Raffineria

Concetti di trattamento per applicazioni di raffineria

Le raffinerie di petrolio greggio producono una varietà di prodotti, tra cui materie prime per i processi di cracking e per l'industria petrolchimica. Il petrolio greggio viene convertito in prodotti utili come carburanti, oli di processo, solventi, lubrificanti, cere, bitume, coke e altri prodotti speciali. Per fabbricare questi prodotti, le materie prime vengono lavorate in diverse unità a valle.

Le impurità del greggio, come i metalli e i sali, possono causare problemi operativi alle apparecchiature di raffinazione. I depositi e la corrosione, così come le emulsioni indesiderate, la schiuma e i gas tossici, hanno un impatto sul funzionamento e sulla sicurezza del lavoro nelle raffinerie. Kurita fornisce concetti di trattamento su misura per aumentare la sicurezza operativa e lavorativa. Le nostre linee di prodotti e tecnologie si basano su decenni di esperienza nel trattamento dei processi e contribuiscono a ridurre i costi operativi totali.

Kurita offre una gamma di prodotti su misura per le vostre esigenze:

  • Rompitori di emulsione
  • Antischiuma / antischiuma
  • Inibitori della corrosione
  • Tecnologia ACF brevettata per la rimozione e la prevenzione online dei sali di ammonio
  • Inibitori delle incrostazioni e antiossidanti
  • Programmi scavenger (ad es. idrogeno solforato (H2S) spazzini)
  • Spazzini
  • Additivi per carburanti (ad es. biocidi per diesel)
  • Additivi per la pulizia e la decontaminazione

I nostri prodotti sono utilizzati nelle distillazioni del greggio, nelle unità sottovuoto, nei visbreaker, nei coker ritardati, negli idrotrattatori, negli idrocrackers, nelle unità FCC, nei reformer, negli stripper di acqua acida, nelle unità di ammina e nei parchi serbatoi.

Oltre al continuo miglioramento delle linee di prodotti tradizionali, prestiamo particolare attenzione allo sviluppo di soluzioni innovative.

Il petrolio grezzo o gli slop oil contengono spesso emulsioni molto stabili, ovvero dispersioni fini di olio e acqua. Le emulsioni possono causare gravi problemi di incrostazione e corrosione nelle colonne di distillazione, negli scambiatori di calore e nei ribollitori. In generale, l'emulsione è stabilizzata da una serie di contaminanti e additivi provenienti dalle operazioni a monte. Componenti stabilizzanti comuni per un'emulsione indesiderata sono asfalteni, resine, porfirine, cristalli di cera o acidi grassi. Tali componenti possono reagire come tensioattivi con una dimensione delle gocce nell'ordine dei micron.

Il petrolio greggio pompato dal pozzo contiene acqua allo stato emulsionato e libero. Il petrolio greggio non trattato contiene ancora acqua e sali quando viene stoccato nelle cisterne. L'emulsione di greggio è costituita da piccoli globuli di acqua circondati dall'olio. La separazione del greggio per rimuovere l'olio dall'acqua è una fase applicativa molto importante. Le prestazioni di rottura dell'emulsione sono influenzate dalla composizione della fase di emulsione e dai contaminanti. La riduzione delle impurità e dei sali dal petrolio greggio è direttamente correlata alla riduzione della corrosione e delle incrostazioni. Ciò migliorerà l'efficienza di desalinizzazione, il recupero del petrolio e le prestazioni di separazione del greggio. Le gocce più grandi si depositeranno infine per essere rimosse come acqua di scarico del dissalatore. Molti greggi contengono un'elevata concentrazione di solidi (BS&W = Basics, Sediments & Water). Tali greggi sono difficili da trattare. Gli impatti negativi sono i disturbi elettrici del dissalatore, l'incrostazione e la corrosione delle apparecchiature di distillazione a valle.

