Petroquímica

Programas innovadores para la industria petroquímica

Las plantas de producción petroquímica sufren repetidos trastornos operativos. Los problemas típicos relacionados con el proceso son el ensuciamiento, la corrosión y los problemas de espuma. Las consecuencias son elevados costes de explotación y problemas de seguridad laboral. Nuestros innovadores programas de tratamiento específicos ayudan a maximizar el rendimiento, garantizan un funcionamiento sin fallos de sus plantas y contribuyen decisivamente a una reducción considerable de los costes totales de explotación.

Comprender sus necesidades, metas y objetivos es de gran importancia para nosotros, y nuestros expertos cualificados trabajarán con usted in situ para alcanzar las metas previstas.

Además del desarrollo continuo de los inhibidores convencionales de la corrosión, los depósitos y la polimerización, Kurita se centra principalmente en el desarrollo de soluciones innovadoras a problemas como:

  • Programas demulsificantes muy eficaces para romper las fases estables de la emulsión
  • Antioxidantes y antipolimerizantes innovadores para columnas de agua de enfriamiento y sistemas de extracción de agua de proceso
  • Depuradores para la eliminación del mercurio y el ensuciamiento por aceite rojo en torres de lavado cáustico
  • Aditivos de limpieza y descontaminación ecológicos
  • Antiespumantes (antiespumantes) más eficaces para sistemas de aminas y columnas de stripper

El craqueo al vapor de hidrocarburos gaseosos y líquidos es la tecnología líder para la producción de etileno. La nafta, el gasóleo, los aceites no convertidos o los residuos del hidrocraqueador son materias primas líquidas típicas. Las materias primas gaseosas más comunes son el etano, el propano y el butano. En presencia de vapor de dilución, las materias primas se conducen a los hornos de craqueo al vapor. El horno de craqueo es el corazón y el punto de partida de la producción de etileno. La reacción en fase gaseosa se denomina craqueo al vapor o pirólisis. El craqueo al vapor es un proceso muy complejo al que siguen fases de enfriamiento, compresión y separación. La coquización es una reacción secundaria no deseada del craqueo al vapor. Es un problema operativo importante en la sección radiante de los hornos de craqueo al vapor y en los intercambiadores de la línea de transferencia. La dilución del vapor reduce la presión parcial de hidrocarburos de los compuestos craqueados. Favorece la formación de productos de reacción primarios. La adición de vapor reduce la tendencia a la deposición de coque en los tubos del horno.

El coque es un producto secundario no deseado pero inevitable de la pirólisis. Las reacciones catalizadas en superficie conducen a la formación de coque filamentoso. En muchos casos, la formación de coque se debe a la presencia de níquel y hierro en la superficie de la aleación. En la fase gaseosa se forma coque amorfo. El aumento de la caída de presión, el deterioro de la transferencia de calor y el mayor consumo de combustible provocan elevadas pérdidas de producción. La temperatura externa de la piel del tubo aumenta continuamente. Esto influye en la selectividad del proceso y provoca una formación de coque aún más rápida. El coque formado debe eliminarse mediante combustión controlada con vapor y aire. Se trata de un tiempo de inactividad no productivo del horno de craqueo al vapor. Los ciclos de descoquización acortan la vida útil de las bobinas de los hornos de craqueo a vapor.

La inyección continua de un agente sulfurante es el método histórico para la reducción del coque. El DMS y el DMDS son aditivos muy conocidos. Se cree que estos agentes sulfurantes se descomponen para formar superficies sulfídicas. Esto evita la coquización y las reacciones químicas no deseadas. El DMS y el DMDS son muy eficaces, pero tienen algunos inconvenientes. Ambos aditivos sulfurantes tienen muy mal olor y el DMDS se suele enmascarar con odorantes. Tiene un punto de inflamación bajo y requiere una manipulación especial. El DMDS se utiliza principalmente en unidades de craqueo al vapor. Es necesario almacenarlo bajo presión de nitrógeno en contenedores cerrados para evitar riesgos de incendio.

Kurita cuenta con muchos años de experiencia en el suministro y la inyección de polisulfuros. Nuestros polisulfuros reducen la formación de monóxido de carbono (CO) no deseado. Prolongan significativamente el tiempo de funcionamiento de los hornos de craqueo. Suministramos DMDS pero promovemos el uso de otro agente sulfurante, denominado Tecnología CUT-COKE. El CUT-COKE de Kurita está clasificado como no peligroso y no requiere manipulación ni almacenamiento especiales. Su elevado punto de inflamación, de unos 100°C, reduce el riesgo de posibles incendios repentinos. El bajo olor a sulfuro es similar al del gasóleo. No es necesario enmascararlo con odorantes para disimular los malos olores. La reducción del estrés del material y los bajos tiempos de descoquización de los hornos son otras ventajas de nuestro tratamiento químico.

