BR112014021114B1

BR112014021114B1 - método em uma torre de destilação de refinaria e método para inibir a incrustação e corrosão

Info

Publication number: BR112014021114B1
Application number: BR112014021114-0A
Authority: BR
Inventors: Trevor James Dale
Original assignee: BL Technologies, Inc
Priority date: 2012-02-28
Filing date: 2013-01-10
Publication date: 2020-10-27
Also published as: WO2013130123A1; WO2013130182A3; EP2820110B1; AU2013226516A1; CA2864674A1; ES2732487T3; EP2820110A2; WO2013130182A2; CA2864674C; AU2013226516B2; CN104136582B; CN104136582A; US20150090640A1

Abstract

MÉTODO EM UMA TORRE DE DESTILAÇÃO DE REFINARIA E MÉTODO PARA INIBIR A INCRUSTAÇÃO E CORROSÃO Trata-se de aminas de ação dupla que fornecem uma proteção contra corrosão e incrustação para um sistema de gerador de vapor e uma torre de destilação de uma refinaria petroquímica ou de petróleo. Essas aminas são escolhidas para fornecer uma proteção para a seção de condensado de vapor da caldeira, enquanto que minimizam de modo simultâneo os problemas de corrosão e incrustação de sal de amina na torre de óleo cru de destilação e no sistema de condensação de suspensão de unidades de óleo cru de destilação. A razão de distribuição da amina de ação dupla deve ser cerca de 4,0 ou menos, a amina de pKa pode estar na faixa de cerca de 7,0 a cerca de 11,0 e o índice de volatilidade de sal de HCI de amina pode ser cerca de 2,5 ou menos.

Description

REFERÊNCIA CRUZADA A APLICAÇÕES RELACIONADAS

[001] O presente pedido reivindica prioridade sob 35 USC §119(e) do Pedido de Patente Provisório N2 61/604.002 depositado no dia 28 de fevereiro de 2012 e intitulado “Steam Generator Additives to Minimize Fouling and Corrosion in Crude Towers”.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

[002] Os geradores de vapor são usados para fornecer vapor para uma variedade de processos industriais. Na indústria de refinação de petróleo, o vapor é fornecido para a torre de destilação fracionária como um meio de purificação para fracionar o óleo cru em vários cortes ou frações de diferente volatilidade que inclui gasolina, óleo combustível, gasóleo, nafta, querosene e outros. Quando é introduzido, o mesmo reduz a pressão parcial dos compostos de hidrocarboneto no óleo cru para facilitar a separação e remoção de compostos voláteis. O vapor ajuda a separar os produtos mais leves que, logo, sobem para cima na torre em que os mesmos condensam em bandejas dispostas horizontalmente. Essas bandejas são mais resfriadas de maneira crescente mais alto nas torres. Assim, os hidrocarbonetos mais pesados são recolhidos nas bandejas inferiores enquanto que os produtos mais leves são recolhidos nas bandejas mais altas.

[003] As frações de ebulição inferiores são recuperadas como uma fração de suspensão das zonas de destilação. Os componentes intermediários são recuperados como cortes laterais das zonas de destilação. As frações são resfriadas, condensadas e enviadas para o equipamento de recolhimento. Não importa qual tipo de matéria-prima de petróleo é usada como a carga, o equipamento de dilatação é submetido à atividade corrosiva de ácidos, tal como H2S, HCI, ácidos orgânicos e H2CO3.