Un tempo di permanenza adeguato è essenziale per la separazione del greggio per rimuovere il petrolio dall'acqua. La separazione del greggio in due fasi per gravità è un processo molto lento. Il processo fisico può essere accelerato utilizzando un adeguato programma chimico di rottura delle emulsioni. Gli additivi utilizzati sono definiti demulsificatori, rompitori di emulsioni o agenti bagnanti. Questi prodotti chimici sono tensioattivi che migrano verso l'interfaccia olio/acqua. Vengono utilizzati soprattutto tensioattivi non ionici con gruppi lipofili e idrofili. Essi rompono le emulsioni di petrolio greggio in cui le gocce d'acqua si aggregano per formare gocce d'acqua più grandi. Queste gocce sono abbastanza grandi da separarle gravitazionalmente dall'olio.

Aggiungendo i prodotti chimici Kurita per la rottura delle emulsioni si ottengono già risultati di gran lunga migliori. Un eccellente recupero degli oli di sbocco e una migliore disidratazione e dissalazione dei greggi sono misure importanti. L'uso del rompitore di emulsioni riduce il rischio di corrosione e incrostazioni nelle operazioni di raffinazione a valle. I nostri programmi ad alte prestazioni accelerano la separazione del greggio. Questo migliora il processo di rottura dell'emulsione per rimuovere il petrolio dall'acqua. Il rischio di un indesiderato carry-over di olio nell'acqua di scarico del dissalatore sarà ridotto al minimo. Il greggio dissalato contiene meno acqua e meno sali, con un minor rischio di corrosione e incrostazioni. Un'ottima efficienza di dissalazione con un maggiore recupero di olio è l'elemento chiave per il trattamento dello slop oil o del dissalatore. I vantaggi sono una maggiore redditività e un maggiore utilizzo delle attrezzature a valle.

La schiuma è l'incorporazione fisica di un gas in un liquido. La schiuma è stabilizzata da solidi, idrocarburi, sali stabili al calore e altri contaminanti. Anche i prodotti chimici di processo con proprietà tensioattive stabilizzano la schiuma. Gli inibitori della corrosione, i disperdenti e i disgregatori di emulsione hanno caratteristiche tensioattive. La formazione di schiuma può causare problemi di salute e sicurezza. Un'eccessiva formazione di schiuma può portare alla cavitazione della pompa, al suo malfunzionamento e alla perdita di controllo del processo.

Il film liquido circonda il gas creando una bolla. La parete o pellicola della bolla è un sistema dinamico, che si allunga e si contrae continuamente. Dopo l'allungamento ha un'elevata tensione superficiale. La sezione di pellicola più sottile contiene meno liquido. È necessario un intervento immediato per prevenire o destabilizzare la schiuma. In base alla definizione, gli antischiuma prevengono la formazione di schiuma. Gli antischiuma rompono la schiuma esistente.

I potenti additivi antischiuma sono destinati ad agire con proprietà antischiuma e antischiuma. I programmi antischiuma aumentano l'elasticità dello strato di pellicola formato. L'antischiuma fornisce una diffusione del tensioattivo. Crea un film con una debolezza incorporata che lo rende instabile. Le proprietà antischiuma distruggono immediatamente la formazione di schiuma e ne impediscono una nuova.


Le applicazioni tipiche degli agenti antischiuma sono:

  • Torre di distillazione del greggio e torre del vuoto
  • Coker e visbreaker ritardati
  • cracker termico e impianti per bitume (asfalto)
  • Estrazione dell'olio lubrificante e deasfaltatura del propano
  • Scrubber caustici, stripper ad acqua acida e unità di ammina

I coker ritardati e le unità di ammina sono unità di processo in cui gli antischiuma sono costantemente utilizzati. È necessario evitare il trasporto di schiuma dal tamburo del coke. In caso contrario, potrebbe verificarsi un arresto imprevisto. Gli antischiuma a base di PDMS sono utilizzati principalmente nei coker ritardati. Sono i prodotti preferiti grazie all'elevata stabilità termica. Un antischiuma PDMS adeguato si decompone termicamente, ma i frammenti mantengono le proprietà antischiuma. Il silicone è un veleno per i catalizzatori, per cui il dosaggio deve essere effettuato con attenzione.  

