RU2338774C2 - Способ отделения окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей из углеводородной смеси - Google Patents
Способ отделения окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей из углеводородной смеси Download PDFInfo
- Publication number
- RU2338774C2 RU2338774C2 RU2005135657/04A RU2005135657A RU2338774C2 RU 2338774 C2 RU2338774 C2 RU 2338774C2 RU 2005135657/04 A RU2005135657/04 A RU 2005135657/04A RU 2005135657 A RU2005135657 A RU 2005135657A RU 2338774 C2 RU2338774 C2 RU 2338774C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- membrane
- permeate
- hydrocarbon
- hydrocarbon mixture
- inlet
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 75
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 73
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 67
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 38
- 239000002245 particle Substances 0.000 title abstract 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims abstract description 135
- 239000012466 permeate Substances 0.000 claims abstract description 69
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 35
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 25
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 11
- 239000012465 retentate Substances 0.000 claims description 11
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 9
- -1 polysiloxane Polymers 0.000 claims description 8
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 6
- 239000003498 natural gas condensate Substances 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000004205 dimethyl polysiloxane Substances 0.000 claims description 5
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 5
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 claims description 5
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical class C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 2
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 2
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 claims description 2
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 claims description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 6
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 14
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 13
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 9
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 description 6
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920003055 poly(ester-imide) Polymers 0.000 description 2
- 229920002312 polyamide-imide 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
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004962 Polyamide-imide Substances 0.000 description 1
- 229910010413 TiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 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
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000006735 deficit Effects 0.000 description 1
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline 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
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000001728 nano-filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000000108 ultra-filtration Methods 0.000 description 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- 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
- 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
-
- 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)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Fire-Extinguishing Compositions (AREA)
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
Abstract
Изобретение касается способа отделения окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей из углеводородной смеси с помощью мембраны, имеющей входную сторону и выходную сторону, путем введения углеводородной смеси в контакт с вводной стороной мембраны, где между вводной и выводной сторонами мембраны создается перепад давления, благодаря чему часть углеводородной смеси пропускается от вводной стороны к выводной стороне, и на выводной стороне мембраны получают углеводородный пермеат с пониженным содержанием окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей и отводят углеводородный пермеат с выводной стороны мембраны, в котором (способе) отвод углеводородного пермеата с выводной стороны мембраны через определенные промежутки времени приостанавливается, в результате чего перепад давления на мембране на некоторое время значительно понижается. Способ не требует сложной операции очистки противотоком, а также специального вмешательства в работу на входной стороне мембраны. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к способу отделения окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей из углеводородной смеси с помощью мембраны путем пропускания части углеводородной смеси от входной стороны к выходной стороне мембраны, причем между сторонами мембраны создается перепад давления, благодаря чему на выводной стороне мембраны получают углеводородный пермеат с пониженным содержанием окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей и отводят углеводородный пермеат с выводной стороны мембраны.
Предшествующий уровень техники
Такой способ известен из WO-A-9927036. В этой публикации раскрывается способ получения низших олефинов из загрязненного сырья с помощью хорошо известного процесса крекинга с водяным паром. Прежде чем направить сырье к печам крекинга с водяным паром, из сырья удаляются примеси с помощью мембранного разделения. При удалении из сырья примеси таким способом имеется возможность использовать, например, так называемые черные конденсаты в качестве сырья для получения легких олефинов. Термин «черные конденсаты» обычно используют в отношении загрязненных природных газоконденсатов, имеющих цветность по ASTM, равную 3 или выше. Непосредственное применение этого относительно дешевого сырья в названном выше процессе крекинга с водяным паром обычно невозможно, потому что примеси и/или окрашенные тела в сырье привели бы к избыточному коксообразованию в конвекционных секциях и связанных с ними печах парового крекинга.
Недостатком способа согласно WO-A-9927036 является то, что суточный поток, проникающий через мембрану в расчете на 1 кв. м, быстро падает от своего максимального значения, равного 1200 кг/м2 сутки, до неэкономических низких значений.
Раскрытие сущности изобретения
Цель настоящего изобретения состоит в предложении процесса, который мог бы проводиться в течение более долгого периода времени при высокой средней скорости потока.
