MXPA06011863A - Utilizacion de polisulfuros organicos contra la corrosion por los crudos organicos. - Google Patents
Utilizacion de polisulfuros organicos contra la corrosion por los crudos organicos.Info
- Publication number
- MXPA06011863A MXPA06011863A MXPA06011863A MXPA06011863A MXPA06011863A MX PA06011863 A MXPA06011863 A MX PA06011863A MX PA06011863 A MXPA06011863 A MX PA06011863A MX PA06011863 A MXPA06011863 A MX PA06011863A MX PA06011863 A MXPA06011863 A MX PA06011863A
- Authority
- MX
- Mexico
- Prior art keywords
- formula
- sulfur
- radicals
- corrosion
- treated
- Prior art date
Links
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 title claims abstract description 28
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 239000002253 acid Substances 0.000 title description 4
- 150000008116 organic polysulfides Chemical class 0.000 title description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 21
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 claims abstract description 12
- 229920001021 polysulfide Polymers 0.000 claims abstract description 11
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 7
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 15
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 12
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 11
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 10
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical group [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 8
- 229910052717 sulfur Chemical group 0.000 claims description 8
- 239000011593 sulfur Chemical group 0.000 claims description 8
- 238000007670 refining Methods 0.000 claims description 6
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical group [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 claims description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 2
- 125000004434 sulfur atom Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000005077 polysulfide Substances 0.000 abstract description 8
- 150000008117 polysulfides Polymers 0.000 abstract description 8
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 abstract description 4
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 10
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 7
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 7
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 6
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 3-(4-ethylcyclohexyl)propanoic acid 3-(3-ethylcyclopentyl)propanoic acid Chemical compound CCC1CCC(CCC(O)=O)C1.CCC1CCC(CCC(O)=O)CC1 HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- 229910000640 Fe alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 231100000086 high toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 210000000056 organ Anatomy 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 229920002492 poly(sulfone) Polymers 0.000 description 1
- 229940072033 potash Drugs 0.000 description 1
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Substances [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000015320 potassium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 231100000925 very toxic Toxicity 0.000 description 1
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
- C10G75/02—Inhibiting corrosion or fouling in apparatus for treatment or conversion of hydrocarbon oils, in general by addition of corrosion inhibitors
-
- 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
- C10G7/02—Stabilising gasoline by removing gases by fractioning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
- C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
- C10L1/14—Organic compounds
- C10L1/24—Organic compounds containing sulfur, selenium and/or tellurium
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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Anti-Oxidant Or Stabilizer Compositions (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Procedimiento de lucha contra la corrosion por los acidos naftenicos de las paredes metalicas de una unidad de refinacion, que comprenden la utilizacion de un polisulfuro de un radical alquilo que comprende entre 2 y 5 atomos de carbono.
Description
UTILIZACIÓN DE POLISULFUROS ORGÁNICOS CONTRA LA CORROSIÓN POR LOS CRUDOS ORG NICOS
CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención concierne al dominio del tratamiento de los petróleos crudos ácidos en las refinerías. Tiene especialmente por objeto un procedimiento de lucha contra la corrosión de las unidades de refinación que tratan crudos ácidos, que comprenden la elaboración de compuestos polisulfuros específicos.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Las refinerías de petróleo pueden confrontar un problema grave de corrosión cuando son conducidas a tratar ciertos crudos ácidos. Estos crudos ácidos contienen esencialmente ácidos nafténicos que son el origen de este fenómeno de corrosión muy particular, ya que se produce en un medio líquido no conductor de corriente eléctrica. Estos ácidos nafténicos corresponden a hidrocarburos cíclicos saturados portadores de uno o de varios grupos carboxílicos. La acidez de un crudo petrolero es descrita por una medida normalizada según la norma ASTM D 664-01. Es expresada en mg de potasa necesaria para neutralizar 1 g de petróleo y es llamada TAN (Número de Acido Total) . Se sabe en este dominio técnico que un petróleo crudo que tenga un TAN superior a 0.2, es calificado de ácido, y puede conducir a daños en las unidades de una refinería. Esta reacción de corrosión depende fuertemente de condiciones locales tales como, por ejemplo, la temperatura y la naturaleza metálica de la pared en la unidad concernida, la velocidad espacial del hidrocarburo, y la presencia de una interfase gas-líquido. Así, igualmente después de importantes trabajos sobre el tema, los refinadores encuentran grandes dificultades para prever la importancia de las reacciones de corrosión y su localización. Una de las soluciones industriales a este problema de corrosión consiste en utilizar equipos en aceros inoxidables, dicho de otra manera dichas aleaciones de hierro con especialmente cromo y molibdeno. No obstante, esta solución sigue siendo poco empleada a causa del costo de inversión elevado. Esta selección, además, debe de contemplar, de preferencia en el momento de la concepción de la refinería ya que los aceros inoxidables presentan propiedades mecánicas inferiores a las de aceros al cabrón que son normalmente utilizados y necesitan una infraestructura adaptada. La existencia de estas dificultades técnicas para tratar los crudos ácidos tiene así por consecuencia que estos crudos son en general vendidos a los refinadores a un nivel de precio inferior al de los crudos estándares. Otra solución al problema del tratamiento de un petróleo crudo ácido, utilizada por los refinadores en la práctica, consiste en diluirlos por otro crudo petrolero no ácido, de modo de obtener una acidez media leve, por ejemplo inferior al umbral de 0.2 de TAN. En este caso, la concentración en ácido nafténico se vuelve suficientemente leve para generar velocidades de corrosión aceptables.
Esta solución permanece no obstante de un alcance limitado. En efecto, ciertos crudos ácidos presentan TAN superiores' a 2, lo que limita su utilización en a lo máximo 10 % del volumen total de crudos que entran en la refinería. Por otra parte, ciertas mezclas de crudos conducen a veces al efecto contrario buscado aún después de dilución, es decir a una aceleración de las reacciones de corrosión por los ácidos nafténicos. Otro procedimiento para luchar contra este problema de corrosión es la introducción en el petróleo crudo ácido a tratar, aditivos químicos que inhiben a o que prevengan el ataque de la pared metálica de la unidad concernida. Esta vía es a menudo muy económica en comparación a la que consiste en utilizar los aceros o aleaciones especiales indicados precedentemente. Trabajos de laboratorio, como el de Turnbull (Corrosión- Noviembre 1998 en Corrosión, volumen 54, No.
11, página 922) han contemplado añadir pequeñas cantidades
(del orden de 0.1 %) de ácido sulfhídrico en el petróleo crudo, para reducir la corrosión por los ácidos nafténicos. Esta solución no es, no obstante, aplicable en refinería ya que el ácido sulfhídrico, gaseoso a temperatura ambiente, es muy tóxico lo que vuelve las consecuencias de una fuga, extremadamente graves y limita el empleo. Además, a más alta temperatura, el ácido sulfhídrico se vuelve por sí mismo muy corrosivo y conducirá, en otras partes de la refinería, a una agravamiento de la corrosión generalizada. La Patente US 5182013 describe para resolver este mismo problema de corrosión, la utilización de otros compuestos azufrados, a saber, polisulfuros de radicales alquilo que contengan de 6 a 30 átomos de carbono. La Patente EP 742277 describe la acción inhibidora de una combinación de un fosfato de trialquilo y de un polisulf ro orgánico. La Patente US 5552085 recomienda el empleo de compuestos tiofosforados como órgano tiofosfatos o tiofosfitos. La Patente AU 693975 divulga como inhibidor una mezcla de fosfato de trialquilo y de esteres fosfóricos de fenol azufrado neutralizado a la cal. No obstante, los organofosforados son de manipulación muy delicada, a causa de su alta toxicidad. Estos son además, veneno para los catalizadores de hidrotratamientos instalados para purificar los cortes de hidrocarburos procedentes de las destilaciones atmosféricas y al vacío. Por estas dos razones al menos, su utilización en el dominio de la refinación no es deseable. De manera sorprendente, se encontró que la transformación de una familia particular de polisulfuros orgánicos, los polisulfuros de alquilos cuyo número de carbonos comprendidos en cada radical alquilo está comprendido entre 2 y 5, permite inhibir la corrosión por los ácidos nafténicos, de una manera más eficaz que los polisulfuros orgánicos conocidos hasta entonces, y sin que sea necesario introducir además inhibidores fosforados.
