 0.1 g, 0.3 g or more, more 0.5g, or contains more than 0.8 g.

触媒は一般に公知の触媒製造法を用いて製造される。 The catalyst is generally prepared by a known catalyst preparation method. 触媒製造法の例は、Gabrielov等のUSP 6,218,333、Gabrielov等のUSP 6,290,841、Boon等のUSP 5,744,025、及びBhan等の米国出願公開No. Examples of catalyst preparation methods, USP 6,218,333 etc. Gabrielov, USP such Gabrielov 6,290,841, U.S. Application Publication of USP 5,744,025, and Bhan such as Boon No. 20030111391に記載されている。 It has been described in 20030111391.
幾つかの実施態様では支持体は、触媒を形成するため、金属を含浸してよい。 Support in some embodiments, to form the catalyst, it may be impregnated with a metal. 特定の実施態様では支持体は、金属を含浸する前に、400〜1200℃、450〜1000℃、又は600〜900℃の範囲の温度で熱処理してよい。 Support In certain embodiments, prior to impregnating the metal, 400 to 1200 ° C., from 450 to 1,000 ° C., or 600 to 900 may be heat-treated at a temperature in the range of ° C.. 幾つかの実施態様では触媒の製造中、含浸助剤を使用してよい。 During preparation of the catalyst in some embodiments, it may be used impregnation aid. 含浸助剤の例としては、クエン酸成分、エチレンジアミンテトラ酢酸(EDTA)、アンモニア、又はそれらの混合物が挙げられる。 Examples of impregnation aids include a citric acid component, ethylenediaminetetraacetic acid (EDTA), ammonia, or mixtures thereof.

特定の実施態様では触媒は、支持体の熱処理造形混合物に第5〜10欄金属を添加又は導入して(“上張り(overlaying)”)、形成してもよい。 Catalyst In a particular embodiment, the thermal treatment molding a mixture of the support by adding or introducing a Columns 5-10 metal ( "overlay (overlaying)"), may be formed. ほぼ均一な又は比較的均一な金属濃度を有する熱処理造形支持体の上に金属を上張りすると、有利な触媒特性が得られることが多い。 When overlay metal on the heat treatment shaped support having a substantially uniform or relatively uniform metal concentration is often advantageous catalytic properties can be obtained. 金属を各々上張り後、造形した支持体を熱処理すると、触媒の触媒活性が向上する傾向がある。 After the metal respectively overlay and thermally treating the support having shaped, it tends to improve the catalytic activity of the catalyst. 上張り法を用いた触媒の製造法は、Bhan等の米国出願公開No. Overlay method preparation of catalyst using the US application publication such Bhan No. 20030111391に記載されている。 It has been described in 20030111391.

第5〜10欄金属/支持体混合物を形成するため、第5〜10欄金属は、好適な混合装置で混合してよい。 To form a Columns 5-10 metal / support mixture, Columns 5-10 metal may be mixed in a suitable mixing device. 第5〜10族金属/支持体混合物は、好適な混合装置を用いて混合してよい。 The 5-10 metals / support mixture may be mixed with suitable mixing equipment. 好適な混合装置の例としては、タンブラー、固定シェル又はトラフ、マラーミキサー(例えばバッチタイプ又は連続タイプ)、衝撃ミキサー、その他、第5〜10欄金属/支持体混合物が好適に得られる、一般に公知のミキサー又は一般に公知の装置が挙げられる。 Examples of suitable mixing apparatus, tumblers, stationary shells or troughs, muller mixers (e.g. batch type or continuous type), impact mixers, and other, Columns 5-10 metal / support mixture is preferably obtained, commonly known It includes known apparatus of mixer or general. 特定の実施態様では、第5〜10欄金属が支持体中にほぼ均一に分散するまでこれらの材料を混合する。 In certain embodiments, Columns 5-10 metal mixing these materials until substantially uniformly dispersed in the support.

幾つかの実施態様では、支持体と金属とを配合後、触媒は150〜750℃、200〜740℃、又は400〜730℃の温度に加熱する。 In some embodiments, after mixing the support and the metal catalyst is one hundred fifty to seven hundred fifty ° C., is heated to a temperature of 200 to 740 ° C., or 400-730 ° C..
幾つかの実施態様では、第5〜10族金属の少なくとも一部が、対応する金属酸化物に転化するよう、揮発分を除去するため、触媒は、熱空気及び/又は酸素に富む空気の存在下、400〜1000℃の温度で熱処理してよい。 In some embodiments, at least a portion of the 5 to 10 metals are, as converted to the corresponding metal oxide, to remove volatiles, the catalyst, the presence of air enriched hot air and / or oxygen lower, it was heat-treated at a temperature of 400 to 1000 ° C..

しかし、他の実施態様では第5〜10欄金属を金属酸化物に転化することなく、大部分の揮発成分を除去するため、35〜500℃(例えば300℃未満、400℃未満又は500℃未満)の範囲の温度で、1〜3時間の範囲の時間、触媒は、空気の存在下、熱処理してもよい。 However, in other embodiments without converting the Columns 5-10 metal on a metal oxide, in order to remove most of the volatile components, from 35 to 500 ° C. (e.g., less than 300 ° C., less than 400 ° C. or less than 500 ° C. at a temperature in the range of), times ranging from 1 to 3 hours, the catalyst, in the presence of air, may be heat-treated. このような方法で作った触媒は、一般に“未焼成”触媒と言われる。 The catalyst was made in this way is generally referred to as "the green" catalyst. 硫化法と組み合せて、この方法で触媒を作ると、活性金属は支持体中にほぼ分散できる。 In combination with sulfide method, when making a catalyst in this way, the active metal can be substantially dispersed in the support. このような触媒の製造法は、Gabrielov等のUSP 6,218,333及びUSP 6,290,841に記載されている。 Such catalyst preparation is described in USP 6,218,333 and USP 6,290,841, such Gabrielov.

特定の実施態様では、θ−アルミナ支持体/第5〜10欄金属混合物を形成するため、θ−アルミナ支持体は第5〜10族金属と組合わせてよい。 In certain embodiments, in order to form a theta-alumina support / Columns 5-10 metal mixture, theta-alumina support may be combined with a 5 to 10 metals. θ−アルミナ支持体/第5〜10欄金属混合物は、中央値細孔径が230Å以上の細孔サイズ分布を有する触媒を形成するため、400℃以上の温度で熱処理してよい。 θ- alumina support / Columns 5-10 metal mixture, since the median pore diameter to form a catalyst having a pore size distribution of more than 230 Å, may be heat-treated at 400 ° C. or higher. 通常、このような熱処理は、1200℃以下の温度で行われる。 Usually, such a heat treatment is performed at 1200 ° C. or lower.

幾つかの実施態様では支持体(市販の支持体でも、或いはここで説明したようにして作った支持体でも)は、担持した触媒及び/又は塊状金属触媒と組合わせてよい。 (In commercial support or Again the support was prepared as described) support in some embodiments may be combined with a catalyst supporting and / or bulk metal catalyst. 幾つかの実施態様では担持触媒は第15欄金属を含有してよい。 Supported catalyst In some embodiments may contain Column 15 metal. 例えば担持触媒及び/又は塊状金属触媒は、平均粒度が1〜50μ、2〜45μ、又は5〜40μの粉末に圧潰してよい。 For example the supported catalyst and / or bulk metal catalyst has an average particle size of 1~50Myu, it may be crushed 2~45Myu, or powder 5~40Myu. この粉末は、埋込み金属触媒を形成するため、支持体と組合わせてよい。 The powder to form the embedded metal catalyst may be combined with the support. 幾つかの実施態様では、中央値細孔径が80〜200Å、90〜180Å、又は120〜130Åの範囲の細孔サイズ分布を有する触媒を形成するため、前記粉末は支持体と組合わせた後、標準的な方法で押出してよい。 After In some embodiments, since the median pore diameter 80~200A, to form a catalyst having a pore size distribution in the range of 90~180A, or 120~130A, that the powder is combined with the support, it may be extruded in a standard way.

幾つかの実施態様では、触媒と支持体とを組合わせると、金属の少なくとも一部は、埋込み金属触媒(例えば支持体中に埋込む)の表面下に存在し、これにより埋込まない金属触媒の場合よりも表面上の金属を少なくできる。 In some embodiments, when the combination of the catalyst and the support, at least a portion of the metal is present on the surface of a buried metal catalyst (e.g. embedded in the support), thereby the metal not embedded catalyst It can be reduced metal on the surface than in the case of. 幾つかの実施態様では触媒表面上の金属が少ないと、接触中、金属の少なくとも一部が触媒表面に移動することにより、触媒の寿命及び/又は触媒活性が増大する。 If the metal on the catalyst surface is less in some embodiments, in contact, at least a part of the metal is moved on the surface of the catalyst life and / or catalytic activity of the catalyst is increased. これらの金属は、触媒と原油原料との接触中、触媒表面の侵食により、触媒表面に移動する可能性がある。 These metals, in contact with the catalyst and the crude feed, the erosion of the catalyst surface, is likely to move to the catalyst surface.

幾つかの実施態様では、触媒成分の内部添加及び/又は混合により、第6欄酸化物結晶構造中の第6欄金属の構造化オーダーは、埋込み触媒の結晶構造中の第6欄金属のほぼランダムなオーダーに変化する。 In some embodiments, the internal addition and / or mixing of the catalyst components, structured order of the Column 6 metals from Column 6 oxide crystal structure is substantially of the Column 6 metal in the crystal structure of the embedded catalyst changes in random order. 第6欄金属のオーダーは、粉末X線回折法により測定できる。 Order of Column 6 metal may be determined by powder X-ray diffraction method. 金属酸化物中の元素状金属のオーダーに対する触媒中の元素状金属のオーダーは、第6欄酸化物のX線回折中の第6欄金属のピークのオーダーを触媒のX線回折スペクトル中の第6欄金属のピークのオーダーと比較することにより測定できる。 Elemental metal of the order in the catalyst to elemental metal in order in the metal oxide, the orders of the peak of the Column 6 metal in the X-ray diffraction of the sixth column oxide in X-ray diffraction spectrum of a catalyst 6 can be measured by comparing a column metal order peaks. X線回折スペクトル中の第6欄金属と関連するパターンの広がり及び/又は不存在から、第6欄金属は結晶構造中にほぼランダムに整列していると評価できる。 From broadening and / or absence of patterns associated with Column 6 metal in the X-ray diffraction spectrum, Column 6 metal can be evaluated as being aligned substantially randomly in the crystal structure.

例えば三酸化モリブテンと中央値細孔径が180Å以上のアルミナ支持体とを組合わせて、アルミナ/三酸化モリブデン混合物を形成できる。 For example trioxide molybdenum and median pore diameter in combination with a more alumina support 180 Å, it can form an alumina / molybdenum trioxide mixture. 三酸化モリブデンは、明確なパターン(例えば、明確なD 001 、D 002 、及び/又はD 003ピークス)を有する。 Molybdenum trioxide has a definite pattern (for example, clear D 001, D 002, and / or D 003 Peaks). アルミナ/第6欄三酸化物混合物は、538℃(1000°F)以上の温度で熱処理して、X線回折スペクトルで二酸化モリブデンのパターンを示さない(例えばD 001ピークがない)触媒を製造できる。 Alumina / Column 6 trioxide mixture, 538 ° C. (1000 ° F) heat-treated at temperatures above do not show a pattern of molybdenum dioxide in X-ray diffraction spectrum (e.g. no D 001 peaks) can produce a catalyst .

幾つかの実施態様では触媒は、細孔構造で特徴付けられる。 In some embodiments the catalyst is characterized by pore structure. 各種細孔構造のパラメーターとしては、限定されるものではないが、細孔径、細孔容積、表面積又はそれらの組合わせが挙げられる。 The parameters of the various pore structure, but are not limited to, pore diameter, pore volume, and surface area, or combinations thereof. 触媒は、合計量の細孔サイズ対細孔径の分布を持ってよい。 The catalyst may have a pore size versus pore diameter distribution of the total amount. この細孔サイズ分布の中央値細孔径は、30〜1000Å、50〜500Å、又は60〜300Åの範囲であってよい。 The median pore diameter of the pore size distribution, 30~1000Å, may range from 50-500, or 60~300A. 幾つかの実施態様では、触媒1g当たりγ−アルミナを0.5g以上含有する触媒は、中央値細孔径が60〜200Å、90〜180Å、100〜140Å、又は120〜130Åの範囲の細孔サイズ分布を有する。 In some embodiments, the catalyst containing the catalyst 1g per γ- alumina or 0.5g a median pore diameter 60~200Å, 90~180Å, 100~140Å, or pore size in the range of 120~130Å distribution with a. 他の実施態様では、触媒1g当たりθ−アルミナを0.1g以上含有する触媒は、中央値細孔径が180〜500Å、200〜300Å、又は230〜250Åの範囲の細孔サイズ分布を有する。 In another embodiment, the catalyst containing the catalyst 1g per θ- alumina or 0.1g a median pore diameter has 180~500Å, 200~300Å, or a pore size distribution in the range of 230~250A. 幾つかの実施態様では細孔サイズ分布の中央値細孔径は、120Å以上、150Å以上、180Å以上、200Å以上、220Å以上、230Å以上、又は300Å以上である。 Several median pore diameter of the pore size distribution in the embodiment, more than 120 Å, 150 Å or more, more 180 Å, 200 Å or more, more 220 Å, or more 230 Å, or at 300Å or more. このような中央値細孔径は、通常、1000Å以下である。 Such median pore diameter is usually at 1000Å or less.

触媒は、中央値細孔径が60Å以上又は90Å以上の細孔サイズ分布を持っていてよい。 Catalyst median pore diameter may have a pore size distribution of more than or 90 Å 60 Å. 幾つかの実施態様では触媒は、中央値細孔径が90〜180Å、100〜140Å、又は120〜130Åの範囲の細孔サイズ分布を有すると共に、細孔サイズ分布での全細孔数の60%以上が中央値細孔径の45Å以内、35Å以内、又は25Å以内の細孔径を有する。 The catalyst in some embodiments, the median pore diameter 90~180Å, 100~140Å, or which has a pore size distribution in the range of 120~130Å, 60% of the total number of pores in the pore size distribution or within 45Å of the median pore diameter, a pore size of less than, or 25 Å 35 Å. 特定の実施態様では触媒は、中央値細孔径が70〜180Åの範囲の細孔サイズ分布を有すると共に、細孔サイズ分布での全細孔数の60%以上が中央値細孔径の45Å以内、35Å以内、又は25Å以内の細孔径を有する。 The catalysts certain embodiments, the median pore diameter having a pore size distribution in the range of 70~180A, more than 60% of the total number of pores in the pore size distribution within 45Å of the median pore diameter, within 35 Å, or a pore size within 25 Å.

細孔サイズ分布の中央値細孔径が180Å以上、200Å以上、又は230Å以上である実施態様では、細孔サイズ分布での全細孔数の60%を超える細孔は、中央値細孔径の50Å以内、70Å以内、又は90Å以内の細孔径を有する。 A median pore diameter of the pore size distribution is more than 180 Å, 200 Å or more, or in more than a embodiment 230 Å, the pores of greater than 60% of the total number of pores in the pore size distribution, 50 Å of the median pore diameter within, a pore size of less than, or 90 Å 70 Å. 幾つかの実施態様では触媒は、中央値細孔径が180〜500Å、200〜400Å又は230〜300Åの範囲であり、かつ細孔サイズ分布での全細孔数の60%以上が中央値細孔径の50Å以内、70Å以内、又は90Å以内の細孔径を有する。 The catalyst in some embodiments, the median pore diameter 180~500A, in the range of 200~400Å or 230~300A, and more than 60% of the total pore number median pore diameter in the pore size distribution within the 50 Å, a pore size of less than, or 90 Å 70 Å.

幾つかの実施態様では細孔の細孔容積は、0.3cm /g以上、0.7cm /g以上又は0.9cm /g以上であってよい。 Pore volume of pores in some embodiments, 0.3 cm 3 / g or more, may be at 0.7 cm 3 / g or more, or 0.9 cm 3 / g or more. 特定の実施態様では、細孔の細孔容積は、0.3〜0.99cm /g、0.4〜0.8cm /g又は0.5〜0.7cm /gの範囲であってよい。 In certain embodiments, the pore volume of the pores, a range of 0.3~0.99cm 3 /g,0.4~0.8cm 3 / g or 0.5~0.7cm 3 / g it may be.
幾つかの実施態様では、中央値細孔径が90〜180Åの範囲である細孔サイズ分布を有する触媒は、表面積が100m /g以上、120m /g以上、170m /g以上、220m /g以上、又は270m /g以上である。 In some embodiments, the catalyst median pore diameter having a pore size distribution in the range of 90~180Å the surface area of 100 m 2 / g or more, 120 m 2 / g or more, 170m 2 / g or more, 220 m 2 / g or more, or 270 meters 2 / g or more. このような表面積は、100〜300m /g、120〜270m /g、130〜250m /g、又は170〜220m /gの範囲であってよい。 Such surface area, 100~300m 2 / g, 120~270m 2 / g, may range from 130~250m 2 / g, or 170~220m 2 / g.

特定の実施態様では、中央値細孔径が180〜300Åの範囲である細孔サイズ分布を有する触媒は、表面積が表面積が60m /g以上、90m /g以上、100m /g以上、120m /g以上、又は270m /g以上である。 In certain embodiments, the catalyst median pore diameter having a pore size distribution in the range of 180~300Å the surface area surface area of 60 m 2 / g or more, 90m 2 / g or more, 100 m 2 / g or more, 120 m 2 / g or more, or 270 meters 2 / g or more. このような表面積は、60〜300m /g、90〜280m /g、100〜270m /g、又は120〜250m /gの範囲であってよい。 Such surface area, 60~300m 2 / g, 90~280m 2 / g, may range from 100~270m 2 / g, or 120~250m 2 / g.
特定の実施態様では触媒は、造形形態、例えばペレット、円柱及び/又は押出物で存在する。 Catalyst In certain embodiments, the shaped form is present such as pellets, a cylindrical and / or extrudates. 触媒は、通常、平板圧潰強度が50〜500N/cm、60〜400N/cm、100〜350N/cm、200〜300N/cm、又は220〜280N/cmの範囲である。 The catalyst is usually in the range of flat crush strength is 50~500N / cm, 60~400N / cm, 100~350N / cm, 200~300N / cm, or 220~280N / cm.

幾つかの実施態様では触媒及び/又は触媒前駆体は、当該技術分野で公知の技術(例えばACTICAT(登録商標)法、CRI International,Inc.)を用いて(使用前に)金属硫化物を形成するため、硫化する。 The catalyst and / or catalyst precursor is some embodiments, the art known techniques (e.g., ACTICAT (TM) process, CRI International, Inc.) (Before use) using a form metal sulfide In order to, to sulfide. 或いは触媒は、触媒と硫黄含有化合物を含む原油原料との接触により現場で硫化してもよい。 Alternatively the catalyst may be sulfided in situ by contact with the crude feed comprising a catalyst and a sulfur-containing compound. 現場での硫化は、水素の存在下にガス状硫化水素、又は有機硫黄化合物(アルキルスルフィド、ポリスルフィド、チオール、及びスルホキシド等)のような液相硫化剤を利用してもよい。 Sulfide in situ, gaseous hydrogen sulfide in the presence of hydrogen, or an organic sulfur compound (alkyl sulfides, polysulfides, thiols, and sulfoxides, etc.) a liquid-phase sulfurizing agents may be utilized such as. 現場外(ex−situ)硫化方法が等のSeamans等のUSP 5,468,372及びSeamans等のUSP 5,688,736に記載されている。 Ex situ (ex-situ) are described in USP 5,468,372 and Seamans etc. USP 5,688,736 of Seamans such sulfide method, or the like.

