Неочищенный продукт, содержащий нафту и керосин и способ получения транспортного топлива на основе неочищенного продукта

011220 Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится к неочищенному продукту, получаемому в процессах нефтепереработки, который имеет содержание остатка по меньшей мере 0,2 г остатка на 1 г неочищенного сырья, в неочищенный продукт, который представляет собой: (а) жидкую смесь при температуре 25 С и давлении 0,101 МПа при нормальной температуре давления (НТД), и (b) имеет одну или несколько характеристик,которые улучшены по сравнению с аналогичными характеристиками неочищенного сырья, из которого получают данный неочищенный продукт. Настоящее изобретение относится к способу получения транспортного топлива переработкой неочищенного продукта. Описание уровня техники Неочищенное сырье, которое имеет одну или несколько несоответствующих характеристик, не позволяющих экономично транспортировать или перерабатывать это сырье с использованием традиционного оборудования, обычно называют "невыгодным сырьем". Невыгодное сырье часто содержит относительно большое количество остатка. Такое сырье обычно приводит к затруднениям, а его транспорт и/или переработка с помощью традиционного оборудования являются дорогостоящими. Сырье с высоким содержанием остатка можно переработать при высокой температуре, чтобы превратить это сырье в кокс. В качестве типичной альтернативы, сырье с высоким содержанием остатка обрабатывают водой при высоких температурах, чтобы получить менее вязкое сырье и/или сырьевые смеси. В ходе переработки удаление воды из менее вязкого сырья и/или сырьевых смесей может быть затруднено с использованием традиционных средств. Невыгодное сырье может включать углеводороды с дефицитом водорода. При переработке углеводородов с дефицитом водорода обычно необходимо добавлять соответствующие количества водорода,особенно, если образуются ненасыщенные соединения в результате протекания процессов крекинга. Для предотвращения образования кокса из ненасыщенных соединений в ходе переработки может потребоваться гидрогенизация, для которой обычно следует применять активный катализатор гидрирования. Производство водорода является дорогим, так же как и его транспорт к установкам для переработки. В ходе переработки невыгодного сырья на поверхности катализатора может с высокой скоростью образоваться и/или осаждаться кокс. Регенерация каталитической активности катализатора, загрязненного коксом, может быть дорогостоящей. Кроме того, высокие температуры, используемые в ходе регенерации, могут снизить активность катализатора и/или вызвать разрушение катализатора. Невыгодное сырье может включать кислотные компоненты, которые дают вклад в суммарное кислотное число ("СКЧ") неочищенного сырья. Невыгодное сырье с относительно высоким СКЧ может давать вклад в коррозию металлических деталей в ходе транспорта и/или переработки невыгодного сырья. Удаление кислотных компонентов из невыгодного сырья может включать химическую нейтрализацию кислотных компонентов различными основаниями. В качестве альтернативы, в транспортном оборудовании и/или оборудовании для переработки могут быть использованы металлы, устойчивые к коррозии. Применение металлов, устойчивых к коррозии, часто приводит к значительным затратам, и поэтому использование устойчивых к коррозии металлов в имеющемся оборудовании может быть нежелательным. Другой способ подавления коррозии может включать добавление ингибиторов коррозии в невыгодное сырье до транспорта и/или переработки невыгодного сырья. Применение ингибиторов коррозии может отрицательно воздействовать на оборудование, используемое для переработки сырья, и/или на качество продуктов, полученных из такого сырья. Невыгодное сырье может содержать относительно высокие количества загрязняющих металлов,например никеля, ванадия, и/или железа. В ходе переработки такого сырья загрязняющие металлы и/или соединения загрязняющих металлов могут осаждаться на поверхности катализатора или в объеме пустот катализатора. Такие отложения могут вызвать уменьшение активности катализатора. Невыгодное сырье часто включает органически связанные гетероатомы (например, сера, кислород и азот). В некоторых случаях органически связанные гетероатомы могут оказывать вредное воздействие на катализаторы. В процессах обессеривания остатка используются соли щелочных металлов и/или соли щелочноземельных металлов. Для этих процессов существует тенденция низкой эффективности обессеривания, они приводят к образованию шлама, нерастворимого в углеводородах, низкой эффективности деметаллизации, к образованию практически неразделимых смесей солей с углеводородами, к использованию больших количеств газообразного водорода и/или относительно высоких давлений водорода. Некоторые способы улучшения качества сырья включают добавление разбавителя в невыгодное сырье с целью снижения массовой доли компонентов, дающих вклад в невыгодные характеристики. Однако добавление разбавителя обычно повышает стоимость переработки невыгодного сырья вследствие затрат на разбавитель и/или повышения затрат на манипулирование с невыгодным сырьем. Добавление разбавителя к невыгодному сырью в некоторых случаях может снизить стабильность такого сырья. В патентах США 3,136,714 (Gibson и др.); 3,558,747 (Gleim и др.); 3,847,797 (Pasternak и др.); 3,948,759 (King и др.); 3,957,620 (Fukui и др.); 3,960,706 (McCollum и др.); 3,960,708 (McCollum и др.); 4,119,528 (Baird, Jr. и др.); 4,127,470 (Baird, Jr. и др.); 4,224,140 (Fujimori и др.); 4,437,980 (Heredy и др.); 4,591,426 (Krasuk и др.); 4,665,261 (Mazurek); 5,064,523 (Kretschmar и др.); 5,166,118 (Kretschmar и др.); 5,288,681 (Gatsis); 6,547,957 (Sudhakar и др.); и в опубликованных заявках США 20030000867 (Rey-1 011220nolds) и 20030149317 (Rendina) описаны различные способы и системы, использованные для обработки неочищенного сырья. Однако способы, системы и катализаторы, описанные в этих патентах, имеют ограниченную применимость в связи с множеством технических проблем, изложенных выше. В итоге невыгодное сырье обычно обладает нежелательными характеристиками (например, относительно высокое содержание остатка, склонность к коррозии оборудования и/или тенденция к потреблению относительно больших количеств водорода в ходе обработки). Другие нежелательные характеристики включают относительно высокое содержание нежелательных компонентов (например, относительно высокое значение СКЧ, органически связанные гетероатомы и/или загрязняющие металлы). Такие характеристики обычно приводят к проблемам при традиционном транспорте и/или к проблемам для технологического оборудования, в том числе к проблемам повышенной коррозии, снижения срока службы катализатора, блокирования процесса и/или повышенного потребления водорода в ходе обработки. Таким образом, существует значительная экономическая и техническая потребность в усовершенствованных системах, способах и/или катализаторах для превращения невыгодного сырья в неочищенные продукты, имеющие более желательные характеристики. Раскрытие сущности изобретения В основном, описанное здесь изобретение относится к композиции суммарного продукта, содержащего неочищенный продукт и, в некоторых вариантах воплощения, неконденсирующийся газ. Кроме того, описанное здесь изобретение в целом относится к композициям, которые имеют новые сочетания компонентов. Такие композиции могут быть использованы при получении транспортного и других химических топлив. Изобретение также предоставляет неочищенную композицию, которая содержит на 1 г композиции: по большей мере 0,15 г углеводородного газа, который не конденсируется при 25 С и 0,101 МПа, этот неконденсирующийся углеводородный газ содержит по большей мере 0,3 г углеводородов с числом атомов углерода от 1 до 3 (C1-С 3), на 1 г неконденсирующегося углеводородного газа; по меньшей мере 0,001 г нафты, которая имеет октановое число по меньшей мере 70; по меньшей мере 0,001 г керосина,который имеет точку замерзания при температуре по большей мере -30 С, что определяется по методуASTM D2386, причем керосин имеет по меньшей мере 0,2 г ароматических углеводородов на 1 г керосина, что определяется по методу ASTM D5186, и по большей мере 0,05 г остатка, что определяется по методу ASTM D5307. Изобретение предоставляет неочищенную композицию, которая содержит на 1 г композиции по меньшей мере 0,001 г нафты, которая имеет октановое число по меньшей мере 70, причем нафта содержит по большей мере 0,15 г олефинов на 1 г нафты, что определяется по методу ASTM D6730; по меньшей мере 0,001 г керосина, который содержит по меньшей мере 0,2 г ароматических углеводородов на 1 г керосина, что определяется по методу ASTM D5186, и керосин имеет точку замерзания при температуре по большей мере -30 С, что определяется по методу ASTM D2386; и по большей мере 0,05 г остатка,что определяется по методу ASTM D5307. Изобретение также предоставляет неочищенную композицию, которая содержит на 1 г композиции по большей мере 0,05 г остатка, что определяется по методу ASTM D5307; по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона выкипания, по большей мере 204 С (400F) при 0,101 МПа; по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 204 и 300 С при 0,101 МПа; по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 300 и 400 С при 0,101 МПа; по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 400 и 538 С (1000F) при 0,101 МПа; причем углеводороды с распределением диапазона выкипания между 20 и 204 С содержат олефины, имеющие терминальные двойные связи, и олефины, имеющие внутренние двойные связи при молярном отношении олефинов, имеющих терминальные двойные связи,к олефинам, имеющим внутренние двойные связи по меньшей мере 0,4, что определяется по методуASTM D6730. Изобретение также предоставляет неочищенную композицию, которая содержит на 1 г композиции по большей мере 0,05 г остатка, что определяется по методу ASTM D5307; по меньшей мере 0,001 грамма смеси углеводородов, которая имеет распределение диапазона выкипания между 20 и 538 С (1000 F),что определяется по методу ASTM D5307, и углеводородная смесь содержит на 1 г углеводородной смеси по меньшей мере 0,001 г парафинов, что определяется по методу ASTM D6730; по меньшей мере 0,001 г олефинов, что определяется по методу ASTM D6730, причем олефины содержат по меньшей мере 0,001 г терминальных олефинов на 1 г олефинов, что определяется по методу ASTM D6730; по меньшей мере 0,001 г нафты; по меньшей мере 0,001 г керосина, причем керосин имеет по меньшей мере 0,2 г ароматических углеводородов на 1 г керосина, что определяется по методу ASTM D5186; по меньшей мере 0,001 г дизельного топлива, причем дизельное топливо имеет по меньшей мере 0,3 г ароматических углеводородов на 1 г дизельного топлива, что определяется по методу IP 368/90; и по меньшей мере 0,001 г вакуумного газойля (ВГО), причем ВГО имеет по меньшей мере 0,3 г ароматических углеводородов на 1 г ВГО, что определяется по методу IP 368/90. Кроме того, изобретение предоставляет неочищенную композицию, которая содержит на 1 г композиции по большей мере 0,05 г остатка, что определяется по методу ASTM D5307; по меньшей мере 0,001-2 011220 г углеводородов с распределением диапазона выкипания по большей мере 204 С (400F) при 0,101 МПа,по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 204 и 300 С при 0,101 МПа, по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 300 и 400 С при 0,101 МПа и по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 400 и 538 С (1000F) при 0,101 МПа, что определяется по методу ASTM D2887; и где углеводороды, которые имеют распределение диапазона выкипания по большей мере 204 С, имеют распределение диапазона выкипания по большей мере 204 С, на 1 г углеводородов по меньшей мере 0,001 г олефинов,что определяется по методу ASTM D6730; и по меньшей мере 0,001 г парафинов, причем парафины содержат изопарафины и н-парафины при весовом соотношении изопарафинов к н-парафинам по большей мере 1,4, что определяется по методу ASTM D6730. Кроме того, изобретение предоставляет неочищенную композицию, которая содержит на 1 г композиции по большей мере 0,05 г остатка, что определяется по методу ASTM D5307, и по меньшей мере 0,001 г углеводородов, с распределением диапазона выкипания по большей мере 204 С (400F) при 0,101 МПа, по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 204 и 300 С при 0,101 МПа, по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 300 и 400 С при 0,101 МПа и по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 400 и 538 С (1000F) при 0,101 МПа, что определяется по методу ASTM D2887; и где углеводороды, которые имеют распределение диапазона выкипания между -10 и 204 С, содержат соединения с числом атомов углерода 4 (С 4), при этом соединения С 4 содержат по меньшей мере 0,001 г бутадиена на 1 г С 4 соединений. В некоторых вариантах воплощения изобретение также предоставляет неочищенный продукт, который: (а) содержит по большей мере 0,003 г, по большей мере 0,02 г, по большей мере 0,01 г, по большей мере 0,05 г, предельно 0,001 г, из 0,000001-0,1 г, 0,00001-0,05 г или 0,0001-0,03 г остатка на 1 г неочищенного продукта; (b) содержит от 0 до 0,05 г, 0,00001-0,03 г или 0,0001-0,01 г кокса на 1 г неочищенного продукта; (с) имеет содержание олефинов по меньшей мере на 10% выше, чем содержание олефинов в неочищенном сырье; (d) имеет больше чем 0 г, но меньше чем 0,01 г суммарного неорганического солевого катализатора на 1 г неочищенного продукта, что определяется с помощью материального баланса; (е) имеет по меньшей мере 0,1 г, от 0,00001 до 0,99 г, от 0,04 до 0,9 г, от 0,6 до 0,8 г ВГО, на 1 г неочищенного продукта; (f) содержит ВГО, и ВГО содержит по меньшей мере 0,3 г ароматических углеводородов на 1 г ВГО; (g) имеет 0,001 г или от 0,1 до 0,5 г дистиллята; (h) атомное отношение Н/С составляет по большей мере 1,4; (i) имеет атомное отношение Н/С 90-110% от отношения Н/С для неочищенного сырья; (j) имеет содержание моноциклических ароматических углеводородов по меньшей мере на 10% больше, чем содержание моноциклических ароматических углеводородов для неочищенного сырья; (k) имеет моноциклические ароматические углеводороды, которые содержат ксилолы, этилбензол или соединения этилбензола; (l) содержит на 1 г неочищенного продукта по большей мере 0,1 г бензола,от 0,05 до 0,15 г толуола, от 0,3 до 0,9 г мета-ксилола, от 0,5 до 0,15 г ортоксилола и от 0,2 до 0,6 г параксилола; (m) содержит по меньшей мере 0,0001 г или от 0,01 до 0,5 г дизельного топлива; (n) содержит дизельное топливо и это дизельное топливо имеет по меньшей мере 0,3 г ароматических углеводородов на 1 г дизельного топлива; (о) имеет по меньшей мере 0,001 г, от выше 0 до 0,7 г или от 0,001 до 0,5 г керосина; (р) содержит керосин и керосин имеет по меньшей мере 0,2 г или по меньшей мере 0,5 г ароматических углеводородов на 1 г керосина, и/или точку замерзания при температуре по большей мере 30 С, по большей мере -40 С или по большей мере -50 С; (q) имеет по меньшей мере 0,001 г или по меньшей мере 0,5 г нафты; (r) содержит нафту, которая имеет по большей мере 0,01 г, по большей мере 0,05 г или по большей мере 0,002 г, бензола на 1 г нафты, октановое число по меньшей мере 70, по меньшей мере 80 или по меньшей мере 90, и/или изопарафины и нормальные парафины при весовом соотношении изопарафинов к нормальным парафинам в нафте по большей мере 1,4; и/или (s) имеет объем,который по меньшей мере на 10% больше, чем объем неочищенного сырья. В некоторых вариантах воплощения изобретение также предоставляет неочищенный продукт, который содержит на 1 г неочищенного продукта: (а) по меньшей мере 0,001 г ВГО, причем ВГО имеет по меньшей мере 0,3 г ароматических углеводородов на 1 г ВГО; (b) по меньшей мере 0,001 г дизельного топлива, причем дизельное топливо имеет по меньшей мере 0,3 г ароматических углеводородов на 1 г дизельного топлива; (с) по меньшей мере 0,001 г нафты и эта нафта имеет по большей мере 0,5 г бензола на 1 г нафты, октановое число по меньшей мере 70 и/или изопарафины и н-парафины с весовым соотношением изопарафинов к н-парафинам по большей мере 1,4; (d) в сумме по меньшей мере 0,001 г смеси компонентов, которые имеют распределение диапазона выкипания по большей мере 204 С (400F), и эта смесь имеет по большей мере 0,15 г олефинов на 1 г смеси; (е) весовое соотношение атомарного водорода к атомарному углероду в композиции, по большей мере 1,75, или по большей мере 1,8; (f) по меньшей мере 0,001 г керосина, и этот керосин имеет по меньшей мере 0,5 г ароматических углеводородов на 1 г керосина, и/или имеет точку замерзания при температуре по большей мере -30 С; (g) от 0,09 до 0,13 г атомарного водорода на 1 г композиции; (h) неконденсирующиеся углеводородные газы и нафту, которые при объединении содержат по большей мере 0,15 г олефинов на 1 г объединенных неконденсирующихся углеводородных газов и нафты; (i) неконденсирующиеся углеводородные газы и нафту, которые-3 011220 при объединении содержат изопарафины и н-парафины с весовым соотношением изопарафинов к нпарафинам в объединенных нафте и неконденсирующихся углеводородных газах, по большей мере 1,4;(j) углеводороды с числом атомов углерода до трех, содержащих олефины и парафины с числом атомов углерода 2 (С 2) и 3 (С 3), и весовое соотношение объединенных C2 и C3 олефинов к объединенным C2 и C3 парафинам составляет по большей мере 0,3; олефины и парафины с числом атомов углерода 2 (С 2), в которых весовое соотношение C2 олефинов к C2 парафинам составляет по большей мере 0,2; и/или олефины и парафины с числом атомов углерода 3 (C3), причем весовое соотношение C3 олефинов к C3 парафинам составляет по большей мере 0,3; (k) имеет содержание бутадиена по меньшей мере 0,005 г; (l) имеет плотность в градусах API в диапазоне от 15 до 30 при 15,5 С; (m) содержит по большей мере 0,00001 г суммы Ni/V/Fe на 1 г композиции; (n) содержание парафинов в углеводородах, имеющих распределение диапазона выкипания, по большей мере 204 С, лежит в диапазоне от 0,7 до 0,98 г; (о) углеводороды с распределением диапазона выкипания по большей мере 204 С, которые содержат на 1 г олефиновых углеводородов, имеющих распределение диапазона выкипания, по большей мере 204 С, от 0,001 до 0,5 г олефинов (р) углеводородов с распределением диапазона выкипания по большей мере 204 С, которые содержат олефины, и эти олефины имеют по меньшей мере 0,001 г терминальных олефинов на 1 г олефинов; (q) углеводороды с распределением диапазона выкипания, по большей мере 204 С, которые содержат олефины, и эти олефины имеют молярное отношение терминальных олефинов к внутренним олефинам по меньшей мере 0,4; и/или (r) от 0,001 до 0,5 г олефинов на 1 г углеводородов в распределении диапазона выкипания между 20 и 204 С. Краткое описание чертежей Преимущества настоящего изобретения станут очевидными для специалистов в этой области техники с помощью следующего подробного описания и со ссылкой на сопровождающие чертежи, на которых: Фиг. 1 представляет собой схематический вариант воплощения системы для контактирования неочищенного сырья с источником водорода в присутствии одного или нескольких катализаторов, чтобы получить суммарный продукт. Фиг. 2 представляет собой схему другой системы для контактирования неочищенного сырья с источником водорода в присутствии одного или нескольких катализаторов с целью получения суммарного продукта. Фиг. 3 представляет собой схематический вариант зоны разделения в сочетании с системой контактирования. Фиг. 4 представляет собой схематический вариант зоны смешения в сочетании с системой контактирования. Фиг. 5 представляет собой схематический вариант зоны разделения, системы контактирования и зоны смешения. Фиг. 6 представляет собой схематический вариант составных систем контактирования. Фиг. 7 представляет собой схематический вариант воплощения системы измерения ионной проводимости. На фиг. 8 приведена таблица характеристик неочищенного сырья и характеристик неочищенных продуктов, полученных контактированием неочищенного сырья с катализатором - сульфидами переходных металлов. На фиг. 9 приведена таблица состава неочищенного сырья и состава неконденсирующихся углеводородов, полученных контактированием неочищенного сырья с катализатором - сульфидами переходных металлов. На фиг. 10 приведена таблица характеристик и состава неочищенных продуктов, полученных контактированием неочищенного сырья с катализатором - сульфидами переходных металлов. На фиг. 11 представлена графическая зависимость ионного тока (десятичный логарифм) выделяемых газов для неорганического солевого катализатора от температуры, что определяется по методу ВАП. На фиг. 12 представлена графическая зависимость сопротивления (десятичный логарифм) неорганических солевых катализаторов и неорганической соли относительно сопротивления карбоната калия от температуры. На фиг. 13 представлена графическая зависимость сопротивления (десятичный логарифм) катализатора Na2CO3/K2CO3/Rb2CO3 относительно сопротивления карбоната калия от температуры. На фиг. 14 графически представлены весовые проценты полученных кокса, жидких углеводородов и газа для различных источников водорода контактированием неочищенного сырья с неорганическим солевым катализатором. На фиг. 15 графически представлена зависимость весовых процентов полученных неочищенных продуктов от числа атомов углерода контактированием неочищенного сырья с неорганическим солевым катализатором. На фиг. 16 приведена таблица компонентов, полученных контактированием неочищенного сырья с неорганическими солевыми катализаторами, солью металла, или карбидом кремния.