Каталитическая депарафинизация

АИНГ.Специальность 5В072100. Кафедра «Химия и химическая технология». Группа ХТНГ-10 к/о                          

Ф.И.О. студент: Жумабеков Асылхан

 

АИНГ.Специальность 5В072100. Кафедра «Химия и химическая технология». Группа ХТНГ-10 к/о                          

Ф.И.О. студент: Жумабеков Асылхан

 

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

АТЫРАУСКИЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА

 

Факультет «Технологический»

Кафедра «Химия и химическая технология»

 

 

«Допустить»

Зав. кафедрой «Химия и химическая технология»

________________к.т.н., профессор Буканова А.С.

«___» ___________ 2013г.

 

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

 

 

 

на тему: «Процесс каталитической депарафинизации. Расчет реактора.»

 

шифр: «5В072100-Химическая технология органических веществ»

Группа ХТНГ – 10 к/о

 

 

 

 

 

                                                          Выполнил: Жумабеков А.А

 

 

 

Руководитель: пр. Буканова С.К.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Атырау – 2013

 

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

АТЫРАУСКИЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА

 

Факультет «Технологический»

Кафедра «Химия и химическая технология»

 

 

«Утверждаю»

Зав. кафедрой «Химия и химическая технология»

к.т.н., профессор Буканова А.С.

«__»  ___________ 2013г.

 

 

 

 

 

 

ЗАДАНИЕ

на курсовую работу

 

 

Студент  Жумабеков Асылхан

Специальность 5В072100 - «Химическая технология органических веществ»

Срок защиты курсовой работы:   до «__» ________________ 2013г.

 

 

 

 

 

Исходные данные проекта

1 _____________________________________________________________

2 _____________________________________________________________

3 _____________________________________________________________

4 _____________________________________________________________

 

 

 

 

Руководитель: пр.  Буканова С.К.

Задание принял к исполнению: «__» _____________2013 г.

Студент: _________Жумабеков А.

 

Содержание

	Введение
1.	Теоретические основы процесса
1.1	Значение и назначение процесса каталитической депарафинизации
1.2	Сырье каталитической депарафинизации
1.3	Подготовка сырья каталитической депарафинизации
1.4	Характеристика катализаторa
1.5 1.6	Химизм процесса Характеристика целевых и побочных продуктов
	Заключение
	Список использованной  литературы

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

В стране увеличилось потребление смазочного материала. Непрерывный рост добычи углеводородного сырья, связанная с ним необходимость переработки нефтей и рост потребности в моторных топливах и смазочных материлах, а также наличие в Казахстане уникальных масляных нефтей обусловили развитие процессов глубокой, деструктивной переработки сырья в условиях имеющихся в республике нефтеперерабатывающих заводов с получением продуктов улушенного качества.

В связи с эти, приоритетным направлением для развития экономики Казахстана является разработка и внедрение технологий, адаптированных к сырьевым условиям Казахстана и позволяющих перерабатывать тяжелые, вязкие и высокосернистые нефти с получением не только моторных топлив, но и минеральных масел. Как известно, все нефтеперерабатывающие заводы Казахстана работают по топливному варианту, то есть недоиспользуются другие ценные качества нефти, содержащей в своем потенциале в значительном количестве компоненты масел и парафинов, при этом весь потребляемый обьем смазочных материалов ввозится, причем с колоссальными затратамина приобретение и транспортировку.

Вместе с тем Казахстан располагает уникальнейшим сырьем для производства масел и парафинов, к которому относятся Мангышлакские             (Узенские, Жетыбайские), Кумкольские, нефти Эмбинского региона. Эффективность строительства маслоблока на базе переработки этих нефтей возрастаетв десятки раз, что определяется в основном следующим   обстоятельствами:необходимостью углубления переработки нефтяного сырья с целью экспортозамещения сырой нефти высококачественными нефтепродуктами; высокое содержание масляных фракций и парафинов в нефтях; существенный дефицит в республике основной продукции маслоблока.