特定の実施態様では第一タイプの触媒(“第一触媒”)は、支持体と組合わせた第5〜10欄金属を含み、中央値細孔径が150〜250Åの範囲の細孔サイズ分布を有する。 The first type of catalyst in certain embodiments ( "first catalyst") includes Columns 5-10 metal in combination with the support, a median pore diameter of the pore size distribution in the range of 150~250Å a. 第一触媒の表面積は100m /g以上であってよい。 Surface area of the first catalyst may be at 100 m 2 / g or more. 第一触媒の細孔容積は0.5cm /g以上であってよい。 The pore volume of the first catalyst may be at 0.5 cm 3 / g or more. 第一触媒のγ−アルミナ含有量は0.5g以上で、第一触媒は、通常、γ−アルミナを第一触媒1g当たり0.9999g以下含有する。 γ- alumina content of the first catalyst is at least 0.5g, the first catalyst usually containing γ- alumina following the first catalyst 1g per 0.9999G. 幾つかの実施態様では第一触媒の合計第6欄金属含有量は、触媒1g当たり0.0001〜0.1gの範囲である。 In some embodiments the total Column 6 metal content of the first catalyst is in the range of 0.0001~0.1g catalyst per 1g. 第一触媒は、原油原料からNi/V/Feの一部を除去し、原油原料のTANの一因となる成分の一部を除去し、原油原料からC アスファルテンの少なくとも一部を除去し、原油原料中の有機酸金属塩の金属の少なくとも一部を除去し、又はそれらの組合わせを除去できる。 First catalyst is to remove a portion from the crude feed of Ni / V / Fe, removal of a portion of the components that contribute to TAN of the crude feed, removing at least a portion of the C 5 asphaltenes from the crude feed , removing at least a portion of the metal in metal salts of organic acids in the crude feed, or can be removed combinations thereof. 原油原料を触媒と接触させた際、他の特性(例えば硫黄含有量、VGO含有量、API比重、残留物含有量、又はそれらの組合わせ)の変化は比較的小さいかも知れない。 When the crude feed is contacted with the catalyst, other characteristics (for example, sulfur content, VGO content, API gravity, residue content, or combinations thereof) change in might relatively small. 原油原料の特性を選択的に変化させながら、他の特性は比較的小さい変化だけで済むので、原油原料を一層効率的に処理できる。 While selectively changing the properties of the crude feed, other properties so requires only a relatively small change, crude feed to be more efficiently processed. 幾つかの実施態様では1種以上の第一触媒は、いかなる順序で使用してもよい。 One or more first catalysts in some embodiments may be used in any order.

特定の実施態様では第二タイプの触媒(“第二触媒”)は、支持体と組合わせた第5〜10欄金属を含み、中央値細孔径が90〜180Åの範囲の細孔サイズ分布を有する。 In the second type of catalyst ( "second catalyst") In certain embodiments, includes a Columns 5-10 metal in combination with the support, a median pore diameter of the pore size distribution in the range of 90~180Å a. 第二触媒の細孔サイズ分布では全細孔数の60%以上は、中央値細孔径の45Å以内の細孔径を有する。 The second catalyst 60% or more of the total number of pores in the pore size distribution of has a pore size within 45Å of the median pore diameter. 好適な接触条件下での原油原料と第二触媒との接触により、選択した特性(例えばTAN)は、原油原料の同じ特性に比べて大きく変化しながら、他の特性は少ししか変化しない原油生成物を製造できる。 By contact with the crude feed and the second catalyst under suitable contacting conditions, the selected characteristic (e.g., TAN), while significantly changed compared to the same properties of the crude feed, crude product other properties unchanged little things to be produced. 幾つかの実施態様では、接触中、水素源が存在してもよい。 In some embodiments, in contact, the hydrogen source may be present.

第二触媒は、原油原料のTANの一因となる成分の少なくとも一部、及び比較的高い粘度の一因となる成分の少なくとも一部を減少させると共に、原油生成物のNi/V/Feの少なくとも一部を減少できる。 The second catalyst comprises at least a portion of the components that contribute to TAN of the crude feed, and with reducing at least some of the components that contribute to relatively high viscosity, of the crude product of Ni / V / Fe It can be reduced at least a portion. 更に、原油原料と第二触媒との接触により、原油原料の硫黄含有量に対する硫黄含有量の変化が比較的少ない原油生成物を製造できる。 Furthermore, by contact with the crude feed and the second catalyst may produce a change in the sulfur content is relatively small crude product relative to the sulfur content of the crude feed. 例えば原油生成物の硫黄含有量は、原油原料の硫黄含有量に対し70〜130%である。 Such as sulfur content of the crude product is 70-130% relative to the sulfur content of the crude feed. また原油原料に対する原油生成物の蒸留物含有量、VGO含有量、及び残留物含有量の変化は比較的少ない。 The distillate content of the crude product relative to the crude feed, VGO content, and the change of the residue content is relatively small.

幾つかの実施態様では原油原料のNi/V/Fe含有量は比較的少ない(例えば50重量ppm以下)が、TAN、アスファルテン含有量又は有機酸金属塩の金属含有量は比較的高い(又は多い)。 Some Ni / V / Fe content of the crude feed in the exemplary embodiment is relatively small (e.g., 50 wt ppm or less), TAN, metal content of asphaltenes content or organic acid metal salt is relatively high (or large ). TANが比較的高い(例えば0.3以上)と、原油原料は輸送及び/又は精製に受入れできない。 And TAN is relatively high (e.g., 0.3 or higher), the crude feed is unacceptable to transport and / or purification. アスファルテン含有量が比較的多い不利な原油は、C アスファルテン含有量が比較的少ない他の原油よりも処理中の安定性が悪い可能性がある。 C 5 asphaltenes content is relatively large disadvantaged crude is likely poor stability during processing than relatively small other crudes C 5 asphaltenes content. 原油原料と第二触媒との接触により、原油原料からTANの一因となる酸性成分及び/又はC アスファルテンを除去できる。 By contact with the crude feed and the second catalyst may remove acidic components and / or C 5 asphaltenes consisting crude feed contributing to TAN. 幾つかの実施態様では、TANの一因となる成分及び/又はC アスファルテンの減少により、原油原料の粘度に比べて、原油原料及び/又は全生成物混合物の粘度を低下できる。 In some embodiments, the reduction in components and / or C 5 asphaltenes contributing to TAN, compared to the viscosity of the crude feed, can reduce the viscosity of the crude feed and / or total product mixture. 特定の実施態様では第二触媒の1種以上組合わせは、ここで説明した原油原料を使用した際、原油原料及び/又は全生成物混合物の安定性を増進し、触媒寿命を延ばし、原油原料による総水素吸収量を最小化し、又はそれらの組合わせを可能にする。 In one or more combinations of second catalysts certain embodiments, when using crude feed as described herein, to enhance the stability of the crude feed and / or total product mixture, extend the catalyst life, crude feed minimize net hydrogen uptake by, or to allow their combinations.

幾つかの実施態様では第三タイプの触媒(“第三触媒”)は、支持体を第6欄金属と組合わせて触媒前駆体を製造して得られる。 In some embodiments the third type of catalyst ( "third catalyst") is obtained a support in combination with Column 6 metal to produce a catalyst precursor. 触媒前駆体は、1種以上の硫黄含有化合物の存在下、500℃未満(例えば482℃未満)の温度で比較的短時間加熱して、未焼成第三触媒を形成できる。 The catalyst precursor in the presence of one or more sulfur-containing compounds, and a relatively short time heating at a temperature below 500 ° C. (e.g., less than 482 ° C.), to form a green third catalyst. 通常、触媒前駆体は100℃以上で2時間加熱する。 Usually, the catalyst precursor is heated for 2 hours at 100 ° C. or higher. 特定の実施態様では第三触媒は、第15欄元素を触媒1g当たり0.001〜0.03g、0.005〜0.02g、又は0.008〜0.01gの範囲の含有量で含有してよい。 The third catalyst In certain embodiments, the Column 15 element contained in an amount in the range of from 0.001~0.03g catalyst per 1 g, 0.005~0.02G, or 0.008~0.01g it may be. 第三触媒は、ここで説明した原油原料の処理に使用すると、著しい活性及び安定性を示す可能性がある。 Third catalyst, when used in crude feed processes described herein, may exhibit significant activity and stability. 幾つかの実施態様では触媒前駆体は、1種以上の硫黄化合物の存在下で500℃未満の温度に加熱する。 The catalyst precursor In some embodiments, heated to a temperature below 500 ° C. in the presence of one or more sulfur compounds.

第三触媒は、原油原料のTANの一因となる成分の少なくとも一部を減少させ、有機酸金属塩の金属の少なくとも一部を減少させ、原油生成物のNi/V/Feの少なくとも一部を減少させると共に、原油原料の粘度を低下できる。 Third catalyst reduces at least some of the components that contribute to TAN of the crude feed, at least a portion of the metal of the organic acid metal salt reduces, at least a portion of the Ni / V / Fe of the crude product while decreasing, it can lower the viscosity of the crude feed. 更に、原油原料と第三触媒との接触により、原油原料の硫黄含有量に対する硫黄含有量の変化が比較的少なく、かつ原油原料による総水素吸収量が最小限の原油生成物を製造できる。 Furthermore, by contact with the crude feed and the third catalyst, the change in the sulfur content relative to the sulfur content of the crude feed is relatively small, and net hydrogen uptake by the crude feed can be produced minimal crude product. 例えば原油生成物の硫黄含有量は、原油原料の硫黄含有量に対し70〜130%である。 Such as sulfur content of the crude product is 70-130% relative to the sulfur content of the crude feed. また第三触媒を用いて製造した原油生成物は、原油原料に対するAPI比重、蒸留物含有量、VGO含有量、及び残留物含有量の変化は比較的少ない可能性がある。 The crude product produced using the third catalyst, API gravity for the crude feed, distillate content, VGO content, and the change of the residue content is relatively less likely. 原油原料に対するAPI比重、蒸留物含有量、VGO含有量、及び残留物含有量が少し変化するだけで、TAN、有機酸金属塩の金属、Ni/V/Fe含有量、及び原油生成物の粘度を低下又は減少させる能力により、原油生成物を各種の処理設備に使用することが可能になる。 API gravity for the crude feed, distillate content, VGO content, and only residues content is changed slightly, the viscosity of the TAN, metals of the organic acid metal salt, Ni / V / Fe content, and the crude product the ability to decrease or reduce, it is possible to use the crude product for various processing equipment.

幾つかの実施態様では第三触媒は、原油原料/全生成物の安定性を維持しながら、原油原料のMCR含有量の少なくとも一部を少なくできる。 In some embodiments the third catalyst, while maintaining the stability of the crude feed / total product, can be reduced at least a portion of the MCR content of the crude feed. 特定の実施態様では第三触媒は、第6欄金属を触媒1g当たり0.0001〜0.1g、0.005〜0.05g、又は0.001〜0.01gの範囲の含有量及び第10欄金属を触媒1g当たり0.0001〜0.05g、0.005〜0.03g、又は0.001〜0.01gの範囲の含有量で含有してよい。 In the third catalyst certain embodiments, Column 6 metal catalyst 1g per 0.0001-0.1, 0.005~0.05G, or 0.001~0.01g range content and 10 of column metal 0.0001~0.05g catalyst per 1g, may contain in an amount in the range of from 0.005~0.03G, or 0.001 to 0.01 g. 第6及び10欄金属触媒は、300〜500℃又は350〜450℃の範囲の温度及び0.1〜10MPa、1〜8MPa、又は2〜5MPaの範囲の圧力において、原油原料中のMCRの一因となる成分の少なくとも一部を減少しやすくする。 6 and 10 column metal catalyst, 300 to 500 ° C. or 350 to 450 ° C. in the range of temperature and 0.1 to 10 MPa, 1 to 8 MPa, or at a pressure in the range of 2 to 5 MPa, one MCR in the crude feed to easily reduce at least a portion of the factor components.

特定の実施態様では第四タイプの触媒(“第四触媒”)は、θ−アルミナ支持体と組合わせた第5欄金属を含有する。 In certain embodiments the fourth type of catalyst ( "fourth catalyst") contains a fifth field metal in combination with θ- alumina support. 第四触媒は、中央値細孔径が180Å以上の細孔サイズ分布を有する。 Fourth catalyst median pore diameter having a pore size distribution of more than 180 Å. 幾つかの実施態様では第四触媒の中央値細孔径は、220Å以上、230Å以上、250Å以上、又は300Å以上であってよい。 Some In embodiments median pore diameter of the fourth catalyst, or 220 Å, more 230 Å, may be at least 250 Å, or 300Å or more. 支持体は、θ−アルミナを支持体1g当たり0.1g以上、0.5g以上、0.8g以上、又は0.9g以上含有する。 Support, theta-alumina support 1g per 0.1g or more, more 0.5g, more 0.8 g, or contains more than 0.9 g. 第四触媒は、第5欄金属を触媒1g当たり0.1g以下で、かつ0.0001g以上含有する。 Fourth catalyst contains a fifth column metal below 0.1g per catalyst 1g, and 0.0001g more. 特定の実施態様では第5欄金属はバナジウムである。 In certain embodiments Column 5 metal is vanadium.

幾つかの実施態様では原油原料は、第四触媒との接触に続いて、追加の触媒と接触させてよい。 Crude feed in some embodiments, following contact with the fourth catalyst may be contacted with additional catalyst. 追加の触媒は以下の触媒:第一触媒、第二触媒、第三触媒、第五触媒、第六触媒、第七触媒、ここで説明した市販の触媒、又はそれらの組合わせの1種以上であってよい。 Additional catalyst following catalysts: the first catalyst, second catalyst, the third catalyst, the fifth catalyst, the sixth catalyst, the seventh catalyst, wherein a commercial catalyst described, or one or more combinations thereof there may be.

幾つかの実施態様では、原油原料を第四触媒と300〜400℃、320〜380℃又は330〜370℃の範囲の温度で接触中、水素を発生させてもよい。 In some embodiments, the crude feed quaternary catalyst and 300 to 400 ° C., in contact at a temperature in the range of 320-380 ° C. or three hundred thirty to three hundred and seventy ° C., may be generated hydrogen. このような接触で製造した原油生成物のTANは、原油原料のTANに対し90%以下、80%以下、50%以下、又は10%以下であってよい。 TAN of the crude product prepared in such contact, 90% or less with respect to TAN of the crude feed, 80% or less, may be 50% or less, or 10% or less. 水素発生量は、1〜50Nm /m 、10〜40Nm /m 、又は15〜25Nm /m の範囲であってよい。 Hydrogen generation amount, 1~50Nm 3 / m 3, may range from 10~40Nm 3 / m 3, or 15~25Nm 3 / m 3. 原油生成物のNi/V/Fe含有量は、原油原料の合計Ni/V/Fe含有量に対し、90%以下、80%以下、70%以下、50%以下、10%以下、又は1%以上であってよい。 Ni / V / Fe content of the crude product, the total Ni / V / Fe content of the crude feed, 90% or less, 80% or less, 70% or less, 50% or less, 10% or less, or 1% it may be greater than or equal to.

特定の実施態様では第五タイプの触媒(“第五触媒”)は、θ−アルミナ支持体と組合わせた第6欄金属を含有する。 In certain embodiments the fifth type of catalyst ( "fifth catalyst") contains a Column 6 metal in combination with θ- alumina support. 第五触媒は、中央値細孔径が180Å以上、220Å以上、230Å以上、250Å以上、300Å以上、又は500Å以下の細孔サイズ分布を有する。 Fifth catalyst median pore diameter above 180 Å, more 220 Å, 230 Å or more, more 250 Å, a 300Å or more, or 500Å pore size distribution below. 支持体はθ−アルミナを支持体1g当たり0.5g以上、0.5g以上、又は0.999g以下の含有量で含有する。 Support θ- alumina support 1g per 0.5g or more, more 0.5g, or 0.999g contains the following content. 幾つかの実施態様では支持体は、α−アルミナを支持体1g当たり0.1g未満の含有量で含有する。 Support In some embodiments, the α- alumina containing at a content of less than support 1g per 0.1 g. 幾つかの実施態様では該触媒は、第6欄金属を触媒1g当たり0.1g以下で、かつ0.0001g以上含有する。 In the catalyst in some embodiments, the Column 6 metal in less catalyst 1g per 0.1 g, and contains more than 0.0001 g. 幾つかの実施態様では第6欄金属はモリブデン及び/又はタングステンである。 In some embodiments Column 6 metal is molybdenum and / or tungsten.

特定の実施態様では、原油原料を第五触媒と310〜400℃、320〜370℃又は330〜360℃の範囲の温度で接触させた際、原油原料による総水素吸収量は比較的少なくてよい(例えば0.01〜100Nm /m 、1〜80Nm /m 、5〜50Nm /m 、又は10〜30Nm /m )。 In certain embodiments, the crude feed fifth catalyst and 310 to 400 ° C., when contacted at a temperature in the range of 320-370 ° C. or three hundred and thirty to three hundred sixty ° C., may net hydrogen uptake is relatively small due to crude feed (e.g. 0.01~100Nm 3 / m 3, 1~80Nm 3 / m 3, 5~50Nm 3 / m 3, or 10~30Nm 3 / m 3). 幾つかの実施態様では原油原料による総水素吸収量は、1〜20Nm /m 、2〜15Nm /m 、又は3〜10Nm /m であってよい。 Net hydrogen uptake by the crude feed in some embodiments, 1~20Nm 3 / m 3, 2~15Nm 3 / m 3, or 3~10Nm be a 3 / m 3. 原油原料と第五触媒との接触で製造された原油生成物のTANは、原油原料のTANに対し90%以下、80%以下、50%以下、10%以下であってよい。 TAN of the crude product produced by contact with the crude feed and the fifth catalyst, 90% or less with respect to TAN of the crude feed, 80% or less, 50% or less, may be 10% or less. 原油生成物のTANは、0.01〜0.1、0.03〜0.05、又は0.02〜0.03の範囲であってよい。 TAN of the crude product may range from 0.01~0.1,0.03~0.05, or 0.02-0.03.