[004] Uma corrosão pode ocorrer nas superfícies de metal de um equipamento de dilatação de petróleo tal como torres de óleo cru, bandejas no interior das torres, trocadores de calor, etc. As localizações mais preocupantes para a corrosão são em bandejas de topo de torre, linhas de suspensão, condensadores e em uma bomba de topo em torno dos trocadores. A temperatura diminui conforme se move para cima na torre no sistema de suspensão e é normalmente dentro dessas áreas que uma temperatura cai abaixo da temperatura de ponto de orvalho da água e uma condensação de água inicial ocorre. Esse condensado inicial aquoso formado contém uma concentração significativa dos componentes ácidos mencionados acima e essa alta concentração toma o pH do condensado altamente ácido e, certamente, perigosamente corrosivo. Em condições ideais, a temperatura de topo da coluna de fracionamento é mantida acima do ponto de orvalho da água para suavizar esse problema. No entanto, existe uma tendência de mercado para reduzir a temperatura de topo da torre a fim de maximizar lucratividade para a refinaria. Infelizmente, isso move o sítio de condensado inicial a montante no processo em direção à torre a partir dos condensadores de suspensão e pode até mesmo orientar o mesmo o mesmo para a área de topo de torre. Consequentemente, os tratamentos de neutralização têm sido usados para tornar o pH do condensado mais alcalino para, com isso, minimizar um ataque corrosivo a base de ácido naquelas regiões de aparelho com os quais esse condensado está em contato.

[005] No passado, uma variedade de neutralizadores foi alimentada na torre de destilação a fim de neutralizar os ácidos corrosivos encontrados na carga de óleo cru ou formados no processo de destilação. A amónia tem sido usada de forma intensa, mas é geralmente ineficaz para uma inibição de corrosão de condensado inicial, em parte devido a sua alta volatilidade e, então, sua incapacidade de condensar no sítio de condensação inicial e neutralizar as espécies ácidas formadas. Além disso, mediante uma neutralização do ácido clorídrico, a amónia forma cloreto de amónia que pode precipitar e incrustar as unidades de destilação levando a uma perda de metal significativa. O uso de aminas orgânicas para neutralizar sítios de condensação inicial se provou superior a amónia, mas um cuidado deve ser tomado em uma seleção dessas aminas visto que as mesmas também sofrem limitações.

[006] Uma limitação significativa para o uso de aminas orgânicas altamente básicas para neutralizar esses ácidos corrosivos é a incrustação e uma corrosão relacionada induzida pela formação dos sais de cloridrato de amina. Como com a amónia, mediante uma neutralização do HCI com aminas orgânicas, os sais de cloridrato de amina produzidos podem formar depósitos nas superfícies internas do sistema de dilatação, potencialmente montante do ponto de orvalho da água, no pior caso nas bandejas de topo da torre. Esses depósitos de incrustação têm o potencial de gerar taxas de corrosão incrivelmente altas devido à natureza ácida e ao potencial para ocasionar corrosão sob depósito. De forma desejável, se formado, esses sais permanecem voláteis conforme os mesmos passam através da torre e para fora da mesma. Se os sais precipitam de algum modo, é desejável que o façam somente a jusante da torre e abaixo do ponto de orvalho da água para permitir que as espécies de sal de precipitação sejam lavadas por sistemas de água de lavagem e/ou água condensada comumente empregados em conjunto com uma alimentação de condensador e linhas de retorno.

[007] Os problemas associados com a deposição de sal de cloridrato de amina são descritos na Patente U.S. N2 5.211.840, que instruiu que a deposição de sal de amina pode ser evitada com uso de aminas menos básicas. Os inventores da Patente U.S. N2 5.211.840 revelaram que, em geral, os sais de aminas menos básicas formam em temperaturas inferiores relativas às aminas altamente básicas, as temperaturas observadas não frequentemente no interior de uma torre de destilação, mas especialmente temperaturas inferiores encontradas a jusante da torre.

[008] Os sistemas de geração de vapor industrial também são propensos a um ataque corrosivo. Uma das preocupações de corrosivo mais comum é a de ataque ácido relacionado à formação de ácido carbônico, H2CO3, na água. O ataque ácido pode ocorrer quando o pH da água cai abaixo de cerca de 8,5. Nesse ponto, a alcalinidade de carbonato na água é convertida para gás de CO2. O CO2 é carregado com o vapor e, mediante condensação, se dissolve na água para formar o ácido carbônico, H2CO3. Tal ataque ácido pode afetar de modo adverso a tubagem de condensado.

