KR101674229B1 - 원유 장치 내의 부식을 감소시키는 방법 - Google Patents
원유 장치 내의 부식을 감소시키는 방법 Download PDFInfo
- Publication number
- KR101674229B1 KR101674229B1 KR1020117012952A KR20117012952A KR101674229B1 KR 101674229 B1 KR101674229 B1 KR 101674229B1 KR 1020117012952 A KR1020117012952 A KR 1020117012952A KR 20117012952 A KR20117012952 A KR 20117012952A KR 101674229 B1 KR101674229 B1 KR 101674229B1
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- crude
- system parameters
- corrosion
- crude oil
- ion concentration
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 104
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims abstract description 76
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 title claims abstract description 76
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 45
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 49
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 35
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 21
- -1 iron ion Chemical class 0.000 claims description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 10
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 9
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 7
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000001802 infusion Methods 0.000 claims description 2
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims 3
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N Morpholine Chemical compound C1COCCN1 YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 claims 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 abstract description 32
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 24
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 16
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 14
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 11
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 11
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 9
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 9
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 8
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 7
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 6
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 102000037983 regulatory factors Human genes 0.000 description 6
- 108091008025 regulatory factors Proteins 0.000 description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 5
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 5
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 5
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 4
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- NXMXETCTWNXSFG-UHFFFAOYSA-N 1-methoxypropan-2-amine Chemical compound COCC(C)N NXMXETCTWNXSFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FAXDZWQIWUSWJH-UHFFFAOYSA-N 3-methoxypropan-1-amine Chemical compound COCCCN FAXDZWQIWUSWJH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N N-dimethylaminoethanol Chemical compound CN(C)CCO UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000010408 film Substances 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 2
- 229910001369 Brass Inorganic materials 0.000 description 1
- 206010053567 Coagulopathies Diseases 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000792 Monel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013494 PH determination Methods 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000159 acid neutralizing agent Substances 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000010951 brass Substances 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 230000035602 clotting Effects 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000012972 dimethylethanolamine Substances 0.000 description 1
- 230000003467 diminishing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 239000008393 encapsulating agent Substances 0.000 description 1
- 238000004401 flow injection analysis Methods 0.000 description 1
- 238000004508 fractional distillation Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 239000004973 liquid crystal related substance Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000005272 metallurgy Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000033116 oxidation-reduction process Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 1
- 238000011112 process operation Methods 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 239000008213 purified water Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 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
-
- 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
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/08—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by treating with water
-
- 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
- C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
- C10G7/10—Inhibiting corrosion during distillation
-
- 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
- C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
- C10G7/12—Controlling or regulating
-
- 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
- C10G75/02—Inhibiting corrosion or fouling in apparatus for treatment or conversion of hydrocarbon oils, in general by addition of corrosion inhibitors
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N17/00—Investigating resistance of materials to the weather, to corrosion, or to light
- G01N17/006—Investigating resistance of materials to the weather, to corrosion, or to light of metals
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N17/00—Investigating resistance of materials to the weather, to corrosion, or to light
- G01N17/008—Monitoring fouling
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N17/00—Investigating resistance of materials to the weather, to corrosion, or to light
- G01N17/04—Corrosion probes
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
- G06Q50/04—Manufacturing
-
- 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
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4075—Limiting deterioration of equipment
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Ecology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Biodiversity & Conservation Biology (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Environmental Sciences (AREA)
- Business, Economics & Management (AREA)
- Human Resources & Organizations (AREA)
- Economics (AREA)
- Manufacturing & Machinery (AREA)
- Marketing (AREA)
- Primary Health Care (AREA)
- Strategic Management (AREA)
- Tourism & Hospitality (AREA)
- General Business, Economics & Management (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Testing Resistance To Weather, Investigating Materials By Mechanical Methods (AREA)
Abstract
부식 및 부식에 따른 부산물 퇴적의 감소를 위한 원유 장치 내의 시스템 파라미터들을 최적화하는 방법에 대하여 개시한다. 상기의 방법은 상기 시스템 파라미터들과 연관된 특성을 측정 또는 예측하는 단계 및 상기 시스템 파라미터들을 최적화하기 위하여 케미컬 프로그램을 조절함으로써 상기의 특성을 분석하는 자동화된 컨트롤러를 사용하는 단계를 포함한다. 상기의 시스템 파라미터들의 조절은 공정 스트림 내의 유체의 부식성을 감소시키거나 및/또는 잠재적으로 부식성 물질로부터 시스템을 보호함으로써 원유 장치 내의 부식을 효율적으로 컨트롤한다. 시스템 파라미터 센싱 프로브(sensing probe)들은 원유 장치 내에서 상기 시스템 파라미터들의 정확한 모니터링을 위하여 공정 스트림 내에 하나 또는 그 이상의 구역에 배치된다.
Description
본 발명은 원유 장치(crude unit)내의 부식을 감소시키는 방법에 관한 것이다. 보다 상세하게는 원유 장치 내의 부식을 감소시키기 위하여 원유 장치의 공정 스트림의 시스템 파라미터들을 최적화하는 방법에 관한 것이다. 특히, 본 발명은 이슬점 표본수(dew point water)와 어큐뮬레이터 부트 표본수(accumulator boot water)를 채취하여 시스템 파라미터들을 측정하고, 상기 측정에 대응하여 원유 장치 내의 부식 및/또는 부식에 따른 부산물 퇴적을 감소시키는 방법에 관한 것이다.
일반적으로, 원유 정유소에서 원유는 공정을 위하여 원유 장치의 저장 탱크에서 펌핑된다. 상기 원유 장치는 탈염기에서의 물 세척을 통하여 원유를 정제한 다음, 상압 증류탑에서 원유를 유분들(fraction)로 분리한다. 상기 유분들은 예컨대, 코커(coker), 촉매 크래커(catalytic cracker) 또는 수소처리기(hydrotreater)등과 같은 원유 장치의 다양한 다운 스트림(downstream) 공정 장치로 펌핑된다. 원유 장치의 다수 지역에서 부식 및 부식에 따른 부산물 퇴적(종종, 파울링(fouling)이라 한다.)이 발생하지만, 통상적으로 부식 및 파울링은 상압 증류탑의 탑정 응축 시스템(overhead condensing system)에서 가장 심하게 발생한다.
원유 장치의 정유 공정은 최근 몇 년 내에 더욱 까다로워지고 있으며, 하기의 몇 가지 이유로 인하여 더욱 어려워지며, 복잡해질 것으로 예상된다. 예컨대, 원유 가격의 현저한 증가는 정유 회사(refiners)들이 할인된 가격으로 획득할 수 있는 "기회" 또는 "챌린징" 원유("opportunity" and "challenging" crudes)를 적극적으로 추구하도록 유도한다. 저렴한 원유의 가격은 표준치의 저유황 경질유에 비하여 산 및 고형 함량이 높은 등의 덜 바람직한 원유의 속성에 관계된다.
정유 회사들은 종래에 비하여 더욱 빈번하게 원유 슬레이트를 전환하는 바, 이는 증가하는 원유의 다양성에 따라 보유 원유의 재고를 최소화하기 위함이다. 원유 슬레이트의 전환은 통상적으로 최대 수 시간 원유 장치 내의 정상 상태를 전복시킨다. 일반적으로, 부식 및 파울링의 약 80%는 상기의 전환 또는 중단 동안 발생하며, 이것은 통상 상기 시간의 약 20% 동안 지속된다. 파울링 및 부식의 발생이 극심한 경우 정유 회사들은 문제를 야기하는 원유 공정 또는 원유들의 혼합 공정을 중단한다. 그러나, 상기의 챌린징 원유는 할인가로 정유사가 입수할 수 있으므로, 그들에게 더 많은 이익을 가져다 준다. 따라서, 이러한 문제가 있는 원유 공정의 중단은 매우 인기있는 선택은 아니다.
부식을 감소키려는 노력의 일환으로, 원유 장치는 주당 두 번 내지 세 번 또는 경우에 따라 매일 정비될 수 있다. 가장 바람직한 하루 단위 정비는 역동적인 원유 장치 시스템의 스냅 샷 뷰(snap shot view)를 제공한다. 원유의 종류 및/또는 원유 원료의 저장 탱크는 주당 수회 전환되거나 또는 때로는 매일 전환된다. 각 저장 탱크의 내용물은 차이가 있는 바, 이는 각 탱크의 전환이 다수 차례 정상 상태의 전복 및 시스템 가동의 중단을 발생시켜 원유 장치의 공급 원료 품질의 변화를 일으킨다. 예열, 탈염 및 증류 공정은 새 원유와 함께 바뀌어, 생산물 및/또는 유출수원(effluent water source)을 세부 장치로 보낸다. 통상 원유 장치가 정상 가동 상태로 복귀하기 위해 수 시간(때로는 며칠)이 필요한 다수의 조절인자들이 발생한다.
가장 일반적으로, 최근 원유 산업은 충분한 인력과 노동 시간을 제공하여 상기 중단 과정의 컨트롤 및 원유 장치 작동의 최적화를 실행한다. 예컨대, 각 원유 장치는 상기 원유 장치의 크기 및 복잡화 정도에 따라 3인 내지 10인의 작업 인원을 보유할 수 있다. 이러한 작업 인원들은 습식 화학 실험실 테스트를 위하여 다양한 샘플들을 취합하고, 상기 장치를 사양 내에서 작동시키기 위하여 온도 및 유량에 관한 조절인자들을 측정 및 형성한다. 상기의 실행은 통상적으로, 전문 화학적 부식 컨트롤 프로그램에 기울여지는 최소한의 주의와 더불어, 분별증류에서의 차단점(cut point) 및 종점(end point)의 품질과 관련하여 상기 장치의 작동을 적절하게 유지하도록 설계된다. 중단 과정이 극심한 경우, 공정 케미컬들을 변화시키고/변화시키거나, 가능한 한 최적의 조건에서 동적인 시스템을 유지하도록 상기 원유 장치 주위의 레벨, 유량 또는 온도를 변화시킬 수 있다.