特定の実施態様では、第六タイプの触媒(“第六触媒”)は、θ−アルミナ支持体と組合わせた第5欄金属及び第6欄金属を含有する。 In certain embodiments, a sixth type of catalyst ( "Sixth catalyst") contains a fifth column metal and Column 6 metal in combination with θ- alumina support. 第六触媒は、中央値細孔径が180Å以上の細孔サイズ分布を有する。 Sixth catalyst median pore diameter having a pore size distribution of more than 180 Å. 幾つかの実施態様では細孔サイズ分布の中央値細孔径は、220Å以上、230Å以上、250Å以上、300Å以上、又は500Å以下である。 Several median pore diameter of the pore size distribution in the embodiment, more than 220 Å, more 230 Å, 250 Å or more, 300 Å or greater, or 500Å or less. 支持体は、θ−アルミナを支持体1g当たり0.1g以上、0.5g以上、0.8g以上、0.9g以上、又は0.99g以下の含有量で含有してよい。 Support, theta-alumina support 1g per 0.1g or more, or more 0.5 g, 0.8 g or more, more 0.9 g, or 0.99g may contain the following contents. 幾つかの実施態様では支持体は、第5欄金属及び第6欄金属を触媒1g当たり0.1g以下で、かつ0.0001g以上の合計含有量で含有する。 Support In some embodiments, the Column 5 metal and Column 6 metal below 0.1g per catalyst 1g, and contains a total content of more than 0.0001 g. 幾つかの実施態様では第6欄金属対第5欄金属のモル比は、0.1〜20、1〜10、又は2〜5の範囲であってよい。 The molar ratio of Column 6 metal to Column 5 metal in some embodiments, may range from 0.1~20,1~10, or 2-5. 特定の実施態様では第5欄金属はバナジウムであり、第6欄金属はモリブデン及び/又はタングステンである。 In certain embodiments Column 5 metal is vanadium, Column 6 metal is molybdenum and / or tungsten.

原油原料を第六触媒と310〜400℃、320〜370℃又は330〜360℃の範囲の温度で接触させた際、原油原料による総水素吸収量は−10〜20Nm /m 、−7〜10Nm /m 、又は−5〜5Nm /m の範囲であってよい。 The crude feed sixth catalyst and three hundred ten to four hundred ° C., when contacted at a temperature in the range of 320 to 370 ° C. or three hundred thirty to three hundred sixty ° C., net hydrogen uptake by the crude feed -10~20Nm 3 / m 3, -7 ~10Nm 3 / m 3, or may range from -5~5Nm 3 / m 3. 負の総水素吸収量は、現場で水素が発生している一指標である。 Negative net hydrogen uptake is one indication that hydrogen is generated in situ. 原油原料と第六触媒との接触で製造された原油生成物のTANは、原油原料のTANに対し90%以下、80%以下、50%以下、10%以下、又は1%以上であってよい。 TAN of the crude feed and crude product produced by contact of the sixth catalyst, 90% or less with respect to the TAN of the crude feed, 80% or less, 50% or less, 10% or less, or 1% or more . 原油生成物のTANは、0.01〜0.1、0.02〜0.05、又は0.03〜0.04の範囲であってよい。 TAN of the crude product may range from 0.01~0.1,0.02~0.05, or 0.03 to 0.04.

原油原料と第四触媒、第五触媒又は第六触媒との接触中、総水素吸収量が少ないと、処理中の水素の全体の必要量を低下させながら、原油原料の輸送及び/又は処理受入れが可能な原油生成物を製造できる。 Crude feed with the fourth catalyst, in contact with the fifth catalyst or sixth catalyst, the net hydrogen uptake is small, while reducing the required amount of the whole of hydrogen in the process, transport and / or processing acceptance crude feed It can be manufactured capable crude product. 水素の製造及び/又は輸送は費用がかかるので、処理の際、水素の使用量が少ないと、全体の処理費用は低下する。 Since the manufacture and / or transport of hydrogen is costly, time of processing, when the amount of hydrogen is small, the overall treatment cost is reduced.
特定の実施態様では、第七タイプの触媒(“第七触媒”)は、第6欄金属を触媒1g当たり0.0001〜0.06gの範囲の合計含有量で含有する。 In certain embodiments, the seventh type of catalyst ( "Seventh catalyst") contains a Column 6 metal in a total content ranging 0.0001~0.06g catalyst per 1g. 第6欄金属はモリブデン及び/又はタングステンである。 Column 6 metal is molybdenum and / or tungsten. 第七触媒は、TANが原油原料に対し90%以下の原油生成物を製造するのに有益である。 Seventh catalyst is beneficial in TAN to produce a crude product of 90% or less relative to the crude feed.

第一、第二、第三、第四、第五、第六及び第七触媒の他の実施態様は、ここで説明したように作り、及び/又は使用してもよい。 First, second, third, fourth, fifth, other embodiments of the sixth and seventh catalyst, wherein making as described, and / or may be used.
本出願の触媒を選択し、操作条件を制御することにより、原油原料に対するTAN及び選択した特性は変化しながら、原油原料の他の特性は大きく変化しない原油生成物を製造できる。 Select the catalysts of the present application, by controlling the operating conditions, TAN and selected characteristics for the crude feed while changing other properties of the crude feed can be produced does not vary significantly crude product. 得られた原油生成物は、原油原料に比べて特性が向上し、したがって輸送及び/又は精製に受入れ可能となる。 Crude product obtained is improved characteristics compared to the crude feed, thus becomes acceptable to the transport and / or purification.

2種以上の触媒を選択した順序で配列すると、原油原料の特性改良の順序を制御できる。 When arranged in the order selected two or more catalysts can control the order of improved properties of the crude feed. 例えば原油原料でのTAN、API比重、C アスファルテンの少なくとも一部、鉄の少なくとも一部、ニッケルの少なくとも一部、及び/又はバナジウムの少なくとも一部は、原油原料中のヘテロ原子の少なくとも一部が減少する前に、低下又は減少できる。 For example TAN in the crude feed, API gravity, at least a portion of the C 5 asphaltenes, at least a portion of the iron, at least a portion of the nickel, and / or at least a portion of the vanadium, at least a portion of the heteroatoms in the crude feed There before decreasing, can be reduced or decreased.
幾つかの実施態様では複数触媒の配列及び/又は選択により、触媒の寿命及び/又は原油原料/全生成物混合物の安定性を向上できる。 The sequence and / or selection of multiple catalysts in some embodiments, can improve the stability of life and / or crude feed / total product mixture of the catalyst. 処理中の触媒寿命及び/又は原油原料/全生成物混合物の安定性の向上により、接触システムを3ヶ月以上、6ヶ月以上、又は1年以上、接触システム中の触媒を取替えることなく操作できる。 The improved stability of the catalyst life and / or crude feed / total product mixture during processing, contact system three months or more, 6 or more months, or 1 year or more, can be operated without replacing the catalyst in contacting system.

選択した触媒を組合わせることにより、処理中、原油原料/全生成物混合物の安定性を維持しながら(例えば原油原料のP値を1.5より大きく維持する)、原油原料の他の特性を変化させる前の原油原料から、Ni/V/Feの少なくとも一部、C アスファルテンの少なくとも一部、有機酸金属塩の金属の少なくとも一部、TANの一因となる成分の少なくとも一部、残留物の少なくとも一部、又はそれらの組合わせを低下又は減少できる。 By combining the selected catalyst, during processing, while maintaining the stability of the crude feed / total product mixture (e.g., to maintain greater than 1.5 P values ​​crude feed), the other properties of the crude feed from crude feed before changing, at least a portion of the Ni / V / Fe, at least a portion of the C 5 asphaltenes, at least a portion of the metal of the organic acid metal salt, at least a portion of the components that contribute to TAN, residual At least a portion of the object, or decrease or reduce their combinations. 或いは原油原料と選択した触媒との接触により、C アスファルテン、TAN及び/又はAPI比重を漸増的に低下できる。 Or by contact with a selected catalyst and crude feed, C 5 asphaltenes can incrementally decrease the TAN and / or API gravity. 原油原料の特性を漸増的及び/又は選択的に変化させる能力により、処理中、原油原料/全生成物混合物の安定性が維持できる。 The ability to incrementally and / or selectively change properties of the crude feed, during processing, the stability of the crude feed / total product mixture can be maintained.

幾つかの実施態様では第一触媒(前述)は、一連の触媒の上流に配置してよい。 Some In embodiments the first catalyst (described above) may be positioned upstream of a series of catalysts. 第一触媒のこのような配置により、原油原料/全生成物混合物の安定性が維持しながら、高分子量汚染物、金属汚染物、及び/又は有機酸金属塩の金属を除去できる。 This arrangement of the first catalyst, while maintaining the stability of the crude feed / total product mixture, high molecular weight contaminants, metal contaminants, and / or a metal organic acid metal salt can be removed.
幾つかの実施態様では第一触媒は、原油原料からの、Ni/V/Feの少なくとも一部の除去、酸性成分の除去、接触システム中の触媒の寿命を低下させる一因となる成分の除去、又はそれらの組合わせを行う。 The first catalyst some embodiments, from the crude feed, removal of at least a portion of the Ni / V / Fe, removal of acidic components, removal of components that contribute to reduce the life of the catalyst in contacting system , or perform a combination thereof. 例えば原油原料/全生成物混合物からのC アスファルテンの少なくとも一部を原油原料と比べて減少させると、下流に配置した他の触媒の閉塞が防止され、こうして、触媒の取替えなく、接触システムを操作できる時間が延びる。 For example, at least a portion of the C 5 asphaltenes from the crude feed / total product mixture is reduced as compared with the crude feed, is prevented clogging of other catalysts positioned downstream, thus, not replace catalytic, contacting system operation possible time is extended. 幾つかの実施態様では原油原料からNi/V/Feの少なくとも一部を除去すると、第一触媒の後に配置した1種以上の触媒の寿命が延びる。 If in some embodiments to remove at least a portion of the Ni / V / Fe from the crude feed, the life of one or more catalysts positioned after the first catalyst is extended.

第二触媒及び/又は第三触媒は、第一触媒の下流に配置してよい。 The second catalyst and / or the third catalyst may be disposed downstream of the first catalyst. 原油原料/全生成物混合物と第二触媒及び/又は第三触媒とを更に接触させることにより、更にTANが低下し、Ni/V/Fe含有量が減少し、硫黄含有量が減少し、酸素含有量が減少し、及び/又は有機酸金属塩の金属含有量が減少できる。 By further contacting the first and crude feed / total product mixture second catalyst and / or the third catalyst further TAN is reduced, Ni / V / Fe content is reduced, the sulfur content is reduced, the oxygen content is reduced, and / or metal content of the organic acid metal salt can be reduced.

幾つかの実施態様では原油原料と第二触媒及び/又は第三触媒との接触により、処理中、原油原料/全生成物混合物の安定性を維持しながら、原油原料のそれぞれの特性と比べて、TANが低下し、硫黄含有量が減少し、酸素含有量が減少し、有機酸金属塩の金属含有量が減少し、アスファルテン含有量が減少し、又はそれらを組合わせた原油原料/全生成物混合物が製造できる。 By contact with the crude feed and the second catalyst and / or the third catalyst in some embodiments, during processing, while maintaining the stability of the crude feed / total product mixture, as compared to the respective properties of the crude feed , TAN is reduced, the sulfur content is reduced, the oxygen content is reduced, metal content of the organic acid metal salt is reduced, asphaltenes content is reduced, or crude feed / total product that combines them things mixture can be produced. 第二触媒は、第三触媒の上流又はその逆に、第三触媒と直列に配置してよい。 The second catalyst is upstream or vice versa in the third catalyst may be disposed on the third catalyst series.

特定の接触帯に水素を配送する能力は、接触中の水素の使用量を減少させる傾向がある。 The ability to deliver hydrogen to specified contacting zones tends to reduce the amount of hydrogen in contact. 接触中、水素を容易に発生させる触媒と、接触中、比較的少量の水素を吸収する触媒との組合わせを使用して、原油生成物の選択した特性を原油原料の同じ特性に比べて変化させることができる。 During contacting, the catalyst for generating readily hydrogen during contacting, using a combination of a catalyst to absorb a relatively small amount of hydrogen, changed compared to the selected properties of the crude product in the same properties of the crude feed it can be. 例えば原油原料の選択した特性以外の他の特性だけを、選択した量で変化させながら、及び/又は原油原料/全生成物混合物の安定性を維持しながら、原油原料の選択した特性を変化させるため、第四触媒を第一触媒、第二触媒、第三触媒、第五触媒、第六触媒及び/又は第七触媒と組合わせて使用してよい。 For example only other characteristics other than the selected characteristics of the crude feed, while maintaining stability while varying the selected amount, and / or crude feed / total product mixture changes the selected properties of the crude feed Therefore, the fourth catalyst first catalyst, second catalyst, the third catalyst, the fifth catalyst may be used in combination with the sixth catalyst and / or seventh catalyst. 複数触媒の順序及び/又は数は、原油原料/全生成物混合物の安定性を維持しながら、総水素吸収量を最小化するように選択してよい。 Order and / or number of the plurality catalysts, while maintaining the stability of the crude feed / total product mixture may be selected to minimize net hydrogen uptake. 最小限の総水素吸収量により、原油生成物のTAN及び/又は粘度を原油原料のTAN及び/又は粘度に対し90%以下にしながら、原油原料のVGO含有量、蒸留物含有量、API比重、又はそれらの組合わせを原油原料のそれぞれの特性の20%以内に維持できる。 With minimal net hydrogen uptake, while the TAN and / or viscosity of the crude product in 90% or less with respect to TAN and / or viscosity of the crude feed, VGO content of the crude feed, distillate content, API gravity, or maintain their combinations within 20% of the respective properties of the crude feed.

原油原料による総水素吸収量の減少により、原油原料の沸点分布と同様な沸点範囲分布を有すると共に、原油原料のTANに比べてTANが低下した原油生成物が製造できる。 The decrease in net hydrogen uptake by the crude feed, which has a boiling point distribution and similar boiling range distribution of crude feed, crude product TAN is lower than the TAN of the crude feed can be produced. 原油生成物のH/C原子比も原油原料のH/C原子比と比べて比較的小さく変化するだけかも知れない。 H / C atomic ratio of the crude product also may only vary relatively small compared to the atomic H / C ratio of the crude feed.
特定接触帯での水素の発生により、他の接触帯に水素を選択的に添加することが可能となり、及び/又は原油原料の特性を選択的に低下又は減少させることが可能となる。 The generation of hydrogen at a specific contacting zone, it is possible to selectively adding hydrogen to other contacting zones, and / or it is possible to selectively decrease or reduce the properties of the crude feed. 幾つかの実施態様では第四触媒は、ここで説明した追加触媒の上流、下流又は間に配置してよい。 Some in embodiments fourth catalyst, upstream of the additional catalysts described herein, may be disposed between the downstream or. 水素は、原油原料と第四触媒との接触中に発生させてよいし、また追加の触媒を有する接触帯に配送してよい。 Hydrogen may or by generating during contact of the crude feed with the fourth catalyst, also may be delivered to the contacting zone with an additional catalyst. 水素の配送は、原油原料の流れと反対流であってよい。 Delivery of hydrogen may be the opposite flow to the flow of the crude feed. 幾つかの実施態様では水素の配送は、原油原料の流れと並流であってよい。 Delivery of the hydrogen in some embodiments, may be a flow and co-current in the crude feed.

例えば積重ね構造(例えば図2B参照)では水素は、一接触帯(例えば図2Bの接触帯102)で接触中、発生させてよく、また別の接触帯(例えば図2Bの接触帯114)に原油原料の流れと反対方向で配送してよい。 Hydrogen For example, in the stacked structure (e.g., see FIG. 2B), in contact in one contacting zone (for example, contacting zone 102 in FIG. 2B), may be generated, also oil to another contacting zone (for example, contacting zone 114 in FIG. 2B) the flow of raw materials may be delivered in the opposite direction. 幾つかの実施態様では水素流は、原油原料の流れと並流であってよい。 Hydrogen flow in some embodiments may be the flow and co-current in the crude feed. 或いは、積重ね構造(例えば図3B参照)では水素は、一接触帯(例えば図3Bの接触帯102)で接触中、発生させてよい。 Alternatively, hydrogen in the stacked structure (e.g., see FIG. 3B), in contact in one contacting zone (for example, contacting zone 102 in FIG. 3B), it may be generated. 水素源は、第一追加接触帯には原油原料の流れと反対方向で配送してよいし(例えば図3Bにおいて、水素は導管106'から接触帯114に添加)、また第二追加接触帯には原油原料の流れと並流方向で配送してよい(例えば図3Bにおいて、水素は導管106'から接触帯116に添加)。 The hydrogen source, the first additional contacting zone may be delivered in the opposite direction to the flow of the crude feed (for example, in Figure 3B, the hydrogen added to the contacting zone 114 via conduit 106 '), also a second additional contacting zone it may be delivered in flow and co-current direction of crude feed (for example, in Figure 3B, the hydrogen added to the contacting zone 116 via conduit 106 ').

幾つかの実施態様では大触媒及び第六触媒を、第四触媒は第六触媒の上流にあり、又はその逆になるように、直列で使用してよい。 Several large catalyst and the sixth catalyst in embodiments, fourth catalyst located upstream of the sixth catalyst, or such that vice versa, may be used in series. 第四触媒と別の触媒との組合わせにより、TANは低下し、Ni/V/Fe含有量は減少し、及び/又は有機酸金属塩の金属含有量が減少し、しかも原油原料による総水素吸収量は減少するかも知れない。 The combination of the fourth catalyst and another catalyst, TAN was reduced, Ni / V / Fe content is reduced, and / or metal content of the organic acid metal salt is reduced, yet the total hydrogen by crude feed absorption amount might be reduced. 総水素吸収量が少ないと、原油生成物の他の特性は、原油原料の同じ特性に比べて少し変化するだけかも知れない。 When net hydrogen uptake is small, other properties of the crude products may only slightly changed compared to the same properties of the crude feed.

幾つかの実施態様では、2種の異なる第七触媒を組合わせて使用してよい。 In some embodiments, it may be used in combination with two different seventh catalysts. 下流の第七触媒の上流に使用した第七触媒は、第6欄金属を触媒1g当たり0.0001〜0.06gの範囲の合計含有量で含有してよい。 Seventh catalyst used upstream of downstream seventh catalyst may a Column 6 metal contained in a total content ranging 0.0001~0.06g catalyst per 1g. 下流の第七触媒は、第6欄金属を下流の第七触媒1g当たり、上流の第七触媒と同じか又は多い合計含有量で、或いは第6欄金属を触媒1g当たり0.02g以上含有してよい。 Downstream of the seventh catalyst, per seventh catalyst 1g downstream the Column 6 metal in the same or greater total content with an upstream seventh catalyst, or Column 6 metal containing more than 0.02g per catalyst 1g it may be. 幾つかの実施態様では上流第七触媒及び下流第七触媒の位置は、逆であってもよい。 A location upstream seventh catalyst and the downstream seventh catalyst may in some embodiments, may be reversed. 下流の第七触媒において触媒活性金属を比較的少量使用する能力は、原油生成物の他の特性を原油原料の同じ特性を少し変化させるだけかも知れない(例えばヘテロ原子の含有量、API比重、残留物含有量、VGO含有量、又はそれらの組合わせの変化は比較的少ない)。 The ability to relatively small amounts using catalytic active metal in the seventh catalyst downstream might other properties of the crude product only by slightly changing the same properties of the crude feed (for example, the content of heteroatoms, API gravity, the residue content, VGO content, or a change in combinations thereof is relatively small).
原油原料と上流及び下流の第七触媒との接触により、 TANが、原油原料のTANに対し90%以下、80%以下、50%以下、10%以下、又は1%以上の原油生成物を製造できる。 By contact with the crude feed and the upstream and downstream seventh catalyst, TAN is 90% or less with respect to the TAN of the crude feed, 80% or less, 50% or less, producing a 10% or less, or 1% or more of the crude product it can. 幾つかの実施態様では原油原料のTANは、上流及び下流の第七触媒との接触により漸増的に低下する可能性がある(例えば原油原料と触媒との接触により、原油原料と比べて変化した特性を有する初期原油生成物が生成し、次に初期原油生成物と追加触媒との接触により、初期原油生成物と比べて変化した特性を有する原油生成物が作られる)。 TAN of the crude feed in some embodiments, by contact with potentially be incrementally reduced by contact with the upstream and downstream seventh catalysts (e.g. crude feed and the catalyst was changed compared with the crude feed initial crude product produces with characteristics, by then contact of the initial crude product with an additional catalyst, crude product with altered properties in comparison with the initial crude product is made). TANを漸増的に低下させる能力は、処理中、原油原料/全生成物混合物の安定性を維持するのに助けとなるかも知れない。 The ability to incrementally reduce the TAN during processing, may help to maintain the stability of the crude feed / total product mixture.