Для них предложены различные варианты переработки с получением базовых масел.В силу разных физико-химических характеристик нефтей предложенные схемы переработки несколько отличаются друга от друга. Но общим результатом этих исследований является то, что в результате применения такой технологии получаются масла с высокими индесами вязкости, что является важнейшей характеристикой улучшенных эксплуатационных характеристик масел.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

          1  Теоретические основы процесса:

 

1. Значение и назначение процесса каталитической депарафинизации

 

Каталитическая депарафинизация представляет собой технологию с использованием высоких температур и высокого давления, при которой катализатор избирательно расщепляет молекулы парафинов, имеющиеся в базовом масле, до легких продуктов, таких как газ и нафта. Хотя этот процесс рентабелен, он все же в некоторой степени неэкономичен, поскольку парафины с высокими параметрами преобразуется в газ и легкое топливо с более низкими параметрами. При изомеризации процесс такой же, но парафины избирательно преобразуется (изомеризируется) в очень высококачественное базовое масло. При использовании обеих технологий удаляется парафин, и, соответственно, снижается температура предела текучести базового масла, но в результате гидроизомеризации получается более высокий коэффициент вязкости базового масла (VI) и больший выход продукта.

          Впервые  технологии каталитической депарафинизации  и гидроизомеризации парафина  были запущены в производство в семидесятые годы прошлого века. Компания Shell использовала технологию гидроизомеризации парафина в сочетании с депарафинизацией селективными растворителями для производства в Европе базовых масел со сверхвысоким коэффициентом вязкости (VI). Компания Exxon и другие создали такие же предприятия в девяностых годах. В Соединенных Штатах компания Mobil использовала каталитическую депарафинизацию вместо депарафинизации селективными растворителями, но все же сочетала ее с экстракцией селективными растворителями для производства обычных дистиллятных масел средней вязкости. Каталитическая депарафинизация была долгожданным шагом вперед по сравнению с депарафинизацией селективными растворителями, в особенности, для производства обычных дистиллятных масел средней вязкости, поскольку при этой технологии использовались более простые способы удаления н-парафинов и парафинистых боковых цепей из других молекул за счет их расщепления на более мелкие молекулы. Это снижало температуру предела текучести базового масла так, что оно становилось текучим при низких температурах подобно маслам, депарафинизированным селективными растворителями.

          Chevron была  первой компанией, применившей сочетание  каталитической депарафинизации, гидрокрекинга  и гидрорафинирования на своем предприятии по производству базовых масел в Ричмонде, Калифорния, в 1984 г. (рис.1).

 

 

 

 

 

Рисунок 1. Предприятие по производству смазочных масел компании ChevronTexaco в Ричмонде, Калифорния (RLOP).

 

          Это  была первая промышленная демонстрация всей технологической схемы гидроочистки для производства базовых смазочных масел.

          В 1993 г., первая современная технология  изомеризации парафина –депарафинизации  была поставлена компанией Chevron на  коммерческую основу. Это был большой шаг вперед по сравнению с более ранними видами каталитической депарафинизации, поскольку температура предела текучести базового масла снизилась за счет изомеризации н-парафинов и других молекул с длинными боковыми цепями в требуемые соединения с разветвленной цепью с превосходными смазывающими свойствами вместо их расщепления и удаления. Данная революционная технология использовала катализатор компании Chevron ISODEWAXING для того, чтобы значительно повысить выход продукта при депарафинизации и улучшить эксплуатационные характеристики базового масла.

          К числу  преимуществ такого сочетания  технологий относится меньшая  зависимость от сорта сырой  нефти, из которого следует производить  высококачественные базовые масла. Кроме того, эксплуатационные характеристики базовых масел могут стать в значительной степени независимыми от источника сырой нефти, в отличие от базовых масел селективной очистки. На рисунке 2 дана технологическая блок-схема работы современной установки по производству базового масла с двумя параллельными технологическими линиями – одной для легких базовых масел и другой для тяжелых базовых масел на входе и с получением «нейтрального» высококачественного масла на выходе.

 

 

Рисунок 2. Гидроочистка. Группа II. (Гидрокрекинг, каталитическая депарафинизация, гидрорафинирование).

 

 

1.2 Сырье каталитической депарафинизации

 

Ползуясь только методами физического выделения углеводородов масел, получить высококачественные смазочные масло из любого сырья невозможно; если в нефти отсутствуют масляные фракции соответствующих качеств, то никакой метод физического разделения не даст желаемых результатов.

