JP6485598B1 - Methods for preventing contamination of heat exchangers in petroleum processes. - Google Patents
Methods for preventing contamination of heat exchangers in petroleum processes. Download PDFInfo
- Publication number
- JP6485598B1 JP6485598B1 JP2018538802A JP2018538802A JP6485598B1 JP 6485598 B1 JP6485598 B1 JP 6485598B1 JP 2018538802 A JP2018538802 A JP 2018538802A JP 2018538802 A JP2018538802 A JP 2018538802A JP 6485598 B1 JP6485598 B1 JP 6485598B1
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- phosphite
- heat exchanger
- dispersant
- phosphite compound
- process fluid
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 125
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title claims abstract description 27
- 238000011109 contamination Methods 0.000 title claims abstract description 21
- -1 phosphite compound Chemical class 0.000 claims abstract description 82
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims abstract description 49
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 34
- 230000002265 prevention Effects 0.000 claims description 31
- 239000002519 antifouling agent Substances 0.000 claims description 13
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 13
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims description 13
- ZLMKQJQJURXYLC-UHFFFAOYSA-N bis(2-ethylhexoxy)-oxophosphanium Chemical compound CCCCC(CC)CO[P+](=O)OCC(CC)CCCC ZLMKQJQJURXYLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- FLAJFZXTYPQIBY-CLFAGFIQSA-N bis[(z)-octadec-9-enyl] hydrogen phosphite Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCOP(O)OCCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC FLAJFZXTYPQIBY-CLFAGFIQSA-N 0.000 claims description 4
- SPBMDAHKYSRJFO-UHFFFAOYSA-N didodecyl hydrogen phosphite Chemical compound CCCCCCCCCCCCOP(O)OCCCCCCCCCCCC SPBMDAHKYSRJFO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- SULWMEGSVQCTSK-UHFFFAOYSA-N diethyl hydrogen phosphite Chemical compound CCOP(O)OCC SULWMEGSVQCTSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- FYOYCZHNDCCGCE-UHFFFAOYSA-N diphenyl hydrogen phosphite Chemical compound C=1C=CC=CC=1OP(O)OC1=CC=CC=C1 FYOYCZHNDCCGCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims description 3
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 claims description 3
- OJMIONKXNSYLSR-UHFFFAOYSA-N phosphorous acid Chemical class OP(O)O OJMIONKXNSYLSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 150000003900 succinic acid esters Chemical class 0.000 claims 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 37
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical class OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 25
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 21
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 14
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 14
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 12
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 12
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 12
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 9
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 8
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 8
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 8
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 7
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 7
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000003373 anti-fouling effect Effects 0.000 description 5
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 5
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 5
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 5
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 4
- 229940079593 drug Drugs 0.000 description 4
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 150000008301 phosphite esters Chemical class 0.000 description 4
- ISIJQEHRDSCQIU-UHFFFAOYSA-N tert-butyl 2,7-diazaspiro[4.5]decane-7-carboxylate Chemical compound C1N(C(=O)OC(C)(C)C)CCCC11CNCC1 ISIJQEHRDSCQIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- HVLLSGMXQDNUAL-UHFFFAOYSA-N triphenyl phosphite Chemical compound C=1C=CC=CC=1OP(OC=1C=CC=CC=1)OC1=CC=CC=C1 HVLLSGMXQDNUAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JKIJEFPNVSHHEI-UHFFFAOYSA-N Phenol, 2,4-bis(1,1-dimethylethyl)-, phosphite (3:1) Chemical compound CC(C)(C)C1=CC(C(C)(C)C)=CC=C1OP(OC=1C(=CC(=CC=1)C(C)(C)C)C(C)(C)C)OC1=CC=C(C(C)(C)C)C=C1C(C)(C)C JKIJEFPNVSHHEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 description 2
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 150000001721 carbon Chemical group 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- JNGZXGGOCLZBFB-IVCQMTBJSA-N compound E Chemical compound N([C@@H](C)C(=O)N[C@@H]1C(N(C)C2=CC=CC=C2C(C=2C=CC=CC=2)=N1)=O)C(=O)CC1=CC(F)=CC(F)=C1 JNGZXGGOCLZBFB-IVCQMTBJSA-N 0.000 description 2
- GLOQRSIADGSLRX-UHFFFAOYSA-N decyl diphenyl phosphite Chemical compound C=1C=CC=CC=1OP(OCCCCCCCCCC)OC1=CC=CC=C1 GLOQRSIADGSLRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005238 degreasing Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000000539 dimer Substances 0.000 description 2
- OGVJEUDMQQIAPV-UHFFFAOYSA-N diphenyl tridecyl phosphite Chemical compound C=1C=CC=CC=1OP(OCCCCCCCCCCCCC)OC1=CC=CC=C1 OGVJEUDMQQIAPV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- IVIIAEVMQHEPAY-UHFFFAOYSA-N tridodecyl phosphite Chemical compound CCCCCCCCCCCCOP(OCCCCCCCCCCCC)OCCCCCCCCCCCC IVIIAEVMQHEPAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BDZBKCUKTQZUTL-UHFFFAOYSA-N triethyl phosphite Chemical compound CCOP(OCC)OCC BDZBKCUKTQZUTL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CNUJLMSKURPSHE-UHFFFAOYSA-N trioctadecyl phosphite Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCOP(OCCCCCCCCCCCCCCCCCC)OCCCCCCCCCCCCCCCCCC CNUJLMSKURPSHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ILLOBGFGKYTZRO-UHFFFAOYSA-N tris(2-ethylhexyl) phosphite Chemical compound CCCCC(CC)COP(OCC(CC)CCCC)OCC(CC)CCCC ILLOBGFGKYTZRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QQBLOZGVRHAYGT-UHFFFAOYSA-N tris-decyl phosphite Chemical compound CCCCCCCCCCOP(OCCCCCCCCCC)OCCCCCCCCCC QQBLOZGVRHAYGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PEXOFOFLXOCMDX-UHFFFAOYSA-N tritridecyl phosphite Chemical compound CCCCCCCCCCCCCOP(OCCCCCCCCCCCCC)OCCCCCCCCCCCCC PEXOFOFLXOCMDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GPOGLVDBOFRHDV-UHFFFAOYSA-N (2-nonylphenyl) dihydrogen phosphite Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1OP(O)O GPOGLVDBOFRHDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XZZWOTQMUOIIFX-UHFFFAOYSA-N 1-(2-diphenoxyphosphanyloxypropoxy)propan-2-yl diphenyl phosphite Chemical compound C=1C=CC=CC=1OP(OC=1C=CC=CC=1)OC(C)COCC(C)OP(OC=1C=CC=CC=1)OC1=CC=CC=C1 XZZWOTQMUOIIFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XKZGIJICHCVXFV-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhexyl diphenyl phosphite Chemical compound C=1C=CC=CC=1OP(OCC(CC)CCCC)OC1=CC=CC=C1 XKZGIJICHCVXFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PZRWFKGUFWPFID-UHFFFAOYSA-N 3,9-dioctadecoxy-2,4,8,10-tetraoxa-3,9-diphosphaspiro[5.5]undecane Chemical compound C1OP(OCCCCCCCCCCCCCCCCCC)OCC21COP(OCCCCCCCCCCCCCCCCCC)OC2 PZRWFKGUFWPFID-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 description 1
- 229940126062 Compound A Drugs 0.000 description 1