幾つかの実施態様では、接触条件の制御と組合わせた、触媒の選択及び/又は複数触媒の順序は、原油原料による水素吸収量を減少させ、処理中、原油原料/全生成物混合物の安定性を維持すると共に、原油生成物の1つ以上の特性を原油原料のそれぞれの特性と比べて変化させるのに助けとなるかも知れない。 In some embodiments, in combination with control of the contact conditions, the order of the selection of the catalyst and / or catalyst reduces the hydrogen absorption amount of the crude feed, during the processing, stability of the crude feed / total product mixture while maintaining gender, it may help one or more properties of the crude product to alter compared to the respective properties of the crude feed. 原油原料/全生成物混合物の安定性は、原油原料/全生成物混合物から分離する種々の相により影響を受ける可能性がある。 Stability of the crude feed / total product mixture may be affected by various phases separating from the crude feed / total product mixture. 相分離は、例えば原油原料/全生成物混合物に原油原料及び/又は全生成物混合物が溶解しないこと、原油原料/全生成物混合物からアスファルテンが凝集すること、原油原料/全生成物混合物中で成分が沈澱すること、又はそれらの組合わせによるのかも知れない。 Phase separation, for example, that does not dissolve the crude feed and / or total product mixture to crude feed / total product mixture, the asphaltenes to agglomerate the crude feed / total product mixture with crude feed / total product mixture the component is precipitated, or may be due to a combination thereof.

接触中、特定の時間で原油原料及び/又は全生成物混合物の濃度が変化するかも知れない。 During the contact, the concentration of crude feed and / or total product mixture at a specific time may vary. 原油原料/全生成物混合物中の全生成物の濃度が全生成物の生成により変化すると、原油原料/全生成物混合物中の原油原料の成分及び/又は全生成物の成分の溶解性が変化する傾向がある。 When the concentration of the total product of the crude feed / total product mixture changes due to formation of the total product, solubility of the components of the component and / or total product in the crude feed in crude feed / total product mixture changes there is a tendency to. 例えば原油生成物は、処理の初期には、原油原料に可溶の成分を含有する可能性がある。 For example the crude product, the initial process, can contain a soluble component in the crude feed. 原油原料の特性(例えばTAN、MCR、C アスファルテン、P値、又はそれらの組合わせ)が変化すると、これらの成分は、原油原料/全生成物混合物への溶解性が低下しやすくなるかも知れない。 Properties of the crude material (e.g. TAN, MCR, C 5 asphaltenes, P value, or combinations thereof) the changes, these components may solubility in crude feed / total product mixture tends to decrease Absent. 幾つかの例では、原油原料及び全生成物は、2つの相を形成し、及び/又は互いに不溶となるかも知れない。 In some instances, the crude feed and total product, to form two phases, and / or may be mutually insoluble. 溶解性の変化によって原油原料/全生成物混合物は2つ以上の相を形成するかも知れない。 Crude feed / total product mixture by solubility changes may form two or more phases. アスファルテンの凝集による2相の形成、原油原料及び全生成物の濃度変化、及び/又は成分の沈澱により、触媒の1種以上の寿命は低下する傾向がある。 Formation of two phases by aggregation of asphaltene, change in concentration of crude feed and total product, and / or by precipitation of the components, one or more catalyst life tends to decrease. 更に、処理の効率が低下するかも知れない。 Furthermore, the efficiency of the processing might be reduced. 例えば所望の特性を有する原油生成物を製造するのに、原油原料/全生成物混合物の繰り返し処理が必要かも知れない。 For example for producing a crude product having the desired properties, it may require iteration crude feed / total product mixture.

処理中、原油原料/全生成物混合物のP値をモニターすると共に、処理、原油原料、及び/又は原油原料/全生成物混合物の安定性を評価してよい。 During processing, as well as monitor the P value of the crude feed / total product mixture, the process may evaluate the stability of the crude feed, and / or crude feed / total product mixture. 通常、1.5以下のP値は、一般に原油生成物からアスファルテンが凝集を起こしたことを示す。 Normally, 1.5 or less P value indicates that the general asphaltenes from the crude product has caused agglomeration. P値が初期では1.5以上であり、接触中、このP値が増大するか、比較的安定でれば、原油原料が接触中、比較的安定であることを示す。 P value is at the initial 1.5 or higher, during the contacting, or the P value increases, if Re is relatively stable, indicating that in contact crude feed is relatively stable. P値で評価する原油原料/全生成物混合物の安定性は、接触条件の制御、触媒の選択、複数触媒の選択順序、又はそれらの組合わせにより制御してよい。 Stability of the crude feed / total product mixture evaluated in P value, the control of the contact conditions, catalyst selection, may control the selection order of the plurality catalyst, or by combinations thereof. このような接触条件の制御には、LHSV、温度、圧力、水素吸収量、原油原料流、又はそれらの組合わせが含まれる。 The control of such contact conditions, LHSV, temperature, pressure, hydrogen uptake, crude feed flow, or include combinations thereof.

幾つかの実施態様では接触温度は、原油原料のMCR含有量を維持しながら、C アスファルテン及び/又は他のアスファルテンが除去されるような温度に制御する。 Contact temperature is in some embodiments, while maintaining the MCR content of the crude feed, C 5 asphaltenes and / or other asphaltenes are controlled at a temperature as removed. 水素の吸収及び/又は高い接触温度によりMCR含有量が減少すると、原油原料/全生成物混合物の安定性及び/又は触媒の1種以上の寿命を低下させる恐れがある2相を形成するかも知れない。 When MCR content is reduced by absorption and / or high contact temperature of the hydrogen, it may form a two-phase it may decrease one or more life stability and / or catalyst crude feed / total product mixture Absent. ここで説明した触媒と組合わせて、接触温度及び水素吸収を制御することにより、原油原料のMCR含有量を単に比較的少なく変化させながら、C アスファルテンを減少できる。 In combination with the catalyst described herein, by controlling the contacting temperature and hydrogen uptake, while simply changing relatively small MCR content of the crude feed, it can be reduced C 5 asphaltenes.

幾つかの実施態様では接触条件は、1つ以上の接触帯の温度が異なるように制御する。 Contacting conditions In some embodiments, the temperature of one or more contacting zones is controlled differently. 異なる温度で操作すると、原油原料/全生成物混合物の安定性を維持しながら、原油原料の特性を選択的に変化させることが可能である。 When operating at different temperatures, while maintaining the stability of the crude feed / total product mixture, it is possible to selectively change the characteristics of the crude feed. 処理の開始時、原油原料は第一接触帯に入る。 At the start of the process, crude feed enters the first contact zone. 第一接触温度は、第一接触帯の温度である。 First contacting temperature is the temperature of the first contacting zone. その他の接触温度(例えば第二温度、第三温度、第四温度等)は、第一接触帯の後に配置した接触帯の温度である。 Other contact temperature (e.g. second temperature, third temperature, fourth temperature, etc.) is the temperature of the contacting zone disposed after the first contacting zone. 第一接触温度は、100〜420℃の範囲であってよく、また第二接触温度は、第一接触温度とは異なる20〜100℃、30〜90℃、又は40〜60℃の範囲であってよい。 First contacting temperature may range from 100 to 420 ° C., also the second contact point varies depending 20 to 100 ° C. The first contacting temperature, a range of 30 to 90 ° C., or 40 to 60 ° C. it may be. 幾つかの実施態様では第二接触温度は、第二接触温度よりも高い。 Second contacting temperature In some embodiments, higher than the second contacting temperature. 異なる接触温度にすると、原油原料のTAN及び/又はC アスファルテン含有量に比べて、原油生成物のTAN及び/又はC アスファルテン含有量は、第一及び第二接触温度が同じか、互いに10℃以内である場合の(あれば)TAN及び/又はC アスファルテン含有量の低下又は減少よりも大きな程度まで低下するかも知れない。 When the different contact temperatures, compared to the TAN and / or C 5 asphaltenes content of the crude feed, TAN and / or C 5 asphaltenes content of the crude product, or the first and second contact temperature is the same, 10 to each other ℃ may decrease to a greater extent than the decrease or reduction in (if any) TAN and / or C 5 asphaltenes content if less is.

例えば第一接触帯は、第一触媒及び/又は第四触媒を含有してよいし、また第二接触帯は、ここで説明したその他の触媒を含有してよい。 For example first contacting zone, it may contain a first catalyst and / or the fourth catalyst and the second contacting zone may contain other catalysts described herein. 第一接触温度は350℃であってよく、また第二接触温度は300℃であってよい。 First contacting temperature may be 350 ° C., also the second contacting temperature may be 300 ° C.. 第二接触帯で他の触媒と接触させる前に、高温で第一接触帯で原油原料と第一触媒及び/又は第四触媒とを接触させると、第一接触温度及び第二接触温度が10℃以内である場合の原油原料のTAN及び/又はC アスファルテン含有量の低下又は減少に比べて、同じ原油原料のTAN及び/又はC アスファルテン含有量が大幅に低下又は減少する可能性がある。 Prior to contacting with other catalyst in a second contacting zone, when contacting a crude feed with a first catalyst and / or fourth catalyst at the first contacting zone at a high temperature, the first contacting temperature and the second contact temperature is 10 ℃ compared to decrease or reduction in TAN and / or C 5 asphaltenes content of the crude feed in the case within it, TAN and / or C 5 asphaltenes content of the same crude feed may be reduced or substantially reduced .

支持体の製造、触媒の製造、及び触媒を選択的に配列したシステム、並びに制御した接触条件の非限定的例を以下に述べる。 Preparation of the support, preparation of the catalyst, and the catalyst selectively arranged the system, and describes a non-limiting example of controlled contact conditions below.

例1:触媒支持体の製造 アルミナ(Criterion Catalysts and Technologies LP(米国ミシガン州ミシガン市)576gを水585g及び氷硝酸8gと35分間、磨砕して支持体を製造した。得られた磨砕混合物を1.3Trilobe(商標)ダイプレートで押し出し、90〜125℃で乾燥し、次いで918℃で焼成して、中央値細孔径182Åの焼成支持体650gを得た。この焼成支持体をLindberg炉に入れ、炉の温度を1.5時間かけて1000〜1100℃に上げ、次いで2時間保持して、支持体を製造した。支持体は、X線回折で測定して支持体1g当たり、γ−アルミナを0.0003g、α−アルミナを0.0008g、δ−アルミナを0.0208g、及びθ−アルミナを0. Example 1:. Producing alumina catalyst support (Criterion Catalysts and Technologies LP (Michigan, Michigan City) 576 g water 585g and ice nitrate 8g and 35 minutes to produce the support was triturated resulting milled mixture the extruded at 1.3Trilobe (TM) die plate, dried at 90 to 125 ° C., then calcined at 918 ° C., to obtain a sintered support 650g median pore diameter 182A. the fired support Lindberg furnace put, raising the temperature of the furnace over 1.5 hours 1000 to 1100 ° C., then held for 2 hours to prepare a support. the support per support 1g as measured by X-ray diffraction, .gamma. alumina 0.0003 g, alpha-alumina 0.0008 g, .delta.-alumina 0.0208G, and θ- alumina 0. 9781g含有していた。支持体の表面積は110m /g、合計細孔容積は0.821cm /gであった。支持体は、中央値細孔径が232Åで、細孔サイズ分布での全細孔数の66.7%が中央値細孔径の85Å以内の細孔径を有する細孔サイズ分布を示した。 9781g contained. Surface area of the support is 110m 2 / g, a total pore volume of 0.821cm 3 / g. Support, a median pore diameter of 232A, all of pore size distribution 66.7% of the pore count showed a pore size distribution having a pore diameter within 85Å of the median pore diameter.
本例は、180Å以上の細孔サイズ分布を有すると共に、θ−アルミナを0.1g以上含有する支持体の製造法を示す。 This example, which has a pore size distribution of more than 180 Å, indicating the preparation of the support containing θ- alumina least 0.1 g.

例2:中央値細孔径が230Å以上の細孔サイズ分布を有するバナジウム触媒の製造 以下の方法でバナジウム触媒を製造した。 Example 2: median pore diameter was prepared vanadium catalyst by the following method for producing a vanadium catalyst having a pore size distribution of more than 230 Å. 例1に記載の方法で製造したアルミナ支持体を、VOSO 7.69gを脱イオン水82gと配合して作ったバナジウム含浸溶液に含浸した。 The alumina support prepared by the method described in Example 1, was impregnated with the vanadium impregnation solution prepared by blending VOSO 4 7.69 g deionized water 82 g. 溶液のpHは2.27である。 pH of the solution is 2.27.
アルミナ支持体(100g)をバナジウム含浸溶液に含浸し、時々、撹拌しながら2時間熟成し、125℃で数時間乾燥し、次いで480℃で2時間焼成した。 Alumina support with (100 g) was impregnated with the vanadium impregnation solution, sometimes agitation aged 2 hours, then dried for several hours at 125 ° C., then calcined 2 hours at 480 ° C.. 得られた触媒は、バナジウムを触媒1g当たり0.04g含有し、残部は支持体である。 The resulting catalyst, a vanadium-containing 0.04g catalyst per 1g, the balance being support. このバナジウム触媒は、中央値細孔径が350Åの細孔サイズ分布を有し、細孔容積は0.69cm /g、表面積は110m /gであった。 The vanadium catalyst median pore diameter has a pore size distribution of 350 Å, a pore volume of 0.69 cm 3 / g, the surface area was 110m 2 / g. 更に、バナジウム触媒の細孔サイズ分布での全細孔数の66.7%は、中央値細孔径の70Å以内の細孔径を持っていた。 Furthermore, the total number of pores 66.7% of the pore size distribution of the vanadium catalyst had a pore size within 70Å of the median pore diameter.
本例は、中央値細孔径が230Å以上の細孔サイズ分布を有する第5欄金属触媒の製造法を示す。 This example demonstrates the preparation of the fifth column metal catalyst median pore diameter having a pore size distribution of more than 230 Å.

例3:中央値細孔径が230Å以上の細孔サイズ分布を有するモリブデン触媒の製造 以下の方法でモリブデン触媒を製造した。 Example 3: median pore diameter was produced molybdenum catalyst in the production following method molybdenum catalyst having a pore size distribution of more than 230 Å. 例1に記載の方法で製造したアルミナ支持体をモリブデン含浸溶液に含浸した。 The alumina support prepared by the method described in Example 1 was impregnated with a molybdenum impregnation solution. このモリブデン含浸溶液は、(NH Mo 4.26g、MoO 6.38g、30%H 1.12g、モノエタノールアミン(MEA)0.27g及び脱イオン水6.51gを配合して、スラリーを形成することにより作った。 The molybdenum impregnation solution, (NH 4) 2 Mo 2 O 7 4.26g, MoO 3 6.38g, 30% H 2 O 2 1.12g, monoethanolamine (MEA) 0.27 g and deionized water 6. by blending 51 g, it was prepared by forming a slurry. スラリーを65℃で固体が溶解するまで加熱した。 The slurry was heated until the solid dissolved at 65 ° C.. この加熱溶液を室温まで冷却した。 The heated solution was cooled to room temperature. 溶液のpHは5.36である。 pH of the solution is 5.36. 溶液の容積を脱イオン水で82mLに調節した。 The volume of the solution was adjusted to 82mL by deionized water.

アルミナ支持体(100g)をモリブデン含浸溶液に含浸し、時々、撹拌しながら2時間熟成し、125℃で数時間乾燥し、次いで480℃で2時間焼成した。 Alumina support with (100 g) was impregnated with the molybdenum impregnation solution, sometimes agitation aged 2 hours, then dried for several hours at 125 ° C., then calcined 2 hours at 480 ° C.. 得られた触媒は、モリブデンを触媒1g当たり0.04g含有し、残部は支持体である。 The resulting catalyst, the molybdenum-containing 0.04g catalyst per 1g, the balance being support. このモリブデン触媒は、中央値細孔径が250Åの細孔サイズ分布を有し、細孔容積は0.77cm /g、表面積は116m /gであった。 The molybdenum catalyst median pore diameter has a pore size distribution of 250 Å, a pore volume of 0.77 cm 3 / g, the surface area was 116m 2 / g. 更に、バナジウム触媒の細孔サイズ分布での全細孔数の67.7%は、中央値細孔径の86Å以内の細孔径を持っていた。 Furthermore, 67.7% of the total number of pores in the pore size distribution of the vanadium catalyst had a pore size within 86Å of the median pore diameter.
本例は、中央値細孔径が230Å以上の細孔サイズ分布を有する第6欄金属触媒の製造法を示す。 This example demonstrates the preparation of a Column 6 metal catalyst median pore diameter having a pore size distribution of more than 230 Å.

例4:中央値細孔径が230Å以上の細孔サイズ分布を有するモリブデン/バナジウム触媒の製造 以下の方法でモリブデン/バナジウム触媒を製造した。 Example 4: median pore diameter to produce a molybdenum / vanadium catalyst produced following the method of molybdenum / vanadium catalyst having a pore size distribution of more than 230 Å. 例1に記載の方法で製造したアルミナ支持体を、以下のようにして作ったモリブデン/バナジウム含浸溶液に含浸した。 The alumina support prepared by the method described in Example 1, was impregnated with the molybdenum / vanadium impregnation solution prepared as follows. (NH Mo 2.14g、MoO 3.21g、30%過酸化水素(H )0.56g、モノエタノールアミン(MEA)0.14g及び脱イオン水3.28gを配合して、スラリーを形成することにより第一溶液を作った。 (NH 4) 2 Mo 2 O 7 2.14g, MoO 3 3.21g, 30% hydrogen peroxide (H 2 O 2) 0.56g, monoethanolamine (MEA) 0.14 g and deionized water 3.28g by blending, it made first solution by forming a slurry. スラリーを65℃で固体が溶解するまで加熱した。 The slurry was heated until the solid dissolved at 65 ° C.. この加熱溶液を室温まで冷却した。 The heated solution was cooled to room temperature.