La corrosión en las plantas petroquímicas es un tema omnipresente. Muchos componentes corrosivos están presentes en los flujos de los procesos petroquímicos. El sulfuro de hidrógeno (H2S), ácido clorhídrico (HCl) o ácido fluorhídrico (HF) pueden estar presentes en las materias primas petroquímicas. El HCl y el H2S son solubles en agua y pueden provocar una corrosión grave. La solubilidad del sulfuro de hidrógeno aumenta al aumentar el pH y disminuir la temperatura. En los condensados puede haber dióxido de carbono o ácidos orgánicos de bajo peso molecular.

La sosa cáustica se utiliza a menudo como neutralizante para controlar la corrosión, pero tiene importantes inconvenientes. La sosa cáustica puede provocar grietas por corrosión bajo tensión (fragilización por sosa cáustica). Las sales de sodio pueden depositarse y acelerar el ensuciamiento y la polimerización. La corrosión es un proceso electroquímico. Puede controlarse mediante el uso de un programa de inhibidores químicos de la corrosión. Para controlar la corrosión se aplican aminas neutralizantes, aminas filmógenas o programas de barrido de oxígeno.

El neutralizador debe proporcionar una buena protección contra la corrosión cuando se condensan las primeras gotas ácidas. Los criterios para un buen programa de aminas neutralizantes son sus propiedades amínicas y de sales amínicas. Las aminas tienen que proporcionar una excelente protección inicial contra la condensación. Se requiere un bajo potencial de deposición de sales y una buena amortiguación del pH. Las aminas alcalinizantes de Kurita reaccionan con cualquier componente ácido en una reacción directa. La amina neutralizante desplaza el pH a un nivel superior, lo que mejora el control de la corrosión. Nuestras "formulaciones listas para usar" proporcionan la combinación adecuada de aminas de alto y bajo punto de ebullición. Esto garantiza el control de la corrosión en las fases de vapor y agua.

Pequeñas cantidades de oxígeno aceleran la corrosión cuando se produce condensación de agua. La superficie del metal reacciona con el oxígeno formando hidróxido férrico. El producto de la reacción es insoluble en agua y precipitará. La corrosión por oxígeno puede controlarse con un eliminador de oxígeno. La corrosión por oxígeno se observa con frecuencia en calderas o sistemas generadores de vapor de dilución (DSG). Durante muchos años se utilizó hidracina como inhibidor de la corrosión. Su uso ya no está permitido en muchos países por ser cancerígena. Los programas de eliminación de oxígeno de Kurita son muy eficaces y fáciles de manejar. Nuestros productos eliminadores de oxígeno no son cancerígenos para proteger y mantener la salud de los empleados.

Los programas de filmación de inhibidores de corrosión de Kurita pueden ayudar a detener o ralentizar la corrosión. Proporcionarán una protección perfecta al formar una película muy fina. La película actúa como una barrera contra las sustancias corrosivas. Si se seleccionan aminas filmógenas, ya no se necesitan secuestrantes de oxígeno, fosfatos ni dispersantes cáusticos. Las aminas filmógenas pueden utilizarse en combinación con aminas alcalinizantes.

Aplicamos productos inhibidores de la corrosión sin sodio. De este modo se evitan las fisuras por corrosión bajo tensión inducidas por el sodio y la formación de coque en el craqueador de vapor. La peligrosa corrosión por amalgama en el flujo de gas bruto se inhibe mediante el uso de nuestros secuestrantes de mercurio especiales.

La formación de espuma en los procesos petroquímicos puede acarrear problemas importantes. Se trata de una incorporación física de burbujas de gas dentro de una solución líquida. La formación de espuma se produce en la interfase gas-líquido. Un líquido de baja tensión superficial permite que la superficie de una burbuja de gas se expanda fácilmente. Los hidrocarburos, las partículas pequeñas y los ácidos aumentan la tendencia a la formación de espuma y su estabilidad. Los efectos negativos de la formación de espuma son la reducción del rendimiento, las pérdidas de carga y los problemas de separación.