Природа нефти предопределяет не только качество и выход,но и ассортимент масел, который целесообразно получать из данного сырья.

В зарубежной практике для производства высокоиндексных базовых масел

(ИВ 95-105 и выше), наряду с гидрокрекингом, широко используют селективную  очистку отборных масляных нефтей (венесуэльской, пенсильванской, кувейтской  и других). В нашей стране до последнего времени имелось относительно небольшое количество нефтей, из которых можно было бы получать базовые масла с индексом вязкости 100 даже при существенном углублении очистки.

        Природа нефти  и свойства исходных фракций  оказывают громадное влияние на выход и качество масел. В частности, среди многих восточных нефтей (таких как волгоградские, ферганские, пермские, мангышлакские, туймазинская) наиболее ценным сырьем для производства высокоиндексных масел является западносибирская усть-балыкская нефть.

         Для выявления  нефтей, близких по качеству к  усть-балыкской по показателям  действующей технологической классификации, проведена сопоставительная оценка  ряда новых нефтей как сырья  для производства масел.В зависимости  от потенциального суммарного содержания дистиллятных и остаточных масел нефти делятся на четыре группы (М1 – не менне 25% на нефть и 45% на мазут, М2  - 15-25%  на нефтьи не менее 45% на мазут, М3 -15-25% на нефть и 30-45% на мазут, М4 –менкк 15% на нефть и менее 30% на мазут), а по качеству масел, выраженному наиболее обобщающим покащателем – индексом вязкости, - на две группы – (И1 – ИВ выше 85 и И2  - 40-85)

            Практически любое смазочное  масло представляет собой масляную  основу – базовое масло, в которое  вводят присадки разного функционального назначения.Масляная основа нефтяных масел представляет собой сложную смесь высококипящих углеводородов с числом углеродных атомов 20-60 (молекулярной массы 300-750), выкипающих в интревале 300-650°С. Сырьем для их производства является мазут, а главным процессом – вакуумная перегонка, в результате которой получают узкие масляные фрации (от 1 до 4) и гудрон. В этих фракциях содержатся: парафиновые углеводороды (алканы нормального и изостроения); нафтеновые углеводороды (цикланы), содержащие пяти- и шестичленные кольца с парафиновыми цепями разной длины; ароматические углеводороды (арены моно- и полициклические); гибридные углеводороды, а также смолисто-асфальтеновые вещества и серо-, азот- и кислородсожержащие гетереоорганические соединения. В исходных масляных фракциях нефти содержатся компоненты, составляющие основу базовых масел, и так называемые нежелательные компоненты, ухудшающие физико-химические и эксплуатационные свойства товарных масел, такие, как смолисто-асфальтеновые, полициклические ароматические и высокомолекулярные парафиновые углеводороды. Поэтому технология производства базовой основы смазочных масел основана на избирательном удалении из масляных фракций нежелательных углеводородов при максимально возможном сохранении компонентов, обеспечивающих требуемые физико-химические и эксплуатационные свойства конечных  товарных масел.

            По источнику сырья масла подразделяются  на: дистиллятные, полученные ищ  соответствующих масляных фракций  вакуумной перегонки мазута, т.е. из гудрона; компаундированные, полученные при смешении дистиллятного и остатоного компонентов; загущенные, полученные введением в базовые масла загущающих полимерных присадок (в марках масел обозначаются индексом «3»).

     

 

1.3 Подготовка сырья каталитической депарафинизации

 

          Далнейшие технологии производства базовых масел включает в себе ряд

процессов; назначение каждого из них – удаление из сырья групп углеводородов и соединений, присутствие которых в масле нежелательно (асфалтосмолистых соединений, полициклических ароматических углеводородов). К числу этих процессов относятся:

         1)Очистка  сырья: экстракционная (селективными  оастворителями), гидрогенизационная (гидрокрекинг, гидроизомеризаций), адсорбционная, сернокислотная (кислотно-щелочная  или кислотно-контактная).

        2)Депарафинизция  очищенного сырья с использованием растворителей или гидрокаталитическая.