VOSO 3.57gを脱イオン水40gと配合して第二溶液を作った。 Made second solution VOSO 4 3.57 g formulated with deionized water 40 g. 第一溶液と第二溶液とを配合し、容積82mLの配合溶液となるまで十分な脱イオン水を加えて、モリブデン/バナジウム含浸溶液を作った。 Blended with the first solution and the second solution was added sufficient deionized water until the compound solution volume 82 mL, made of molybdenum / vanadium impregnation solution. アルミナ支持体をモリブデン/バナジウム含浸溶液に含浸し、時々、撹拌しながら2時間熟成し、125℃で数時間乾燥し、次いで480℃で2時間焼成した。 The alumina support was impregnated with a molybdenum / vanadium impregnation solution, sometimes agitation aged 2 hours, then dried for several hours at 125 ° C., then calcined 2 hours at 480 ° C.. 得られた触媒は、触媒1g当たりバナジウムを0.02g及びモリブデンを0.02含有し、残部は支持体である。 The resulting catalyst, vanadium catalyst per 1g of 0.02g and molybdenum containing 0.02, with the balance being support. このモリブデン/バナジウム触媒は、中央値細孔径が300Åの細孔サイズ分布を有していた。 The molybdenum / vanadium catalyst median pore diameter and had a pore size distribution of 300 Å.
本例は、中央値細孔径が230Å以上の細孔サイズ分布を有する第6欄金属及び第5欄金属含有触媒の製造法を示す。 This example demonstrates the preparation of a Column 6 metal and a Column 5 metal-containing catalyst median pore diameter having a pore size distribution of more than 230 Å.

例5:原油原料と3種の触媒との接触 中央にサーモウエルを配置した管状反応器にサーモカップルを備えて触媒床中の温度を測定した。 Example 5: The temperature was measured in the catalyst bed comprises a thermocouple in a tubular reactor was placed thermowell to contact the center of the crude feed with three catalysts. 触媒床は、反応器のサーモウエルと内壁間の空間に触媒及び炭化珪素(20−グリッド、Stanford Materials、カナダのAliso Viejo)を充填して形成した。 Catalyst bed, the catalyst and silicon carbide in the space between the thermowell and an inner wall of the reactor was formed by filling the (20-grid, Stanford Materials, Aliso Viejo, Canada). このような炭化珪素は、ここで説明した処理条件下では触媒特性があっても、低いと考えられる。 Such silicon carbide, even with catalytic properties under the process conditions described herein, is considered low. 全ての触媒を等容量の炭化珪素とブレンドしてから、この混合物を反応器の接触帯部に入れた。 After blended with silicon carbide an equal volume of all the catalyst The mixture was placed in contacting zone of the reactor.

反応器への原油原料流は、反応器の塔頂から塔底までである。 Crude feed flow to the reactor was from the top of the reactor to the bottom. 炭化珪素は、塔底支持体として役立たせるため、塔底に配置した。 Silicon carbide to serve as a bottom support was placed in the bottom. 塔底触媒/炭化珪素混合物(42cm )を、前記炭化珪素上に配置して塔底接触帯を形成した。 Bottom catalyst / silicon carbide mixture (42cm 3), was placed on the silicon carbide to form a bottom contacting zone. 塔底触媒は、中央値細孔径が77Åの細孔サイズ分布を有し、細孔サイズ分布での全細孔数の66.7%は、中央値細孔径の20Å以内の細孔径を持っていた。 Bottom catalyst median pore diameter has a pore size distribution of 77 Å, 66.7% of the total number of pores in the pore size distribution have a pore diameter within 20Å of the median pore diameter It was. 塔底触媒は、触媒1g当たりモリブデンを0.095g及びニッケルを0.025g含有し、残部はアルミナ支持体である。 Bottom catalyst molybdenum catalyst per 1g of 0.095g and nickel containing 0.025 g, the balance being alumina support.

中間部触媒/炭化珪素混合物(56cm )を塔底接触帯上に配置して中間部接触帯を形成した。 To form an intermediate portion contacting zone disposed intermediate part catalyst / silicon carbide mixture (56cm 3) on the bottoms contacting zone. 中間部触媒は、中央値細孔径が98Åの細孔サイズ分布を有し、細孔サイズ分布での全細孔数の66.7%は、中央値細孔径の24Å以内の細孔径を持っていた。 Intermediate part catalyst has a pore size distribution of the median pore diameter 98A, the total pore number 66.7% of the pore size distribution, have a pore size within 24Å of the median pore diameter It was. 中間部触媒は、触媒1g当たりニッケルを0.02g及びモリブデンを0.08g含有し、残部はアルミナ支持体である。 Intermediate portion catalysts, the catalyst 1g per nickel 0.02g and molybdenum containing 0.08 g, the balance being alumina support.

塔頂触媒/炭化珪素混合物(42cm )を中間部接触帯上に配置して塔頂接触帯を形成した。 To form a column top contacting zone disposed top catalyst / silicon carbide mixture (42cm 3) on an intermediate portion contacting zone. 塔頂触媒は、中央値細孔径が192Åの細孔サイズ分布を有し、触媒1g当たりモリブデンを0.04g含有し、残部はγ−アルミナ支持体である。 Top catalyst median pore diameter has a pore size distribution of 192A, a molybdenum catalyst per 1g containing 0.04 g, the balance being γ- alumina support.
炭化珪素を塔頂接触帯上に配置してデッドスペースを充填すると共に、予備加熱帯として役立たせた。 To fill dead space and to place the silicon carbide on top contacting zone, to serve as a preheat zone. この触媒床を、Lindberg炉に装填した。 The catalyst bed was loaded into a Lindberg furnace. この炉は、予備加熱帯、塔頂接触帯、中間部接触帯、塔底接触帯及び塔底支持体に相当する5つの加熱帯を有する。 The furnace has a preheating zone, top contacting zone, middle portion contacting zone, five heating zones corresponding to the bottom contacting zone, and bottom support.

これらの接触帯に、硫化水素5容量%と水素ガス95容量%とのガス状混合物を、全触媒1ml容積(炭化珪素は、触媒の容量の一部として計算しない)当たりガス状混合物1.5リットルの割合で導入して、触媒を硫化した。 These contacting zone, the gaseous mixture of 5 volume% and 95 volume% hydrogen gas hydrogen sulfide, the total catalyst 1ml volume (silicon carbide, not calculated as part of the volume of catalyst) per the gaseous mixture 1.5 was introduced at a rate of liters, it was sulfided catalyst. 接触帯の温度を1時間に亘って204℃(400°F)に上げ、この温度で2時間保持した。 204 ° C. The temperature of the contacting zone over a 1 hour raised to (400 ° F), and held at this temperature for 2 hours. 204℃に保持後、接触帯の温度を1時間当たり10℃(50°F)の割合で316℃(600°F)に漸増的に上げた。 After holding the 204 ° C., it was incrementally raised to 316 ° C. at a rate of 10 ° C. per hour temperature of the contact zone (50 ° F) (600 ° F). 接触帯を316℃で1時間維持し、次いで1時間に亘って370℃(700°F)に漸増的に上げ、この温度で2時間保持した。 The contacting zones were maintained for 1 hour at 316 ° C., then raised incrementally to 370 ℃ (700 ° F) for one hour, and held at this temperature for 2 hours. 接触帯を周囲温度まで冷却した。 The contact zone was cooled to ambient temperature.

メキシコ湾のMarsプラットホームからの原油を濾過し、次いでオーブン中、93℃(200°F)で12〜24時間加熱して、図7の第1表に示す特性を有する原油原料を形成した。 The crude oil from the Mars platform in the Gulf of Mexico was filtered, then oven and heated 12-24 hours at 93 ℃ (200 ° F), to form a crude feed having the properties shown in Table 1 of FIG. この原油原料を反応器の塔頂に供給して、予備加熱帯、塔頂接触帯、中間部接触帯、塔底接触帯及び塔底支持体に流した。 The crude feed was fed to the top of the reactor, the preheat zone, top contacting zone, middle portion contacting zone was flowed into a bottom contacting zone, and bottom support. 原油原料は、水素ガスの存在下で各触媒と接触した。 Crude feed was contacted with each of the catalysts in the presence of hydrogen gas. 接触条件は次のとおりである。 Contact conditions are as follows. 反応器に供給した、水素ガス対原油原料の比は328Nm /m (2000SCFB)、LHSVは1h −1 、圧力は6.9MPa(1014.7psi)である。 Was fed to the reactor, the ratio of hydrogen gas to crude feed 328Nm 3 / m 3 (2000SCFB) , LHSV is 1h -1, pressure is 6.9MPa (1014.7psi). これら3つの接触帯を370℃(700°F)に加熱し、この温度で500時間維持した。 These three contact zones were heated to 370 ℃ (700 ° F), and maintained at this temperature for 500 hours. 次いで3つの接触帯の温度を次の順序:379℃(715°F)で500時間、次いで388℃(730°F)で500時間、次いで390℃(734°F)で1800時間、次いで394℃(742°F)で2400時間、加熱、維持した。 Then three of temperature of the contact zone of the following sequence: 500 hours at 379 ℃ (715 ° F), followed by 388 ℃ (730 ° F) in 500 hours, then 390 ℃ (734 ° F) at 1800 hours, then 394 ° C. (742 ° F) at 2400 hours, heated and maintained.

全生成物(即ち、原油生成物及びガス)は触媒床を出た後、気−液相分離器に導入した。 All product (i.e., crude product and gas) after exiting the catalyst bed, the gas - was introduced into the liquid phase separator. 気−液分離器中で全生成物は、原油生成物及びガスに分離された。 Air - total product in the liquid separator in was separated into the crude product and gas. このシステムのガス投入量は質量流量制御計で測定した。 Gas input of the system was measured by a mass flow control meter. このシステムを出るガスは、湿潤テストメーターで測定した。 Gas exiting the system was measured with a wet test meter. 原油生成物は、その成分の重量割合(%)を測定するため、周期的に分析した。 Crude product, to measure the weight ratio of the component (%), and analyzed periodically. 表記の結果は、測定した成分の重量割合(%)の平均である。 The results of the notation is the average of the weight percentage of the measured component (%). 原油生成物の特性を図7の第1表にまとめた。 The properties of the crude product are summarized in Table 1 of FIG.
第1表に示すように、原油生成物は、原油生成物1g当たり硫黄を0.0075g、残留物を0.255g、酸素を0.0007g含有していた。 As shown in Table 1, the crude product has a sulfur per crude product 1 g 0.0075 g, residue 0.255 g, oxygen contained 0.0007 g. 原油生成物中のMCR含有量対C アスファルテン含有量の比は1.9であり、TANは0.09であった。 The ratio of MCR content vs. C 5 asphaltenes content of the crude product is 1.9, TAN was 0.09. ニッケル及びバナジウムの合計量は22.4重量ppmであった。 The total amount of nickel and vanadium was 22.4 wt ppm.

触媒の寿命は、荷重平均床温度(“WABT”)対原油原料のランレングスを測定して求めた。 Life of the catalyst was determined by measuring the weighted average bed temperature ( "WABT") versus the crude feed run length. 触媒の寿命は、触媒床の温度と相関している可能性がある。 Life of the catalyst is likely to correlate with the temperature of the catalyst bed. 触媒寿命の低に従って、WABTは上昇するものと考えられる。 According to the low catalyst life, WABT is considered to increase. 図8は、本例で説明した接触帯での原油原料の改良について、WABT対時間(“t”)のグラフである。 Figure 8, for improvement of the crude feed in the contacting zone described in this example, is a graph of WABT versus time ( "t"). 点136は、原油原料と塔頂触媒、中間部触媒及び塔底触媒との接触の運転時間(hr)に対する3つの接触帯の平均WABTを示す。 Point 136 shows the average WABT of the three contacting zones for crude feed and top catalyst, operating time of the contact between the intermediate portion catalyst and a bottoms catalyst (hr). 運転時間の大部分に亘って接触帯のWABTは、約20℃変化したにすぎない。 WABT of the contacting zones over a majority of the operating time is only changed about 20 ° C.. このように比較的安定なWABTから、触媒の触媒活性は影響を受けなかったと評価できる。 Thus a relatively stable WABT, catalytic activity of the catalyst can be evaluated as unaffected. 通常、パイロットユニットの運転時間3000〜3500時間は、工業的操作の1年と相関する。 Normally, the operating time from 3000 to 3500 hours of the pilot unit is correlated with 1 year of commercial operations.

本例は、制御した接触条件下で、原油原料を、中央値細孔径が180Å以上の細孔サイズ分布を有する一触媒及び中央値細孔径が90〜180Å以上の細孔サイズ分布を有し、細孔サイズ分布での全細孔数の60%は、中央値細孔径の45Å以内の細孔径である別の触媒と接触させて、原油生成物を含む全生成物を製造する例を示す。 This example is a controlled contact conditions, a crude feed, first catalyst and a median pore diameter of median pore diameter having a pore size distribution of more than 180Å has a pore size distribution of the above 90~180A, 60% of the total number of pores in the pore size distribution, is contacted with another catalyst which is a pore size within 45Å of the median pore diameter, an example of producing a total product that includes a crude product. 測定したP値から判るように、原油原料/全生成物混合物の安定性は維持された。 As can be seen from the measured P value, the stability of the crude feed / total product mixture was maintained. 原油生成物のTAN、Ni/V/Fe含有量、硫黄含有量及び酸素含有量は、それぞれ原油原料に比べて、低下又は減少し、一方、原油生成物の残留物含有量及びVGO含有量は原油原料のこれら特性の90〜110%であった。 TAN of the crude product, Ni / V / Fe content, sulfur content and oxygen content, as compared to the crude feed, respectively, decreased or reduced, while the residue content and VGO content of the crude product It was 90 to 110% of these characteristics of the crude oil feedstock.

例6:原油原料と、中央値細孔径が90〜180Å以上の細孔サイズ分布を有する2種の触媒との接触 反応装置(接触帯の数及び内容物を除く)、触媒硫化方法、全生成物の分離方法、及び原油生成物の分析方法は、例5と同じである。 Example 6: (excluding the number and content of contacting zones) and crude feed, median pore diameter contact reactor with two catalyst having a pore size distribution of the above 90~180A, sulfurization catalyst method, total product method for analyzing the separation process, and the crude product of the object is the same as in example 5. 各触媒を等容量の炭化珪素と混合した。 It was mixed with silicon carbide an equal volume of each catalyst.

反応器への原油原料流は、反応器の塔頂から塔底までである。 Crude feed flow to the reactor was from the top of the reactor to the bottom. 反応器の塔底から塔頂まで次のようにして充填した。 He was charged in the following manner from the bottom of the reactor to the top. 炭化珪素は、塔底支持体として役立たせるため、塔底に配置した。 Silicon carbide to serve as a bottom support was placed in the bottom. 塔底触媒/炭化珪素混合物(80cm )を、前記炭化珪素上に配置して塔底接触帯を形成した。 Bottom catalyst / silicon carbide mixture (80 cm 3), it was placed on the silicon carbide to form a bottom contacting zone. 塔底触媒は、中央値細孔径が127Åの細孔サイズ分布を有し、細孔サイズ分布での全細孔数の66.7%は、中央値細孔径の32Å以内の細孔径を持っていた。 Bottom catalyst had a median pore diameter pore size distribution of 127A, the total number of pores 66.7% of the pore size distribution have a pore diameter within 32Å of the median pore diameter It was. 塔底触媒は、触媒1g当たりモリブデンを0.11g及びニッケルを0.02g含有し、残部は支持体である。 Bottom catalyst molybdenum catalyst per 1g of 0.11g and nickel containing 0.02 g, the balance being support.

塔頂触媒/炭化珪素混合物(80cm )を塔底接触帯上に配置して塔頂接触帯を形成した。 To form a column top contacting zone disposed top catalyst / silicon carbide mixture (80 cm 3) over the bottoms contacting zone. 塔頂触媒は、中央値細孔径が100Åの細孔サイズ分布を有し、細孔サイズ分布での全細孔数の66.7%は、中央値細孔径の20Å以内の細孔径を持っていた。 Top catalyst median pore diameter has a pore size distribution of 100 Å, 66.7% of the total number of pores in the pore size distribution have a pore diameter within 20Å of the median pore diameter It was. 塔頂触媒は、触媒1g当たりニッケルを0.03g及びモリブデンを0.12g含有し、残部はアルミナである。 Top catalyst the catalyst 1g per nickel 0.03g and molybdenum containing 0.12 g, the balance being alumina. 炭化珪素を塔頂接触帯上に配置してデッドスペースを充填すると共に、予備加熱帯として役立たせた。 To fill dead space and to place the silicon carbide on top contacting zone, to serve as a preheat zone. この触媒床を、Lindberg炉に装填した。 The catalyst bed was loaded into a Lindberg furnace. この炉は、予備加熱帯、2つの接触帯、及び塔底支持体に相当する4つの加熱帯を有する。 The furnace has, the preheat zone, the two contacting zones, and the four heating zones corresponding to the bottom support.

図9の第2表に示す特性を有するBS−4原油(ベネゼラ)を反応器の塔頂に供給した。 The BS-4 crude (Benezera) having the properties shown in Table 2 of FIG. 9 was fed to the top of the reactor. この原油原料を反応器の予備加熱帯、塔頂接触帯、塔底接触帯及び塔底支持体に流した。 Preheat zone of the reactor the crude feed, top contacting zone was flowed into a bottom contacting zone, and bottom support. 原油原料は、水素ガスの存在下で各触媒と接触した。 Crude feed was contacted with each of the catalysts in the presence of hydrogen gas. 接触条件は次のとおりである。 Contact conditions are as follows. 反応器に供給した、水素ガス対原油原料の比は160Nm /m (1000SCFB)、LHSVは1h −1 、圧力は6.9MPa(1014.7psi)である。 Was fed to the reactor, the ratio of hydrogen gas to crude feed 160Nm 3 / m 3 (1000SCFB) , LHSV is 1h -1, pressure is 6.9MPa (1014.7psi). これら2つの接触帯を260℃(500°F)に加熱し、この温度で287時間維持した。 These two contact zones were heated to 260 ℃ (500 ° F), and maintained at this temperature 287 hours. 次いで2つの接触帯の温度を次の順序:270℃(525°F)で190時間、次いで288℃(550°F)で216時間、次いで315℃(600°F)で360時間、次いで343℃(650°F)で120時間、即ち、全運転時間1173時間、加熱、維持した。 Then two temperatures the following order of contacting zones: 270 ℃ (525 ° F) in 190 hours, then 288 ℃ (550 ° F) in 216 hours, then 315 ℃ (600 ° F) in 360 hours, then 343 ° C. (650 ° F) in 120 hours, i.e., the total operating time 1173 hours, heated and maintained.

反応器を出た全生成物は、例5と同様にして分離した。 All product leaving the reactor was separated in the same manner as in Example 5. 処理中、原油生成物の平均TANは0.42、平均API比重は12.5であった。 During processing, the average TAN of the crude product 0.42, average API gravity was 12.5. 原油生成物は、原油生成物1g当たり硫黄を0.0023g、酸素を0.0034g、VGOを0.441g、残留物を0.378g含有していた。 Crude product, 0.0023 g of sulfur per crude product 1g, oxygen 0.0034, the VGO 0.441 g, and the residue contained 0.378 g.
本例は、原油原料を、中央値細孔径が90〜180Åの細孔サイズ分布を有する触媒と接触させて、原油生成物を製造する例を示したが、原油生成物のTAN、Ni/V/Fe含有量、及び酸素含有量は、それぞれ原油原料に比べて、低下又は減少し、一方、原油生成物の残留物含有量及びVGO含有量は原油原料のそれぞれの特性の99%、100%であった。 This example is a crude feed, a median pore diameter in contact with the catalyst having a pore size distribution of 90~180A, an example has been shown to produce a crude product, the crude product TAN, Ni / V / Fe content, and oxygen content, as compared to the crude feed, respectively, decreased or reduced, whereas, 99% of the respective properties of the residue content and VGO content of the crude product crude feed, 100% Met.