주기적으로, 또는 때때로 장기적인 인력 관련 부족을 보충하기 위한 시도는 상압 증류탑의 탑정(overhead) 어큐뮬레이터 물 부트(accumulator water boots) 상에 온라인 pH 미터를 설치하는 것을 포함한다. 그러나, 상기 pH 센서의 높은 파울링 속도로 인하여 상기 pH 미터들 중 적은 비율 만이 일정시간 동안 정확하게 동작할 뿐이다. pH 미터와 같은 온라인 기기들은 정기 점검 및 보정이 필요하다. 더욱이, 온라인 pH 미터는 pH를 추적하여, 상기 pH가 컨트롤의 한계를 벗어나는 경우, 오퍼레이터(operator)에 경고를 보내는 역할을 수행할 뿐이다. 종종 pH 미터의 보정이 불충분하거나 파울링이 생긴 경우 빈번한 경고를 발생시킨다. 이러한 빈번한 경고는 경고 시스템의 효율성을 떨어뜨리는 경향이 있다.
온라인 pH 미터링 및 기타 모니터링의 성과의 산업적인 성공 부족으로 인하여, 정유 회사들은 공정 케미컬 프로그램을 위한 보다 독특하고 효율적인 온라인 기기의 사용을 추구하지 않는다. 그러므로 원유 장치 내 파라미터들의 모니터링 및 부식 감소에 대한 보다 정교하고 효율적인 온라인 및/또는 자동화 방법들의 필요성은 여전히 존재한다.
따라서 본 발명은 공정 스트림 처리에 대한 실시간 조절인자들을 형성하기 위해 피드백, 피드포워드(feed-forward) 또는 예측 루프(predictive loop)에서 신뢰할 수 있는 원유 장치 데이타를 산출하여 부식 및 부식에 따른 부산물 퇴적(이하, 종종 파울링(fouling)이라 한다.)을 감소시킬 수 있는 방법들을 제공한다. 바람직한 측면으로, 본 발명은 실시간으로 조절인자들을 형성하기 위해 공정 케미컬 주입 펌프들에 연속적 또는 단속적인 피드백, 피드포워드(feed-forward) 또는 예측 정보(predictive information)를 제공한다. 본 발명은 분석기의 신호들을 펌프 조절 로직(pump adjustment logic)으로 변환시키는 프로그래밍 로직을 포함한다. 그리고, 바람직한 실시예로서, 본 발명은 고유의 원리로 하나 또는 다수의 케미컬 주입들 각각을 컨트롤한다. 실시예들은 pH, 염화물 또는 산의 함유량에 기초한 중성화제 주입; pH, 염화물 또는 산의 함유량에 기초한 부식제 주입; 및 철 농도 또는 부식율에 기초한 피막형성 억제제(filming inhibitor) 주입을 포함한다.
또한, 본 발명은 금속의 손실을 측정하기 위한 기존 전기 저항 부식 프로브, 선형 편파 프로브 및/또는 그밖의 기법들로부터의 수치들을 관리할 것으로 여겨진다. 상기의 수치들은 프로그래밍 로직 컨트롤러(programming logic controller, PLC)를 통하여 케미컬 투입을 차단시키거나 또는 변경시키도록, 그리고 펌프 속도를 변화시키도록 프로그래밍될 것이다. 더욱이, 상기 원유 장치의 상압 증류탑의 탑정 열교환 시스템은 부식이 빈번히 발생하며, 상기의 부식으로 인하여 고비용의 문제가 있기 때문에 본 발명은 원유 장치 내의 탑정 열교환 시스템에 주안점을 두고 있다. 그러나, 본 발명은 정유소 내의 그 밖의 다수 장치들에도 유용하다.
일 측면에서, 본 발명은 원유 장치 내의 부식을 감소시키기 위하여 상기 원유 장치의 공정 스트림의 시스템 파라미터를 최적화하는 방법을 포함한다. 상기 시스템 파라미터와 연관된 특성은 상기 원유 장치 내의 하나 이상의 지점에서 측정 및/또는 예측되며, 컨트롤러에 전송 가능한 전기적 입력 신호로 변환된다. 차례로, 상기 컨트롤러는 상기 전송된 전기적 입력 신호를 수신하고, 상기 수신한 전기적 신호를 입력 수치(numerical value)로 변환하고, 상기 입력 수치를 분석하여 출력 수치를 산출하고, 상기 출력 수치를 전기적 출력 신호로 변환하여 상기 전기적 출력 신호를 전송하는 동작을 수행할 수 있다. 상기의 입력 수치를 통하여 부식 감소의 최적 범위가 결정되며, 상기의 입력 수치가 최적 범위를 벗어나는 경우, 전송되는 전기적 출력 신호는 공정 스트림 내의 조성물 유입량을 변화시킨다. 상기 조성물은 입력 수치가 최적 범위 내에 존재하도록 시스템 파라미터와 연관된 특성을 조절할 수 있다. 한 실시예에서, 하나 이상의 다른 조성물들의 공정 스트림 내로의 유입을 통하여 상기 시스템 파라미터와 연관된 특성들을 총체적 또는 개별적으로 조절할 수 있다. 상기의 방법은 다수의 다른 시스템 파라미터들을 위하여 반복되며, 각각의 시스템 파라미터들은 고유의 연관된 특성을 가진다.
또 다른 측면에서, 본 발명은 원유 장치 내의 부식을 감소시키기 위하여 상기 원유 장치의 공정 스트림의 시스템 파라미터를 최적화하기 위한 시스템을 포함한다. 상기 시스템은 상기 시스템 파라미터와 관련된 특성을 검출 및/또는 예측하고, 상기 특성을 전송 가능한 전기적 입력 신호로 변환하는 검출 장치를 포함한다. 전송 장치는 상기 전기적 입력 신호를 컨트롤러로 전송한다. 상기 컨트롤러는 상기 전송된 전기적 입력 신호를 수신하고, 이를 입력 수치로 변환하고, 상기 입력 수치가 최적 범위 내에 있는지 여부를 결정하기 위하여 이를 분석하여 출력 수치를 산출하고, 상기 출력 수치를 전기적 출력 신호로 변환하여 전송한다. 수신기는 상기 전기적 출력 신호를 수신한다. 그리고, 상기 출력 수치가 최적 범위 내에 존재하지 않는 경우 공정 스트림 내로 조성물의 유입률을 변화시키도록 동작할 수 있으며, 이 때, 상기 조성물은 상기 시스템 파라미터와 연관된 특성을 조절할 수 있다.
일 실시예에서, 하나 이상의 상기 컨트롤러의 기능들은 하나 이상의 데이터 수집 장치에서 수행될 수 있다.
본 발명은 하나 이상의 필수 공정의 부식을 제어하는 케미컬들의 연속적인 컨트롤을 제공함으로써 현행 매뉴얼의 수행을 보다 향상시킬 수 있으며, 매우 다양하게 빈도수를 최적화할 수 있는 효과가 있다.
또한, 감소된 부식 및 파울링을 통하여 최적화의 효율을 달성함으로써 세부사항(specification)을 충족시키지 못하는 생산물의 양을 최소화할 수 있으며, 공정시 누수 유분(slop oil)의 양을 감소시킬 수 있는 효과가 있다.
또한, 중단과, 챌린징 원유를 포함하는 다양한 유형의 원유 슬레이트 사이에서 전환에 의해 발생하는 부식 및 파울링을 효과적으로 최소화시키기 위하여 자동화된 공정을 제공함으로써 상기 부식, 중단 및 상기 전환 동안의 휴지 시간(downtime)을 최소화할 수 있는 효과가 있다.
더 나아가, 중단의 크기(magnitude)를 측정하고, 중단의 근본 원인을 보다 정확하게 확인할 수 있는 연속적인 데이터를 제공함으로써 중단 공정이 진행되는 동안 부식에 의한 스파이크에 의해 시스템 내에 형성되는 부식 부산물의 농도를 결정할 수 있는 효과가 있다.
부가적으로, 시스템의 효율성을 최적화하는 방법을 제공함으로써 동작하는 시스템 파라미터들의 빠른 안정화에 의하여 원유 슬레이트가 변화되는 효과가 있다.
또한, 부식 컨트롤 레벨로 유도하는 데이터를 제공함으로써 산성의 원유를 프로세싱하기 위한 원유 정제(refining) 시스템의 야금(metallurgy) 비용 증가를 방지할 수 있다.
부가적인 본 발명의 특성 및 효과들은 하기에 작성된 발명을 실시하기 위한 구체적인 내용, 실시예 및 도면들로부터 명백할 것이다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 의한 다양한 원유 장치 내의 구성 및 측정된 시스템 파라미터들의 최적 지점(exemplary point)을 나타내는 개략도이다.
도 2는 본 발명의 바람직한 실시예로서 측정된 pH에 기초하여 시스템 내로 중성화제 도입을 컨트롤하기 위한 공정을 나타내는 흐름도이다.
도 3은 본 발명의 일 실시예로서 염화물 이온 농도 신호에 의해 구동되는 시스템 내로 부식제 도입을 컨트롤하기 위한 공정을 나타내는 흐름도이다.
도 4는 본 발명의 일 실시예로서 철 이온 농도 신호에 의해 구동되는 시스템 내로 피막형성 억제제 도입을 컨트롤하기 위한 공정을 나타내는 흐름도이다.
도 5는 시스템 내 어느 한 지점의 하나 이상의 부식 프로브 또는 그 밖의 부식 모니터링 장치를 통해 산출된 부식률에 의해 구동되는 시스템 내의 중성화제, 부식제 및 피막형성 억제제 도입의 중단 여부를 컨트롤하기 위한 공정을 나타내는 흐름도이다.
도 6은 원유 장치로부터 측정된 실제 데이터에 의한 상부 컨트롤 한계 상에 존재하는 다수의 염화물 이온 스파이크 및 이를 개선하기 위하여 본 발명을 통해 염화물 이온 농도를 안정화시킨 정도를 나타내는 도면이다.
도 7은 본 발명의 원유 장치 내의 시간에 따른 pH 및 염화물 이온 농도값 및 본 발명을 통해 상기 값들을 안정화시킨 정도를 나타내는 도면이다.
도 2는 본 발명의 바람직한 실시예로서 측정된 pH에 기초하여 시스템 내로 중성화제 도입을 컨트롤하기 위한 공정을 나타내는 흐름도이다.
도 3은 본 발명의 일 실시예로서 염화물 이온 농도 신호에 의해 구동되는 시스템 내로 부식제 도입을 컨트롤하기 위한 공정을 나타내는 흐름도이다.
도 4는 본 발명의 일 실시예로서 철 이온 농도 신호에 의해 구동되는 시스템 내로 피막형성 억제제 도입을 컨트롤하기 위한 공정을 나타내는 흐름도이다.