        3) Доочистка  депарафинированных масел – контактная (отбеливающей землей) или гидрогенизационная.

        При переработке  остаточного сырья – гудрона  перед подачей сырья на селективную  или гидрогенизационную очистку осуществляется его деасфальтизация пропаном. На некоторых предприятиях при переработк остаточного сырья используется процесс дуосол-очистки,сочетающий функции процессов деасфальтизации и селективной очистки. В настоящее время основной обьем базовых масел производится с использованием экстракционых процессов: пропановой деасфальтизации, селективной очистки фенолом, фурфуролом или N-метилпириллидоном,депарафинизации в кетонсодержащем растворителе. Для доочистки депарафинированных масел на современных маслоблоках процесс гидроочистки.

 

 

1.4 Характеристика катализаторa

 

В области каталитической депарафинизации проводятся непрерывные исследования с целью улучшения выхода и индекса вязкости (ИВ) смазочного масла, получаемого этим способом. Более того, делаются попытки разработать способ каталитической депарафинизации, который может конкурировать со способами депарафинизации растворителями, например по показателям выхода масла и индекса вязкости при аналогичной спецификации на температуру потери текучести. Депарафинизация растворителем является трудным в эксплуатации полунепрерывным процессом. Поэтому желательно заменить способ депарафинизации растворителем на способ каталитической депарафинизации.

Цель изобретения была достигнута, когда весовое соотношение кристаллитов металлосиликата и связующего в катализаторе находится между 5:95 и 35:65.

Было найдено, что с использованием способа настоящего изобретения можно получить высокий выход продукта - базового масла при том же значении среднечасовой скорости подачи сырья. Отсюда следует, что при пониженном количестве кристаллитов металлосиликата может быть достигнута более высокая селективность депарафинизации. Кроме того, это приводит к тому, что катализатор, применяемый в способе согласно изобретению, дешевле катализатора известного из уровня техники, поскольку в каталитической композиции используется меньше относительно дорогих кристаллитов металлосиликата. Дополнительным преимуществом является то, что в способе согласно изобретению образуется меньше газа.

В публикации международной заявки WO-A-9617902 описана каталитическая композиция для каталитической депарафинизации, которая содержит алюмосиликатный цеолитный материал и связующий материал в весовых количествах от 80:20 до 20:80 и обычно от 80:20 до 50:50 (цеолит : связующее).

В ЕР-А-304251 описан способ каталитической депарафинизации, в котором каталитическая композиция предпочтительно используется без связующего. В экспериментах используется катализатор, представляющий собой никель на цеолите ZSM-5, без связующего материала.

Каталитическая депарафинизация в этом изобретении означает способ уменьшения температуры потери текучести (температуры застывания) продуктов базового смазочного масла посредством селективного превращения компонентов масляного сырья, которые обладают высокой температурой застывания, в продукты с низкой температурой застывания. Продукты, которые обладают высокой температурой застывания, имеют высокую температуру плавления. Такие соединения называются восками (парафинами). Воскообразные соединения включают, например, высокоплавкие нормальные парафины, изо-парафины и моноциклические соединения. Температуру застывания предпочтительно понижают по меньшей мере на 10 С и более предпочтительно по меньшей мере на 20 С. Таким образом, углеводородные масла, которые можно использовать в качестве сырья в способе согласно настоящему изобретению, будут содержать парафинистые молекулы, которые придают маслу нежелательно высокую температуру застывания. Небольшие количества этих соединений могут сильно влиять на температуру застывания. Обычно сырье может содержать приблизительно между 1 и 100% этих парафинистых соединений.

Подходящее углеводородное масляное сырье, которое можно использовать в способе согласно настоящему изобретению, представляет собой смеси высококипящих углеводородов, такие как, например, тяжелые нефтяные фракции. Было найдено, что особенно подходящими для использования в качестве сырья являются вакуумные дистиллятные фракции, полученные из атмосферного остатка, то есть дистиллятные фракции, полученные при вакуумной перегонке остаточной фракции, которая, в свою очередь, получается при атмосферной перегонке сырой нефти. Обычно пределы выкипания такой вакуумной дистиллятной фракции обычно находятся между 300 и 620 С, приемлемо между 350 и 580 С. Однако также могут применяться деасфальтизированные остаточные нефтяные фракции, включая как деасфальтизированные атмосферные остатки, так и деасфальтизированные вакуумные остатки. Если вакуумные дистиллятные фракции содержат значительные количества загрязнений, содержащих серу и азот, например, имеющих содержание серы до 3 вес.% и содержание азота до 1 вес.%, может быть выгодной обработка такого сырья на стадии гидродесульфуризации и гидроденитрогенизации, до способа каталитической депарафинизации согласно настоящему изобретению.