例7:原油原料と2種の触媒との接触 反応装置(接触帯の数及び内容物を除く)、触媒、全生成物の分離方法、原油生成物の分析及び触媒の硫化方法は、例6と同じである。 Example 7: (excluding the number and content of contacting zones) crude feed with the contact reactor with the two catalysts, the catalyst, a method of separating the total product, sulfide method of analysis and catalyst of the crude product, Example 6 is the same as that.
図10の第3表に示す特性を有する原油原料(BC−10原油)を反応器の塔頂に供給した。 The crude feed (BC-10 crude) having the properties shown in Table 3 of FIG. 10 was fed to the top of the reactor. 原油原料を反応器の予備加熱帯、塔頂接触帯、塔底接触帯及び塔底支持体に流した。 Preheat zone of the reactor crude feed, top contacting zone was flowed into a bottom contacting zone, and bottom support. 接触条件は次のとおりである。 Contact conditions are as follows. 反応器に供給した、水素ガス対原油原料の比は80Nm /m (500SCFB)、LHSVは2h −1 、圧力は6.9MPa(1014.7psi)である。 Was fed to the reactor, the ratio of hydrogen gas to crude feed 80Nm 3 / m 3 (500SCFB) , LHSV is 2h -1, pressure is 6.9MPa (1014.7psi). これら2つの接触帯を漸増的に343℃(650°F)に加熱した。 It was heated to incrementally 343 ° C. These two contacting zones (650 ° F). 合計運転時間は1007時間である。 The total operation time is 1007 hours.

処理中、原油生成物の平均TANは0.16、平均API比重は16.2であった。 During processing, the average TAN of the crude product 0.16, average API gravity was 16.2. 原油生成物は、カルシウムを1.9重量ppm、ナトリウムを6重量ppm、亜鉛を0.6重量ppm、カリウムを3重量ppm含有していた。 Crude product, calcium was 3 weight content ppm 1.9 wt ppm, sodium 6 wt ppm, zinc 0.6 wt ppm, potassium. また原油生成物は、原油生成物1g当たり硫黄を0.0033g、酸素を0.002g、VGOを0.376g、残留物を0.401g含有していた。 The crude product, 0.0033 g of sulfur per crude product 1g, oxygen 0.002 g, a VGO 0.376 g, had a residue containing 0.401 g. 原油生成物の他の特性を図10の第3表に示す。 Other properties of the crude product are shown in Table 3 of FIG. 10.
本例は、原油原料を、中央値細孔径が90〜180Åの細孔サイズ分布を有する選択した触媒と接触させて、原油生成物を製造する例を示したが、原油生成物のTAN;カルシウム、ナトリウム、亜鉛及びカリウムの合計含有量は、それぞれ原油原料に比べて、低下又は減少し、一方、原油生成物の硫黄含有量、 VGO含有量及び残留物含有量は原油原料のそれぞれの特性の76%、94%、103%であった。 This example is the crude feed, and median pore diameter are contacted with the catalyst selected with a pore size distribution of 90~180A, an example has been shown to produce a crude product, TAN of the crude product; Calcium , sodium, total content of zinc and potassium, respectively, compared to the crude feed, decreased or reduced, while the sulfur content of the crude product, VGO content, and residue content of each of the properties of the crude feed 76%, 94%, was 103%.

例8〜11:各種接触条件での原油原料と4種の触媒系との接触 各反応装置(接触帯の数及び内容物を除く)、各触媒硫化方法、各全生成物の分離方法、及び各原油生成物の分析方法は、例5と同じである。 Example 8-11: (excluding the number and content of contacting zones) Various contact each reactor in contact with the crude feed and the four catalyst systems in the conditions, the sulfurization catalyst method, a method of separating the total product and, method for analyzing the crude product is the same as example 5. 特に指示しない限り、全触媒を炭化珪素2部対触媒1部の容量比で炭化珪素と混合した。 Unless otherwise indicated, was mixed with silicon carbide total catalyst volume ratio of silicon carbide 2 parts to catalyst 1 part. 各反応器中の原油原料流は、塔頂から塔底までである。 Crude feed stream in each reactor is from the top to the bottom. 炭化珪素は、塔底支持体として役立たせるため、各反応器の塔底に配置した。 Silicon carbide to serve as a bottom support was placed in the bottom of each reactor. 各反応器は、塔底接触帯及び塔頂接触帯を有する。 Each reactor has a bottom contacting zone and top contacting zone. 触媒/炭化珪素混合物を各反応器の接触帯に配置した後、各反応器において、炭化珪素を塔頂接触帯上に配置してデッドスペースを充填すると共に、予備加熱帯として役立たせた。 After placing the catalyst / silicon carbide mixture contacting zone of each reactor, each reactor to fill dead space and to place the silicon carbide on top contacting zone, to serve as a preheat zone. 各反応器を、予備加熱帯、2つの接触帯、及び塔底支持体に相当する4つの加熱帯を有するLindberg炉に装填した。 Each reactor preheat zone, the two contacting zones, and were loaded into a Lindberg furnace having four heating zones corresponding to the bottom support.

例8では未焼成モリブデン/ニッケル触媒/炭化珪素混合物(48cm )は、塔底接触帯に配置した。 Example 8 uncalcined molybdenum / nickel catalyst / silicon carbide mixture (48cm 3) was positioned in the bottom contacting zone. この触媒は、触媒1g当たりモリブデンを0.146g、ニッケルを0.047g、及び燐を0.021g含有し、残部はアルミナ支持体である。 The catalyst, 0.146 g of molybdenum catalyst per 1 g, 0.047 g of nickel and phosphorus containing 0.021 g, the balance being alumina support.
触媒の中央値細孔径が180Åの細孔サイズ分布を有するモリブデン触媒/炭化珪素混合物(12cm )を塔頂接触帯に配置した。 It was placed molybdenum catalyst / silicon carbide mixture median pore diameter of the catalyst has a pore size distribution of 180Å to (12cm 3) at the top contacting zone. モリブデン触媒は、触媒1g当たりモリブデンを合計0.04g含有し、残部は支持体1g当たりγ−アルミナを0.50g以上含有する支持体である。 Molybdenum catalyst, a molybdenum catalyst per 1g contains a total of 0.04 g, the balance being support containing support 1g per γ- alumina or 0.50 g.

例9では未焼成モリブデン/コバルト触媒/炭化珪素混合物(48cm )を両接触帯に配置した。 Example 9 uncalcined molybdenum / cobalt catalyst / silicon carbide mixture (48cm 3) was disposed on both contacting zones. 未焼成モリブデン/コバルト触媒は、モリブデンを0.143g、コバルトを0.043g、燐を0.021g含有し、残部はアルミナ支持体である。 Uncalcined molybdenum / cobalt catalyst, 0.143 g of molybdenum, 0.043 g of cobalt, phosphorus containing 0.021 g, the balance being alumina support.
モリブデン触媒/炭化珪素混合物(12cm )を塔頂接触帯に配置した。 Molybdenum catalyst / silicon carbide mixture (12cm 3) was positioned in the top contacting zone. このモリブデン触媒は、例8の塔頂接触帯のものと同じである。 The molybdenum catalyst is the same as that of the top contacting zone of Example 8.
例10では例8の塔頂接触帯で述べたモリブデン触媒を炭化珪素と混合し、両接触帯に配置した(60cm )。 The molybdenum catalyst as described in the top contacting zone were mixed with silicon carbide example 10 In Example 8, it was arranged on both contacting zones (60cm 3).

例11では未焼成モリブデン/ニッケル触媒/炭化珪素混合物(48cm )を両接触帯に配置した。 Example 11 uncalcined molybdenum / nickel catalyst / silicon carbide mixture (48cm 3) was disposed on both contacting zones. 未焼成モリブデン/ニッケル触媒は、触媒1g当たりモリブデンを0.09g、ニッケルを0.025g、燐を0.01g含有し、残部はアルミナ支持体である。 Uncalcined molybdenum / nickel catalyst, 0.09 g of molybdenum catalyst per 1g, nickel 0.025 g, phosphorus containing 0.01 g, the balance being alumina support.
モリブデン触媒/炭化珪素混合物(12cm )を塔頂接触帯に配置した。 Molybdenum catalyst / silicon carbide mixture (12cm 3) was positioned in the top contacting zone. このモリブデン触媒は、例8の塔頂接触帯のものと同じである。 The molybdenum catalyst is the same as that of the top contacting zone of Example 8.

Marsプラットホーム(メキシコ湾)からの原油を濾過し、次いでオーブン中、93℃(200°F)で12〜24時間加熱して、図11の第4表に示す特性を有する例8〜11の原油原料を形成した。 The crude oil from the Mars platform (Gulf of Mexico) was filtered, then oven and heated 12-24 hours at 93 ° C. (200 ° F), oil Example 8-11 having the properties shown in Table 4 in FIG. 11 the raw material was formed. この原油原料をこれら例の各反応器の塔頂に供給して、予備加熱帯、塔頂接触帯、塔底接触帯及び塔底支持体に流した。 The crude feed was fed to the top of the reactor of these examples, the preheat zone, top contacting zone was flowed into a bottom contacting zone, and bottom support. 原油原料は、水素ガスの存在下で各触媒と接触した。 Crude feed was contacted with each of the catalysts in the presence of hydrogen gas. 各例の接触条件は次のとおりである。 Contacting conditions for each example are as follows. 反応器に供給した、接触中の水素ガス対原油原料の比は160Nm /m (1000SCFB)、各システムの全圧は6.9MPa(1014.7psi)、LHSVは接触の最初の200時間では2.0h −1 、次いで残りの接触時間では1.0h −1に低下させた。 Was fed to the reactor, the ratio of hydrogen gas to crude feed during contacting is 160Nm 3 / m 3 (1000SCFB) , total pressure of the system is 6.9MPa (1014.7psi), LHSV in the first 200 hours of contact 2.0 h -1, then the rest of the contact time was reduced to 1.0 h -1. 全接触帯の温度は接触500時間では343℃(650°F)で、500時間後の全接触帯の温度は次のように制御した。 At temperatures of all the contact zone 343 ° C. in contact 500 hours (650 ° F), the temperature of all the contacting zone after 500 hours were controlled as follows. 接触帯の温度を354℃(670°F)に上げ、この温度で200時間保持し、次に366℃(690°F)に上げ、この温度で200時間保持し、次に371℃(700°F)に上げ、この温度で1000時間保持し、次に385℃(725°F)に上げ、この温度で200時間保持し、次に399℃(750°F)の最終温度に上げ、この温度で200時間保持した。 The temperature of the contacting zones was raised to 354 ℃ (670 ° F), and held at this temperature for 200 hours, then raised to 366 ℃ (690 ° F), and held at this temperature for 200 hours, then 371 ° C. (700 ° raised to F), and held at this temperature for 1000 hours, then 385 ° C. raised to (725 ° F), raising the final temperature of held at this temperature for 200 hours, then 399 ℃ (750 ° F), the temperature It was held in 200 hours. 合計接触時間は2300時間である。 The total contact time is 2300 hours.

原油生成物のTAN、原油原料による水素吸収量、P値、VGO含有量、残留物含有量及び酸素含有量を測定するため、周期的に原油生成物を分析した。 TAN of the crude product, hydrogen uptake by the crude feed, P value, VGO content, in order to measure the residue content and oxygen content, periodically analyzing the crude product. 例8〜11で製造した原油生成物の平均特性値を図11の第5表にまとめた。 The average property value of the crude product produced in Example 8 to 11 are summarized in Table 5 of Figure 11.

図12は、例8〜11の各触媒系についての原油生成物のP値(“P”)対運転時間のグラフである。 Figure 12 is a graph of the P value ( "P") versus run time of the crude product for each catalyst system of Example 8-11. 原油原料のP値は1.5以上であった。 P value of crude oil raw materials was 1.5 or more. 点140、142、144、146は、それぞれ、原油原料と例8〜11の触媒系との接触により得られた原油生成物のP値を表す。 Point 140, 142, 144, and 146, respectively, represent a P value of the resulting crude product by contact with the catalyst system of crude feed and examples 8-11. 例8〜10の触媒系では、2300時間、P値は1.5以上のままであった。 The catalyst system of Examples 8 to 10, 2300 h, P value remained above 1.5. 例11では、殆どの運転時間中、P値は1.5を超えた。 In Example 11, during most of the operation time, P values ​​were greater than 1.5. 例11の運転終了時(2300時間)には、P値は1.4となった。 Examples 11 operating at the end of (2300 hours), P value became 1.4. 各試験での原油生成物のP値から、各試験での原油原料は接触中、比較的安定なままであった(例えば原油原料は相分離しなかった)と推定できる。 From P value of the crude product of each test, the crude feed in each test in contact, can be estimated relatively stable while in which was a (e.g. crude feed did not phase separate). 図12に示すように、例10のようにP値が増大した場合を除き、原油生成物のP値は各試験の大部分の間、比較的一定のままであった。 As shown in FIG. 12, unless the P value as in the example 10 is increased, P value of the crude product during most of each test, remained relatively constant.

図13は、水素ガスの存在下における4種の触媒系についての原油原料による総水素吸収量(“H ”)対運転時間(“t”)のグラフである。 Figure 13 is a graph of net hydrogen uptake by the crude feed for four catalyst systems in the presence of hydrogen gas ( "H 2") versus run time ( "t"). 点148、150、152、154は、原油原料と、それぞれ例8〜11の各触媒系との接触により得られた総水素吸収量を表す。 Point 148,150,152,154 represent the crude feed, the net hydrogen uptake obtained by contacting with each of the catalyst systems of the respective Examples 8-11. 2300時間の運転時間に亘る原油原料による総水素吸収量は、7〜48Nm /m (43.8〜300SCFB)であった。 Net hydrogen uptake by crude feed over a run time of 2300 hours was 7~48Nm 3 / m 3 (43.8~300SCFB) . 図13に示すように、原油原料による総水素吸収量は、各試験中、比較的安定であった。 As shown in FIG. 13, net hydrogen uptake by the crude feed, during each test was relatively stable.

図14は、例8〜11の各触媒系についての、原油生成物の残留物含有量(“R”)(重量%として表す)対運転時間(“t”)のグラフである。 14, for each of the catalyst systems of Examples 8-11 is a graph of the residue content of the crude product ( "R") (expressed as wt%) versus run time ( "t"). 4つの各試験において、原油生成物の残留物含有量は、原油原料の残留物含有量に対し88〜90%であった。 In each of the four tests, the residue content of the crude product was 88-90% relative to the residue content of the crude feed. 点156、158、160、162は、原油原料と、それぞれ例8〜11の各触媒系との接触により得られた原油生成物の残留物含有量を表す。 Point 156,158,160,162 includes a crude feed, representing the residue content of the crude product obtained by the contact with each of the catalyst systems of the respective Examples 8-11. 図14に示すように、各試験の大部分の間、原油生成物の残留物含有量は比較的安定したままであった。 As shown in FIG. 14, during most of each test, the residue content of the crude product remained relatively stable.

図15は、例8〜11の各触媒系についての、原油生成物のAPI比重の変化(“ΔAPI”)対運転時間(“t”)のグラフである。 15, for each of the catalyst systems of Examples 8-11 is a graph of the change in API gravity of the crude product ( "[Delta] API") versus run time ( "t"). 点164、166、168、170は、原油原料と、それぞれ例8〜11の各触媒系との接触により得られた原油生成物のAPI比重を表す。 Point 164,166,168,170 represent the crude feed, the API gravity of the crude product obtained by the contact with each of the catalyst systems of the respective Examples 8-11. 4つの各試験において、各原油生成物の粘度は、58.3〜72.7cStの範囲であった。 In each of the four tests, the viscosity of each crude product ranged from 58.3~72.7CSt. 各原油生成物のAPI比重は、1.5〜4.1度、増大した。 API gravity of the crude product, from 1.5 to 4.1 degrees, increased. この増大したAPI比重は、21.7〜22.95の範囲の原油生成物のAPI比重に相当する。 This increased API gravity corresponds to an API gravity of the crude product ranging from 21.7 to 22.95. この範囲のAPI比重は、原油原料のAPI比重に対し110〜117%である。 API gravity in this range is from 110 to 117% relative to the API gravity of the crude feed.

図16は、例8〜11の各触媒系についての、原油生成物の酸素含有量(“O ”)(重量%として表す)対運転時間(“t”)のグラフである。 16, for each of the catalyst systems of Examples 8-11 is a graph of the oxygen content of the crude product ( "O 2") which (expressed as wt%) versus run time ( "t"). 点172、174、176、178は、原油原料と、それぞれ例8〜11の各触媒系との接触により得られた原油生成物の酸素含有量を表す。 Point 172, 174, 176, 178 represents a crude feed, the oxygen content of the crude product obtained by the contact with each of the catalyst systems of the respective Examples 8-11. 各試験中、各原油生成物の酸素含有量は、原油生成物1g当たり0.0014〜0.0015gの範囲であった。 During each test, the oxygen content of the crude product ranged from 0.0014~0.0015g per crude product 1g. 図16に示すように、原油生成物の酸素含有量は、200時間の接触時間後、比較的安定したままであった。 As shown in FIG. 16, the oxygen content of the crude product, after 200 hours of contact time, it remained relatively stable. このように原油生成物の酸素含有量が比較的一定であることは、接触中、選択した有機酸素化合物が減少したことを示す。 Thus the oxygen content of the crude product is relatively constant, indicating that during the contacting, the organic oxygen compound chosen decreased. これらの例では、TANも低下したので、カルボキシル含有有機酸素化合物の少なくとも一部はカルボキシル非含有非含有有機酸素化合物に比べて選択的に減少したものと推定できる。 In these examples, the TAN was also reduced, at least a portion of the carboxyl-containing organic oxygen compounds may be presumed to have selectively reduced relative to the carboxyl-free-free organic oxygen compounds.

例11では、371℃(700°F)、圧力6.9MPa(1014.7psi)、水素対原油原料比160Nm /m (1000SCFB)の反応条件において、原油原料のMCR含有量は、原油原料の重量基準で17.5重量%減少した。 In Example 11, 371 ℃ (700 ° F ), pressure 6.9MPa (1014.7psi), under the reaction conditions of hydrogen to crude feed ratio 160Nm 3 / m 3 (1000SCFB) , MCR content of the crude feed, crude feed It was reduced 17.5% by the weight. 温度を399℃(750°F)とした他は、同じ圧力及び水素対原油原料比では、原油原料のMCR含有量は、原油原料の重量基準で25.4重量%減少した。 Except that the temperature 399 ℃ (750 ° F), in the same pressure and hydrogen to crude feed ratio, MCR content of the crude feed was reduced 25.4% by weight, based on the weight of the crude feed.
例9では、371℃(700°F)、圧力6.9MPa(1014.7psi)、水素対原油原料比160Nm /m (1000SCFB)の反応条件において、原油原料のMCR含有量は、原油原料の重量基準で17.5重量%減少した。 In Example 9, 371 ℃ (700 ° F ), pressure 6.9MPa (1014.7psi), under the reaction conditions of hydrogen to crude feed ratio 160Nm 3 / m 3 (1000SCFB) , MCR content of the crude feed, crude feed It was reduced 17.5% by the weight. 温度を399℃(750°F)とした他は、同じ圧力及び水素対原油原料比では、原油原料のMCR含有量は、原油原料の重量基準で19重量%減少した。 Except that the temperature 399 ℃ (750 ° F), in the same pressure and hydrogen to crude feed ratio, MCR content of the crude feed, was reduced 19% by weight, based on the weight of the crude feed.