-4 011220 Подробное описание изобретения Ниже изобретение описано более подробно. Использованные в ней термины означают следующее. Термин "щелочной металл (металлы)" относится к одному или нескольким металлам из первой группы Периодической таблицы, к одному или нескольким соединениям одного или нескольких металлов из первой группы Периодической таблицы или их смесям."Щелочно-земельный металл (металлы)" относится к одному или нескольким металлам из второй группы Периодической таблицы, к одному или нескольким соединениям одного или нескольких металлов из второй группы Периодической таблицы или их смесям. Термин "АЕМ" относится к атомной единице массы."ASTM" относится к Американскому обществу по испытанию материалов. Термин "C5 асфальтены" относится к асфальтенам, которые нерастворимы в пентане. СодержаниеC5 асфальтенов определяется по методу ASTM D2007. Процентное содержание атомарного водорода и процентное содержание атомарного углерода для неочищенного сырья, неочищенного продукта, нафты, керосина, дизельного топлива, и ВГО определяется по методу ASTM D5291."Плотность API" относится к плотности API при 15,5 С. Плотность API (в градусах) определяется по методу ASTM D6822."Битум" относится к одному типу сырья, добытого и/или перегнанного в реторте из углеводородной формации. Распределение диапазона выкипания для неочищенного сырья и/или суммарного продукта определяется по методу ASTM D5307, если не упомянуто другое. Содержание углеводородных компонентов,например парафинов, изопарафинов, олефинов, нафтенов и ароматических углеводородов, в нафте определяется по методу ASTM D6730. Содержащие ароматических углеводородов в дизельном топливе и ВГО определяется по методу IP 368/90. Содержание ароматических углеводородов в керосине определяется по методу ASTMD5186. Термин "кислота Bransted-Lowry" относится к молекулярному объекту, способному передавать протон другому молекулярному объекту."Основание Bransted-Lowry" относится к молекулярному объекту, который способен принимать протоны от другого молекулярного объекта. Примеры оснований Bransted-Lowry включают в себя гидроксид (ОН-), воду (Н 2 О), карбоксилат (RCO2-), галогенид (Br-, Cl-, F-, I-), бисульфат (HSO4-) и сульфат"Число атомов углерода" относится к общему числу атомов углерода в молекуле."Кокс" относится к твердому веществу, содержащему углеродистые твердые вещества, которые не испаряются в условиях процесса. Содержание кокса определяется с помощью материального баланса. Масса кокса представляет собой суммарную массу твердого вещества за вычетом суммарной массы введенных катализаторов. Термин "содержание" относится к массе компонента в субстрате (например, в неочищенном сырье,суммарном продукте, или в неочищенном продукте), выраженной как весовая доля или весовое процентное содержание, в расчете на суммарную массу субстрата. "Вес.ч./млн" относится к миллионным долям по весу."Дизельное топливо" относится к углеводородам с распределением диапазона выкипания между 260 С и 343 С (500-650F) при 0,101 МПа. Содержание дизельного топлива определяется по методуASTM D2887. Термин "дистиллят" относится к углеводородам с распределением диапазона выкипания между 204 С и 343 С (400-650F) при 0,101 МПа. Содержание дистиллята определяется по методу ASTMD2887. Дистиллят может включать в себя керосин и дизельное топливо. Термин "ДСК" относится к дифференциальной сканирующей калориметрии."Точка замерзания" относится к температуре, при которой в жидкости происходит образование кристаллических частиц. Точка замерзания определяется по методу ASTM D2386. Термин "ГХ/МС" относится к газовой хроматографии в сочетании с масс-спектрометрией. Термин "жесткое основание" относится к анионам, описанным Пирсоном в статье Journal of American Chemical Society, 1963, 85, p. 3533. Отношение "Н/С" относится к весовому соотношению атомарного водорода к атомарному углероду. Отношение Н/С определяют с помощью измеренных значений весового процентного содержания водорода и весового процентного содержания углерода по ASTMD5291. Термин "гетероатомы" относится к кислороду, азоту и/или сере, которые содержатся в молекулярной структуре углеводорода. Содержание гетероатомов определяется по методам ASTM E385 для кислорода, D5762 для азота и D4294 для серы. Термин "источник водорода" относится к водороду, и/или соединению, и/или соединениям, которые в присутствии неочищенного сырья и катализатора взаимодействуют, обеспечивая водород для одного или нескольких соединений в неочищенном сырье. Источник водорода может включать в себя, но не ограничивается указанным, углеводороды (например, углеводороды C1-C6, такие как метан, этан, про-5 011220 пан, бутан, пентан, нафта), вода или их смеси. Материальный баланс сводится для того, чтобы оценить общее количество водорода, обеспечиваемое для одного или нескольких соединений в неочищенном сырье."Неорганическая соль" относится к соединению, которое состоит из катиона металла и аниона. Термин "IP" относится к Институту нефти, в настоящее время Energy Institute of London, United"Керосин" относится к углеводородам с распределением диапазона выкипания между 204 С и 260 С (400-500F) при 0,101 МПа. Содержание керосина определяется по методу ASTM D2887. Термин "кислота Льюиса" относится к соединению или материалу, способному принять один или несколько электронов от другого соединения. Термин "основание Льюиса" относится к соединению или материалу, способному передавать один или несколько электронов другому соединению."Легкие углеводороды" относится к углеводородам, имеющим число атомов углерода в диапазоне от 1 до 6. Термин "жидкая смесь" относится к композиции, которая включает в себя одно или несколько соединений, которые представляют собой жидкость при нормальной температуре и давлении (25 С, 0,101 МПа, в последующем называется "НТД"), или композиции, которая включает в себя сочетание одного или нескольких соединений, которые представляют собой жидкость при НТД, с одним или несколькими соединениями, которые являются твердыми при НТД."Остаток микроуглерода" ("ОМУ") относится к количеству углеродного остатка, оставшегося после выпаривания и пиролиза вещества. Содержание ОМУ определяется по методу ASTM D4530."Нафта" относится к углеводородным компонентам с распределением диапазона выкипания между 38 С и 204 С (100-400F) при 0,101 МПа. Содержание нафты определяется по методу ASTM D2887. Термин "Ni/V/Fe" относится к никелю, ванадию, железу или их сочетаниям."Содержание Ni/V/Fe" относится к содержанию Ni/V/Fe в субстрате. Содержание Ni/V/Fe определяется по методу ASTM D5863. Термин "Нм 3/м 3" относится к нормальным кубическим метрам газа на 1 кубический метр неочищенного сырья. Термин "некислотный" относится к характеристикам основания Льюиса и/или основания BranstedLowry."Неконденсирующийся газ" относится к компонентам и/или смеси компонентов, которые являются газами при нормальной температуре и давлении (25 С, 0,101 МПа, в последующем называется "НТД"). Термин "н-парафины" относится к нормальным (с прямой цепочкой) насыщенным углеводородам."Октановое число" относится к расчетному численному представлению антидетонационных характеристик моторного топлива по сравнению со стандартным эталонным топливом. Расчетное октановое число нафты определяется по методу ASTM D6730. Термин "олефины" относится к соединениям с неароматическими углерод-углеродными двойными связями. Типы олефинов включают в себя, но не ограничиваются, цис-, транс-, терминальными, внутренними, разветвленными и линейными олефинами. Термин "периодическая таблица" относится к Периодической таблице элементов, которая определена организацией International Union of Pure and Applied Chemistry (IUPAC), ноябрь 2003."Полиароматические соединения" относятся к соединениям, которые включают в себя два или больше ароматических колец. Примеры полиароматических соединений включают в себя, но не ограничиваются, инден, нафталин, антрацен, фенантрен, бензотиофен и дибензотиофен."Остаток" относится к компонентам, которые имеют распределение диапазона выкипания выше 538 С (1000F) при 0,101 МПа, что определяется по методу ASTM D5307."Псевдожидкость" относится к фазе вещества, которое имеет характеристики жидкой фазы и твердой фазы вещества. Примеры псевдожидких неорганических солевых катализаторов включают в себя суспензию и/или фазу, которая имеет консистенцию, например, ириски, теста или зубной пасты. Термин "СКФБ" относится к стандартным кубическим футам газа на бочку неочищенного сырья."Супероснование" относится к материалу, который может депротонировать такие углеводороды как парафины и олефины в условиях реакции. Термин "СКЧ" относится к суммарному кислотному числу, выраженному в миллиграммах ("мг") КОН на 1 грамм ("г") образца. СКЧ определяется по методу ASTM D664. Термин "ВАП" относится к временному анализу продуктов. Термин "СПМ" относится к сульфиду переходного металла. Термин "ВГО" (вакуумный газойль) относится к компонентам с распределением диапазона выкипания между 343 С и 538 С (650-1000F) при 0,101 МПа. Содержание ВГО определяется по методу ASTM D2887. В контексте этой заявки следует понимать, что если величина, полученная для характеристики испытанной композиции, находится вне пределов испытанного способа, этот способ может быть повторно прокалиброван для испытания такой характеристики. Следует понимать, что могут быть использованы-6 011220 другие стандартизованные методы испытания, которые считаются эквивалентными эталонным методам испытания. Сырье может быть добыто и/или перегнано в реторте из формаций, содержащих углеводороды, и затем стабилизировано. Обычно сырье может представлять собой твердое, полутвердое вещество и/или жидкость. Сырье может включать в себя сырую нефть. Стабилизация может включать в себя, но не ограничивается указанным, удаление неконденсирующихся газов, воды, солей, или их сочетаний, из сырья с получением стабилизированного сырья. Часто такая стабилизация может быть выполнена вблизи или на месте добычи и/или перегонки в реторте. Обычно стабилизированное сырье не подвергается перегонке и/или фракционной дистилляции на перерабатывающей установке для того, чтобы получить составные компоненты со специфическим распределением диапазонов выкипания (например, нафты, дистиллятов, ВГО и/или смазочных масел). Перегонка включает в себя (но не ограничивается указанным) способы атмосферной перегонки и/или способы вакуумной перегонки. Неперегнанное и/или нефракционированное стабилизированное сырье может включать в себя компоненты, которые имеют число атомов углерода выше 4, в количестве по меньшей мере 0,5 г компонентов на 1 г сырья. Примеры стабилизированного сырья включают в себя цельное сырье, отбензиненное сырье, обессоленное сырье, обессоленное отбензиненное сырье, или их сочетания. Термин "отбензиненный" относится к сырью, которое обработано таким образом, что удаляется по меньшей мере часть компонентов, имеющая температуру кипения ниже 35 С при 0,101 МПа. Обычно отбензиненное сырье имеет содержание таких компонентов по большей мере 0,1 г, по большей мере 0,05 г, или по большей мере 0,02 г на 1 г отбензиненного сырья. Некоторые виды стабилизированного сырья имеют такие характеристики, что стабилизированное сырье можно транспортировать до установок традиционной обработки с помощью транспортных средств(например, трубопроводов, автоцистерн или танкеров). Другие виды сырья имеют одну или несколько неподходящих характеристик, которые делают их невыгодными. Невыгодное сырье может быть неприемлемым для транспортных средств, и/или для обрабатывающего оборудования, таким образом, понижается экономическая значимость невыгодного сырья. Эта экономическая ценность может быть такой, что считается нецелесообразным добывать, транспортировать и/или перерабатывать сырье из продуктивного пласта, который включает в себя невыгодное сырье. Характеристики невыгодного сырья могут включать в себя, но не ограничиваются указанным: а) СКЧ по меньшей мере 0,5; b) вязкость по меньшей мере 0,2 Пас; с) плотность API по большей мере 19;d) суммарное содержание Ni/V/Fe по меньшей мере 0,00005 г, или по меньшей мере 0,0001 г Ni/V/Fe на 1 г сырья; е) суммарное содержание гетероатомов по меньшей мере 0,005 г гетероатомов на 1 г сырья; f) содержание остатка по меньшей мере 0,01 г остатка на 1 г сырья; g) содержание асфальтенов по меньшей мере 0,04 г асфальтенов на 1 г сырья; h) содержание ОМУ по меньшей мере 0,02 г ОМУ на 1 г сырья; илиi) их сочетания. В некоторых случаях невыгодное сырье может включать в себя на 1 г невыгодного сырья по меньшей мере 0,2 г остатка, по меньшей мере 0,3 г остатка, по меньшей мере 0,5 г остатка или по меньшей мере 0,9 г остатка. В некоторых случаях невыгодное сырье имеет 0,2-0,99 г, 0,3-0,9 г или 0,4-0,7 г остатка на 1 г невыгодного сырья. В некоторых случаях невыгодное сырье может иметь содержание серы по меньшей мере 0,001 г, по меньшей мере 0,005 г, по меньшей мере 0,01 г или по меньшей мере 0,02 г на 1 г невыгодного сырья. Невыгодное сырье может включать в себя смесь углеводородов, имеющую диапазон температур кипения. Невыгодное сырье может включать в себя на 1 г невыгодного сырья по меньшей мере 0,001 г,по меньшей мере, 0,005 г или по меньшей мере 0,01 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 200 и 300 С при 0,101 МПа; по меньшей мере 0,001 г по меньшей мере 0,005 г или по меньшей мере 0,01 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 300 и 400 С при 0,101 МПа; и по меньшей мере 0,001 г, по меньшей мере 0,005 г или по меньшей мере 0,01 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 400 и 700 С при 0,101 МПа или их сочетания. Невыгодное сырье также может включать в себя на 1 г невыгодного сырья по меньшей мере 0,001 г,по меньшей мере 0,005 г или по меньшей мере 0,01 г углеводородов с распределением диапазона выкипания, по большей мере 200 С при 0,101 МПа, в добавление к компонентам с повышенной температурой кипения. Обычно невыгодное сырье имеет содержание таких углеводородов по большей мере 0,2 г или по большей мере 0,1 г на 1 г невыгодного сырья. Невыгодное сырье может включать в себя на 1 г невыгодного сырья вплоть до 0,9 г или до 0,99 г углеводородов с распределением диапазона выкипания по меньшей мере 300 С. Невыгодное сырье также может включать в себя на 1 г невыгодного сырья по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона выкипания по меньшей мере 650 С. Невыгодное сырье может включать в себя на 1 г невыгодного сырья вплоть до 0,9 г или вплоть до 0,99 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 300 и 1000 С. Примеры невыгодного сырья, которое может быть обработано с применением способов, описанных в этом изобретении, включают в себя (но не ограничиваются указанным) сырье из следующих стран и регионов этих стран: провинция Alberta (Канада), провинция Orinoco (Венесуэлла), южная Калифорния и северный склон Аляски (США), Мексиканский залив Campeche, бассейн San Jorge (Аргентина), бассейныSantos и Campos (Бразилия), залив Bohai (Китай), Karamay (Китай), Zagros (Ирак), Каспийское море (Казахстан), морские промыслы в Нигерии, в Северном море (Великобритания), северо-западный Мадагаскар, Оман и Schoonebek (Нидерланды). Обработка невыгодного сырья может улучшить характеристики невыгодного сырья таким образом,что сырье станет приемлемым для транспорта и/или обработки. Сырье и/или невыгодное сырье, которое должно быть обработано, может быть названо как "неочищенное сырье". Это неочищенное сырье может быть отбензиненным, как описано в изобретении. Неочищенный продукт, полученный при обработке неочищенного сырья с помощью способов, описанных в изобретении, является подходящим для транспорта и/или переработки. Характеристики неочищенного продукта больше напоминают соответствующие характеристики промежуточного сырья Восточного Техаса, чем неочищенное сырье, или ближе к соответствующим характеристикам сырья марки Brent, чем неочищенное сырье, и, следовательно, продукт имеет повышенную экономическую ценность по сравнению с экономической ценностью неочищенного сырья. Такой неочищенный продукт может быть переработан с меньшей предварительной обработкой или без нее, в связи с этим увеличивается эффективность нефтепереработки. Предварительная обработка может включать в себя обессеривание, деметаллизацию и/или атмосферную перегонку для того, чтобы удалить примеси из неочищенного продукта. Способы контактирования неочищенного сырья согласно изобретению описаны в изобретении. Дополнительно описаны варианты способов для получения продуктов с различными концентрациями нафты, керосина, дизельного топлива и/или ВГО, которые обычно не получаются в процессах традиционного типа. Неочищенное сырье может быть приведено в контакт с источником водорода в присутствии одного или нескольких катализаторов в зоне контактирования и/или в сочетаниях из двух или более зон контактирования. В некоторых случаях источник водорода образуется in situ. Производство источника водорода in situ может включать в себя взаимодействие по меньшей мере части неочищенного сырья с неорганическим солевым катализатором при температуре в диапазоне от 200-500 С или 300-400 С, с образованием водорода и/или легких углеводородов. Производство водорода in situ может включать в себя взаимодействие по меньшей мере части неорганического солевого катализатора, который включает в себя,например, формиат щелочного металла. Обычно суммарный продукт содержит газ, пары, жидкости, или их смеси, образовавшиеся в ходе контактирования. Суммарный продукт включает неочищенный продукт, который представляет собой жидкую смесь при НТД и, в некоторых вариантах воплощения, углеводороды, которые не конденсируются при НТД. В некоторых случаях суммарный продукт и/или неочищенный продукт может включать твердые вещества (такие как неорганические твердые вещества и/или кокс). В некоторых случаях твердые вещества могут быть захвачены жидкостью и/или паром, образовавшимися в ходе контактирования. Зона контактирования обычно включает в себя реактор, часть реактора, составные части реактора,или составные реакторы. Примеры реакторов, которые могут быть использованы для контактирования неочищенного сырья с источником водорода в присутствии катализатора, включают в себя реактор с многоярусным слоем, реактор с неподвижным слоем, реактор непрерывного перемешивания (РНП), реактор с распылением, реактор поршневого потока и контактный аппарат типа жидкость/жидкость. Примеры НПР включают в себя реактор с псевдоожиженным слоем и реактор с кипящим слоем. Условия контактирования обычно включают в себя температуру, давление, скорость потока неочищенного сырья, скорость потока суммарного продукта, время пребывания, скорость потока источника водорода или их сочетания. Условия контактирования можно регулировать с целью получения неочищенного продукта с конкретными характеристиками. Температура контактирования может изменяться в диапазоне 200-800 С, 300-700 С или 400-600 С. В случаях, в которых источник водорода поставляется в виде газа (например, газообразный водород, метан, или этан), обычно отношение газа к неочищенному сырью может изменяться от 1 до 16100 Нм 3/м 3,2-8000 Нм 3/м 3, 3-4000 Нм 3/м 3 или 5-300 Нм 3/м 3. Контактирование обычно проводится в диапазоне давления между 0,1 и 20 МПа, 1-16 МПа, 2-10 МПа или 4-8 МПа. В некоторых вариантах воплощения, в которых добавляется водяной пар, отношение пара к неочищенному сырью находится в