ES2289507T3 - Proceso para separar cuerpos coloreados y/o contaminantes asfaltenicos de una mezcla de hidrocarburos. - Google Patents
Proceso para separar cuerpos coloreados y/o contaminantes asfaltenicos de una mezcla de hidrocarburos. Download PDFInfo
- Publication number
- ES2289507T3 ES2289507T3 ES04727017T ES04727017T ES2289507T3 ES 2289507 T3 ES2289507 T3 ES 2289507T3 ES 04727017 T ES04727017 T ES 04727017T ES 04727017 T ES04727017 T ES 04727017T ES 2289507 T3 ES2289507 T3 ES 2289507T3
- Authority
- ES
- Spain
- Prior art keywords
- membrane
- permeable
- hydrocarbon
- process according
- source
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Lifetime
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 67
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 64
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 38
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 title claims description 9
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims abstract description 131
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 32
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 10
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 9
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 claims description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 8
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 6
- -1 polysiloxane Polymers 0.000 claims description 6
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 2
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 claims description 2
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 claims description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 210000004379 membrane Anatomy 0.000 description 102
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 16
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 10
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 5
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004697 Polyetherimide Substances 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000003498 natural gas condensate Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229920002312 polyamide-imide Polymers 0.000 description 2
- 229920001601 polyetherimide Polymers 0.000 description 2
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 2
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 2
- 229920002981 polyvinylidene fluoride Polymers 0.000 description 2
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004606 Fillers/Extenders Substances 0.000 description 1
- 239000004962 Polyamide-imide Substances 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 210000002469 basement membrane Anatomy 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 150000001925 cycloalkenes Chemical class 0.000 description 1
- 238000012217 deletion Methods 0.000 description 1
- 230000037430 deletion Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000004205 dimethyl polysiloxane Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- FBAFATDZDUQKNH-UHFFFAOYSA-M iron chloride Chemical compound [Cl-].[Fe] FBAFATDZDUQKNH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001728 nano-filtration Methods 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000002344 surface layer Substances 0.000 description 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 1
- 238000000108 ultra-filtration Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D61/00—Processes of separation using semi-permeable membranes, e.g. dialysis, osmosis or ultrafiltration; Apparatus, accessories or auxiliary operations specially adapted therefor
- B01D61/02—Reverse osmosis; Hyperfiltration ; Nanofiltration
- B01D61/025—Reverse osmosis; Hyperfiltration
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D61/00—Processes of separation using semi-permeable membranes, e.g. dialysis, osmosis or ultrafiltration; Apparatus, accessories or auxiliary operations specially adapted therefor
- B01D61/02—Reverse osmosis; Hyperfiltration ; Nanofiltration
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D61/00—Processes of separation using semi-permeable membranes, e.g. dialysis, osmosis or ultrafiltration; Apparatus, accessories or auxiliary operations specially adapted therefor
- B01D61/02—Reverse osmosis; Hyperfiltration ; Nanofiltration
- B01D61/027—Nanofiltration
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D65/00—Accessories or auxiliary operations, in general, for separation processes or apparatus using semi-permeable membranes
- B01D65/02—Membrane cleaning or sterilisation ; Membrane regeneration
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D65/00—Accessories or auxiliary operations, in general, for separation processes or apparatus using semi-permeable membranes
- B01D65/08—Prevention of membrane fouling or of concentration polarisation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/11—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by dialysis
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2321/00—Details relating to membrane cleaning, regeneration, sterilization or to the prevention of fouling
- B01D2321/08—Use of hot water or water vapor
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Nanotechnology (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
- Fire-Extinguishing Compositions (AREA)
Abstract
Un proceso para separar cuerpos coloreados y/o contaminantes asfalténicos de una mezcla de hidrocarburos utilizando una membrana con un lado de fuente y un lado permeable, por el contacto de la mezcla de hidrocarburos con el lado de fuente de la membrana, en el que entre la fuente y el lado permeable de al membrana se aplica diferencia de presión, con lo que pasa parte de la mezcla de hidrocarburos desde el lado de la fuente hacia el lado permeable y se obtiene en el lado permeable de la membrana un hidrocarburo permeable con un menor contenido de cuerpos coloreados y/o contaminantes asfalténicos, y removiendo el hidrocarburo permeable del lado permeable de la membrana, en el que durante lo intervalos de tiempo seleccionados la eliminación de hidrocarburo permeable del lado permeable de la membrana se detiene, de forma tal que la diferencia de presión en la membrana se disminuya temporalmente de forma sustancial.
Description
Proceso para separar cuerpos coloreados y/o
contaminantes asfalténicos de una mezcla de hidrocarburos.
La invención describe un proceso para separar
cuerpos coloreados y/o contaminantes asfalténicos de una mezcla de
hidrocarburos con una membrana, pasando parte de la mezcla de
hidrocarburos desde el lado de la fuente al lado permeable de la
membrana, entre estos lados e aplica la diferencia de presión en la
membrana, obteniéndose en el lado permeable de la membrana un
hidrocarburo permeable con menor contenido de cuerpo coloreados y/o
contaminantes asfalténicos, y removiendo el hidrocarburo permeable
del lado permeable de la membrana.
Es un proceso que ya fue descrito en
WO-A-99227036. La presente
publicación describe un proceso para preparar olefinas inferiores
con un proceso de craqueo a vapor bien conocido a partir de la
fuente contaminada. Antes de verter la fuente a los hornos de
craqueo de vapor se eliminan los contaminantes de la fuente por
medio de una separación con membranas. Al eliminar los
contaminantes de la fuente de este modo es posible utilizar, por
ejemplo, los denominados condensados negros como fuente para
preparar olefinas inferiores. El término condensado negro se
utiliza generalmente para referirse a condensados de gas natural
contaminados con color ASTM de 3 o más. La aplicación directa de
estas fuentes relativamente económicas en el proceso de craqueo de
vapor anterior no sería posible porque los contaminantes y/o los
cuerpos coloreados en la fuente darían lugar a excesiva formación
de coque en las secciones de convección y hornos de craqueo de vapor
asociados.