Se ven afectados los tambores de separación, las columnas de destilación, las unidades de extracción o los lavadores de gases y líquidos. Los lavadores de gases ácidos de las plantas de etileno son muy propensos a la formación de espuma. La formación de espuma suele estar relacionada con problemas de ensuciamiento. Las partículas sólidas de polímero pueden estabilizar la espuma. La formación de espuma puede aumentar la presión diferencial. Los efectos negativos son las emulsiones en la sección de lavado con agua o el arrastre de sales no deseadas a los equipos aguas abajo. Por lo tanto, la formación de espuma puede ser mucho más grave si la polimerización es un problema. Las secciones de destilación extractiva de los sistemas de recuperación de butadieno suelen sufrir problemas de formación de espuma. Algunas espumas muestran una estabilidad muy elevada. Una elevada elasticidad de la película y una alta viscosidad superficial y aparente son factores estabilizadores de la espuma. Un alto contenido en sólidos también puede estabilizar las espumas. Se acumulan en la interfaz líquido/gas. Eso impide que las burbujas se fusionen y se rompan.

Se requiere una acción inmediata para prevenir o desestabilizar las espumas existentes. Los antiespumantes o antiespumantes son programas químicos, utilizados para el control de la espuma. Los antiespumantes impiden la formación de espumas. Los antiespumantes destruyen las burbujas de gas ya formadas. Se produce una ruptura de la película debido a una disminución de la superficie. Esto provoca un gran cambio en la energía libre de la superficie. El resultado es el estallido de la pared de la burbuja y se controla mediante el "efecto Marangoni".

Los antiespumantes o antiespumantes de Kurita son agentes tensioactivos. Nuestros antiespumantes y antiespumantes cumplen los requisitos del proceso. Nuestros antiespumantes y antiespumantes altamente eficaces destruyen inmediatamente la espuma ya existente. Se evita una nueva formación de espuma. Los programas de control de espuma de Kurita presentan propiedades de dispersión rápida e inercia química. Tienen una tensión superficial inferior a la del medio espumógeno. La insolubilidad del agente antiespumante es muy importante para el control de la espuma. Nuestros programas químicos combinan ambas funciones para controlar la formación de espuma. Tienen una solubilidad muy baja en la solución líquida. Entran en la interfaz gas/líquido y se concentran en la película superficial. Esto aumenta la elasticidad de la película líquida sobre la burbuja de gas. Las fuerzas de disrupción de la espuma permiten la ruptura de las burbujas de gas.

Kurita ofrece diferentes tipos de programas de control de la espuma. En las plantas petroquímicas se utilizan principalmente aceites de silicona y antiespumantes orgánicos o sin silicona.

Para evitar estos problemas críticos, Kurita ofrece inhibidores de incrustaciones basados en fosfatos y polímeros. Los iones potencialmente formadores de incrustaciones presentes en el agua se ligan, dispersan y eliminan de la caldera mediante la purga. De este modo se evita la formación de incrustaciones en la caldera y en los tubos de calefacción.

El etileno se produce principalmente por craqueo en corriente. Este proceso incluye el craqueo térmico, el enfriamiento, la compresión y la separación. Los gases craqueados calientes se enfrían inmediatamente en columnas de enfriamiento con aceite y agua. La finalidad del enfriamiento es evitar la polimerización y la formación de subproductos no deseados. La columna de enfriamiento con agua funciona a baja caída de presión. El calor residual del gas de pirólisis se recupera mediante absorción en agua de enfriamiento caliente. En el separador de aceite/agua, los hidrocarburos se eliminan del agua de enfriamiento. El agua de enfriamiento del separador de agua/aceite se divide y una parte se recircula de nuevo a la columna de enfriamiento de agua.

A menudo, el agua de enfriamiento separada aún contiene mayores cantidades de aceites solubles e insolubles. La emulsificación de hidrocarburos y agua en el agua de enfriamiento puede causar dificultades. Una separación deficiente de aceite y agua puede provocar pérdidas esporádicas de agua de enfriamiento. Los efectos negativos son problemas de nivel, ensuciamiento y corrosión de los equipos aguas abajo. Los intercambiadores de enfriamiento, el sistema DSG y el separador de agua de proceso se ven especialmente afectados. Algunas plantas instalan unidades DOX (Dispersed Oil Extractor) especialmente diseñadas. Se trata de un sistema montado sobre patines para la separación de agua y aceite. El aceite emulsionado y los sólidos en suspensión se extraen del agua de enfriamiento. Las unidades DOX están diseñadas para eliminar concentraciones de hidrocarburos de hasta 20 ppm o menos. Los problemas de emulsificación pueden requerir un cambio del medio filtrante DOX.