도 5는 시스템 내 어느 한 지점의 하나 이상의 부식 프로브 또는 그 밖의 부식 모니터링 장치를 통해 산출된 부식률에 의해 구동되는 시스템 내의 중성화제, 부식제 및 피막형성 억제제 도입의 중단 여부를 컨트롤하기 위한 공정을 나타내는 흐름도이다.
도 6은 원유 장치로부터 측정된 실제 데이터에 의한 상부 컨트롤 한계 상에 존재하는 다수의 염화물 이온 스파이크 및 이를 개선하기 위하여 본 발명을 통해 염화물 이온 농도를 안정화시킨 정도를 나타내는 도면이다.
도 7은 본 발명의 원유 장치 내의 시간에 따른 pH 및 염화물 이온 농도값 및 본 발명을 통해 상기 값들을 안정화시킨 정도를 나타내는 도면이다.
원유 장치 공정의 주요 구성요소 중 하나로서, 부식 컨트롤은 시스템의 무결성(system integrity)을 유지하는 중대한 역할을 수행한다. 본 발명은 원유 장치의 공정 스트림 내의 하나 이상의 시스템 파라미터들을 최적화함으로써 상기 원유 장치의 부식 컨트롤 구성요소를 최적화하는 방법을 제공한다. 상기의 최적화는 공정 스트림 내의 상기 시스템 파라미터들과 연관된 특성을 측정하는 것을 포함한다.
본 발명의 부식 컨트롤 프로그램은 정제(refinery) 공정 설비의 부식 및 부식에 따른 부산물 퇴적에 기인한 이후의 파울링을 감소시키도록 설계된다. 통상적인 부식 컨트롤 프로그램은 중성화 아민, 피막형성 억제제 및 부식성 용액 등의 구성요소들을 포함한다. 그러한 부식 컨트롤 케미컬들은 보통 임의 채취된 샘플들에 의해 산출되는 측정값에 기초하여 시스템 내에 주입되며, 실험실 또는 상기 장치 내의 몇 군데 유량 표시점(flow indication)에서 분석된다. 본 발명은 시스템으로의 케미컬 주입을 조절하는 자동화된 방법을 제공한다.
바람직한 실시예로서, 본 발명의 방법은 정보를 수신 및 프로세스하고, 예컨대, 케미컬 주입 펌프와 같은 다양한 구성요소들에 명령을 제공할 수 있는 컨트롤러를 포함한다. 상기 "컨트롤러"는 수동 오퍼레이터 또는 프로세서, 메모리 장치, 디지털 기억 매체, 음극선관, 액정 표시 디스플레이(LCD), 플라즈마 디스플레이, 터치 스크린 또는 그 밖의 모니터 및/또는 그 밖의 구성요소들을 구비하는 전기적 장치를 언급한다. 상기 컨트롤러는 하나 이상의 ASIC(application-specific integrated circuit), 프로그램, 컴퓨터-실행가능 명령 또는 알고리즘, 하나 이상의 고정배선(hard-wired) 장치, 무선 장치 및/또는 다수의 기계 장치들을 통합하여 작동될 수 있는 것이 바람직하다. 더욱이, 상기 컨트롤러는 피드백, 피드포워드(feed-forward) 공정 또는 예측 정보(predictive information)를 통합하기 위하여 동작할 수 있다. 상기 컨트롤러의 기능 중 몇 가지 또는 전부는 네트워크 서버, 근거리 네트워크 통신, 광역 네트워크, 무선 네트워크, 인터넷 접속, 마이크로웨이브 링크, 적외선 링크 등과 같은 중심 지역에서 수행될 수 있다. 게다가, 신호 조절부 또는 시스템 모니터와 같은 그 밖의 구성요소들은 신호 전송 및 신호 처리 알고리즘을 촉진하기 위하여 포함될 수 있다.
바람직하게는, 상기 컨트롤러는 시스템 파라미터들과 연관되어 측정되거나 또는 예측되는 특성들의 우선 순위를 선정하기 위한 계층 로직(hierarchy)을 포함한다. 예컨대, 상기 컨트롤러는 시스템의 pH가 염화물 이온 농도를 초과하는 경우 또는 이와 반대되는 경우에 우선순위를 선정하기 위하여 프로그래밍된다. 상기 계층 로직의 목적은 시스템 파라미터의 향상된 컨트롤 허용 및 순환 제어 루프(circular control loops)의 예방이다.
한 실시예에서, 상기 방법은 자동화된 컨트롤러를 포함한다. 또 다른 실시예에서, 상기 컨트롤러는 수동(manual) 또는 반-수동(semi-manual)이다. 예컨대, 원유 정제 공정은 시스템 내의 다양한 센서들로부터 수신된 하나 이상의 데이터세트(datasets)를 포함하며, 상기 컨트롤러는 데이터 포인트/데이터세트의 추가 공정을 자동적으로 결정하거나 또는 오퍼레이터가 부분적 또는 전적으로 상기 결정을 내릴 수 있도록 허용한다. 예컨대, 원유 장치에서 얻은 데이터세트는 산화-환원 전위, pH, 케미컬 또는 이온의 특정 수치(이는 예컨대, 경험적 또는 자동적으로 결정되거나, 형광성을 이용하여 결정되거나(fluorescently), 전기 화학적 또는 비색 분석적(colorimetrically)으로 결정되거나, 직접 측정하거나 또는 계산하여 결정됨), 온도, 압력, 공정 스트림의 유량, 용존성 고형물(dissolved solids) 또는 부유성 고형물(suspended solids)들과 같은 변수 또는 시스템 파라미터들을 포함할 수 있다. 그러한 시스템 파라미터들은 통상적으로 pH 센서, 이온 분석기, 온도 센서, 열전 소자, 압력 센서, 부식 프로브 및/또는 그 밖의 적합한 장치 또는 방법과 같은 적합한 데이터 수집 설비를 통하여 측정된다. 데이터 수집 설비는 컨트롤러와 연결되는 것이 바람직하며, 대안적인 실시예에 따르면 상기 컨트롤러에서 제공하는 향상된 기능(하기에 설명되는 컨트롤 알고리즘의 일부분을 포함함)을 가질 수 있다.
측정된 파라미터 또는 신호 데이터를 케미컬 펌프, 경보 장치 또는 그 밖의 시스템 구성요소들로 전송하는 것은 유선 또는 무선 네트워크, 케이블, 디지털 가입자 회선(digital subscriber), 인터넷 등의 적합한 장치를 사용하여 달성된다. 이더넷(ethernet) 인터페이스, 무선 인터페이스(e.g., IEEE 802.1 la/b/g/x, 802.16, 블루투스, 광학, 적외선, 무선 주파수 등), 유니버셜 시리얼 버스, 전화 네트워크 등 그리고 상기 인터페이스/커넥션의 조합과 같은 적합한 인터페이스 표준이 사용될 수 있다. 하기에서 사용되는 용어인 "네트워크" 는 상기 데이터 전송 방법 전부를 포함한다. 예컨대, 플랜트 파일 보관 시스템, 데이터 분석 스테이션, 데이터 수집 장치, 공정 스테이션 등 하기에 설명되는 장치들 중 어느 하나는 상기 설명되거나 또는 그 밖의 적합한 인터페이스 또는 커넥션을 통하여 상호 연결될 수 있다.
한 실시예에서, 시스템 파라미터 정보는 시스템으로부터 수신되고, 저장된다. 다른 실시예에서, 시스템 파라미터 정보는 타임테이블 또는 스케쥴을 따라 프로세싱된다. 더 나아간 실시예에서, 시스템 파라미터 정보는 실시간/실질상 실시간(real-time/substantially real-time)으로 즉각 프로세싱된다. 그러한 실시간 전송은 예컨대, 컴퓨터 네트워크 상의 "스트리밍 데이터"를 포함할 수 있다.
도면을 참조하면, 도 1은 본 발명의 바람직한 실시예의 도면을 나타낸다. 원유 장치의 특정한 형상은 본 발명에서 중요한 사항은 아님을 인식하여야 한다. 그리고, 도 1은 가능한 형상 중 하나를 나타낸다. 도 1은 탑정 열 교환기 뱅크(overhead heat exchanger bank)(102), 어큐뮬레이터(104), 증류탑(106) 및 펌파라운드(pumparound) 열 교환기(108a, 108b)를 포함하는 원유 장치의 통상적인 상압 증류탑 시스템(100)을 나타낸다. 이 실시예에서, 이슬점 표본수(dew point water sample)와 어큐뮬레이터 부트 표본수(accumulator boot water sample)는 도 1의 각각 표시된 지점에서 채취될 수 있다. 상기 샘플들은 pH, 염화물 이온 농도 및 철 이온 농도의 시스템 파라미터들을 얻기 위하여 측정되고 분석된다.
도 1은 이슬점 표본수(dew point water sample)지점 및 어큐뮬레이터 부트 표본수(accumulator boot water sample)지점에서의 pH 및 염화물 이온 농도(ppm)를 나타내며, 이슬점 표본수(dew point water sample)지점에서는 5.8 pH, 93 ppm이고, 어큐뮬레이터 부트 표본수(accumulator boot water sample)지점에서는 6.7 pH, 10 ppm이다. 상기 두 표본수 지점의 측정값의 차이는 케미컬 주입량을 조절하기 위한 대응 알고리즘을 요구한다. 원유 장치 내에서 pH 및 염화물 이온 농도를 결정짓는 구역은 이슬점 표본수 지점인 것이 바람직한 바, 이는 상기 이슬점 표본수 지점이 대개 증류탑의 탑정 열 교환기로부터 파생되기 때문이다. 이슬점 표본수 지점에서 pH를 결정짓는 것의 또 다른 이점은, pH 프로브에서는 오염물질, 고체 입자, 유적(oil droplet)이 비교적 적으며, 이로 인하여 파울링이 덜 발생함에 있다. "이슬점" 용어는 수증기가 응결하여 물이 되는 초기 지점 또는 액체 상태의 물이 수증기 및 액체 탄화 수소로부터 분리되는 온도 및 수증기가 냉각하여 액체 상태의 물이 형성되기 시작하는 온도를 언급한다. pH 및 염화물 이온 농도를 측정하기 위하여 어큐뮬레이터 부트 표본수를 사용하는 것도 가능하나, 보통 정확도가 떨어지는 바, 이는 데이터가 수증기의 전체 부피 및 물의 이슬점의 응축된 하류스트림(downstream)을 가지는 약산, 약염기로 인하여 희석되거나 차폐되기 때문이다.