このように原油原料のMCR含有量の減少量が増大したことは、未焼成第6欄及び10欄金属触媒が未焼成第6欄及び9欄金属触媒よりも高温ではMCR含有量を減少しやくすることを示す。 Thus the reduction of MCR content of the crude feed is increased, the unfired column 6 and 10 column metal catalysts decrease MCR content at a higher temperature than uncalcined Column 6 and Column 9 metal catalyst reagent indicating that.
これらの例は、TANが比較的高い(TAN0.8)原油原料と1種以上の触媒との接触により、原油原料/全生成物混合物の安定性を維持しながら、比較的少ない総水素吸収量で原油生成物が製造されることを示す。 These examples, TAN relatively high (TAN0.8) by contact with the crude feed with one or more catalysts, while maintaining the stability of the crude feed / total product mixture, relatively small net hydrogen uptake in indicating that the crude product is produced. 原油生成物の選択した特性は、原油原料の同じ特性の70%以下であり、一方、原油生成物の選択した特性は、原油原料の同じ特性の20〜30%以内であった。 Selected properties of the crude product was 70% or less of the same properties of the crude feed, while selected properties of the crude product were within 20-30% of the same properties of the crude feed.

詳しくは、第4表に示すように、各々、原油原料による総水素吸収量が44Nm /m (275SCFB)以下の原油生成物が製造された。 Specifically, as shown in Table 4, respectively, net hydrogen uptake by the crude feed is 44Nm 3 / m 3 (275SCFB) following crude product was produced. これら生成物は、原油原料に対し、3を超えるP値を維持しながら、平均TANは原油原料の4%以下であり、平均合計Ni/V含有量は原油原料の合計Ni/V含有量の61%以下であった。 These products, to crude feed, while maintaining a P value of greater than 3, average TAN is less than 4% of the crude feed, the average total Ni / V content of total Ni / V content of the crude feed It was less than 61%. 各原油生成物の平均残留物含有量は、原油原料の残留物含有量の88〜90%であった。 The average residue content of each crude product was 88-90% of the residue content of the crude feed. 各原油生成物の平均VGO含有量は、原油原料のVGO含有量の115〜117%であった。 The average VGO content of each crude product was 115-117% of the VGO content of the crude feed. 各原油生成物の平均API比重は、原油原料のAPI比重の110〜117%であり、一方、各原油生成物の粘度は、原油原料の粘度の45%以下であった。 The average API gravity of each crude product was a 110 to 117% of the API gravity of the crude feed, while the viscosity of each crude product was at most 45% of the viscosity of the crude feed.

例12〜14:最小限の水素消費での原油原料と、中央値細孔径が180Å以上の細孔サイズ分布を有する触媒との接触 例12〜14において、各反応装置(接触帯の数及び内容物を除く)、各触媒硫化方法、各全生成物の分離方法、及び各原油生成物の分析方法は、例5と同じである。 Examples 12 to 14: and crude feed with minimal hydrogen consumption, in contact Examples 12 to 14 with the catalyst median pore diameter having a pore size distribution of more than 180 Å, the number of the reactors (contacting zones and content except things), the sulfurization catalyst method, a method of separating the total product, and method of analyzing the crude product is the same as example 5. 全触媒を等容量の炭化珪素と混合した。 It was mixed with silicon carbide an equal volume of total catalyst. 各反応器中の原油原料流は、塔頂から塔底までである。 Crude feed stream in each reactor is from the top to the bottom. 炭化珪素は、塔底支持体として役立たせるため、各反応器の塔底に配置した。 Silicon carbide to serve as a bottom support was placed in the bottom of each reactor. 各反応器は1つの接触帯を有する。 Each reactor has one contacting zone. 触媒/炭化珪素混合物を各反応器の接触帯に配置した後、各反応器において、炭化珪素を塔頂接触帯上に配置してデッドスペースを充填すると共に、予備加熱帯として役立たせた。 After placing the catalyst / silicon carbide mixture contacting zone of each reactor, each reactor to fill dead space and to place the silicon carbide on top contacting zone, to serve as a preheat zone. 各反応器を、予備加熱帯、接触帯、及び塔底支持体に相当する3つの加熱帯を有するLindberg炉に装填した。 Each reactor preheat zone, the contacting zone, and was loaded in Lindberg furnace having three heating zones corresponding to the bottom support. 原油原料は、水素ガスの存在下で各触媒と接触させた。 The crude feed was contacted with each of the catalysts in the presence of hydrogen gas.

触媒/炭化珪素混合物(40cm )を炭化珪素上に配置して接触帯を形成した。 To form a contacting zone disposed catalyst / silicon carbide mixture (40 cm 3) over the silicon carbide. 例12では触媒は、例2で製造したバナジウム触媒である。 Example 12 In the catalyst is a vanadium catalyst prepared in Example 2. 例13では触媒は、例3で製造したモリブデン触媒である。 Example 13 With the catalyst is a molybdenum catalyst prepared in Example 3. 例14では触媒は、例4で製造したモリブデン/バナジウム触媒である。 In Example 14 the catalyst is a molybdenum / vanadium catalyst prepared in Example 4.
例12〜14の接触条件は次のとおりである。 Contacting conditions of Examples 12 to 14 are as follows. 反応器に供給した、水素対原油原料の比は160Nm /m (1000SCFB)、LHSVは1h −1 、圧力は6.9MPa(1014.7psi)である。 Was fed to the reactor, the ratio of hydrogen to crude feed 160Nm 3 / m 3 (1000SCFB) , LHSV is 1h -1, pressure is 6.9MPa (1014.7psi). 接触帯を所定時間に亘って漸増的に343℃(650°F)に加熱し、この温度で120時間、合計運転時間で360時間維持した。 The contacting zones were heated incrementally to 343 ° C. for a predetermined time (650 ° F), 120 hours at this temperature was maintained for a total run time 360 ​​hours.

反応器を出た全生成物は、例5と同様にして分離した。 All product leaving the reactor was separated in the same manner as in Example 5. 接触中の総水素吸収量を各触媒系について測定した。 The net hydrogen uptake during contacting was determined for each catalyst system. 例12では総水素吸収量は−10.7Nm /m (−65SCFB)であり、原油生成物のTANは6.75であった。 Net hydrogen uptake Example 12 is -10.7Nm 3 / m 3 (-65SCFB) , TAN of the crude product was 6.75. 例13では総水素吸収量は2.2〜3.0Nm /m (13.9〜18.7SCFB)の範囲であり、原油生成物のTANは0.3〜0.5の範囲であった。 Example 13 With the total hydrogen uptake is in the range of 2.2~3.0Nm 3 / m 3 (13.9~18.7SCFB) , the TAN of the crude product was in the range of 0.3 to 0.5 It was. 例14では原油原料とモリブデン/バナジウム触媒との接触中、総水素吸収量は−0.05Nm /m 〜0.6Nm /m (−0.36SCFB〜4.0SCFB)の範囲であり、原油生成物のTANは0.2〜0.5の範囲であった。 During contact with the Example 14 the crude feed with the molybdenum / vanadium catalyst, net hydrogen uptake is in the range of -0.05Nm 3 / m 3 ~0.6Nm 3 / m 3 (-0.36SCFB~4.0SCFB) , TAN of the crude product was in the range of 0.2 to 0.5.

接触中の総水素吸収値から、原油原料とバナジウム触媒との接触中、10.7Nm /m (65SCFB)の割合で水素が発生するものと見積った。 From the total hydrogen uptake values during contacting, during contact with the crude feed and the vanadium catalyst, it was estimated as the hydrogen is generated at a rate of 10.7Nm 3 / m 3 (65SCFB) . 接触中の水素の発生により、この処理には、不利な原油の特性を改良するため、従来、使用されている水素量よりも少量の水素が使用できる。 The generation of hydrogen during contacting, in the process, to improve the disadvantaged crudes properties, conventionally, a small amount of hydrogen than the hydrogen amount used can be used. 接触中、少量の水素で済むので、原油の処理費用を低くしやすい。 During the contact, so requires only a small amount of hydrogen, it is easy to lower the crude oil processing costs.
更に、原油原料とモリブデン/バナジウム触媒との接触により、個別のモリブデン触媒で製造される原油生成物のTANよりも低いTANの原油生成物が製造された。 Furthermore, by contact with the crude feed and the molybdenum / vanadium catalyst, the crude product of lower TAN than TAN of the crude product produced in separate molybdenum catalyst it was produced.

例15〜18:原油原料と、バナジウム触媒及び追加の触媒との接触 各反応装置(接触帯の数及び内容物を除く)、各触媒硫化方法、各全生成物の分離方法、及び各原油生成物の分析方法は、例5と同じである。 Example 15-18: (excluding the number and content of contacting zones) and crude feed, the reactor contact with vanadium catalyst and additional catalyst, each catalyst sulfurization method, the method of separating the total product, and generating each crude the analysis method of the object is the same as in example 5. 特に指示しない限り、全触媒を炭化珪素2部対触媒1部の容量比で炭化珪素と混合した。 Unless otherwise indicated, was mixed with silicon carbide total catalyst volume ratio of silicon carbide 2 parts to catalyst 1 part. 各反応器中の原油原料流は、塔頂から塔底までである。 Crude feed stream in each reactor is from the top to the bottom. 炭化珪素は、塔底支持体として役立たせるため、各反応器の塔底に配置した。 Silicon carbide to serve as a bottom support was placed in the bottom of each reactor. 各反応器は、塔底接触帯及び塔頂接触帯を有する。 Each reactor has a bottom contacting zone and top contacting zone. 触媒/炭化珪素混合物を各反応器の接触帯に配置した後、各反応器において、炭化珪素を塔頂接触帯上に配置してデッドスペースを充填すると共に、予備加熱帯として役立たせた。 After placing the catalyst / silicon carbide mixture contacting zone of each reactor, each reactor to fill dead space and to place the silicon carbide on top contacting zone, to serve as a preheat zone. 各反応器を、予備加熱帯、2つの接触帯、及び塔底支持体に相当する4つの加熱帯を有するLindberg炉に装填した。 Each reactor preheat zone, the two contacting zones, and were loaded into a Lindberg furnace having four heating zones corresponding to the bottom support.

各例では、例2と同様にしてバナジウム触媒を製造し、追加の触媒と併用した。 In each example, the vanadium catalyst was prepared in the same manner as Example 2, in combination with additional catalyst.
例15では、追加触媒/炭化珪素混合物(45cm )を塔底接触帯に配置した。 In Example 15, was placed additional catalyst / silicon carbide mixture (45cm 3) to bottoms contacting zone. この追加触媒は、例3と同様にして製造したモリブデン触媒である。 The additional catalyst is molybdenum catalyst prepared in the same manner as in Example 3. 塔頂接触帯には、バナジウム触媒/炭化珪素混合物(15cm )を配置した。 The top contacting zone was positioned vanadium catalyst / silicon carbide mixture (15cm 3).
例16では、追加触媒/炭化珪素混合物(30cm )を塔底接触帯に配置した。 Example 16 was arranged additional catalyst / silicon carbide mixture (30 cm 3) to bottoms contacting zone. この追加触媒は、例3と同様にして製造したモリブデン触媒である。 The additional catalyst is molybdenum catalyst prepared in the same manner as in Example 3. 塔頂接触帯には、バナジウム触媒/炭化珪素混合物(30cm )を配置した。 The top contacting zone was positioned vanadium catalyst / silicon carbide mixture (30 cm 3).

例17では、追加触媒/炭化珪素混合物(30cm )を塔底接触帯に配置した。 In Example 17, was placed additional catalyst / silicon carbide mixture (30 cm 3) to bottoms contacting zone. この追加触媒は、例4と同様にして製造したモリブデン/バナジウム触媒である。 The additional catalyst is molybdenum / vanadium catalyst was prepared as in Example 4. 塔頂接触帯には、バナジウム触媒/炭化珪素混合物(30cm )を配置した。 The top contacting zone was positioned vanadium catalyst / silicon carbide mixture (30 cm 3).
例18では、パイレックス(登録商標)(Glass Works Corporation,米国ニューヨーク)ビーズ(30cm )を各接触帯に配置した。 In Example 18, was placed Pyrex (registered trademark) (Glass Works Corporation, New York) beads (30 cm 3) in each contacting zone.

例15〜18では、図17の第5表にまとめた特性を有する原油(ブラジルのSantos Basin)を反応器の塔頂に供給した。 In Example 15-18, it was supplied crude oil (Brazil Santos Basin) having a fifth table properties summarized in Figure 17 to the top of the reactor. 原油原料は、予備加熱帯、塔頂接触帯、塔底接触帯及び塔底支持体に流れた。 Crude feed, preheat zone, top contacting zone, flows into the bottom contacting zone, and bottom support. 原油原料は、水素ガスの存在下で各触媒と接触した。 Crude feed was contacted with each of the catalysts in the presence of hydrogen gas. 各例の接触条件は次のとおりである。 Contacting conditions for each example are as follows. 反応器に供給した、水素ガス対原油原料の比は、最初の86時間では160Nm /m (1000SCFB)、残りの時間では80Nm /m (500SCFB)であり、LHSVは1h −1 、圧力は6.9MPa(1014.7psi)である。 Was fed to the reactor, the ratio of hydrogen gas to crude feed is in the first 86 hours 160Nm 3 / m 3 (1000SCFB) , 80Nm 3 / m 3 for the remaining time (500SCFB), LHSV is 1h -1, pressure is 6.9MPa (1014.7psi). これら接触帯を343℃(650°F)に所定時間かけて漸増的に加熱し、この温度で合計運転時間1400時間維持した。 These contact zones to 343 ℃ (650 ° F) to incrementally heated over a predetermined time period, and maintained total operating time 1400 hours at this temperature.

これらの例は、水素源の存在下での原油原料と、中央値細孔径が250〜300Åの範囲の細孔サイズ分布を有する追加触媒を組合わせた、中央値細孔径が350Åの細孔サイズ分布を有する第5欄金属触媒との接触により、選択した特性は、原油原料の同じ特性に比べて大きく変化しながら、他の特性は原油原料の同じ特性に比べて少ししか変化しない原油生成物が製造されることを示す。 Examples of these are the crude feed in the presence of a hydrogen source, a median pore diameter of a combination of additional catalysts having a pore size distribution in the range of 250~300A, pore median pore diameter 350Å Size by contact with the fifth column metal catalyst having a distribution, selected characteristic, while significantly changed compared to the same properties of the crude feed, crude product other properties not changed little compared with the same properties of the crude feed There is meant to be produced. 更に、接触中、原油原料による水素吸収は比較的少ないことが観察された。 Furthermore, during contacting, hydrogen absorption by the crude feed is relatively small it was observed.

詳しくは、図17の第5表に示すように、例15〜17では原油生成物のTANは、原油原料のTANの15%以下であった。 For more information, TAN of the 5 As shown in Table, the crude product Example 15-17 in Figure 17, was less than 15% of the TAN of the crude feed. 例15〜17で製造した原油生成物の合計Ni/V/Fe含有量は、各々、原油原料の合計Ni/V/Fe含有量の44%以下であり、酸素含有量は原油原料の同じ特性に比べて50%以下であり、また粘度は同じく75%以下であった。 Total Ni / V / Fe content of the crude product prepared in Example 15-17, respectively, not more than 44% of the total Ni / V / Fe content of the crude feed, the oxygen content is the same properties of the crude feed compared to 50% or less, and a viscosity less also by 75%. 更に、例15〜17で製造した原油生成物のAPI比重は、原油原料のAPI比重の100〜103%であった。 Moreover, API gravity of the crude product prepared in Example 15-17 was 100 to 103% of the API gravity of the crude feed.

これに対し、非接触条件下で製造した原油生成物(例18)の粘度及びAPI比重は、原油原料の粘度に比べて増大し、原油原料のAPI比重に比べて低下した。 In contrast, the viscosity and API gravity of the crude product produced in a non-contact conditions (Example 18) is increased compared to the viscosity of the crude feed, was reduced as compared to the API gravity of the crude feed. 粘度の増大及びAPI比重の低下から、原油原料のコークス生成及び/又は重合が始まったものと推定できる。 From reduction and increased API gravity of viscosity, it estimated that began coking and / or polymerization of the crude feed.

例19:種々のLHSVでの原油原料の接触 接触システム及び触媒は、例6のものと同じである。 Example 19: Contact Contact system and catalyst crude feed at various LHSV is the same as in Example 6. 原油原料の特性を図18の第6表に示す。 The properties of the crude feed are shown in Table 6 of FIG. 18. 接触条件は次のとおりである。 Contact conditions are as follows. 反応器に供給した、水素ガス対原油原料の比は160Nm /m (1000SCFB)、圧力は6.9MPa(1014.7psi)、接触帯の温度は合計運転時間中、371℃(700°F)である。 Was fed to the reactor, the ratio of hydrogen gas to crude feed 160Nm 3 / m 3 (1000SCFB) , in the pressure 6.9MPa (1014.7psi), temperature of the contact zone total operation time, 371 ℃ (700 ° F ) it is. 例19では接触中のLHSVは、所定時間に亘って1h −1から12h −1まで上げ、12h −1で48時間維持した後、20.7h −1まで上げ、このLHSVで96時間維持した。 LHSV during contacting in example 19, increased from 1h -1 for a predetermined time to 12h -1, it was maintained at 12h -1 48 hours, raised to 20.7H -1, and maintained at this LHSV 96 h.
例19では、LHSVが12h −1及び20.7h −1で運転時間中のTAN、粘度、密度、VGO含有量、残留物含有量、ヘテロ原子含有量、及び有機酸金属塩中の金属の含有量を測定するため、原油生成物を分析した。 In Example 19, TAN, viscosity in LHSV is 12h -1 and the operating time 20.7H -1, density, VGO content, residue content, heteroatoms content, and content of metals in metal salts of organic acids for determining the amount, it was analyzed crude product. これら原油生成物の特性の平均値を図18の第6表に示す。 The average value of the properties of these crude products are shown in Table 6 of FIG. 18.

図18の第6表に示すように、例19の原油生成物のTAN及び粘度は原油原料のTAN及び粘度に比べて低下し、一方、原油生成物のAPI比重は、原油原料のAPI比重の104〜110%であった。 As shown in Table 6 of FIG. 18, TAN and the viscosity of the crude product of Example 19 is reduced in comparison with the TAN and the viscosity of the crude feed, while, API gravity of the crude product, the API gravity of the crude feed was 104 to 110 percent. MCR含有量対C アスファルテン含有量の重量比は、1.5以上であった。 The weight ratio of MCR content vs. C 5 asphaltenes content was at least 1.5. MCR含有量及びC アスファルテン含有量の合計は、原油原料のMCR含有量及びC アスファルテン含有量の合計に比べて減少した。 Total MCR content and C 5 asphaltenes content was reduced relative to the sum of the MCR content and C 5 asphaltenes content of the crude feed. MCR含有量対C アスファルテン含有量の重量比並びにMCR含有量及びC アスファルテン含有量の合計量の減少から、コークスを生成しやすい成分よりもむしろアスファルテンが減少しているものと推定できる。 From the reduction in the total amount of the MCR content vs. C 5 weight ratio of asphaltenes content and MCR content and C 5 asphaltenes content can presumed to be reduced asphaltenes rather than generated easily ingredients coke. また原油生成物のカリウム、ナトリウム、亜鉛及びカルシウムの含有量は、原油原料の同じ金属の含有量の60%以下であった。 The potassium crude product, sodium, content of zinc and calcium was below 60% of the content of the same metals crude feed. 原油生成物の硫黄含有量は、原油原料の硫黄含有量の80〜90%であった。 Sulfur content of the crude product was 80-90% of the sulfur content of the crude feed.