диапазоне от 0,01 до 3 кг, 0,03-2,5 кг или 0,1-1 кг пара на 1 кг неочищенного сырья. Скорость потока неочищенного сырья может быть достаточной, чтобы поддерживать объем неочищенного сырья в зоне контактирования равным по меньшей мере 10%, по меньшей мере 50% или по меньшей мере 90% от суммарного объема зоны контактирования. Обычно объем неочищенного сырья в зоне контактирования составляет 40%, 60% или 80% от общего объема зоны контактирования. В некоторых случаях контактирование может быть осуществлено в присутствии дополнительного газа, например аргона, азота, метана, этана, пропана, бутанов,пропилена, бутиленов или их сочетаний. Фиг. 1 представляет собой схематический вариант воплощения системы контактирования 100, применяемой для получения суммарного продукта в виде паров. Неочищенное сырье выходит из узла подачи неочищенного сырья 101 и поступает в зону контактирования 102 по трубопроводу 104. Количество катализатора, использованного в зоне контактирования, может изменяться от 1 до 100 г, 2-80 г, 3-70 г или 4-60 г на 100 г неочищенного сырья в зоне контактирования. В определенных вариантах воплощения-8 011220 к неочищенному сырью может быть добавлен разбавитель для того, чтобы снизить вязкость неочищенного сырья. В некоторых случаях неочищенное сырье поступает в нижнюю часть зоны контактирования 102 по трубопроводу 104. В определенных случаях неочищенное сырье может быть нагрето до температуры по меньшей мере 100 С или по меньшей мере 300 С до и/или во время введения неочищенного сырья в зону контактирования 102. Обычно неочищенное сырье может быть нагрето до температуры в диапазоне от 100 до 500 С или 200-400 С. В некоторых случаях катализатор объединяют с неочищенным сырьем и перекачивают в зону контактирования 102. Смесь неочищенного сырья с катализатором может быть нагрета до температуры по меньшей мере 100 С или, по меньшей мере, 300 С до введения в зону контактирования 102. Обычно неочищенное сырье может быть нагрето до температуры в диапазоне от 200 до 500 С или 300-400 С. В некоторых случаях смесь неочищенного сырья с катализатором представляет собой суспензию. В определенных случаях показатель СКЧ неочищенного сырья может быть снижен до введения неочищенного сырья в зону контактирования. Например, когда смесь неочищенного сырья с катализатором нагревается при температуре в диапазоне от 100 до 400 С или 200-300 С, могут образоваться соли щелочных металлов с кислотными компонентами в неочищенном сырье. За счет образования этих щелочных солей можно удалить некоторые кислотные компоненты из неочищенного сырья и снизить СКЧ неочищенного сырья. В некоторых случаях неочищенное сырье непрерывно добавляют в зону контактирования 102. Смешивание в зоне контактирования 102 может быть достаточным для того, чтобы предотвратить выделение катализатора из смеси неочищенного сырья с катализатором. В определенных вариантах воплощения по меньшей мере часть катализатора может быть удалена из зоны контактирования 102, и в некоторых случаях такой катализатор регенерируется и используется повторно. В определенных случаях в зону контактирования 102 может быть добавлен катализатор в ходе технологического процесса. В некоторых случаях неочищенное сырье и/или смесь неочищенного сырья с неорганическим солевым катализатором вводится в зону контактирования в виде эмульсии. Эта эмульсия может быть приготовлена посредством объединения смеси неорганического солевого катализатора и воды со смесью неочищенного сырья и поверхностно-активного вещества. В некоторых случаях в эмульсию добавляют стабилизатор. Эмульсия может оставаться стабильной по меньшей мере в течение 2 суток, по меньшей мере 4 суток или по меньшей мере 7 суток. Обычно эмульсия может оставаться стабильной в течение 30 суток, 10 суток, 5 суток или 3 суток. Поверхностно-активные вещества могут включать в себя, но не ограничиваются указанными, органические поликарбоновые кислоты (Тепах 2010; MeadWestvaco SpecialtyProduct Group; Charleston, South Carolina, U.S.A.), C21 дикарбоновые жирные кислоты (DIACID 1550;Phillipsburg, New Jersey, U.S.A.). Трубопровод для рециркуляции 106 может соединять трубопровод 108 и трубопровод 104. В некоторых случаях трубопровод для рециркуляции 106 может непосредственно входить в зону контактирования 102 и/или выходить из нее. Трубопровод для рециркуляции 106 может включать в себя распределительный клапан потоков 110. Этот распределительный клапан 110 может обеспечить рециркуляцию по меньшей мере части материала из трубопровода 108 в трубопровод 104 и/или зону контактирования 102. В некоторых случаях узел конденсации может быть расположен в трубопроводе 108, обеспечивая конденсацию по меньшей мере части материала и его рециркуляцию в зону контактирования 102. В определенных случаях трубопровод для рециркуляции 106 может представлять собой линию рециркуляции газа. Распределительные клапаны потоков 110 и 110' могут быть использованы для регулирования потока в зону контактирования 102 и из зоны таким образом, чтобы поддерживать постоянный объем жидкости в зоне контактирования. В некоторых случаях в зоне контактирования 102 можно поддерживать объем жидкости практически в заданном диапазоне. Объем сырья в зоне контактирования 102 можно контролировать с помощью стандартных приборов. Впускной канал для газа 112 может быть использован для обеспечения добавления источника водорода и/или дополнительных газов к неочищенному сырью, когда неочищенное сырье поступает в зону контактирования 102. В некоторых случаях впускной канал для пара 114 может быть использован для обеспечения добавления водяного пара в зону контактирования 102. В определенных случаях в зону контактирования 102 вводится поток воды через впускной канал для пара 114. В некоторых случаях по меньшей мере часть суммарного продукта получается в виде пара из зон контактирования 102. В определенных вариантах воплощения суммарный продукт образуется в виде пара и/или пара, содержащего небольшие количества жидких и твердых веществ, выходящего сверху зоны контактирования 102. Пар поступает в зону разделения 116 по трубопроводу 108. Отношение источника водорода к неочищенному сырью в зоне контактирования 102 и/или давление в зоне контактирования может изменяться для того, чтобы регулировать количество паровой и/или жидкой фазы, образовавшейся вверху зоны контактирования 102. В некоторых вариантах воплощения пар, образовавшийся-9 011220 вверху зоны контактирования 102, включает в себя по меньшей мере 0,5 г, по меньшей мере 0,8 г, по меньшей мере 0,9 г или по меньшей мере 0,97 г неочищенного продукта на 1 г неочищенного сырья. В определенных вариантах воплощения пар, образовавшийся вверху зоны контактирования 102, включает в себя от 0,8 до 0,99 г или 0,9-0,98 г неочищенного продукта на 1 г неочищенного сырья. Отработанный катализатор и/или твердые вещества могут оставаться в зоне контактирования 102 в виде побочных продуктов процесса контактирования. Твердые вещества и/или отработанный катализатор могут включать в себя остаточное неочищенное сырье и/или кокс. В блоке разделения 116 пар охлаждается и разделяется, образуя неочищенный продукт и газы с использованием стандартных приемов разделения. Неочищенный продукт покидает блок разделения 116 и поступает в приемник неочищенного продукта 119 по трубопроводу 118. Полученный неочищенный продукт может быть подходящим для транспорта и/или обработки. Приемник неочищенного продукта 119 может включать в себя один или несколько трубопроводов, один или несколько блоков хранения,одну или несколько емкостей для транспортирования или их сочетания. В некоторых вариантах воплощения выделенный газ (например, водород, монооксид углерода, диоксид углерода, сероводород или метан) транспортируется в другие установки для переработки (например, для использования в топливном элементе или в установке извлечения серы) и/или его рециркулируют в зону контактирования 102 по трубопроводу 120. В определенных вариантах воплощения твердые вещества и/или жидкости, увлеченные с неочищенным продуктом, могут быть удалены с использованием традиционных способов физического разделения (например, фильтрация, центрифугирование или мембранное разделение). На фиг. 2 изображена система контактирования 122 для переработки неочищенного сырья с одним или несколькими катализаторами для получения суммарного продукта, который может представлять собой жидкость или жидкость, смешанную с газообразными или твердыми веществами. Неочищенное сырье может поступать в зону контактирования 102 по трубопроводу 104. В некоторых вариантах воплощения неочищенное сырье поступает из источника подачи неочищенного сырья. Трубопровод 104 может включать впускной канал для газа 112. В некоторых вариантах воплощения впускной канал для газа 112 может непосредственно входить в зону контактирования 102. В определенных вариантах воплощения впускной канал для пара 114 может быть использован для обеспечения добавления пара в зону контактирования 102. Неочищенное сырье может быть приведено в контакт с катализатором в зоне контактирования 102 для получения суммарного продукта. В некоторых вариантах воплощения трубопровод 106 обеспечивает рециркуляцию по меньшей мере части суммарного продукт в зону контактирования 102. Смесь, которая включает суммарный продукт, и/или твердые вещества, и/или непрореагировавшее неочищенное сырье, покидает зону контактирования 102 и поступает в зону разделения 124 по трубопроводу 108. В некоторых вариантах воплощения узел конденсации может быть расположен, например, в трубопроводе 106, обеспечивая конденсацию по меньшей мере части смеси в трубопроводе и ее рециркуляцию в зону контактирования 102 для последующей переработки. В определенных вариантах воплощения трубопровод для рециркуляции 106 может быть линией для рециркуляции газа. В некоторых вариантах воплощения трубопровод 108 может включать в себя фильтр для удаления частиц из суммарного продукта. В зоне разделения 124 по меньшей мере часть неочищенного продукта может быть отделена от суммарного продукта и/или катализатора. В тех случаях, в которых суммарный продукт содержит твердые вещества, эти твердые вещества могут быть отделены от суммарного продукта с помощью стандартных приемов выделения (например, центрифугирование, фильтрация, декантация, мембранное разделение). Твердые вещества включают, например, сочетание катализатора, отработанного катализатора и/или кокса. В некоторых случаях из суммарного продукта выделяется часть газов. В некоторых случаях по меньшей мере часть суммарного продукта и/или твердые вещества могут рециркулироваться в трубопровод 104, и/или в некоторых случаях в зону контактирования 102 по трубопроводу 126. Например, рециркулированную часть можно объединить с неочищенным сырьем и вводить в зону контактирования 102 для последующей переработки. Неочищенный продукт может выходить из зоны разделения 124 по трубопроводу 128. В определенных вариантах неочищенный продукт может быть отправлен в приемник неочищенного продукта. В некоторых вариантах суммарный продукт и/или неочищенный продукт может включать в себя по меньшей мере часть катализатора. Газы, увлеченные с суммарным продуктом и/или неочищенным продуктом, могут быть выделены с помощью стандартных приемов газо/жидкостного разделения, например барботаж, мембранное разделение и снижение давления. В некоторых вариантах воплощения выделенный газ отправляется в другие технологические установки (например, для использования в топливном элементе, в установке извлечения серы, другие установки для переработки, или их сочетания) и/или его рециркулируют в зону контактирования. В некоторых случаях разделение по меньшей мере части неочищенного сырья осуществляется до поступления неочищенного сырья в зону контактирования. Фиг. 3 представляет собой схематический вариант воплощения зоны разделения в сочетании с системой контактирования. Система контактирования 130 может быть системой контактирования 100 и/или системой контактирования 122 (показана на фигурах 1 и 2). Неочищенное сырье поступает в зону разделения 132 по трубопроводу 104. В зоне разде- 10011220 ления 132 выделяют по меньшей мере часть неочищенного сырья, используя стандартные приемы разделения, чтобы получить выделенное неочищенное сырье и углеводороды. В некоторых вариантах выделенное неочищенное сырье включает в себя смесь компонентов с распределением диапазона выкипания по меньшей мере 100 С, по меньшей мере 120 С или в некоторых вариантах распределение диапазона выкипания по меньшей мере 200 С. Обычно выделенное неочищенное сырье включает в себя смесь компонентов с распределением диапазона выкипания между 100 и 1000 С, 120-900 С или 200-800 С. Углеводороды, выделенные из неочищенного сырья, покидают зону разделения 132 по трубопроводу 134 и могут транспортироваться в другие технологические установки, оборудование для хранения или их сочетаний. По меньшей мере часть выделенного неочищенного сырья покидает зону разделения 132 и поступает в систему контактирования 130 по трубопроводу 136 для последующей переработки с образованием неочищенного продукта, который выходит из системы контактирования 130 по трубопроводу 138. В некоторых случаях неочищенный продукт, полученный из неочищенного сырья любым способом, описанным в изобретении, смешивается с сырьем, которое является таким же или отличается от неочищенного сырья. Например, неочищенный продукт может сочетаться с сырьем, имеющим другую вязкость, в результате получается смешанный продукт, имеющий промежуточную вязкость между вязкостью неочищенного продукта и вязкостью сырья. Полученный смешанный продукт может быть подходящим для транспорта и/или переработки. Фиг. 4 представляет собой схематический вариант сочетания зоны смешения 140 и системы контактирования 130. В определенных случаях по меньшей мере часть неочищенного продукта покидает систему контактирования 130 по трубопроводу 138 и поступает в зону смешения 140. В зоне смешения 140 по меньшей мере часть неочищенного продукта объединяется с одним или несколькими технологическими потоками (например, углеводородным потоком, полученным при разделении одного или нескольких типов неочищенного сырья или нафты), сырьем, неочищенным сырьем или их смесями, чтобы получить смешанный продукт. Технологические потоки, неочищенное сырье, сырье или их смеси вводят непосредственно в зону смешения 140 или в точку выше зоны смешения по трубопроводу 142. Система смешивания может быть расположена внутри или вблизи зоны смешения 140. Смешанный продукт может соответствовать техническим условиям для конкретного продукта. Технические условия конкретного продукта включают (но не ограничиваются указанными) диапазон или предел плотности в градусахAPI, СКЧ, вязкость или их сочетания. Смешанный продукт выходит из зоны смешения 140 по трубопроводу 144 и будет транспортироваться и/или перерабатываться. В некоторых случаях в ходе процесса контактирования с использованием катализатора производится метанол. Например, водород и монооксид углерода могут взаимодействовать с получением метанола. Извлеченный метанол может содержать растворенные соли, например гидроксид калия. Извлеченный метанол может быть объединен с дополнительным неочищенньм сырьем, чтобы получить смесь неочищенного сырья с метанолом. Объединение метанола с неочищенным сырьем способствует снижению вязкости неочищенного сырья. Нагревание смеси неочищенного сырья с метанолом по большей мере до 500 С может снизить СКЧ неочищенного сырья ниже, чем до 1. Фиг. 5 представляет собой схематический вариант зоны разделения в сочетании с системой контактирования и в сочетании с зоной смешения. Неочищенное сырье поступает в зону разделения 132 по трубопроводу 104. Неочищенное сырье разделяется, как описано выше, с образованием выделенного неочищенного сырья. Это выделенное неочищенное сырье поступает в систему контактирования 130 по трубопроводу 136. Неочищенный продукт покидает систему контактирования 130 и поступает в зону смешения 140 по трубопроводу 138. В зоне смешения 140 другой технологический поток и/или сырье,введенные по трубопроводу 142, объединяются с неочищенным продуктом, образуя смешанный продукт. Этот смешанный продукт выходит из зоны смешения 140 по трубопроводу 144. Фиг. 6 представляет собой схему составной системы контактирования 146. Система контактирования 100 (показана на фиг. 1) может быть расположена до системы контактирования 148. В чередующемся варианте воплощения расположение систем контактирования может быть обращенным. Система контактирования 100 включает в себя неорганический солевой катализатор. Система контактирования 148 может включать в себя один или несколько катализаторов. Катализатор в системе контактирования 148 может представлять собой дополнительный катализатор - неорганическую соль, катализатор - сульфид переходного металла, промышленные катализаторы или их смеси. Неочищенное сырье поступает в систему контактирования 100 по трубопроводу 104, где контактирует с источником водорода в присутствии неорганического солевого катализатора для того, чтобы получить суммарный продукт. Этот суммарный продукт содержит водород и, в некоторых случаях, неочищенный продукт. Суммарный продукт может покидать систему контактирования 100 по трубопроводу 108. Водород, полученный при контакте неорганического солевого катализатора с неочищенным сырьем, может быть использован в качестве источника водорода для системы контактирования 148. По меньшей мере часть полученного водорода перекачивают в систему контактирования 148 из системы контактирования 100 по трубопроводу 150. В альтернативном случае, произведенный таким образом водород может быть выделен и/или обработан и затем его перекачивают в систему контактирования 148 по трубопроводу 150. В определенных- 11011220 вариантах система контактирования 148 может быть частью системы контактирования 100 для того, чтобы произведенный водород непосредственно поступал из системы контактирования 100 в систему контактирования 148. В некоторых случаях поток пара, полученный из системы контактирования 100, непосредственно смешивается с неочищенным сырьем, поступающим в систему контактирования 148. Второй поток неочищенного сырья поступает в систему контактирования 148 по трубопроводу 152. В системе контактирования 148 при контакте неочищенного сырья по меньшей мере с частью произведенного водорода и катализатором получается продукт. В некоторых случаях этот продукт представляет собой суммарный продукт. Продукт выходит из системы контактирования 148 по трубопроводу 154. В определенных вариантах система, которая включает в себя системы контактирования, зоны контактирования, зоны разделения и/или зоны смешения, которые показаны на фиг. 1-6, может быть расположена на месте производства или вблизи места производства невыгодного сырья. После переработки с использованием каталитической системы неочищенное сырье можно считать подходящим для транспортировки и/или для использования в процессах нефтепереработки. В некоторых случаях неочищенный продукт и/или смешанный продукт транспортируются на нефтеперерабатывающий завод и/или в устройство для переработки. Неочищенный продукт и/или смешанный продукт могут быть переработаны с целью получения промышленных продуктов, таких как транспортное топливо, котельное топливо, смазочные средства или химикалии. Переработка может включать в себя перегонку и/или фракционную дистилляцию неочищенного продукта и/или смешанного продукта,чтобы получить одну или несколько дистиллятных фракций. В некоторых вариантах неочищенный продукт, смешанный продукт и/или одна или несколько дистиллятных фракций могут подвергаться гидроочистке. В некоторых вариантах суммарный продукт содержит по большей мере 0,05 га, по большей мере 0,03 г или по большей мере 0,01 г кокса на 1 г суммарного продукта. В определенных вариантах воплощения суммарный продукт практически не содержит кокса (то есть кокс не обнаруживается). В некоторых вариантах неочищенный продукт может включать в себя по большей мере 0,05 г, по большей мере 0,03 г, по большей мере 0,01 г, по большей мере 0,005 г или по большей мере 0,003 г кокса на 1 г неочищенного продукта. В определенных случаях неочищенный продукт имеет содержание кокса в диапазоне от выше 0 до 0,05, от 0,00001 до 0,03 г, 0,0001-0,01 г или 0,001-0,005 г на 1 г неочищенного продукта или кокс не обнаруживается. В определенных вариантах неочищенный продукт имеет содержание ОМУ, которое составляет по большей мере 90%, по большей мере 80%, по большей мере 50%, по большей мере 30% или по большей мере 10% от содержания ОМУ для неочищенного сырья. В некоторых вариантах неочищенный продукт имеет незначительное содержание ОМУ. В некоторых вариантах неочищенный продукт содержит на 1 г неочищенного продукта, по большей мере 0,05 г, по большей мере 0,03 г, по большей мере 0,01 г или по большей мере 0,001 г ОМУ. Обычно неочищенный продукт имеет от 0 до 0,04 г, 0,000001-0,03 г или 0,00001-0,01 г ОМУ на 1 г неочищенного продукта. В некоторых случаях суммарный продукт содержит неконденсирующийся газ. Неконденсирующийся газ обычно включает в себя (но не ограничивается указанным) диоксид углерода, аммиак, сероводород, водород, монооксид углерода, метан, другие углеводороды, которые не конденсируются при НТД,или их смесь. В определенных случаях газообразные водород, диоксид углерода, монооксид углерода, или их сочетания могут образоваться in situ в результате контакта водяного пара и легких углеводородов с неорганическим солевым катализатором. Обычно, в термодинамических условиях молярное отношение монооксида углерода к диоксиду углерода составляет 0,07. В некоторых вариантах молярное отношение произведенного монооксида углерода к полученному диоксиду углерода составляет по меньшей мере 0,3, по меньшей мере 0,5 или по меньшей мере 0,7. В некоторых вариантах молярное отношение произведенного монооксида углерода к полученному диоксиду углерода находится в диапазоне от 0,3 до 1,0, 0,4-0,9 или 0,5-0,8. Возможность предпочтительного производства монооксида углерода относительно диоксида углерода in situ может быть выгодной с учетом других процессов, расположенных на смежных участках или выше по технологической цепочке. Например, произведенный монооксид углерода может быть использован в качестве восстановителя при обработке углеводородных формаций или используется в других процессах, например при получении синтез-газа. В некоторых случаях суммарный продукт, который получен согласно изобретению, может включать в себя смесь соединений, которые имеют распределение диапазона выкипания между -10 и 538 С. Эта смесь может включать углеводороды, которые имеют число атомов углерода в диапазоне от 1 до 4. Смесь может включать в себя от 0,001 до 0,8 г, 0,003-0,1 г или 0,005-0,01 г углеводородов С 4 на 1 г такой смеси. Углеводороды С 4 могут включать в себя от 0,001 до 0,8 г, 0,003-0,1 г или 0,005-0,01 г бутадиена на 1 г углеводородов С 4. В некоторых вариантах воплощения весовое соотношение полученных изопарафинов к н-парафинам составляет по большей мере 1,5, по большей мере 1,4, по большей мере 1,0, по большей мере 0,8, по большей мере 0,3 или по большей мере 0,1. В определенных вариантах воплощения весовое соотношение полученных изопарафинов к н-парафинам находится в диапазоне от 0,00001 до 1,5,0,0001-1,0 или 0,001-0,1. Парафины могут включать в себя изопарафины и/или н-парафины.