바람직한 실시예에서는 이슬점 표본수는 pH 및 염화물의 측정을 위해 분석된다. pH 및 염화물의 측정을 위하여 탑정 어큐뮬레이터 표본수를 분석하는 대신에 이슬점 표본수를 분석하는 것이 바람직한 바, 이는 이슬점 표본수는 통상적으로 더 깨끗하고, 상기 시스템 파라미터들을 더욱 정확하게 측정할 수 있는 동시에 빠른 응답 속도를 제공하기 때문이다. 상기 두 지역으로부터 얻은 표본수 테스팅에서 보통 현저한 차이가 나타난다. 다수의 장치에서, 염화물 농도의 이슬점은 수백 ppm인 반면, 탑정 어큐뮬레이터 물로부터 동시에 채취한 유사 샘플의 경우 10 ppm 내지 50 ppm이다. 예컨대, 이슬점 표본수는 5.8의 pH와 93ppm의 염화물 농도를 가지며, 동일한 장치의 어큐뮬레이터 부트 표본수는 6.7의 pH와 10 ppm의 염화물 농도값을 가진다.
마찬가지로, 이슬점 표본수로부터 철(또는 구리, 몰리브덴, 니켈, 아연과 같은 그 밖의 금속) 이온 농도를 측정하는 것도 가능하다. 철 또는 그 밖의 금속 이온 농도를 결정짓는 지역은 어큐뮬레이터 물 부트인 것이 더욱 바람직한 바, 이는 상기 이온들은 부식의 발생과, 금속이 샘플 지점의 상류스트림 시스템 내의 내부 구성요소로부터 제거됨을 나타내기 때문이다.
이슬점 표본수를 채취하기 위하여 어느 적합한 방법이 수행될 수 있다. 예컨대, 상기 이슬점 표본수를 채취하기 위한 장치가 미국특허 제4,335,072호(발명의 명칭 "탑정 부식 시뮬레이터") 및 제5,425,267호(발명의 명칭 "부식 시뮬레이터 및 공정 스트림의 부식 작용 시뮬레이션 방법)에 개시되어 있으며, 각 문헌은 참조를 위하여 하기에 통합 서술된다.
대안적인 실시예로서, 시스템 내에 존재하는 여러 종류의 상이한 유체 또는 시스템 파라미터들 또는 그 밖의 구성요소들은 측정 및/또는 분석될 수 있다. 대표적으로 측정된 파라미터들 또는 구성요소들은 pH, 염화물 이온, 그 밖의 강산 및 약산들을 포함한다. 그 밖의 강산 및 약산에는 예컨대, 황, 유황, 티오유황(thiosulfurous), 이산화탄소, 황화수소; 유기산; 암모니아; 다양한 아민들; 및 액체 또는 고체 퇴적물 등이 있다.
상기의 파라미터들을 측정하는 다양한 방법들이 수행될 수 있으며, 본 발명은 특정한 하나의 방법을 한정하지 않는다. 대표적인 방법들은 미국특허 제5,326,482호(발명의 명칭 "온-라인 산성 모니터 및 원유 리파이너리 내의 탑정수 공급 제어 중성화 장치"), 제5,324,665호(발명의 명칭 "유체 스트림 내의 염화물 수치를 온-라인으로 모니터링하는 방법) 및 제5,302,253호(발명의 명칭 "온-라인 산성 모니터 및 원유 리파이너리 내의 탑정수 공급 제어 중성화 장치")를 포함하나, 이것들로 제한되지 않으며, 상기 각 문헌은 참조를 위하여 하기에 통합 서술된다.
상기 측정된 시스템 파라미터들에 대응하여, 도 1은 중성화제, 피막형성 억제제(이하, 때로 피막제로 언급됨) 및 부식제 도입을 위한 최적 지점을 나타낸다. 이 지점들은 "산(acid) 또는 pH에 기초한 중성화제", "철(iron)에 기초한 피막제" 및 "염화물에 기초한 부식제"로 분류된다. 상기 케미컬들은 시스템 내에서 적합한 어느 한 위치에 첨가되는 것이 바람직하나, 도 1에 표시된 지점에 첨가되는 것이 보다 바람직하다. 이 실시예에서, 중성화제 및 피막형성 억제제는 탑정 열 교환기 뱅크(overhead heat exchanger bank)(102)의 상류스트림에 첨가되며, 부식제는 상압 증류탑 시스템(100) 내의 원유 충전기(crude oil charge) 내에 첨가된다. 바람직한 실시예로서, 시스템 내로의 상기 케미컬들의 도입은 연속적으로 조절된다. 다른 실시예에서, 케미컬 도입은 단속적으로 조절되거나 또는 개별 시스템을 통해 결정되는 스케쥴과 연관하여 조절된다.
중성화제, 부식제 및 피막형성 억제제는 케미컬 주입 펌프의 적합한 어느 하나의 방식을 이용하여 시스템 내로 도입된다. 가장 일반적으로, 전기 구동 또는 공기압 구동 중 어느 하나의 방식을 가지는 용적식(positive displacement) 주입 펌프가 사용된다. 연속 흐름 주입 펌프(continuous flow injection pump)는 빠르게 유동하는 공정 스트림 내로 케미컬의 특성을 유지시키면서 적당하고 정확하게 주입하기 위하여 때때로 사용된다. 어느 적합한 펌프 또는 전달 시스템이 사용될 수 있으나, 최적의 펌프 및 펌핑 방법은 미국특허 제5,066,199호(발명의 명칭 "정류 용적식 펌핑 장치를 사용하여 화학 처리제를 주입하는 방법") 및 미국특허 제5,195,879호(발명의 명칭 "정류 용적식 펌핑 장치를 사용하는 향상된 화학 처리제의 주입 방법")에 개시된 것을 포함하며, 상기 각 문헌은 참조를 위하여 하기에 통합 서술된다.
대표적인 중성화제는 3-메톡시프로필아민(3-methoxypropylamine, MOPA) (CAS # 5332-73-0), 모노에탄올아민(monoethanolamine, MEA) (CAS # 141-43-5), N, N-다이메틸아미노에탄올 (N,N-dimethylaminoethanol, DMEA) (CAS # 108-01-0) 및 메톡시이소프로필아민(methoxyisopropylamine, MIOPA) (CAS # 37143-54-7)을 포함하나, 이에 제한되는 것은 아니다.
부식제로서, 5% 내지 10% 농도(보우메 비중 7.5° 내지 14°)를 가지는 수산화나트륨 희석액이 준비되는 바, 이는 취급을 용이하게 하고, 예컨대, 원유 또는 탈염기 세정수 내로 주입시 한번에 고루 분산되도록 한다. 농도는 예컨대, 찬 기후에서의 어는점과 같이 주변 상황에 따라 조절된다.
본 발명의 원유 부식 컨트롤 프로그램에서 함께 사용되는 피막형성 억제제 또는 피막제는 통상적으로 아미드 및 이미다졸린의 가용성 혼합유(oil soluble blends)이다. 이들 혼합물은 시스템 내에서 물을 운반하는 탄화수소능(ability of the hydrocarbons)에 대한 영향은 최소화하면서 우수한 부식 컨트롤을 제공한다.
도 2는 측정된 pH에 기초하여 시스템 내 중성화제의 도입을 컨트롤하는 방법(200)에 대한 바람직한 실시예의 공정 흐름도를 나타낸다. 202는 이슬점(또는 어큐뮬레이터) 표본수의 pH에 대한 정보를 제공하는 측정 장치 또는 분석기를 나타낸다. 상기 분석기(예컨대, 컨트롤러 또는 오퍼레이터)는 204에 도시된 바와 같이, 상기 pH가 최적 범위(본 실시예에서는 5.8 내지 6.0) 내에 존재하는지 여부를 결정한다. 상기 pH가 예정된 최적 범위 내에 존재하는 경우, 로직은 "예"를 따라 움직이며, 측정 및 분석이 계속된다. 상기 pH가 최적 범위 내에 존재하지 않는 경우, 206이 나타내는 바와 같이 pH가 5.8 이하인지 또는 208이 나타내는 바와 같이 pH가 6.0 이상인지 여부를 결정하는 방법을 포함한다. pH가 5.8 이하인 경우 210에 나타난 바와 같이 중성화제 펌프를 예컨대, 5% 내지 10%의 범위에서 증가시키며, pH가 6.0 이상인 경우 212에 나타난 바와 같이 중성화제 펌프를 예컨대, 5% 내지 10%의 범위에서 감소시키는 방법을 포함한다.
적합한 pH 컨트롤 또는 최적 범위는 각 개별 시스템을 통하여 결정되는 것이 바람직하다. 하나의 시스템에서 상기 최적 범위는 또 다른 시스템의 최적 범위에서 큰 폭으로 변경될 수 있다. 가능한 모든 최적 pH 범위는 본 발명에 포함된다.
다른 실시예에서, 중성화제 펌프 내의 변화는 빈도수(frequency)에 의하여 제한된다. 바람직하게는, 조절 범위는 15분당 최고치 1을 갖도록 세팅되며, 동일한 방향에서 연속 조절하는 경우에도 8을 초과하지 않는다. 예컨대, 상기 조절의 합이 8이 되거나 50% 또는 100% 변화된 이후에 상기 펌프는 일정 시간(예컨대, 2시간 또는 4시간)동안 정지되며, 경보기가 작동된다. 상기 상황이 발생한 경우, 오퍼레이터에 경고하기 위하여 경보기를 작동시키는 것이 바람직하다. 또한 예컨대, 펌프의 최대 산출량이 그 밖의 제한요소로 사용될 수 있다. 제한없이 어느 한 방향에서 어느 하나의 조절인자를 발생시키는 것은 본 발명의 범위에 포함됨이 바람직하다. 그러한 제한요소는 오퍼레이터에 의해 결정될 수 있다.