La formazione di schiuma nelle unità amminiche è una minaccia onnipresente. L'aggiunta di idrocarburi liquidi alle soluzioni amminiche è la causa principale della formazione di schiuma. Il trasporto di schiuma nell'assorbitore deve essere evitato. Nelle unità amminiche, gli antischiuma a base di PDMS mostrano ottimi risultati nel controllo della schiuma. Spesso si utilizzano anche antischiuma a base di polioli.

Kurita offre programmi di agenti antischiuma altamente efficienti. Gli agenti antischiuma spostano immediatamente lo stabilizzatore di schiuma e fanno scoppiare localmente le bolle. Ciò riduce la viscosità della parete e abbassa il potenziale elettrostatico della superficie. Le caratteristiche degli agenti antischiuma sono quelle di essere atossici e non dannosi per i prodotti. Sono richieste proprietà chimicamente non reattive. L'antischiuma deve essere facile da somministrare e non volatile.

I tipi di antischiuma si basano su idrocarburi, silicone o chimica organica. Gli antischiuma organici sono polioli, alcoli grassi ed esteri. Gli antischiuma siliconici sono agenti antischiuma molto efficaci. Sono disponibili molti tipi di siliconi, come fluidi siliconici, emulsioni, fluidi idrofobizzati o sostituiti.

Le formulazioni di agenti antischiuma di Kurita contengono:

  • Componenti privi di olio
  • Oli naturali o oli minerali
  • Sostanze attive contenenti silicone o prive di silicone
  • Polidimetilsilossano (PDMS)

L'attacco della corrosione è una minaccia onnipresente per le raffinerie di petrolio e gli impianti petrolchimici. La corrosione è definita come una distruzione graduale di un materiale o di una sostanza. La corrosione costa alle aziende di tutto il mondo miliardi di dollari. Può comportare una significativa perdita di produzione, costi di manutenzione e costose riparazioni. Alcune tecnologie aumentano la resistenza alla corrosione delle apparecchiature di distillazione. Le leghe resistenti alla corrosione (CRA), il rivestimento delle superfici metalliche o la protezione catodica offrono una buona prevenzione della corrosione. A causa dei bassi costi di acquisto, la maggior parte delle apparecchiature di distillazione è realizzata in acciaio al carbonio. L'acciaio al carbonio è molto instabile agli acidi che riducono la resistenza alla corrosione della superficie metallica. I tassi di corrosione aumentano drasticamente quando il pH scende al di sotto di 7. I componenti corrosivi sono cloruro di idrogeno, solfuro di idrogeno, cloruro di ammonio, bisolfuro di ammonio, anidride carbonica e acidi organici.

Le forme di corrosione tipiche delle raffinerie sono, in particolare:

  • Corrosione locale o Pitting
  • Corrosione indotta dall'idrogeno (HIC)
  • Cricche da corrosione da stress (SCC)
  • Erosione
  • Cavitazione

La corrosione acquosa è causata dai processi elettrochimici di due reazioni a semicella. La cella di corrosione di base richiede un anodo, un catodo, un conduttore metallico e un elettrolita. Se manca uno di questi elementi, la corrosione acquosa non si verifica. Gli inibitori di corrosione sono utilizzati per la prevenzione della corrosione. Possono contribuire ad arrestare o rallentare il funzionamento di una cella di corrosione. Le ammine filmanti e le ammine neutralizzanti forniscono un'eccellente protezione dalla corrosione e sono programmi di trattamento consolidati.

Le ammine filmogene sono gli inibitori di corrosione più comuni. Formano uno strato protettivo sulla superficie del metallo. Ciò si traduce in una migliore protezione dalla corrosione, aumentando la resistenza alla corrosione. Le ammine filmanti solubili in olio sono ben consolidate nelle raffinerie di petrolio e negli impianti petrolchimici. Hanno bisogno di idrocarburi provenienti dal flusso di processo per formare uno strato protettivo. Vengono utilizzate in sistemi di idrocarburi a basso contenuto d'acqua. I sistemi di processo ad alto contenuto d'acqua sono le teste sottovuoto, gli stripper di acqua acida, le colonne di spegnimento ad acqua o le unità amminiche. Le ammine filmanti solubili in acqua offrono eccellenti proprietà di protezione dalla corrosione. Kurita fornisce ammine solubili in olio e solubili in acqua ad alte prestazioni per la protezione dalla corrosione.