- 12011220 В некоторых вариантах суммарный продукт и/или неочищенный продукт могут включать в себя олефины и/или парафины в соотношениях или количествах, который обычно не наблюдаются для нефтей, добытых и/или перегнанных в реторте из формации. Олефины включают в себя смесь олефинов с терминальными двойными связями ("альфа-олефины") и олефинов с внутренними двойными связями. В определенных случаях содержание олефинов в неочищенном продукте превышает содержание олефинов в неочищенном сырье в 2, 10, 50, 100 раз или по меньшей мере в 200 раз. В некоторых вариантах содержание олефинов в неочищенном продукте больше, чем содержание олефинов в неочищенном сырье, по большей мере в 1000 раз, по большей мере в 500, по большей мере в 300 или по большей мере в 250 раз. В определенных вариантах углеводороды с распределением диапазона выкипания между 20-400 С имеют содержание олефинов в диапазоне от 0,00001 до 0,1 г, 0,0001-0,05 г или 0,01-0,04 г на 1 г углеводородов, имеющих распределение температур кипения в диапазоне между 20 и 400 С. В некоторых вариантах можно получить по меньшей мере 0,001 г, по меньшей мере 0,005 г или по меньшей мере 0,01 г альфа-олефинов на 1 г неочищенного продукта. В определенных вариантах неочищенный продукт содержит от 0,0001 до 0,5 г, 0,001-0,2 г или 0,01-0,1 г альфа-олефинов на 1 г неочищенного продукта. В определенных случаях углеводороды с распределением диапазона выкипания между 20 и 400 С имеют содержание альфа-олефинов в диапазоне от 0,0001 до 0,08 г, 0,001-0,05 г или 0,01-0,04 г на 1 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 20 и 400 С. В некоторых вариантах углеводороды с распределением диапазона выкипания между 20 и 204 С имеют весовое соотношение альфа-олефинов к олефинам с внутренней двойной связью по меньшей мере 0,7, по меньшей мере 0,8, по меньшей мере 0,9, по меньшей мере 1,0, по меньшей мере 1,4 или по меньшей мере 1,5. В некоторых вариантах углеводороды с распределением диапазона выкипания между 20 и 204 С имеют весовое соотношение альфа-олефинов к олефинам с внутренней двойной связью в диапазоне от 0,7 до 10, 0,8-5, 0,9-3 или 1-2. Весовое соотношение альфа-олефинов к олефинам с внутренней двойной связью для сырья и промышленных продуктов обычно составляет по большей мере 0,5. Возможность получения повышенного количества альфа-олефинов относительно олефинов с внутренними двойными связями может способствовать превращению неочищенного продукта в промышленные продукты. В некоторых вариантах при контактировании неочищенного сырья с источником водорода в присутствии неорганического солевого катализатора могут образоваться углеводороды с распределением диапазона выкипания между 20 и 204 С, которые включают в себя линейные олефины. Эти линейные олефины имеют двойные связи в цис-и транс-положении. Весовое соотношение линейных олефинов с транс-двойными связями к линейным олефинам с цис-двойными связями составляет, по большей мере 0,4, по большей мере 1,0 или по большей мере 1,4. В определенных вариантах воплощения весовое соотношение линейных олефинов с транс-двойными связями к линейным олефинам с цис-двойными связями находится в диапазоне от 0,001 до 1,4, 0,01-1,0 или 0,1-0,4. В определенных вариантах углеводороды, имеющие распределение диапазона выкипания в диапазоне между 20 и 204 С, имеют содержание н-парафинов по меньшей мере 0,1 г, по меньшей мере 0,15 г,по меньшей мере 0,20 г или по меньшей мере 0,30 г на 1 г углеводородов, имеющих распределение диапазона выкипания в диапазоне между 20 и 400 С. Содержание н-парафинов в таких углеводородах на 1 г углеводородов может находиться в диапазоне от 0,001 до 0,9 г, 0,1-0,8 г или 0,2-0,5 г. В некоторых вариантах такие углеводороды имеют весовое соотношение изопарафинов к н-парафинам по большей мере 1,5, по большей мере 1,4, по большей мере 1,0, по большей мере 0,8 или по большей мере 0,3. С учетом содержания н-парафинов в таких углеводородах, можно оценить, что содержание н-парафинов в неочищенном продукте может находиться в диапазоне от 0,001 до 0,9 г, 0,01-0,8 г или 0,1-0,5 г на 1 г неочищенного продукта. В некоторых вариантах неочищенный продукт имеет суммарное содержание Ni/V/Fe по большей мере 90%, по большей мере 50%, по большей мере 10%, по большей мере 5% или по большей мере 3% от содержания Ni/V/Fe в неочищенном сырье. В определенных вариантах воплощения неочищенный продукт содержит, на 1 г неочищенного продукта, по большей мере 0,0001 г, по большей мере 110-5 г или по большей мере 110-6 г Ni/V/Fe. В определенных случаях неочищенный продукт имеет на 1 г неочищенного продукта, суммарное содержание Ni/V/Fe в диапазоне от 110-7 г до 510-5 г, от 310-7 г до 210-5 г или от 110-6 г до 110-5 г. В некоторых вариантах неочищенный продукт имеет показатель СКЧ по большей мере 90%, по большей мере 50% или по большей мере 10% от СКЧ для неочищенного сырья. В определенных вариантах воплощения неочищенный продукт может иметь СКЧ по большей мере 1, по большей мере 0,5, по большей мере 0,1 или по большей мере 0,05. В некоторых вариантах СКЧ неочищенного продукта может быть в диапазоне от 0,001 до 0,5, от 0,01 до 0,2 или 0,05-0,1. В определенных случаях плотность в градусах API для неочищенного продукта является по меньшей мере на 10% выше, по меньшей мере на 50% выше или по меньшей мере на 90% выше, чем плотность API для неочищенного сырья. В определенных случаях плотность для неочищенного продукта находится между 13 и 50, 15-30 или 16-20 API.- 13011220 В некоторых вариантах случаях неочищенный продукт имеет суммарное содержание гетероатомов,по большей мере 70%, по большей мере 50% или по большей мере 30% от суммарного содержания гетероатомов для неочищенного сырья. В определенных вариантах неочищенный продукт имеет суммарное содержание гетероатомов по меньшей мере 10%, по меньшей мере 40% или по меньшей мере 60% от общего содержания гетероатомов в неочищенном сырье. Неочищенный продукт может иметь содержание серы по большей мере 90%, по большей мере 70% или по большей мере 60% от содержания серы для неочищенного сырья. Содержание серы в неочищенном продукте на 1 г неочищенного продукта может составлять по большей мере 0,02 г, по большей мере 0,008 г, по большей мере 0,005 г, по большей мере 0,004 г, по большей мере 0,003 г или по большей мере 0,001 г. В определенных вариантах неочищенный продукт имеет содержание серы на 1 г неочищенного продукта в диапазоне от 0,0001 до 0,02 г или 0,005-0,01 г. В определенных вариантах неочищенный продукт может иметь содержание азота по большей мере 90%, или по большей мере 80% от содержания азота для неочищенного сырья. Содержание азота в неочищенном продукте на 1 г неочищенного продукта может составлять по большей мере 0,004 г по большей мере 0,003 г или по большей мере 0,001 г. В некоторых вариантах неочищенный продукт имеет содержание азота на 1 г неочищенного продукта в диапазоне от 0,0001 до 0,005 г или 0,001-0,003 г. В некоторых вариантах неочищенный продукт имеет на 1 г неочищенного продукта от 0,05 до 0,2 грамма или 0,09-0,15 г водорода. Величина отношения Н/С для неочищенного продукта может составлять по большей мере 1,8, по большей мере 1,7, по большей мере 1,6, по большей мере 1,5 или по большей мере 1,4. В некоторых вариантах величина отношения Н/С для неочищенного продукта составляет 80-120% или 90-110% от отношения Н/С в неочищенном сырье. В других вариантах отношение Н/С для неочищенного продукта составляет 100-120% от отношения Н/С в неочищенном сырье. Величина отношения Н/С для неочищенного продукта в пределах 20% от отношения Н/С в неочищенном сырье указывает на минимальное поглощение и/или потребление водорода в процессе согласно изобретению. Неочищенный продукт включает компоненты, выкипающие в диапазоне температур. В некоторых случаях неочищенный продукт включает в себя по меньшей мере 0,001 г или от 0,001 до 0,5 г углеводородов с распределением диапазона выкипания по большей мере 200 С или по большей мере 204 С при 0,101 МПа; по меньшей мере 0,001 г или от 0,001 до 0,5 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 200 и 300 С при 0,101 МПа; по меньшей мере 0,001 г или от 0,001 до 0,5 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 300 и 400 С при 0,101 МПа; и по меньшей мере 0,001 г или от 0,001 до 0,5 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 400 С и 538 С при 0,101 МПа. В некоторых вариантах неочищенный продукт имеет содержание нафты на 1 г неочищенного продукта от 0,00001 до 0,2 г, 0,0001-0,1 г или 0,001-0,05 г. В определенных вариантах неочищенный продукт имеет от 0,001 до 0,2 г или 0,01-0,05 г нафты. В некоторых вариантах нафта имеет по большей мере 0,15 г, по большей мере 0,1 г или по большей мере 0,05 г олефинов на 1 г нафты. В определенных вариантах неочищенный продукт имеет от 0,00001 до 0,15 г, 0,0001-0,1 г или 0,001-0,05 г олефинов на 1 г неочищенного продукта. В некоторых вариантах нафта имеет содержание бензола на 1 г нафты по большей мере 0,01 г, по большей мере 0,005 г или по большей мере 0,002 г. В определенных вариантах нафта имеет содержание бензола, которое не обнаруживается, или в диапазоне от 110-7 г до 110-2 г, от 110-6 г до 110-5 г, от 510-6 г до 110-4 г. Композиции, которые содержат бензол, могут считаться опасными в обращении, таким образом, для неочищенного продукта, который имеет относительно низкое содержание бензола, возможно, не потребуется специальное манипулирование. В определенных вариантах нафта может включать в себя ароматические соединения. Ароматические соединения могут включать моноциклические соединения и/или полициклические кольчатые соединения. Моноциклические соединения могут включать в себя (но не ограничиваются указанным) бензол, толуол, ортоксилол, метаксилол, параксилол, этилбензол, 1-этил-3-метилбензол; 1-этил-2 метилбензол; 1,2,3-триметилбензол; 1,3,5-триметилбензол; 1-метил-3-пропилбензол; 1-метил-2-пропилбензол; 2-этил-1,4-диметилбензол; 2-этил-2,4-диметилбензол; 1,2,3,4-тетраметилбензол; этилпентилметилбензол; 1,3-диэтил-2,4,5,6-тетраметилбензол; триизопропилортоксилол; замещенные гомологи бензола, толуол, ортоксилол, метаксилол, параксилол или их смеси. Моноциклические ароматические углеводороды используются в разнообразных промышленных продуктах и/или продаются как индивидуальные компоненты. Неочищенный продукт, полученный, как описано в изобретении, обычно имеет повышенное содержание моноциклических ароматических углеводородов. В определенных случаях неочищенный продукт имеет содержание толуола на 1 г неочищенного продукта от 0,001 до 0,2 г, 0,05-0,15 г или 0,01-0,1 г. Неочищенный продукт имеет содержание метаксилола на 1 г неочищенного продукта от 0,001 до 0,1 г, 0,005-0,09 г или 0,05-0,08 г. Неочищенный продукт имеет содержание ортоксилола на 1 г неочищенного продукта от 0,001 до 0,2 г, 0,005-0,1 г или 0,010,05 г. Неочищенный продукт имеет содержание параксилола на 1 г неочищенного продукта от 0,001 до 0,09 г, 0,005-0,08 г или 0,001-0,06 г. Увеличение содержания ароматических углеводородов в нафте обычно повышает октановое число- 14011220 нафты. Значимость нефтей можно оценить на основе бензинового потенциала сырья. Бензиновый потенциал может включать в себя, но не ограничивается указанным, расчетное октановое число для фракции нафты нефти. Обычно расчетное октановое число для сырья лежит в диапазоне 35-60. Высокое октановое число бензина обычно снижает потребность в добавках, которые повышают октановое число бензина. В определенных вариантах воплощения неочищенный продукт включает в себя нафту, которая имеет октановое число по меньшей мере 60, по меньшей мере 70, по меньшей мере 80 или по меньшей мере 90. Обычно октановое число нафты находится в диапазоне от 60 до 99, 70-98 или 80-95. В некоторых вариантах неочищенный продукт имеет повышенное суммарное содержание ароматических соединений в углеводородах, имеющих распределение диапазона выкипания между 204 С и 500 С (сумма "нафты и керосина"), относительно общего содержания ароматических углеводородов в сумме нафты и керосина для неочищенного сырья, по меньшей мере на 5%, по меньшей мере на 10%, по меньшей мере на 50% или по меньшей мере на 99%. Обычно общее содержание ароматических углеводородов в сумме нафты и керосина неочищенного сырья составляет на 8, 20, 75% или на 100% больше,чем общее содержание ароматических углеводородов в сумме нафты и керосина для неочищенного сырья. В некоторых вариантах керосин и нафта могут иметь общее содержание полиароматических соединений в диапазоне от 0,00001 до 0,5 г, 0,0001-0,2 г или 0,001-0,1 г на 1 г суммы керосина и нафты. Неочищенный продукт имеет содержание дистиллята на 1 г неочищенного продукта в диапазоне от 0,0001 до 0,9 г от 0,001 до 0,5 г, от 0,005 до 0,3 г или от 0,01 до 0,2 г. В некоторых вариантах весовое отношение керосина к дизельному топливу в дистилляте находится в диапазоне от 1:4 до 4:1, от 1:3 до 3:1 или от 2:5 до 5:2. В некоторых вариантах неочищенный продукт содержит на 1 г неочищенного продукта по меньшей мере 0,001 г, от выше 0 до 0,7 г, 0,001-0,5 г или 0,01-0,1 г керосина. В определенных вариантах неочищенный продукт имеет от 0,001 до 0,5 г или 0,01-0,3 г керосина. В некоторых вариантах керосин имеет содержание ароматических углеводородов на 1 г керосина по меньшей мере 0,2 г, по меньшей мере 0,3 г или по меньшей мере 0,4 г. В определенных вариантах керосин имеет содержание ароматических углеводородов на 1 г керосина в диапазоне от 0,1 до 0,5 г или от 0,2 до 0,4 г. В определенных вариантах температура замерзания керосина может быть ниже -30 С, ниже -40 С или ниже -50 С. Увеличение содержания ароматических углеводородов в керосиновой фракции неочищенного продукта обычно приводит к повышению плотности и снижению температуры замерзания керосиновой фракции неочищенного продукта. Неочищенный продукт с керосиновой фракцией, имеющий высокую плотность и низкую точку замерзания, может быть обработан с целью получения топлива для авиационных турбин с желательными характеристиками высокой плотности и низкой точкой замерзания. В определенных вариантах неочищенный продукт имеет содержание дизельного топлива на 1 г неочищенного продукта в диапазоне от 0,001 до 0,8 г или от 0,01 до 0,4 г. В определенных вариантах дизельное топливо имеет содержание ароматических углеводородов на 1 г дизельного топлива, по меньшей мере 0,1 г, по меньшей мере 0,3 г или по меньшей мере 0,5 г. В некоторых вариантах воплощения дизельное топливо имеет содержание ароматических углеводородов на 1 г дизельного топлива в диапазоне от 0,1 до 1 г, 0,3-0,8 г или 0,2-0,5 г. В некоторых вариантах неочищенный продукт имеет содержание ВГО на 1 г неочищенного продукта в диапазоне от 0,0001 до 0,99 г, от 0,001 до 0,8 г или от 0,1 до 0,3 г. В определенных вариантах воплощения содержание ВГО в неочищенном продукте находится в диапазоне от 0,4 до 0,9 г или 0,6-0,8 г на 1 г неочищенного продукта. В определенных вариантах ВГО имеет содержание ароматических углеводородов на 1 г ВГО в диапазоне от 0,1 до 0,99 г, 0,3-0,8 г или 0,5-0,6 г. В некоторых вариантах воплощения неочищенный продукт имеет содержание остатка по большей мере 70%, по большей мере 50%, по большей мере 30%, по большей мере 10% или по большей мере 1% от неочищенного сырья. В определенных вариантах воплощения неочищенный продукт имеет содержание остатка на 1 г неочищенного продукта по большей мере 0,1 г, по большей мере 0,05 г, по большей мере 0,03 г, по большей мере 0,02 г, по большей мере 0,01 г, по большей мере 0,005 г или по большей мере 0,001 г. В некоторых вариантах воплощения неочищенный продукт имеет содержание остатка на 1 г неочищенного продукта в диапазоне от 0,000001 до 0,1 г, 0,00001-0,05 г, 0,001-0,03 г, или 0,005-0,04 г. В некоторых вариантах воплощения неочищенный продукт может содержать по меньшей мере часть катализатора. В некоторых вариантах воплощения неочищенный продукт содержит от более чем 0 г, но меньше чем 0,01 г, 0,000001-0,001 г или 0,00001-0,0001 г катализатора на 1 г неочищенного продукта. Катализатор может способствовать стабилизации неочищенного продукта в ходе транспортировки и/или обработки в технологическом оборудовании. Катализатор может ингибировать коррозию, ингибировать трение и/или способствовать отделению воды от неочищенного продукта. Неочищенный продукт,который включает в себя по меньшей мере часть катализатора, может быть дополнительно переработан,чтобы получить смазочные материалы и/или другие промышленные продукты. Катализатор, применяемый для обработки неочищенного сырья в присутствии источника водорода с целью получения суммарного продукта, может представлять собой индивидуальный катализатор или множество катализаторов. Катализаторы согласно изобретению сначала могут представлять собой пред- 15011220 шественник катализатора, который превращается в катализатор в зоне контактирования, когда водород и/или неочищенное сырье, содержащее серу, взаимодействует с предшественником катализатора. Катализаторы, применяемые при контактировании неочищенного сырья с источником водорода с целью получения суммарного продукта, могут способствовать снижению молекулярной массы неочищенного сырья. Независимо от теории полагают, что катализатор в сочетании с источником водорода может снижать молекулярную массу компонентов в неочищенном сырье в результате воздействия основных (основания Льюиса или Bransted-Lowry) и/или суперосновных компонентов в катализаторе. Примеры катализаторов, которые обладают характеристиками оснований Льюиса и/или BranstedLowry, включают катализаторы, описанные в изобретении. В некоторых вариантах воплощения катализатор представляет собой СПМ катализатор. Этот СПМ катализатор включает соединение, которое