Согласно настоящему изобретению предлагается способ отделения окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей от углеводородной смеси с помощью мембраны, которая имеет входную сторону и выходную сторону, путем введения углеводородной смеси с входной стороны мембраны и создания между входной и выходной сторонами мембраны перепада давления, благодаря чему часть углеводородной смеси проходит от входной стороны к выходной стороне, давая на выходной стороне мембраны углеводородный пермеат с пониженным содержанием окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей, который (углеводородный пермеат) отводят с выходной стороны мембраны, причем в течение определенных промежутков времени отвод углеводородного пермеата с выходной стороны мембраны приостанавливают, в результате чего перепад давления на мембране на некоторое время значительно понижается.
Заявители наблюдали, как поток углеводородного пермеата во время нормальной операции разделения на мембране обычно уменьшался течение рабочего времени от своего исходного максимального значения. Было обнаружено, что остановка отвода углеводородного пермеата с выводной стороны мембраны приводит к значительному снижению перепада давления на мембране, так как часть сырьевой смеси продолжает проходить через мембрану. Поскольку отвод пермеата прекращается, это приводит к повышению давления на выходной стороне, которое приближается к более высокому давлению на входной стороне до тех пор, пока давления на обеих сторонах постепенно выровняются.
Заявителем было также обнаружено, что благодаря значительному понижению перепада давления названным способом, после того как скорость потока пермеата достигнет определенного минимального приемлемого значения, появляется возможность проводить мембранное разделение при исходной максимальной скорости потока, продолжая мембранное разделение с отводом пермеата с выводной стороны мембраны. В большинстве случаев ретентат (удерживаемый мембраной материал) рециркулирует или может быть направлен на рециркуляцию и быть смешанным со свежим сырьем, благодаря чему тот факт, что в течение определенного промежутка времени разделение отсутствует или имеет место ограниченное разделение, не создает проблем в отношении состава ретентата.
Выравнивание давления является процессом постепенным, скорость которого зависит от проницаемости мембраны в рабочих условиях. Наименьший достигаемый перепад давления может, таким образом, зависеть от продолжительности промежутка времени, в течение которого отвод пермеата приостановлен. Выражение «значительное понижение перепада давления» используется в отношении любого понижения перепада давления, которое оказывается достаточным в практической ситуации для восстановления скорости потока до его исходного максимума после возобновления потока пермеата. Соответственным образом, значительным является понижение перепада давления на 20% или больше, предпочтительно на 50% или больше и еще более предпочтительно на 90% или больше. Когда отвод пермеата приостанавливается на достаточно долгий промежуток времени, давления могут полностью сравняться, в результате чего достигается нулевой перепад давления. Когда этот промежуток времени не достаточно долог для полного выравнивания давлений, все же можно достичь значительного понижения перепада давления, по крайней мере, на некоторое время в конце названного промежутка времени.
Таким образом, получен простой способ, который не требует сложной операции очистки противотоком, а также не требует какого-либо специального вмешательства в работу на входной стороне мембраны.
Противоточную очистку через мембрану иногда используют в процессах мембранного или фильтрационного разделения с целью улучшения потока через мембрану. Недостаток противоточной очистки через мембрану состоит в том, что она более трудно регулируема, требуя, например, дополнительного оборудования типа насосов для противоточной очистки, и производит большее количество нежелательного черного побочного продукта. При этом, в том случае, когда мембрана состоит из тонкого верхнего слоя, выполненного из плотной мембраны, и несущего слоя, выполненного из пористой мембраны, обратный прочищающий поток пермеата почти наверняка вызовет повреждение тонкой плотной мембраны, и, таким образом, он не может быть применен. Другие преимущества и предпочтительные воплощения будут описаны ниже.
В международной патентной заявке РСТ/ЕР 02/11712, которая не была опубликована на день подачи настоящей заявки, описывается способ отделения окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей от смеси углеводородов путем пропускания части углеводородной смеси через мембрану, на которой поддерживается перепад давления, в результате чего получают углеводородный пермеат с пониженным содержанием окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей, причем в течение определенных промежутков времени перепад давления на мембране значительно понижают, останавливая поток углеводородной смеси к входной стороне мембраны. Остановка потока сырья может быть, например, произведена остановкой работы сырьевого насоса или рециркуляцией углеводородной смеси из точки между сырьевым насосом и мембраной в точку перед (по ходу процесса) сырьевым насосом.