Storicamente, l'ammoniaca veniva utilizzata come ammina neutralizzante. L'ammoniaca ha una serie di proprietà negative e aumenta il rischio di incrostazioni di sali di ammonio. L'ammoniaca è un'ammina volatile e non garantisce una neutralizzazione sicura durante la condensazione. Le moderne miscele di ammine neutralizzanti di Kurita offrono un'eccellente protezione dalla corrosione e ottime capacità tampone. Esse agiscono reagendo con qualsiasi componente acido in una semplice neutralizzazione chimica. L'ammina neutralizzante sposta il pH da condizioni molto corrosive a livelli più facili da controllare. Dimostrano un più facile controllo del pH e una migliore manipolazione.

La presenza di cloruri o la formazione di sali può causare danni o perdite di produzione nelle raffinerie di petrolio. Di solito, questi sali sono cloruro di ammonio (NH4Cl) o bisolfuro di ammonio (NH4HS). Le unità di processo che soffrono di incrostazioni saline o corrosione sono le unità di distillazione del greggio, gli idrotrattatori, gli idrocrackers, le unità FCC e le unità di reforming. La formazione di sale si osserva spesso sulle pareti dei tubi, sui vassoi del frazionatore, sulle tubazioni e sulle superfici degli scambiatori di calore. La formazione di depositi salini lascia una soluzione altamente concentrata, spessa, acida e viscosa. Questo può provocare una corrosione sotto il deposito (corrosione per vaiolatura) quando il deposito di sale assorbe l'umidità. I sali di cloruro di ammonio o bisolfuro di ammonio sono altamente corrosivi. I sistemi di lavaggio vengono installati per ridurre il rischio di deposito di sale. È certamente un buon passo nella giusta direzione rimuovere il maggior numero possibile di sali. I sali di ammonio sono generalmente facilmente solubili in acqua. Tuttavia, in presenza di idrocarburi, i depositi di sale spesso non possono essere completamente rimossi.

Kurita ha sviluppato un programma di trattamento chimico unico, noto come Tecnologia ACF. Per evitare la corrosione acida o la formazione di sali si utilizzano formulazioni liquide di una base organica molto forte. La base organica ACF reagisce preferenzialmente con acidi forti come l'acido cloridrico (HCl) o i suoi sali di ammonio. La reazione favorita dell'ACF con l'HCl è un vantaggio significativo nelle unità di processo con un livello naturalmente elevato di H2S. Nei punti in cui si verifica la formazione del sale, l'ACF sostituisce l'ammoniaca di base più debole formando un sale liquido di ACF. I prodotti di reazione hanno caratteristiche di assorbimento dell'umidità molto elevate (altamente igroscopici). I sali di ACF hanno una corrosività molto bassa e possono essere rimossi facilmente con acqua libera. 

I programmi di trattamento ACF sono utilizzati in modo continuativo per prevenire la formazione di sale e gli attacchi di corrosione. L'ACF reagisce immediatamente con i componenti acidi e riduce al minimo il potenziale di deposito di sale. Ciò consente alle raffinerie di far funzionare le unità di distillazione con una maggiore produttività e affidabilità.