- NLDMNSXOCDLTTB-UHFFFAOYSA-N Heterophylliin A Natural products O1C2COC(=O)C3=CC(O)=C(O)C(O)=C3C3=C(O)C(O)=C(O)C=C3C(=O)OC2C(OC(=O)C=2C=C(O)C(O)=C(O)C=2)C(O)C1OC(=O)C1=CC(O)=C(O)C(O)=C1 NLDMNSXOCDLTTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001209 Low-carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- FNDXFUBHPXBGMD-UHFFFAOYSA-N OP(O)O.OP(O)(O)=O Chemical compound OP(O)O.OP(O)(O)=O FNDXFUBHPXBGMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ALOAZQLGIHHRKQ-UHFFFAOYSA-N OP(O)OP(O)O.C(CCCCCCCC)C1=C(C=CC=C1)C(O)(C(CO)(CO)CO)C1=C(C=CC=C1)CCCCCCCCC.OP(O)OP(O)O.C(CCCCCCCCCCCC)C(O)(C(CO)(CO)CO)CCCCCCCCCCCCC Chemical compound OP(O)OP(O)O.C(CCCCCCCC)C1=C(C=CC=C1)C(O)(C(CO)(CO)CO)C1=C(C=CC=C1)CCCCCCCCC.OP(O)OP(O)O.C(CCCCCCCCCCCC)C(O)(C(CO)(CO)CO)CCCCCCCCCCCCC ALOAZQLGIHHRKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BENNPBRBSFRLGP-UHFFFAOYSA-N OP(O)OP(O)O.C(CCCCCCCCC)C(O)(C(CO)(CO)CO)CCCCCCCCCC Chemical compound OP(O)OP(O)O.C(CCCCCCCCC)C(O)(C(CO)(CO)CO)CCCCCCCCCC BENNPBRBSFRLGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MOABYHZDQQELLG-UHFFFAOYSA-N OP(O)OP(O)O.C(CCCCCCCCCCCC)C(O)(C(CO)(CO)CO)CCCCCCCCCCCCC Chemical compound OP(O)OP(O)O.C(CCCCCCCCCCCC)C(O)(C(CO)(CO)CO)CCCCCCCCCCCCC MOABYHZDQQELLG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LZNWGSIDNAGRAJ-UHFFFAOYSA-N P(O)(O)OC(C(C(OP(O)O)(CCCCCCCCCCCCC)C1=CC=CC=C1)(C(OP(O)O)(CCCCCCCCCCCCC)C1=CC=CC=C1)C(OP(O)O)(CCCCCCCCCCCCC)C1=CC=CC=C1)(CCCCCCCCCCCCC)C1=CC=CC=C1 Chemical compound P(O)(O)OC(C(C(OP(O)O)(CCCCCCCCCCCCC)C1=CC=CC=C1)(C(OP(O)O)(CCCCCCCCCCCCC)C1=CC=CC=C1)C(OP(O)O)(CCCCCCCCCCCCC)C1=CC=CC=C1)(CCCCCCCCCCCCC)C1=CC=CC=C1 LZNWGSIDNAGRAJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001483078 Phyto Species 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007983 Tris buffer Substances 0.000 description 1
- VMNKHSPZIGIPLL-UHFFFAOYSA-N [3-hydroxy-2,2-bis(hydroxymethyl)propyl] dihydrogen phosphite Chemical compound OCC(CO)(CO)COP(O)O VMNKHSPZIGIPLL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 125000003710 aryl alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 235000010290 biphenyl Nutrition 0.000 description 1
- 239000004305 biphenyl Substances 0.000 description 1
- IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N bisphenol A Chemical class C=1C=C(O)C=CC=1C(C)(C)C1=CC=C(O)C=C1 IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- BHEPBYXIRTUNPN-UHFFFAOYSA-N hydridophosphorus(.) (triplet) Chemical compound [PH] BHEPBYXIRTUNPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- ZUOUZKKEUPVFJK-UHFFFAOYSA-N phenylbenzene Natural products C1=CC=CC=C1C1=CC=CC=C1 ZUOUZKKEUPVFJK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- LVTJOONKWUXEFR-FZRMHRINSA-N protoneodioscin Natural products O(C[C@@H](CC[C@]1(O)[C@H](C)[C@@H]2[C@]3(C)[C@H]([C@H]4[C@@H]([C@]5(C)C(=CC4)C[C@@H](O[C@@H]4[C@H](O[C@H]6[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](C)O6)[C@@H](O)[C@H](O[C@H]6[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](C)O6)[C@H](CO)O4)CC5)CC3)C[C@@H]2O1)C)[C@H]1[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O1 LVTJOONKWUXEFR-FZRMHRINSA-N 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000013112 stability test Methods 0.000 description 1
- 238000000859 sublimation Methods 0.000 description 1
- 230000008022 sublimation Effects 0.000 description 1
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003890 succinate salts Chemical class 0.000 description 1
- 125000004434 sulfur atom Chemical group 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
- 239000000341 volatile oil Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G75/00—Inhibiting corrosion or fouling in apparatus for treatment or conversion of hydrocarbon oils, in general
- C10G75/04—Inhibiting corrosion or fouling in apparatus for treatment or conversion of hydrocarbon oils, in general by addition of antifouling agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/80—Additives
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
- C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
- C23F11/00—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent
- C23F11/08—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids
- C23F11/10—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids using organic inhibitors
- C23F11/167—Phosphorus-containing compounds
Abstract
石油プロセスにおける熱交換器の汚れ防止方法を提供する。石油プロセスにおける熱交換器の汚れ防止方法であって、前記熱交換器を通過するプロセス流体に、亜リン酸エステル化合物と分散剤とを添加することを含む汚れ防止方法に関する。Provided is a method for preventing contamination of a heat exchanger in an oil process. The present invention relates to a method for preventing fouling of a heat exchanger in a petroleum process, the method comprising adding a phosphite compound and a dispersant to a process fluid passing through the heat exchanger.
Description
本開示は、石油プロセスにおける熱交換器の汚れ防止方法に関する。 The present disclosure relates to a method for preventing fouling of heat exchangers in petroleum processes.
原油を精製するための石油精製プラントの蒸留工程では、熱交換器及び加熱炉において原油が加熱された後、蒸留塔に送られ蒸留操作が行われる。熱交換器内や加熱炉内では原油が熱履歴を受け、多量の汚れが付着する。汚れ成分の一形態として、アスファルテンと呼ばれる有機系高分子成分が混合された形態がある。汚れの付着は、熱交換器や加熱炉の熱交換率の低下を引き起こし、出口温度を維持するための燃料使用量を増大させる結果となっている。 In the distillation process of an oil refinery plant for refining crude oil, the crude oil is heated in a heat exchanger and a heating furnace, and then sent to a distillation tower to perform a distillation operation. Crude oil receives a heat history in the heat exchanger and heating furnace, and a large amount of dirt adheres. As one form of the soil component, there is a form in which an organic polymer component called asphaltenes is mixed. The adhesion of dirt causes a decrease in the heat exchange rate of the heat exchanger and the heating furnace, resulting in an increase in the amount of fuel used to maintain the outlet temperature.
特許文献1は、デソルター前のプロセス流体に添加する熱交換器及び加熱炉の汚れ防止剤及び汚れ防止方法を開示する。また、特許文献2は、リン酸エステル系防食剤と分散剤とを用いて石油プロセスにおける予熱交のアスファルテン由来の汚れを防止する方法を開示する。 Patent Document 1 discloses a heat exchanger to be added to a process fluid before a desalter, a stain preventing agent for a heating furnace, and a stain preventing method. Further, Patent Document 2 discloses a method for preventing a preheated asphaltene-derived soil in a petroleum process using a phosphate ester anticorrosive and a dispersant.
本発明者はリン酸エステル系の防食剤が、予熱交におけるアスファルテン由来の汚れ防止に特に有用であることを見出している(特許文献2)。しかし、従来の汚れ防止剤に代えてリン酸エステルを使用したところ、一般的な汚れ防止剤の貯蔵タンク及び薬注設備に使用されている炭素鋼やステンレス鋼では、リン酸エステルによる腐食が生じるという問題があった。特に、リン酸エステルの腐食性は、リン酸エステルの温度の上昇に伴い顕著となる。注入点では高いところはリン酸エステルの温度はおよそ200℃まで上がる。このため、従来の薬注設備ではリン酸エステルの腐食に耐えることができず、薬注設備の材質を耐食材料に変更しなければならないという問題がある。 The present inventor has found that phosphate-based anticorrosives are particularly useful for preventing asphaltene-derived stains during preheating (Patent Document 2). However, when phosphoric acid esters are used in place of conventional antifouling agents, corrosion by phosphoric acid esters occurs in carbon steel and stainless steel used in storage tanks and chemical injection facilities for general antifouling agents. There was a problem. In particular, the corrosivity of the phosphate ester becomes more significant as the temperature of the phosphate ester increases. The higher the injection point, the temperature of the phosphate ester rises to about 200 ° C. For this reason, the conventional chemical injection equipment cannot withstand the corrosion of phosphate esters, and there is a problem that the material of the chemical injection equipment must be changed to a corrosion resistant material.
本開示は、一態様において、石油プロセスにおける熱交換器の汚れを防止可能な新たな方法を提供する。 In one aspect, the present disclosure provides a new method that can prevent heat exchanger fouling in a petroleum process.