содержит сульфид переходного металла. Для целей настоящего изобретения масса сульфида переходного металла в СПМ катализаторе определяется путем суммирования общей массы переходного металла (металлов) с общей массой серы в катализаторе. Атомное отношение переходного металла к сере обычно лежит в диапазоне от 0,2 до 20, 0,5-10 или 1-5. Примеры сульфидов переходных металлов могут быть найдены в книге "Химия неорганической серы (InorganicYork; Copyright 1968; глава 19. В определенных вариантах воплощения СПМ катализатор может в сумме включать в себя по меньшей мере 0,4 г, по меньшей мере 0,5 г, по меньшей мере 0,8 г или по меньшей мере 0,99 г одного или нескольких сульфидов переходных металлов на 1 г катализатора. В определенных вариантах воплощения СПМ катализатор имеет общее содержание одного или нескольких сульфидов переходных металлов на 1 г катализатора в диапазоне от 0,4 до 0,999 г, 0,5-0,9 г или 0,6-0,8 г. Катализатор СПМ включает в себя один или несколько сульфидов переходных металлов. Примеры сульфидов переходных металлов включают в себя пентландит (Fe4,5Ni4,5S8), смитит (Fe6,75Ni2,25S11), бравоит (Fe0,7Ni0,2Co0,1S2), макинавит (Fe0,75Ni0,25S0,9), аргентопентландит (AgFe6Ni2S8), изокубанит (CuFe2S3),изохалькопирит (Cu8Fe9S16), сфалерит (Zn0,95Fe0,05S), муойхоекит (Cu9Fe9S16), чаткалит (Cu6FeSn2S8),стернбергит (AgFe2S3), халькопирит (CuFeS2), троилит (FeS), пирит (FeS2), пирготит (Fe(1-x)S(x = от 0 до 0,17, хеазлевудит (Ni3S2) или ваезит (NiS2). В некоторых вариантах воплощения СПМ катализатор включает в себя один или несколько сульфидов переходных металлов в сочетании с щелочным металлом (металлами), щелочно-земельным металлом (металлами), цинком, соединениями цинка, или их смесями. В некоторых вариантах воплощения СПМ катализатор представлен общей химической формулой Ac[MaSb]d, в которой А представляет собой щелочной металл, щелочно-земельный металл или цинк; М представляет собой переходный металл из групп 6-10 Периодической таблицы; и S является серой. Атомное отношение a к b находится в диапазоне от 0,5 до 2,5, или от 1 до 2. Атомное отношение с к а находится в диапазоне от 0,0001 до 1, от 0,1 до 0,8 или от 0,3 до 0,5. В некоторых вариантах воплощения переходным металлом является железо. В некоторых вариантах воплощения СПМ катализатор может включать в себя общеизвестные соединения щелочных и/или щелочно-земельных металлов с сульфидами переходных металлов (например,бартонит (K3F10S14), расвумит (KF2S3), дьерфишерит (K6NaFe19Cu4NiS26Cl), хлоробартонит(K6,1Fe24Cu0,2S26,1Cl0,7) и/или койотеит (NaFe3S5(H2O)2). В некоторых вариантах воплощения СПМ катализатор включает в себя бартонит, полученный in situ. Бартонит, полученный in situ, может быть назван синтетическим бартонитом. Природный и/или синтетический бартонит могут быть использованы в качестве СПМ катализатора в способах, описанных в изобретении. В некоторых вариантах воплощения СПМ катализатор может включать в себя по большей мере 25 г, по большей мере 15 г или по большей мере 1 г материала носителя на 100 г СПМ катализатора. Обычно СПМ катализатор имеет от 0 до 25 г, от 0,00001 до 20 г, от 0,0001 г до 10 г материала носителя на 100 г СПМ катализатора. Примеры материалов носителя, которые могут быть использованы с СПМ катализатором, включают в себя тугоплавкие оксиды, пористые углеродные материалы, цеолиты или их смеси. В некоторых вариантах воплощения СПМ катализатор практически свободен, или не содержит материал носителя. Катализатор СПМ, который включает в себя щелочной металл (металлы), щелочно-земельный металл (металлы), цинк, соединения цинка, или их смеси, может содержать один или несколько сульфидов переходных металлов, биметаллические сульфиды щелочного металла-переходного металла, сульфиды переходных металлов повышенной валентности, оксиды переходных металлов или их смеси, которые определяются с помощью дифракции рентгеновских лучей. В некоторых вариантах воплощения часть щелочного металлического компонента (компонентов), щелочно-земельного металлического компонента(компонентов), цинкового компонента и/или часть компонента - сульфида переходных металлов СПМ катализатора, может находиться в виде аморфной композиции, не детектируемой методами дифракции рентгеновских лучей. В некоторых вариантах воплощения кристаллические частицы СПМ катализатора и/или смеси кристаллических частиц СПМ катализатора имеют размер частиц по большей мере 108 , по большей мере 103 , по большей мере 100 или по большей мере 40 . В обычном режиме работы размер кристалли- 16011220 ческих частиц СПМ катализатора в целом будет составлять по меньшей мере 10 . Катализатор СПМ, который включает в себя щелочной металл (металлы), щелочно-земельный металл (металлы), цинк, соединения цинка или их смеси, может быть получен путем смешивания достаточного количества деионизированной воды, заданного количества оксида переходного металла и заданного количества карбонатов металлов из групп 1-2, оксалатов металлов из групп 1-2, ацетатов металлов из групп 1-2, карбоната цинка, ацетата цинка, оксалата цинка, или их смесей с образованием влажной пасты. Эта влажная паста может быть высушена при температуре от 100 до 300 С или при 150-250 С, чтобы получить смесь оксида переходного металла и соли. Эта смесь оксида переходного металла и соли может быть прокалена при температуре в диапазоне от 300 до 1000 С, 500-800 С или 600-700 С с образованием смеси оксида переходного металла и соли металла. Смесь оксида переходного металла и соли металла может взаимодействовать с водородом, образуя твердое восстановленное промежуточное соединение. Добавление водорода может быть осуществлено при скорости потока, которая достаточна для обеспечения избыточного количества водорода относительно смеси оксида переходного металла и соли металла. Водород можно добавлять к смеси оксида переходного металла и соли металла в течение 10-50 ч или 2040 ч, чтобы получить твердое восстановленное промежуточное соединение, которое содержит элементарный переходный металл. Добавление водорода может быть осуществлено при температуре 35-500 С,50-400 С или 100-300 С и при общем давлении 10-15 МПа, 11-14 МПа или 12-13 МПа. Следует иметь в виду, что время восстановления, реакционная температура, выбор восстанавливающего газа, давление восстанавливающего газа и/или скорость потока восстанавливающего газа, которые применяются для получения твердого промежуточного соединения, часто изменяются в зависимости от абсолютной массы выбранного оксида переходного металла. В некоторых вариантах воплощения твердое восстановленное промежуточное соединение может быть просеяно через сито 40 меш (0,31 мм) при минимальном усилии. Твердое восстановленное промежуточное соединение можно добавлять по частям к смеси горячего(например, 100 С) разбавителя/элементарной серы и/или одного или нескольких соединений серы с такой скоростью, чтобы контролировать выделение тепла и образование газа. Указанный разбавитель включает в себя любой подходящий разбавитель, обеспечивающий средство для рассеивания теплоты сульфидирования. Этот разбавитель может включать в себя растворители с распределением диапазона выкипания по меньшей мере 100 С, по меньшей мере 150 С, по меньшей мере 200 С или по меньшей мере 300 С. Обычно разбавитель имеет распределение диапазона выкипания между 100 и 500 С, 150400 С или 200-300 С. В некоторых вариантах воплощения разбавитель представляет собой ВГО и/или ксилолы. Соединения серы включают в себя (но не ограничиваются указанным) сероводород и/или тиолы. Количество серы и/или сернистых соединений может изменяться от 1 до 100 мол.%, 2-80 мол.%, 5-50 мол.%, 10-30 мол.% в расчете на число молей металла из групп 1-2 или цинка в соли металла из Групп 12 или соли цинка. После добавления твердого восстановленного промежуточного соединения к смеси разбавителя с элементарной серой, полученную смесь можно постепенно нагреть до окончательной температуры 200-500 С, 250-450 С или 300-400 С и выдерживать при окончательной температуре по меньшей мере в течение 1 ч, по меньшей мере 2 ч или по меньшей мере 10 ч. Обычно окончательную температуру поддерживают в течение 15, 10, 5 или 1,5 ч. После нагревания при повышенной температуре реакции сульфидирования смесь разбавителя и катализатора может быть охлаждена до температуры в диапазоне от 0 до 100 С, 30-90 С или 50-80 С, чтобы облегчить выделение катализатора из смеси. Сульфидированный катализатор может быть извлечен из разбавителя в атмосфере, не содержащей кислорода, с использованием стандартных приемов, и его промывают по меньшей мере частью низкокипящего растворителя (например, пентан, гептан или гексан), чтобы получить СПМ катализатор. Этот СПМ катализатор можно измельчить в порошок, используя стандартные приемы. В некоторых вариантах воплощения катализатор представляет собой неорганический солевой катализатор. Анион неорганического солевого катализатора может включать в себя неорганическое соединение, органическое соединение или их смеси. Неорганический солевой катализатор включает в себя карбонаты щелочных металлов, гидроксиды щелочных металлов, гидриды щелочных металлов, амиды щелочных металлов, сульфиды щелочных металлов, ацетаты щелочных металлов, оксалаты щелочных металлов, формиаты щелочных металлов, пируваты (соли пировиноградной кислоты) щелочных металлов,карбонаты щелочно-земельных металлов, гидроксиды щелочно-земельных металлов, гидриды щелочноземельных металлов, амиды щелочно-земельных металлов, сульфиды щелочно-земельных металлов, ацетаты щелочно-земельных металлов, оксалаты щелочно-земельных металлов, формиаты щелочнземельных металлов, пируваты щелочно-земельных металлов, или их смеси. Неорганические солевые катализаторы включают в себя (но не ограничиваются указанными) смеси:Na2O/K2O/K2CO3; NaHCO3/KHCO3/Rb2CO3; LiHCO3/KHCO3/Rb2CO3; KOH/RbOH/CsOH в сочетании со смесями K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3; K2CO3/CaCO3; K2CO3/MgCO3; Cs2CO3/CaCO3; Cs2CO3/CaO; Na2CO3/CaCO3/Rb2CO3; K2CO3/CaCO3/Cs2CO3; K2CO3/MgCO3/Rb2CO3; K2CO3/MgCO3/Cs2CO3; или Са(ОН)2 в сочетании со смесью K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3. В некоторых вариантах воплощения неорганический солевой катализатор содержит по большей ме- 17011220 ре 0,00001 г, по большей мере 0,001 г или по большей мере 0,01 г лития, в расчете на массу лития, на 1 г неорганического солевого катализатора. В некоторых вариантах воплощения неорганический солевой катализатор имеет содержание лития от 0 г, но меньше чем 0,01 г, 0,0000001-0,001 г или 0,00001-0,0001 г,в расчете на массу лития, на 1 г неорганического солевого катализатора. В определенных вариантах воплощения неорганический солевой катализатор содержит одну или несколько солей щелочного металла, которые включают в себя щелочные металлы с атомными номерами по меньшей мере 11. В некоторых вариантах воплощения атомное отношение щелочного металла,имеющего атомный номер по меньшей мере 11, к щелочному металлу, имеющему атомный номер больше чем 11, находится в диапазоне от 0,1 до 10, от 0,2 до 6 или от 0,3 до 4, когда неорганический солевой катализатор имеет два или больше щелочных металлов. Например, неорганический солевой катализатор может включать в себя соли натрия, калия и рубидия, причем отношение натрия к калию находится в диапазоне от 0,1 до 6; отношение натрия к рубидию находится в диапазоне от 0,1 до 6; и отношение калия к рубидию находится в диапазоне от 0,1 до 6. В другом примере неорганический солевой катализатор включает в себя соль натрия и соль калия, причем атомное отношение натрия к калию находится в диапазоне от 0,1 до 4. В некоторых вариантах воплощения неорганический солевой катализатор также включает в себя металлы из групп 8-10 Периодической таблицы, соединения металлов из групп 8-10 Периодической таблицы, металлы из группы 6 Периодической таблицы, соединения металлов из группы 6 Периодической таблицы, или их смеси. Металлы из групп 8-10 включают в себя (но не ограничиваются указанньм) железо, рутений, кобальт или никель. Металлы из группы 6 включают в себя (но не ограничиваются указанным) хром, молибден или вольфрам. В некоторых вариантах воплощения неорганический солевой катализатор включает в себя 0,1-0,5 г или 0,2-0,4 г никеля Ренея на 1 г неорганического солевого катализатора. В определенных вариантах воплощения неорганический солевой катализатор также включает в себя оксиды металлов из групп 1-2 и/или группы 13 Периодической таблицы. Металлы из группы 13 включают в себя (но не ограничиваются указанным) бор или алюминий. Не ограничивающие примеры оксидов металлов включают в себя оксид лития (Li2O), оксид калия (K2O), оксид кальция (СаО) или оксид алюминия (Al2O3). В определенных вариантах воплощения неорганический солевой катализатор не содержит, или практически не содержит, кислоту Льюиса (например, BCl3, AlCl3 и SO3), кислоту Bransted-Lowry (например, Н 3 О+, H2SO4, HCl и HNO3), стеклообразующие композиции (например, бораты и силикаты) и галогениды. Неорганическая соль может содержать, на 1 грамм неорганического солевого катализатора: от 0 г до 0,1 г, 0,000001-0,01 г или 0,00001-0,005 г: а) галогенидов; b) композиций, которые образуют стекла при температурах по меньшей мере 350 С или по большей мере 1000 С; с) кислот Льюиса; d) кислот Broensted-Lowry; или е) их смесей. Неорганический солевой катализатор может быть получен с помощью стандартных приемов. Например, заданные количества каждого компонента катализатора могут быть объединены с использованием стандартных приемов смешивания (например, дробление и/или распыление). В других вариантах воплощения неорганические композиции растворяют в растворителе (например, в воде или подходящем органическом растворителе), получая смесь неорганической композиции и растворителя. Растворитель может быть удален с помощью стандартных приемов разделения для того, чтобы получить неорганический солевой катализатор. В некоторых вариантах воплощения неорганические соли неорганического солевого катализатора могут быть введены в носитель с целью формирования нанесенного неорганического солевого катализатора. Примеры носителей включают в себя (но не ограничиваются указанным) оксид циркония, оксид кальция, оксид магния, оксид титана, гидротальцит, оксид алюминия, оксид германия, оксид железа, никеля, оксид цинка, оксид кадмия, оксид сурьмы и их смеси. В некоторых вариантах воплощения носитель может быть пропитан неорганической солью металла из групп 6-10 и/или соединения металла из групп 6-10. В качестве альтернативы, неорганические соли могут быть расплавлены или размягчены под действием тепла и введены в (и/или на) металлический носитель или металлоксидный носитель, с получением нанесенного неорганического солевого катализатора. Структура неорганического солевого катализатор обычно становится неоднородной, проницаемой и/или подвижной при заданной температуре или в температурном диапазоне, в котором происходят нарушения порядка структуры катализатора. Неорганический солевой катализатор может стать неупорядоченным без существенного изменения состава (например, без разложения соли). Независимо от теории,полагают, что неорганический солевой катализатор становится неупорядоченным (подвижным), когда увеличивается расстояние между ионами в решетке неорганического солевого катализатора. Поскольку расстояние между ионами увеличивается, неочищенное сырье и/или источник водорода могут проникать сквозь неорганический солевой катализатор вместо движения по поверхности неорганического солевого катализатора. Проникновение неочищенного сырья и/или источника водорода сквозь неорганическую соль часто приводит к увеличению зоны контактирования между неорганическим солевым катализатором и неочи- 18011220 щенным сырьем и/или источником водорода. Увеличение зоны контактирования и/или реакционной области неорганического солевого катализатора часто может повысить выход неочищенного продукта, ограничить образование остатка и/или кокса, и/или способствовать изменению характеристик в неочищенном продукте относительно тех же характеристик неочищенного сырья. Разупорядочение неорганического солевого катализатора (например, неоднородность, проницаемость, и/или подвижность) можно определить, используя методы ДСК, измерения ионной проводимости, методы ВАП, визуальное обследование, методы дифракции рентгеновских лучей или их сочетания. Применение ВАП для определения характеристик катализаторов описано в патентах США 4,626,412 (Ebner и др.); 5,039,489 (Gleaves и др.) и 5,264,183 (Ebner и др.). Систему ВАП можно получить на фирме Mithra Technologies (Foley, Missouri, U.S.A.). Анализ ВАП может быть осуществлен в температурном диапазоне от 25 до 850 С, 50-500 С, или 60-400 С, при скорости нагрева в диапазоне от 10-50 С,или 20-40 С, и в вакууме, в диапазоне от 110-13 до 110-8 Торр. Температура анализа может оставаться постоянной и/или возрастать как функция времени. Когда температура неорганического солевого катализатора увеличивается, измеряют выделение газа из неорганического солевого катализатора. Примеры газов, которые выделяются из неорганического солевого катализатора, включают монооксид углерода,диоксид углерода, водород, воду или их смеси. Температура, при которой наблюдается точка перегиба(резкое увеличение) выделения газа из неорганического солевого катализатора, принимается за температуру, при которой неорганический солевой катализатор становится неупорядоченным. В некоторых вариантах воплощения точку перегиба при выделении газа из неорганического солевого катализатора можно детектировать в диапазоне температур, который определяют с использованием ВАП. Эту температуру или диапазон температур называют "ВАП температурой". Начальная температура диапазона температур, определенного с использованием ВАП, называется "минимальной ВАП температурой". Точка перегиба при выделении газа, наблюдаемая для неорганического солевого катализатора, подходящая для контакта с неочищенным сырьем, находится в диапазоне ВАП температур от 100 до 600 С,200-500 С или 300-400 С. Обычно ВАП температура находится в диапазоне от 300 до 500 С. В некоторых вариантах воплощения для других композиций подходящих неорганических солевых катализаторов также наблюдается точка перегиба при выделении газа, но при других ВАП температурах. Величина ионизации в точке перегиба, связанная с выделяемым газом, может свидетельствовать об упорядоченности частиц в кристаллической структуре. Для высокоупорядоченной кристаллической структуры ионные частицы обычно являются непосредственно ассоциированными, и для выделения ионов, молекул, газов или их сочетаний из структуры требуется больше энергии (то есть больше тепла). В неупорядоченной кристаллической структуре ионы не настолько сильно ассоциированы между собой,как ионы в высокоупорядоченной кристаллической структуре. Вследствие пониженной степени ассоциации ионов обычно требуется меньшая энергия для выделения ионов, молекул и/или газов из неупорядоченной кристаллической структуры, и таким образом, количество ионов и/или газов, выделенных из неупорядоченной кристаллической структуры, обычно превышает количество ионов и/или газов, выделенных из высокоупорядоченной кристаллической структуры при выбранной температуре. В некоторых вариантах воплощения теплота диссоциации неорганического солевого катализатора может наблюдаться в диапазоне от 50 до 500 С при скорости нагревания или охлаждения 10 С, и ее определяют с использованием дифференциальной сканирующей калориметрии (ДСК). В методе ДСК образец может быть нагрет до первой температуры, охлажден до комнатной температуры, и затем его нагревают второй раз. Переходы, наблюдаемые в ходе первого нагревания, обычно представляют увлеченную воду и/или растворитель и могут быть не связаны с теплотой диссоциации. Например, легко идентифицируемая теплота высушивания влажного или гидратированного образца обычно может наблюдаться ниже 250 С, обычно между 100 и 150 С. Переходы, наблюдаемые в ходе цикла охлаждения и повторного нагревания, соответствуют теплоте диссоциации образца. Термин "термический переход" относится к процессу, который происходит, когда упорядоченные молекулы и/или атомы в структуре становятся неупорядоченными при повышении температуры в ходе анализа ДСК. "Переход при охлаждении" относится к процессу, который происходит, когда молекулы и/или атомы в структуре становятся более однородными при понижении температуры в ходе анализа ДСК. В некоторых вариантах воплощения переход при нагревании/охлаждении неорганического солевого