도 3은 염화물 이온 농도 신호에 의해 구동되는 시스템 내 부식제의 도입을 컨트롤하는 방법(300)으로서 본 발명의 실시예를 나타낸다. 박스(302)는 이슬점 표본수의 염화물 이온 농도에 대한 정보를 제공하는 측정 장치 또는 분석기를 나타낸다. 상기 분석기(예컨대, 컨트롤러 또는 오퍼레이터)는 박스(304)에 도시된 바와 같이, 염화물 이온 농도가 최적 범위(본 실시예에서는 50ppm 내지 100ppm) 내에 존재하는지 여부를 결정한다. 염화물 이온 농도가 예정된 최적 범위 내에 존재하는 경우 로직은 "예"를 따라 움직이며, 측정 및 분석이 계속된다. 상기 염화물 이온 농도가 최적 범위 내에 존재하지 않는 경우, 박스(306)가 나타내는 바와 같이 염화물 이온 농도가 50ppm 이하인지 또는 박스(308)가 나타내는 바와 같이 염화물 이온 농도가 100ppm 이상인지 여부를 결정하는 방법을 포함한다. 염화물 이온 농도가 50ppm 이하인 경우 박스(310)에 나타난 바와 같이 부식제 펌프를 예컨대, 20% 감소시킨다. 염화물 이온 농도가 100ppm 이상인 경우 박스(312)에 나타난 바와 같이 부식제 펌프를 예컨대, 20% 증가시키는 방법을 포함한다.
염화물 이온 농도의 적합 범위 또는 최적 범위는 각 개별 시스템을 통하여 결정되는 것이 바람직하다. 하나의 시스템에서 상기 최적 범위는 또 다른 시스템의 최적 범위로부터 큰 폭으로 변경될 수 있다. 염화물 이온 농도의 가능한 모든 최적 범위는 본 발명에 포함된다.
다른 실시예에서, 부식제 펌프 내의 변화는 빈도수에 의해 제한된다. 바람직하게는, 조절 범위는 30분당 최고치 1을 갖도록 세팅되며, 동일한 방향에서 연속 조절하는 경우에도 4를 초과하지 않는다. 예컨대, 상기 조절의 합이 4가 되거나 50% 또는 100% 변화된 이후에 상기 펌프는 일정 시간(예컨대, 2시간 또는 4시간)동안 정지되며, 경보기가 작동된다. 상기 상황이 발생한 경우, 오퍼레이터에 경고하기 위하여 경보기를 작동시키는 것이 바람직하다. 또한 예컨대, 펌프의 최대 산출량 또는 시스템의 나트륨 기여도의 최대치가 그 밖의 제한요소로 사용될 수 있다. 제한없이 어느 한 방향에서 어느 하나의 조절인자를 발생시키는 것은 본 발명의 범위에 포함된다. 그러한 제한요소는 오퍼레이터에 의해 결정될 수 있다.
도 4는 철 이온 농도 신호에 의해 구동되는 시스템 내 피막형성 억제제의 도입을 컨트롤하는 방법(400)으로서 본 발명의 실시예를 나타낸다. 모넬(monel), 티타늄, 황동(brass) 등의 다른 금속들은 일부 시스템 내에서 사용된다. 이들 경우, 철 이온 농도 신호보다 적합한 금속(예컨대, 구리, 니켈, 아연 등) 이온 농도 신호가 발견되고, 분석될 수 있다. 402는 어큐뮬레이터 부트 표본수의 철 이온 농도에 대한 정보를 제공하는 측정 장치 또는 분석기를 나타낸다. 상기 분석기(예컨대, 컨트롤러 또는 오퍼레이터)는 404에 도시된 바와 같이, 철 이온 농도가 최적 범위(본 실시예에서는 0.05ppm 내지 1.0ppm) 내에 존재하는지 여부를 결정한다. 철 이온 농도가 예정된 최적 범위 내에 존재하는 경우 로직은 "예"를 따라 움직이며, 측정 및 분석이 계속된다. 상기 염화물 이온 농도가 최적 범위 내에 존재하지 않는 경우, 406이 나타내는 바와 같이 철 이온 농도가 0.05ppm 이하인지 또는 408이 나타내는 바와 같이 철 이온 농도가 1.0ppm 이상인지 여부를 결정하는 방법을 포함한다. 상기 철 이온 농도가 0.05ppm 이하인 경우 410에 나타난 바와 같이 피막형성 억제제(즉, 피막제) 펌프를 예컨대, 5% 감소시킨다. 상기 철 이온 농도가 1.0ppm 이상인 경우 412에 나타난 바와 같이 피막제 펌프를 예컨대, 5% 증가시키는 방법을 포함한다
금속 이온은 일반적으로 2 이상의 산화 상태로 존재한다. 예컨대, 철은 가용 상태(이온 또는 미립자 상태), 불용 상태(즉, 여과 가능한 상태)등에서 Fe2 + 및 Fe3 + 으로 존재한다. 금속 이온의 분석 및 컨트롤은 시스템 내에 존재하는 상기 가능성들(permutations)의 어느 하나의 조합(또는 모두)을 측정 또는 예측함을 포함한다.
다른 실시예에서, 피막형성 억제제 펌프 내의 변화는 빈도수에 의하여 제한된다. 바람직하게는, 조절 범위는 30분당 최고치 1을 갖도록 세팅되며, 동일한 방향에서 연속 조절하는 경우에도 4를 초과하지 않는다. 예컨대, 상기 조절의 합이 4가 되거나 50% 또는 100% 변화된 이후에 상기 펌프는 일정 시간(예컨대, 2시간 또는 4시간)동안 정지되며, 경보기가 작동된다. 그러한 상황이 발생한 경우 오퍼레이터에 경고하기 위하여 경보기를 작동시키는 것이 바람직하다. 또한 예컨대, 펌프의 최대 산출량이 그 밖의 제한요소로 사용될 수 있다. 제한없이 어느 한 방향에서 어느 하나의 조절인자를 발생시키는 것은 본 발명의 범위에 포함된다. 그러한 제한요소는 오퍼레이터에 의해 결정될 수 있다.
도 5는 시스템 내 어느 한 지점에서, 하나 이상의 부식 프로브 또는 그 밖의 부식률 검출 장치로부터 얻은 부식률에 의해 구동되는 시스템 내의 중성화제, 부식제 및 피막제의 도입의 차단을 컨트롤하는 방법(500)으로서 본 발명의 실시예를 나타낸다. 대부분의 원유 장치는 탑정 열 교환기의 입구 또는 출구에 위치하는 전기 저항식 부식 프로브를 사용한다. 부식 검출 장치의 어떤 유형도 사용될 수 있으나, 상기 언급된 유형이 바람직하다.
502는 시스템 내의 부식률에 대한 정보를 제공하는 하나 이상의 부식 프로브를 나타낸다. 상기 분석기(예컨대, 컨트롤러 또는 오퍼레이터)는 504에 도시된 바와 같이, 부식률이 예정된 부식률(본 실시예에서는 25mpy)보다 큰 값을 가지는지 여부를 결정한다. 상기 실행가능한(actionable) 부식률은 통상적으로 숙련공에 의하여 각 사례별로 결정되고, 다수의 시스템 인자들에 좌우된다. 상기 부식률이 예정된 수용 부식률보다 낮은 값을 갖는 경우 로직은 "아니오"를 따라 움직이며, 측정 및 분석이 계속된다. 상기 부식률이 예정된 수용 부식률보다 높은 값을 갖는 경우 506에 도시된 바와 같이, 모든 다른 프로그래밍이 중단되고, 경보기가 작동되는 방법을 포함한다. 대안적인 실시예로서, 다른 프로그래밍의 중단은 오퍼레이터 또는 컨트롤러에 의해 결정됨으로써 변경될 수 있다. 이 실시예에서, 상기 중단은 508에 나타난 바와 같이 중성화제, 부식제 및 피막제 펌프의 비율 예컨대, 20% 증가를 포함한다. 다른 실시예에서, 상기 펌프의 비율은 오퍼레이터 또는 컨트롤러에 의하여 결정됨으로써 개별적으로 변경된다.
상기 부식 프로브(예컨대, 전기 저항식 부식 프로브, 선형 편파 프로브 및/또는 금속의 손실을 결정하기 위한 그 밖의 어느 적합한 방법)는 어느 편리한 구역에 위치할 수 있으며, 바람직하게는 시스템 내에서 관례적으로(historically) 신뢰할 수 있는 구역에 위치할 수 있다. 게다가, 예컨대, 2개의 차단요소가 12시간 이상 활성화되는 경우, 신뢰성 확인이 통상적으로 시작되며, 이는 상기 부식 프로브가 적합하게 작동하는 것을 보증하는 역할을 수행한다. 상기 상황이 발생하는 경우 오퍼레이터에 경고하기 위하여 경보기를 작동시키는 것이 바람직하다. 또한 예컨대, 펌프의 최대 산출량이 그 밖의 제한요소로 사용될 수 있다. 제한없이 어느 한 방향에서 어느 하나의 조절인자를 발생시키는 것은 본 발명의 범위에 포함된다. 그러한 제한요소는 오퍼레이터에 의해 결정될 수 있다.
상기 설명한 내용은 하기에 설명하는 실시예들을 참조하여 더 잘 이해될 수 있을 것이며, 이는 발명의 일 실시예를 설명하기 위한 목적인 바, 발명의 범위를 제한하고자 함이 아니다.
실시예 1
본 발명의 최적 실시예는 이슬점 표본수 샘플링 장치로부터 표본수를 수신하는 방폭(explosion-proof) 박스 내의 온-라인 분석기 클러스터로 구성된다. 이들 분석기로부터 발생된 데이터는 케미컬 주입 펌프들의 다양한 공정 수행을 위하여 전송되도록 적합하게 조절된다. 프로그래머블 로직 컨트롤러(programming logic controller, PLC)는 미가공 데이터를 펌프 컨트롤 신호로 변환시킬 수 있는 숙련공에 의하여 프로그램된다. 통상적인 시스템은 하나 이상의 하기 구성요소들을 포함한다: 예컨대, 염화물 분석기; 철 분석기; 부식률 모니터링 장치; 전도도; pH 미터; 이슬점 표본수 샘플링 장치; Ⅰ등급(Class Ⅰ), Ⅱ 분류(Div Ⅱ)의 광폭 장치; 다수의 투입량/산출량을 처리할 수 있는 PLC; 염화물, pH 및 철 데이터를 펌프 컨트롤 속도로 변환시키는 로직 프로그래밍; PLC와 펌프를 연결하는 무선 또는 고정배선 연결부를 포함할 수 있다.