Примерами видов сырья, которые имеют относительно высокое содержание парафинистых соединений, являются синтетические парафинистые рафинаты (парафинистые рафинаты процесса Фишера-Тропша), остаточные фракции процесса гидрокрекинга (гидропарафин), т.е. те фракции, которые имеют фактическую границу отделения дистилляционной фракции по меньшей мере 320 С, предпочтительно по меньшей мере 360 С, и парафиновый гач, полученный при депарафинизации гидроочищенных или очищенных в результате сольвентной очистки парафинистых дистиллятов. Эти виды сырья имеют содержание парафина по меньшей мере 50 вес.%, предпочтительно по меньшей мере 80 вес.%, и более предпочтительно по меньшей мере 90 вес.%. Эти виды сырья применяются для получения базовых смазочных масел, имеющих индекс вязкости (ИВ) выше 120 и особенно выше 135.

До способа каталитической депарафинизации согласно изобретению фракцию вакуумного дистиллята или любой другой вид сырья, содержащего серу или азот, предпочтительно подвергают обработке на стадии гидроочистки, для того чтобы снизить концентрацию серы и/или азота в сырье. Эта стадия гидроочистки предпочтительно включает контактирование сырья с водородом в присутствии подходящего катализатора. Такие катализаторы известны из уровня техники и в принципе можно использовать любой катализатор гидроочистки, про который известно, что он является активным при гидродесульфуризации и гидроденитрогенизации соответствующего углеводородного сырья. Подходящие катализаторы включают те катализаторы, которые содержат один или больше компонентов неблагородного металла VIII группы, выбранные из никеля (Ni) и кобальта (Со), в количестве от 1 до 25% по весу (вес.%), предпочтительно от 2 до 15 вес.% в расчете на элемент, относительно общего веса катализатора, и один или больше компонентов металла VI группы, выбранные из молибдена (Мо) и вольфрама (W), в количестве от 5 до 30 вес.%, предпочтительно от 10 до 25 вес.% в расчете на элемент относительно общего веса катализатора. Эти металлические компоненты могут присутствовать в виде свободных элементов, оксидов и/или сульфидов, причем они нанесены на тугоплавкий оксидный носитель. Тугоплавкий оксидный носитель катализатора первой стадии может представлять собой любой неорганический оксид, алюмосиликат или их сочетание, необязательно в сочетании с инертным связующим материалом. Примеры тугоплавких оксидных носителей включают неорганические оксиды, такие как оксид алюминия, диоксид кремния, диоксид титана и диоксид циркония, оксид бора, алюмосиликат, фторированный оксид алюминия, фторированный алюмосиликат и их смеси из двух или более указанных компонентов. В предпочтительном варианте воплощения в качестве тугоплавкого оксидного носителя используют кислотный носитель, такой как оксид алюминия, алюмосиликат или фторированный оксид алюминия. Тугоплавкий оксидный носитель также может представлять собой алюмосиликат. Могут применяться как синтетические алюмосиликаты, так и алюмосиликаты природного происхождения. Примерами являются минеральные или деалюминированные бета-цеолит, фоязит и цеолит Y. С учетом показателя селективности предпочтительно используют деалюминированные формы этих цеолитов. Предпочтительным для использования алюмосиликатом является связанный с оксидом алюминия, по меньшей мере частично деалюминированный цеолит Y.