SUMARIO DE LA INVENCIÓN La invención tiene entonces por objeto un procedimiento de lucha contra la corrosión por los ácidos nafténicos de las paredes metálicas de una unidad de refinación, caracterizada porque comprende la adición a la corriente de hidrocarburos a tratar por la unidad de una cantidad eficiente de uno o varios compuestos hidrocarbonados de fórmula:
en la cual: - n es un número entero comprendido entre 2 y 15, y los símbolos R1 y R2, idénticos o diferentes, representan cada uno un radical alquilo, lineal o ramificado, que comprende entre 2 y 5 átomos de carbono, estos radicales que puedan contener eventualmente uno o varios heteroátomos tales como el oxígeno o el azufre; o - R1 y R2, idénticos o diferentes, representan cada uno un radical cicloalquilo que comprende entre 3 y 5 átomos de carbono, estos radicales que puedan contener eventualmente uno o varios heteroátomos tales como el oxígeno o el azufre.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Los polisulfuros de Fórmula (I) son preparados según procedimientos conocidos por sí mismos, tales como los descritos en las patentes US 2708199, US 3022351 y US 3038013. Algunos son productos comerciales. De preferencia, R1 y R2 son radicales alquilos lineales o ramificados, y n está comprendido entre 2 y 6. Según otra variante preferida, los radicales R y R son idénticos, en razón de una estabilidad mejorada para el compuesto de Fórmula (I) correspondiente. Según una variante aún más preferida, se utilizan como mezcla de compuestos de Fórmula (I) los polisulfuros de ditertiobutilo. Estos productos, de origen industrial, son por ejemplo procedentes de la reacción del azufre sobre el mercaptan terbutilo. Las condiciones de reacción permiten preparar productos industriales compuestos de mezcla de polisulfuros con un número de átomos de azufre que varía entre 3 y 10, y que tienen un valor medio en número comprendido entre 2 y 6. La cantidad de compuestos de Fórmula (I) a añadir a la corriente de hidrocarburo a tratar por la unidad de refinación corresponde generalmente a una concentración, expresada en peso equivalente de azufre de dicho compuesto en relación al peso de la corriente de hidrocarburo, comprendida entre 1 y 5000 ppm, de preferencia entre 5 y 500 ppm. Se podrá siempre permaneciendo en este dominio de concentración, fijar un contenido elevado al inicio del procedimiento según la invención para reducir a continuación este contenido a una dosis de mantenimiento. El procedimiento según la invención permite ventajosamente tratar corrientes de hidrocarburos, particularmente de petróleos crudos, cuyo TAN es superior a 0.2 y de preferencia superior a 1. La temperatura de implementación del procedimiento corresponde a aquella en la cual se producen las reacciones de corrosión por los ácidos nafténicos, y está comprendida entre 200 y 450 °C, y más particularmente entre 250 y 350 °C. La adición del compuesto de Fórmula (I) en la corriente de hidrocarburo puede ser realizada en proximidad aún donde tiene lugar la reacción de corrosión o bien, a una temperatura más baja, corriente arriba del procedimiento de la unidad mencionada. Esta adición puede ser realizada por cualquier medio conocido del experto en la materia, que asegure un control del gasto de inyección y una buena dispersión del aditivo en el hidrocarburo, por ejemplo por medio de una boquilla o de un mezclador. Se entiende por paredes metálicas de la unidad de refinación cuya corrosión puede ser prevenida por medio del procedimiento según la invención, todas las paredes susceptibles de estar en contacto con la corriente de hidrocarburo ácido a tratar. Puede tratarse tanto de la pared interna propiamente dicha de unidades tales como las torres de destilación atmosférica y bajo vacío, como de la superficie de los elementos internos de ésta como de los platos o revestimientos, o aún de los elementos periféricos a éstas, como sus líneas de extracción y de entrada, las bombas, hornos de precalentamiento, o intercambiadores de calor, a partir de que estos elementos son llevados a una temperatura local comprendida entre 200 y 450 °C. Como ejemplo no limitativo de corriente