本開示は、一態様において、石油プロセスにおける熱交換器の汚れ防止方法であって、前記熱交換器を通過するプロセス流体に、亜リン酸エステル化合物と分散剤とを添加することを含む汚れ防止方法に関する。 In one aspect, the present disclosure provides a method for preventing fouling of a heat exchanger in a petroleum process, the method comprising adding a phosphite compound and a dispersant to a process fluid passing through the heat exchanger. Regarding the method.
本開示は、その他の態様において、本開示の汚れ防止方法に使用するための汚れ防止剤であって、亜リン酸エステル化合物及び分散剤を含有する汚れ防止剤に関する。 In another aspect, the present disclosure relates to an antifouling agent for use in the antifouling method of the present disclosure, the antifouling agent containing a phosphite compound and a dispersant.
本開示によれば、石油プロセスにおける熱交換器の汚れを抑制できる。本開示によれば、一又は複数の実施形態において、汚れ防止剤の貯蔵タンクや薬注設備の腐食を抑制できる。 According to the present disclosure, contamination of the heat exchanger in the petroleum process can be suppressed. According to the present disclosure, in one or a plurality of embodiments, corrosion of the storage tank of the antifouling agent and the chemical injection facility can be suppressed.
本開示は、亜リン酸エステル化合物と分散剤とを併用することによって、石油プロセスの予熱交等の熱交換器における汚れを防止できるという知見に基づく。また、本開示は、リン酸エステル系防食剤を汚れ防止剤として使用した場合に生じる薬注設備の腐食を、リン酸エステル系防食剤に替えて亜リン酸エステル化合物を使用することで低減できるという知見に基づく。 The present disclosure is based on the finding that fouling in a heat exchanger such as preheating exchange in a petroleum process can be prevented by using a phosphite compound and a dispersant in combination. Moreover, this indication can reduce the corrosion of the chemical injection equipment produced when a phosphate ester type anticorrosive is used as an antifouling agent by using a phosphite compound instead of the phosphate ester type anticorrosive. Based on this knowledge.
本開示によれば、一又は複数の実施形態において、石油プロセスにおける予熱交等の熱交換器の汚れを防止でき、好ましくは熱交換器の熱交換率の向上/維持が可能となり、燃料コストや清掃コストを抑制できる。また、本開示によれば、一又は複数の実施形態において、薬注設備を変更することなく従来の薬注設備を使用し、石油プロセスの熱交換器における汚れの防止を行うことができる。 According to the present disclosure, in one or a plurality of embodiments, contamination of a heat exchanger such as preheating exchange in an oil process can be prevented, and preferably, the heat exchange rate of the heat exchanger can be improved / maintained. Cleaning costs can be reduced. Moreover, according to this indication, in one or some embodiment, the conventional chemical injection equipment can be used, without changing a chemical injection equipment, and the contamination in the heat exchanger of a petroleum process can be prevented.
本開示の汚れ防止方法において、熱交換器、とりわけ予熱交における汚れを防止できる詳細は明らかではないが、メカニズムは以下のように推定される。すなわち、汚れの原因の一つとして、アスファルテンの硫黄原子が、熱交換器の表面で硫化物を形成して沈着することがあるが、亜リン酸エステル化合物と分散剤とを添加すると、亜リン酸エステル化合物及び/又は高温下で分解した亜リン酸エステル化合物による被膜が熱交換器表面に形成され、この被膜により熱交換器表面における硫化物の形成を抑制できると考えられる。但し、本開示はこれらの考え方に限定されなくてもよい。 In the method for preventing fouling of the present disclosure, details that can prevent fouling in a heat exchanger, particularly preheating, are not clear, but the mechanism is estimated as follows. That is, as one of the causes of contamination, sulfur atoms of asphaltenes may be deposited by forming sulfides on the surface of the heat exchanger. However, when a phosphite compound and a dispersant are added, phosphorous acid is added. It is considered that a film of the acid ester compound and / or the phosphite compound decomposed at high temperature is formed on the surface of the heat exchanger, and this film can suppress the formation of sulfide on the surface of the heat exchanger. However, the present disclosure may not be limited to these ideas.
本開示において「石油プロセス」とは、原油等の炭化水素を原料とし、これらから各種石油製品が製造されるまでの工程の全部又は一部をいう。石油プロセスは、一又は複数の実施形態において、原油等の炭化水素を加熱すること、加熱したこれらの炭化水素を常圧蒸留装置において沸点の差を利用してLPG、ナフサ等の揮発油及び軽油等といった各種成分に分離することを少なくとも含みうる。本開示における石油プロセスは、一又は複数の実施形態において、石油精製プロセスを含みうる。 In the present disclosure, the “petroleum process” refers to all or part of the process from the production of hydrocarbons such as crude oil to the production of various petroleum products. In one or a plurality of embodiments, the petroleum process heats hydrocarbons such as crude oil, and uses the difference in boiling points of these heated hydrocarbons in an atmospheric distillation apparatus to use volatile oil and light oil such as LPG and naphtha. And the like. The petroleum process in the present disclosure may include an oil refining process in one or more embodiments.
本開示の汚れ防止方法において「熱交換器」は、石油プロセスに使用される熱交換器である。熱交換器としては、限定されない一又は複数の実施形態において、予熱交(予備加熱熱交又は予熱交換器ともいう)、プレヒータ−、リボイラー等が挙げられる。これらの熱交換器において、特に汚れが発生し蓄積しやすいのは、約200℃以上の高温部分である。本開示の汚れ防止方法は、一又は複数の実施形態において、処理時に約200℃、例えば、180℃以上、190℃以上、200℃以上、210℃以上、又は220℃以上となる高温部分がある熱交換器の汚れ防止方法である。本開示の汚れ防止方法は、一又は複数の実施形態において、汚れ防止効果を約200℃以上でより効果的に発揮する。
石油プロセスにおける熱交換器としては、一又は複数の実施形態において、石油精製プロセスの熱交換器、又は石油プロセスの予熱交等が挙げられる。In the dirt prevention method of the present disclosure, the “heat exchanger” is a heat exchanger used in a petroleum process. Examples of the heat exchanger include, but are not limited to, preheating exchange (also referred to as preheating heat exchange or preheating exchanger), a preheater, a reboiler, and the like. In these heat exchangers, it is particularly high temperature portions of about 200 ° C. or more that are easily contaminated and accumulated. In one or a plurality of embodiments, the dirt prevention method of the present disclosure has a high temperature portion that is about 200 ° C., for example, 180 ° C. or higher, 190 ° C. or higher, 200 ° C. or higher, 210 ° C. or higher, or 220 ° C. or higher during processing. This is a method for preventing contamination of a heat exchanger. In one or a plurality of embodiments, the contamination prevention method of the present disclosure exhibits the contamination prevention effect more effectively at about 200 ° C. or more.
In one or a plurality of embodiments, the heat exchanger in the oil process includes a heat exchanger in the oil refining process, a preheating exchange in the oil process, and the like.
本開示において「プロセス流体」とは、石油プロセスにおいて供される液体又は気体をいう。プロセス流体としては、一又は複数の実施形態において、石油プロセスにおいて処理される原油又はこれら由来の炭化水素等が挙げられる。プロセス流体としては、特に限定されない一又は複数の実施形態において、石油精製プロセスにおいて予熱交に供給される液体、又は予熱交内の液体等が挙げられる。 In the present disclosure, “process fluid” refers to a liquid or gas provided in a petroleum process. Process fluids include, in one or more embodiments, crude oil or hydrocarbons derived therefrom that are processed in a petroleum process. In one or a plurality of embodiments that are not particularly limited, the process fluid includes a liquid supplied to the preheating exchange in the oil refining process, a liquid in the preheating exchange, or the like.
本開示の汚れ防止方法において「汚れ」は、限定されない一又は複数の実施形態において、アスファルテン(asphaltene)を含むものをいい、又は、熱交換器内で付着及び/又は蓄積するアスファルテンを含む汚れをいう。したがって、本開示における熱交換器における汚れ防止は、一又は複数の実施形態において、熱交換器内におけるアスファルテンの付着及び/又は蓄積の抑制である。 In one or a plurality of non-limiting embodiments, the “stain” in the soil prevention method of the present disclosure refers to a material including asphaltene, or a soil including asphaltene that adheres and / or accumulates in a heat exchanger. Say. Therefore, the fouling prevention in the heat exchanger in the present disclosure is, in one or more embodiments, the suppression of asphaltene adhesion and / or accumulation in the heat exchanger.