[009] As aminas de neutralização podem ser usadas para fornecer a proteção de corrosão nos sistemas de geração de vapor. As aminas de neutralização para os geradores de vapor estão em condições ideais altamente básicas e são comumente alimentadas na água de alimentação de gerador de vapor ou diretamente no tambor de vapor para neutralizar espécies ácidas que podem se formar no condensado. A fim de fornecer uma proteção condensada efetiva, as aminas que são alimentadas na água de alimentação do gerador de vapor exigem uma volatilidade suficiente no sistema de geração de vapor, isto é, as mesmas devem partir para a fase de vapor a fim de fornecer proteção de corrosão por todo o sistema. Infelizmente, essas aminas altamente básicas podem contribuir com uma incrustação e uma corrosão relacionada induzida pela formação de sais de cloridrato de amina no equipamento de processamento de hidrocarboneto.

[010] Consequentemente, nessas operações de refinaria de petróleo nas quais o vapor gerado é usado como um meio de purificação para facilitar uma separação de hidrocarboneto, conforme mencionado acima, deve ser benéfica para fornecer um tratamento de amina novo que pode ser suprido para o gerador de vapor fornecer proteção de corrosão efetiva no gerador de vapor como uma amina de neutralização altamente básica, enquanto que conduz o vapor gerado que é usado como um meio de purificação para a coluna de destilação de hidrocarboneto. Em condições ideais, quando essa amina no meio de purificação neutraliza a acidez na torre de destilação, a mesma permanece na fase de vapor e não precipita como um sal de amina na unidade de destilação. Em vez disso, o sal de amina, tal como o sal de HCI de amina, precipita em uma temperatura baixa suficiente para ser a jusante no processo nas linhas condensadas de suspensão próximas ao ponto de orvalho da água ou a jusante do mesmo. Essas linhas podem ser submetidas a uma operação de lavagem de água de modo que quaisquer sais que precipitem nessas linhas possam ser lavados de imediato a partir das superfícies de tubagem metálica. Assim, o uso de um tratamento de amina ideal no gerador de vapor minimiza a incrustação no equipamento de processamento de hidrocarboneto.

BREVE DESCRIÇÃO DA INVENÇÃO

[011] Em uma realização da invenção, uma solução integrada é fornecida para uma proteção tanto do sistema de gerador de vapor quanto das torres de destilação de uma refinaria petroquímica ou de petróleo contra corrosão e incrustação. As aminas de neutralização são escolhidas para fornecer proteção para a seção de condensado de vapor d’agua do gerador de vapor enquanto minimiza simultaneamente os problemas de incrustação e corrosão de amina na torre de óleo cru de destilação e no sistema de condensação de suspensão de unidades de óleo cru de destilação.

[012] Essas aminas de “ação dupla” fornecem tanto proteção contra corrosão para o sistema de gerador de vapor quanto o benefício adicionado de minimizar os depósitos de incrustação no interior da torre de destilação. Quando essas aminas alcançam a torre de destilação com o vapor, as mesmas não precipitam e incrustam no interior da torre e em vez disso as mesmas são empurradas para as seções de temperatura inferiores do sistema de suspensão de óleo cru em que seu impacto corrosivo pode ser minimizado por outras estratégias de inibição de corrosão.

[013] A presente invenção também é direcionada à composição usada para proteger o sistema de geração de vapor com o benefício adicionado de minimizar os depósitos de incrustação no interior da torre de destilação.

BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS

[014] A Figura 1 anexada é um fluxograma do processo simplificado de uma unidade fracionai de óleo cru de alimentação de vapor típico.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

[015] Conforme mostrado na Figura 1, a torre de destilação fracionária de óleo cru 20 destila o óleo cru que entra na torre através de uma linha de carga 56 em várias frações de faixas de ebulição diferentes. A torre de destilação fracionária de óleo cru é muitas vezes denominada uma unidade de destilação atmosférica devido ao fato de que a mesma opera em uma pressão ligeiramente acima da atmosférica.