катализатора происходит в диапазоне температур, который детектируется с использованием метода ДСК. Температура или диапазон температур, в котором регистрируется теплота перехода неорганического солевого катализатора в ходе цикла второго нагревания, называется "ДСК температурой". Наиболее низкая ДСК температура в диапазоне температур в ходе цикла второго нагревания называется "минимальной ДСК температурой". Для неорганического солевого катализатора наблюдаемый термический переход может находиться в диапазоне между 200 и 500 С, 250-450 С или 300-400 С. В неорганической соли, которая содержит частицы неорганической соли, которые представляют собой относительно однородную смесь, пик, связанный с теплотой, поглощенной в ходе второго цикла нагревания, может быть относительно узким по форме. В неорганическом солевом катализаторе, который содержит частицы неорганической соли в относительно неоднородной смеси, пик, связанный с теп- 19011220 лотой, поглощенной в ходе второго цикла нагревания, может быть относительно широким по форме. Отсутствие пиков в спектре ДСК свидетельствует о том, что соль не поглощает или не выделяет тепло в сканированном диапазоне температур. Отсутствие температурного перехода обычно указывает на то, что структура образца не изменяется при нагревании. По мере увеличения степени однородности (гомогенности) частиц в смеси неорганических солей снижается способность смеси оставаться в твердом и/или псевдожидком состоянии в ходе нагревания. Гомогенность неорганической смеси может быть связана с ионным радиусом катионов в смеси. Для катионов с меньшим ионным радиусом возрастает способность катиона делить электронную плотность с соответствующим анионом, и кислотность соответствующего аниона увеличивается. В ряду ионов одинакового заряда меньший ионный радиус приводит к повышенным силам межионного притяжения между катионом и анионом, если анион представляет собой жесткое основание. Повышенные силы межионного притяжения обычно приводят к более высоким температурам теплового перехода для соли и/или более гомогенной смеси частиц в соли (более интенсивный пик и увеличенная площадь под кривой ДСК). Смеси, которые включают в себя катионы с небольшим ионным радиусом, обычно являются более кислотными, чем в случае катионов с большим ионным радиусом, и таким образом кислотность смеси неорганических солей возрастает при уменьшении катионного радиуса. Например, контакт неочищенного сырья с источником водорода в присутствии неорганической смеси, которая включает в себя катионы лития, приводит к получению повышенных количеств газа и/или кокса по сравнению с контактом неочищенного сырья с источником водорода в присутствии неорганического солевого катализатора, который включает в себя катионы с большим ионным радиусом, чем у лития. Способность ингибировать образование газа и/или кокса приводит к увеличению общего выхода жидкого продукта реакции. В определенных вариантах воплощения неорганический солевой катализатор может включать две или больше неорганических солей. Для каждой из неорганических солей может быть определена минимальная ДСК температура. Эта минимальная ДСК температура неорганического солевого катализатора может быть ниже минимальной ДСК температуры по меньшей мере одной неорганической соли металла в неорганическом солевом катализаторе. Например, неорганический солевой катализатор может включать в себя карбонат калия и карбонат цезия. Карбонат калия и карбонат цезия имеют ДСК температуры выше чем 500 С. Для катализатора K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 ДСК температура лежит в диапазоне от 290 до 300 С. В некоторых вариантах воплощения ВАП температура может находиться между ДСК температурой по меньшей мере одной из неорганических солей и ДСК температурой для неорганического солевого катализатора. Например, ВАП температура неорганического солевого катализатора может находиться в диапазоне от 350 до 500 С. Температура ДСК того же самого неорганического солевого катализатора может находиться в диапазоне от 200 до 300 С, и ДСК температура индивидуальных солей может быть по меньшей мере 500 С или по большей мере 1000 С. Неорганический солевой катализатор который имеет температуру ВАП и/или ДСК между 150 и 500 С, 200-450 С или 300-400 С и не подвергается разложению при этих температурах, во многих вариантах изобретения может быть использован для катализа превращения композиций с высокой молекулярной массой и/или высокой вязкостью (например, неочищенное сырье) в жидкие продукты. В определенных вариантах воплощения неорганический солевой катализатор может демонстрировать повышенную электропроводность относительно индивидуальных неорганических солей в ходе нагревания неорганического солевого катализатора в температурном диапазоне от 200 до 600 С, 300-500 С,или 350-450 С. Повышенная электропроводность неорганического солевого катализатора обычно объясняется тем, что частицы в неорганическом солевом катализаторе становятся подвижными. Ионная проводимость некоторых неорганических солевых катализаторов изменяется при более низкой температуре,чем температура, при которой изменяется ионная проводимость отдельного компонента неорганического солевого катализатора. Ионную проводимость неорганических солей можно определить, используя закон Ома: V = IR, гдеV означает напряжение, I представляет собой ток и R означает сопротивление. Для измерения ионной проводимости неорганический солевой катализатор может находиться в кварцевой ячейке с двумя проводами (например, медные провода или платиновые провода), изолированными друг от друга, но погруженными в неорганический солевой катализатор. Фиг. 7 представляет собой схематический вариант воплощения системы измерения ионной проводимости, которая может быть использована для измерения ионной проводимости. Кварцевая ячейка 156,содержащая образец 158, может находиться в нагревающем устройстве и постепенно нагреваться до заданной температуры. Напряжение из источника 160 подается на провода 162 в ходе нагревания. Результирующий ток в проводах 162 и 164 измеряется с помощью измерительного прибора 166. Этим измерительным прибором 166 может быть (но не ограничивается указанным) универсальный измерительный прибор или мост Уитстона. Когда образец 158 становится менее однородным (более подвижным), в отсутствие разложения, удельное сопротивление образца должно снижаться, и ток, регистрируемый измерительным прибором 166, должен возрастать. В некоторых вариантах воплощения при заданной температуре неорганический солевой катализатор может иметь различную ионную проводимость после нагре- 20011220 вания, охлаждения и последующего нагревания. Различная ионная проводимость может указывать на то,что кристаллическая структура неорганического солевого катализатора изменилась от исходной формы(первой формы) до другой формы (вторая форма) в ходе нагревания. Можно ожидать, что ионная проводимость после нагревания будет близкой или такой же, если в ходе нагревания неорганического солевого катализатора его форма не изменяется. В определенных вариантах воплощения неорганический солевой катализатор имеет размер частиц в диапазоне 10-1000 микрон (мкм), 20-500 мкм или 50-100 мкм, что определяется с помощью ситового анализа неорганического солевого катализатора, используя сетки или сита. Неорганический солевой катализатор может размягчаться при нагревании до температур выше 50 С и ниже 500 С. Когда неорганический солевой катализатор размягчается, в матрице неорганического солевого катализатора могут сосуществовать жидкость и частицы катализатора. В некоторых вариантах воплощения частицы катализатора могут самопроизвольно деформироваться под действием силы тяжести или под давлением по меньшей мере 0,007 МПа или по большей мере 0,101 МПа, при нагревании до температуры по меньшей мере 300 С или по большей мере 800 С, таким образом, что неорганический солевой катализатор переходит из первой формы во вторую форму. При охлаждении неорганического солевого катализатора до 20 С вторая форма неорганического солевого катализатора не может принять снова первую форму неорганического солевого катализатора. Температура, при которой неорганическая соль переходит из первой формы во вторую форму, называется температурой "деформации". Эта температура деформации может находиться в диапазоне температур или является конкретной температурой. В определенных вариантах воплощения частицы неорганического солевого катализатор самопроизвольно деформируются под действием силы тяжести или давления при нагревании до температуры деформации,ниже температуры деформации любой индивидуальной неорганической соли металла. В некоторых вариантах воплощения неорганический солевой катализатор включает в себя две (или больше) неорганические соли, которые имеют различные температуры деформации. В некоторых вариантах воплощения температура деформации неорганического солевого катализатора отличается от температуры деформации индивидуальных неорганических солей металлов. В определенных вариантах воплощения неорганический солевой катализатор представляет собой жидкость и/или псевдожидкость при температурах ВАП и/или ДСК или выше температур ВАП и/или ДСК. В некоторых вариантах воплощения неорганический солевой катализатор представляет собой жидкость или псевдожидкость при минимальной температуре ВАП и/или ДСК. При минимальной температуре ВАП и/или ДСК (или выше этих температур) жидкий или псевдожидкий неорганический солевой катализатор, смешанный с неочищенным сырьем, в некоторых вариантах воплощения, может образовать фазу, отдельно от фазы неочищенного сырья. В некоторых вариантах воплощения жидкий или псевдожидкий неорганический солевой катализатор обладает низкой растворимостью в неочищенном сырье(например, от 0 до 0,5 г, 0,0000001-0,2 г или 0,0001-0,1 г неорганического солевого катализатора на 1 г неочищенного сырья) или не обладает растворимостью в неочищенном сырье (например, от 0 г до 0,05 г,0,000001-0,01 г или 0,00001-0,001 г неорганического солевого катализатора на 1 г неочищенного сырья) при минимальной ВАП температуре. В некоторых вариантах воплощения для определения пространственного расположения атомов в неорганическом солевом катализаторе применяются методы дифракции рентгеновских лучей на порошке. Может быть проанализирована форма Dooi пика в рентгеновском спектре и может быть оценена относительная упорядоченность частиц неорганической соли. Пики в дифрактограмме рентгеновских лучей соответствуют различным соединениям неорганического солевого катализатора. При дифракции рентгеновских лучей на порошке может быть проанализирован D001 пик и может быть проведена оценка расстояния между атомами. В неорганическом солевом катализаторе, который содержит высокоупорядоченные атомы неорганической соли, форма D001 пика является относительно узкой. В неорганическом солевом катализаторе (например, катализаторе K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3), который содержит произвольно упорядоченные атомы неорганической соли, форма D001 пика может быть относительно широкой илиD001 пик может отсутствовать. Для того чтобы установить, изменяется ли неупорядоченность атомов неорганической соли в ходе нагревания, можно записать спектр дифракции рентгеновских лучей для неорганического солевого катализатора до нагревания и сопоставить со спектром дифракции рентгеновских лучей после нагревания. Пик D001 (соответствующий атомам неорганической соли) в спектре дифракции рентгеновских лучей, записанном при температуре выше 50 С, может отсутствовать или уширяться по сравнению с D001 пиками в спектре дифракции рентгеновских лучей, записанным при температуре ниже 50 С. Кроме того, в рентгенограмме для индивидуальной неорганической соли могут наблюдаться относительно узкие D001 пики при тех же температурах. Условия контактирования могут регулироваться таким образом, что может изменяться состав суммарного продукта (и таким образом, неочищенного продукта) для данного неочищенного сырья, в добавление к ограничению и/или ингибированию образования побочных продуктов. В состав суммарного продукта входят (но состав не ограничивается указанным) парафины, олефины, ароматические углеводороды или их смеси. Эти соединения входят в состав неочищенного продукта и неконденсирующихся углеводородных газов.- 21011220 Регулирование условий контактирования в сочетании с катализатором, описанным в изобретении,может обеспечить получение суммарного продукта с пониженным содержанием кокса по сравнению с ожидаемым. Сравнение содержания ОМУ в различном сырье может обеспечить ранжирование сырья на основе его склонности к образованию кокса. Например, можно ожидать, что из сырья с содержанием ОМУ 0,1 г ОМУ на 1 г сырья образуется больше кокса, чем из сырья с содержанием ОМУ 0,001 г ОМУ на 1 г сырья. Невыгодное сырье обычно имеет содержание ОМУ по меньшей мере 0,05 г ОМУ на 1 г невыгодного сырья. В некоторых вариантах воплощения содержание остатка и/или содержание кокса, осажденного на катализаторе в ходе процесса, может составлять по большей мере 0,1 г, по большей мере 0,05 г или по большей мере 0,03 г остатка и/или кокса на 1 г катализатора. В определенных вариантах воплощения масса остатка и/или кокса, осажденного на катализаторе, находится в диапазоне от 0,0001 до 0,1 г, 0,0010,05 г или 0,01-0,03 г. В некоторых вариантах воплощения используемый катализатор практически не содержит остатка и/или кокса. В определенных вариантах воплощения условия контактирования регулируются таким образом, что образуется по большей мере 0,015 г, по большей мере 0,01 г, по большей мере 0,005 г или по большей мере 0,003 г кокса на 1 г неочищенного продукта. Контактирование неочищенного сырья с катализатором в условиях регулируемого контактирования позволяет снизить количество кокса и/или остатка, по сравнению с количеством кокса и/или остатка, полученным при нагревании неочищенного сырья в присутствии катализатора переработки, или в отсутствии катализатора, с использованием тех же самых условий контактирования. В некоторых случаях условия контактирования могут регулироваться таким образом, что на 1 г неочищенного сырья превращаются в неочищенный продукт по меньшей мере 0,5 г, по меньшей мере 0,7 г,по меньшей мере 0,8 г или по меньшей мере 0,9 г неочищенного сырья. Обычно в ходе контактирования получаются между 0,5 и 0,99 г, 0,6-0,9 г или 0,7-0,8 г неочищенного продукта на 1 г неочищенного сырья. Превращение неочищенного сырья в неочищенный продукт с минимальным выходом остатка и/или кокса (если они имеются) в неочищенный продукт позволяет переработать неочищенный продукт в промышленные продукты при минимальном привлечении процессов предварительной обработки на нефтеперерабатывающем заводе. В определенных вариантах воплощения на 1 грамм неочищенного сырья превращаются по большей мере 0,2 г, по большей мере 0,1 г, по большей мере 0,05 г, по большей мере 0,03 г или по большей мере 0,01 г неочищенного сырья в неконденсирующиеся углеводороды. В некоторых вариантах воплощения образуются от 0 до 0,2 г, 0,0001-0,1 г, 0,001-0,05 г или 0,01-0,03 г неконденсирующихся углеводородов на 1 г неочищенного сырья. Для поддержания заданной температуры процесса можно осуществлять регулирование температуры в зоне контактирования, скорости подачи неочищенного сырья, скорости потока суммарного продукта, скорости подачи и/или количества подаваемого катализатора или их сочетания. В некоторых вариантах воплощения контроль температуры в зоне контактирования может быть осуществлен путем изменения потока газообразного источника водорода и/или инертного газа через зону контактирования для того, чтобы снизить концентрацию водорода и/или удалить избыток тепла из зоны контактирования. В некоторых вариантах температуру в зоне контактирования можно регулировать таким образом,чтобы температура в зоне контактирования была выше, ниже или соответствовала заданной температуре"T1". В определенных вариантах воплощения температура контактирования регулируется таким образом,что температура зоны контактирования является ниже минимальной ВАП температуры и/или минимальной ДСК температуры. В определенных вариантах величина T1 может быть на 30 С ниже, на 20 С ниже или на 10 С ниже минимальной ВАП температуры и/или минимальной ДСК температуры. Например, в одном варианте воплощения температура контактирования может регулироваться на уровне 370, 380 или 390 С во время проведения процесса, когда минимальная ВАП температура и/или минимальная ДСК температура составляет 400 С. В других вариантах температура контактирования регулируется таким образом, чтобы температура была выше, ниже или соответствовала ВАП температуре катализатора и/или ДСК температуре катализатора. Например, температура контактирования может регулироваться на уровне 450, 500 или 550 С во время проведения процесса, когда минимальная ВАП температура и/или минимальная ДСК температура составляет 450 С. Регулирование температуры контактирования на основе ВАП температуры катализатора и/или ДСК температуры катализатора может обеспечить улучшение характеристик неочищенного продукта. Например, такое регулирование может снизить количество образовавшегося кокса, количество неконденсирующегося газа или их сочетания. В определенных вариантах неорганический солевой катализатор может подвергаться кондиционированию до добавления неочищенного сырья. В некоторых вариантах воплощения кондиционирование может протекать в присутствии неочищенного сырья. Кондиционирование неорганического солевого катализатора может включать в себя нагревание неорганического солевого катализатора до первой температуры, по меньшей мере 100 С, по меньшей мере 300 С, по меньшей мере 400 С или по меньшей мере 500 С, с последующим охлаждением неорганического солевого катализатора до второй температуры,по большей мере 250 С, по большей мере 200 С или по большей мере 100 С. В определенных вариантах неорганический солевой катализатор нагревают до температуры в диапазоне от 150 до 700 С, 200-600 С- 22011220 или 300-500 С и затем охлаждают до второй температуры в диапазоне от 25 до 240 С, 30-200 С или 5090 С. Температуру кондиционирования можно определить с помощью измерений ионной проводимости при различных температурах. В некоторых вариантах воплощения температуру кондиционирования можно определить по значениям ДСК температуры, полученным для переходов при многократных циклах нагревания/охлаждения неорганического солевого катализатора при ДСК. Кондиционирование неорганического солевого катализатора может обеспечить проведение контактирования неочищенного сырья при более низкой температуре процесса, по сравнению с температурами, используемыми для традиционных катализаторов гидроочистки. В некоторых вариантах содержание нафты, дистиллята, ВГО или их смесей в суммарном продукте может изменяться путем варьирования скорости удаления суммарного продукта из зоны контактирования. Например, снижение скорости удаления суммарного продукта приводит к увеличению времени контактирования неочищенного сырья с катализатором. В качестве альтернативы повышение давления относительно начального давления может увеличить время контактирования, может повысить выход неочищенного продукта, может увеличить степень внедрения водорода из газов в неочищенный продукт при заданной массовой скорости потока неочищенного сырья или источника водорода или может повлиять на сочетание этих эффектов. Увеличенное время контактирования неочищенного сырья с катализатором может дать увеличение количества дизельного топлива, керосина или нафты и снижение количества ВГО по сравнению с количествами дизельного топлива, керосина, нафты и ВГО, полученными при меньших временах контактирования. Увеличение времени контактирования суммарного продукта в зоне контактирования также может изменить среднее число атомов углерода в неочищенном продукте. Повышенное время контактирования может привести к повышенному процентному содержанию (по массе) компонентов с меньшим числом атомов углерода (и таким образом, к повышенной плотности в градусахAPI). В некоторых вариантах условия контактирования могут изменяться со временем. Например, давление контактирования и/или температура контактирования могут увеличиваться с целью увеличения количества водорода, поглощенного неочищенным сырьем, чтобы получить неочищенный продукт. Возможность изменения количества водорода, поглощенного неочищенным сырьем, при улучшении других характеристик неочищенного сырья, расширяет ассортимент неочищенных продуктов, которые могут быть получены из отдельного неочищенного сырья. Возможность получения множества неочищенных продуктов из отдельного неочищенного сырья может обеспечить выполнение различных технических условий для транспортировки и/или обработки. Поглощение водорода можно оценить путем сопоставления величины отношения Н/С для неочищенного сырья с величиной Н/С для неочищенного продукта. Увеличение отношения Н/С для неочищенного продукта по сравнению с Н/С в неочищенном сырье свидетельствует о внедрении водорода в неочищенный продукт из источника водорода. Относительно небольшое увеличение Н/С для неочищенного продукта (20%, по сравнению с неочищенным сырьем) указывает на относительно низкое потребление газообразного водорода в ходе процесса. Желательным является значительное улучшение характеристик неочищенного продукта по сравнению с характеристиками неочищенного сырья, достигнутое при минимальном потреблении водорода. Кроме того, можно варьировать соотношение источника водорода к неочищенному сырью с целью изменения характеристик неочищенного продукта. Например, увеличение соотношения источника водорода к неочищенному сырью может дать неочищенный продукт, который имеет повышенное содержание ВГО на 1 г неочищенного продукта. В определенных вариантах контактирование неочищенного сырья с неорганическим солевым катализатором в присутствии легких углеводородов и/или водяного пара дает более высокий выход жидких углеводородов и меньше кокса в неочищенном продукте, чем контактирование неочищенного сырья с неорганическим солевым катализатором в присутствии водорода и пара. В случаях, которые включают контактирование неочищенного сырья с метаном в присутствии неорганического солевого катализатора,по меньшей мере часть компонентов неочищенного продукта может включать в себя атомы углерода и водорода (из метана), которые внедряются в молекулярные структуры компонентов. В определенных вариантах объем неочищенного продукта, полученного из неочищенного сырья путем контактирования сырья с источником водорода в присутствии неорганического солевого катализатора, превышает по меньшей мере на 5%, по меньшей мере на 10% или по меньшей мере на 15%, или по большей мере на 100% больше объема неочищенного продукта, полученного в термическом процессе при НТД. Суммарный объем неочищенного продукта, полученного при контактировании неочищенного сырья с неорганическим солевым катализатором, может составлять по меньшей мере 110 об.