[汚れ防止方法]
本開示は、一態様において、石油プロセスにおける熱交換器を通過するプロセス流体に、亜リン酸エステル化合物と分散剤とを添加することを含む、石油プロセスにおける熱交換器の汚れ防止方法(本開示の汚れ防止方法)に関する。[Stain prevention method]
In one aspect, the present disclosure provides a method for preventing fouling of a heat exchanger in a petroleum process, comprising adding a phosphite compound and a dispersant to a process fluid passing through the heat exchanger in the petroleum process (the present disclosure). Contamination prevention method).
[亜リン酸エステル化合物]
本開示の汚れ防止方法において使用される亜リン酸エステル化合物としては、一又は複数の実施形態において、石油プロセスにおいて使用される亜リン酸エステル化合物が挙げられる。[Phosphorous ester compound]
The phosphite compound used in the soil prevention method of the present disclosure includes, in one or more embodiments, a phosphite compound used in a petroleum process.
亜リン酸エステル化合物としては、特に限定されない一又は複数の実施形態において、ホスホン酸型亜リン酸エステル化合物、亜リン酸型亜リン酸エステル化合物、及びジホスファイト型亜リン酸エステル化合物等が挙げられる。ホスホン酸型亜リン酸エステル化合物としては、式(I)で表される亜リン酸エステル化合物が挙げられる。亜リン酸型亜リン酸エステル化合物としては、式(II)で表される亜リン酸エステル化合物が挙げられる。ジホスファイト型亜リン酸エステル化合物としては、一又は複数の実施形態において式(II)の構造を2つ含むもの又は式(II)の化合物の二量体(二量化物)等が挙げられる。ジホスファイト型亜リン酸エステル化合物としては、一又は複数の実施形態において、式(III)又は(IV)で表される化合物が挙げられる。
式(I)において、R1及びR2は、同一又は異なり、1〜30個の炭素原子を有する基である。式(II)において、R3、R4及びR5は、同一又は異なり、1〜30個の炭素原子を有する基である。式(III)において、R6、R7及びR8は、同一又は異なり、1〜30個の炭素原子を有する基であり、X1は酸素原子又は炭素原子である。式(IV)において、R9及びR10は、同一又は異なり、1〜30個の炭素原子を有する基であり、X2は炭素原子である。
1〜30個の炭素原子を有する基としては、一又は複数の実施形態において、炭素数1以上30以下のアルキル基、炭素数1以上30以下のアルケニル基、炭素数6以上30以下のアリール基、炭素数7以上30以下のアルアルキル基、又は炭素数7以上30以下のアルキルアリール基が挙げられる。アルキル基、アルケニル基、アリール基、アルアルキル基、及びアルキルアリール基は、一又は複数の実施形態において、置換基を有していてもよい。アルキル基は、一又は複数の実施形態において、直鎖アルキル基であってもよいし、分岐鎖アルキル基であってもよい。In the formula (I), R 1 and R 2 are the same or different and are groups having 1 to 30 carbon atoms. In the formula (II), R 3 , R 4 and R 5 are the same or different and are groups having 1 to 30 carbon atoms. In the formula (III), R 6 , R 7 and R 8 are the same or different and are groups having 1 to 30 carbon atoms, and X 1 is an oxygen atom or a carbon atom. In the formula (IV), R 9 and R 10 are the same or different and are groups having 1 to 30 carbon atoms, and X 2 is a carbon atom.
In one or more embodiments, the group having 1 to 30 carbon atoms is an alkyl group having 1 to 30 carbon atoms, an alkenyl group having 1 to 30 carbon atoms, or an aryl group having 6 to 30 carbon atoms. , An alkyl group having 7 to 30 carbon atoms, or an alkylaryl group having 7 to 30 carbon atoms. The alkyl group, alkenyl group, aryl group, aralkyl group, and alkylaryl group may have a substituent in one or more embodiments. In one or more embodiments, the alkyl group may be a linear alkyl group or a branched alkyl group.
式(I)において、R1及びR2は、同一であってもよいし、異なっていてもよいが、R1及びR2が同一であることが好ましい。式(II)において、R3、R4及びR5は、同一であってもよいし、異なっていてもよいが、R3、R4及びR5が同一であることが好ましい。式(III)において、R6及びR8は、同一であってもよいし、異なっていてもよいが、R6及びR8が同一であることが好ましい。In the formula (I), R 1 and R 2 may be the same or different, but it is preferable that R 1 and R 2 are the same. In the formula (II), R 3 , R 4 and R 5 may be the same or different, but it is preferable that R 3 , R 4 and R 5 are the same. In formula (III), R 6 and R 8 may be the same or different, but it is preferable that R 6 and R 8 are the same.
亜リン酸エステル化合物としては、一又は複数の実施形態において、
トリフェニルホスファイト、トリスノニルフェニルホスファイト、トリクレジルホスファイト、トリエチルホスファイト、トリス(2−エチルヘキシル)ホスファイト、トリデシルホスファイト、トリラウリルホスファイト、トリス(トリデシル)ホスファイト、トリオレイルホスファイト、トリステアリルホスファイト、ジフェニルモノ(2−エチルヘキシル)ホスファイト、ジフェニルモノデシルホスファイト、ジフェニルモノ(トリデシル)ホスファイト、トリス(2,4−ジ−tert−ブチルフェニル)ホスファイト;
ジエチルハイドロゲンホスファイト、ビス(2−エチルヘキシル)ハイドロゲンホスファイト、ジラウリルハイドロゲンホスファイト、ジオレイルハイドロゲンホスファイト、ジフェニルハイドロゲンホスファイト;
テトラフェニルジプロピレングリコールジホスファイト、テトラ(C12−15アルキル)−4,4'−イソプロピリデンジフェニルジホスファイト、ビス(トリデシル)ペンタエリスリトールジホスファイトとビス(ノニルフェニル)ペンタエリスリコールジホスファイトとの混合物、ビス(トリデシル)ペンタエリスリトールジホスファイト、ビス(デシル)ペンタエリスリトールジホスファイト、ジステアリルペンタエリスリトールジホスファイト;
テトラフェニル(テトラトリデシル)ペンタエリスリトールテトラホスファイト、水添ビスフェノールA・ペンタエリスリトールホスファイトポリマー、又は
これらの組み合わせが挙げられる。As a phosphite compound, in one or more embodiments,
Triphenyl phosphite, trisnonylphenyl phosphite, tricresyl phosphite, triethyl phosphite, tris (2-ethylhexyl) phosphite, tridecyl phosphite, trilauryl phosphite, tris (tridecyl) phosphite, trioleyl phosphite Phyto, tristearyl phosphite, diphenyl mono (2-ethylhexyl) phosphite, diphenyl monodecyl phosphite, diphenyl mono (tridecyl) phosphite, tris (2,4-di-tert-butylphenyl) phosphite;
Diethyl hydrogen phosphite, bis (2-ethylhexyl) hydrogen phosphite, dilauryl hydrogen phosphite, dioleyl hydrogen phosphite, diphenyl hydrogen phosphite;
Tetraphenyldipropylene glycol diphosphite, tetra (C12-15 alkyl) -4,4'-isopropylidene diphenyl diphosphite, bis (tridecyl) pentaerythritol diphosphite and bis (nonylphenyl) pentaerythritol diphosphite Bis (tridecyl) pentaerythritol diphosphite, bis (decyl) pentaerythritol diphosphite, distearyl pentaerythritol diphosphite;
Examples thereof include tetraphenyl (tetratridecyl) pentaerythritol tetraphosphite, hydrogenated bisphenol A / pentaerythritol phosphite polymer, or a combination thereof.