Преимущество настоящего изобретения состоит в том, что перепад давления между входной стороной и выходной стороной мембраны значительно понижается без падения давления на входной стороне. Это сводит к минимуму механическую нагрузку на оборудование с входной стороны. Кроме того, падение давления на входной стороне при повышенных температурах может привести к мгновенному испарению легких компонентов сырьевой углеводородной смеси, результатом чего может стать нежелательный паровой затвор при возобновлении подачи сырья на мембрану. Это явление ограничивает максимальную температуру, при которой может работать мембрана. Когда перепад давления понижается приостановкой отвода пермеата согласно настоящему изобретению, мембрана может работать при более высоких температурах. Если мгновенное испарение более легких компонентов происходит на выходной стороне, это обычно не создает проблем, так как на выходной стороне обычно насосов нет.
Еще одним преимуществом настоящего изобретения является то, что проникание сырья через мембрану продолжается в течение, по крайней мере, части промежутков времени, когда отвод пермеата приостановлен. Когда отвод пермеата возобновляется открытием вентиля в отводном трубопроводе, мгновенно наблюдается пик скорости потока пермеата, обусловленный падением давления на выходной стороне, которое возрастало во время остановки потока. Благодаря этому максимальное производство углеводородного пермеата со временем еще больше увеличивается.
Еще одним преимуществом является то, что поперечный поток сырья вдоль поверхности мембраны на входной стороне во время понижения перепада давления продолжается. Следовательно, если на входной стороне из мембраны высвобождаются какие-либо примеси, они эффективно выносятся.
Углеводородные смеси содержат примеси и/или окрашенные тела, которые придают углеводородной смеси темноватую окраску. Способ настоящего изобретения не ограничивается использованием сырья с цветовым индексом выше определенного значения. Установлено, что этот способ особенно пригоден для углеводородных смесей с цветовыми индексами по ASTM выше 2 и особенно выше 3 или более, определяемые в соответствии с ASTM D1500. Установлено, что цветность по ASTM для пермеата ниже 2 и иногда даже ниже 1 в зависимости от окраски углеводородного сырья и рабочих условий процесса мембранного разделения. Способ настоящего изобретения может привести к снижению безразмерного цветового индекса на 10% или более, предпочтительно на 30% или более и наиболее предпочтительно на 50% или более.
Примесями и/или окрашенными телами обычно являются углеводороды с высокими температурами кипения и которые не способны легко испаряться, даже в присутствии водяного пара. Примерами таких углеводородов являются многоядерные ароматические соединения, многоядерные циклопарафины, тяжелые парафиновые углеводороды (воски) и олефиновые компоненты, такие как многоядерные циклоолефины и тяжелые олефиновые углеводороды, в частности диолефины.
Пригодными для использования в способе согласно изобретению углеводородными смесями являются углеводородные смеси с начальной точкой кипения выше 20°С и точкой 80%-ного выкипания ниже 600°С, предпочтительно с точкой 95%-ного выкипания ниже 600°С, более предпочтительно с точкой 95%-ного выкипания ниже 450°С и даже еще более предпочтительно с точкой 95%-ного выкипания ниже 350°С, определяемыми в соответствии с ASTM D-2887. Такими углеводородными смесями могут быть фракции сырой нефти, (загрязненные) природные газоконденсаты или (загрязненные) потоки нефтеперерабатывающих заводов. Примером пригодной углеводородной смеси является лигроин (бензиновая фракция прямой перегонки) и/или газойлевая фракция (дистиллят, промежуточный по своей природе между керосином и легкими смазочными маслами), которая была загрязнена в резервуаре или в трубопроводе при транспортировании этой фракции с нефтеперерабатывающего завода к печи крекинга с водяным паром. Другим примером пригодной для использования углеводородной смеси является упоминаемый выше черный конденсат, представляющий собой загрязненный природный газоконденсат. Природные газоконденсаты обычно имеют цветность по ASTM ниже 1. Загрязнение происходит тогда, когда такие газоконденсаты хранят в емкостях для хранения или транспортируют с помощью трубопроводов, в которых или через которые также хранят/транспортируют, например, сырую нефть. Природные газоконденсаты обычно представляют собой смеси, содержащие в основном, т.е. более 90 мас.%, C5-C20-углеводородов или, более типично, С5-С12-углеводородов.