[016] Nota-se que o óleo cru admitido na torre é tipicamente submetido a operações de dessalinização e de preaquecimento a montante da linha de carga 56, mas essas são omitidas no presente documento a título de brevidade. O óleo cru é destilado em uma pluralidade de frações na torre 20, com cortes laterais 22, 24, e 26 mostrados na figura que representam frações de corte lateral de gasóleo atmosférico (AGO), de diesel e de combustível de jato/querosene, respectivamente. (As bandejas de condensação horizontal na torre são mostradas em linha tracejada).

[017] O óleo cru é tipicamente preaquecido a cerca de 93,3 °C a 371,1 °C (200 a 700 °F) antes de entrar na torre. Após o preaquecimento, a alimentação é, então, queimada no interior da unidade de destilação atmosférica que opera em pressões de cerca de 1 a 3 medidor de atmosferas.

[018] Na figura, uma unidade de condensador de dois estágios é mostrada para a remoção de uma suspensão que condensa para formar nafta com refluxo admitido no topo da torre. O condensador de dois estágios inclui trocadores de calor 32, 50 com uma linha 30 que conduz para um trocador de calor 32 e uma linha 33 que conduz para um tambor de refluxo 34. Os gases do tambor 34 avançam para o 50 através da linha 42. Um vácuo é retirado do tambor de refluxo 34 através de uma bomba 36 que resulta no retomo do refluxo através da linha 35 para a bomba e, então, através da linha 38. A coleta de nafta é mostrada em 40. Os gases do trocador de calor do segundo estágio 50 são avançados para o tambor de condensado 44 com um condensado reciclado através da linha 60 para a bomba de vácuo 36. Os gases que não condensam são ventilados em 46 com água contaminada por compostos sulfúricos que saem em 48 para a neutralização ou outro tratamento.

[019] O sistema condensado de suspensão pode ser dotado de uma lavagem de água, esquematicamente mostrado em 28, para lavar os vapores que saem no topo da torre. No passado, os problemas de corrosão foram enfrentados não somente nas bandejas de torre, mas, especialmente, nos componentes de suspensão do sistema, tal como as linhas 30, 33, 35, 42, 60, os trocadores de calor 32, 50, e os tambores de condensado e refluxo. Geralmente, as temperaturas de operação típicas na faixa de sistema condensado de suspensão a partir de cerca de 93,3 °C (200 °F) a cerca de 176,6 °C (350 °F)

[020] O resíduo sai a partir da parte mais baixa da torre através da linha de vácuo 54 e é tipicamente condensado para formar o óleo combustível ou nafta de coker e/ou gasóleo de coker.

[021] Conforme mostrado, o vapor de purificação é alimentado no fundo da torre através da linha 14. O vapor é produzido no gerador de vapor 2 por meio de processos convencionais. Por exemplo, a água de alimentação do gerador de vapor 10 pode ser submetida a um tratamento de amolecimento 6 e desaerador 8 antes de entrar na caldeira. O vapor produzido na caldeira é coletado em um tambor ou tubo de comunicação 4 e é, então, alimentado na torre de destilação 20 por meio da linha 14.

[022] De acordo com uma realização da invenção, uma composição de amina de neutralização de ação dupla é alimentada no gerador de vapor e viaja para a torre de destilação 20 através da linha de alimentação 14 juntamente com o vapor de purificação. Através da “ação dupla”, são denotadas aquelas aminas orgânicas que funcionam de modo a funcionar de modo eficaz como uma amina de neutralização volátil no gerador de vapor enquanto que, após ser alimentada com o vapor para a torre, persiste na torre em fase de vapor e minimiza uma incrustação ocasionada por depósitos de sal de amina. Os sais de amina prejudiciais da amina de neutralização de vapor, tais como sais de HCI de amina, não precipitam na torre com injeção dessas aminas no interior da unidade 20. A precipitação de tais sais de amina tais como o sal de HCI de amina irá ocorrer, se ocorrer, somente a jusante nas unidades de condensação de suspensão e nas linhas relacionadas que operam em temperaturas próximas ao ponto de orvalho da água. A eliminação do potencial para a deposição desses sais permite que o operador de torre mantenha o topo de torre em uma temperatura inferior que ofereça flexibilidade operacional e a habilidade para maximizar a lucratividade da refinaria.