% от объема неочищенного сырья при НТД. Полагают, что это увеличение объема обусловлено снижением плотности. Обычно понижение плотности, по меньшей мере, частично может быть вызвано гидрированием неочищенного сырья. В определенных вариантах воплощения неочищенное сырье, имеющее на 1 г неочищенного сырья по меньшей мере 0,02 г, по меньшей мере 0,05 г или по меньшей мере 0,1 г серы и/или по меньшей мере 0,001 г Ni/V/Fe, контактирует с источником водорода в присутствии неорганического солевого катализа- 23011220 тора без уменьшения активности катализатора. В некоторых вариантах воплощения неорганический солевой катализатор может регенерироваться,по меньшей мере, частично, путем удаления одного или нескольких компонентов, которые загрязняют катализатор. Загрязнения включают в себя (но не ограничиваются указанным) металлы, сульфиды, азот,кокс или их смеси. Загрязняющие сульфиды могут быть удалены из отработанного неорганического солевого катализатора путем контактирования водяного пара и диоксида углерода с отработанным катализатором с получением сероводорода. Загрязняющий азот может быть удален путем контактирования отработанного неорганического солевого катализатора с водяным паром, чтобы получить аммиак. Загрязняющий кокс может быть удален из отработанного неорганического солевого катализатора путем контактирования катализатора с водяным паром и/или метаном, чтобы получить водород и оксиды углерода. В некоторых вариантах воплощения из смеси отработанного неорганического солевого катализатора и остатка неочищенного сырья производится один или несколько газов. В определенных вариантах смесь отработанной неорганической соли (например,K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3; KOH/Al2O3; Cs2CO3/CaCO3; или NaOH/KOH/LiOH/ZrO2), непрореагировавшего неочищенного сырья, и/или остатка, и/или кокса может быть нагрета до температуры в диапазоне от 700 до 1000 С или от 800 до 900 С, до тех пор, пока в присутствии водяного пара, водорода, диоксида углерода и/или легких углеводородов производство газа и/или жидкости является минимальным, чтобы получить жидкую фазу и/или газ. Этот газ может содержать повышенную концентрацию водорода и/или диоксида углерода относительно реагирующего газа. Например, газ может включать в себя от 0,1 до 99 молей или от 0,2 до 8 молей водорода и/или диоксида углерода на 1 моль реагирующего газа. Этот газ может содержать относительно небольшое количество легких углеводородов и/или монооксида углерода, например, меньше чем 0,05 г легких углеводородов на 1 г газа и меньше чем 0,01 г монооксида углерода на 1 г газа. Жидкая фаза может содержать воду, например больше чем 0,5-0,99 г или больше чем 0,9-0,9 г воды на 1 г жидкости. В некоторых вариантах отработанный катализатор и/или твердые вещества в зоне контактирования могут быть обработаны с целью извлечения металлов (например, ванадия и/или никеля) из отработанного катализатора и/или твердых веществ. Отработанный катализатор и/или твердые вещества могут быть обработаны с использованием общеизвестных приемов разделения металлов, например нагревания, химической переработки и/или газификации. Примеры Ниже представлены не ограничивающие примеры получения катализаторов, испытания катализаторов и систем с регулируемыми условиями контактирования. Пример 1. Получение сульфидного катализатора K-Fe. Сульфидный катализатор K-Fe получают путем объединения 1000 г оксида железа (Fe2O3) и 580 г карбоната калия с деионизированной водой (412 г) с образованием влажной пасты. Влажную пасту сушат при 200 С, чтобы получить смесь оксида железа и карбоната калия. Эту смесь оксида железа и карбоната калия прокаливают при 500 С, получая смесь оксида железа и карбоната калия. Эта смесь оксида железа и карбоната калия взаимодействует с водородом, образуя восстановленное твердое промежуточное соединение, которое включает в себя металлическое железо. Добавление водорода осуществляют в течение 48 ч при 450 С и давлении 11,5-12,2 МПа (1665-1765 фунт/кв. дюйм). Твердое промежуточное соединение просеивают через сито 40 меш (0,31 мм) при минимальном усилии. Твердое промежуточное соединение добавляют по частям к смеси ВГО с м-ксилолом и элементарной серой при 100 С с такой скоростью, чтобы регулировать выделение тепла и образование газа. После добавления твердого промежуточного соединения образовавшуюся смесь постепенно нагревают до 300 С и выдерживают при 300 С в течение 1 ч. Смесь растворителя с катализатором охлаждают ниже 100 С и сульфидированный катализатор выделяют из смеси. Этот сульфидированный катализатор выделяют с помощью фильтрации в сухом боксе в атмосфере аргона и промывают мета-ксилолом, чтобы получить 544,7 г K-Fe сульфидного катализатора. Этот сульфидный катализатор K-Fe измельчают, пропуская катализатор через сито 40 меш (0,31 мм). Полученный K-Fe сульфидный катализатор анализируют с использованием метода дифракции рентгеновских лучей. Из анализа спектра дифракции рентгеновских лучей установлено, что этот катализатор включает в себя троилит (FeS), K-Fe сульфид (KFeS2), пирротит и оксиды железа (например, магнетит, Fe3O4). В спектре дифракции рентгеновских лучей не наблюдался пик, соответствующий дисульфиду железа (например, пирит, FeS2). Пример 2. Контактирование неочищенного сырья с источником водорода в присутствии K-Fe сульфидного катализатора. Реактор непрерывного перемешивания (емкость 600 мл, выполнен из нержавеющей стали 316) оборудован нижним каналом подачи сырья, одним каналом для выхода паров, тремя термопарами, расположенными внутри реактора, и шестилопастной турбиной Rushton с валом привода диаметром 1,25 дюйм(3,17 см). Сульфидный катализатор K-Fe (110,3 г), полученный, как описано в примере 1, загружают в реактор. Газообразный водород дозируется в соотношении 8000 Нм 3/м 3 (50000 станд. куб. футов на баррель) в- 24011220 реактор и смешивается с битумом (месторождение Lloydminster, Канада). Битум поступает в реактор через нижний канал подачи сырья, чтобы образовалась смесь водорода с неочищенным сырьем. В ходе пробега процесса в течение 185 часов газообразный водород и неочищенное сырье непрерывно поступают в реактор, и продукт непрерывно удаляют из реактора через канал для выхода паров. Неочищенное сырье подают со скоростью 67,0 г/ч, чтобы поддерживать объем жидкого неочищенного сырья на уровне 60% от объема реактора. Для измерения уровня жидкости в реакторе использован 137Cs-источник гаммаизлучения (50 млКи) и натрий-иодидный сцинтилляционный детектор. Смесь газообразного водорода и неочищенного сырья контактирует с катализатором при средней температуре внутри реактора 430 С. После контактирования смеси водород/неочищенное сырье с катализатором образуется суммарный продукт в виде паров, выходящих из реактора. Пары из реактора выходят через отдельный верхний выпускной канал. Крышку реактора нагревают электрически до 430 С,чтобы предотвратить внутреннюю конденсацию выходящих из реактора паров на крышке реактора. После выхода из реактора реакционные пары охлаждают и разделяют в газ/жидкостном сепараторе высокого давления и газ/жидкостном сепараторе низкого давления, чтобы получить поток жидкости и газовый поток. Этот газовый поток направляют в противоточный скруббер со щелочью с целью удаления кислых газов и после этого подвергают количественному анализу с использованием стандартных приемов хроматографии. Суммарный продукт включает в себя, на 1 г суммарного продукта, 0,918 г неочищенного продукта и 0,089 г неконденсирующихся углеводородных газов. В реакторе остаются 0,027 г твердого вещества на 1 г неочищенного сырья. Характеристика и составы неочищенного продукта и неконденсирующихся углеводородных газов, образовавшихся в способе согласно изобретению, приведены в табл. 1 на фиг. 8, в табл. 2 на фиг. 9 и в табл. 3 на фиг. 10. Этот пример иллюстрирует способ контактирования неочищенного сырья с водородом в присутствии катализатора - сульфида переходного металла для получения суммарного продукта при минимальном образовании сопутствующего кокса. Суммарный продукт включает в себя неочищенный продукт,который представляет собой жидкую смесь при НТД, и содержит по большей мере 0,1 г неконденсирующихся углеводородных газов на 1 г суммарного продукта. При сопоставлении данных по содержанию ОМУ в неочищенном сырье (13,7 мас.%) в таблице 1 с количеством твердого вещества, образовавшегося при протекании процесса (2,7 мас.%), можно понять,что за счет сочетания регулируемых условий и катализатора можно получать меньшее количество кокса,чем это обнаружено по методу ASTM D4530. Неконденсирующиеся углеводороды включают в себя углеводороды C2, C3 и С 4. Из суммы процентного содержания (по массе) углеводородов C2, указанной в табл. 2 (20,5 г), можно рассчитать содержание этилена на 1 г суммы. Углеводороды С 2 из углеводородных газов включают в себя 0,073 г этилена на 1 г суммарного содержания углеводородов C2. Из суммарного содержания (проценты по массе) углеводородов С 3, указанного в табл. 2 (23,9 г), можно рассчитать содержание пропилена на 1 г суммы углеводородов С 3. Углеводороды С 3 из неконденсирующихся углеводородов включают 0,21 г пропилена на 1 г суммы углеводородов С 3. Углеводороды С 4 из неконденсирующихся углеводородных газов имеют весовое соотношение изобутана к н-бутану, равное 0,2. Этот пример иллюстрирует способ получения неочищенного продукта, который включает в себя по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона выкипания по большей мере 204 С(400F) при 0,101 МПа, по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 204 и 300 С при 0,101 МПа, по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 300 и 400 С при 0,101 МПа и по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 400 и 538 С (1000F) при 0,101 МПа. Углеводороды, которые имеют распределение диапазона выкипания ниже 204 С, включают в себя изопарафины и н-парафины, и отношение таких изопарафинов к н-парафинам составляет по большей мере 1,4. Неочищенный продукт имеет распределение температур кипения, которое связано с нафтой, керосином, дизельным топливом и ВГО. Неочищенный продукт содержит по меньшей мере 0,001 г нафты,причем фракция нафты из неочищенного продукта имеет октановое число по меньшей мере 70. Фракция нафты из неочищенного продукта имеет содержание бензола по большей мере 0,01 г бензола на 1 г нафты. Фракция нафты из неочищенного продукта имеет содержание по большей мере 0,15 г олефинов на 1 г нафты. Фракция нафты из неочищенного продукта содержит по меньшей мере 0,1 г моноциклических ароматических углеводородов на 1 г нафты. Неочищенный продукт имеет по меньшей мере 0,001 г керосина. Керосиновая фракция неочищенного продукта имеет точку замерзания ниже -30 С. Керосиновая фракция неочищенного продукта включает в себя ароматические углеводороды, причем керосиновая фракция неочищенного продукта имеет содержание ароматических углеводородов по меньшей мере 0,3 г ароматических углеводородов на 1 г керосина. Керосиновая фракция неочищенного продукта имеет по меньшей мере 0,2 г моноциклических ароматических углеводородов на 1 г керосина. Неочищенный продукт содержит по меньшей мере 0,001 г дизельного топлива. Фракция дизельного топлива из неочищенного продукта включает ароматические углеводороды, причем фракция дизельного топлива из неочищенного продукта имеет содержание ароматических углеводородов по меньшей мере- 25011220 0,4 г ароматических углеводородов на 1 г дизельного топлива. Неочищенный продукт содержит по меньшей мере 0,001 г ВГО. Фракция ВГО неочищенного продукта включает ароматические углеводороды, причем ВГО имеет содержание ароматических углеводородов по меньшей мере 0,5 г ароматических углеводородов на 1 г ВГО. Пример 3. Получение K-Fe сульфидного катализатора в отсутствие углеводородного разбавителя. Сульфидный катализатор K-Fe получают путем сочетания 1000 г оксида железа и 173 г карбоната калия с 423 г деионизированной воды с образованием влажной пасты. Эту влажную пасту обрабатывают,как описано в примере 1, чтобы получить твердое промежуточное соединение. Твердое промежуточное соединение просеивают через сито 40 меш (0,31 мм) при минимальном усилии. В отличие от примера 2, твердое промежуточное соединение смешивают с элементарной серой в отсутствие углеводородного разбавителя. В сухом боксе с использованием атмосферы аргона, твердое промежуточное соединение смешивают с порошкообразной элементарной серой, помещают в герметичный баллон из углеродистой стали, нагревают до 400 С и выдерживают при 400 С в течение 1 ч. Сульфидированный катализатор извлекают из реактора из углеродистой стали в твердом состоянии. Сульфидный калий-железный катализатор измельчают в порошок с помощью пестика и ступки таким образом, что полученный порошок катализатора проходит через сито 40 меш (0,31 мм). Полученный сульфидный калий-железный катализатор анализируют с использованием метода дифракции рентгеновских лучей. Из анализа спектра дифракции рентгеновских лучей установлено, что катализатор содержит пирит (FeS2), сульфид железа (FeS) и пирротит (Fe1-xS). С использованием метода дифракции рентгеновских лучей не были обнаружены частицы смешанного калий-железного сульфида или оксида железа. Пример 4. Контактирование неочищенного сырья с источником водорода в присутствии K-Fe сульфидного катализатора при повышенном соотношении газообразного водорода к неочищенному сырью. Аппаратура, неочищенное сырье и методика процесса были такими же, как в примере 2, за исключением отношения газообразного водорода к неочищенному сырью, равному 16000 Нм 3/м 3 (100000 станд. куб. футов на баррель). Сульфидный K-Fe катализатор (75,0 г), полученный, как описано в примере 3, загружают в реактор. Характеристики неочищенного продукта, полученного этим способом, обобщены в табл. 1 на фиг. 8 и в таблице 3 на фиг. 10. Процентное содержание ВГО (по массе), полученного в примере 4, больше, чем процентное содержание ВГО (по массе), полученного в примере 2. Массовое процентное содержание дистиллята, полученного в примере 4, меньше чем массовое процентное содержание дистиллята, полученного в примере 2. Плотность в градусах API неочищенного продукта, полученного в примере 4,меньше, чем плотность в градусах API неочищенного продукта, полученного в примере 2. Повышенная плотность в градусах API указывает на образование углеводородов с повышенным числом атомов углерода. После контактирования с неочищенным сырьем анализируют СПМ катализатор из реактора. По данным этого анализа сульфидный катализатор переходного металла, после контактирования с неочищенным сырьем и водородом, содержит K3Fe10S14. Пример 5. Исследование ВАП для катализатора K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 и индивидуальных неорганических солей. Во всех исследованиях ВАП образец (300 мг) нагревают в реакторе системы ВАП от комнатной температуры (27 С) до 500 С со скоростью 50 С в мин. Выделившиеся пары воды и газообразный диоксид углерода анализируют с использованием масс-спектрометра системы ВАП. Для катализатора K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3, нанесенного на оксид алюминия, наблюдается точка перегиба тока больше, чем 0,2 В для выделившегося диоксида углерода, и точка перегиба тока 0,01 В для выделившейся воды из неорганического солевого катализатора при 360 С. Минимальная ВАП температура составляет 360 С, что определяется путем построения зависимости логарифма (log 10) ионного тока от температуры. Фиг. 11 представляет собой графическую зависимость логарифма ионного тока газов, выделяемых из катализатора K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3, ("log (I)") от температуры ("Т"). На кривых 168 и 170 представлены значения логарифма ионного тока воды и СО 2, выделенных из неорганического солевого катализатора. Точка резкого перегиба для выделения воды и СО 2 из неорганического солевого катализатора находится при 360 С. В отличие от катализатора K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3, для карбоната калия и карбоната цезия не наблюдается точка перегиба тока при 360 С для выделяемой воды, а также для диоксида углерода. Существенное увеличение количества газов, выделяемых из катализатора K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3,указывает на то, что неорганические солевые катализаторы, состоящие из двух (или больше) различных неорганических солей, могут иметь большую неупорядоченность, чем индивидуальные чистые карбонатные соли. Пример 6. Исследование ДСК неорганического солевого катализатора и индивидуальных неорганических солей. Во всех ДСК исследованиях образец (10 мг) нагревают до 520 С со скоростью 10 С в мин, охлаждают от 520 до 0,0 С со скоростью 10 С в минуту и затем нагревают от 0 до 600 С со скоростью 10,0 С в- 26011220 минуту с использованием дифференциального сканирующего калориметра (ДСК), модель ДСК-7, производство фирмы Perkin-Elmer (Norwalk, Connecticut, U.S.A.). По данным ДСК анализа катализатора K2CO3/Rb2CO2/Cs2CO3 во время второго нагревания образца обнаружено, что для смеси солей имеется широкая область перехода при температуре между 219 и 260 С. Средняя точка этого диапазона температур находится при 250 С. Вычисленная площадь под кривой температуры перехода составляет 1,75 Дж/г. Найдено, что начало неупорядоченности кристаллов возникает при минимальной ДСК температуре 219 С. В отличие от этих результатов, для карбоната цезия не наблюдается определенный термический переход. Анализ ДСК смеси Li2CO3, Na2CO3 и K2CO3 во время второго цикла нагревания показал, что для смеси Li2CO3/Na2CO3/K2CO3 наблюдается температура резкого перехода между 390 и 400 С. Средняя точка этого диапазона температур находится при 385 С. Вычисленная площадь под кривой температуры перехода составляет 182 Дж/г. Найдено, что начало неупорядоченности кристаллов возникает при минимальной ДСК температуре 390 С. Температура резкого перехода указывает на практически однородную смесь солей. Пример 7. Исследование ионной проводимости неорганических солевых катализаторов или индивидуальных неорганических солей по сравнению с K2CO3. Все исследования проводят, помещая 3,81 см (1,5 