Se puede aplicar un programa demulsificador capaz de mejorar la separación de hidrocarburos y agua. Debe evitarse una sobredosis de desemulsionante. Los aditivos rompedores de emulsión tienen propiedades tensioactivas. Pueden tener tendencia a actuar como emulsionante a concentraciones muy elevadas. Una desemulsificación perfecta puede reconocerse fácilmente por inspección visual. El aspecto del agua de enfriamiento emulsionada variará de ligeramente turbio a lechoso/hazoso.

En la mayoría de los casos, se requiere una demulsificación de las emulsiones de aceite en agua. Kurita ofrece programas demulsificantes de alto rendimiento. Los hidrocarburos suelen llevar una carga negativa en su superficie. Los hidrocarburos se dispersan constantemente en pequeñas gotas debido a sus fuerzas repelentes. Un programa demulsificador cargado catiónicamente neutraliza las gotitas de aceite cargadas negativamente. Las fuerzas repelentes se debilitan y las gotitas de aceite se juntan. El desemulsionante resuelve la emulsión de agua y aceite. Nuestros aditivos rompedores de emulsiones aceleran el proceso de demulsificación. La separación de agua y aceite consta de tres pasos:

1. La aglomeración es la asociación de pequeñas gotas de fase dispersa (clusters).

2. La cremosidad es la concentración de la fase dispersa.

3. La coalescencia es el drenaje de las gotas de aceite, recogidas en la superficie.

En las plantas petroquímicas hay muchos lugares en los que se observan incrustaciones. Los depósitos de suciedad pueden proceder de contaminantes presentes en las corrientes de proceso o de reacciones químicas. Son el resultado de procesos no deseados de oxidación, polimerización, sedimentación y condensación. Los compuestos reactivos son etileno, acetileno, propileno, butadieno, estireno u otros componentes insaturados. Las trazas de oxígeno o de compuestos que contienen oxígeno favorecen la formación de gomas y polímeros. Las incrustaciones pueden ser graves cuando los monómeros se convierten en polímeros, como la formación de "polímeros de palomitas de maíz" por incrustaciones de butadieno. Las plantas de etileno y estireno son las más propensas a las incrustaciones por polimerización.

A altas temperaturas, la coquización de los hidrocarburos provoca incrustaciones térmicas. Los hornos de craqueo al vapor sufren principalmente de ensuciamiento por coque. Los aromáticos polinucleares pesados (PNA) pueden precipitarse en las paredes de los tubos de los hornos de craqueo. Los PNA se deshidrogenan y forman coque. En las plantas petroquímicas, el uso de componentes de azufre está bien establecido para controlar el ensuciamiento del coque. La inyección de un agente sulfurante es el método histórico para la reducción del coque. El agente sulfurante se aplica normalmente al vapor de dilución de los hornos de craqueo a vapor. El DMS o el DMDS son agentes sulfurantes probados para las operaciones de craqueo a vapor. Ambos aditivos presentan varios inconvenientes. La tecnología Cut Coke de Kurita es una alternativa a esos productos sulfurantes. Tenemos muchos años de experiencia práctica con la inyección de polisulfuros en plantas petroquímicas. Nuestra formulación de azufre polimérico ofrece una manipulación más segura y fácil de usar. Mejora la longitud de funcionamiento de sus hornos de craqueo. Esto contribuye a aumentar su producción de etileno.

El ensuciamiento químico está causado por la polimerización de radicales libres, la condensación Aldol o las reacciones de condensación Diels Alder. Todas estas reacciones pueden formar productos insolubles. La polimerización de radicales libres puede producirse en muchos procesos petroquímicos diferentes. Las plantas de etileno y estireno son las más propensas a la formación de incrustaciones por polimerización. La naturaleza de los depósitos de incrustaciones puede ser bastante compleja. Para mejorar la producción de etileno se necesitan programas antiincrustantes de alto rendimiento. La polimerización puede controlarse en la fase de propagación y terminación. Los programas antiincrustantes de Kurita detienen las reacciones de radicales libres. Detienen la transferencia de cadena de radicales de hidrógeno u otros componentes reactivos. Esto detendrá la polimerización.