[023] Em uma realização exemplificativa, a composição de amina de ação dupla compreende N,N-dimetiletanolamina (DMAE). Outra amina de ação dupla exemplificativa é morfolina (MORPH).

[024] Em outra realização exemplificativa, a composição de amina de ação “dupla” pode compreender um ou mais dos membros do grupo selecionado dentre DMAE, MORPH, N-hexilamina, N,N-dimetilcicloexilamina, 1- dimetilamino-2-propanol, t-butilmorfolina, dimetil-t-butanolamina, N-etilmorfolina, N,N-dimetilmetoxipropilamina, N-metilmorfolina, N,N-dimetilmetoxietilamina, metoxipropilamina, trimetilamina, ciclohexilamina, 1 -metilpirrolidina, 1,4- dimetilpiperazina, N,N,N',N'-tetrametiletilenodiamina, 2-aminometilfurano, 1,2- dimetilpropilamina, N-metildibutilamina, N-metildipropilamina, 2-etil-1- hexilamina, N,N-dietil-propargilamina, N,N-dipropilamina, dialil amina, pirrolidiπa, 2-(metilamino)-etanol, N,N,N',N'-tetrametil-1,3-propano diamiπa, 4-metilpiridina e N-metil-2-aminometilfurano. A composição de amina de ação dupla pode compreender duas aminas, e em tal caso, a razão de uma amina para a outra pode ser cerca de 1:20 a cerca de 20:1. Assim, se o DMAE é utilizado em combinação com outra amina de ação dupla, tal como morfolina ou ciclohexilamina, sendo que a razão de DMAE para morfolina ou ciclohexilamina pode ser cerca de 1:20 a cerca de 20:1.

[025] Embora o requerente não seja vinculado à qualquer teoria particular de operação, o desempenho geral de uma dada amina como uma amina de “ação dupla” pode ser previsto mediante avaliação de diversos fatores. Como a amina deve fornecer alcalinização em sítios de condensado inicial, a razão de distribuição (RD), uma medição da distribuição de uma substância química entre a fase de vapor e a fase líquida no interior do gerador de vapor, pode ser cerca de 4,0 ou menos, tal como cerca de 1,0 a cerca de 4,0 ou cerca de 1,0 a cerca de 3,0. Para garantir a alcalinização das espécies altamente ácidas, o pKa da amina deve ser escolhido para estar na faixa de cerca de 7,0 a cerca de 11,0. Os dados presentes indicam que uma faixa mais preferencial é cerca de 9,0 a cerca de 11,0. Além disso, para garantir a minimização da incrustação de sal de HCI de amina, o índice de volatilidade de sal deve ser cerca de 2,5 ou menos, tal como 0,001 a 2,5 ou 0,01 a 2. Esse índice de volatilidade de sal de HCI de amina pode ser calculado a partir da formula:

em que P é a pressão de vaporou a 107,2 °C (225 °F) ou a 148,8 °C (300 °F). Em geral, pode ser dito, então, que as aminas de “ação dupla” são definidas por um RD de cerca de 4,0 ou menos, um pKa de cerca de 7,0 a cerca de 11,0 e um índice de volatilidade de sal de amina de cerca de 2,5 ou menos. Entretanto, embora N,N-dimetilaminopropilamina (DMAPA) possua tais características de índice de RD, de pKa e de volatilidade, os dados preliminares sugerem que a funcionalidade de diamina do DMAPA não funciona bem como uma amina de “ação dupla” e assim o DMAPA não é para ser considerado como uma parte da invenção e não deve ser considerado como uma amina de “ação dupla”.

[026] O encarregado observará que as aminas de “ação dupla” podem ser usadas em combinação com outras aminas de “ação dupla” aminas.