d e hidrocarburo a tratar conforme al procedimiento según la invención, se encuentra el crudo petrolero, el residuo de destilación atmosférica, los cortes de gasóleo procedentes de destilaciones atmosféricas y bajo vacío, así como el destilado y el residuo bajo vacío procedente de la destilación bajo vacío. Se dan los ejemplos siguientes a título puramente ilustrativo de la invención y no deberán ser interpretados con un objetivo limitativo de su alcance. En estos ejemplos, se implementa una prueba de corrosión cuyas condiciones se dan a continuación. Descripción de la prueba de corrosión: Esta prueba transforma un polvo de hierro que simula una superficie metálica, y un aceite mineral en el cual se disuelve una mezcla de ácidos nafténicos, que simulan una corriente de crudo ácido. Las características de estos reactivos son las siguientes: - aceite mineral blanco que tenga por densidad 0.838 - polvo de partículas de hierro esféricas, que tengan una granulometría de -40+70 mallas (o sea aproximadamente 212 a 425 µm) . - mezcla de ácidos nafténicos que tengan de 10 a 18 átomos de carbono, un punto de ebullición comprendido entre 270 y 324 °C y una masa molar media de 244 g/mol. Se introduce en un reactor de vidrio de 150 ml, equipado con un bulbo de flujo y de un refrigerante de agua, y provisto de un sistema de agitación y de medición de la temperatura; - 70 ml (o sea 58.8 g) de aceite mineral, - 2 g del polvo de hierro, - 2.8 g de la mezcla de ácido naffénico. El TAN inicial de la mezcla reaccionante es igual a 10. Estos reactivos se mantienen en contacto durante dos horas a una temperatura de 250 °CJ bajo atmósfera de nitrógeno seco para evitar reacciones de oxidación. Al final del ensayo, se determinó la concentración de hierro disuelto por medio de un método clásico que realiza una mineralización de una muestra, una toma del residuo en el agua acidificada por medio de una antorcha de plasma. Esta concentración de hierro disuelto (expresada en ppm) es directamente proporcional a la velocidad de la corrosión del polvo de hierro generada por la mezcla de ácidos nafténícos presentes en el aceite mineral. EJEMPLO 1 : Ensayo de referencia en ausencia de inhibidor El ensayo precedente es realizado sin adición del compuesto de Fórmula (I) , por duplicado. Los resultados se indican en la Tabla (I) siguiente.
Tabla I
EJEMPLO 2 : Ensayo en presencia de polisulfuros de alquilo Se repite el Ejemplo 1 añadiendo diferentes tipos de polisulfuros de alquilo en aceite mineral, en el momento de la carga del reactor. La cantidad añadida de estos derivados es calculada de manera de obtener una concentración de 500 ppm expresada en peso equivalente de azufre en el aceite mineral presente en el reactor. Se obtienen los resultados conjuntados en la Tabla II siguiente. En esta Tabla se ha indicado igualmente el grado de inhibición de corrosión activada por la mezcla de ácido naffénico. Este grado de corrosión es expresado en % y se define por la fórmula: Inhibición (%) = {1 - ([hierro] con inhibidor) / ([hierro] sin inhibidor) } X 100 En la cual [hierro] es la concentración de hierro disuelto medida con o sin inhibidor, siendo la concentración de hierro sin inhibidor igual a 203.5 ppm conforme al Ejemplo 1. Tabla II ^proveedor: sociedad ARKEMA
Claims (8)
1. Procedimiento de lucha contra la corrosión por los ácidos nafténicos de las paredes metálicas de una unidad de refinación, caracterizado porque comprende la adición a la corriente de hidrocarburo a tratar por la unidad, de una cantidad eficaz de uno o varios compuestos hidrocarbonados de Fórmula: en la cual: - n es un número entero comprendido entre 2 y 15, y los símbolos R1 y R2, idénticos o diferentes, representan cada uno un radical alquilo, lineal o ramificado, que comprende entre 2 y 5 átomos de carbono, estos radicales que puedan contener eventualmente uno o varios heteroátomos tales como el oxígeno o el azufre; o - R1 y R2, idénticos o diferentes, representan cada uno un radical cicloalguilo que comprende entre 3 y 5 átomos de carbono, estos radicales que puedan contener eventualmente uno o varios heteroátomos tales como el oxígeno o el azufre.