Условия каталитической депарафинизации известны из уровня техники и обычно они включают рабочие температуры в интервале от 200 до 500 С, предпочтительно от 250 до 400 С, давление водорода в интервале от 1,0 до 20 МПа (10-200 бар), предпочтительно от 1,5 до 10 МПа, более предпочтительно от 1,5 до 6,5 МПа, при среднечасовой скорости подачи сырья (ССПС) в интервале от 0,1 до 10 кг масла на 1 л катализатора в час (кг/(л.ч), предпочтительно от 0,2 до 5 кг/(л.ч), более предпочтительно от 0,5 до 3,0 кг/(л.ч) и при соотношении водород/масло в интервале от 100 до 2000 л водорода на 1 л масла.

Весовое соотношение кристаллитов металлосиликата и связующего материала находится между 5:95 и 35:65. Предпочтительно это весовое соотношение составляет 10:90 и выше. Верхнее значение соотношения предпочтительно ниже, чем 30:70. Было установлено, что при пониженном значении соотношения реализуется преимущества настоящего изобретения. Однако при уменьшении этого соотношения для достижения сопоставимого снижения температуры застывания требуется более высокая рабочая температура. Поэтому соотношение 5:95 является практическим нижним интервалом весового соотношения кристаллитов металлосиликата и связующего материала, поскольку при понижении значения этого соотношения рабочая температура становится слишком высокой для реальной эксплуатации.

Материал связующего может быть синтетическим соединением или веществом природного происхождения (неорганическим), например глиной, диоксидом кремния и/или оксидами металлов. Примером глин природного происхождения являются глины семейства монтмориллонита и каолина. Связующее предпочтительно представляет собой пористый связующий материал, например тугоплавкий оксид, примером которого являются: оксид алюминия, алюмосиликат, магнийсиликат, цирконийсиликат, торийсиликат, бериллийсиликат, титаносиликат, а также тройные композиции, например торий-алюмосиликат, цирконийалюмосиликат, магнийалюмосиликат и магнийцирконийсиликат. Более предпочтительно используется связующий материал - тугоплавкий оксид с низкой кислотностью, который практически не содержит алюминия. Примерами таких материалов связующего являются диоксид кремния, диоксид циркония, диоксид титана, диоксид германия, оксид бора и их двух или более компонентные смеси, примеры которых перечислены выше. Наиболее предпочтительным связующим является диоксид кремния.

Подходящий гидрирующий компонент содержит по меньшей мере один компонент металла VIB группы и/или по меньшей мере один компонент металла VIII группы. Компоненты металла VIB группы включают вольфрам, молибден и/или хром в виде сульфида, оксида и/или в виде свободного элемента. Если компонент металла VIB группы присутствует, то предпочтительное его количество находится в интервале от 1 до 35 вес.%, более предпочтительно от 5 до 30 вес.% в расчете на элемент с учетом общего веса носителя, то есть суммы модифицированного молекулярного сита и связующего.

Более предпочтительно присутствие в качестве каталитически активного гидрирующего компонента только компонента металла VIII группы. Компоненты металла VIII группы включают компоненты на основе благородных, а также неблагородных металлов. Особенно подходящими компонентами металла VIII группы являются палладий, платина, никель и/или кобальт в виде сульфида, оксида и/или в виде свободного элемента. Общее количество металла VIII группы соответственно не будет превышать 10 вес.% в расчете на элемент с учетом общего веса носителя, и предпочтительно находится в интервале от 0,1 до 5,0 вес.%, более предпочтительно от 0,2 до 3,0 вес.%. Если присутствуют как платина, так и палладий, то весовое соотношение платина/палладий может изменяться в широких пределах, но предпочтительно когда оно изменяется от 0,05 до 10, более предпочтительно, от 0,1 до 5. Предпочтительными являются катализаторы, содержащие платину и палладий в качестве гидрирующего компонента.