例6及び例19は、同様な特性を有する原油生成物を製造するのに、接触中、LHSVが1h −1のLHSVでの処理に比べて、10h −1を超えるように接触条件を制御できることを示す。 Examples 6 and 19, for producing a crude product having similar characteristics, during the contacting, LHSV is compared to treatment with LHSV of 1h -1, it can be controlled contacting conditions to exceed 10h -1 It is shown. 10h −1を超えるLHSV(時間当たり液体の空間速度)で原油原料の一特性を選択的に変化させる能力により、市販の容器に比べて小さい容器で、この接触法が行なえる。 The ability to selectively change one property of the crude feed with (space velocity of the liquid per hour) LHSV exceeding 10h -1, a smaller container compared to commercial containers, the contact method can be performed. 容器の小型化により、大きさの制約がある製造用地(例えば沖合び設備)で、不利な原油の処理が行なえるかも知れない。 Miniaturization of the container, the manufacturing site where there is a size constraint (eg offshore beauty equipment), the processing of disadvantaged crudes might perform.

例20:種々の接触温度での原油原料の接触 接触システム及び触媒は例6のものと同じである。 Example 20: Various contact contacting system and catalyst crude feed in the contacting temperature is the same as that of Example 6. 図19の第7表に示す特性を有する原油原料を反応器の塔頂に加え、水素の存在下で2つの接触帯中の2種の触媒と接触させ、原油生成物を製造した。 The crude feed having the properties shown in Table 7 of Figure 19 in addition to the top of the reactor, is contacted with two catalysts in the two contacting zones in the presence of hydrogen to produce a crude product. 2つの接触帯は、異なる温度で操作した。 Two contacting zones were operated at different temperatures.

塔頂接触帯での接触条件は次のとおりである。 Contact conditions in the top contacting zone is as follows. LHSVは1h −1 、塔底接触帯の温度は260℃(500°F)、水素対原油原料の比は160Nm /m (1000SCFB)、圧力は6.9MPa(1014.7psi)である。 The LHSV 1h -1, the temperature of the bottom contacting zone 260 ℃ (500 ° F), the ratio of hydrogen to crude feed 160Nm 3 / m 3 (1000SCFB) , the pressure is 6.9MPa (1014.7psi).
塔底接触帯での接触条件は次のとおりである。 Contact conditions in the bottom contacting zone is as follows. LHSVは1h −1 、塔底接触帯の温度は315℃(600°F)、水素対原油原料の比は160Nm /m (1000SCFB)、圧力は6.9MPa(1014.7psi)である。 The LHSV 1h -1, the temperature of the bottom contacting zone is the ratio of 315 ℃ (600 ° F), hydrogen to crude feed 160Nm 3 / m 3 (1000SCFB) , the pressure is 6.9MPa (1014.7psi).
塔底接触帯を出た原油生成物は気−液相分離器に導入した。 Crude product leaving the bottom contacting zone gas - was introduced into the liquid phase separator. 気−液相分離器で全生成物は原油生成物及びガスに分離された。 Air - total product in the liquid phase separator is separated into crude product and gas. TAN及びC アスファルテン含有量を測定するため、周期的に原油生成物を分析した。 To measure the TAN and C 5 asphaltenes content, periodically analyzing the crude product.

運転中に得られた原油生成物の平均特性値を図19の第7表に示す。 The average property values ​​of the obtained crude product in operation shown in Table 7 in FIG. 19. 原油原料のTANは9.3、C アスファルテン含有量は原油原料1g当たり0.055gであった。 TAN of the crude feed is 9.3, C 5 asphaltenes content was 0.055g per crude feed 1g. 原油生成物の平均TANは0.7、C アスファルテン含有量は原油生成物1g当たり0.039gであった。 Average TAN of the crude product 0.7, C 5 asphaltenes content was 0.039g per 1g of crude product. 原油生成物のC アスファルテン含有量は、原油生成物のC アスファルテン含有量の71%以下であった。 C 5 asphaltenes content of the crude product was less than 71% of C 5 asphaltenes content of the crude product.

原油生成物中のカリウム及びナトリウムの合計含有量は、原油原料中の同じ金属の合計含有量の53%以下であった。 The total content of potassium and sodium crude product was less than 53% of the total content of the same metals in the crude feed. 原油生成物のTANは、原油原料のTANの10%以下であった。 TAN of the crude product was 10% or less of TAN of the crude feed. 接触中、P値は1.5以上に維持された。 During the contact, P value was maintained at 1.5 or more.
例6及び20に示したとおり、第二接触帯(この場合は塔底接触帯)温度よりも50℃低い第一接触帯(この場合は塔頂接触帯)温度では、原油原料中のC アスファルテン含有量に比べて、原油生成物中のC アスファルテン含有量の減少を増進する傾向がある。 As shown in Examples 6 and 20, the second contacting zone in (this bottom contacting zone If) 50 ° C. lower first contacting zone than the temperature (top contacting zone in this case) temperature, C 5 in the crude feed compared to asphaltenes content, it tends to enhance the reduction of C 5 asphaltenes content in the crude product.

更に、有機酸金属塩中の金属含有量の減少は、制御した温度差を用いることにより向上した。 Furthermore, reduction of the metal content in the organic acid metal salt was improved by using a controlled temperature difference. 各例ともP値の測定から、原油原料/全生成物混合物の安定性が比較的一定であったが、例20で得られた原油生成物の合計カリウム及びナトリウム含有量は、例6で得られた原油生成物の合計カリウム及びナトリウム含有量に比べて減少した。 From measurements of P values ​​in each example, the stability of the crude feed / total product mixture was relatively constant, the total potassium and sodium content of the crude product obtained in Example 20, obtained in Example 6 were reduced compared to the total potassium and sodium content of the crude product was.

低温の第一接触帯を用いると、柔軟性及び/又は粘着性の物性を有する重合体及び/又は化合物(例えば、ゴム及び/又はタール)を形成しやすい高分子量化合物(例えばC アスファルテン及び/又は有機酸金属塩)を除去できる。 With first contacting zone of low temperature, flexibility and / or polymers and / or compounds having sticky properties (for example, rubber and / or tars) easily form high molecular weight compounds (e.g., C 5 asphaltenes and / or organic acid metal salt) can be removed. こうして、これら化合物が触媒を閉塞し被覆する前に、低温で、これら化合物が除去できるので、第一接触帯の後に配置した高温操作用の触媒寿命を向上できる。 Thus, these compounds before closing covering the catalyst, at low temperatures, since these compounds can be removed, thereby improving the catalyst life for high-temperature operation is arranged after the first contacting zone.

例21:原油原料と触媒とのスラリー状接触 幾つかの実施態様では塊状金属触媒及び/又は本願の触媒(原油原料100g当たり触媒0.0001〜5g又は0.02〜4g)は、原油原料とスラリー状にして、以下の条件で所定時間で反応させてよい。 Example 21: crude feed and bulk metal catalyst in the slurry contacting some embodiments of the catalyst and / or application of the catalyst (crude feed 100g per catalyst 0.0001~5g or 0.02~4G) includes a crude feed in the slurry, it may be reacted for a predetermined time under the following conditions. 温度は85〜425℃(185〜797°F)の範囲、圧力は0.5〜10MPaの範囲、水素源対原油原料比は16〜1600Nm /m である。 The temperature range 85~425 ℃ (185~797 ° F), a pressure in the range of 0.5 to 10 MPa, the hydrogen source to the crude feed ratio is 16~1600Nm 3 / m 3. 原油生成物を形成するのに十分な時間反応させた後、フィルター及び/又は遠心器のような分離装置を用いて原油生成物を分離する。 After a reaction time sufficient to form a crude product, separating the crude product by using a separation device such as a filter and / or centrifuge. 原油生成物は、原油原料と比べてTAN、鉄、ニッケル及び/又はバナジウム含有量及びC アスファルテン含有量が変化又は減少できる。 Crude product, TAN compared to crude feed, iron, nickel and / or vanadium content and C 5 asphaltenes content may change or decreased.

本発明の各種局面の更なる改変及び代替実施態様は、当業者ならば、以上の説明から明らかであろう。 Further modifications and alternative embodiments of various aspects of the present invention, one of ordinary skill in the art will be clear from the foregoing description. したがって、以上の説明は単に例示として解釈すべきであり、当業者に本発明を実施する一般的方法を教示することを目的とする。 Accordingly, the foregoing description should be construed merely as illustrative, for the purpose of teaching the general manner of carrying out the invention to those skilled in the art. ここで明示し、説明した本発明の形態は実施態様の例とみなすものと解釈すべきである。 Explicitly here, the form of the present invention described is to be construed as regarded as examples of embodiments. 要素及び材料は、ここで例証し、説明したものと取替えでき、部品及び方法は入れ替えでき、また本発明の特定の特徴は、独立に利用できることは、いずれも本発明の説明の利益を得た後、当業者ならば明かでなろう。 Elements and materials, and illustrated here, can replaced with those described, components and methods can be interchanged, also certain features of the present invention can be utilized independently, all benefited description of the invention after, will be on whether the bright one of ordinary skill in the art. ここで説明した要素は、特許請求の範囲に記載した本発明の範囲を逸脱しない限り、変化させてよい。 Elements described herein, without departing from the scope of the invention as set forth in the appended claims, it may be varied.

接触システムの一実施態様の概略図である。 It is a schematic of an embodiment of a contacting system. 図2A、2Bは、2つの接触帯を有する接触システムの一実施態様の概略図である。 Figures 2A, 2B is a schematic view of one embodiment of a contacting system having two contacting zones. 図3A、3Bは、3つの接触帯を有する接触システムの一実施態様の概略図である。 Figure 3A, 3B is a schematic of an embodiment of a contacting system having three contacting zones. 接触システムと組合わせた配合帯の一実施態様の概略図である。 It is a schematic view of one embodiment of a formulation zone in combination with the contact system. 接触システムと組合わせた配合帯の一実施態様の概略図である。 It is a schematic view of one embodiment of a formulation zone in combination with the contact system. 分離帯と接触システムと配合帯とを組合わせた一実施態様の概略図である。 A combination of a separation zone between the contact system and the compounding zone is a schematic of an embodiment. 原油原料を3種の触媒と接触させる一実施態様での原油原料及び原油生成物の代表的な特性表である。 It is a typical characteristic table of crude feed and crude product for an embodiment of contacting the three catalyst the crude feed. 原油原料を1種以上の触媒と接触させる一実施態様での荷重した平均床温度対運転長さのグラフである。 Is a graph of the average bed temperature versus run length weighted in one embodiment is contacted with one or more catalysts crude feed. 原油原料を2種の触媒と接触させる一実施態様での原油原料及び原油生成物の代表的な特性表である。 It is a typical characteristic table of crude feed and crude product for an embodiment of contacting the two catalysts of the crude feed. 原油原料を2種の触媒と接触させる一実施態様での原油原料及び原油生成物の代表的な他の特性表である。 It is another representative characteristic table of crude feed and crude product for an embodiment of contacting the two catalysts of the crude feed. 原油原料を4種の異なる触媒系と接触させる実施態様での原油原料及び原油生成物の表である。 It is a table of crude feed and crude products for embodiments of contacting with four different catalyst systems of the crude feed. 原油原料を4種の異なる触媒系と接触させる実施態様での原油生成物のP値対運転時間のグラフである。 It is a graph of P value versus run time of the crude product in embodiments of contacting with four different catalyst systems of the crude feed. 原油原料を4種の異なる触媒系と接触させる実施態様での原油原料による総水素吸収量対運転時間のグラフである。 It is a graph of net hydrogen uptake versus run time by crude feed with embodiments of contacting with four different catalyst systems of the crude feed. 原油原料を4種の異なる触媒系と接触させる実施態様での原油生成物の残留物含有量(重量%)対運転時間のグラフである。 It is a graph of the residue content (wt%) versus run time of the crude product in embodiments of contacting with four different catalyst systems of the crude feed. 原油原料を4種の異なる触媒系と接触させる実施態様での原油生成物のAPI比重の変化対運転時間のグラフである。 It is a graph of change versus run time for API gravity of the crude product from embodiments of contacting with four different catalyst systems of the crude feed. 原油原料を4種の異なる触媒系と接触させる実施態様での原油生成物の酸素含有量(重量%)対運転時間のグラフである。 Oxygen content of the crude product from embodiments of contacting with four different catalyst systems of the crude feed is a graph of (wt%) versus run time. 原油原料を、モリブデン触媒及びバナジウム触媒を種々の量で含む触媒系;バナジウム触媒及びモリブデン/バナジウム触媒を含む触媒系;及びガラスビーズと接触させる実施態様での原油原料及び原油生成物の代表的な特性表である。 The crude feed, catalyst system comprising a molybdenum catalyst and a vanadium catalyst in various amounts; representative of and crude feed and crude products for embodiments of contacting with the glass beads; vanadium catalysts and catalyst systems containing molybdenum / vanadium catalyst it is a characteristic table. 原油原料を種々の時間当たり液体の空間速度で1種以上の触媒と接触させる実施態様での原油原料及び原油生成物の特性表である。 It is a characteristic table of the crude feed and crude products for embodiments of contacting with one or more catalysts a crude feed at various space velocities of liquid per hour. 原油原料を種々の接触温度で接触させる実施態様で原油原料及び原油生成物の特性表である。 It is a characteristic table of the crude feed and crude product from embodiments of contacting the crude feed at various contact temperature.

符号の説明 DESCRIPTION OF SYMBOLS

100 接触システム102 接触帯104 原油原料導管106 水素源及び/又は担体ガス導管106' 原油原料導管108 分離帯110 全生成物導管112 原油生成物導管114 接触帯116 接触帯118 原油原料流導管120 分離帯122 不利な原油の導管126 原油原料導管128 原油生成物導管130 配合帯134 ブレンド生成物導管点136 平均WABT 100 contacting system 102 contacting zone 104 crude feed conduit 106 hydrogen source and / or carrier gas conduit 106 'crude feed conduit 108 separator 110 total product conduit 112 crude product conduit 114 contacting zone 116 contacting zone 118 crude feed stream conduit 120 separated band 122 disadvantaged crude conduit 126 crude feed conduit 128 crude product conduit 130 blended zone 134 blended product conduit point 136 average WABT
点140 例8での原油生成物のP値点142 例9での原油生成物のP値点144 例10での原油生成物のP値点146 例11での原油生成物のP値点148 例8での総水素吸収量点150 例9での総水素吸収量点152 例10での総水素吸収量点154 例11での総水素吸収量点156 例8での原油生成物の残留物含有量点158 例9での原油生成物の残留物含有量点160 例10での原油生成物の残留物含有量点162 例11での原油生成物の残留物含有量点164 例8での原油生成物のAPI比重点166 例9での原油生成物のAPI比重点168 例10での原油生成物のAPI比重点170 例11での原油生成物のAPI比重点172 例8での原油生成物の酸素含有量点174 例9での原油生成物の酸素含有量点176 例 P value point 148 of the crude product at the P value point 146 Example 11 the crude product at the P value point 144 Example 10 the crude product at the P value point 142 Example 9 of the crude product at point 140 Example 8 the residue of the crude product in net hydrogen uptake point 156 example 8 in net hydrogen uptake point 154 example 11 in net hydrogen uptake point 152 example 10 in net hydrogen uptake point 150 example 9 in example 8 at residue content point 164 example 8 the crude product in the residue content point 162 example 11 the crude product in the residue content point 160 example 10 the crude product at the content point 158 ​​example 9 crude product with API gravity point 172 example 8 the crude product with API gravity point 170 example 11 the crude product with API gravity point 168 example 10 the crude product with API gravity point 166 example 9 of the crude product oxygen content point 176 example of crude product with an oxygen content point 174 example 9 of the object 10での原油生成物の酸素含有量点178 例11での原油生成物の酸素含有量 Oxygen content of the crude product with an oxygen content point 178 Example 11 the crude product in 10

Claims (8)

  1. 化合物の混合物を含み、また、それぞれ原油生成物1g当たり、 Comprises a mixture of compounds, also per 1g each crude product,
    酸素を0.004g以下(ASTM法E385で測定)、 Oxygen 0.004g less (measured by ASTM method E385),
    硫黄を0.003g以下(ASTM法D4294で測定)、及び残留物を0.3g以上(ASTM法D5307で測定) 0.003g of sulfur or less (measured by ASTM method D4294), and the residue over 0.3 g (as determined by ASTM Method D5307)
    を含有する原油生成物。 Crude oil products containing.
  2. 全酸価(ASTM法D664で測定)が、0.5以下、又は0.1以下である請求項1に記載の原油生成物。 Total acid number (measured by ASTM method D664) is 0.5 or less, or crude product according to claim 1 is 0.1 or less.
  3. 合計窒素含有量(ASTM法D5762で測定)が、原油生成物1g当たり0.001g以上である請求項1又は2に記載の原油生成物。 The total nitrogen content (measured by ASTM method D5762) is, crude product according to claim 1 or 2 is crude product 1g per 0.001g above.
  4. 0.101MPaにおいて95〜260℃の沸点範囲を有する炭化水素を原油生成物1g当たり0.001g以上、0.101MPaにおいて260〜320℃の沸点範囲を有する炭化水素を原油生成物1g当たり0.001g以上、及び0.101MPaにおいて320〜650℃の沸点範囲を有する炭化水素を原油生成物1g当たり0.001g以上含有する請求項1〜3のいずれか1項に記載の原油生成物。 Hydrocarbons with a boiling range of 95-260 ° C. crude product 1g per 0.001g or more at 0.101 MPa, per crude product 1g hydrocarbons having a boiling range of two hundred and sixty to three hundred twenty ° C. at 0.101 MPa 0.001g above, and the crude product according to any one of claims 1 to 3, a hydrocarbon containing more than 0.001g per crude product 1g having a boiling range of 320-650 ° C. at 0.101 MPa.
  5. ニッケル及びバナジウムの合計重量(ASTM法D5708で測定)を原油生成物1g当たり0.00005g以下含有する請求項1〜4のいずれか1項に記載の原油生成物。 Crude product according to any one of claims 1 to 4, the total weight of nickel and vanadium (as determined by ASTM Method D5708) containing less 0.00005g per crude product 1g.
  6. 請求項1〜5のいずれか1項に記載の原油生成物を処理する工程を含む輸送用燃料、加熱用燃料、潤滑剤又は化学薬品の製造方法。 Transportation fuels, including the step of treating the crude product according to any one of claims 1 to 5, for heating fuel, lubricants, or method for producing chemicals.
  7. 処理工程が、原油生成物を1種以上の蒸留物フラクションに蒸留する工程を含む請求項6に記載の方法。 Process The method of claim 6 including the step of distilling the crude product into one or more distillate fractions.
  8. 処理工程が水素化処理工程を含む請求項6又は7に記載の方法。 The method according to claim 6 or 7 process comprises hydroprocessing step.

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