2. Procedimiento de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque se utiliza un compuesto de Fórmula (I) en la cual R1 y R2 son radicales alquilos, lineales o ramificados, y n está comprendido entre 2 y 6.
3. Procedimiento de conformidad con alguna de las reivindicaciones 1 o 2, caracterizado porque se utiliza un compuesto de Fórmula (I) en la cual los radicales R1 y R2 son idénticos .
4. Procedimiento de conformidad con las reivindicaciones 1 a 3, caracterizado porque se utiliza una mezcla de polisulfuros de ditertiobutilo cuyo valor medio del número de átomos de azufre está comprendido entre 2 y 6.
5. Procedimiento de conformidad con alguna de las reivindicaciones 1 a 4, caracterizado porque la cantidad de compuestos de Fórmula (I) corresponde a una concentración, expresada en peso equivalente de azufre en relación al peso de la corriente de hidrocarburo, comprendida entre 1 y 5000 ppm, de preferencia entre 5 y 500 ppm.
6. Procedimiento de conformidad con alguna de las reivindicaciones 1 a 5, caracterizado porque la corriente a tratar tiene un TAN superior a 0.2, y de preferencia superior a 1.
7. Procedimiento de conformidad con alguna de las reivindicaciones 1 a 6, caracterizado porque es realizado a una temperatura comprendida entre 200 y 450 °C, y más particularmente entre 250 y 350 °C.
8. Procedimiento de conformidad con alguna de las reivindicaciones 1 a 7, caracterizado porque la corriente de hidrocarburo a tratar es seleccionada entre el crudo petrolero, el residuo de destilación atmosférica, los cortes de gasóleo procedentes de la destilación atmosférica y bajo vacío, así como el destilado y el residuo bajo vacío procedente de la destilación bajo vacío.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR0403838A FR2868787B1 (fr) | 2004-04-13 | 2004-04-13 | Utilisation de polysulfures organiques contre la corrosion par les bruts acides |
PCT/FR2005/000861 WO2005103208A1 (fr) | 2004-04-13 | 2005-04-08 | Utilisation de polysulfures organiques contre la corrosion par les bruts acides |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
MXPA06011863A true MXPA06011863A (es) | 2007-04-16 |
Family
ID=34944754
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
MXPA06011863A MXPA06011863A (es) | 2004-04-13 | 2005-04-08 | Utilizacion de polisulfuros organicos contra la corrosion por los crudos organicos. |
Country Status (16)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20070163922A1 (es) |
EP (1) | EP1756251A1 (es) |
JP (1) | JP2007532745A (es) |
KR (1) | KR20070005676A (es) |
CN (1) | CN1973021A (es) |
AR (1) | AR050242A1 (es) |
AU (1) | AU2005235761B2 (es) |
BR (1) | BRPI0509789A (es) |
CA (1) | CA2562102A1 (es) |
EA (1) | EA010668B1 (es) |
FR (1) | FR2868787B1 (es) |
MX (1) | MXPA06011863A (es) |
NO (1) | NO20065183L (es) |
TW (1) | TWI314952B (es) |
UA (1) | UA84741C2 (es) |
WO (1) | WO2005103208A1 (es) |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104152192B (zh) * | 2013-05-13 | 2016-05-25 | 刘爱国 | 一种汽柴油防腐剂 |
KR101990826B1 (ko) | 2019-03-18 | 2019-06-19 | 영화진흥위원회 | 청각장애인의 관람 환경 개선용 시각 제공장치 |
US20210255609A1 (en) * | 2020-02-14 | 2021-08-19 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Systems and methods for monitoring and predicting a risk state of an industrial process |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2708199A (en) * | 1951-10-24 | 1955-05-10 | Continental Oil Co | Preparation of organic polysulfides |
US3022351A (en) * | 1957-03-07 | 1962-02-20 | Phillips Petroleum Co | Production of organic polysulfides |