Пригодная для способа мембрана включает тонкий верхний слой и базовый слой (опора), выполненный из пористой мембраны. Целесообразно такое расположение мембраны, чтобы пермеат вначале протекал через плотный верхний слой мембраны и затем через базовый слой, благодаря чему перепад давления на мембране прижимал бы плотный верхний слой к базовому слою. Плотный слой мембраны является собственно мембраной, которая отделяет примеси от смеси углеводородов. Хорошо известная специалистам плотная мембрана обладает такими свойствами, что углеводородная смесь проходит через эту мембрану, растворяясь и диффундируя через ее структуру. Плотный мембранный слой имеет преимущественно так называемую поперечно-сшитую структуру, такую, например, которая описана в WO-A-9627430. Толщина плотного мембранного слоя подбирается как можно более малой. Подходящая толщина составляет от 1 до 15 μм, предпочтительно от 1 до 5 μм. Примеси и окрашенные тела не способны растворяться в этой плотной мембране из-за их более сложного строения и высокого молекулярного веса. Пригодные плотные мембраны могут быть, например, выполнены из полисилоксана, в частности из полидиметилсилоксана (PDMS). Пористый мембранный слой обеспечивает мембране механическую прочность. Пригодными пористыми мембранами являются полиакрилонитрил (PAN), полиамид-имид+TiO2 (PAI), полиэфир-имид (PEI), поливинилидендифторид (PVDF) и пористый политетрафторэтилен (PTFE) и могут быть того типа, который обычно используют для ультрафильтрации, нанофильтрации и обратного осмоса.
Способ согласно изобретению может осуществляться таким образом, чтобы отвод углеводородного пермеата приостанавливался многократно через равные промежутки времени так, чтобы он включал первые временные интервалы, в течение которых имеет место действительное разделение и достигается высокая скорость потока, перемежающиеся со вторыми временными интервалами, в течение которых отвод углеводородного пермеата приостанавливается, т.е. в течение этих временных интервалов перепад давления на мембране постепенно значительно понижается по сравнению с перепадом в первые временные периоды. Возможно, однако, также отслеживать какой-либо параметр разделительного процесса, такой как скорость потока пермеата или цветовой индекс, и прерывать отвод пермеата только тогда, когда выполняется некоторое заранее определенное условие, например минимально допустимая скорость потока пермеата.
Было установлено, что после вторых временных интервалов мембранное разделение можно проводить вновь с существенно той же первоначальной высокой скоростью потока без значительных повреждений в течение более длительного рабочего времени.
Без желания в какой бы то ни было степени ограничить этим изобретение делается предположение, что предотвращению нарушения производительности мембраны отчасти способствует механизм, обусловленный отложением окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей на поверхности мембраны. В процессе работы плотная мембрана значительно набухает за счет углеводорода, который растворяется в и диффундирует через мембрану. Иными словами, толщина плотной мембраны в процессе работы увеличивается, хотя перепад давления на мембране в некоторой степени препятствует набуханию. Когда перепад давления значительно понижается, предполагается, что плотная мембрана может расширяться, в результате чего ее толщина увеличивается, разрыхляя при этом возможно находящиеся на ее поверхности отложения.
В процессе разделения перепад давления на мембране обычно составляет от 5 до 60 бар и более, преимущественно от 10 до 30 бар. В течение временного интервала, в течение которого снижается перепад давления, последний может составлять от 0 до 5 бар, в частности ниже 1 бар, а также 0 бар. Приемлемым уменьшением перепада давления является 20% или более, предпочтительно 50% или более и более предпочтительно 90% или более.
Настоящее изобретение может быть применено на параллельно работающих (группе) мембранных сепараторах при выполнении разделения в одну стадию или в воплощениях, включающих две или более последовательных стадий разделения, в которых ретентат первой стадии разделения используется в качестве сырья для второй стадии разделения.
Специалист легко определит оптимальные периоды времени непрерывного разделения и временные интервалы, в течение которых приостанавливается отвод пермеата. Инструментом для такого определения является максимизация средней скорости потока через мембранный сепаратор. Под средней скоростью потока здесь подразумевается средняя скорость потока пермеата в течение интервалов разделения и промежуточного времени. Таким образом, желательно свести к минимуму периоды времени, в течение которых поток пермеата приостанавливается, и довести до максимума период времени, в течение которого производится разделение. Скорость потока будет снижаться в промежутках разделения, и, соответственно этому, когда скорость потока достигнет 75-99% от своего максимального значения, интервал разделения заканчивают. Приемлемо чередование непрерывного разделения через мембрану в течение времени от 5 до 480 мин с периодами времени от 1 до 60 мин, преимущественно менее 30 мин, более предпочтительно менее 10 мин и наиболее предпочтительно менее 6 мин, в течение которого отвод пермеата приостанавливается.
