Refinería

Conceptos de tratamiento para aplicaciones de refinería

Las refinerías de petróleo crudo producen diversos productos, entre ellos materias primas para los procesos de craqueo y para la industria petroquímica. El crudo se transforma en productos útiles como combustibles, aceites de proceso, disolventes, lubricantes, ceras, betún, coque y otros productos especiales. Para fabricar estos productos, las materias primas se procesan en distintas unidades posteriores.

Las impurezas del petróleo crudo, como metales y sales, pueden provocar problemas de funcionamiento del equipo de refinado. Los depósitos y la corrosión, así como las emulsiones no deseadas, la espuma y los gases tóxicos, afectan al funcionamiento y a la seguridad laboral en las refinerías. Kurita proporciona conceptos de tratamiento a medida para aumentar la seguridad operativa y laboral. Nuestras líneas de productos y tecnologías se basan en décadas de experiencia en el tratamiento de procesos y contribuyen a reducir sus costes operativos totales.

Kurita ofrece una gama de productos adaptados a sus necesidades:

  • Rompedores de emulsiones
  • Antiespumantes / antiespumantes
  • Inhibidores de la corrosión
  • Tecnología ACF patentada para la eliminación y prevención en línea de las sales de amonio
  • Inhibidores de incrustaciones y antioxidantes
  • Programas de barrido (es decir, sulfuro de hidrógeno (H2S) carroñeros)
  • Carroñeros
  • Aditivos para combustible (biocidas para gasóleo)
  • Aditivos de limpieza y descontaminación

Nuestros productos se aplican en destilaciones de petróleo crudo, unidades de vacío, rompedores de viscosidad, coquizadores retardados, hidrotratadores, hidrocraqueadores, unidades FCC, reformadores, separadores de aguas ácidas, unidades de aminas y parques de tanques.

Además de la mejora continua de las líneas de productos tradicionales, prestamos especial atención al desarrollo de soluciones innovadoras.

El petróleo crudo o los aceites de desecho suelen contener emulsiones muy estables, que son dispersiones finas de petróleo y agua. Las emulsiones pueden causar graves problemas de ensuciamiento y corrosión en columnas de destilación, intercambiadores de calor y rehervidores. En general, la emulsión se estabiliza mediante una serie de contaminantes y aditivos procedentes de las operaciones previas. Los componentes estabilizadores habituales de una emulsificación no deseada son los asfaltenos, las resinas, las porfirinas, los cristales de cera o los ácidos grasos. Dichos componentes pueden reaccionar como tensioactivos con un tamaño de gota en el rango de las micras.

El petróleo crudo bombeado del pozo contiene agua en estado emulsionado y libre. El petróleo crudo sin tratar sigue conteniendo agua y sales cuando se almacena en parques de tanques. La emulsión de petróleo crudo está formada por pequeños glóbulos de agua rodeados por el petróleo. La separación del petróleo crudo para separar el petróleo del agua es un paso muy importante de la aplicación. La composición de la fase de emulsión y los contaminantes influyen en el rendimiento de ruptura de la emulsión. La reducción de impurezas y sales del petróleo crudo está directamente relacionada con una menor corrosión y ensuciamiento. Esto mejorará la eficacia de la desalación, la recuperación de petróleo y el rendimiento de la separación del crudo. Las gotas más grandes se depositarán finalmente para ser eliminadas como agua efluente del desalador. Muchos petróleos crudos contienen una alta concentración de sólidos (BS&W = Basics, Sediments & Water). Estos crudos son difíciles de procesar. Los efectos negativos son las averías eléctricas del desalador, el ensuciamiento y la corrosión del equipo de destilación aguas abajo.

Un tiempo de residencia adecuado es esencial para que la separación del petróleo crudo elimine el petróleo del agua. La separación del crudo en dos fases por gravedad es un proceso muy lento. El proceso físico puede acelerarse utilizando un programa químico adecuado para romper la emulsión. Los aditivos utilizados se denominan demulsificantes, rompedores de emulsión o agentes humectantes. Estos productos químicos son tensioactivos que migran a la interfaz agua/aceite. Se utilizan principalmente tensioactivos no iónicos con grupos lipofílicos e hidrofílicos. Rompen las emulsiones de petróleo crudo que las gotas de agua se agregan para formar gotas de agua más grandes. Esas gotas son lo bastante grandes como para separarlas gravitacionalmente del petróleo.