실시예 2
즉각적으로, 본 발명은 염화물 이온 농도, pH 및 철 이온 농도의 세 가지 테스트 파라미터들 각각의 컨트롤 향상을 제공한다. 이들 세 가지 파라미터들 중, 염화물은 보통 적절하게 컨트롤되지 않는 경우 가장 손상을 입기 쉽다. 도 6의 그래프는 염화물 이온 농도 컨트롤로 인한 향상의 정도를 나타낸다(점선은 최적 농도를 가리킨다). 본 발명의 염화물 이온 농도를 컨트롤하는 방법을 통하여 보다 향상된 컨트롤을 나타내는 것은 pH, 철 이온 농도에도 유사하게 적용될 수 있고, 그 밖의 시스템 파라미터들은 궁극적으로 이전 수준에 비하여 부식률을 감소시키며, 장비의 런 렝스(run length)를 연장시키는 결과를 가져온다.
도 6은 원유 장치의 실질적인 데이터로부터 상위 컨트롤 한계를 초과하는 염화물 농도의 스파이크 수를 나타낸다. 염화물 스파이크는 장비에 손상을 입히고, 데이터의 사후 심사(ex post facto examination)는 상기 과정 동안 증가된 부식 및 파울링을 나타낸다. 그러한 스파이크는 원유 슬레이트가 챌린징 또는 기회 원유(challenging or opportunity crude)로 전환될 때 더욱 빈번하게 발생하며, 손상을 일으킨다. 증가된 염화물 이온 농도는 보통 공정 장비의 부식 증가 및 부식에 따른 부산물 퇴적에 기인한 이후 파울링 증가에 수반하여 발생한다. "수행 제어(implement control)"로 분류된 도 6의 그래프 구역은 중단을 최소화하거나 또는 제거하기 위하여 빈도수가 더욱 잦은 데이터를 사용하는 경우, 본 발명의 방법을 통하여 염화물 이온 농도가 안정화된 정도를 나타낸다.
실시예 3
도 7의 그래프는 실제 원유 장치에서 시간에 따른 pH 및 염화물 이온 농도값의 변화를 나타낸다(점선은 최적 농도를 가리킨다). pH 값의 감소는 보통 염화물 이온 농도 스파이크의 상승을 수반함을 볼 수 있다. pH의 그러한 감소는 통상적으로 탑정 열교환기 장비의 증가된 부식 및 이후 파울링(부식에 따른 부산물)의 결과이다. "수행 제어"로 분류된 상기 그래프의 구역은 본 발명의 방법을 통하여 염화물 이온 농도 및 pH가 안정화된 정도를 나타내며, 이로 인하여 시스템 내에 부식 및 파울링이 감소한다. 유입되는 염화물 값의 작은 폭의(smoothing) 변화는 강화된 pH 컨트롤 및 더욱 안정화되고 예측가능한 케미컬의 사용을 허용한다.
상기에 서술된 바람직한 실시예의 다양한 변화 및 변형은 당업자에게 자명할 것이다. 그러한 변화 및 변형은 본 발명의 사상 및 범위를 이탈하지 않고, 그것이 의도하는 이점을 축소함 없이 이루어질 수 있다. 그러므로 그러한 변화 및 변형은 종속 청구항들에 의해 커버된다.
Claims (20)
- (a) 원유 장치 내로 기회 원유(opportunity crude oil)를 제공하되, 상기 기회 원유는 상기 원유 장치 내의 기존 원유와 다른 종류이고 상기 기회 원유의 상기 기존 원유와는 다른 특성은 염화물 농도의 스파이크를 유발하는 부식을 야기하는 것을 포함하여 상기 원유 장치의 정상 상태를 전복시키는 단계;
(b) 상기 원유 장치 내의 하나 이상의 지점에서 시스템 파라미터와 연관된 특성을 측정 또는 예측하는 단계;
(c) 상기 측정 또는 예측된 특성과 연관된 최적 범위를 결정하는 단계;
(d) 상기 측정 또는 예측된 특성이 상기 특성과 연관된 상기 최적 범위를 벗어나는 경우 공정 스트림 내로 조성물의 유입량을 변화시키고, 상기 조성물은 상기 측정 또는 예측된 특성이 상기 최적 범위 내로 들어오도록 상기 시스템 파라미터와 연관된 특성을 조절하되, 상기 조절은 30분당 한 번을 넘지 않도록 제한되며, 만약 상기 조절 횟수의 합이 4가 되거나 또는 상기 조절로 인해 상기 조성물 유입량이 적어도 50% 변화하는 경우 추가적인 조성물의 유입이 4시간 동안 정지되는 단계; 및
(e) 선택적으로, 다수의 다른 시스템 파라미터들을 위하여 상기 (b) 내지 (d)를 반복하는 단계를 포함하되, 상기 다수의 다른 시스템 파라미터 각각은 고유의 연관된 특성을 가지며,
상기 시스템 파라미터와 연관된 특성을 측정 또는 예측하는 단계는 공정 스트림으로부터 유체 샘플을 수집하여 샘플 스트림을 형성하는 단계; 상기 샘플 스트림에 모르폴린(morpholine)과 포름알데히드를 반응시켜 얻은 설파이드 스캐빈저(sulfide scavenger)를 추가하는 단계; 상기 샘플 스트림을 멤브레인에 통과시키되, 상기 멤브레인은 상기 설파이드 스캐빈저와 그를 통과하는 흐름으로부터의 설파이드 사이의 반응 생성물을 막아주는 단계; 및 상기 멤브레인을 통과하여 흐르는 상기 샘플 스트림을 측정 셀의 염화물 특이 전극(chloride specific electrode)과 접촉시켜 염화물 함량을 측정하는 단계를 포함하는
원유 장치의 공정 스트림 내 시스템 파라미터들의 최적화 방법. - 제1항에 있어서,
(ｉ) 상기 측정된 특성을 컨트롤러에 전송될 수 있는 전기적 입력 신호로 변환하는 단계와,
(ⅱ) 상기 전기적 입력 신호를 상기 컨트롤러에 전송하는 단계를 더 포함하는 방법. - 제2항에 있어서,
무선 인터페이스를 사용하여 상기 전기적 입력 신호를 전송하는 단계를 포함하는 방법. - 제2항에 있어서,
상기 컨트롤러는,
(ｉ) 상기 전송된 전기적 입력 신호를 수신하고;
(ⅱ) 상기 수신된 전기적 신호를 입력 수치로 변환하고;
(ⅲ) 상기 입력 수치를 분석하고;
(ⅳ) 출력 수치를 발생시키고;
(ⅴ) 상기 출력 수치를 전기적 출력 신호로 변환하고;
(ⅵ) 상기 전기적 출력 신호를 전송하기 위해 사용되는 방법. - 제4항에 있어서,
무선 인터페이스를 사용하여 상기 전기적 출력 신호를 전송하는 단계를 포함하는 방법. - 제4항에 있어서,
상기 컨트롤러는,
(ｉ) 상기 입력 수치를 분석하고;
(ⅱ) 상기 입력 수치가 상기 측정된 특성에 연관된 최적 범위와 부합하는지 여부를 결정하기 위해 사용되는 방법. - 제6항에 있어서,
상기 입력 수치가 상기 최적 범위와 부합하지 않는 경우, 상기 전송된 전기적 출력 신호는 상기 공정 스트림 내로의 조성물의 유입량 변화를 발생시키고, 상기 조성물은 상기 입력 수치가 상기 입력 최적 범위와 부합하도록 상기 시스템 파라미터와 연관된 특성을 조절하는 방법. - 제1항에 있어서,
상기 시스템 파라미터를 연속적 또는 단속적으로 측정 또는 예측하는 단계를 포함하는 방법. - 제1항에 있어서,
상기 시스템 파라미터를 실시간으로 모니터링하는 단계를 포함하는 방법. - 제1항에 있어서,
다수의 다른 조성물들을 포함하고, 상기 공정 스트림 내로의 상기 하나 이상의 다른 조성물들의 유입량은 상기 시스템 파라미터와 연관된 특성을 총체적 또는 개별적으로 조절할 수 있는 방법. - 제1항에 있어서,
상기 다수의 다른 시스템 파라미터들은 pH, 염화물 이온 농도, 철 이온 농도, 비철 금속 이온 농도, 부식률 및 이들의 조합으로 구성된 그룹으로부터 선택되는 방법. - 제11항에 있어서,
상기 원유 장치는 적어도 하나의 열 교환기를 구비하는 상압탑을 포함하는 다수의 구성요소를 가지고, 상기 pH 및 염화물 이온 농도는 상기 원유 장치 내의 이슬점 표본수 또는 어큐뮬레이터 부트 표본수로부터 얻어지며, 상기 철 이온 농도 또는 비철 금속 이온 농도는 상기 원유 장치 내의 어큐뮬레이터 부트 표본수로부터 얻어지는 방법. - 제12항에 있어서,
상기 이슬점 표본수 또는 어큐뮬레이터 부트 표본수는 온라인으로, 선택적으로 자동화된 샘플링 장치를 통하여 채취되는 단계를 포함하는 방법. - 제1항에 있어서,
상기 최적 범위는 사용자에 의하여 정의되는 방법. - 제1항에 있어서,
상기 방법은 연속적, 자동적, 그리고 온라인 또는 일괄 처리되도록 운전하는 단계를 포함하는 방법. - 제1항에 있어서,
상기 방법은 적어도 두 개의 서로 다른 시스템 파라미터들을 위해 동시에 또는 순차적으로 운전하는 단계를 포함하는 방법. - 제1항에 있어서,
상기 방법은 네트워크를 통하여 운전하는 단계를 포함하는 방법. - 제1항에 있어서,
상기 원유 장치 내 부식 또는 부식 부산물 퇴적을 감소시키기 위한 상기 시스템 파라미터를 선택하는 단계를 더 포함하는 방법. - 삭제
- 저장된 컴퓨터 실행 명령을 포함하고,
상기 저장된 컴퓨터 실행 명령은 제1항의 방법을 실행할 수 있는 디지털 저장 매체.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/263,904 US9150793B2 (en) | 2008-11-03 | 2008-11-03 | Method of reducing corrosion and corrosion byproduct deposition in a crude unit |
| US12/263,904 | 2008-11-03 | ||
| PCT/US2009/063028 WO2010062728A1 (en) | 2008-11-03 | 2009-11-03 | Method of reducing corrosion in a crude unit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| KR20110093862A KR20110093862A (ko) | 2011-08-18 |
| KR101674229B1 true KR101674229B1 (ko) | 2016-11-08 |
Family
ID=41611442
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| KR1020117012952A KR101674229B1 (ko) | 2008-11-03 | 2009-11-03 | 원유 장치 내의 부식을 감소시키는 방법 |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (5) | US9150793B2 (ko) |
| EP (2) | EP3744815A1 (ko) |
| JP (1) | JP5771527B2 (ko) |
| KR (1) | KR101674229B1 (ko) |
| CN (1) | CN102203219B (ko) |
| AR (1) | AR074188A1 (ko) |
| CA (2) | CA3014408C (ko) |
| ES (1) | ES2832530T3 (ko) |
| MX (1) | MX2011004492A (ko) |
| RU (1) | RU2533820C2 (ko) |
| WO (1) | WO2010062728A1 (ko) |
Families Citing this family (48)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8344026B2 (en) | 2008-03-28 | 2013-01-01 | Ecolab Usa Inc. | Sulfoperoxycarboxylic acids, their preparation and methods of use as bleaching and antimicrobial agents |
| US8809392B2 (en) | 2008-03-28 | 2014-08-19 | Ecolab Usa Inc. | Sulfoperoxycarboxylic acids, their preparation and methods of use as bleaching and antimicrobial agents |
| US8871807B2 (en) | 2008-03-28 | 2014-10-28 | Ecolab Usa Inc. | Detergents capable of cleaning, bleaching, sanitizing and/or disinfecting textiles including sulfoperoxycarboxylic acids |
| US9458388B2 (en) | 2008-11-03 | 2016-10-04 | Nalco Company | Development and implementation of analyzer based on control system and algorithm |
| US9150793B2 (en) | 2008-11-03 | 2015-10-06 | Nalco Company | Method of reducing corrosion and corrosion byproduct deposition in a crude unit |
| CN101880543B (zh) * | 2010-07-02 | 2013-07-17 | 沈阳石蜡化工有限公司 | 一种常压塔塔盘结盐的在线清洗方法 |
| US20120053861A1 (en) * | 2010-08-26 | 2012-03-01 | Baker Hughes Incorporated | On-line monitoring and prediction of corrosion in overhead systems |
| US9453798B2 (en) * | 2010-12-01 | 2016-09-27 | Nalco Company | Method for determination of system parameters for reducing crude unit corrosion |
| US9134238B2 (en) | 2010-12-01 | 2015-09-15 | Nalco Company | Method for determination of system parameters for reducing crude unit corrosion |
| US10429858B2 (en) | 2011-07-21 | 2019-10-01 | Bl Technologies, Inc. | Advisory controls of desalter system |
| US9321664B2 (en) | 2011-12-20 | 2016-04-26 | Ecolab Usa Inc. | Stable percarboxylic acid compositions and uses thereof |
| US8951467B2 (en) | 2012-03-21 | 2015-02-10 | Chemtreat, Inc. | Preventing equipment fouling via corrosion reduction |
| EP2831000A4 (en) | 2012-03-30 | 2016-03-30 | Ecolab Usa Inc | USE OF PERCONDIC ACID / HYDROGEN PEROXIDE AND PEROXIDE REDUCERS FOR THE TREATMENT OF DRILLING LIQUIDS, FRACKING LIQUIDS, REFILL WATER AND DISPOSAL WATER |
| TWI580771B (zh) | 2012-07-25 | 2017-05-01 | 奈寇公司 | 以控制系統及演算法爲基礎之分析器之設計開發與實施 |
| US20140136162A1 (en) * | 2012-11-14 | 2014-05-15 | General Electric Company | Method for simulating filmer coating efficiency in a piping network |