亜リン酸エステル化合物としては、一又は複数の実施形態において、石油プロセスにおける熱交換器のさらなる汚れ防止、及び/又は貯蔵タンクや薬注設備のさらなる腐食抑制の観点から、トリフェニルホスファイト、トリスノニルフェニルホスファイト、トリクレジルホスファイト、トリエチルホスファイト、トリス(2−エチルヘキシル)ホスファイト、トリデシルホスファイト、トリラウリルホスファイト、トリス(トリデシル)ホスファイト、トリオレイルホスファイト、トリステアリルホスファイト、ジフェニルモノ(2−エチルヘキシル)ホスファイト、ジフェニルモノデシルホスファイト、ジフェニルモノ(トリデシル)ホスファイト、トリス(2,4−ジ−tert−ブチルフェニル)ホスファイト、ジエチルハイドロゲンホスファイト、ビス(2−エチルヘキシル)ハイドロゲンホスファイト、ジラウリルハイドロゲンホスファイト、ジオレイルハイドロゲンホスファイト、ジフェニルハイドロゲンホスファイト又はこれらの組み合わせが好ましい。同様の観点から、亜リン酸エステル化合物としては、ホスホン酸型亜リン酸エステル化合物が好ましく、ジエチルハイドロゲンホスファイト、ビス(2−エチルヘキシル)ハイドロゲンホスファイト、ジラウリルハイドロゲンホスファイト、ジオレイルハイドロゲンホスファイト、ジフェニルハイドロゲンホスファイト又はこれらの組み合わせがより好ましい。 In one or a plurality of embodiments, the phosphite compound includes triphenyl phosphite, tris in order to prevent further contamination of heat exchangers in petroleum processes and / or to further prevent corrosion of storage tanks and chemical injection facilities. Nonylphenyl phosphite, tricresyl phosphite, triethyl phosphite, tris (2-ethylhexyl) phosphite, tridecyl phosphite, trilauryl phosphite, tris (tridecyl) phosphite, trioleyl phosphite, tristearyl phosphite Diphenyl mono (2-ethylhexyl) phosphite, diphenyl monodecyl phosphite, diphenyl mono (tridecyl) phosphite, tris (2,4-di-tert-butylphenyl) phosphite, diethyl hydrogen phosphite Ito, bis (2-ethylhexyl) hydrogen phosphite, dilauryl hydrogen phosphite, dioleyl hydrogen phosphite, diphenyl hydrogen phosphite or a combination thereof are preferred. From the same viewpoint, the phosphite compound is preferably a phosphonic acid type phosphite compound, diethyl hydrogen phosphite, bis (2-ethylhexyl) hydrogen phosphite, dilauryl hydrogen phosphite, dioleyl hydrogen phosphite. Diphenyl hydrogen phosphite or a combination thereof is more preferable.
亜リン酸エステル化合物は、一又は複数の実施形態において、一種類で使用しもよいし、複数種類を組み合わせて使用してもよい。 In one or a plurality of embodiments, the phosphite compound may be used alone or in combination.
熱交換器に供給されるプロセス流体における亜リン酸エステル化合物の濃度としては、一又は複数の実施形態において、1〜100ppm、2〜80ppm、又は3〜50ppmが挙げられる。本開示の汚れ防止方法は、一又は複数の実施形態において、熱交換器に供給されるプロセス流体における亜リン酸エステルの濃度が1〜100ppm、2〜80ppm、又は3〜50ppmとなるように、プロセス流体に亜リン酸エステルを添加することを含む。 The concentration of the phosphite compound in the process fluid supplied to the heat exchanger includes 1 to 100 ppm, 2 to 80 ppm, or 3 to 50 ppm in one or more embodiments. In one or a plurality of embodiments, the soil prevention method of the present disclosure is such that the concentration of phosphite in the process fluid supplied to the heat exchanger is 1 to 100 ppm, 2 to 80 ppm, or 3 to 50 ppm. Adding a phosphite to the process fluid.
[分散剤]
本開示の汚れ防止方法において使用されうる分散剤としては、石油プロセス又は石油プロセスの熱交換器の汚れ防止として従来使用され、或いは今後使用されうるものが挙げられる。本開示の汚れ防止方法において使用されうる分散剤は、限定されない一又は複数の実施形態において、ポリオレフィンエステル、ポリアルケニル置換コハク酸エステル、又はこれらの組み合わせ等が挙げられる。[Dispersant]
Dispersing agents that can be used in the soil prevention method of the present disclosure include those that are conventionally used or can be used in the future as soil prevention for petroleum processes or petroleum process heat exchangers. Dispersants that can be used in the antifouling method of the present disclosure include, in one or more non-limiting embodiments, polyolefin esters, polyalkenyl-substituted succinates, or combinations thereof.
熱交換器に供給されるプロセス流体における分散剤の濃度としては、一又は複数の実施形態において、1〜100ppm、2〜80ppm、又は3〜50ppmが挙げられる。本開示の汚れ防止方法は、一又は複数の実施形態において、熱交換器に供給されるプロセス流体における分散剤が1〜100ppm、2〜80ppm、又は3〜50ppmとなるように、プロセス流体に分散剤を添加することを含む。 The concentration of the dispersant in the process fluid supplied to the heat exchanger includes 1 to 100 ppm, 2 to 80 ppm, or 3 to 50 ppm in one or more embodiments. In one or a plurality of embodiments, the dirt prevention method of the present disclosure is dispersed in the process fluid such that the dispersant in the process fluid supplied to the heat exchanger is 1 to 100 ppm, 2 to 80 ppm, or 3 to 50 ppm. Adding the agent.
熱交換器に供給されるプロセス流体における亜リン酸エステル化合物と分散剤の含有量(ppm)の比としては、一又は複数の実施形態において、5:1〜1:5、3:1〜1:3、又は2:1〜1:2が挙げられる。本開示の汚れ防止方法は、一又は複数の実施形態において、熱交換器に供給されるプロセス流体における亜リン酸エステル化合物と分散剤の含有量(ppm)の比が、5:1〜1:5、3:1〜1:3、又は2:1〜1:2となるように、プロセス流体に亜リン酸エステル化合物及び分散剤を添加することを含む。 The ratio of the content (ppm) of the phosphite compound and the dispersant in the process fluid supplied to the heat exchanger may be 5: 1 to 1: 5, 3: 1 to 1 in one or more embodiments. : 3, or 2: 1 to 1: 2. In one or a plurality of embodiments, the contamination prevention method of the present disclosure has a ratio of the content (ppm) of the phosphite compound and the dispersant in the process fluid supplied to the heat exchanger of 5: 1 to 1: Adding a phosphite compound and a dispersant to the process fluid to be 5, 3: 1 to 1: 3, or 2: 1 to 1: 2.
亜リン酸エステル化合物と分散剤をプロセス流体に添加する場所は特に限定されず、一又は複数の実施形態において、上記の濃度の亜リン酸エステル化合物と分散剤が、汚れ防止の対象の熱交換器に導入されうる場所が挙げられ、又は、対象の熱交換器の手前が挙げられる。亜リン酸エステル化合物と分散剤の添加順序は特に制限されず、一又は複数の実施形態において、同時に添加されてもよく、別々に添加されてもよく、互いに異なる場所で添加されてもよい。 The place where the phosphite compound and the dispersant are added to the process fluid is not particularly limited. In one or a plurality of embodiments, the phosphite compound and the dispersant having the above-described concentrations are heat exchange targets to prevent contamination. The place where the heat exchanger can be introduced is mentioned, or in front of the target heat exchanger. The order of addition of the phosphite compound and the dispersant is not particularly limited, and in one or a plurality of embodiments, they may be added simultaneously, separately, or in different places.
図1は、常圧蒸留塔を備える石油精製処理装置の一例を示すブロック図である。この石油精製処理装置では、ポンプ6を介して供給された原油は、脱塩装置1で脱塩された後、予熱交2(熱交換器2)で150〜180℃に加熱され、さらに予熱交3(熱交換器3)に導入され240〜280℃に加熱され、加熱炉4で350〜380℃に加熱されて、常圧蒸留塔5に導入される。常圧蒸留塔5の塔底から缶出液はポンプ7を介して熱交換器3及び2に熱源として送られる。 FIG. 1 is a block diagram illustrating an example of an oil refining treatment apparatus including an atmospheric distillation column. In this oil refining treatment apparatus, the crude oil supplied via the pump 6 is desalted by the desalting apparatus 1 and then heated to 150 to 180 ° C. by the preheating exchanger 2 (heat exchanger 2), and further preheated. 3 (heat exchanger 3), heated to 240 to 280 ° C., heated to 350 to 380 ° C. in the heating furnace 4, and introduced into the atmospheric distillation column 5. The bottoms from the bottom of the atmospheric distillation column 5 is sent as a heat source to the heat exchangers 3 and 2 via the pump 7.