[027] Além disso, as aminas de “ação dupla” podem ser usadas em conjunto com outros tratamentos de gerador de vapor, tal como removedores de oxigênio, dispersantes, agentes alcalinizantes, polímeros, agentes formadores de filmes, inibidores de corrosão, agentes de controle de depósito, etc. O removedor de oxigênio pode ser N,N-dietilhidroxilamina. O agente formador de filme pode ser N-octadecilamina, N-oleilpropanodiamina, N- oleilamina ou misturas dos mesmos. O removedor de oxigênio pode ser alimentado no sistema de caldeira em uma quantidade de cerca de 0,05 a 25 ppm com base em um milhão de partes de água no sistema de gerador de vapor, tal como 0,1 a 20 ppm. O agente formador de filme pode ser alimentado no sistema de caldeira em uma quantidade de cerca de 0,05 a 25 ppm com base em um milhão de partes de água no sistema de gerador de vapor, tal como 0,1 a 20 ppm.

[028] A presente invenção também é direcionada a uma formulação que contém uma ou mais aminas de ação dupla, preferencialmente, duas aminas de ação dupla, e pode compreender uma, duas, ou mais dos membros do grupo selecionado a partir de DMAE, MORPH, N-hexilamina, N,N- dimetilcicloexilamina, 1-dimetilamino-2-propanol, t-butilmorfolina, dimetil-t- butanolamina, N-etilmorfolina, N,N-dimetilmetoxipropilamina, N-metilmorfolina, N,N-dimetilmetoxietilamiπa, metoxipropilamina, trimetilamina, ciclohexilamina, 1- metilpirrolidina, 1,4-dimetilpiperazina, N,N,N',N'-tetrametiletilenodiamina, 2- Aminometilfurano, 1,2-Dimetilpropilamina, N-Metildibutilamina, N- Metildipropilamina, 2-Etil-1-hexilamina, N,N-Dietil-propargilamina, N,N- dipropilamina, adilil amina, pirrolidina, 2-(metilamino)-etanol, N,N,N',N'- tetrametil-1,3-propano diamina, 4-metilpiridina, e N-metil-2-aminometilfurano. A composição de amina de ação dupla pode compreender duas aminas e, em tal caso, a razão de uma amina para a outra pode ser cerca de 1:20 a cerca de 20:1. Assim, se o DMAE for utilizado em combinação com uma outra amina de ação dupla, tal como metoxipropilamina ou ciclohexilamina, a razão de DMAE para ciclohexilamina ou metoxipropilamina pode ser cerca de 1:20 a cerca de 20:1. A composição também pode conter outros tratamentos de gerador de vapor, tais como removedores de oxigênio, dispersantes, agentes alcalinizantes, polímeros, agentes formadores de filme, inibidores de corrosão, agentes de controle de depósito, etc. O removedor de oxigênio pode ser N,N-dietilhidroxilamina. O agente formador de filme pode ser N-octadecilamina, N-oleilpropanodiamina, N- oleilamina, ou misturas dos mesmos. A composição pode conter 0,1 a 100 partes de aminas de ação dupla (no conjunto), tal como 1 a 50 partes e 5 a 50 partes. A composição também pode conter 0,05 a 25 partes do removedor de oxigênio, tal como 0,1 a 20 partes. A composição pode conter 0,05 a 25 partes do agente formador de filme, tal como 0,1 a 20 partes. A formulação também pode conter água. A quantidade de água pode ser de 0 a 90% da formulação, preferencialmente 5 a 75%. Nota-se que as “partes” não precisam somar até 100 e são meramente utilizadas para denotar as quantidades relativas das aminas de ação dupla, removedor de oxigênio e agente formador de filme. A composição pode conter duas aminas de ação dupla, que inclui sendo DMAE e uma outra amina de ação dupla em que a razão de DMAE para a outra amina de ação dupla é 1:20 para 20:1. A composição também pode conter a amina adesiva em que a razão de DMAE para a amina adesiva é 1:1 para 100:1. A composição também pode conter o removedor de oxigênio em que a razão de DMAE para o removedor de oxigênio é 10:1 para 1:10.