Приемлемо чередование непрерывного разделения через мембрану в течение времени от 5 до 480 мин с периодами времени от 1 до 60 мин, преимущественно менее 30 мин, более предпочтительно менее 10 мин и наиболее предпочтительно менее 6 мин, в течение которого отвод пермеата приостанавливается.
Мембранное разделение целесообразно проводить при температуре в пределах от -20 до 100°С, в частности от 10 до 100°С, и предпочтительно в пределах 40-85°С. Выход пермеата в расчете на сырье обычно составляет от 50 до 97 мас.% и часто от 80 до 95 мас.%.
Далее изобретение описывается с помощью следующего не ограничивающего изобретения примера.
Пример
Черный конденсат, обладающий свойствами, которые указаны в таблице, подают со скоростью 70 кг/ч на установку мембранного разделения, где часть ретентата рециркулирует и смешивается со свежим сырьем таким образом, чтобы скорость потока жидкости с входной стороны мембраны была равной 1000 кг/ч. Установка мембранного разделения имеет мембрану POMS/PAN 150 площадью 1,5 м2, полученную от GKSS Forschungszentrum (фирма с главньм офисом в Геестхахте, Германия), включающую верхний слой из полидиметилсилоксана (PDMS) и опорный слой из полиакрилонитрила (PAN). Перепад давления в процессе разделения равен 20 бар, причем давление на выходной стороне почти атмосферное. Рабочая температура 70°С. Цветовые характеристики пермеата соответствуют цветовому индексу по ASTM, равному 1,5.
Общее время эксперимента составляет 24 часа. После каждых приблизительно 55 мин нормального разделения поток пермеата приостанавливается на 5 мин вручную с помощью вентиля в трубопроводе для отвода пермеата. В течение этого времени измеряется давление на выходной стороне, которое приближается к давлению на входной стороне в пределах 1 бар.
Чертеж демонстрирует зависимость скорости потока F пермеата (в кг/м2·сутки) от времени t (час). Скорость потока на чертеже значительно падает в течение нормального разделения от максимального значения, равного приблизительно 820 кг/м2·сутки, что, как предполагается, обусловлено отложением окрашенных тел на входной стороне мембраны. Максимальным значением является значение, наблюдаемое при использовании новой мембраны. Постоянное падение скорости потока пермеата продолжалось бы, если бы поток пермеата не был приостановлен через 55 мин с помощью закрытия вентиля. Когда вентиль через 5 мин вновь открывается, поток пермеата вновь продолжается с приблизительно исходным максимальным значением скорости. Максимальную скорость потока пермеата и последующий график падения можно было наблюдать после остановки потока пермеата согласно изобретению в течение всего 24-часового периода эксперимента. Время t=0 на чертеже означает время после достижения в ходе эксперимента устойчивого режима.
Таблица | |
Свойства черного конденсата | |
Плотность при 15°С, кг/м | 776,9 |
Компоненты, не являющиеся летучими при 343°С | 17 мас.% |
Компоненты, не являющиеся летучими при 538°С | 0,7 мас.% |
Цветность по ASTM (ASTM D1500) | 3 |
Когда совершенно новую мембрану в первый раз используют в процессе разделения углеводородного сырья, устойчивому режиму работы мембраны закономерным образом предшествует начальный период. Одним из играющих в этом роль факторов является набухание мембраны. Обычно такой начальный период занимает время порядка нескольких часов, в частности менее 10 час, например 2 часа. Если отвод углеводородного пермеата с выходной стороны приостанавливается, например, через каждые 20-60 мин на несколько минут, например менее чем на 10 мин, это означает, что максимальная скорость потока, наблюдаемая в течение первых нескольких циклов, может немного меняться. Максимальные отклонения в скорости потока в этот начальный период обычно меньше 20%. Максимальная скорость потока, наблюдаемая после достижения устойчивого режима у новых мембран, принимается в качестве первичной скорости потока. Как только достигается устойчивый режим, наблюдаемая максимальная скорость потока в процессе настоящего изобретения обычно, если пренебречь некоторыми выбросами, меняется в течение периодов в несколько дней менее чем на 10%, часто менее чем на 5%.
Способ согласно изобретению пригоден для использования с целью отделения примесей от сырья, в частности от сырья, называемого черными конденсатами, пример установки крекинга с водяным паром или установки крекинга лигроина для которых описан в WO-A-9927036. Ретентат с повышенной концентрацией примесей может быть направлен во фракционирующую колонну, расположенную по ходу процесса после печей установки крекинга с водяным паром. При этом ретентат преимущественно направляется в перегонную колонну для сырой нефти на нефтеперерабатывающем заводе, поскольку различные компоненты ретентата содержатся также и в нефтяном сырье, обычно подаваемом на эту перегонную колонну.