図1の石油プロセスの熱交換器3において本開示の汚れ防止方法を行う場合、亜リン酸エステル化合物と分散剤の添加場所としては、限定されない一又は複数の実施形態において、熱交換器3の手前である図1の矢印Aで示す場所が挙げられるが、さらに手前の矢印Cで示す場所であってもよい。図1の熱交換器3において、加熱側で本開示の汚れ防止方法を行う場合、亜リン酸エステル化合物と分散剤の添加場所としては、限定されない一又は複数の実施形態において、熱交換器3の手前である図1の矢印Bで示す場所が挙げられる。 When performing the soil prevention method of the present disclosure in the heat exchanger 3 of the petroleum process of FIG. 1, the addition site of the phosphite compound and the dispersant is not limited, and in one or a plurality of embodiments, the heat exchanger 3 A location indicated by an arrow A in FIG. 1 that is in front is mentioned, but a location indicated by an arrow C in front is also possible. In the heat exchanger 3 of FIG. 1, when the soil prevention method of the present disclosure is performed on the heating side, the addition site of the phosphite compound and the dispersant is not limited, and in one or more embodiments, the heat exchanger 3 A place indicated by an arrow B in FIG.
[汚れ防止剤]
本開示は、一態様において、本開示の汚れ防止方法に使用するための汚れ防止剤であって、亜リン酸エステル及び分散剤を含有する汚れ防止剤に関する。本態様の汚れ防止剤の形態は、一又は複数の実施形態において、粉末、錠剤等の固体であってもよく、溶媒に溶解された状態、すなわち、濃縮液の形態であってもよい。[Anti-fouling agent]
In one aspect, the present disclosure relates to an antifouling agent for use in the antifouling method of the present disclosure, the antifouling agent containing a phosphite and a dispersant. In one or a plurality of embodiments, the form of the antifouling agent of this aspect may be a solid such as a powder or a tablet, or may be dissolved in a solvent, that is, in the form of a concentrated liquid.
[使用]
本開示は、一態様において、本開示の汚れ防止方法における亜リン酸エステル化合物の使用に関する。また、本開示は、その他の態様において、分散剤が添加されたプロセス流体が通過する石油プロセスの熱交換器の汚れを防止するための、亜リン酸エステル化合物の使用に関する。亜リン酸エステル化合物としては、上述の通りである。[use]
In one aspect, the present disclosure relates to the use of a phosphite compound in a soil prevention method of the present disclosure. The present disclosure, in another aspect, also relates to the use of a phosphite compound to prevent fouling of a petroleum process heat exchanger through which a process fluid to which a dispersant has been added passes. The phosphite compound is as described above.
本開示は、以下の一又は複数の実施形態に関しうる;
[1] 石油プロセスにおける熱交換器の汚れ防止方法であって、
前記熱交換器を通過するプロセス流体に、亜リン酸エステル化合物と分散剤とを添加することを含む、汚れ防止方法。
[2] 熱交換器に供給されるプロセス流体における亜リン酸エステル化合物の濃度が1〜100ppmとなるように、前記プロセス流体に前記亜リン酸エステル化合物を添加することを含む、[1]記載の汚れ防止方法。
[3] 熱交換器に供給されるプロセス流体における分散剤の濃度が1〜100ppmとなるように、前記プロセス流体に前記分散剤を添加することを含む、[1]又は[2]に記載の汚れ防止方法。
[4] 熱交換器に供給されるプロセス流体における前記亜リン酸エステル化合物と前記分散剤の含有量(ppm)の比(亜リン酸エステル化合物:分散剤)が5:1〜1:5となるように、前記亜リン酸エステル化合物及び前記分散剤を前記プロセス流体に添加することを含む、[1]から[3]のいずれかに記載の汚れ防止方法。
[5] 前記汚れ防止が、熱交換器内におけるアスファルテン(asphaltene)の付着及び/又は蓄積を抑制することを含む、[1]から[4]のいずれかに記載の汚れ防止方法。
[6] [1]から[5]のいずれかに記載の汚れ防止方法に使用するための汚れ防止剤であって、亜リン酸エステル化合物及び分散剤を含有する汚れ防止剤。
[7] 分散剤が添加されたプロセス流体が通過する石油プロセスの熱交換器の汚れを防止するための、亜リン酸エステル化合物の使用。The present disclosure may relate to one or more of the following embodiments;
[1] A method for preventing contamination of a heat exchanger in an oil process,
A method for preventing soiling, comprising adding a phosphite compound and a dispersant to a process fluid passing through the heat exchanger.
[2] The method according to [1], including adding the phosphite compound to the process fluid such that the concentration of the phosphite compound in the process fluid supplied to the heat exchanger is 1 to 100 ppm. Dirt prevention method.
[3] The method according to [1] or [2], comprising adding the dispersant to the process fluid such that the concentration of the dispersant in the process fluid supplied to the heat exchanger is 1 to 100 ppm. Dirt prevention method.
[4] The ratio (phosphite compound: dispersant) of the content (ppm) of the phosphite compound and the dispersant in the process fluid supplied to the heat exchanger is 5: 1 to 1: 5 The soil prevention method according to any one of [1] to [3], comprising adding the phosphite compound and the dispersant to the process fluid.
[5] The contamination prevention method according to any one of [1] to [4], wherein the contamination prevention includes suppressing adhesion and / or accumulation of asphaltene in the heat exchanger.
[6] An antifouling agent for use in the antifouling method according to any one of [1] to [5], comprising an phosphite compound and a dispersant.
[7] Use of a phosphite compound for preventing fouling of a heat exchanger of a petroleum process through which a process fluid to which a dispersant has been added passes.
以下の実施例及び比較例に基いて本開示を説明するが、本開示はこれに限定されるものではない。 The present disclosure will be described based on the following examples and comparative examples, but the present disclosure is not limited thereto.
[テストピース]
下記の2種類のテストピースを準備した。
カーボンスチール:10mm×60mm×1mm、SPCC、7.85g/cm3
ステンレス鋼:10mm×60mm×1mm、SUS304、7.93g/cm3 [Test piece]
The following two types of test pieces were prepared.
Carbon steel: 10 mm x 60 mm x 1 mm, SPCC, 7.85 g / cm 3
Stainless steel: 10 mm × 60 mm × 1 mm, SUS304, 7.93 g / cm 3
[薬剤]
下記薬剤を準備した。
亜リン酸エステル配合品A:亜リン酸エステルA(ホスホン酸型の亜リン酸エステル化合物)と分散剤とを含む
亜リン酸エステル配合品B:亜リン酸エステルB(ホスホン酸型の亜リン酸エステル化合物)と分散剤とを含む
亜リン酸エステル配合品C:亜リン酸エステルC(亜リン酸型の亜リン酸エステル化合物)と分散剤とを含む
亜リン酸エステル配合品D:亜リン酸エステルD(亜リン酸型の亜リン酸エステル化合物)と分散剤とを含む
亜リン酸エステル配合品E:亜リン酸エステルA(ホスホン酸型の亜リン酸エステル化合物)と亜リン酸エステルC(亜リン酸型の亜リン酸エステル化合物)と分散剤とを含む
リン酸エステル配合品:高温用防食剤として使用されるリン酸エステルと分散剤とを含む
亜リン酸エステルAと亜リン酸エステルB、及び亜リン酸エステルCと亜リン酸エステルDは、それぞれ異なる亜リン酸エステル化合物である。分散剤としては、ポリオレフィンエステルを使用した。
<配合品の調製方法>
各配合品A〜Dは、ヘビーアロマティックナフサを溶媒として、上記の亜リン酸エステル又はリン酸エステルと分散剤とが1:1(重量比)の比率でそれぞれ30重量%となるように調整した。亜リン酸エステル配合品Eは、亜リン酸エステルAと亜リン酸エステルCの等量混合物と分散剤とが1:1(重量比)の比率でそれぞれ30重量%となるように調整した。[Drug]
The following drugs were prepared.
Phosphite Compound A: Phosphite A (phosphonic acid type phosphite compound) and a dispersant Phosphite Compound B: Phosphite B (phosphonic acid type phosphorous) Acid ester compound) and a dispersing agent Phosphite compounded product C: Phosphite ester compound C (phosphorous acid type phosphite compound) and a dispersing agent Phosphite compounded product D: Phosphorus ester compound E containing phosphoric acid ester D (phosphorous acid type phosphorous acid ester compound) and dispersant Phosphite ester A (phosphonic acid type phosphorous acid ester compound) and phosphorous acid Phosphoric acid ester compound containing ester C (phosphorous acid type phosphorous acid ester compound) and dispersant: Phosphoric acid ester A and sublimation containing phosphoric acid ester and dispersing agent used as anticorrosive for high temperature phosphoric acid Ester B, and phosphite C and phosphite D are different phosphite compound. A polyolefin ester was used as the dispersant.