Una de las desventajas del proceso de acuerdo
con la patente WO-A-9927036 es que
el flujo, expresado en la fuente que es permeable a través de la
membrana por metro cuadrado por día disminuye rápidamente desde el
valor máximo de aproximadamente 1200 kg/m^{2} por día a los
valores más bajos no económicos.
El objeto de la presente invención es
proporcionar un proceso, que puede operare en un período de tiempo
prolongado a un promedio de altos flujos.
De acuerdo con la presente invención, se
presenta un proceso para separar cuerpos coloreados y/o
contaminantes asfalténicos de una mezcla de hidrocarburos
utilizando una membrana con un lado de fuente y un lado permeable,
por el contacto de la mezcla de hidrocarburos con el lado de fuente
de la membrana, en el que entre la fuente y el lado permeable de al
membrana se aplica diferencia de presión, con lo que pasa parte de
la mezcla de hidrocarburos desde el lado de la fuente hacia el lado
permeable y se obtiene en el lado permeable de la membrana un
hidrocarburo permeable con un menor contenido de cuerpos coloreados
y/o contaminantes asfalténicos, y removiendo el hidrocarburo
permeable del lado permeable de la membrana, en el que durante lo
intervalos de tiempo seleccionados la eliminación de hidrocarburo
permeable del lado permeable de la membrana se detiene, de forma tal
que la diferencia de presión en la membrana se disminuya
temporalmente de forma sustancial.
Los solicitantes observaron que el flujo del
hidrocarburo permeable disminuiría durante la operación de
separación normal en la membrana con el tiempo de operación desde
el valor máximo inicial. Se encontró que si se detiene la
eliminación de hidrocarburos permeables a partir del lado permeable
de la membrana, disminuye sustancialmente la diferencia de presión
en la membrana, porque parte de la mezcla de la fuente continúa
siendo permeable a través de la membrana. Debido al hecho de que se
detiene la eliminación del permeable, esto resulta en un aumento de
la presión en el lado permeable, alcanzándose una mayor presión en
el lado de la fuente, hasta que las presiones en ambos lados se
equilibran gradualmente.
Además, el solicitante encontró que si se reduce
sustancialmente la diferencia de presión de este modo, luego de que
el flujo del permeable haya alcanzado ciertos valores mínimos
aceptables, se encontró que es posible operar la separación de la
membrana en el flujo máximo original cuando la separación normal de
membrana se retoma porque se remueve el permeable del lado
permeable de la membrana nuevamente. En la mayoría de los casos se
recicla el concentrado y se mezcla con la fuente fresca, de forma
tal que el hecho de que para cierto intervalo de tiempo no haya
separación o la misma sea limitada no resulte ser un problema para
la composición del concentrado.
El equilibrio de presión es un proceso gradual,
la velocidad del mismo depende de la permeabilidad de la membrana
en las condiciones de operación. La menor diferencia de presión que
se alcanza puede depender así de la longitud del intervalo de
tiempo durante el cual se detiene la eliminación del permeable. La
expresión de disminución sustancial de la diferencia de presión se
utiliza para referirse a cualquier disminución de la diferencia de
presión que prueba ser suficiente en una situación práctica para
restaurar el flujo permeable al máximo original cuando se restaura
el flujo permeable. Adecuadamente, una disminución sustancial es
disminuir la diferencia de presión en 20% o más, preferiblemente
50% o más, más preferiblemente 90% o más. Cuando se detiene la
eliminación del permeable por un intervalo de tiempo suficientemente
extensor, las presione también pueden equilibrarse totalmente de
forma tal que dicha diferencia de presión es igual a cero. Cuando el
intervalo de tiempo no es suficientemente extenso como para un
equilibrio total de presión, aun puede alcanzarse una disminución
sustancial de la diferencia de presión, al menos temporalmente al
final de cada intervalo de tiempo.
Por lo tanto, se obtuvo un proceso simple que no
requiere la operación más compleja de lavado reverso, y tampoco
requiere manipulación especial de operación en el lado de la fuente
de la membrana.
\newpage
El lavado reverso del permeable a través de la
membrana se utiliza en ocasiones dentro de la membrana y/o en los
procesos de filtración para mejorar el flujo a través de la
membrana. Una desventaja del lavado reverse es que es más difícil
de controlar y que requiere por ejemplo más equipamiento como ser
bombas de lavado reverso y producen más del producto secundario
negro no deseado. Además, en caso de que se forme la membrana por
una capa fina superficial de membrana densa y una membrana de
soporte de membrana porosa, el lavado reverso del permeable es más
probable que provoque daños a la membrana densa delgada, y por lo
tanto no puede aplicarse. A continuación se describen otra de las
ventajas y de los aspectos preferidos.
La solicitud de patente internacional Nº
PCT/EP02/11712, que no se publicó a la fecha de presentación de la
presente solicitud, describe un proceso para separar cuerpos
coloreados y/o contaminante asfalténicos de una mezcla de
hidrocarburos si se pasa parte de la mezcla de hidrocarburos a
través de una membrana sobre la cual e mantiene una diferencia de
presión, obteniéndose así un permeable de hidrocarburos con menor
contenido de cuerpos coloreados y/o contaminantes, en el que a
intervalos de tiempos seleccionados la diferencia de presión en la
membrana se disminuye sustancialmente al detenerse el flujo de
mezcla de hidrocarburos al lado de la fuente de la membrana. Puede
por ejemplo, lograr detenerse el flujo de fuente al detener la
operación de una bomba de la fuente, o reciclando la mezcla de
hidrocarburos desde una posición entre la bomba de fuente y la
membrana hacia una posición corriente arriba de la bomba de
fuente.