Le unità FCC soffrono spesso di incrostazioni di sali di ammonio. In molti casi, i sali di cloruro di ammonio aumentano la caduta di pressione o causano l'allagamento dei vassoi superiori. La rimozione dei sali depositati durante le normali operazioni di processo è particolarmente utile nei processi di raffinazione del petrolio greggio. Le tradizionali procedure di lavaggio delle torri possono rimuovere i sali solubili in acqua. Ma la velocità di alimentazione deve essere significativamente ridotta durante questo periodo. La nafta prodotta, a volte anche l'olio di ciclo leggero (LCO), va fuori specifica. Deve essere ritrattata con costi maggiori. Quando si rilevano incrostazioni di sali di ammonio, la prima scelta è una pulizia online con ACF per dissolvere i sali depositati dai vassoi superiori. Non sono necessarie riduzioni di produzione. I sali depositati vengono sciolti e mobilitati in un breve periodo di tempo. Una rapida diminuzione della pressione differenziale dimostra il successo del trattamento online.

Il fouling è un problema serio nelle raffinerie di petrolio. Può portare a condizioni operative insicure con elevate perdite di produzione. La riduzione del tempo di funzionamento è un inconveniente che richiede procedure di pulizia. In alcuni casi, potrebbe essere necessario un cambio di materiale. I progetti meccanici, le condizioni di processo e le qualità di alimentazione influenzano il potenziale di incrostazione e il funzionamento. I componenti tipici del fouling sono cere, asfalteni, depositi di carbonio, emulsioni stabili, solidi inorganici o polimeri. Nelle raffinerie di petrolio, la maggior parte delle incrostazioni organiche è causata dalla precipitazione degli asfalteni, compresa la formazione di coke. Gli asfalteni sono sensibili alle forze di taglio e alle interazioni elettrostatiche. I treni di preriscaldamento del greggio, i fondi delle colonne del vuoto e gli scambiatori di calore a valle possono intasarsi. Le implicazioni economiche sono significative e possono costare milioni di dollari.

La strategia migliore per evitare la precipitazione dell'asfaltene è la stabilizzazione degli asfalti. I disperdenti per asfaltene di Kurita mantengono le particelle piccole, evitando l'agglomerazione. Agiscono circondando le molecole di asfaltene, in modo simile alle resine naturali del petrolio greggio. In questo modo gli idrocarburi rimangono in un sistema colloidale. Gli asfalteni rimangono in una fase dispersa perché si impedisce la precipitazione dell'asfaltene.

La gassificazione con ossidazione parziale (POX) è una tecnologia antica. Il processo è stato sviluppato per oltre 200 anni. È molto più antico delle moderne raffinerie di petrolio per la produzione di oli combustibili. La gassificazione è una reazione esotermica e non catalitica tra la materia prima e una quantità limitata di ossigeno. In un'atmosfera altamente riducente, gli idrocarburi vengono convertiti in energia elettrica, gas di sintesi, carburanti, fertilizzanti e prodotti chimici. Il gas grezzo prodotto ha una temperatura di circa 1300 - 1400°C. Una grave incrostazione del raffreddatore del syngas a causa dei depositi di carbonio può provocare un arresto indesiderato. In tali condizioni di processo, gli antivegetativi comunemente utilizzati si decompongono subito senza alcun effetto. Kurita ha sviluppato una tecnologia antivegetativa per il processo POX. Questo additivo per carburante ha un'eccellente stabilità termica e riduce i depositi di carbonio. Riduce al minimo il potenziale di incrostazione nei ribollitori del calore di scarto, ammorbidendo i depositi. In questo modo le particelle di coke rimangono piccole per essere trasportate con il syngas.

Nelle raffinerie di petrolio, piccole quantità di ossigeno possono causare o accelerare la polimerizzazione. I nostri antiossidanti eliminano i radicali perossidi che si formano quando l'ossigeno reagisce con gli idrocarburi. In questo modo si previene la formazione di gomma derivante dalle operazioni di cracking termico e catalitico. Gli antiossidanti agiscono come bloccanti della catena e bloccano le reazioni di innesco o di propagazione del processo di reazione radicale. Kurita offre una gamma completa di programmi composti da disperdenti, scavenger di ossigeno, stabilizzatori, antiossidanti e disattivatori di metalli.

Kurita adatta i concetti di trattamento alle vostre esigenze per prevenire le incrostazioni e le limitazioni operative. I nostri inibitori di incrostazioni hanno una buona stabilità termica. Possono essere utilizzati anche a temperature più elevate, dove si verificherebbero precipitazioni, polimerizzazione o formazione di coke.