дюйма) неорганических солевых катализаторов или индивидуальных неорганических солей, в кварцевую ампулу с платиновыми или медными проводами, изолированными друг от друга, но погруженными в образец, находящийся в муфельной печи. Провода подсоединены к сухому элементу с потенциалом 9,55 В и к резистору (220000 Ом), ограничивающему электрический ток. Муфельную печь нагревают до 600 С и замеряют ток с использованием микроамперметра. На фиг. 12 представлена графическая зависимость логарифма сопротивления образца относительно сопротивления карбоната калия ("log (r K2CO3)") от температуры ("Т"). Кривые 172, 174, 176, 178 и 180 представляют собой зависимости десятичного логарифма сопротивления K2CO3, сопротивления СаО,сопротивления катализатора K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3, Li2CO3/K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 и сопротивления катализатора Na2CO3/K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3, соответственно. Образец СаО (кривая 174) обладает относительно большим стабильным сопротивлением относительно K2CO3 (кривая 172) при температурах в диапазоне между 380 и 500 С. Стабильное сопротивление свидетельствует об упорядоченной структуре и/или что при нагревании ионы не приобретают способности двигаться относительно друг друга. Для катализатора K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3, катализаторLi2CO3/K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 и катализатор Na2CO3/K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 (см. кривые 176, 178 и 180) наблюдается резкое снижение удельного сопротивления относительно K2CO3 при температурах в диапазоне от 350 до 500 С. Снижение удельного сопротивления обычно указывает на то, что возникает электрический ток при подаче напряжения на провода, погруженные в неорганический солевой катализатор. Данные на фиг. 12 свидетельствуют, что подвижность ионов в неорганических солевых катализаторах обычно больше, чем в чистых неорганических солях при температурах в диапазоне от 350 до 600 С. На фиг. 13 представлена графическая зависимость логарифма сопротивления катализатораNa2CO3/K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 относительно сопротивления карбоната калия ("log (r K2CO3)") от температуры ("Т"). Кривая 182 представляет собой зависимость отношения сопротивления катализатораNa2CO3/K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 к сопротивлению K2CO3 (кривая 172) от температуры при нагревании катализатора Na2CO3/K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3. После нагревания катализатор Na2CO3/K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 охлаждают до комнатной температуры и затем нагревают в ячейке измерения электропроводности. Кривая 184 представляет собой зависимость логарифма сопротивления катализатора Na2CO3/K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 относительно сопротивления К 2 СОз от температуры в ходе нагревания неорганического солевого катализатора после его охлаждения от 600 С до 25 С. Ионная проводимость повторно нагретого катализатора Na2CO3/K2CO3/Kb2CO3/Cs2CO3 увеличивается относительно ионной проводимости исходного катализатора Na2CO3/K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3. Из различия ионной проводимости неорганического солевого катализатора в ходе первого нагревания и второго нагревания можно сделать вывод, что неорганический солевой катализатор образует другую форму (вторая форма) при охлаждении, которая не идентична форме (первой формы) до любого нагревания. Пример 8. Исследование текучести неорганического солевого катализатора. Слой порошкообразного катализатора K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 толщиной 1-2 см помещают в кварцевую чашку. Эту чашку вводят в печь и нагревают до 500 С в течение 1 ч. Для определения характеристики текучести катализатора после нагревания чашку в печи наклоняют от руки. КатализаторK2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 не перемещается. При сжатии шпателем катализатор имеет консистенцию ириски. Индивидуальные карбонатные соли, напротив, представляют собой свободно текучие порошки в тех же условиях. Катализатор Na2CO3/K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 становится жидким и легко течет (например, наподобие воды) в чашке в тех же условиях.- 27011220 Примеры 9-10. Контактирование неочищенного сырья с источником водорода в присутствии катализатора K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 и водяного пара. В примерах 9-27 используется следующее оборудование и общая методика, за исключением вариаций, которые описаны. Реактор. Автоклав Parr объемом 250 мл из сплава Hastelloy С (Parr модель 4576), рассчитанный на рабочее давление 35 МПа (5000 фунт/кв. дюйм) при 500 С, оборудован механической мешалкой и ленточным обогревателем Gaumer мощностью 800 Вт с регулятором Eurotherm, способным поддерживать температуру автоклава с точностью 5 С от комнатной температуры до 625 С, каналом для входа газа, каналом для входа водяного пара, одним выпускным каналом и термопарой, регистрирующей внутреннюю температуру. До нагревания крышку автоклава изолируют стеклотканью. Резервуар для добавления. Резервуар для добавления (объем 250 мл, из выдержанной нержавеющей стали 316) оборудован регулируемой системой нагревания, подходящей системой распределения газа,системой сброса давления, термопарой, измерителем давления и высокотемпературным распределительным клапаном (клапан фирмы SwagelokSS-4UW), обеспечивающим регулирование потока горячего,вязкого и/или сжатого неочищенного сырья при скорости потока от 0 до 500 г/мин. С выходной стороны высокотемпературный распределительный клапан соединен с первым впускным каналом реактора после загрузки неочищенного сырья в резервуар для добавления. Перед эксплуатацией изолируют линии резервуара для добавления. Сбор продукта. Пар из реактора покидает выпускной канал реактора и поступает в ряд охлаждаемых ловушек, имеющих пониженную температуру (погружаемые трубы, соединенные с набором резервуаров (150 мл), из выдержанной нержавеющей стали 316). Жидкость парового потока конденсируется в охлаждаемых ловушках с образованием газового потока и потока жидкого конденсата. Скорость потока паров из реактора и через охлаждаемые ловушки, в случае необходимости, регулируют с использованием обратного регулятора давления. Скорость потока и суммарный объем газа для газового потока, выходящего из охлаждаемых ловушек, измеряют с помощью измерителя влажного газа (прибор Flitter ModelTG 05 Wet Test). После выхода из измерителя влажного газа отбирают поток в газовую камеру (камера отбора газа Tedlar) для проведения анализа. Газ анализируют с использованием системы газовый хроматограф/масс-спектрометр (фирма Hewlett-Packard Model 5890, в настоящее время Agilent Model 5890; производство фирмы Agilent Technologies, Zion Illinois, U.S.A.). Поток жидкого конденсата удаляют из охлаждаемых ловушек и взвешивают. Из потока жидкого конденсата выделяют неочищенный продукт и воду. Неочищенный продукт взвешивают и анализируют. Методика. В резервуар для добавления загружают сырье Cerro Negro (137,5 грамм). Это неочищенное сырье имеет плотность 6,7 API (1023,9 кг/м 3). Неочищенное сырье имеет, на 1 г неочищенного сырья, содержание серы 0,042 грамма, содержание азота 0,011 грамма и суммарное содержание Ni/V 0,009 грамма. Неочищенное сырье нагревают до 150 С. В реактор загружают катализаторK2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 (31,39 г). Катализатор K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 получают путем сочетания 16,44 грамм K2CO3, 19,44 г Rb2CO3 и 24,49 г Cs2CO3. Катализатор K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 имеет минимальную ВАП температуру, равную 360 С. Катализатор K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 имеет ДСК температуру, равную 250 С. Для индивидуальных солей (K2CO3, Rb2CO3 и Cs2CO3) в диапазоне от 50-500 С не выявлены ДСК температуры. Эта ВАП температура превышает ДСК температуру неорганического солевого катализатор и находится ниже ДСК температуры индивидуальных карбонатов металлов. Катализатор быстро нагревают до 450 С при атмосферном давлении в токе метана 250 см 3/мин. После достижения заданной температуры реакции в реактор дозируют водяной пар со скоростью 0,4 мл/мин и метан со скоростью 250 см /мин. Водяной пар и метан непрерывно дозируют в ходе добавления неочищенного сырья в реактор в течение 2,6 ч. Неочищенное сырье подают в реактор под давлением метана 1,5 МПа (229 фунт/кв. дюйм) в течение 16 мин. Остаток неочищенного сырья (0,56 г) остается в резервуаре для добавления после завершения прибавления неочищенного сырья. В ходе добавления неочищенного сырья наблюдается снижение температуры до 370 С. Смесь катализатора и неочищенного сырья нагревают до температуры реакции 450 С и выдерживают при этой температуре в течение 2 ч. Спустя два часа реактор охлаждают и образовавшуюся смесь остатка с катализатором взвешивают, чтобы определить процентное содержание кокса, полученного и/или не превратившегося в этом процессе. По разности между исходной массой катализатора и массой смеси кокса с катализатором определяют количество кокса (0,046 грамма), оставшегося в реакторе на 1 г неочищенного сырья. Суммарный продукт содержит 0,87 г неочищенного продукта со средней плотностью 13 API (979,2 кг/м 3) и газ. Газ включает в себя непрореагировавший СН 4, водород, углеводороды C2 и С 4-С 6 и СО 2 (0,08 г СО 2 на г газа). Неочищенный продукт содержит на 1 г неочищенного продукта, 0,01 г серы и 0,000005 г суммы Ni и V. Этот неочищенный продукт не подвергают последующему анализу. В примере 10 методики и условия процесса, неочищенное сырье и катализатор были такими же, как- 28011220 в примере 9. Неочищенный продукт примера 10 анализируют, чтобы определить распределение диапазона выкипания для неочищенного продукта. Неочищенный продукт содержит на 1 г неочищенного продукта 0,14 г нафты, 0,19 г дистиллята, 0,45 г ВГО и имеет содержание остатка 0,001 г и недетектируемое количество кокса. Примеры 9 и 10 демонстрируют, что при контактировании неочищенного сырья с источником водорода в присутствии по большей мере 3 г катализатора на 100 г неочищенного сырья образуется суммарный продукт, который включает неочищенный продукт, то есть жидкую смесь при НТД. Неочищенный продукт имеет содержание остатка по большей мере 30% от содержания остатка в неочищенном сырье. Неочищенный продукт имеет содержание серы и суммарное содержание Ni/V по большей мере 90% от содержания серы и содержания Ni/V для неочищенного сырья. Неочищенный продукт включает в себя по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона выкипания по большей мере 200 С при 0,101 МПа, по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 200 и 300 С при 0,101 МПа, по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона выкипания между 400 и 538 С (1000F) при 0,101 МПа. Примеры 11-12. Контактирование неочищенного сырья с источником водорода в присутствии катализатора K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 и водяного пара. В примерах 11 и 12 методики и условия процесса, неочищенное сырье и катализаторK2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 были такими же, как в примере 9, за исключением того, что используют 130 г неочищенного сырья (Cerro Negro) и 60 г катализатора K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3. В примере 11 в качестве источника водорода используют метан. В примере 12 в качестве источника водорода используют газообразный водород. На фиг. 14 графически представлены количества неконденсирующегося газа, неочищенного продукта, и кокса. Полосы 186 и 188 изображают весовые проценты полученного кокса, полосы 190 и 192 изображают массовые проценты полученных жидких углеводородов и полосы 194 и 196 изображают массовые проценты полученного газа в расчете на массу неочищенного сырья. В примере 11 получают 93 мас.% неочищенного продукта (полоса 192), 3 мас.% газа (полоса 196) и 4 мас.% кокса (полоса 188) в расчете на массу Cerro Negro. В примере 12 получают 84 мас.% неочищенного продукта (полоса 190), 7 мас.% газа (полоса 194) и 9 мас.% кокса (полоса 186) в расчете на массу Cerro Negro. Примеры 11 и 12 обеспечивают сравнение использования метана в качестве источника водорода относительно использования газообразного водорода в качестве источника водорода. Обычно метан является менее дорогим при получении и/или транспорте, чем водород, поэтому способ с использованием метана является желательным. Как было продемонстрировано, метан является, по меньшей мере, столь же эффективным, что и газообразный водород в качестве источника водорода, при контактировании неочищенного сырья в присутствии неорганического солевого катализатора с целью получения суммарного продукта. Примеры 13-14. Получение неочищенного продукта с заданной плотностью API. Аппаратура, методика процесса и неорганический солевой катализатор были такими же, как в примере 9, за исключением переменного давления в реакторе. В примере 13 давление в реакторе составляет 0,1 МПа (14,7 фунт/кв. дюйм) в течение периода контактирования. Получают неочищенный продукт с плотностью 25 API (904,2 кг/м 3) при 15,5 С. Суммарный продукт содержит углеводороды с распределением числа атомов углерода в диапазоне от 5 до 32(смотрите кривую 198 на фиг. 15). В примере 14 во время периода контактирования давление в реакторе составляет 3,4 МПа (514,7 фунт/кв. дюйм). Получают неочищенный продукт с плотностью в 51,6 градусов API (772,8 кг/м 3) при 15,5 С. Суммарный продукт содержит углеводороды с распределением числа атомов углерода в диапазоне от 5 до 15 (смотрите кривую 200 на фиг. 15). Эти примеры демонстрируют способы контактирования неочищенного сырья с водородом в присутствии неорганического солевого катализатора при различном давлении, чтобы получить неочищенный продукт с заданной плотностью API. За счет изменения давления получается неочищенный продукт с повышенной или пониженной плотностью API. Примеры 15-16. Контактирование неочищенного сырья в присутствии катализатора K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 или карбида кремния в отсутствие внешнего источника водорода. В примерах 15 и 16 аппаратура, неочищенное сырье и методика процесса были такими же, как в примере 9, за исключением того, что неочищенное сырье и катализатор (или карбид кремния) непосредственно загружают в реактор одновременно. В качестве газа-носителя используют диоксид углерода(СО 2). В примере 15 сырье Cerro Negro (138 г) объединяют с катализатором K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 (60,4 г, аналогичен катализатору в примере 9). В примере 16 сырье Cerro Negro (132 г) объединяют с карбидом кремния (83,13 грамм, 40 меш, Stanford Materials; Aliso Viejo, CA). Полагают, что такой карбид кремния обладает низкой каталитической активностью (если она имеется) в условиях процесса, описанных в изобретении. В каждом примере смесь в течение 2 ч нагревают до температуры реакции, равной 500 С. В реактор дозируют СО 2 со скоростью 100 см 3/мин. Пары, выходящие из реактора, собирают в охлаждаемые ло- 29011220 вушки и газовую камеру с использованием обратного давления 3,2 МПа (479,7 фунт/кв. дюйм). Неочищенный продукт из охлаждаемых ловушек объединяют и анализируют. В примере 15 при контактировании неочищенного сырья с неорганическим солевым катализатором в атмосфере диоксида углерода получают 36,82 грамм (26,68 мас.%, в расчете на массу неочищенного сырья) бесцветной углеводородной жидкости с плотностью по меньшей мере 50 API (779,6 кг/м 3). В примере 16 при контактировании неочищенного сырья с карбидом кремния в атмосфере диоксида углерода получают 15,78 г (11,95 мас.%, в расчете на массу неочищенного сырья) желтой углеводородной жидкости с плотностью 12 API (986,1 кг/м 3). Хотя выход в примере 15 является небольшим in-situ, образование источника водорода в присутствии неорганического солевого катализатора больше, чем in-situ образование водорода в некаталитических условиях. Выход неочищенного продукта в примере 16 составляет половину выхода неочищенного продукта в примере 15. Кроме того, в примере 15 продемонстрировано, что в ходе контактирования неочищенного сырья в присутствии неорганической соли водород производится и в отсутствии газообразного источника водорода. Примеры 17-20. Контактирование неочищенного сырья с источником водорода в присутствии катализатора K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3, оксида кальция и карбида кремния в атмосферных условиях. Аппаратура, методика процесса, неочищенное сырье и неорганический солевой катализатор являются такими же, как в примере 9, за исключением того, что сырье Cerro Negro добавляют непосредственно в реактор, вместо добавления через резервуар для добавления, и в качестве источника водорода используют газообразный водород. В течение периода контактирования давление в реакторе равно 0,101 МПа (14,7 фунт/кв. дюйм). Скорость потока газообразного водорода составляет 250 см 3/мин. Данные температуры процесса, скорости потока водяного пара и процентного содержания образовавшихся неочищенного продукта, газа и кокса сведены в табл. 4 на фиг. 16. В примерах 17 и 18 используется катализатор K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3. В примере 17 температура контактирования составляет 375 С. В примере 18 температура контактирования находится в температурном диапазоне от 500 до 600 С. Как показано в табл. 4 (фиг. 16) для примеров 17 и 18, когда температура повышается от 375 до 500 С, образование газа увеличивается от 0,02 г до 0,05 г газа на 1 г суммарного продукта. Однако образование кокса снижается от 0,17 г до 0,09 г кокса на 1 г неочищенного сырья при повышенной температуре. Содержание серы в неочищенном продукте также снижается от 0,01 г до 0,008 г серы на 1 г неочищенного продукта при повышенной температуре. Оба неочищенных продукта имеют отношение Н/С,равное 1,8. В примере 19 неочищенное сырье контактирует с СаСО 3 в условиях, аналогичных условиям, описанным для примера 18. Данные процентного содержания образовавшихся неочищенного продукта, газа и кокса сведены в табл. 4 на фиг. 16. Образование газа в примере 19 увеличивается по сравнению с образованием газа в примере 18. Обессеривание неочищенного сырья не является настолько эффективным,как в примере 18. Полученный в примере 19 неочищенный продукт содержит на 1 г неочищенного продукта, 0,01 г серы по сравнению с содержанием серы 0,008 г, на 1 г неочищенного продукта для неочищенного продукта, полученного в примере 18. Пример 20 является сопоставительным для примера 18. В примере 20 в реактор загружают 83,13 г карбида кремния вместо неорганического солевого катализатора. Образование газа и кокса в примере 20 существенно возрастает по сравнению с образованием газа и кокса в примере 18. В этих некаталитических условиях образуются 0,22 г кокса на 1 г неочищенного продукта, 0,25 г неконденсирующегося газа и 0,5 г неочищенного продукта. Полученный в примере 20 неочищенный продукт содержит, на 1 г неочищенного продукта, 0,036 г серы по сравнению с 0,01 г серы на 1 г неочищенного продукта, полученного в примере 18. Эти примеры демонстрируют, что катализаторы, использованные в примерах 17 и 18, обеспечивают улучшенные результаты по сравнению с некаталитическими условиями и традиционными солями металлов. При 500 С и скорости потока водорода 250 см 3/мин количества кокса и неконденсирующихся газов были значительно ниже, чем количества кокса и неконденсирующихся газов, полученные в некаталитических условиях. В примерах с использованием неорганических солевых катализаторов (смотрите примеры 17-18 в табл. 4, фиг. 16) наблюдается снижение образовавшегося газа (в мас.%) по сравнению с количеством газа, образовавшегося в ходе контролируемого эксперимента (например, смотрите пример 20 в табл. 4, на фиг. 16). Из количества углеводородов в полученном газе можно оценить долю термического крекинга неочищенного сырья, составляющую по большей мере 20 мас.%, по большей мере 15 мас.%, по большей мере 10 мас.%, по большей мере 5 мас.% (или крекинг отсутствует), в расчете на суммарное количество неочищенного сырья, контактировавшего с источником водорода. Примеры 21 и 22. Контактирование неочищенного сырья с газообразным источником водорода в присутствии воды и катализатора K2CO3/Rb2CO3/Cs2CO3 или карбида кремния. Аппаратура в примерах 21 и 22 была такой же, как в примере 9, за исключением того, что в качест- 30