Una ventaja de la presente invención es que la
diferencia de presión entre el lado de la fuente y el lado
permeable de la membrana se disminuye sustancialmente sin liberar la
presión en el lado de la fuente. Esto minimiza el estrés mecánico
que sufre el equipo en el lado de la fuente. Además, si se libera la
presión en el lado de la fuente a temperaturas elevadas, pueden
evaporarse los componentes más livianos de la mezcla de fuente, lo
cual puede resultar en una acumulación de vapor indeseable cuando se
recomienza el suministro de fuente a la membrana. Este fenómeno
limita el máximo de temperatura al cual puede funcionar la membrana.
Cuando se disminuye la diferencia de presión al detener la
eliminación de permeable según la presente invención, la membrana
puede funcionar a mayores temperaturas. Si tiene lugar la
evaporación de componentes más livianos en el lado permeable, esto
no es un problema porque normalmente no hay bombas en el lado
permeable.
Otro ventaja de la presente invención es que la
permeabilidad de la fuente a través de la membrana permanece
durante al menos parte de los intervalos en los que se detiene la
eliminación del permeable. Cuando se retoma la eliminación del
permeable al abrir una válvula en el conducto de eliminación, se
puede apreciar inmediatamente un flujo pico del permeable debido a
la liberación de la presión en el lado permeable que se formó cuando
el flujo estaba detenido. Así, la cantidad producida de permeable
hidrocarburo en el tiempo se mantiene aún más.
Aún otra de las ventajas es que el flujo cruzado
de fuente a través de la superficie de membrana en el lado de la
fuente continúa cuando disminuye la diferencia de presión. Por lo
tanto, cualquiera de los contaminantes liberados e la membrana en
el lado de la fuente se eliminan efectivamente.
Las mezclas de hidrocarburo contienen
contaminantes y/o cuerpos coloreado, que le dan a la mezcla de
hidrocarburos un color oscuro. El proceso de esta invención no se
limita a las fuentes por encima de cierto índice de color. Se
encontró particularmente útil para mezclas de hidrocarburos con un
índice de color ASTM por encima de 2, en particular 3 o más, tal
como se determina de acuerdo con ASTM D1500. El color ASTM del
permeable se encuentra que es menor que 2 y en ocasiones incluso
menor a 1, dependiendo del color de la fuente de hidrocarburos y de
las condiciones de operación del proceso de separación de membrana.
El proceso de la presente invención puede resultar en la
disminución del índice de color sin dimensión en 10% o más,
preferiblemente en 30% o más, y más preferiblemente en 50% o
más.
Los contaminantes y/o los cuerpos coloreado son
generalmente hidrocarburos con altos puntos de ebullición y que no
se vaporizan fácilmente, incluso con vapor. Entre los ejemplos de
estos hidrocarburos se incluyen aromáticos polinucleares,
cicloparafinas polinucleares, hirocarburos parafínicos grandes
(ceras), y componentes olefínicos como ser cicloolefinas
polinucleares e hidrocarburos olefínicos grande, especialmente
diolefinas.
Las mezclas de hidrocarburos a ser utilizadas de
acuerdo con el proceso de la presente invención son adecuadamente
mezclas de hidrocarburos con punto de ebullición inicial de más de
20ºC y punto de recuperación 80% de menos de 600ºC, preferiblemente
punto de recuperación 95% de menos de 600ºC, más preferiblemente
punto de recuperación 95% de menos de 450ºC, e incluso más
preferiblemente punto de recuperación de 95% menos de 350ºC
determinado por ASTM D-2887. Esta mezcla de
hidrocarburo pueden ser fracciones de petróleo crudo, condensados de
gas natural contaminados, o corrientes de refinería contaminadas.
Entre los ejemplos de mezclas de hidrocarburos adecuadas se incluye
fracción de nafta (una fracción de gasolina de primera destilación)
y/o gas oil (un destilado, intermedio entre queroseno y aceites
lubricantes livianos), que se contamina en el tanque de
almacenamiento o en la tubería cuando se transporta dicha fracción
desde la refinería hasta el craqueador de vapor. Otro ejemplo de
mezcla de hidrocarburos, que puede utilizarse adecuadamente, se
encuentra por encima del condensado blanco referido, que es un
condensado de gas natural contaminado. Los condensados de gas
natural normalmente tienen un color ASTM debajo de 1. Ocurre
contaminación cuando estos condensados de gas se almacenan en
recipientes de almacenamiento o se transportan por tuberías a
través de las cuales también e transportan o almacenan los crudos.
Los condensados de gas natural son típicamente mezclas que incluyen
sustancialmente, a saber más de 90% p, de hidrocarburos C5 - C20 o
más típicamente C5-C12.
La membrana incluye adecuadamente una capa
superior de membrana densa y membrana base (soporte) de membrana
porosa. Adecuadamente, la membrana se dispone de manera tal que el
permeable fluye primero a través de la capa superior de la membrana
densa y luego a través de la membrana base, de forma tal que la
diferencia de presión en la membrana empuja a la capa superior
hacia la capa base. La membrana densa e la membrana que separa a
los contaminantes de la mezcla de hidrocarburos. El conocedor el
tema sabe bien de qué membrana se trata, cuyas propiedades son tale
que la mezcla de hidrocarburos pasa a través de dicha membrana
porque se disuelve en la misma y difunde a través de su superficie.