L'idrogeno solforato (H2S) è un gas naturale presente in molti oli grezzi. La degradazione dei composti di zolfo presenti nel petrolio può rilasciare ulteriore idrogeno solforato. Ciò avviene principalmente quando i composti di zolfo entrano in contatto con l'acqua ad alte temperature. L'idrogeno solforato è un gas tossico, incolore e dall'odore di uova marce. È rilevabile a bassi livelli di ppb e può essere presente in tutti i flussi di processo della raffineria. I mercaptani (RSH) sono un contaminante comune dei componenti di idrocarburi più leggeri. Sono meno reattivi dell'idrogeno solforato, ma limitano le specifiche del prodotto. Entrambi i contaminanti sono corrosivi per i metalli, possono avvelenare i catalizzatori e hanno un odore molto offensivo.

Ad alte temperature, il bitume (asfalto), essendo il prodotto di raffineria più pesante, può rilasciare maggiori concentrazioni di H2S alla fase vapore. Durante le fermate dell'impianto, i serbatoi, i contenitori e le colonne di distillazione devono essere aperti per consentire le necessarie ispezioni in loco. La concentrazione di H2Gli S nello spazio di testa dei serbatoi di stoccaggio possono cambiare a causa della temperatura, dell'agitazione, della viscosità e del livello del serbatoio. I composti di idrogeno solforato e mercaptano devono essere rimossi in modo sicuro prima di qualsiasi ingresso e ispezione.

L'idrogeno solforato presenta notevoli problemi di sicurezza, operativi, ambientali e di conformità. Per soddisfare le specifiche e i requisiti di sicurezza, è necessario rimuovere l'idrogeno solforato dal gas di raffineria, dai distillati e dai combustibili. L'uso di uno scavenger di idrogeno solforato è necessario per ridurre i rischi. Le ammine neutralizzanti commerciali sono spesso utilizzate come H2S, ma non sono selettivi per la rimozione dell'idrogeno solforato. Ad alta temperatura, tali prodotti H2I prodotti S scavenger hanno proprietà reversibili e rilasciano l'H2Ancora S. Requisiti per un buon H2S scavenger sono preferibilmente additivi solubili in olio, reazioni rapide e non reversibili ed elevata stabilità termica.

L'aumento delle concentrazioni di idrogeno solforato o mercaptani nei prodotti finali ne riduce notevolmente la qualità. Questi prodotti finali "di bassa qualità" devono essere venduti a un prezzo inferiore. Nel peggiore dei casi, devono essere riutilizzati nei processi di raffinazione. Tuttavia, ciò comporta una perdita di produzione, perché un impianto di produzione di H2S scavenger può essere la prima scelta per la rimozione dell'idrogeno solforato. I programmi Kurita per la rimozione dell'idrogeno solforato eliminano questi componenti scomodi. Per la rimozione dei mercaptani sono disponibili anche programmi chimici molto efficienti.

Il nostro H2I prodotti S scavenger forniscono una reazione rapida con una miscelazione minima, aumentando la qualità e il valore dei prodotti finiti. I nostri programmi di trattamento rimuovono rapidamente idrogeno solforato e mercaptani nei flussi di prodotto.

I prodotti Kurita per l'eliminazione dell'idrogeno solforato consentono un'ispezione sicura e tempestiva dei sistemi. I tassi di dosaggio molto bassi e il trattamento economicamente vantaggioso offrono vantaggi significativi in una varietà di prodotti. In base alle vostre specifiche, Kurita vi fornirà prodotti H2S, completamente solubili in olio o acqua e con buone proprietà anticorrosione. I nostri prodotti scavenger di idrogeno solforato hanno un'elevata stabilità termica. Se necessario, Kurita può fornire versioni di scavenger di idrogeno solforato non contenenti azoto.