Durante la producción de etileno, el ensuciamiento del gas bruto de compresión es un problema omnipresente. Reduce el rendimiento del compresor de gas agrietado y puede provocar vibraciones. Basándose en décadas de experiencia, Kurita ha desarrollado un concepto de tratamiento especial para compresores de gas bruto. Los antioxidantes y antipolimerizantes aplicados muestran excelentes resultados. No provocan la formación de dienos nitrados peligrosos en la parte fría de las unidades de etileno.

Kurita adapta los conceptos de tratamiento antiincrustante individualmente a sus necesidades. Combinamos los productos y las herramientas de supervisión de acuerdo con sus tareas y requisitos:

  • Capturadores de radicales (carroñeros)
  • Dispersantes
  • Depuradores de oxígeno
  • Estabilizadores
  • Antioxidantes
  • Desactivadores de metales

La pirólisis de materias primas líquidas y gaseosas para la producción de etileno se realiza en unidades de craqueo al vapor. Los gases craqueados contienen dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno que deben eliminarse del gas craqueado. El sulfuro de hidrógeno es un veneno para los catalizadores de los reactores de hidrogenación. El dióxido de carbono puede congelarse a bajas temperaturas en los intercambiadores de calor y en los equipos de fraccionamiento. También puede ser absorbido por el etileno, lo que afecta a la calidad del producto y a su posterior procesamiento. Estos gases ácidos se lavan con solución cáustica (NaOH) en torres de lavado cáustico. La torre cáustica (lavador cáustico) suele estar integrada aguas arriba de la última etapa del compresor.

Los sistemas de depuración cáustica están sujetos con frecuencia al ensuciamiento por polímeros. El ensuciamiento de los componentes internos del lavador cáustico y del oxidante cáustico húmedo son problemas conocidos. Los operadores los conocen como "ensuciamiento de marea roja" o "aceite rojo". El arrastre de sodio a la siguiente etapa del compresor no es inusual y provoca problemas en las unidades posteriores. Se forman productos de condensación aldólica y altas concentraciones de diolefinas C4 y C5. La polimerización por condensación aldólica es una reacción catalizada por bases. El gas craqueado contiene carbonilos como aldehídos y cetonas. La presencia de acetaldehído en los flujos de gas craqueado es bastante común.

La base cáustica elimina un protón de la molécula de aldehído formando un carbanión. Este carbanión reaccionará con otra molécula de aldehído para formar el grupo aldol. Todavía contiene un aldehído reactivo que puede seguir reaccionando. Los polímeros crean longitudes de cadena más largas en el lavador cáustico y permanecen suspendidos en la solución cáustica. Los productos de condensación aldólica suelen denominarse "aceite rojo" por su color entre naranja y rojo o marrón rojizo. Los polímeros pueden absorber otros materiales orgánicos del gas craqueado. Esto aumentará la caída de presión y la formación de incrustaciones. Además, los compuestos insaturados como el 1,3 butadieno pueden disolverse fácilmente en una solución cáustica. Junto con los óxidos metálicos y los compuestos oxigenados, se forman más polímeros para aumentar la producción de aceite rojo.

Kurita ha desarrollado conceptos antiincrustantes de alto rendimiento que inhiben la condensación de aldol. Se evita la formación de materiales poliméricos de aceite rojo. Los antiincrustantes con propiedades dispersantes mantienen las partículas de polímero lo suficientemente pequeñas como para evitar la aglomeración de los polímeros. Los antiincrustantes con propiedades captadoras de radicales detendrán el mecanismo de polimerización de radicales libres. El programa de tratamiento puede controlarse analizando la sosa cáustica gastada. Un tratamiento satisfactorio permitirá eliminar el costoso lavado con gasolina. Reducirá la carga de la unidad de oxidación de sosa cáustica gastada. Esto reducirá la carga de DQO en la planta de aguas residuales. Se evitará la contaminación por sodio en el sistema DSG a través del reciclado de la gasolina gastada.

Las refinerías de petróleo y las plantas petroquímicas funcionan con un gran número de equipos de destilación diferentes. Se trata de columnas, recipientes de derribo, columnas de destilación, intercambiadores de calor y sistemas de tuberías. El ensuciamiento es un problema omnipresente. Los inconvenientes del ensuciamiento son la reducción del rendimiento, pérdidas significativas en la recuperación de energía o la generación de un aumento de la caída de presión de las columnas de destilación o de los intercambiadores de calor. La limpieza y descontaminación periódicas son obligatorias y es necesario revisar el equipo para su mantenimiento o reparación.