Añadiendo los productos químicos rompedores de emulsiones de Kurita ya conseguirá resultados mucho mejores. Una excelente recuperación de los aceites de desecho y una mejor deshidratación y desalinización de los crudos son medidas importantes. El uso del rompedor de emulsiones reduce el riesgo de corrosión y ensuciamiento en las operaciones de refinado posteriores. Nuestros programas de alto rendimiento aceleran la separación del crudo. Esto mejora el proceso de ruptura de la emulsión para eliminar el petróleo del agua. Se minimiza el riesgo de arrastre indeseado de petróleo al agua efluente del desalador. El crudo desalado contiene menos agua y menos sales, con un menor riesgo de corrosión y ensuciamiento. El elemento clave para el tratamiento del aceite usado o del desalador es una eficacia de desalación muy buena con una mayor recuperación de petróleo. Sus beneficios son una mayor rentabilidad con una mayor utilización de los equipos aguas abajo.

La formación de espuma es la incorporación física de un gas en un líquido. La espuma se estabiliza con sólidos, hidrocarburos, sales termoestables y otros contaminantes. Los productos químicos de proceso con propiedades tensioactivas también estabilizan la espuma. Los inhibidores de la corrosión, los dispersantes y los rompedores de emulsiones tienen características tensioactivas. La formación de espuma puede causar problemas de salud y seguridad. La formación excesiva de espuma puede provocar la cavitación de la bomba, su avería y la pérdida de control del proceso.

La película líquida rodea el gas creando una burbuja. La pared o película de la burbuja es un sistema dinámico, que se estira y contrae constantemente. Una vez estirada, tiene una elevada tensión superficial. La sección de película más fina contiene menos líquido. Se requiere una acción inmediata para evitar o desestabilizar la espuma. Según la definición, los antiespumantes evitan la formación de espuma. Los antiespumantes rompen la espuma existente.

Los potentes aditivos antiespumantes están destinados a actuar con propiedades antiespumantes y antiespumantes. Los programas antiespumantes aumentan la elasticidad de la capa de película formada. El antiespumante proporciona una difusión del tensioactivo. Crea una película con una debilidad incorporada para volverse inestable. Las propiedades del agente antiespumante destruyen la formación de espuma inmediatamente y evitan una nueva formación de espuma.


Las aplicaciones típicas de los agentes antiespumantes son:

  • Torre de destilación de crudo y torre de vacío
  • Coquización retardada y visbreaker
  • craqueador térmico y plantas de betún (asfalto)
  • Extracción de aceite lubricante y desasfaltado con propano
  • Lavadores cáusticos, decapantes de aguas ácidas y unidades de aminas

Los coquizadores retardados y las unidades de aminas son unidades de proceso en las que se utilizan constantemente antiespumantes. Debe evitarse el arrastre de espuma desde el tambor de coque. De lo contrario, podría producirse una parada inesperada. Los antiespumantes a base de PDMS se utilizan principalmente en coquizadores retardados. Son los productos preferidos debido a su gran estabilidad térmica. Un antiespumante de PDMS adecuado se descompone térmicamente, pero los fragmentos siguen teniendo propiedades antiespumantes. La silicona es un veneno catalizador, por lo que la dosificación debe hacerse con cuidado.  

La formación de espuma en las unidades de aminas es una amenaza omnipresente. La adición de hidrocarburos líquidos a las soluciones de aminas es una de las principales causas de la formación de espuma. Debe evitarse el arrastre de espuma en el absorbedor. En las unidades de aminas, los antiespumantes de PDMS muestran muy buenos resultados en el control de la espuma. También se suelen utilizar antiespumantes a base de poliol.

Kurita ofrece programas de agentes antiespumantes de gran eficacia. Los agentes antiespumantes desplazan inmediatamente el estabilizador de espuma y revientan localmente las burbujas. Esto reduce la viscosidad de la pared y disminuye el potencial electrostático de la superficie. Las características de los agentes antiespumantes son que no son tóxicos ni perjudiciales para los productos. Se requieren propiedades químicamente no reactivas. El antiespumante debe ser fácil de alimentar y tener características no volátiles.

Los tipos de antiespumantes se basan en hidrocarburos, silicona o química orgánica. Los antiespumantes orgánicos son polioles, alcoholes grasos y ésteres. Los antiespumantes de silicona son agentes antiespumantes muy eficaces. Existen muchos tipos de siliconas, como fluidos de silicona, emulsiones, fluidos hidrofobizados o sustituidos.

Las formulaciones de agentes antiespumantes de Kurita contienen:

  • Componentes sin aceite
  • Aceites naturales o aceites minerales
  • Sustancias activas con o sin silicona
  • Polidimetilsiloxano (PDMS)

El ataque de la corrosión es una amenaza omnipresente para las refinerías de petróleo y las plantas petroquímicas. La corrosión se define como la destrucción gradual de un material o sustancia. La corrosión cuesta miles de millones de dólares a empresas de todo el mundo. Puede provocar importantes pérdidas de producción, costes de mantenimiento y costosas reparaciones. Algunas tecnologías aumentan la resistencia a la corrosión de los equipos de destilación. Las aleaciones resistentes a la corrosión (CRA), el revestimiento de las superficies metálicas o la protección catódica ofrecen una buena prevención contra la corrosión. Debido a su bajo coste de adquisición, la mayoría de los equipos de destilación son de acero al carbono. El acero al carbono es muy inestable en ácidos que disminuyen la resistencia a la corrosión de la superficie metálica. Los índices de corrosión aumentan bruscamente cuando el pH desciende por debajo de 7. Los componentes corrosivos son el cloruro de hidrógeno, el sulfuro de hidrógeno, el cloruro de amonio, el bisulfuro de amonio, el dióxido de carbono y los ácidos orgánicos.

Las formas típicas de corrosión en las refinerías son, en particular:

  • Corrosión local o picaduras
  • Corrosión inducida por hidrógeno (HIC)
  • Agrietamiento por corrosión bajo tensión (SCC)
  • Erosión
  • Cavitación

La corrosión acuosa se produce por los procesos electroquímicos de dos reacciones de media celda. La célula de corrosión básica requiere un ánodo, un cátodo, un conductor metálico y electrolitos. Si falta uno de ellos, no se produce corrosión acuosa. Los inhibidores de la corrosión se utilizan para prevenirla. Pueden ayudar a detener o ralentizar el funcionamiento de una célula de corrosión. Las aminas de filtración y las aminas neutralizantes proporcionan una excelente protección contra la corrosión y son programas de tratamiento bien establecidos.

Las aminas filmógenas son los inhibidores de corrosión más comunes. Forman una capa protectora sobre la superficie del metal. El resultado es una mejor protección contra la corrosión al aumentar la resistencia a la misma. Las aminas filmógenas solubles en petróleo están bien establecidas en refinerías de petróleo y plantas petroquímicas. Necesitan hidrocarburos de la corriente de proceso para formar una capa de protección. Se utilizan en sistemas de hidrocarburos con bajo contenido de agua. Los sistemas de proceso con alto contenido en agua son los overheads de vacío, los separadores de aguas ácidas, las columnas de enfriamiento con agua o las unidades de aminas. Las aminas de filmación solubles en agua ofrecen excelentes propiedades de protección contra la corrosión. Kurita ofrece aminas hidrosolubles y solubles en aceite de alto rendimiento para la protección contra la corrosión.

Históricamente, el amoniaco se utilizaba como amina neutralizante. El amoniaco tiene una serie de propiedades negativas y aumenta el riesgo de incrustación de sales de amonio. El amoníaco es una amina volátil y no proporciona una neutralización segura durante la condensación. Las modernas mezclas de aminas neutralizantes de Kurita proporcionan una excelente protección contra la corrosión y una muy buena capacidad amortiguadora. Funcionan reaccionando con cualquier componente ácido en una neutralización química directa. La amina neutralizante desplaza el pH de condiciones muy corrosivas a niveles más fáciles de controlar. Demuestran un control del pH más fácil y una mejor manipulación.

La presencia de cloruros o la formación de sales puede provocar daños o pérdidas de producción en las refinerías de petróleo. Normalmente, estas sales son cloruro de amonio (NH4Cl) o bisulfuro de amonio (NH4HS). Las unidades de proceso que sufren incrustaciones de sal o corrosión son las unidades de destilación de crudo, los hidrotratadores, los hidrocraqueadores, las unidades FCC y las unidades de reformado. La formación de sales se observa con frecuencia en las paredes de los tubos, las bandejas de los fraccionadores, las tuberías y las superficies de los intercambiadores de calor. La formación de depósitos de sal deja una solución altamente concentrada, espesa, ácida y viscosa. Esto puede dar lugar a corrosión bajo depósito (corrosión por picaduras) a medida que el depósito de sal absorbe humedad. Las sales de cloruro de amonio o bisulfuro de amonio son altamente corrosivas. Los sistemas de agua de lavado se instalan para reducir el riesgo de depósito de sal. Sin duda, es un buen paso en la dirección correcta eliminar tantas sales como sea posible. Por lo general, las sales de amonio son fácilmente solubles en agua. Pero en presencia de hidrocarburos los depósitos de sales a menudo no pueden eliminarse por completo.

Kurita ha desarrollado un programa único de tratamiento químico, conocido como Tecnología ACF. Se utilizan formulaciones líquidas de una base orgánica muy fuerte para evitar la corrosión ácida o la formación de sales. La base orgánica ACF reacciona preferentemente con ácidos fuertes como el ácido clorhídrico (HCl) o sus sales de amonio. La reacción favorecida del ACF con el HCl es una ventaja significativa en las unidades de proceso con altos niveles naturales de H2S. En los lugares donde se produce la formación de sales, el ACF desplaza al amoníaco base, más débil, formando una sal líquida de ACF. Los productos de reacción tienen características de absorción de humedad muy elevadas (altamente higroscópicas). Las sales de ACF tienen una corrosividad muy baja y pueden eliminarse fácilmente con agua libre. 

Los programas de tratamiento con ACF se utilizan continuamente para prevenir la formación de sal y el ataque de la corrosión. El ACF reacciona inmediatamente con los componentes ácidos y minimiza el potencial de formación de depósitos de sal. Esto permite a las refinerías hacer funcionar las unidades de destilación con una mayor productividad y fiabilidad.

Las unidades de FCC sufren con frecuencia incrustaciones de sales de amonio. En muchos casos, las sales de cloruro amónico aumentan la caída de presión o provocan la inundación de las bandejas superiores. La eliminación de las sales depositadas durante las operaciones normales del proceso es particularmente muy útil en los procesos de refinado de petróleo crudo. Los procedimientos tradicionales de lavado de torres pueden eliminar las sales solubles en agua. Pero la velocidad de alimentación debe reducirse significativamente durante este tiempo. La nafta producida, a veces también aceite de ciclo ligero (LCO), se sale de las especificaciones. Debe volver a procesarse, con el consiguiente aumento de costes. Cuando se detectan incrustaciones de sales de amonio, la primera opción es una limpieza en línea con ACF para disolver las sales depositadas en las bandejas superiores. No es necesario reducir el rendimiento. Las sales depositadas se disuelven y movilizan en poco tiempo. Una rápida disminución de la presión diferencial suele demostrar el éxito del tratamiento en línea.

El ensuciamiento es un grave problema en las refinerías de petróleo. Puede provocar condiciones de funcionamiento inseguras con elevadas pérdidas de producción. La reducción del tiempo de funcionamiento es un inconveniente que requiere procedimientos de limpieza. En algunos casos, puede ser necesario un cambio de material. Los diseños mecánicos, las condiciones del proceso y las calidades de la alimentación influyen en el potencial de ensuciamiento y en el funcionamiento. Los componentes típicos de las incrustaciones son ceras, asfaltenos, depósitos de carbono, emulsiones estables, sólidos inorgánicos o polímeros. En las refinerías de petróleo, la mayoría de las incrustaciones orgánicas se deben a la precipitación de asfaltenos, incluida la formación de coque. Los asfaltenos son sensibles a las fuerzas de cizallamiento y a las interacciones electrostáticas. Los trenes de precalentamiento de crudo, los fondos de las columnas de vacío y los intercambiadores de calor aguas abajo pueden obstruirse. Las implicaciones económicas son significativas y pueden costar millones de dólares.

La mejor estrategia para evitar la precipitación de asfaltenos es la estabilización de los asfaltenos. Los dispersantes de asfaltenos de Kurita mantienen las partículas pequeñas evitando la aglomeración. Funcionan rodeando las moléculas de asfalteno, de forma similar a las resinas naturales del petróleo crudo. Esto mantiene los hidrocarburos en un sistema coloidal. Los asfaltenos permanecen en una fase dispersa por lo que se evita la precipitación de asfaltenos.

La gasificación con oxidación parcial (POX) es una tecnología antigua. El proceso lleva desarrollándose más de 200 años. Es mucho más antiguo que las modernas refinerías de petróleo para la producción de fuelóleos. La gasificación es una reacción exotérmica y no catalítica de la materia prima y una cantidad limitada de oxígeno. En una atmósfera altamente reductora, los hidrocarburos se convierten en energía eléctrica, gas de síntesis, combustibles, fertilizantes y productos químicos. El gas bruto producido tiene una temperatura de unos 1300 - 1400°C. Un ensuciamiento grave del enfriador de gas de síntesis debido a los depósitos de carbono puede provocar una parada no deseada. En estas condiciones de proceso, los antiincrustantes utilizados habitualmente se descomponen de inmediato sin ningún efecto. Kurita ha desarrollado una tecnología antiincrustante para el proceso POX. Este aditivo para combustible tiene una excelente estabilidad térmica y reduce los depósitos de carbono. Minimiza el potencial de ensuciamiento en los calderines de calor residual al ablandar los depósitos. De este modo, las partículas de coque se mantienen pequeñas para poder ser transportadas con el gas de síntesis.

En las refinerías de petróleo, pequeñas cantidades de oxígeno pueden provocar o acelerar la polimerización. Nuestros antioxidantes acaban con los radicales de peróxido que se forman cuando el oxígeno reacciona con los hidrocarburos. Esto evita la formación de goma derivada de las operaciones de craqueo térmico y catalítico. Los antioxidantes actúan como interruptores de cadena y detienen las reacciones de iniciación o propagación del proceso de reacción radical. Kurita ofrece una gama completa de programas compuesta por dispersantes, eliminadores de oxígeno, estabilizantes, antioxidantes y desactivadores de metales.

Kurita adapta los conceptos de tratamiento a sus necesidades para evitar el ensuciamiento y las limitaciones operativas. Nuestros inhibidores de incrustaciones tienen una buena estabilidad térmica. Pueden utilizarse también a temperaturas más altas, donde se produciría precipitación, polimerización o formación de coque.

Sulfuro de hidrógeno (H2S) es un gas natural que se obtiene en muchos petróleos crudos. Mediante la degradación de los compuestos de azufre del petróleo puede liberarse más ácido sulfhídrico. Eso ocurre principalmente cuando los compuestos de azufre entran en contacto con el agua a altas temperaturas. El sulfuro de hidrógeno es un gas tóxico, incoloro y con olor a huevo podrido. Es detectable a un nivel bajo de ppb y puede estar presente en todas las corrientes de proceso de las refinerías. Los mercaptanos (RSH) son un contaminante común de los componentes de hidrocarburos más ligeros. Son menos reactivos que el sulfuro de hidrógeno, pero también limitan las especificaciones del producto. Ambos contaminantes son corrosivos para los metales, pueden envenenar los catalizadores y tienen un olor muy desagradable.

A altas temperaturas, el betún (asfalto), al ser el producto de refinería más pesado, puede liberar mayores concentraciones de H2S a la fase de vapor. Durante las paradas de la planta, los tanques, contenedores y columnas de destilación deben abrirse para permitir las inspecciones necesarias in situ. La concentración de H2S en el espacio de cabeza de los tanques de almacenamiento puede cambiar debido a la temperatura, la agitación, la viscosidad y el nivel del tanque. Los compuestos de sulfuro de hidrógeno y mercaptano deben eliminarse de forma segura antes de cualquier entrada e inspección.

El sulfuro de hidrógeno plantea importantes problemas de seguridad, operativos, medioambientales y de cumplimiento de la normativa. Para cumplir las especificaciones y los requisitos de seguridad, es necesario eliminar el sulfuro de hidrógeno del gas de refinería, los destilados y los combustibles. El uso de un eliminador de sulfuro de hidrógeno es necesario para reducir los riesgos. Las aminas neutralizantes comerciales se utilizan a menudo como eliminadores de H2S, pero no son selectivos para la eliminación del sulfuro de hidrógeno. A alta temperatura, estos productos H2S tienen propiedades reversibles y liberarán el H2S de nuevo. Requisitos para un buen H2S son preferentemente aditivos solubles en aceite, reacciones rápidas y no reversibles y gran estabilidad térmica.

El aumento de las concentraciones de sulfuro de hidrógeno o mercaptanos en los productos finales reduce considerablemente su calidad. Estos productos finales de "baja calidad" tienen que venderse a un precio inferior. En el peor de los casos, deben reutilizarse en procesos de refinería. Sin embargo, supone una pérdida de producción el hecho de que un sistema de tratamiento de H2S puede ser la primera opción para la eliminación del sulfuro de hidrógeno. Los programas de eliminación de sulfuro de hidrógeno de Kurita eliminan estos componentes inconvenientes. Para la eliminación de mercaptanos también se dispone de programas químicos muy eficaces.