Preferiblemente, la membrana densa tiene una estructura llamada
entrecruzada como la que se describe en
WO-A-9627430. El espesor de la capa
densa es preferiblemente lo más fina posible. Adecuadamente, el
espesor es entre 1 y 5 micrómetros, preferiblemente, entre 1 y 5
micrómetros. Los contaminantes y cuerpos coloreados no pueden
disolverse en dicha membrana densa por su estructura más compleja y
su mayor peso molecular. Por ejemplo, la membranas densas adecuadas
pueden ser de polisiloxano, en particular de
poli(di-metil siloxano) (PDMS). La capa de
membrana porosa proporciona fuerza mecánica a la membrana. Las
membranas porosas adecuadas son PoliAcriloNitrilo (PAN),
PoliAmidaImida + TiO2 (PAI), PoliEterImida (PEI),
PoliVinilideneDiFluoruro (PVDF), y PoliTetraFluoroEtileno (PTFE)
poroso, y pueden ser del tipo conocido normalmente para la
ultrafiltración, nanofiltración u ósmosis reversa.
El proceso según la invención puede llevarse a
cabo de forma tal que se detiene la eliminación del permeable
hidrocarburo repetidamente, a intervalos de tiempos separados
regularmente, de forma tal que incluye primero intervalos de tiempo
en lo cuales la separación en sí tiene lugar y se logra gran flujo,
alternado con intervalos posteriores a los cuales se detiene la
eliminación del permeable hidrocarburo, a saber, durante estos
intervalos de tiempo la diferencia de presión en la membrana se
disminuye gradualmente de forma sustancial cuando se compara con
los primeros períodos. Sin embargo, es también posible monitorear un
parámetro del proceso de separación tal que la tasa de flujo del
permeable, o el índice de color, e interrumpir la eliminación de
permeable únicamente si se alanza una cierta condición
predeterminada, tal como una tasa de circulación del permeable
mínima permitida.
Luego de los segundos intervalos de tiempo se
encontró que era posible operar la separación de la membrana
sustancialmente a los altos valores de flujo originales nuevamente,
sin un deterioro significativo de la operación durante períodos
prolongados de tiempo.
Sin limitarse en exceso por la teoría, se cree
que el siguiente mecanismo contribuye a prevenir el desempeño que
degrada la membrana debido a los depósitos de cuerpos coloreados y/o
contaminantes asfalténicos en la superficie de la membrana. Durante
la operación, la membrana densa se hincha significativamente, debido
al hidrocarburo disuelto en la misma y que difunde a través de
ella. A saber, el espesor de la membrana densa aumenta durante la
operación, a pesar de que este aumento de volumen se ve de alguna
forma contrarrestado por la diferencia de presión en la membrana.
Cuando disminuye significativamente la diferencia de presión, se
cree que la membrana densa puede expandirse de forma tal que aumenta
su espesor, y así se desprenden los depósitos en la superficie de
la membrana.
Durante la separación, la diferencia de presión
a través de la membrana es por lo general entre 5 y 60 bares y más
preferiblemente entre 10 y 30 bares. Durante el intervalo de tiempo
al cual se disminuye la diferencia de presión, dicha diferencia
puede ser entre 0 y 5 bares, en particular por debajo de 1 bar y
también 0 bar. Adecuadamente, la diferencia de presión se disminuye
en 20% o más, preferiblemente 50% o más, más preferiblemente 90% o
más.
La presente invención puede aplicarse en grupos
operados paralelamente de separadores de membrana que incluyen una
sola etapa de separación, o en aspectos que incluyen dos o más
etapas de separación secuenciales, en los que el condensado de la
primera etapa de separación se utiliza como fuente para la segunda
etapa de separación.
Un experto en el tema puede determinar
fácilmente los períodos óptimos de tiempo de la separación continua
y los intervalos de tiempo en los cuales se detiene la eliminación
de permeable. La maximización del flujo promedio en el separador de
membrana permitirá dicha determinación. En la presente flujo
promedio es el flujo de permeable promedio en los tiempos de
separación e intermedio. Por tanto, es deseable minimizar los
períodos de tiempo a los cuales se detiene el flujo de permeable y
se maximizar el período de tiempo en el cual tiene lugar la
separación. El flujo disminuye en los intervalos de separación y
adecuadamente cuando el flujo es menos que 75-99%
de valor máximo, se detiene el intervalo de separación.
Adecuadamente, entre 5 y 480 minutos de separación continua a
través de la membrana se alterna con períodos de tiempo entre 1 y 60
minutos, preferiblemente por debajo de 30 minutos y más
preferiblemente debajo de 10 minutos y más preferiblemente por
debajo de 6 minutos a los cuales se detiene la remoción de los
permeables.
Adecuadamente, la separación de membrana se
lleva a cabo en un rango de temperatura de -20 a 100ºC, en
particular 10 a 100ºC, y adecuadamente en el rango de
40-85ºC. El %p de recuperación de permeable en la
fuente es generalmente entre 50 y 97% p y por lo general entre 80 y
95% p.
La invención se describe por el siguiente
ejemplo no limitante.