<Method for preparing compounded product>
Each of the blended products A to D was adjusted so that the above-mentioned phosphite ester or phosphate ester and the dispersant were 30% by weight in a ratio of 1: 1 (weight ratio) using heavy aromatic naphtha as a solvent. did. The phosphite compound E was adjusted so that an equal amount mixture of the phosphite A and phosphite C and the dispersant were each 30% by weight in a ratio of 1: 1 (weight ratio).
[防食効果確認試験1]
カーボンスチール製のテストピースを用い、以下の手順で防食効果確認試験を行った。 まず、下記表1の薬剤100mlを100mlスクリュー管に入れた。アセトン脱脂及び乾燥を行った後、前重量を測定したテストピースをスクリュー管に入れて蓋をし、50℃の恒温槽で7日間静置した。[Anti-corrosion effect confirmation test 1]
Using a carbon steel test piece, the anticorrosion effect confirmation test was performed according to the following procedure. First, 100 ml of the drug shown in Table 1 below was placed in a 100 ml screw tube. After degreasing and drying with acetone, the test piece whose pre-weight was measured was put into a screw tube, covered, and allowed to stand in a thermostatic bath at 50 ° C. for 7 days.
[評価]
試験終了後、テストピースを回収し、15%塩酸水溶液及び水道水にて赤錆を除去し、試験前後のテストピースの重量差から腐食度(MDD)及び侵食度(mm/y)を下記式から算出した。その結果を下記表1に示す。
腐食度(MDD)=(M1−M2)/(S×T)
侵食度(mm/y)=MDD×{365×10-4}/d
M1:テストピースの試験前の質量(mg)
M2:テストピースの試験後の質量(mg)
S:テストピースの表面積(dm2)
T:試験日数
d:テストピースの密度(g/cm3)[Evaluation]
After completion of the test, the test piece is collected, red rust is removed with a 15% hydrochloric acid aqueous solution and tap water, and the degree of corrosion (MDD) and the degree of erosion (mm / y) are calculated from the following formulas based on the weight difference between the test piece before and after the test. Calculated. The results are shown in Table 1 below.
Corrosion degree (MDD) = (M 1 −M 2 ) / (S × T)
Degree of erosion (mm / y) = MDD × {365 × 10 −4 } / d
M 1 : Mass of test piece before test (mg)
M 2 : Mass after test of test piece (mg)
S: Test piece surface area (dm 2 )
T: Test days d: Test piece density (g / cm 3 )
表1に示す通り、リン酸エステル配合品を使用した比較例1ではカーボンスチールの腐食が生じた。これに対し、亜リン酸エステル配合品を使用した実施例1〜5では、いずれもカーボンスチールの腐食が確認されなかった。 As shown in Table 1, in Comparative Example 1 using the phosphate ester compounded product, corrosion of the carbon steel occurred. On the other hand, no corrosion of carbon steel was confirmed in Examples 1 to 5 using the phosphite compound.
[防食効果確認試験2]
ステンレス鋼製のテストピースを用い、以下の手順で防食効果確認試験を行った。
150℃で試験を行うため、JIS K2276(石油製品−航空燃料油試験方法)の酸化安定度試験方法に記載されている酸化安定度試験器とボンベ一式と試験容器一式を用いた。まず、下記薬剤100mlを、ガラス製の試験容器に入れた。アセトン脱脂及び乾燥を行った後、前重量を測定したテストピースを試験容器に入れてカバーをかけたら、ボンベに入れた後ボンベ内の酸素を窒素置換するために0.5MPaで窒素を注入して開放する操作を3回繰り返し3回目は窒素を圧入した状態で密閉した。酸化安定度試験器に窒素置換後のボンベを入れて150℃の恒温槽で3日間静置した。試験終了後、防食効果確認試験1と同様の評価を行った。その結果を下記表2に示す。[Anti-corrosion effect confirmation test 2]
Using a test piece made of stainless steel, the anticorrosion effect confirmation test was performed according to the following procedure.
In order to perform the test at 150 ° C., an oxidation stability tester, a set of cylinders and a set of test containers described in the oxidation stability test method of JIS K2276 (petroleum product-aviation fuel oil test method) were used. First, 100 ml of the following drug was placed in a glass test container. After degreasing and drying with acetone, put the test piece with the pre-weighed weight in the test container and cover it. After putting in the cylinder, inject nitrogen at 0.5 MPa to replace oxygen in the cylinder with nitrogen. The opening operation was repeated three times, and the third time was sealed with nitrogen being injected. The cylinder after nitrogen substitution was put into the oxidation stability tester, and left still in a thermostatic bath at 150 ° C. for 3 days. After the test, the same evaluation as the anticorrosion effect confirmation test 1 was performed. The results are shown in Table 2 below.
表2に示すように、リン酸エステル配合品を使用した比較例2ではステンレス鋼の腐食が生じた。これに対し、亜リン酸エステル配合品を使用した実施例6〜10では、いずれもステンレス鋼の腐食が確認されなかった。 As shown in Table 2, corrosion of stainless steel occurred in Comparative Example 2 using the phosphate ester compounded product. On the other hand, in Examples 6 to 10 using the phosphite compound, no corrosion of stainless steel was confirmed.
[汚れ(ファウリング)防止試験]
汚れ(ファウリング)防止試験は、石油精製用汚れ防止剤の汚れ防止効果を調べたりするための試験であり、汚れを付着させるための試験部材として、図2に示す加熱管(ヒートロッド)21を用い、加熱管を油に接触させて、その汚れの付着状況を測定することにより行うものである。この加熱管21は、JIS K2276に規定された熱安定度試験器に使用されるものであり、軟鋼製で端部21a、21bが大径とされ、中間部21cが小径とされた、くびれた管形状をなしている。この加熱管21を図3に示す管形状の加熱管保持器22の中へ挿入する。加熱管保持器22の上部及び下部には流入管23aと流出管23bとが接続されており、加熱管21の中央部には熱電対24が挿入されており、図示しない温度調節器により、熱電対24によって感知される温度が所定の温度となるように、加熱管21の両部21a、21bから電流を流すことが可能とされている。試験装置は、上述の加熱管21を備えたアルコア(Alcor)社製のHotLiquidProcessSimurator試験器を用いた。[Fouling prevention test]
The dirt (fouling) prevention test is a test for examining the dirt prevention effect of the oil refining dirt prevention agent. As a test member for attaching dirt, a heating tube (heat rod) 21 shown in FIG. The heating tube is brought into contact with oil, and the adhesion state of the dirt is measured. This
前記試験装置により、下記条件のように加熱管21を加熱し、サンプルを流入管23aから導入して、試験を行った。
サンプル:下記表3の薬剤を、原油サンプルに対して分散剤と亜リン酸エステル化合物又はリン酸エステルとの濃度がそれぞれ10ppmになるように添加して調製した。
加熱管21の温度:360℃(20分かけて360℃まで昇温)
タンク、ライン、ポンプの温度:100℃
サンプル量:500ml(タンク内で仕切られているため戻ったサンプルは混合しない)サンプル導入流速:1ml/分
系内圧力:500psi(窒素で圧力調整)
試験時間:5時間With the test apparatus, the
Sample: The chemicals shown in Table 3 below were prepared by adding a dispersant and a concentration of a phosphite compound or a phosphate ester to a crude oil sample so that each concentration was 10 ppm.
Temperature of heating tube 21: 360 ° C. (heated to 360 ° C. over 20 minutes)
Tank, line, pump temperature: 100 ° C
Sample volume: 500 ml (returned sample is not mixed because it is partitioned in the tank) Sample introduction flow rate: 1 ml / min System pressure: 500 psi (pressure adjustment with nitrogen)
Test time: 5 hours
汚れ防止効果は、サンプルの出口温度変化(Δt)に基づき、下記の評価基準で評価した。その結果を下記表3に示す。
〔サンプルの出口温度変化:Δt〕
流出管23b(加熱部出口)における試験開始後最高温度のサンプル温度と、5時間経過後のサンプル温度の温度変化(Δt)を測定した。加熱管21に汚れが付着するほど、Δtが大きくなる。
評価基準 A:Δtが8未満
B:Δtが8以上15未満
C:Δtが15以上The antifouling effect was evaluated according to the following evaluation criteria based on the sample outlet temperature change (Δt). The results are shown in Table 3 below.
