Le pétrole brut ou les huiles de décantation contiennent souvent des émulsions très stables, qui sont de fines dispersions d'huile et d'eau. Les émulsions peuvent causer de graves problèmes d'encrassement et de corrosion dans les colonnes de distillation, les échangeurs de chaleur et les rebouilleurs. En général, l'émulsion est stabilisée par une variété de contaminants et d'additifs provenant des opérations en amont. Les composants stabilisateurs courants d'une émulsion indésirable sont les asphaltènes, les résines, les porphyrines, les cristaux de cire ou les acides gras. Ces composants peuvent réagir comme des tensioactifs dont la taille des gouttes est de l'ordre du micron.

Le pétrole brut pompé du puits contient de l'eau à l'état émulsionné et libre. Le pétrole brut non traité contient encore de l'eau et des sels lorsqu'il est stocké dans des parcs de stockage. L'émulsion de pétrole brut est constituée de petits globules d'eau entourés de pétrole. La séparation du pétrole brut pour séparer le pétrole de l'eau est une étape très importante de l'application. La performance de rupture d'émulsion est influencée par la composition de la phase d'émulsion et des contaminants. La réduction des impuretés et des sels du pétrole brut est directement liée à une diminution de la corrosion et de l'encrassement. Cela améliore l'efficacité du dessalement, la récupération du pétrole et les performances de séparation du pétrole brut. Les plus grosses gouttelettes se déposeront finalement pour être éliminées comme eau d'effluent du dessalinisateur. De nombreux pétroles bruts contiennent une forte concentration de solides (BS&W = Basics, Sediments & Water). Ces pétroles bruts sont difficiles à traiter. Les impacts négatifs sont les perturbations électriques du dessalinisateur, l'encrassement et la corrosion de l'équipement de distillation en aval.

Un temps de séjour adéquat est essentiel pour la séparation du pétrole brut afin de séparer le pétrole de l'eau. La séparation du pétrole brut en deux phases par gravité est un processus très lent. Le processus physique peut être accéléré en utilisant un programme chimique approprié de rupture d'émulsion. Les additifs utilisés sont appelés désémulsifiants, briseurs d'émulsion ou agents mouillants. Ces produits chimiques sont des tensioactifs, qui migrent vers l'interface huile/eau. On utilise principalement des tensioactifs non ioniques comportant à la fois des groupes lipophiles et hydrophiles. Ils brisent les émulsions de pétrole brut dans lesquelles les gouttelettes d'eau s'agrègent pour former de plus grosses gouttes d'eau. Ces gouttes sont suffisamment grosses pour être séparées de l'huile par gravitation.

En ajoutant les produits chimiques briseurs d'émulsion de Kurita, vous obtiendrez déjà de bien meilleurs résultats. Une excellente récupération des huiles de décantation et une meilleure déshydratation et dessalage des pétroles bruts sont des mesures importantes. L'utilisation du briseur d'émulsion réduit le risque de corrosion et d'encrassement dans les opérations de raffinage en aval. Nos programmes performants accélèrent la séparation du pétrole brut. Cela améliore le processus de cassage d'émulsion pour éliminer le pétrole de l'eau. Le risque d'entraînement indésirable de l'huile dans l'eau de l'effluent du dessalinisateur est réduit au minimum. Le pétrole brut dessalé contient moins d'eau et moins de sels, ce qui réduit le risque de corrosion et d'encrassement. Une très bonne efficacité de dessalage avec une récupération accrue de l'huile est l'élément clé pour le traitement de l'huile de décantation ou du dessaleur. Vos avantages sont une meilleure rentabilité et une utilisation accrue de l'équipement en aval.

Le moussage est une incorporation physique d'un gaz dans un liquide. La mousse est stabilisée par des solides, des hydrocarbures, des sels thermostables et d'autres contaminants. Les produits chimiques de traitement ayant des propriétés tensioactives stabilisent également la mousse. Les inhibiteurs de corrosion, les dispersants et les briseurs d'émulsion ont des caractéristiques tensioactives. La formation de mousse peut poser des problèmes de santé et de sécurité. Une formation excessive de mousse peut entraîner la cavitation de la pompe, sa défaillance et la perte de contrôle du processus.

Le film liquide entoure le gaz en créant une bulle. La paroi ou le film de la bulle est un système dynamique, qui s'étire et se contracte constamment. Après l'étirement, la tension de surface est élevée. La section la plus fine du film contient moins de liquide. Une action immédiate est nécessaire pour empêcher ou déstabiliser la mousse. Selon la définition, les antimousses empêchent la formation de mousse. Les antimousses brisent la mousse existante.

Les additifs antimousse puissants sont destinés à agir avec des propriétés antimousse et anti-mousse. Les programmes d'agents antimousse augmentent l'élasticité de la couche de film formée. L'antimousse assure une diffusion des tensioactifs. Il crée un film avec une faiblesse intégrée pour devenir instable. Les propriétés de l'agent antimousse détruisent immédiatement la formation de mousse et empêchent une nouvelle formation de mousse.

Les applications typiques des agents antimousse sont les suivantes :

• Tour de distillation du brut et tour à vide
• Cokeur et viscoréducteur retardés
• craqueur thermique et usines de bitume (asphalte)
• Extraction d'huile de graissage et désasphaltage du propane
• Laveurs de caustique, stripeurs d'eau acide et unités d'amines

Les cokeurs retardés et les unités d'amines sont des unités de traitement où les antimousses sont régulièrement utilisés. L'entraînement de la mousse depuis le tambour à coke doit être évité. Sinon, cela pourrait entraîner un arrêt inattendu. Les antimousses à base de PDMS sont principalement utilisés dans les cokeurs retardés. Ils sont les produits préférés en raison de leur grande stabilité thermique. Un antimousse PDMS approprié se décompose thermiquement, mais les fragments ont toujours des propriétés antimousse. La silicone est un poison pour les catalyseurs, c'est pourquoi le dosage doit être effectué avec soin.  

La formation de mousse dans les unités d'amines est une menace omniprésente. L'ajout d'hydrocarbures liquides aux solutions d'amines est une des causes principales de la formation de mousse. L'entraînement de la mousse dans l'absorbeur doit être évité. Dans les unités d'amine, les antimousses PDMS montrent de très bons résultats en matière de contrôle de la mousse. Les antimousses à base de polyol sont également souvent utilisés.

Kurita propose des programmes d'agents antimousse très efficaces. Les agents antimousse déplacent immédiatement le stabilisateur de mousse et font éclater localement les bulles. Cela réduit la viscosité de la paroi et abaisse le potentiel électrostatique de la surface. Les caractéristiques des agents antimousse sont qu'ils sont non toxiques et non nuisibles aux produits. Des propriétés chimiquement non réactives sont requises. L'antimousse doit être facile à introduire et présenter des caractéristiques non volatiles.

Les types d'antimousses sont basés sur les hydrocarbures, le silicone ou la chimie organique. Les antimousses organiques sont des polyols, des alcools gras et des esters. Les antimousses à base de silicone sont des agents antimousse très efficaces. De nombreux types de silicones sont disponibles comme les fluides de silicone, les émulsions, les fluides hydrophobisés ou substitués.

Les formulations d'agents anti-mousse de Kurita contiennent.. :

• Composants sans huile
• Huiles naturelles ou huiles minérales
• Substances actives contenant des silicones ou sans silicones
• Polydiméthylsiloxane (PDMS)

L'attaque par la corrosion est une menace omniprésente pour les raffineries de pétrole et les usines pétrochimiques. La corrosion se définit comme la destruction progressive d'un matériau ou d'une substance. La corrosion coûte des milliards de dollars aux entreprises du monde entier. Elle peut entraîner d'importantes pertes de production, des coûts de maintenance et des réparations coûteuses. Certaines technologies permettent d'augmenter la résistance à la corrosion des équipements de distillation. Les alliages résistants à la corrosion (CRA), le revêtement des surfaces métalliques ou la protection cathodique offrent une bonne prévention de la corrosion. En raison de leur faible coût d'achat, la plupart des équipements de distillation sont fabriqués en acier au carbone. L'acier au carbone est très instable dans les acides qui diminuent la résistance à la corrosion de la surface métallique. Les taux de corrosion augmentent fortement lorsque le pH descend en dessous de 7. Les composants corrosifs sont le chlorure d'hydrogène, le sulfure d'hydrogène, le chlorure d'ammonium, le bisulfure d'ammonium, le dioxyde de carbone et les acides organiques.

Les formes de corrosion typiques dans les raffineries sont, en particulier :

• Corrosion locale ou piqûres
• Corrosion induite par l'hydrogène (HIC)
• Fissuration par corrosion sous contrainte (FCC)
• Érosion
• Cavitation

La corrosion aqueuse est causée par les processus électrochimiques de deux réactions de demi-cellule. La cellule de corrosion de base nécessite une anode, une cathode, un conducteur métallique et des électrolytes. Si l'un de ces éléments manque, la corrosion aqueuse ne se produira pas. Les inhibiteurs de corrosion sont utilisés pour prévenir la corrosion. Ils peuvent contribuer à arrêter ou à ralentir le fonctionnement d'une cellule de corrosion. Les amines filtrantes et les amines neutralisantes offrent une excellente protection contre la corrosion et constituent des programmes de traitement bien établis.

Les amines filmogènes sont les inhibiteurs de corrosion les plus courants. Elles forment une couche protectrice sur la surface du métal. Il en résulte une meilleure protection contre la corrosion en augmentant la résistance à la corrosion. Les amines filmogènes solubles dans l'huile sont bien établies dans les raffineries de pétrole et les usines pétrochimiques. Elles ont besoin d'hydrocarbures provenant du flux de traitement pour former une couche protectrice. Elles sont utilisées dans les systèmes d'hydrocarbures à faible teneur en eau. Les systèmes de traitement à forte teneur en eau sont les systèmes de tête sous vide, les strippeurs d'eau acide, les colonnes de trempe à l'eau ou les unités d'amines. Les amines filmantes solubles dans l'eau offrent d'excellentes propriétés de protection contre la corrosion. Kurita fournit des amines solubles dans l'huile et dans l'eau très performantes pour la protection contre la corrosion.

Historiquement, l'ammoniac était utilisé comme amine neutralisante. L'ammoniac a un certain nombre de propriétés négatives et augmente le risque d'encrassement des sels d'ammonium. L'ammoniac est une amine volatile et ne permet pas une neutralisation sûre pendant la condensation. Les mélanges modernes d'amines neutralisantes de Kurita offrent une excellente protection contre la corrosion et de très bons pouvoirs tampon. Ils fonctionnent en réagissant avec n'importe quel composant acide dans une neutralisation chimique directe. L'amine neutralisante fait passer le pH de conditions très corrosives à des niveaux plus faciles à contrôler. Ils permettent un contrôle plus facile du pH et une meilleure manipulation.

La présence de chlorures ou la formation de sels peut entraîner des dommages ou des pertes de production dans les raffineries de pétrole. Habituellement, ces sels sont du chlorure d'ammonium (NH₄Cl) ou du bisulfure d'ammonium (NH₄HS). Les unités de traitement souffrant d'encrassement ou de corrosion par le sel sont les unités de distillation du brut, les hydrotraiteurs, les hydrocraqueurs, les unités FCC et les unités de reformage. La formation de sel est fréquemment observée sur les parois des tubes, les plateaux de fractionnement, la tuyauterie et les surfaces des échangeurs de chaleur. La formation de dépôts de sel laisse une solution visqueuse, acide, épaisse et très concentrée. Cela peut entraîner une corrosion sous dépôt (corrosion par piqûres) lorsque le dépôt de sel absorbe l'humidité. Les sels de chlorure d'ammonium ou de bisulfure d'ammonium sont très corrosifs. Les systèmes d'eau de lavage sont installés pour réduire le risque de dépôt de sel. C'est certainement un bon pas dans la bonne direction que d'éliminer autant de sels que possible. Les sels d'ammonium sont généralement facilement solubles dans l'eau. Mais en présence d'hydrocarbures, les dépôts de sel ne peuvent souvent pas être complètement éliminés.

Kurita a développé un programme unique de traitement chimique, connu sous le nom de Technologie ACF. Des formulations liquides d'une base organique très forte sont utilisées pour éviter la corrosion acide ou la formation de sel. La base organique ACF réagit préférentiellement avec les acides forts tels que l'acide chlorhydrique (HCl) ou ses sels d'ammonium. La réaction préférentielle de l'ACF avec le HCl est un avantage significatif dans les unités de traitement où le H₂S. Aux endroits où la formation de sel se produit, l'ACF déplace l'ammoniac, base plus faible, en formant un sel ACF liquide. Les produits de la réaction ont des caractéristiques d'absorption d'humidité très élevées (hautement hygroscopiques). Les sels ACF ont une très faible corrosivité et peuvent être facilement éliminés avec de l'eau libre. 

Les programmes de traitement ACF sont utilisés en permanence pour prévenir la formation de sel et les attaques de corrosion. ACF réagit immédiatement avec les composants acides et minimise le potentiel de dépôt de sel. Les raffineurs peuvent ainsi faire fonctionner les unités de distillation avec une productivité et une fiabilité accrues.

Les unités FCC souffrent fréquemment d'encrassement par les sels d'ammonium. Dans de nombreux cas, les sels de chlorure d'ammonium augmentent la chute de pression ou provoquent l'inondation des plateaux supérieurs. L'élimination des sels déposés pendant les opérations normales du procédé est particulièrement utile dans les procédés de raffinage du pétrole brut. Les procédures traditionnelles de lavage des tours peuvent éliminer les sels hydrosolubles. Mais le débit d'alimentation doit être considérablement réduit pendant cette période. Le naphta produit, parfois aussi l'huile de cycle légère (LCO), est hors spécifications. Il doit être retraité avec des coûts accrus. Lorsqu'un encrassement par des sels d'ammonium est détecté, un nettoyage en ligne avec de l'ACF est le premier choix pour dissoudre les sels déposés sur les plateaux supérieurs. Il n'est pas nécessaire de réduire le débit. Les sels déposés sont dissous et mobilisés en un court laps de temps. Une diminution rapide de la pression différentielle démontre généralement le succès du traitement en ligne.

L'encrassement est un problème grave dans les raffineries de pétrole. Il peut entraîner des conditions de fonctionnement peu sûres et des pertes de production élevées. La réduction du temps de fonctionnement est un inconvénient qui nécessite des procédures de nettoyage. Dans certains cas, un échange de matériel peut s'avérer nécessaire. Les conceptions mécaniques, les conditions de traitement et les qualités d'alimentation influencent le potentiel d'encrassement et le fonctionnement. Les composants d'encrassement typiques sont les cires, les asphaltènes, les dépôts de carbone, les émulsions stables, les solides inorganiques ou les polymères. Dans les raffineries de pétrole, la plupart des encrassements organiques sont causés par la précipitation des asphaltènes, y compris la formation de coke. Les asphaltènes sont sensibles aux forces de cisaillement et aux interactions électrostatiques. Les trains de préchauffage du brut, les fonds de colonne sous vide et les échangeurs de chaleur en aval peuvent se boucher. Les implications économiques sont importantes et peuvent coûter des millions de dollars.

La meilleure stratégie pour éviter la précipitation des asphaltènes est la stabilisation des asphaltènes. Les dispersants d'asphaltènes de Kurita maintiennent les particules petites, évitant ainsi leur agglomération. Ils agissent en entourant les molécules d'asphaltène, comme les résines naturelles du pétrole brut. Les hydrocarbures restent ainsi dans un système colloïdal. Les asphaltènes restent en phase dispersée, ce qui empêche la précipitation des asphaltènes.

La gazéification par oxydation partielle (POX) est une technologie ancienne. Le processus a été développé depuis plus de 200 ans. Il est bien plus ancien que les raffineries de pétrole modernes pour la production de fioul. La gazéification est une réaction exothermique et non catalytique de la matière première et d'une quantité limitée d'oxygène. Dans une atmosphère fortement réductrice, les hydrocarbures sont transformés en énergie électrique, en gaz de synthèse, en carburants, en engrais et en produits chimiques. Le gaz brut produit a une température d'environ 1300 - 1400°C. Un encrassement important du refroidisseur de gaz de synthèse dû à des dépôts de carbone peut entraîner un arrêt non souhaité. Dans de telles conditions de procédé, les antifoulants couramment utilisés se décomposent immédiatement sans effet. Kurita a développé une technologie d'antifoulant pour le procédé POX. Cet additif pour carburant a une excellente stabilité thermique et réduit les dépôts de carbone. Il minimise le potentiel d'encrassement dans les rebouilleurs de chaleur résiduelle en ramollissant les dépôts. Les particules de coke restent ainsi petites pour être transportées avec le gaz de synthèse.

Dans les raffineries de pétrole, de petites quantités d'oxygène peuvent provoquer ou accélérer la polymérisation. Nos antioxydants éliminent les radicaux peroxydes qui se forment lorsque l'oxygène réagit avec les hydrocarbures. Ils empêchent ainsi la formation de gomme dérivée des opérations de craquage thermique et catalytique. Les antioxydants agissent comme des stoppeurs de chaîne et arrêtent les réactions d'initiation ou de propagation du processus de réaction radicalaire. Kurita propose une gamme complète de programmes comprenant des dispersants, des piégeurs d'oxygène, des stabilisateurs, des antioxydants et des désactivateurs de métaux.

Kurita adapte les concepts de traitement à vos besoins pour éviter l'encrassement et les limitations opérationnelles. Nos inhibiteurs d'encrassement ont une bonne stabilité thermique. Ils peuvent être utilisés aussi bien à des températures plus élevées, où il y aurait précipitation, polymérisation ou formation de coke.

Le sulfure d'hydrogène (H₂S) est un gaz naturel présent dans de nombreux pétroles bruts. La dégradation des composés soufrés dans le pétrole peut libérer du sulfure d'hydrogène supplémentaire. Cela se produit principalement lorsque les composés soufrés entrent en contact avec l'eau à des températures élevées. Le sulfure d'hydrogène est un gaz toxique, incolore et à l'odeur d'œuf pourri. Il est détectable à un faible niveau de ppb et peut être présent dans tous les flux de processus de raffinerie. Les mercaptans (RSH) sont un contaminant courant des composants hydrocarbonés plus légers. Ils sont moins réactifs que le sulfure d'hydrogène mais limitent également les spécifications du produit. Les deux contaminants sont corrosifs pour les métaux, peuvent empoisonner les catalyseurs et ont une odeur très désagréable.

À haute température, le bitume (asphalte), qui est le produit de raffinerie le plus lourd, peut libérer de plus grandes concentrations de H₂S à la phase vapeur. Pendant les arrêts de l'usine, les réservoirs, les conteneurs et les colonnes de distillation doivent être ouverts pour permettre les inspections nécessaires sur place. La concentration de H₂S dans l'espace de tête des réservoirs de stockage peut changer en raison de la température, de l'agitation, de la viscosité et du niveau du réservoir. Les composés de sulfure d'hydrogène et de mercaptan doivent être éliminés en toute sécurité avant toute entrée et inspection.

L'hydrogène sulfuré pose des problèmes importants en matière de sécurité, d'exploitation, d'environnement et de conformité. Pour répondre aux spécifications et aux exigences de sécurité, il est nécessaire d'éliminer l'hydrogène sulfuré des gaz de raffinerie, des distillats et des carburants. L'utilisation d'un piégeur d'hydrogène sulfuré est nécessaire pour réduire les risques. Les amines neutralisantes commerciales sont souvent utilisées pour éliminer l'H₂S, mais ils ne sont pas sélectifs pour l'élimination du sulfure d'hydrogène. À haute température, ces produits d'élimination du H₂S ont des propriétés réversibles et vont libérer le H₂S encore. Conditions requises pour un bon H₂S sont de préférence des additifs solubles dans l'huile, des réactions rapides et non réversibles et une grande stabilité thermique.

L'augmentation des concentrations de sulfure d'hydrogène ou de mercaptans dans les produits finis réduit considérablement leur qualité. Ces produits finis de "basse qualité" doivent être vendus à un prix inférieur. Dans le pire des cas, ils doivent être réutilisés dans les processus de raffinage. Cependant, cela signifie une perte de production ; en effet, un système performant de traitement du H₂S peut être le premier choix pour l'élimination du sulfure d'hydrogène. Les programmes d'élimination des sulfures d'hydrogène de Kurita éliminent ces composants gênants. Des programmes chimiques très efficaces sont également disponibles pour l'élimination des mercaptans.

Notre H₂Les produits scavenger permettent une réaction rapide avec un mélange minimal en augmentant la qualité et la valeur des produits finis. Nos programmes de traitement éliminent rapidement les sulfures d'hydrogène et les mercaptans dans les flux de produits.

Les produits d'élimination du sulfure d'hydrogène sur mesure de Kurita permettent une inspection sûre et rapide des systèmes. Les taux de dosage très faibles et le traitement rentable vous apportent des avantages significatifs dans une variété de produits. Selon vos spécifications, Kurita fournira des produits d'élimination du H₂S qui sont complètement solubles dans l'huile ou dans l'eau et possèdent de bonnes propriétés anticorrosion. Nos produits d'élimination du sulfure d'hydrogène ont une grande stabilité thermique. Si nécessaire, Kurita peut fournir des versions d'épurateur de sulfure d'hydrogène ne contenant pas d'azote.

La prévention de l'encrassement biologique est nécessaire lorsque les carburants contiennent des organismes qui peuvent métaboliser les composés du carburant. Les micro-organismes les plus courants sont les champignons et les bactéries. Ils vivent généralement dans l'eau mais utilisent le carburant comme source de nutriments et d'oxygène. Les microbes peuvent produire des acides, du dioxyde de carbone, du sulfure d'hydrogène et de grandes colonies de croissance visqueuses. Les champignons peuvent survivre dans un environnement à faible teneur en oxygène. On les trouve souvent en combinaison avec des bactéries telles que les espèces Pseudomonas. Lorsque les microbes s'établissent, ils se regroupent en une croissance étendue. Les grandes zones de croissance sont appelées plaques. Les plaques se trouvent sur les parois latérales et sur le fond des réservoirs de stockage.

Les additifs pour carburants sont nécessaires pour la prévention de l'encrassement biologique et le contrôle de la corrosion. Sous les plaques, une corrosion sous influence microbiologique (MIC) peut se produire. Les sous-produits métaboliques corrodent le métal, où des puits sont produits. Les microbes vivent dans les fosses et prolongent le processus de corrosion. Dans les cas extrêmes, on observe des trous à travers la surface du métal. Les micro-organismes créent de graves problèmes, notamment le colmatage des filtres, raison pour laquelle des additifs pour carburant sont utilisés. La plupart des biocides à base d'eau se dégradent rapidement dans des conditions de pH alcalin. Certains biocides commerciaux se dégradent en quelques jours à un pH de 7. Il sera donc nécessaire de retraiter, ce qui est préjudiciable et engendre des coûts supplémentaires.

Kurita fournit des additifs pour carburant solubles dans l'huile très performants pour arrêter la corrosion et le biofouling. Ils sont utilisés pour la prévention de l'encrassement biologique dans les carburants diesel, les huiles de chauffage, les combustibles résiduels et autres distillats de pétrole. La croissance des bactéries et des champignons est éliminée et/ou empêchée. Nos biocides sont conçus pour tuer les champignons aérobies et anaérobies, les bactéries, les levures et les bactéries sulfato-réductrices. Les avantages sont de très bonnes propriétés anti-corrosives avec une excellente protection contre la dégradation des matériaux microbiens et la formation de boues. Les biocides pour carburants de Kurita sont entièrement biodégradables (OCDE 301D / CEE 84/449 C6). Ils ne contiennent pas de nitrate, d'agents nitrosants ou de chlore lié organiquement et n'ont aucun effet sur la valeur AOX.

Lorsque le sulfure d'hydrogène est libéré, le H₂Les piégeurs de S fixent rapidement le sulfure d'hydrogène et les mercaptans (RSH). Ce traitement rentable permet d'obtenir des taux de traitement très faibles avec une efficacité et une stabilité thermique élevées dans les carburants.

Les stabilisateurs de distillats de Kurita sont des additifs solubles dans l'huile. Utilisés à faible dose, ils stabilisent les carburants distillés de craquage et de distillation directe. Les propriétés antioxydantes assurent une bonne stabilité de la couleur et un contrôle maximal des boues. Ils ont une grande stabilité thermique et assurent des performances optimales dans les moteurs diesel et les brûleurs domestiques. Ces additifs pour carburants offrent une protection contre le collage des injecteurs, l'obstruction des filtres, des crépines, des buses et l'encrassement des brûleurs. Ils ne sont pas extraits par l'eau dans des conditions normales de manipulation et ne contribuent pas au trouble de l'eau. Les matières actives sont éprouvées par la norme DEF STAN 91-91 dans la région EMEA.

Les raffineries de pétrole et les usines pétrochimiques fonctionnent avec un nombre assez important d'équipements de distillation différents. Il s'agit de colonnes, de cuves de désactivation, de colonnes de distillation, d'échangeurs de chaleur et de systèmes de tuyauterie. L'encrassement est un problème omniprésent. Les inconvénients de l'encrassement sont la réduction du débit, des pertes significatives dans la récupération d'énergie ou la génération d'une augmentation de la chute de pression des colonnes de distillation ou des échangeurs de chaleur. Un nettoyage et une décontamination périodiques sont obligatoires et les équipements doivent être contrôlés pour être entretenus ou réparés.