Nuestro H2S proporcionan una reacción rápida con una mezcla mínima aumentando la calidad y el valor de los productos acabados. Nuestros programas de tratamiento eliminan rápidamente los sulfuros de hidrógeno y los mercaptanos en las corrientes de productos.

Los productos a medida de Kurita para la eliminación del sulfuro de hidrógeno permiten una inspección segura y oportuna de los sistemas. Las tasas de dosificación muy bajas y el tratamiento rentable proporcionan beneficios significativos para usted en una variedad de productos. De acuerdo con sus especificaciones, Kurita suministrará H2S, completamente solubles en aceite o agua y con buenas propiedades anticorrosión. Nuestros productos secuestrantes de sulfuro de hidrógeno tienen una alta estabilidad térmica. Si es necesario, Kurita puede suministrar versiones de secuestrantes de sulfuro de hidrógeno sin nitrógeno.

La prevención de las bioincrustaciones es necesaria cuando los combustibles contienen organismos que pueden metabolizar los compuestos del combustible. Los microorganismos más comunes son los hongos y las bacterias. Suelen vivir en el agua, pero utilizan el combustible como fuente de nutrientes y oxígeno. Los microbios pueden producir ácidos, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno y grandes colonias de crecimiento similar al limo. Los hongos pueden sobrevivir en un entorno con bajo contenido de oxígeno. A menudo se encuentran en combinación con bacterias como las especies de Pseudomonas. Cuando los microbios se establecen, se agrupan formando un crecimiento extenso. Las grandes áreas de crecimiento se denominan placas. Las placas se encuentran en las paredes laterales y en el fondo de los tanques de almacenamiento.

Los aditivos para combustible son necesarios para prevenir las bioincrustaciones y controlar la corrosión. Bajo las placas puede producirse corrosión por influencia microbiológica (MIC). Los subproductos metabólicos corroen el metal, donde se producen picaduras. Los microbios viven en las picaduras y prolongan el proceso de corrosión. En casos extremos, se observan agujeros que atraviesan la superficie del metal. Los microorganismos crean graves problemas, como la obstrucción de los filtros, razón por la que se utilizan aditivos para combustible. La mayoría de los biocidas de base acuosa se degradan rápidamente en condiciones de pH alcalino. Algunos biocidas comerciales se degradan en unos pocos días a pH 7. Por lo tanto, será necesario el retratamiento que es perjudicial y crea costes adicionales.

Kurita ofrece aditivos para combustibles solubles en aceite de alto rendimiento para detener la corrosión y las bioincrustaciones. Se aplican para la prevención de bioincrustaciones en combustibles diesel, aceites de calefacción, combustibles residuales y otros destilados del petróleo. Eliminan o impiden el crecimiento de bacterias y hongos. Nuestros biocidas están diseñados para eliminar hongos aerobios y anaerobios, bacterias, levaduras y bacterias reductoras de sulfatos. Los beneficios son muy buenas propiedades anticorrosivas con una excelente protección contra la degradación del material microbiano y la formación de lodos. Los biocidas para combustibles de Kurita son completamente biodegradables (OCDE 301D / CEE 84/449 C6). No contienen nitrato, agentes nitrosantes ni cloro ligado orgánicamente y no tienen ningún efecto sobre el valor AOX.

Cuando se libera sulfuro de hidrógeno, el H2S ligan rápidamente el sulfuro de hidrógeno y los mercaptanos (RSH). El tratamiento rentable proporciona tasas de tratamiento muy bajas con alta eficacia y estabilidad térmica en los combustibles.

Los estabilizadores Kurita para combustibles destilados son aditivos solubles en aceite. Utilizados en dosis bajas, estabilizan los combustibles destilados craqueados y directos. Las propiedades antioxidantes proporcionan una buena estabilidad del color con un control máximo de los lodos. Tienen una alta estabilidad térmica y proporcionan el máximo rendimiento en motores diesel y quemadores domésticos. Estos aditivos para combustible protegen contra la adherencia de los inyectores, la obstrucción de filtros, coladores y boquillas, y el ensuciamiento de las puntas de los quemadores. No son extraídos por el agua en condiciones normales de manipulación y no contribuyen a la turbidez del agua. Los materiales activos han sido probados por DEF STAN 91-91 en EMEA.

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

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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.