| TWI471546B (zh) * | 2012-12-17 | 2015-02-01 | Ind Tech Res Inst | 地下儲槽系統之腐蝕檢測方法 |
| US9028747B2 (en) | 2012-12-28 | 2015-05-12 | Ecolab Usa Inc. | Corrosion and fouling mitigation using non-phosphorus based additives |
| US20140256811A1 (en) | 2013-03-05 | 2014-09-11 | Ecolab Usa Inc. | Efficient stabilizer in controlling self accelerated decomposition temperature of peroxycarboxylic acid compositions with mineral acids |
| US8822719B1 (en) | 2013-03-05 | 2014-09-02 | Ecolab Usa Inc. | Peroxycarboxylic acid compositions suitable for inline optical or conductivity monitoring |
| US10165774B2 (en) | 2013-03-05 | 2019-01-01 | Ecolab Usa Inc. | Defoamer useful in a peracid composition with anionic surfactants |
| US8956875B2 (en) | 2013-03-14 | 2015-02-17 | Ecolab USA, Inc. | Water hardness monitoring via fluorescence |
| US9341058B2 (en) * | 2013-03-14 | 2016-05-17 | Ecolab Usa Inc. | Monitoring produced water |
| US9477238B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-10-25 | Ecolab Usa Inc. | Monitoring hydraulic fracturing |
| US9169164B2 (en) | 2013-04-05 | 2015-10-27 | Ecolab Usa Inc. | Polymers useful in agricultural applications |
| WO2016033558A1 (en) | 2014-08-29 | 2016-03-03 | Ecolab Usa Inc. | Reuse of activated chlorous agent for meat and poultry treatment |
| US9726594B2 (en) * | 2014-11-18 | 2017-08-08 | Baker Hughes Incorporated | Electrochemical sensor for monitoring under-deposit corrosion |
| US11040902B2 (en) | 2014-12-18 | 2021-06-22 | Ecolab Usa Inc. | Use of percarboxylic acids for scale prevention in treatment systems |
| MX2017008062A (es) | 2014-12-18 | 2018-01-09 | Ecolab Usa Inc | Generacion de acido peroxiformico a traves de formiato de alcohol polihidrico. |
| CN104703411A (zh) * | 2015-04-01 | 2015-06-10 | 竞陆电子(昆山)有限公司 | 水平金属化孔生产线pH监测装置 |
| US10011542B2 (en) * | 2015-04-24 | 2018-07-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of measuring pH in refinery streams |
| CN106318436B (zh) * | 2015-06-18 | 2017-12-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种减压塔塔顶抽真空系统及其减压方法 |
| EP3317644B1 (en) | 2015-07-01 | 2023-07-19 | Ecolab USA Inc. | Calibration method for water hardness measurement |
| US10172351B2 (en) | 2015-09-04 | 2019-01-08 | Ecolab Usa Inc. | Performic acid on-site generator and formulator |
| EP3383972A1 (en) * | 2015-12-04 | 2018-10-10 | General Electric Company | System and method of predictive analytics for control of an overhead crude section of a hydrocarbon refining process |
| CN105629930B (zh) * | 2015-12-29 | 2018-09-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种常压塔顶露点腐蚀实时预测方法 |
| CN107220393B (zh) * | 2016-03-22 | 2020-07-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 常减压装置常压塔常一线干点预测方法 |
| CN107220392B (zh) * | 2016-03-22 | 2020-07-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 常减压装置常压塔常一线10％点预测方法 |
| US10370599B2 (en) | 2017-01-06 | 2019-08-06 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and systems for optimizing demulsifier and wash water injection rates in gas oil separation plants |
| US10974241B2 (en) | 2017-03-30 | 2021-04-13 | TE Connectivity Services Gmbh | Fluid sensing system |
| CN108227649A (zh) * | 2017-12-13 | 2018-06-29 | 华东理工大学 | 工业对二甲苯氧化反应单元运行状态监测的方法 |
| CN110564442B (zh) * | 2018-06-06 | 2021-07-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种蒸馏塔顶工艺防腐自动调控系统 |
| US20230003634A1 (en) * | 2019-12-04 | 2023-01-05 | University of Alaska Anchorage | Low-power sensor network |
| US11274049B2 (en) | 2020-04-08 | 2022-03-15 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and systems for optimizing corrosion and scale inhibitor injection rates in process plants |
| CN112779049B (zh) * | 2020-12-21 | 2022-11-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 模拟注入系统的装置和方法 |
| CN114911279B (zh) * | 2021-02-08 | 2024-05-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 存储器、蒸馏装置塔顶pH值调控方法、装置及设备 |
| CN113376081A (zh) * | 2021-04-16 | 2021-09-10 | 中海油常州涂料化工研究院有限公司 | 炼油装置分馏塔顶腐蚀风险监测系统 |
| TWI810634B (zh) * | 2021-08-24 | 2023-08-01 | 台灣化學纖維股份有限公司 | 腐蝕監測裝置、方法及其電腦程式產品 |
| CN114660159B (zh) * | 2022-03-21 | 2024-04-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种减缓醋酸乙烯装置精馏系统腐蚀的方法 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2004044266A1 (en) | 2002-11-12 | 2004-05-27 | Kurita Water Industries Ltd. | Metal corrosion inhibitor and hydrogen chloride formation inhibitor in a crude oil atmospheric distillation unit |
| WO2008005058A1 (en) | 2006-06-30 | 2008-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Method and compositions for inhibition of naphthenic acid induced corrosion |
Family Cites Families (45)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2331072A (en) * | 1941-01-24 | 1943-10-05 | Carl E Cameron | Method and means of developing oil fields |
| GB1198734A (en) | 1968-05-01 | 1970-07-15 | Nalco Chemical Co | Prevention of Control of Corrosion in Oil Refining Equipment |
| US3649167A (en) | 1970-03-03 | 1972-03-14 | Nalco Chemical Co | Corrosion inhibition |
| US3819328A (en) | 1970-06-24 | 1974-06-25 | Petrolite Corp | Use of alkylene polyamines in distillation columns to control corrosion |
| US3740722A (en) * | 1970-07-02 | 1973-06-19 | Modicon Corp | Digital computer |
| US3779905A (en) | 1971-09-20 | 1973-12-18 | Universal Oil Prod Co | Adding corrosion inhibitor to top of crude oil still |
| US4238349A (en) | 1977-11-16 | 1980-12-09 | Malaco Ag | Method and a composition for inhibiting corrosion |
| US4335072A (en) | 1981-08-17 | 1982-06-15 | Nalco Chemical Company | Overhead corrosion simulator |
| US4425267A (en) | 1981-08-27 | 1984-01-10 | Skripchik Lilia P | Wood modifying composition comprising an aqueous solution of phenolic alcohols, urea and sodium pentachlorophenate |
| JPS59102985A (ja) | 1982-12-03 | 1984-06-14 | Kurita Water Ind Ltd | 石油蒸留装置の防食方法 |
| US4430196A (en) | 1983-03-28 | 1984-02-07 | Betz Laboratories, Inc. | Method and composition for neutralizing acidic components in petroleum refining units |
| US4806229A (en) * | 1985-08-22 | 1989-02-21 | Nalco Chemical Company | Volatile amines for treating refinery overhead systems |
| US4673490A (en) | 1985-08-23 | 1987-06-16 | Fluor Corporation | Process for separating crude oil components |
| FR2624975B1 (fr) * | 1987-12-21 | 1990-09-21 | Total France | Procede d'analyse en continu des ions chlorures presents dans les eaux de tete d'une colonne de distillation d'hydrocarbures et analyseur pour la mise en oeuvre de ce procede |
| US4855035A (en) | 1988-09-14 | 1989-08-08 | Shell Oil Company | Method of abating corrosion in crude oil distillation units |
| US5066199A (en) | 1989-10-23 | 1991-11-19 | Nalco Chemical Company | Method for injecting treatment chemicals using a constant flow positive displacement pumping apparatus |
| US5195879A (en) | 1989-10-23 | 1993-03-23 | Nalco Chemical Company | Improved method for injecting treatment chemicals using a constant flow positive displacement pumping apparatus |
| US5094958A (en) | 1990-08-30 | 1992-03-10 | Fiberchem Inc. | Method of self-compensating a fiber optic chemical sensor |
| US5302253A (en) | 1992-04-13 | 1994-04-12 | Nalco Chemical Company | On-line acid monitor and neutralizer feed control of the overhead water in oil refineries |