Se vierte un condensado negro con las
propiedades de la Tabla 1 a una velocidad de 70 kg/hr a una unidad
de separación de membrana, en la que el condensado se recicla y
mezcla con la fuente fresca de forma tal que la velocidad de
circulación del fluido en el lado de la fuente de la membrana es
1000 kg/hr. La unidad de separación de membrana contiene una
membrana PDMS/PAN 150 de 1,5 m^{2} proporcionada por GKSS
Forsschungszentrum GMBH (una empresa con sede principal en
Geesthacht, Alemania) con una capa superior de Polidimetilsiloxano
(PDMS) y una capa de soporte de poliacrilonitrilo (PAN). La
diferencia de presión cuando se hace la separación es de 20 bares,
y la presión en el lado permeable es casi atmosférica. La
temperatura de operación fue 70ºC. Las propiedades de color del
permeable fue un color ASTM e 1,5.
El tiempo de experimentación total fue 24 horas.
Luego de aproximadamente cada 55 minutos de separación normal la
circulación del permeable se detuvo manualmente por el cerrado de la
válvula en el conducto de eliminación permeable del condensado
durante 5 minutos. Durante ese tiempo, la presión en el lado
permeable se encuentra que alcanza la presión en la fuente dentro
de 1 bar.
La figura 1 representa el flujo F de permeable
(en kg/m^{2}.día) como función del tiempo (horas). El flujo en la
figura 1 disminuye durante la separación normal, de forma
significativa, desde el valor máximo de ca. 820 kg/(m^{2}.día)
que se piensa es debido al depósito de cuerpos coloreado en el lado
de la fuente de la membrana. El valor máximo es el valor observado
utilizando una nueva membrana. La caída constante del flujo de
permeable continúa si el flujo de permeable no se detiene luego de
55 minuto por cerrado de la válvula. Cuando se reabre la válvula
nuevamente luego de 5 minutos, el flujo permeable se retoma
aproximadamente a el valor de flujo máximo original. El flujo
permeable máximo y el patrón de caída subsiguiente puede observarse
luego de la detención del flujo de permeable de acuerdo con la
invención durante todo el período de 24 horas del experimento. El
tiempo t = 0 en la figura representa el tiempo en el curso del
experimento luego de alcanzar un estado estacionario.
Cuando se utiliza una membrana virgen por
primera vez en un proceso de separación para la fuente de
hidrocarburos, normalmente tiene lugar en un período inicial antes
de alcanzar el estado estacionario en el desempeño de la membrana.
Otro factor que juega un papel en esto es el aumento de volumen de
membrana. Por lo general, este período inicial tiene lugar durante
algunas horas, en particular menos de 10 horas, como ser 2 horas.
Si se detiene la eliminación de permeable hidrocarburo del lado
permeable, por ejemplo, cada 2060 minutos durante unos pocos
minutos como ser menos de 10 minutos, esto quiere decir que puede
variar levemente el flujo máximo observado durante los primero
ciclos. Las diferencias de flujo máximo en este período inicial es
generalmente menos de 20%. El flujo máximo que puede apreciarse
cuando se alcanza el estado estacionario en una nueva membrana se
considera como el flujo original. Una vez alcanzado el estado
estacionario, el flujo máximo observado en el proceso de la
presente invención varía por lo general menos de aproximadamente
10%, por lo general menos de 5% si no se consideran algunas capas
externas, en períodos de diversos días.
El proceso de acuerdo con la presente invención
se utiliza adecuadamente para separar contaminantes de la fuente,
especialmente lo condensados negros nombrados, para un craqueador
nafta o vapor, descrito por ejemplo en
WO-A-9927036. El condensado que
contiene mayor concentración de contaminantes puede suministrarse a
la columna de fraccionamiento corriente debajo de los hornos de
craqueo de vapor. Preferiblemente, se suministra el condensado a
una columna de destilación de crudo de una refinería porque los
diversos componentes del condensado se encuentran en la fuente de
petróleo cruda que se suministra normalmente a dicha columna de
destilación.
De acuerdo con esto, la presente invención
proporciona un proceso según cualquiera de las reivindicaciones
1-15, en la que la mezcla de hidrocarburos es una
fuente de hidrocarburos líquidos a partir de las cuales se producen
olefinas livianas por craqueo térmico, en el que la membrana forma
parte de una unidad de separación de membrana en la cual se remueve
el hidrocarburo permeable del lado permeable de la membrana, y en el
que se remueve el condensado del lado de condensado de la membrana,
y el proceso también incluye las siguientes etapas:
\newpage
(a) Suministrar un permeable a la entrada del
horno de craqueo, permitir el craqueo del permeable en las bobinas
del horno de craqueo en presencia de vapor a temperaturas altas y
remover del horno de craqueo un vapor craqueado que se encuentra
enriquecido con olefinas lineales;
(b) Detener el vapor craqueado;
(c) Suministrar el vapor craqueado enfriado a
una columna de fraccionamiento;
(d) Remover el condensado, preferiblemente
suministrando el mismo a la columna de fraccionamiento o a un
destilador crudo; y
(e) Remover de la parte superior de la columna
de fraccionamiento una corriente gaseosa, del lado de la columna e
fraccionamiento una corriente lateral de componentes de petróleo y
desde el fondo de la columna de fraccionamiento una corriente
inferior.
Por tanto, usar la presente invención en el
proceso conocido se ve mejorada porque puede operarse en un período
de tiempo más extenso a un flujo promedio mayor. Esto se logra
reemplazando el suministro de fuente y la etapa de separación en
membrana del proceso conocido por la etapa de suministro de la
fuente en la entrada de una unidad de membrana que contiene una
membrana, sobre la cual se mantiene la diferencia de presión,
obteniéndose así en el lado permeable de la membrana un permeable
con un menor contenido de cuerpos coloreados y/o contaminante, y en
el lado condensado de la membrana un condensado, y remover el
permeable y el condensado de la membrana, en el que durante los
intervalos de tiempo seleccionados la eliminación de permeable
hidrocarburo del lado permeable de la membrana se detiene, de
manera tal que la diferencia de presión en la membrana se disminuye
de forma sustancial temporalmente.
Adecuadamente, la membrana en la etapa (a)
incluye una capa de membrana densa tal como se describe a
continuación, que permite el pasaje de hidrocarburos de la fuente
pero no de asfaltenos o cuerpos coloreados a través de la membrana
por su disolución o difusión a través de la estructura de la misma.
Esta membrana es adecuada utilizarla también cuando la fuente de
hidrocarburos contiene además contaminantes de sal, que están
presentes en las gotas de agua dispersas en la fuente de
hidrocarburos. Los contaminantes de sal pueden provenir del agua de
la formación o de otros tratamientos en la refinería, entre los
ejemplos de sales contaminantes se incluyen cloruro de sodio,
cloruro de magnesio, cloruro de calcio y cloruro de hierro. También
pueden haber otras sales como sulfatos. El agua y/o sal no se
disuelve normalmente en membrana densa, y por tanto el permeable
estará libre de sal.
En el ejemplo y en la descripción se dan los
detalles de los rangos de los parámetros de operación de la
membrana. Los detalles del proceso de craqueo, las fuentes
utilizadas y los productos obtenidos se describen en
WO-A-9927036, en particular en el
ejemplo.
Claims (16)
1. Un proceso para separar cuerpos coloreados
y/o contaminantes asfalténicos de una mezcla de hidrocarburos
utilizando una membrana con un lado de fuente y un lado permeable,
por el contacto de la mezcla de hidrocarburos con el lado de fuente
de la membrana, en el que entre la fuente y el lado permeable de al
membrana se aplica diferencia de presión, con lo que pasa parte de
la mezcla de hidrocarburos desde el lado de la fuente hacia el lado
permeable y se obtiene en el lado permeable de la membrana un
hidrocarburo permeable con un menor contenido de cuerpos coloreados
y/o contaminantes asfalténicos, y removiendo el hidrocarburo
permeable del lado permeable de la membrana, en el que durante lo
intervalos de tiempo seleccionados la eliminación de hidrocarburo
permeable del lado permeable de la membrana se detiene, de forma tal
que la diferencia de presión en la membrana se disminuya
temporalmente de forma sustancial.
2. El proceso reivindicado en 1, en el que la
membrana es una capa superior de membrana densa y membrana soporte
de membrana porosa.
3. El proceso reivindicado en 2, en el que la
membrana densa es de polisiloxano como ser poli(dimetil
siloxano).
4. El proceso reivindicado en
1-3, en el que la diferencia de presión en la
membrana se disminuye a 20% o más, preferiblemente 50% o más, más
preferiblemente 90% o más.
5. El proceso de acuerdo con
1-4, en el que la diferencia de presión en la
membrana durante la separación es entre 10 y 30 bares.
6. El proceso de acuerdo con las
reivindicaciones 1-5, en el que la diferencia de
presión es 0 bar.
7. El proceso de acuerdo con las
reivindicaciones 1-6, en el que los períodos de
tiempo entre 5 y 480 minutos de separación continua a través de la
membrana alternan con los intervalos de tiempo entre 1 y 60 minutos
a los cuales se detiene la eliminación del permeable.
8. El proceso de acuerdo con 7, en el que el
intervalo de tiempo al cual se detiene la eliminación del permeable
es menos de 30 minutos, preferiblemente menos de 10 minutos y más
preferiblemente menos de 6 minutos.
9. El proceso de acuerdo con cualquiera de las
reivindicaciones 1-8, en el que la eliminación de
permeable hidrocarburo del lado permeable se detiene a intervalos
regulares.
10. El proceso de acuerdo con cualquiera de las
reivindicaciones 1-9, en el que el permeable
hidrocarburo se remueve del lado permeable de la membrana a través
de un conducto que incluye una válvula permeable, la cual se cierra
durante los intervalos de tiempo seleccionado como para eliminar la
eliminación de permeable.
11. El proceso de acuerdo con cualquiera de las
reivindicaciones 1-10, en el que se opera la
membrana a temperaturas superiores a 40ºC.
12. El proceso de acuerdo con cualquiera de las
reivindicaciones 1-10, en el que se opera la
membrana a temperaturas superiores a 65ºC.
13. El proceso de acuerdo con cualquiera de las
reivindicaciones 1-12, en el que la mezcla de
hidrocarburos tiene punto de ebullición inicial mayor a 20ºC y 80%
de punto de recuperación de menos de 600ºC, preferiblemente 95%
punto de recuperación de menos de 600ºC, y más preferiblemente con
punto de recuperación de 95% de menos de 450ºC, determinado por
ASTM D2887.
14. El proceso de acuerdo con cualquiera de las
reivindicaciones 1-13, en el que la mezcla de
hidrocarburos tiene un color ASTM superior a 2, preferiblemente
superior a 3, según el ASTM D1500.
15. El proceso de acuerdo con cualquiera de las
reivindicaciones 1-14, en el que la mezcla de
hidrocarburos es gas natural contaminado condensado o una corriente
de refinería contaminada.