La prevenzione del biofouling è necessaria quando i combustibili contengono organismi in grado di metabolizzare i composti del combustibile. I microrganismi più comuni sono funghi e batteri. Vivono tipicamente in acqua, ma utilizzano il carburante come fonte di nutrimento e ossigeno. I microbi possono produrre acidi, anidride carbonica, idrogeno solforato e grandi colonie di crescita simili a melme. I funghi possono sopravvivere in un ambiente a basso contenuto di ossigeno. Spesso si trovano in combinazione con batteri come le specie di Pseudomonas. Ogni volta che i microbi si insediano, si raccolgono insieme con una crescita estesa. Le grandi aree di crescita sono chiamate placche. Le placche si trovano sulle pareti laterali e sul fondo dei serbatoi di stoccaggio.

Gli additivi per carburanti sono necessari per la prevenzione del biofouling e il controllo della corrosione. Al di sotto delle placche può verificarsi la corrosione microbiologicamente influenzata (MIC). I sottoprodotti metabolici corrodono il metallo, dove si formano delle fosse. I microbi vivono nelle fosse e prolungano il processo di corrosione. In casi estremi, si osservano fori attraverso la superficie del metallo. I microrganismi creano gravi problemi, tra cui l'intasamento dei filtri, motivo per cui vengono utilizzati additivi per carburanti. La maggior parte dei biocidi a base d'acqua si degrada rapidamente in condizioni di pH alcalino. Alcuni biocidi commerciali si degradano in pochi giorni a pH 7. Sarà quindi necessario un intervento di ritiro, che è dannoso e crea costi aggiuntivi.

Kurita fornisce additivi per carburanti solubili in olio ad alte prestazioni per bloccare la corrosione e il biofouling. Vengono applicati per la prevenzione del biofouling nei carburanti diesel, negli oli da riscaldamento, nei carburanti residui e in altri distillati di petrolio. La crescita di batteri e funghi viene eliminata e/o impedita. I nostri biocidi sono progettati per uccidere funghi aerobici e anaerobici, batteri, lieviti e batteri solfato-riduttori. I vantaggi sono le ottime proprietà anticorrosive e l'eccellente protezione contro la degradazione dei materiali microbici e la formazione di fanghi. I biocidi per carburanti Kurita sono completamente biodegradabili (OCSE 301D / CEE 84/449 C6). Non contengono nitrati, agenti nitrosanti o cloro organicamente legato e non hanno alcun effetto sul valore AOX.

Quando l'idrogeno solforato viene liberato, l'H2Gli S scavenger legano rapidamente l'idrogeno solforato e i mercaptani (RSH). Questo trattamento economicamente vantaggioso offre tassi di trattamento molto bassi con un'elevata efficacia e stabilità termica nei carburanti.

Gli stabilizzatori per oli combustibili distillati di Kurita sono additivi solubili in olio. Usati a basso dosaggio, stabilizzano i carburanti distillati crackizzati e di prima qualità. Le proprietà antiossidanti garantiscono una buona stabilità del colore e il massimo controllo delle morchie. Hanno un'elevata stabilità termica e garantiscono prestazioni ottimali nei motori diesel e nei bruciatori domestici. Questi additivi per carburanti proteggono dall'intasamento degli iniettori, dei filtri, dei filtri, degli ugelli e delle punte dei bruciatori. Non vengono estratti dall'acqua nelle normali condizioni di manipolazione e non contribuiscono alla formazione di foschia nell'acqua. I materiali attivi sono comprovati dal DEF STAN 91-91 in EMEA.

Le raffinerie di petrolio e gli impianti petrolchimici operano con un gran numero di apparecchiature di distillazione diverse. Si tratta di colonne, recipienti di estrazione, colonne di distillazione, scambiatori di calore e sistemi di tubazioni. Il fouling è un problema onnipresente. Gli inconvenienti del fouling sono la riduzione del rendimento, le perdite significative nel recupero di energia o l'aumento della caduta di pressione delle colonne di distillazione o degli scambiatori di calore. La pulizia e la decontaminazione periodiche sono obbligatorie e le apparecchiature devono essere controllate per la manutenzione o la riparazione.