| US5256276A (en) | 1992-05-18 | 1993-10-26 | Betz Laboratories, Inc. | Method for the inhibition and removal of ammonium chloride deposition in hydrocarbon processing units by adding lecithin |
| US5324665A (en) * | 1992-11-18 | 1994-06-28 | Nalco Chemical Company | On-line method for monitoring chloride levels in a fluid stream |
| US5425267A (en) | 1993-08-31 | 1995-06-20 | Nalco Chemical Company | Corrosion simulator and method for simulating corrosion activity of a process stream |
| US5503006A (en) | 1993-08-31 | 1996-04-02 | Nalco Chemical Company | High temperature corrosion simulator |
| JPH0794665B2 (ja) * | 1993-09-14 | 1995-10-11 | 伯東株式会社 | 常圧蒸留塔塔頂系への中和剤自動注入装置および中和剤自動注入方法 |
| US5965785A (en) * | 1993-09-28 | 1999-10-12 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. | Amine blend neutralizers for refinery process corrosion |
| DE69432621T2 (de) * | 1993-09-28 | 2004-02-26 | Ondeo Nalco Energy Services, L.P., Sugarland | Verfahren zur Verhinderung von chlorider Corrosion in nassem Kohlenwasserstoff-Kondensationsystemen unter Verwendung von Amin-Mischungen |
| US5965875A (en) * | 1998-04-24 | 1999-10-12 | Foveon, Inc. | Color separation in an active pixel cell imaging array using a triple-well structure |
| US6543911B1 (en) | 2000-05-08 | 2003-04-08 | Farlight Llc | Highly efficient luminaire having optical transformer providing precalculated angular intensity distribution and method therefore |
| US6593278B2 (en) | 2001-07-13 | 2003-07-15 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Method for inhibiting corrosion using certain phosphorus and sulfur-free compounds |
| ATE293155T1 (de) * | 2001-09-27 | 2005-04-15 | Kurita Europ Gmbh | Verfahren zur verhütung von verschmutzung und korrosion durch ammoniumchlorid und ammoniumsulfat |
| JP3692449B2 (ja) * | 2002-11-12 | 2005-09-07 | 栗田工業株式会社 | 原油常圧蒸留装置における塩化水素発生防止剤および塩化水素発生防止方法 |
| US7208648B2 (en) | 2003-06-25 | 2007-04-24 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Minimizing corrosion in a methanol-to-olefin effluent processing system |
| US7381319B2 (en) | 2003-09-05 | 2008-06-03 | Baker Hughes Incorporated | Multi-amine neutralizer blends |
| US8512550B2 (en) | 2004-08-24 | 2013-08-20 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Refinery crude unit performance monitoring using advanced analytic techniques for raw material quality prediction |
| GB0515715D0 (en) | 2005-07-30 | 2005-09-07 | Rolls Royce Plc | Sensor measurement error |
| US7736903B2 (en) | 2005-10-05 | 2010-06-15 | Delphi Technologies, Inc. | Tracer to compensate for environmental variations that influence a chemical vapor sensor measurement |
| US8712335B2 (en) * | 2005-12-30 | 2014-04-29 | Honeywell International Inc. | Wireless monitoring in process applications |
| US20120330631A1 (en) * | 2007-02-27 | 2012-12-27 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Method and System of Using Inferential Measurements for Abnormal Event Detection in Continuous Industrial Processes |
| CA2695783A1 (en) | 2007-08-14 | 2009-02-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | System and methods for continuous, online monitoring of a chemical plant or refinery |
| US8413744B2 (en) * | 2008-07-31 | 2013-04-09 | Baker Hughes Incorporated | System and method for controlling the integrity of a drilling system |
| US9150793B2 (en) | 2008-11-03 | 2015-10-06 | Nalco Company | Method of reducing corrosion and corrosion byproduct deposition in a crude unit |
| DK2419703T3 (en) | 2009-04-17 | 2013-05-27 | Danfoss Ixa As | Gas sensor utilizing bandpass filters to measure temperature of an emitter |
| JP5007964B2 (ja) | 2010-05-13 | 2012-08-22 | 横河電機株式会社 | 化学センサの校正装置 |
| US20120053861A1 (en) | 2010-08-26 | 2012-03-01 | Baker Hughes Incorporated | On-line monitoring and prediction of corrosion in overhead systems |
| EP2696927B1 (en) | 2011-04-13 | 2021-11-10 | Thornhill Scientific Inc. | Gas delivery apparatus |
-
2008
- 2008-11-03 US US12/263,904 patent/US9150793B2/en active Active
-
2009
- 2009-11-02 AR ARP090104236A patent/AR074188A1/es active IP Right Grant
- 2009-11-03 KR KR1020117012952A patent/KR101674229B1/ko active IP Right Grant
- 2009-11-03 CA CA3014408A patent/CA3014408C/en active Active
- 2009-11-03 EP EP20186320.6A patent/EP3744815A1/en active Pending
- 2009-11-03 EP EP09759828.8A patent/EP2361293B1/en active Active
- 2009-11-03 JP JP2011534865A patent/JP5771527B2/ja active Active
- 2009-11-03 CN CN2009801438044A patent/CN102203219B/zh active Active
- 2009-11-03 RU RU2011114566/04A patent/RU2533820C2/ru active
- 2009-11-03 ES ES09759828T patent/ES2832530T3/es active Active
- 2009-11-03 MX MX2011004492A patent/MX2011004492A/es active IP Right Grant
- 2009-11-03 WO PCT/US2009/063028 patent/WO2010062728A1/en active Application Filing
- 2009-11-03 CA CA2741320A patent/CA2741320C/en active Active
-
2015
- 2015-10-05 US US14/874,675 patent/US9611431B2/en active Active
-
2017
- 2017-03-31 US US15/475,340 patent/US9969947B2/en active Active
- 2017-09-08 US US15/699,526 patent/US10316261B2/en active Active
-
2019
- 2019-06-10 US US16/435,955 patent/US11326113B2/en active Active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2004044266A1 (en) | 2002-11-12 | 2004-05-27 | Kurita Water Industries Ltd. | Metal corrosion inhibitor and hydrogen chloride formation inhibitor in a crude oil atmospheric distillation unit |
| WO2008005058A1 (en) | 2006-06-30 | 2008-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Method and compositions for inhibition of naphthenic acid induced corrosion |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| ES2832530T3 (es) | 2021-06-10 |
| US20100108566A1 (en) | 2010-05-06 |
| US9150793B2 (en) | 2015-10-06 |
| US9611431B2 (en) | 2017-04-04 |
| US9969947B2 (en) | 2018-05-15 |
| BRPI0921792A2 (pt) | 2016-01-12 |
| CA3014408A1 (en) | 2010-06-03 |
| RU2011114566A (ru) | 2012-12-10 |
| RU2533820C2 (ru) | 2014-11-20 |
| US20170204342A1 (en) | 2017-07-20 |
| EP2361293B1 (en) | 2020-08-26 |
| EP3744815A1 (en) | 2020-12-02 |
| US20190292471A1 (en) | 2019-09-26 |
| KR20110093862A (ko) | 2011-08-18 |
| CA3014408C (en) | 2022-06-21 |
| US20160024395A1 (en) | 2016-01-28 |
| CA2741320C (en) | 2018-09-04 |
| US20170369800A1 (en) | 2017-12-28 |
| JP2012507612A (ja) | 2012-03-29 |
| CA2741320A1 (en) | 2010-06-03 |
| MX2011004492A (es) | 2011-07-28 |
| US10316261B2 (en) | 2019-06-11 |
| WO2010062728A1 (en) | 2010-06-03 |
| US11326113B2 (en) | 2022-05-10 |
| CN102203219A (zh) | 2011-09-28 |
| AR074188A1 (es) | 2010-12-29 |
| JP5771527B2 (ja) | 2015-09-02 |
| EP2361293A1 (en) | 2011-08-31 |
| CN102203219B (zh) | 2013-12-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR101674229B1 (ko) | 원유 장치 내의 부식을 감소시키는 방법 | |
| JP7175293B2 (ja) | 石油精製所における腐食を低減する方法 | |
| EP2945999B1 (en) | Method for monitoring and controlling desalting in a crude distillation unit | |
| BRPI0921792B1 (pt) | Método de otimização em tempo real de uma pluralidade de parâmetros diferentes do sistema em um fluxo de processo de uma unidade de petróleo cru |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A201 | Request for examination | ||
| E902 | Notification of reason for refusal | ||
| E902 | Notification of reason for refusal | ||
| E701 | Decision to grant or registration of patent right | ||
| GRNT | Written decision to grant |