Una parada programada requiere mucho trabajo y, a menudo, varias semanas de inactividad. Hay que eliminar fuelóleos pesados, grasas, alquitranes o materiales incrustantes tenaces. Los tanques, columnas, intercambiadores de calor o tuberías contaminados deben drenarse para su limpieza y desgasificación. Los depósitos de suciedad pueden contener componentes peligrosos y gases nocivos. Pueden liberarse sulfuro de hidrógeno tóxico, hidrocarburos volátiles o benceno cancerígeno. El sulfuro de hierro (FeS) se acumula fácilmente en tuberías, bandejas, empaquetaduras estructuradas, intercambiadores de calor y recipientes. Debido a su naturaleza pirofórica, puede convertirse en un grave problema. El sulfuro de hierro tiene un alto potencial de autoignición espontánea. Se oxida exotérmicamente cuando entra en contacto con el aire. La mayoría de los incendios inducidos por FeS se producen durante las paradas, cuando se abre el equipo para su mantenimiento e inspección.

La salud, la seguridad y la protección del medio ambiente son aspectos muy importantes. Se ruega al personal responsable que minimice la exposición de los trabajadores a cualquier situación en la que pudiera iniciarse la autoignición de especies de sulfuro de hierro o riesgos para la salud. Debe evitarse el contacto con materiales descontaminados. La eliminación de benceno, sulfuro de hierro pirofórico, sulfuro de hidrógeno tóxico y otros gases peligrosos es absolutamente necesaria para unas condiciones de trabajo seguras. Debe respetarse el límite inferior de explosividad (LIE).

Kurita ofrece una amplia gama de productos diversos, como productos químicos de limpieza, desgasificantes o combinaciones de los mismos. La manipulación de nuestros aditivos de limpieza y descontaminación es fácil y segura para el personal operativo. Para alcanzar estos objetivos de forma fiable, se utilizan productos químicos de limpieza de alto rendimiento con métodos de limpieza y desgasificación hechos a medida. La limpieza y desgasificación de columnas y recipientes de destilación puede realizarse con excelentes resultados en un solo día. La eliminación de fuelóleos pesados, alquitranes, grasas y otros materiales tenaces son elementos clave de la limpieza. La eliminación completa de gases peligrosos y riesgos potenciales de incendio tienen gran importancia. La limpieza de la superficie metálica sin atacar el equipo de destilación es un hecho.

La recuperación de calor es esencial en las unidades de proceso que funcionan con reactores. La limpieza mecánica de redes complejas de intercambiadores de calor puede llevar varios días y no se puede llegar a las zonas inaccesibles. En comparación, las soluciones de limpieza y desgasificación de Kurita llegan a zonas inaccesibles. La limpieza puede realizarse in situ en un día. Se requerirá menos mano de obra en comparación con la limpieza mecánica. Los programas de limpieza química a medida de la serie Kurita CD se utilizan cuando se necesitan resultados de limpieza muy eficaces. Los intercambiadores de calor de placas Packinox o los intercambiadores de calor tubulares Texas Tower requieren más esfuerzos de limpieza que los intercambiadores de calor clásicos. Los conceptos de limpieza de Kurita son el método de elección cuando hay que limpiar intercambiadores de calor Packinox o Torres Texas.

Una limpieza y descontaminación mecánica de los tanques de almacenamiento puede requerir varias semanas de inactividad. En comparación, la limpieza química y la desgasificación reducirán significativamente el tiempo de inactividad a unos pocos días, lo que supondrá una gran ventaja económica.

Kurita le ofrece programas de limpieza y desgasificación adaptados a sus necesidades. Nuestro personal cualificado le ayudará en sus procesos de limpieza y desgasificación. A petición, suministramos el equipo relacionado.

Sus ahorros con Cetamine

Aquí puede calcular fácilmente el ahorro que puede conseguir aplicando nuestra tecnología Cetamine en su sistema.

Su ahorro con S.sensing® CS

Aquí puede calcular fácilmente el ahorro que puede conseguir aplicando nuestro S.sensing® CS tecnología en su sistema.

Tus ahorros con la tecnología Dropwise de Kurita

Aquí puedes calcular fácilmente el ahorro que puedes conseguir en Condensadores aplicando nuestro Dropwise tecnología en su sistema.

Tus ahorros con la tecnología Dropwise de Kurita

Aquí puedes calcular fácilmente el ahorro que puedes conseguir en Cilindros Secadores aplicando nuestro Dropwise tecnología en su sistema.