[Sample outlet temperature change: Δt]
The sample temperature at the maximum temperature after the start of the test at the
Evaluation criteria A: Δt is less than 8
B: Δt is 8 or more and less than 15
C: Δt is 15 or more
表3に示すとおり、亜リン酸エステル配合品を使用した実施例11及び12は、リン酸エステル配合品を使用した参考例1と同等のレベルで汚れの付着を抑制できた。つまり、亜リン酸エステルと分散剤とを併用することで、石油プロセスにおける熱交換器の汚れを十分に防止できることが確認できた。 As shown in Table 3, Examples 11 and 12 using the phosphite compounded product were able to suppress the adhesion of dirt at the same level as in Reference Example 1 using the phosphate ester compounded product. That is, it was confirmed that the heat exchanger contamination in the petroleum process can be sufficiently prevented by using the phosphite ester and the dispersant in combination.
Claims (9)
前記熱交換器を通過するプロセス流体に、亜リン酸エステル化合物と分散剤とを添加することを含み、
前記亜リン酸エステル化合物が、式(I)で表される亜リン酸エステル化合物である、汚れ防止方法。
The process fluid passing through the heat exchanger, viewed including the addition of a phosphite compound and a dispersant,
The stain preventing method , wherein the phosphite compound is a phosphite compound represented by the formula (I) .
前記亜リン酸エステル化合物が、式(I)で表される亜リン酸エステル化合物である、汚れ防止剤。
An antifouling agent , wherein the phosphite compound is a phosphite compound represented by the formula (I) .
前記亜リン酸エステル化合物が、式(I)で表される亜リン酸エステル化合物である、使用。
Use, wherein the phosphite compound is a phosphite compound represented by formula (I) .
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2017093197 | 2017-05-09 | ||
JP2017093197 | 2017-05-09 | ||
PCT/JP2018/017550 WO2018207708A1 (en) | 2017-05-09 | 2018-05-02 | Method for preventing fouling of heat exchanger in petroleum process |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP6485598B1 true JP6485598B1 (en) | 2019-03-20 |
JPWO2018207708A1 JPWO2018207708A1 (en) | 2019-06-27 |
Family
ID=64104668
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2018538802A Active JP6485598B1 (en) | 2017-05-09 | 2018-05-02 | Methods for preventing contamination of heat exchangers in petroleum processes. |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP6485598B1 (en) |
KR (1) | KR102374179B1 (en) |
WO (1) | WO2018207708A1 (en) |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPWO2021152718A1 (en) * | 2020-01-29 | 2021-08-05 | ||
WO2021199439A1 (en) * | 2020-04-03 | 2021-10-07 | 株式会社片山化学工業研究所 | Method for preventing heat exchanger fouling in oil process |
JPWO2022004434A1 (en) * | 2020-07-01 | 2022-01-06 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS6397679A (en) * | 1986-09-30 | 1988-04-28 | ペトロライト コーポレーシヨン | Antistaining composition and its use |
US4752374A (en) * | 1987-04-20 | 1988-06-21 | Betz Laboratories, Inc. | Process for minimizing fouling of processing equipment |
JPS63221185A (en) * | 1987-03-10 | 1988-09-14 | Kurita Water Ind Ltd | Contamination inhibitor used in petroleum refining |
JPH0718265A (en) * | 1993-07-01 | 1995-01-20 | Kurita Water Ind Ltd | Antifouling agent for petrochemical process |
JP2001502389A (en) * | 1996-10-15 | 2001-02-20 | クラリアント・ゲゼルシャフト・ミト・ベシュレンクテル・ハフツング | Asphaltenes-Use of alkanesulfonic acids as dispersants |
Family Cites Families (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3558470A (en) * | 1968-11-25 | 1971-01-26 | Exxon Research Engineering Co | Antifoulant process using phosphite and ashless dispersant |
JP5275826B2 (en) | 2009-01-16 | 2013-08-28 | 伯東株式会社 | Preheat exchanger and method for preventing contamination of heating furnace |
SG11201601093RA (en) * | 2013-08-15 | 2016-03-30 | Nalco Japan G K | Method for preventing fouling of heat exchanger in petroleum process |
-
2018
- 2018-05-02 KR KR1020197035808A patent/KR102374179B1/en active IP Right Grant
- 2018-05-02 JP JP2018538802A patent/JP6485598B1/en active Active
- 2018-05-02 WO PCT/JP2018/017550 patent/WO2018207708A1/en active Application Filing
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS6397679A (en) * | 1986-09-30 | 1988-04-28 | ペトロライト コーポレーシヨン | Antistaining composition and its use |
JPS63221185A (en) * | 1987-03-10 | 1988-09-14 | Kurita Water Ind Ltd | Contamination inhibitor used in petroleum refining |
US4752374A (en) * | 1987-04-20 | 1988-06-21 | Betz Laboratories, Inc. | Process for minimizing fouling of processing equipment |
JPH0718265A (en) * | 1993-07-01 | 1995-01-20 | Kurita Water Ind Ltd | Antifouling agent for petrochemical process |
JP2001502389A (en) * | 1996-10-15 | 2001-02-20 | クラリアント・ゲゼルシャフト・ミト・ベシュレンクテル・ハフツング | Asphaltenes-Use of alkanesulfonic acids as dispersants |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
KR20190141778A (en) | 2019-12-24 |
KR102374179B1 (en) | 2022-03-14 |
WO2018207708A1 (en) | 2018-11-15 |
JPWO2018207708A1 (en) | 2019-06-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP6485598B1 (en) | Methods for preventing contamination of heat exchangers in petroleum processes. | |
US4024051A (en) | Using an antifoulant in a crude oil heating process | |
CA2682656C (en) | Naphthenic acid corrosion inhibition using new synergetic combination of phosphorus compounds | |
CA2682373C (en) | High temperature naphthenic acid corrosion inhibition using organophosphorous sulphur compounds and combinations thereof | |
CN101868514B (en) | A novel additive for naphthenic acid corrosion inhibition and method of using the same | |
US9777230B2 (en) | Effective novel non-polymeric and non-fouling additive for inhibiting high-temperature naphthenic acid corrosion and method of using the same | |
KR20110049879A (en) | A new additive for inhibiting acid corrosion and method of using the new additive | |
JP2012500299A (en) | Metal sulfonate additives for soil reduction in petroleum refinery processes | |
JP5275826B2 (en) | Preheat exchanger and method for preventing contamination of heating furnace | |
JP5914915B2 (en) | Methods for preventing contamination of heat exchangers in petroleum processes. | |
WO2021152718A1 (en) | Method for preventing fouling of heat exchanger in petroleum processing | |
US5460712A (en) | Coker/visbreaker and ethylene furnace antifoulant | |
JPS6022037B2 (en) | Method for preventing contamination and corrosion of ethylene cracking furnace | |
JP2007106926A (en) | Stain adhesion-preventing agent for petroleum refining and method of preventing stain of petroleum-refining plant | |
WO2022004434A1 (en) | Method for preventing fouling of heat exchanger in petroleum process | |
WO2021199439A1 (en) | Method for preventing heat exchanger fouling in oil process | |
JP2022148818A (en) | Fouling prevention method of heat exchanger in petroleum process | |
JPH10176174A (en) | Method for distributing antifouling agent in vapor phase to heater | |
JP2018090884A (en) | Phosphoric acid ester composition and corrosion suppression method of steel material with phosphoric acid ester therewith | |
JP2022067630A (en) | Agent for preventing staining of heat exchanger for pre-heating raw oil in petroleum purification process, raw oil for petroleum purification process, and method for preventing staining of heat exchanger for pre-heating raw oil in petroleum purification process | |
MXPA97008014A (en) | Method for the supply, in steam phase, of anti-cranks for heating |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20181105 |
|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20181105 |
|
A871 | Explanation of circumstances concerning accelerated examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A871 Effective date: 20181105 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A821 Effective date: 20181105 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20181225 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A975 | Report on accelerated examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971005 Effective date: 20190125 |
|
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20190131 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20190204 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6485598 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
S531 | Written request for registration of change of domicile |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313531 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |