Le pétrole brut ou les slops contiennent souvent des émulsions très stables, qui sont de fines dispersions d'huile et d'eau. Les émulsions peuvent provoquer 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 divers contaminants et additifs provenant des opérations en amont. Les composants stabilisateurs courants d'une émulsification indésirable sont les asphaltènes, les résines, les porphyrines, les cristaux de cire ou les acides gras. Ces composants peuvent réagir comme des surfactants dont la taille des gouttes est de l'ordre du micron.

Le pétrole brut pompé du puits contient de l'eau à l'état émulsifié 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 se compose de petits globules d'eau entourés de pétrole. La séparation du pétrole brut pour retirer l'huile de l'eau est une étape très importante de l'application. La performance de rupture de l'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 la diminution de la corrosion et de l'encrassement. L'efficacité du dessalage, la récupération du pétrole et la performance de la séparation du pétrole brut s'en trouveront améliorées. Les gouttelettes plus grosses se déposent finalement pour être éliminées en tant qu'eau d'effluent de dessalage. 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 dessaleur, 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 d'éliminer 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 par l'utilisation d'un programme chimique adéquat de rupture d'émulsion. Les additifs utilisés sont appelés désémulsifiants, briseurs d'émulsion ou agents mouillants. Ces produits chimiques sont des surfactants qui migrent vers l'interface huile/eau. On utilise principalement des agents de surface non ioniques dotés de 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 vidange 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 très performants accélèrent la séparation du pétrole brut. Cela permet d'améliorer le processus de rupture d'émulsion afin d'éliminer le pétrole de l'eau. Le risque d'entraînement de pétrole indésirable dans l'eau de l'effluent du dessaleur sera minimisé. 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 du pétrole est l'élément clé du traitement de l'huile de vidange ou du dessalage. Vous bénéficiez d'une rentabilité accrue et d'une meilleure utilisation de l'équipement en aval.

La mousse est une incorporation physique d'un gaz dans un liquide. La mousse est stabilisée par des solides, des hydrocarbures, des sels stables à la chaleur 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 une cavitation de la pompe, une défaillance de la pompe et une perte de contrôle du processus.

Le film liquide entoure le gaz, créant ainsi une bulle. La paroi ou le film de la bulle est un système dynamique, qui s'étire et se contracte en permanence. Après l'étirement, la tension superficielle est élevée. La partie la plus fine du film contient moins de liquide. Une action immédiate est nécessaire pour empêcher ou déstabiliser la mousse. D'après 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 la diffusion de l'agent de surface. Il crée un film avec une faiblesse intégrée qui le rend 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
• Cokéfaction retardée et viscoréduction
• craqueur thermique et usines de bitume (asphalte)
• Extraction d'huile de graissage et désasphaltage du propane
• Laveurs caustiques, décapants à l'eau acide et unités d'amine

Les unités de cokéfaction retardée et les unités d'amine sont des unités de traitement où les antimousses sont régulièrement utilisés. L'entraînement de la mousse depuis le tambour de coke doit être évité. Dans le cas contraire, cela pourrait entraîner un arrêt inattendu. Les antimousses à base de PDMS sont principalement utilisés dans les unités de cokéfaction retardée. Ce sont les produits préférés en raison de leur grande stabilité thermique. Un antimousse PDMS approprié se décompose thermiquement, mais les fragments conservent leurs propriétés antimousse. La silicone est un poison pour le catalyseur, 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 donnent 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 ne sont pas toxiques et qu'ils ne sont pas nocifs pour les produits. Des propriétés de non-réactivité chimique sont requises. L'antimousse doit être facile à utiliser et ne pas être volatil.

Les types d'antimousses sont basés sur les hydrocarbures, les silicones 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 antimoussants très efficaces. Il existe de nombreux types de silicones, tels que les fluides de silicone, les émulsions, les fluides hydrophobisés ou substitués.

Les formulations d'agents antimousse de Kurita contiennent :

• Composants sans huile
• Huiles naturelles ou huiles minérales
• Substances actives contenant ou ne contenant pas de silicone
• 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 des pertes de production importantes, des coûts de maintenance et des réparations onéreuses. Certaines technologies permettent d'accroître 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 réduisent 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, les suivantes :

• Corrosion locale ou piqûres
• Corrosion induite par l'hydrogène (HIC)
• Fissuration par corrosion sous contrainte (FSC)
• L'érosion
• Cavitation

La corrosion aqueuse est causée par les processus électrochimiques de deux réactions en 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 produit 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 de protection. Elles sont utilisées dans les systèmes d'hydrocarbures à faible teneur en eau. Les systèmes de traitement à forte teneur en eau sont les installations de tête sous vide, les épurateurs 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 un très bon pouvoir tampon. Ils réagissent avec n'importe quel composant acide par 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. En général, ces sels sont du chlorure d'ammonium (NH₄Cl) ou du bisulfure d'ammonium (NH₄HS). Les unités de traitement souffrant d'encrassement salin ou de corrosion 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 très concentrée, épaisse, acide et visqueuse. Il peut en résulter 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 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 mis au point un programme de traitement chimique unique, connu sous le nom de Technologie ACF. Les formulations liquides d'une base organique très forte sont utilisées pour éviter la corrosion acide ou la formation de sels. 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 l'HCl est un avantage significatif dans les unités de traitement où le taux d'H₂S. Dans les endroits où la formation de sel se produit, l'ACF déplace la base plus faible qu'est l'ammoniac en formant un sel liquide d'ACF. Les produits de réaction ont des caractéristiques d'absorption de l'humidité très élevées (hautement hygroscopiques). Les sels d'ACF sont très peu corrosifs 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. L'ACF réagit immédiatement avec les composants acides et minimise le potentiel de dépôt de sel. Cela permet aux raffineurs de faire fonctionner les unités de distillation avec une plus grande productivité et une plus grande fiabilité.

Les unités de FCC souffrent fréquemment de l'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 au cours des opérations normales est particulièrement utile dans les processus de raffinage du pétrole brut. Les procédures traditionnelles de lavage des tours peuvent éliminer les sels solubles dans l'eau. Mais le débit d'alimentation doit être considérablement réduit pendant cette période. Le naphta produit, parfois aussi l'huile légère de cycle (LCO), n'est plus conforme aux spécifications. Il doit être retraité, ce qui entraîne une augmentation des coûts. 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 dans les plateaux supérieurs. Il n'est pas nécessaire de réduire le débit. Les sels déposés sont dissous et mobilisés en peu 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 d'exploitation peu sûres et des pertes de production importantes. La réduction de la durée 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 du processus et les qualités de l'alimentation influencent le potentiel d'encrassement et le fonctionnement. Les composants typiques de l'encrassement 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 dus à 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 à un faible niveau, évitant ainsi leur agglomération. Ils agissent en entourant les molécules d'asphaltènes, comme les résines naturelles dans le pétrole brut. Les hydrocarbures sont ainsi maintenus dans un système colloïdal. Les asphaltènes restent dans une phase dispersée, ce qui empêche la précipitation des asphaltènes.

La gazéification avec oxydation partielle (POX) est une technologie ancienne. Le processus a été développé il y a plus de 200 ans. Il est bien plus ancien que les raffineries de pétrole modernes pour la production de carburants. 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 convertis en énergie électrique, en gaz de synthèse, en carburants, en engrais et en produits chimiques. Le gaz brut produit a une température d'environ 1 300 à 1 400 °C. Un encrassement important du refroidisseur de gaz de synthèse dû à des dépôts de carbone peut entraîner un arrêt non désiré. Dans de telles conditions, les antifoulants couramment utilisés se décomposent immédiatement et n'ont aucun effet. Kurita a mis au point une technologie d'antifouling pour le processus POX. Cet additif pour carburant présente une excellente stabilité thermique et réduit les dépôts de carbone. Il minimise le potentiel d'encrassement des rebouilleurs de chaleur résiduelle en ramollissant les dépôts. Les particules de coke restent ainsi petites et peuvent 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 lors 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 également être utilisés à des températures plus élevées, où la précipitation, la polymérisation ou la formation de coke se produiraient.

Le sulfure d'hydrogène (H₂S) est un gaz naturel présent dans de nombreux pétroles bruts. La dégradation des composés sulfurés dans le pétrole peut libérer du sulfure d'hydrogène supplémentaire. Cela se produit principalement lorsque les composés sulfurés entrent en contact avec de 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 (ppb) et peut être présent dans tous les flux de traitement des raffineries. Les mercaptans (RSH) sont un contaminant courant des composants d'hydrocarbures 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 raffinage le plus lourd, peut libérer des concentrations plus importantes 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 le site. La concentration de H₂Le S dans l'espace de tête des réservoirs de stockage peut varier en fonction 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.

Le sulfure d'hydrogène pose d'importants problèmes de sécurité, d'exploitation, d'environnement et de conformité. Pour répondre aux spécifications et aux exigences de sécurité, il est nécessaire d'éliminer le sulfure d'hydrogène du gaz de raffinerie, des distillats et des carburants. L'utilisation d'un piégeur de sulfure d'hydrogène est nécessaire pour réduire les risques. Les amines neutralisantes commerciales sont souvent utilisées comme piégeurs de H₂S, mais ils ne sont pas sélectifs pour l'élimination du sulfure d'hydrogène. À haute température, ces produits de piégeage du H₂Les produits piégeurs de S ont des propriétés réversibles et libèrent le H₂S encore. Exigences 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 "faible 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, alors qu'un système performant de traitement du H₂Le piégeur de sulfure d'hydrogène peut être le premier choix pour l'élimination du sulfure d'hydrogène. Les programmes d'élimination du sulfure d'hydrogène de Kurita éliminent ces composants gênants. Pour l'élimination des mercaptans, des programmes chimiques très efficaces sont également disponibles.

Notre H₂Les produits S 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 de Kurita, conçus sur mesure, permettent une inspection sûre et rapide des systèmes. Les taux de dosage très bas et le traitement rentable offrent des avantages significatifs pour vous dans une variété de produits. Selon vos spécifications, Kurita vous fournira des produits de piégeage du H₂S qui sont complètement solubles dans l'huile ou l'eau et possèdent de bonnes propriétés anticorrosion. Nos piégeurs de sulfure d'hydrogène ont une grande stabilité thermique. Si nécessaire, Kurita peut fournir des versions de piégeurs 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 des carburants. 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 associés à des bactéries telles que les espèces Pseudomonas. Chaque fois que des microbes s'établissent, ils se rassemblent en une vaste croissance. Les grandes zones de croissance sont appelées plaques. Les plaques se trouvent sur les parois latérales et au fond des réservoirs de stockage.

Les additifs pour carburants sont nécessaires pour la prévention de l'encrassement et le contrôle de la corrosion. Sous les plaques, une corrosion microbiologiquement influencée (MIC) peut se produire. Les sous-produits métaboliques corrodent le métal, ce qui produit des piqûres. Les microbes vivent dans les piqûres 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, ce qui explique l'utilisation d'additifs pour les carburants. 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 faudra donc retraiter, ce qui est préjudiciable et entraîne des coûts supplémentaires.

Kurita fournit des additifs pour carburant solubles dans l'huile très performants pour stopper la corrosion et le biofouling. Ils sont utilisés pour prévenir l'encrassement dans les carburants diesel, les huiles de chauffage, les carburants 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 anticorrosives et une excellente protection contre la dégradation microbienne des matériaux 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 nitrates, d'agents nitrosants ou de chlore lié organiquement et n'ont aucun effet sur la valeur AOX.

Lorsque du sulfure d'hydrogène est libéré, le H₂S 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 élevée et une stabilité thermique dans les carburants.

Les stabilisateurs de distillat de Kurita sont des additifs solubles dans l'huile. Utilisés à faible dose, ils stabilisent les distillats craqués et les distillats directs. Les propriétés antioxydantes assurent une bonne stabilité de la couleur et un contrôle maximal des boues. Ils présentent une stabilité thermique élevée et assurent des performances optimales dans les moteurs diesel et les brûleurs domestiques. Ces additifs pour carburants offrent une protection contre le blocage des injecteurs, le colmatage des filtres, des crépines, des gicleurs et l'encrassement des brûleurs. Ils ne sont pas extraits par l'eau dans des conditions de manipulation normales et ne contribuent pas au trouble de l'eau. Les matières actives sont conformes à la norme DEF STAN 91-91 dans la région EMEA.

Les raffineries de pétrole et les usines pétrochimiques utilisent un grand nombre d'équipements de distillation différents. Il s'agit de colonnes, de cuves de décantation, 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. Le nettoyage et la décontamination périodiques sont obligatoires et l'équipement doit être vérifié en vue d'une maintenance ou d'une réparation.

Un arrêt planifié est une période très exigeante en main-d'œuvre, qui nécessite souvent plusieurs semaines d'immobilisation. Les fiouls lourds, les graisses, les goudrons ou les matériaux encrassants tenaces doivent être éliminés. Les réservoirs, colonnes, échangeurs de chaleur ou conduites 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 sulfure de fer se produisent pendant les arrêts, lorsque l'équipement est ouvert à des fins de maintenance et d'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 des risques pour la santé pourraient être déclenchés. 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 garantir des conditions de travail sûres. Le respect de la limite inférieure d'explosivité (LIE) doit être assuré.

Kurita propose une large gamme de produits divers tels que des produits chimiques de nettoyage, des agents de dégazage ou des combinaisons de ces produits. La manipulation de nos additifs de nettoyage et de décontamination est facile et sûre pour le personnel d'exploitation. Des agents chimiques de nettoyage très performants, associés à des méthodes de nettoyage et de dégazage sur mesure, sont utilisés pour atteindre ces objectifs en toute fiabilité. Le nettoyage et le dégazage des colonnes et des cuves de distillation peuvent être effectués avec d'excellents résultats en l'espace d'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 d'incendie revêt une grande importance. Le nettoyage de la surface métallique sans attaquer l'équipement de distillation est un fait.

La récupération de chaleur est essentielle dans les unités de traitement qui fonctionnent avec des réacteurs. Le nettoyage mécanique des 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 permettent d'atteindre les zones inaccessibles. Le nettoyage peut être effectué sur place en une journée. Le travail requis est moins intensif que pour le nettoyage mécanique. Les programmes de nettoyage chimique sur mesure de la série Kurita CD 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 les Texas Towers doivent être nettoyés.

Le nettoyage mécanique et la décontamination des réservoirs de stockage peuvent nécessiter plusieurs semaines d'immobilisation. En comparaison, le nettoyage chimique et le dégazage 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 l'équipement nécessaire.