В соответствии с этим, настоящее изобретение предлагает также способ, в котором углеводородной смесью является жидкое углеводородное сырье для производства из него с помощью термического крекинга легких олефинов, где мембрана входит в состав установки мембранного разделения, на которой углеводородный пермеат отводится с выходной стороны мембраны, и где способ дополнительно включает стадии:
(a) подачи пермеата на вход печи крекинга, где пермеат подвергается крекингу в змеевиках крекинг-печи в присутствии водяного пара при повышенной температуре и отводе из крекинг-печи подвергнутого крекингу потока, обогащенного легкими олефинами;
(b) охлаждения подвергнутого крекингу потока;
(c) подачи охлажденного подвергнутого крекингу потока на фракционирующую колонну;
(d) отвода ретентата, преимущественно путем подачи его на фракционирующую колонну на перегонную колонну для сырой нефти; и
(e) отвода с верха фракционирующей колонны газообразного потока, с бока фракционирующей колонны бокового потока компонентов топочного мазута и с низа фракционирующей колонны потока кубового продукта.
Таким образом, настоящее изобретение усовершенствует известный процесс таким образом, что этот процесс может проводиться в течение значительно увеличенного периода времени при высокой средней скорости потока. Это достигается заменой подаваемого сырья и стадии мембранного разделения в известном процессе стадией подачи сырья на вход мембранной установки, включающей мембрану, на которой поддерживается перепад давления, в результате чего получают на выходной стороне мембраны пермеат с пониженным содержанием окрашенных тел и/или примесей и на входной стороне мембраны ретентат и отводят с мембраны пермеат и ретентат, причем через определенные интервалы времени отвод углеводородного пермеата с выходной стороны мембраны приостанавливается, в результате чего перепад давления на мембране на некоторое время значительно понижается.
В соответствии с этим, мембрана на стадии (а) включает плотный мембранный слой, как описано выше, который позволяет углеводородам сырья, но не асфальтенам или окрашенным телам, проходить через мембрану путем растворения в ней и диффузии через ее структуру. Такая мембрана пригодна также и для использования в том случае, когда углеводородное сырье содержит также солевые примеси, которые присутствуют в диспергированных в углеводородном сырье капельках воды. Солевые примеси могут поступать из пластовой воды или в результате других процессов на нефтеперерабатывающем заводе. Примерами примесных солей являются хлорид натрия, хлорид магния, хлорид кальция и хлорид железа. Могут также присутствовать и другие соли, например сульфаты. Вода и/или соль обычно не растворяются в плотной мембране, и, следовательно, пермеат не будет содержать соль.
Подробности и пределы рабочих параметров для мембраны даны в приведенном выше описании и примере. Детальные данные в отношении крекинг-процесса, используемого сырья и получаемых продуктов, раскрыты в WO-A-9927036, в частности в примере.
Claims (17)
1. Способ отделения окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей от смеси углеводородов с помощью мембраны, имеющей входную сторону и выходную сторону, путем введения углеводородной смеси в контакт с вводной стороной мембраны, в котором между вводной и выводной сторонами мембраны создается перепад давления, благодаря чему часть углеводородной смеси пропускается от вводной стороны к выводной стороне и на выводной стороне мембраны получают углеводородный пермеат с пониженным содержанием окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей и отводят углеводородный перемеат с выводной стороны мембраны, в котором (способе) отвод углеводородного пермеата с выводной стороны мембраны через определенные промежутки времени приостанавливается, в результате чего перепад давления на мембране на некоторое время значительно понижается.
2. Способ по п.1, в котором мембрана включает тонкий верхний слой, выполненный из плотной мембраны, и несущий слой, выполненный из пористой мембраны.
3. Способ по п.2, в котором плотная мембрана выполнена из полисилоксана, например полидиметилсилоксана.
4. Способ по любому из пп.1-3, в котором перепад давления на мембране понижается на 20% или более, преимущественно на 50% или более и более предпочтительно на 90% или более.
5. Способ по любому из пп.1-3, в котором перепад давления на мембране в процессе разделения составляет от 10 до 30 бар.
6. Способ по любому из пп.1-3, в котором перепад давления понижается до 0 бар.
7. Способ по любому из пп.1-3, в котором периоды времени от 5 до 480 мин непрерывного разделения через мембрану чередуются с промежутками времени от 1 до 60 мин, в течение которых отвод пермеата приостанавливается.