[029] A amina de ação dupla, bem como, um ou mais dos removedores de oxigênio, dispersantes, agentes alcalinizantes, polímeros, agentes formadores de filmes, inibidores de corrosão, agentes de controle de depósito, etc. pode ser alimentada ao gerador de vapor em qualquer uma ou mais localizações, tal como a água de alimentação do gerador de vapor, na secção economizadora, em um desareadorde sistema, no sistema condensado, ou ao tambor ou tubo de comunicação de vapor. Uma quantidade suficiente da amina de ação dupla pode ser alimentada ao gerador de vapor de modo que a amina pode fornecer sua função programada como uma amina de neutralização no sistema condensado e de caldeira, enquanto que permanece a volatilidade no vapor que alimenta a torre de destilação óleo cru. Tipicamente, a volatilidade de aminas em um sistema de vapor diminui acima de uma pressão de operação de caldeira de cerca de 6,20 MPa (900 psig); então, as aminas de ação dupla são programadas para uso abaixo dessa pressão de operação, tal como uma pressão de cerca de 2,06 MPa (300 psig) a cerca de 5,17 MPa (750 psig). A composição de amina de ação dupla pode ser alimentada ao sistema em uma quantidade de cerca de 0,1 a 100 ppm com base em um milhão de partes de água no sistema de gerador de vapor. Mais preferencialmente, a taxa de abastecimento pode ser de 1 a 50 ppm com base em um milhão de partes de água no sistema, tal como 5 a 50 ppm. As faixas fornecidas no presente documento refletem as quantidades conjuntas das aminas de ação dupla usadas. Assim, se o dimetilaminoetanol e morfolina foram ambos usados, a quantidade combinada de ambas as aminas no conjunto pode ser de 0,1 a 100 ppm relativa à água.

EXEMPLOS

[030] O exemplo a seguir somente se destina a ilustrar adicionalmente a invenção descrita e não deve ser considerado como limitante do escopo da mesma.

[031] As condições de operação para uma refinaria típica foram usadas para calcular pontos de orvalho de sal de amina para algumas aminas de neutralização convencional e para exemplos de aminas de acordo com a presente invenção. O ácido usado foi o HCI, as espécies ácidas dominantes presentes em uma unidade de destilação de petróleo. Os cálculos foram baseados em partes equivalentes de amina e de cloridrato e os resultados são mostrados na Tabela 1.

[032] Tabela 1: Propriedades de sal de cloridrato de amina de neutralização comum. As propriedades de sal de pKa e cloridrato foram usadas para calcular pontos de orvalho inicial de sal de cloridrato de amina com base nas condições a seguir: pressão de topo = 0,06 MPa (10,0 psig); concentração de cloreto = 40 ppm; temperatura de topo da torre = 121,1° C (250 °F).

[033] Visto que é evidente a partir dos dados tabulados na Tabela 1, um ponto de orvalho inicial de sal previsto desejado abaixo tanto da temperatura de topo da torre quanto do ponto de orvalho da água pode ser alcançado com aminas selecionadas descritas nesta invenção.

Claims

1. MÉTODO EM UMA TORRE DE DESTILAÇÃO DE REFINARIA, do tipo em que o óleo cru é injetado na torre para destilação fracionai de uma pluralidade de frações do óleo cru e em que o vapor de um gerador de vapor é usado como meio de purificação na torre, caracterizado pelo fato de que o método aprimorado compreende alimentar uma composição de amina de ação dupla no gerador de vapor e conduzir a composição de amina de ação dupla na forma de vapor do gerador de vapor para a torre, e então para um sítio de condensado inicial, em que, no sítio de condensado inicial, a composição de amina de ação dupla condensa para neutralizar espécies ácidas no sítio de condensado inicial, em que a amina de ação dupla na composição tem uma razão de distribuição (RD), sendo a distribuição de uma substância química entre a fase de vapor e a fase líquida no interior do gerador de vapor, de 4,0 ou menos, um pKa de 7,0 a 11,0 e um índice de volatilidade de sal de HCI de 2,5 ou menos, em que o índice de volatilidade de sal de HCI de amina é calculado a partir da formula:

em que P é a pressão de vapor ou a 107,2 °C (225 °F) ou a 148,8 °C (300 °F) e em que a composição de amina de ação dupla é isenta de N,N- dimetilaminopropilamina (DMAPA).

2. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela composição de amina de ação dupla ser alimentada no gerador de vapor em uma quantidade de 0,1 a 100 ppm com base em 1 milhão de partes de água no de gerador de vapor.

3. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela amina de ação dupla na composição ter uma razão de distribuição (RD) de 1,0 a 4,0, um pKa de 9,0 a 11,0 e um índice de volatilidade de 0,001 a 2,5.

4. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela composição de amina de ação dupla compreender N,N-dimetilaminoetanol, morfolina, N-hexilamina, N,N-dimetilcicloexilamina, 1-Dimetilamino-2-propanol, t-butilmorfolina, Dimetil-t-butanolamina, N-etilmorfolina, N,N- dimetilmetoxipropilamina, metoxipropilamina, N-metilmorfolina, N,N- Dimetilmetoxietilamina, trimetilamina, ciclohexilamina, 1 -metilpirrolidina, 1,4- dimetilpiperazina, N,N,N',N'-tetrametiletilenodiamina, 2-Aminometilfurano, 1,2- Dimetilpropilamina, N-Metildibutilamina, N-Metildipropilamina, 2-Etil-1- hexilamina, N,N-Dietil-propargilamina, N,N-dipropilamina, dialil amina, pirrolidina, 2-(metilamino)-etanol, N,N,N',N'-tetrametil-1,3-propano diamina, 4- metilpiridina, N-metil-2-Aminometilfurano ou misturas dos mesmos.

5. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela composição de amina de ação dupla compreender adicionalmente pelo menos um componente selecionado a partir do grupo que consiste em: removedores de oxigênio, dispersantes, agentes alcalinizantes, polímeros, agentes formadores de filme, inibidores de corrosão e agentes de controle de depósito.

6. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo removedor de oxigênio ser N,N-dietilhidroxilamina.

7. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo agente formador de filme ser N-octadecilamina, N-oleilpropanodiamina, N- oleilamina ou misturas dos mesmos.

8. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo agente formador de filme ser alimentado no gerador de vapor em uma quantidade de 0,05 a 25 ppm com base em 1 milhão de partes de água no sistema de gerador de vapor.

9. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo removedor de oxigênio ser alimentado ao gerador de vapor em uma quantidade de 0,05 a 25 ppm com base em 1 milhão de partes de água no de gerador de vapor.

10. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo gerador de vapor operar em uma pressão abaixo de cerca de 6,20 MPa (900 psig).

11. MÉTODO PARA INIBIR A INCRUSTAÇÃO E CORROSÃO, em um gerador de vapor e em uma torre de destilação de refinaria, conforme definido na reivindicação 1, caracterizado pelo gerador de vapor ser adaptado para alimentar vapor para a torre, em que a composição de amina de ação dupla compreende N,N-dimetilaminoetanol e pelo menos uma outra amina de ação dupla, e condução da composição de amina de ação dupla na fase de vapor do gerador de vapor para entrar na torre, e condução da amina de ação dupla ao longo da torre na fase de vapor, por meio da qual a amina de ação dupla auxilia na neutralização dos componentes ácidos no gerador de vapor e serve para minimizar a incrustação causada por depósitos de sais de amina na torre.

12. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado por uma outra amina de ação dupla ser ciclohexilamina ou metoxipropilamina.

13. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pela razão de N,N-dimetilaminoetanol para a outra amina de ação dupla ser de 1:20 a 20:1.