Un arresto programmato è un momento molto impegnativo, che spesso richiede diverse settimane di fermo macchina. È necessario rimuovere oli combustibili pesanti, grassi, catrami o materiali incrostazioni tenaci. I serbatoi, le colonne, gli scambiatori di calore o le tubazioni contaminate devono essere drenati per la pulizia e il degassamento. I depositi di incrostazioni possono contenere componenti pericolosi e gas nocivi. Possono essere rilasciati idrogeno solforato tossico, idrocarburi volatili o benzene cancerogeno. Il solfuro di ferro (FeS) si accumula facilmente in tubi, vaschette, imballaggi strutturati, scambiatori di calore e serbatoi. A causa della sua natura piroforica, può diventare un problema serio. Il solfuro di ferro ha un elevato potenziale di autoaccensione spontanea. Si ossida esotermicamente a contatto con l'aria. La maggior parte degli incendi indotti dal FeS si verifica durante i fermi macchina, quando l'apparecchiatura viene aperta per la manutenzione e l'ispezione.

L'assistenza sanitaria, la sicurezza e la tutela dell'ambiente sono aspetti molto importanti. Il personale responsabile è invitato a ridurre al minimo l'esposizione dei lavoratori a qualsiasi situazione in cui possa verificarsi l'autoaccensione di specie di solfuro di ferro o rischi per la salute. Il contatto con i materiali decontaminati deve essere evitato. La rimozione di benzene, solfuro di ferro piroforico, idrogeno solforato tossico e altri gas pericolosi è assolutamente necessaria per garantire condizioni di lavoro sicure. È necessario rispettare il limite inferiore di esplosione (LEL).

Kurita offre un'ampia gamma di prodotti diversi, come prodotti chimici per la pulizia, agenti di degassificazione o loro combinazioni. La manipolazione dei nostri additivi per la pulizia e la decontaminazione è facile e sicura per il personale operativo. Per raggiungere in modo affidabile questi obiettivi, vengono utilizzati detergenti chimici ad alte prestazioni con metodi di pulizia e degassificazione su misura. La pulizia e il degassamento di colonne e recipienti di distillazione possono essere effettuati con risultati eccellenti in un solo giorno. La rimozione di oli combustibili pesanti, catrami, grassi e altri materiali tenaci sono elementi chiave della pulizia. La completa eliminazione dei gas pericolosi e dei potenziali rischi di incendio ha una grande importanza. La pulizia della superficie metallica senza aggredire l'apparecchiatura di distillazione è un dato di fatto.

Il recupero del calore è essenziale nelle unità di processo che funzionano con reattori. La pulizia meccanica di complesse reti di scambiatori di calore può richiedere diversi giorni e non è possibile raggiungere aree inaccessibili. In confronto, le soluzioni di pulizia e degassificazione di Kurita raggiungono le aree inaccessibili. La pulizia può essere effettuata in loco in un giorno. Rispetto alla pulizia meccanica, sarà necessario un minore impiego di manodopera. I programmi di pulizia chimica su misura della serie Kurita CD vengono utilizzati quando sono necessari risultati di pulizia molto efficienti. Gli scambiatori di calore a piastre Packinox o gli scambiatori di calore tubolari Texas Tower richiedono maggiori sforzi di pulizia rispetto agli scambiatori di calore classici. I programmi di pulizia di Kurita sono il metodo preferito quando è necessario pulire gli scambiatori di calore Packinox o le Texas Tower.

La pulizia meccanica e la decontaminazione dei serbatoi di stoccaggio possono richiedere diverse settimane di fermo macchina. In confronto, la pulizia chimica e il degassamento ridurranno notevolmente i tempi di fermo a pochi giorni, offrendo un grande vantaggio economico.

Kurita vi offre programmi di pulizia e degassificazione personalizzati in base alle vostre esigenze. Il nostro personale qualificato vi assiste nei processi di pulizia e degassificazione. Su richiesta, forniamo le relative attrezzature.

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