8. Способ по п.7, в котором промежуток времени, в течение которых отвод пермеата приостанавливается, составляет менее 30 мин, предпочтительно менее 10 мин и более предпочтительно менее 6 мин.
9. Способ по любому из пп.1-3, в котором отвод углеводородного пермеата с выводной стороны приостанавливается через равные интервалы времени.
10. Способ по любому из пп.1-3, в котором углеводородный пермеат отводится с выводной стороны мембраны через трубопровод, имеющий вентиль для пермеата, который закрыт в течение выбранных промежутков времени с целью приостановки отвода пермеата.
11. Способ по любому из пп.1-3, в котором мембрана работает при температуре выше 40°С.
12. Способ по любому из пп.1-3, в котором мембрана работает при температуре выше 65°С.
13. Способ по любому из пп.1-3, в котором углеводородная смесь имеет начальную точку кипения выше 20°С и точку 80%-ного выкипания ниже 600°С, предпочтительно точку 95%-ного выкипания ниже 600°С, более предпочтительно точку 95%-ного выкипания ниже 450°С и, даже еще более предпочтительно, точку 95%-ного выкипания ниже 450°С, определяемыми в соответствии с ASTM D-2887.
14. Способ по любому из пп.1-3, в котором углеводородная смесь имеет цветность по ASTM выше 2, преимущественно выше 3 в соответствии с ASTMD-1500.
15. Способ по любому из пп.1-3, в котором углеводородная смесь представляет собой загрязненный природный газоконденсат или какой-либо загрязненный поток на нефтеперерабатывающем заводе.
16. Способ по любому из пп.1-3, в котором углеводородная смесь представляет собой жидкое углеводородное сырье для получения легких олефинов с помощью термического крекинга, где мембрана входит в состав установки мембранного разделения, на которой углеводородный пермеат отводится с выходной стороны мембраны.
17. Способ отделения окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей от смеси углеводородов с помощью мембраны, имеющей входную сторону и выходную сторону, путем введения углеводородной смеси в контакт с вводной стороной мембраны, в котором между вводной и выводной сторонами мембраны создается перепад давления, благодаря чему часть углеводородной смеси пропускается от вводной стороны к выводной стороне и на выводной стороне мембраны получают углеводородный пермеат с пониженным содержанием окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей и отводят углеводородный пермеат с выводной стороны мембраны, в котором (способе) отвод углеводородного пермеата с выводной стороны мембраны через определенные промежутки времени приостанавливается, в результате чего перепад давления на мембране на некоторое время значительно понижается, причем способ дополнительно включает следующие стадии:
(a) подача пермеата на вход печи крекинга, где пермеат подвергается крекингу в змеевиках крекинг-печи в присутствии водяного пара при повышенной температуре и отводе из крекинг-печи подвергнутого крекингу потока, обогащенного легкими олефинами;
(b) охлаждение подвергнутого крекингу потока;
(c) подача охлажденного подвергнутого крекингу потока на фракционирующую колонну;
(d) отвод ретентата преимущественно путем подачи его на фракционирующую колонну на перегонную колонну для сырой нефти; и
(e) отвод с верха фракционирующей колонны газообразного потока, с боковой стороны фракционирующей колонны бокового потока компонентов топочного мазута и с низа фракционирующей колонны потока кубового продукта.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP03076283 | 2003-04-17 | ||
EP03076283.5 | 2003-04-17 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2005135657A RU2005135657A (ru) | 2006-03-27 |
RU2338774C2 true RU2338774C2 (ru) | 2008-11-20 |
Family
ID=33185907
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005135657/04A RU2338774C2 (ru) | 2003-04-17 | 2004-04-13 | Способ отделения окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей из углеводородной смеси |
Country Status (14)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7714181B2 (ru) |
EP (1) | EP1620529B1 (ru) |
JP (1) | JP2006523747A (ru) |
KR (1) | KR20060003023A (ru) |
CN (1) | CN100404649C (ru) |
AT (1) | ATE366788T1 (ru) |
BR (1) | BRPI0409389A (ru) |
CA (1) | CA2522241A1 (ru) |
DE (1) | DE602004007502T2 (ru) |
ES (1) | ES2289507T3 (ru) |