16. Un proceso según cualquiera de las
reivindicaciones 1-15, en la que la mezcla de
hidrocarburos es una fuente de hidrocarburos líquidos a partir de
las cuales se producen olefinas livianas por craqueo térmico, en el
que la membrana forma parte de una unidad de separación de membrana
en la cual se remueve el hidrocarburo permeable del lado permeable
de la membrana, y en el que se remueve el condensado del lado de
condensado de la membrana, y el proceso también incluye las
siguientes etapas:
(a) Suministrar un permeable a la entrada del
horno de craqueo, permitir el craqueo del permeable en las bobinas
del horno de craqueo en presencia de vapor a temperaturas altas y
remover del horno de craqueo un vapor craqueado que se encuentra
enriquecido con olefinas lineales;
(b) Detener el vapor craqueado;
(c) Suministrar el vapor craqueado enfriado a
una columna de fraccionamiento;
(d) Remover el condensado, preferiblemente
suministrando el mismo a la columna de fraccionamiento o a un
destilador crudo; y
(e) Remover de la parte superior de la columna
de fraccionamiento una corriente gaseosa, del lado de la columna e
fraccionamiento una corriente lateral de componentes de petróleo y
desde el fondo de la columna de fraccionamiento una corriente
inferior.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP03076283 | 2003-04-17 | ||
EP03076283 | 2003-04-17 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
ES2289507T3 true ES2289507T3 (es) | 2008-02-01 |
Family
ID=33185907
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
ES04727017T Expired - Lifetime ES2289507T3 (es) | 2003-04-17 | 2004-04-13 | Proceso para separar cuerpos coloreados y/o contaminantes asfaltenicos de una mezcla de hidrocarburos. |
Country Status (14)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7714181B2 (es) |
EP (1) | EP1620529B1 (es) |
JP (1) | JP2006523747A (es) |
KR (1) | KR20060003023A (es) |
CN (1) | CN100404649C (es) |
AT (1) | ATE366788T1 (es) |
BR (1) | BRPI0409389A (es) |
CA (1) | CA2522241A1 (es) |
DE (1) | DE602004007502T2 (es) |
ES (1) | ES2289507T3 (es) |
MX (1) | MXPA05010976A (es) |
RU (1) | RU2338774C2 (es) |
WO (1) | WO2004092308A1 (es) |
ZA (1) | ZA200508152B (es) |
Families Citing this family (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB0107908D0 (en) * | 2001-03-29 | 2001-05-23 | Bp Oil Int | Decolourisation method |
EP1802729A1 (en) * | 2004-10-11 | 2007-07-04 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for separating colour bodies and/or asphalthenic contaminants from a hydrocarbon mixture |
US20060223704A1 (en) * | 2005-03-30 | 2006-10-05 | Tiejun Zhang | Activated carbon for fuel purification |
US20060223706A1 (en) * | 2005-03-30 | 2006-10-05 | Tiejun Zhang | Activated carbon for fuel purification |
US20060223703A1 (en) * | 2005-03-30 | 2006-10-05 | Tiejun Zhang | Activated carbon for fuel purification |
US20060223705A1 (en) * | 2005-03-30 | 2006-10-05 | Tiejun Zhang | Activated carbon for fuel purification |
US20070184976A1 (en) * | 2005-03-30 | 2007-08-09 | Tiejun Zhang | Activated carbon for fuel purification |
EP2102179B1 (en) | 2006-12-20 | 2014-08-27 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for removing poly(propylene oxide) from propylene oxide by membrane separation |
AU2008231735B2 (en) * | 2007-03-27 | 2011-03-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for reducing the mercury content of natural gas condensate and natural gas processing plant |
EP2367909A1 (en) | 2008-12-18 | 2011-09-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for removing asphaltenic particles |
US20210122995A1 (en) * | 2017-08-01 | 2021-04-29 | Symrise Ag | Cold treatment |
CN114450478A (zh) * | 2019-09-25 | 2022-05-06 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于减少喷射器沉积物的方法 |
Family Cites Families (29)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3170516A (en) | 1962-06-25 | 1965-02-23 | Jersey Prod Res Co | Method of plugging a well bore with a thermosetting resin |
US3297092A (en) | 1964-07-15 | 1967-01-10 | Pan American Petroleum Corp | Casing patch |
US3250701A (en) * | 1965-09-15 | 1966-05-10 | Aerojet General Co | Stabilization of desalination membranes |
FR2180446A1 (en) * | 1972-04-17 | 1973-11-30 | Rhone Poulenc Sa | Ultrafiltration process - with fluid pressure fluctuations to keep membrane clean |
US3992301A (en) * | 1973-11-19 | 1976-11-16 | Raypak, Inc. | Automatic flushing system for membrane separation machines such as reverse osmosis machines |
FR2482975A1 (fr) * | 1980-05-22 | 1981-11-27 | Commissariat Energie Atomique | Procede de traitement par ultrafiltration a temperature elevee d'une charge hydrocarbonee |
NO162810C (no) | 1982-04-06 | 1992-08-13 | Schlumberger Cie Dowell | Sementoppslemming og fremgangsmaate for sementering av oljebroenner og geotermiske broenner. |
CA1263845A (en) * | 1985-08-28 | 1989-12-12 | Oleh Kutowy | Method of removing substances from fossil derived, hydrocarbon liquids |
US4797159A (en) | 1986-07-25 | 1989-01-10 | Dowell Schlumberger Incorporated | Expandable cement composition |
JPS6443305A (en) * | 1987-08-10 | 1989-02-15 | Fuji Photo Film Co Ltd | Cross flow type filtration process |