Un arrêt planifié est un moment à forte intensité de main-d'œuvre, qui nécessite souvent plusieurs semaines d'immobilisation. Les huiles combustibles lourdes, les graisses, les goudrons ou les matériaux d'encrassement tenaces doivent être éliminés. Les réservoirs, colonnes, échangeurs de chaleur ou canalisations contaminés doivent être vidés pour être nettoyés et dégazés. Les dépôts d'encrassement peuvent contenir des composants dangereux et des gaz nocifs. Du sulfure d'hydrogène toxique, des hydrocarbures volatils ou du benzène cancérigène peuvent être libérés. Le sulfure de fer (FeS) s'accumule facilement dans les tuyaux, les plateaux, les garnitures structurées, les échangeurs de chaleur et les cuves. En raison de sa nature pyrophorique, il peut devenir un problème grave. Le sulfure de fer a un potentiel élevé d'auto-inflammation spontanée. Il s'oxyde de manière exothermique au contact de l'air. La plupart des incendies provoqués par le FeS se produisent pendant les arrêts, lorsque l'équipement est ouvert pour la maintenance et l'inspection.

La santé, la sécurité et la protection de l'environnement sont des aspects très importants. Il est demandé au personnel responsable de minimiser l'exposition des travailleurs à toute situation où l'auto-inflammation des espèces de sulfure de fer ou les risques pour la santé pourraient être initiés. Le contact avec les matériaux décontaminés doit être évité. L'élimination du benzène, du sulfure de fer pyrophorique, du sulfure d'hydrogène toxique et d'autres gaz dangereux est absolument nécessaire pour des conditions de travail sûres. Le respect de la limite inférieure d'explosivité (LIE) doit être assuré.

Kurita fournit une large gamme de produits divers tels que des produits chimiques de nettoyage, des agents de dégazage ou des combinaisons de ceux-ci. La manipulation de nos additifs de nettoyage et de décontamination est facile et sûre pour le personnel d'exploitation. Pour atteindre ces objectifs de manière fiable, nous utilisons des agents de nettoyage chimiques très performants avec des méthodes de nettoyage et de dégazage sur mesure. Le nettoyage et le dégazage des colonnes et des cuves de distillation peuvent être effectués avec d'excellents résultats en une journée. L'élimination des fiouls lourds, des goudrons, des graisses et d'autres matières tenaces sont des éléments clés du nettoyage. L'élimination complète des gaz dangereux et des risques potentiels d'incendie revêt une grande importance. Le nettoyage de la surface métallique sans attaquer l'équipement de distillation est une évidence.

La récupération de la chaleur est essentielle dans les unités de traitement qui fonctionnent avec des réacteurs. Le nettoyage mécanique de réseaux complexes d'échangeurs de chaleur peut prendre plusieurs jours et les zones inaccessibles ne peuvent être atteintes. En comparaison, les solutions de nettoyage et de dégazage de Kurita atteignent les zones inaccessibles. Le nettoyage peut être effectué sur place en une journée. Il faut moins de travail par rapport à un nettoyage mécanique. Les programmes de nettoyage chimique sur mesure de la série CD de Kurita sont utilisés lorsque des résultats de nettoyage très efficaces sont nécessaires. Les échangeurs de chaleur à plaques Packinox ou les échangeurs de chaleur tubulaires Texas Tower nécessitent plus d'efforts de nettoyage que les échangeurs de chaleur classiques. Les concepts de nettoyage de Kurita sont la méthode de choix lorsque les échangeurs de chaleur Packinox ou Texas Towers doivent être nettoyés.

Un nettoyage et une décontamination mécaniques des réservoirs de stockage peuvent nécessiter plusieurs semaines d'arrêt. En comparaison, le nettoyage et le dégazage chimiques réduisent considérablement le temps d'arrêt à quelques jours, ce qui présente un grand avantage économique.

Kurita vous propose des programmes de nettoyage et de dégazage adaptés à vos besoins. Notre personnel qualifié vous aidera dans vos processus de nettoyage et de dégazage. Sur demande, nous fournissons les équipements correspondants.