MX (1) | MXPA05010976A (ru) |
RU (1) | RU2338774C2 (ru) |
WO (1) | WO2004092308A1 (ru) |
ZA (1) | ZA200508152B (ru) |
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 |
WO2006040307A1 (en) * | 2004-10-11 | 2006-04-20 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for separating colour bodies and/or asphalthenic contaminants from a hydrocarbon mixture |
US20060223706A1 (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 |
US20060223703A1 (en) * | 2005-03-30 | 2006-10-05 | Tiejun Zhang | Activated carbon for fuel purification |
US20060223704A1 (en) * | 2005-03-30 | 2006-10-05 | Tiejun Zhang | Activated carbon for fuel purification |
CN101611022B (zh) | 2006-12-20 | 2013-01-02 | 国际壳牌研究有限公司 | 通过膜分离从环氧丙烷中脱除聚(环氧丙烷)的方法 |
EP2129747A1 (en) * | 2007-03-27 | 2009-12-09 | 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 |
EP3662042A1 (en) * | 2017-08-01 | 2020-06-10 | Symrise AG | Cold treatment |
EP4034288A1 (en) * | 2019-09-25 | 2022-08-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for reducing injector deposits |
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 |
WO2001010540A2 (en) * | 1999-08-05 | 2001-02-15 | Microfiltration Technology Aps | A method of cross-flow filtration and a cross-flow filtration installation |
KR100760719B1 (ko) * | 2000-02-17 | 2007-10-04 | 셀 인터나쵸나아레 레사아치 마아츠샤피 비이부이 | 액체 탄화수소 산물의 정제 방법 |
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 |
WO2003035803A1 (en) | 2001-10-18 | 2003-05-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Continuous process to separate colour bodies and/or asphalthenic contaminants from a hydrocarbon mixture |
-
2004
- 2004-04-13 EP EP04727017A patent/EP1620529B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-04-13 KR KR1020057019781A patent/KR20060003023A/ko not_active Application Discontinuation
- 2004-04-13 WO PCT/EP2004/050507 patent/WO2004092308A1/en active IP Right Grant
- 2004-04-13 CA CA002522241A patent/CA2522241A1/en not_active Abandoned
- 2004-04-13 CN CNB2004800101825A patent/CN100404649C/zh not_active Expired - Fee Related
- 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 DE DE602004007502T patent/DE602004007502T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2004-04-13 MX MXPA05010976A patent/MXPA05010976A/es unknown
- 2004-04-13 JP JP2006505551A patent/JP2006523747A/ja active Pending
- 2004-04-13 ES ES04727017T patent/ES2289507T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2004-04-13 RU RU2005135657/04A patent/RU2338774C2/ru active
- 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 |
EP1620529B1 (en) | 2007-07-11 |
ZA200508152B (en) | 2007-03-28 |
MXPA05010976A (es) | 2005-11-28 |
US7714181B2 (en) | 2010-05-11 |
RU2005135657A (ru) | 2006-03-27 |
CA2522241A1 (en) | 2004-10-28 |
ES2289507T3 (es) | 2008-02-01 |
DE602004007502D1 (de) | 2007-08-23 |
KR20060003023A (ko) | 2006-01-09 |
WO2004092308A1 (en) | 2004-10-28 |
US20040256320A1 (en) | 2004-12-23 |
CN1774494A (zh) | 2006-05-17 |
EP1620529A1 (en) | 2006-02-01 |
CN100404649C (zh) | 2008-07-23 |
DE602004007502T2 (de) | 2007-11-08 |
ATE366788T1 (de) | 2007-08-15 |
BRPI0409389A (pt) | 2006-04-18 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2389753C2 (ru) | Способ отделения окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей из смеси углеводородов | |
ZA200508152B (en) | Process to separate colour bodies and/or asphalthenic contaminants from a hydrocarbon mixture | |
US4814088A (en) | Method for the molecular filtration of predominantly aliphatic hydrocarbon liquids | |
US9034175B2 (en) | Method for reducing the mercury content of natural gas condensate and natural gas processing plant | |
US20050119517A1 (en) | Process for upgrading a liquid hydrocarbon stream | |
FR2596766A1 (fr) | Procede de desasphaltage d'une huile d'hydrocarbures | |
EP1032619B1 (en) | Producing light olefins from a contaminated liquid hydrocarbon stream by means of thermal cracking | |
ZA200402447B (en) | Continous process to seperate colour bodies and/or asphalthenic contaminants from a hydrocarbon mixture | |
WO2023200709A1 (en) | Methods and systems for treatment of used oils using membranes | |
US20180355708A1 (en) | Production site membrane deasphalting of whole crude |