FR2626040B1 (fr) | 1988-01-20 | 1993-10-22 | Hutchinson Sa | Procede d'isolation entre zones de production d'un puits et dispositif de mise en oeuvre de ce procede |
US4921047A (en) | 1989-08-10 | 1990-05-01 | Conoco Inc. | Composition and method for sealing permeable subterranean formations |
JPH0380921A (ja) * | 1989-08-24 | 1991-04-05 | Shinko Pantec Co Ltd | 膜濾過装置の運転方法 |
US5159980A (en) | 1991-06-27 | 1992-11-03 | Halliburton Company | Well completion and remedial methods utilizing rubber latex compositions |
US5215147A (en) | 1991-12-19 | 1993-06-01 | Mobil Oil Corporation | Method for selectively closing an intermediate zone of a near wellbore area |
US5256297A (en) * | 1992-12-17 | 1993-10-26 | Exxon Research And Engineering Company | Multi-stage ultrafiltration process (OP-3711) |
US5314023A (en) | 1993-01-19 | 1994-05-24 | Dartez Terry R | Method for selectively treating wells with a low viscosity epoxy resin-forming composition |
US5484020A (en) | 1994-04-25 | 1996-01-16 | Shell Oil Company | Remedial wellbore sealing with unsaturated monomer system |
US5712314A (en) | 1996-08-09 | 1998-01-27 | Texaco Inc. | Formulation for creating a pliable resin plug |
US5794702A (en) | 1996-08-16 | 1998-08-18 | Nobileau; Philippe C. | Method for casing a wellbore |
US5833001A (en) | 1996-12-13 | 1998-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing well casings |
GB9714651D0 (en) | 1997-07-12 | 1997-09-17 | Petroline Wellsystems Ltd | Downhole tubing |
MY122241A (en) | 1997-08-01 | 2006-04-29 | Shell Int Research | Creating zonal isolation between the interior and exterior of a well system |
US5873413A (en) | 1997-08-18 | 1999-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of modifying subterranean strata properties |
US6013852A (en) * | 1997-11-21 | 2000-01-11 | Shell Oil Company | Producing light olefins from a contaminated liquid hydrocarbon stream by means of thermal cracking |
AU6426800A (en) * | 1999-08-05 | 2001-03-05 | Microfiltration Technology A/S | A method of cross-flow filtration and a cross-flow filtration installation |
ATE286495T1 (de) * | 2000-02-17 | 2005-01-15 | Shell Int Research | Verfahren zur reinigung eines flüssigen kohlenwasserstoffenprodukt |
EP1283068A1 (en) * | 2001-07-30 | 2003-02-12 | Saehan Industries, Inc. | Reverse osmosis membrane having excellent anti-fouling property and method for manufacturing the same |
CN1571827A (zh) | 2001-10-18 | 2005-01-26 | 国际壳牌研究有限公司 | 从烃混合物中分离有色体和/或沥青质污染物的连续方法 |
-
2004
- 2004-04-13 CA CA002522241A patent/CA2522241A1/en not_active Abandoned
- 2004-04-13 DE DE602004007502T patent/DE602004007502T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2004-04-13 EP EP04727017A patent/EP1620529B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-04-13 RU RU2005135657/04A patent/RU2338774C2/ru active
- 2004-04-13 KR KR1020057019781A patent/KR20060003023A/ko not_active Application Discontinuation
- 2004-04-13 CN CNB2004800101825A patent/CN100404649C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-04-13 WO PCT/EP2004/050507 patent/WO2004092308A1/en active IP Right Grant
- 2004-04-13 JP JP2006505551A patent/JP2006523747A/ja active Pending
- 2004-04-13 AT AT04727017T patent/ATE366788T1/de not_active IP Right Cessation
- 2004-04-13 BR BRPI0409389-5A patent/BRPI0409389A/pt not_active IP Right Cessation
- 2004-04-13 ES ES04727017T patent/ES2289507T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2004-04-13 MX MXPA05010976A patent/MXPA05010976A/es unknown
- 2004-04-14 US US10/825,484 patent/US7714181B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-10-10 ZA ZA200508152A patent/ZA200508152B/en unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP2006523747A (ja) | 2006-10-19 |
DE602004007502T2 (de) | 2007-11-08 |
MXPA05010976A (es) | 2005-11-28 |
KR20060003023A (ko) | 2006-01-09 |
US7714181B2 (en) | 2010-05-11 |
DE602004007502D1 (de) | 2007-08-23 |
CN1774494A (zh) | 2006-05-17 |
RU2005135657A (ru) | 2006-03-27 |
EP1620529A1 (en) | 2006-02-01 |
RU2338774C2 (ru) | 2008-11-20 |
BRPI0409389A (pt) | 2006-04-18 |
ATE366788T1 (de) | 2007-08-15 |
US20040256320A1 (en) | 2004-12-23 |
CA2522241A1 (en) | 2004-10-28 |
WO2004092308A1 (en) | 2004-10-28 |
EP1620529B1 (en) | 2007-07-11 |
CN100404649C (zh) | 2008-07-23 |
ZA200508152B (en) | 2007-03-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
ES2289507T3 (es) | Proceso para separar cuerpos coloreados y/o contaminantes asfaltenicos de una mezcla de hidrocarburos. | |
US7722758B2 (en) | Process for separating colour bodies and/or asphalthenic contaminants from a hydrocarbon mixture | |
US9034175B2 (en) | Method for reducing the mercury content of natural gas condensate and natural gas processing plant | |
JP6009103B2 (ja) | 燃料分離方法 | |
JP2007510769A (ja) | 非−又はナノ−多孔質ろ過膜による液体炭化水素流の品質向上方法 | |
ES2218871T3 (es) | Produccion de olefinas ligeras a partir de una corriente de hidrocarburo liquido contaminado por craqueo termico. | |
FR2688224A1 (fr) | Procede de traitement des gaz de petrole liquefies acides. | |
ZA200402447B (en) | Continous process to seperate colour bodies and/or asphalthenic contaminants from a hydrocarbon mixture | |
US9890336B2 (en) | Method and apparatus for the purification of a hydrocarbon-containing stream |