Кристаллиты металлосиликата обладают кристаллической микропористой структурой и в целом могут быть охарактеризованы тем, что их трехмерная структура построена из тетраэдрических блоков SiО4 и тетраэдрических блоков М или тетраэдрических блоков SiО4 и октаэдрических блоков М, причем эти блоки по углам соединяются через атомы кислорода. Примерами возможных металлов для М являются Al, Fe, В, Ga или Ti или сочетания этих металлов. Предпочтительными кристаллитами металлосиликата являются кристаллиты алюмосиликатного цеолита, имеющего соответствующие поры диаметром в интервале от 0,35 до 0,80 нм. Предпочтительные кристаллиты алюмосиликатного цеолита включают цеолиты типа MFI, которые имеют поры диаметром 0,55 и 0,56 нм, такие как ZSM-5 и силикалит, оффретит, который имеет поры диаметром приблизительно 0,68 нм, и цеолиты группы ферриерита, имеющие поры диаметром 0,54 нм, такие как ZSM-35 и ферриерит. Другой предпочтительный класс кристаллитов алюмосиликатного цеолита включает цеолиты типа TON. Примерами кристаллитов алюмосиликатного цеолита типа TON являются ZSM-22, Тета-1 и Nu-10, которые описаны в патентах США А-5336478, ЕР-А-57049 и ЕР-А-65400. Дополнительным предпочтительным классом кристаллитов алюмосиликатного цеолита являются цеолиты типа MTW. Примерами кристаллитов молекулярного сита, имеющего топологию типа MTW, являются ZSM-12, Nu-13, силикат-ТЕА, TPZ-3, TPZ-12, VS-12 и Тета-3, которые описаны, например, в патентах США А-3832449, ЕР-А-513118, ЕР-А-59059 и ЕР-А-162719. Следующим предпочтительным классом кристаллитов алюмосиликатного цеолита являются цеолиты типа-МТТ. Примерами кристаллитов молекулярного сита, имеющего топологию типа-МТТ, являются цеолиты ZSM-23, SSZ-32, ISI-4, KZ-1, EU-1, EU-4 и EU-13, которые описаны, например, в патентах США А-4076842, А-4619820, ЕР-А-522196, ЕР-А-108486 и ЕР-А-42226.

 

Более предпочтительно кристаллиты цеолита имеют индекс проницаемости между 2 и 12. Индекс проницаемости является мерой степени, с которой цеолит обеспечивает контроль молекул различного размера за счет внутренней структуры цеолита. Цеолиты, которые обеспечивают весьма ограниченный доступ внутрь структуры и выход из внутренней структуры, имеют высокое значение индекса проницаемости. С другой стороны, цеолиты, которые обеспечивают весьма свободный доступ внутрь структуры, имеют низкое значение индекса проницаемости и обычно поры большого размера. Метод определения индекса проницаемости полностью описан в патенте США А-4016218, который включен в описание как ссылка на подробности этого метода.

В таблице А приведены значения индекса проницаемости (ИП) для некоторых типичных материалов.

 

Таблица А

 

Цеолит	ИП ( при температуре испытания), °С
ZSM-4	0,15	316
ZSM-5	6-8,3	371-316
ZSM-11	6-8,7	371-316
ZSM-12	2,3	316
ZSM-20	0,5	371
ZSM-22	7,3	427
ZSM-23	9,1	427
ZSM-34	50	371
ZSM-35	4,5	454
ZSM-38	2	510
ZSM-48	3,5	538
ZSM-50	2,1	427
TMA оффретит	3,7	316
TEA морденит	0,4	316
Клиноптлилот	3,4	510
Морденит	0,5	316
REY	0,4	316
Аморфный алюмосиликат	0,6	538
Деалюминированный цеолит Y (Деал Y )	0,5	510
Эрионит	38	316
Бета-цеолит	0,6-2	316-399

 

 

 

 

 

Природа индекса проницаемости и указанная методика его определения допускает возможность того, что данный цеолит может быть испытан при несколько других условиях, в результате чего получается другое значение индекса проницаемости. По-видимому, индекс проницаемости изменяется в некоторой степени зависимости от жесткости режима (конверсии) и в зависимости от наличия или отсутствия связующих материалов. Вероятно, что и другие переменные, такие как размер кристаллов цеолита, наличие окклюдированных загрязняющих примесей и другие, могут оказывать влияние на индекс проницаемости. Следовательно, необходимо принимать во внимание, что возможен такой выбор условий испытаний, например температуры, чтобы определить больше, чем одно значение для индекса проницаемости для конкретного цеолита. Этим объясняется интервал значений индекса проницаемости для таких цеолитов, как ZSM-5, ZSM-11 и бета-цеолит, в приведенной табл.А.