US3062612A (en) * | 1959-04-25 | 1962-11-06 | Inst Francais Du Petrole | Method of protecting metals against electrochemical corrosion of the acidic type |
US3038013A (en) * | 1959-08-25 | 1962-06-05 | Phillips Petroleum Co | Color improvement in synthesis of polysulfides |
DE3437936A1 (de) * | 1984-10-17 | 1986-04-17 | Peter, Siegfried, Prof.Dr., 8525 Uttenreuth | Verfahren und mittel zur bekaempfung der korrosion unter reduzierenden bedingungen |
US5182013A (en) * | 1990-12-21 | 1993-01-26 | Exxon Chemical Patents Inc. | Naphthenic acid corrosion inhibitors |
US5500107A (en) * | 1994-03-15 | 1996-03-19 | Betz Laboratories, Inc. | High temperature corrosion inhibitor |
US5457234A (en) * | 1994-06-20 | 1995-10-10 | Phillips Petroleum Company | Process for treating organic polysulfide compounds |
US5552085A (en) * | 1994-08-31 | 1996-09-03 | Nalco Chemical Company | Phosphorus thioacid ester inhibitor for naphthenic acid corrosion |
US5464525A (en) * | 1994-12-13 | 1995-11-07 | Betz Laboratories, Inc. | High temperature corrosion inhibitor |
US5630964A (en) | 1995-05-10 | 1997-05-20 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. | Use of sulfiding agents for enhancing the efficacy of phosphorus in controlling high temperature corrosion attack |
ATE232894T1 (de) * | 1996-05-30 | 2003-03-15 | Baker Hughes Inc | Naphtensäurekorrosionskontrolle mit thiophosphorverbindungen |
-
2004
- 2004-04-13 FR FR0403838A patent/FR2868787B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-04-08 AU AU2005235761A patent/AU2005235761B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-04-08 EA EA200601679A patent/EA010668B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-04-08 UA UAA200610725A patent/UA84741C2/ru unknown
- 2005-04-08 US US11/547,920 patent/US20070163922A1/en not_active Abandoned
- 2005-04-08 CA CA002562102A patent/CA2562102A1/fr not_active Abandoned
- 2005-04-08 WO PCT/FR2005/000861 patent/WO2005103208A1/fr active Application Filing
- 2005-04-08 JP JP2007507813A patent/JP2007532745A/ja not_active Withdrawn
- 2005-04-08 BR BRPI0509789-4A patent/BRPI0509789A/pt not_active IP Right Cessation
- 2005-04-08 KR KR1020067021376A patent/KR20070005676A/ko not_active Application Discontinuation
- 2005-04-08 EP EP05753703A patent/EP1756251A1/fr not_active Withdrawn
- 2005-04-08 MX MXPA06011863A patent/MXPA06011863A/es active IP Right Grant
- 2005-04-08 CN CNA2005800194186A patent/CN1973021A/zh active Pending
- 2005-04-11 TW TW094111355A patent/TWI314952B/zh not_active IP Right Cessation
- 2005-04-12 AR ARP050101429A patent/AR050242A1/es active IP Right Grant
-
2006
- 2006-11-10 NO NO20065183A patent/NO20065183L/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EA200601679A1 (ru) | 2007-04-27 |
CN1973021A (zh) | 2007-05-30 |
AR050242A1 (es) | 2006-10-11 |
AU2005235761A1 (en) | 2005-11-03 |
AU2005235761B2 (en) | 2009-12-17 |
US20070163922A1 (en) | 2007-07-19 |
UA84741C2 (ru) | 2008-11-25 |
JP2007532745A (ja) | 2007-11-15 |
WO2005103208A1 (fr) | 2005-11-03 |
EA010668B1 (ru) | 2008-10-30 |
FR2868787B1 (fr) | 2006-06-23 |
NO20065183L (no) | 2006-11-10 |
EP1756251A1 (fr) | 2007-02-28 |
KR20070005676A (ko) | 2007-01-10 |
BRPI0509789A (pt) | 2007-10-23 |
TWI314952B (en) | 2009-09-21 |
FR2868787A1 (fr) | 2005-10-14 |
TW200606246A (en) | 2006-02-16 |
CA2562102A1 (fr) | 2005-11-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
TWI408220B (zh) | 高溫腐蝕抑制劑 | |
EP0607640B1 (en) | Naphtenic acid corrosion inhibitors | |
AU683519B2 (en) | High temperature corrosion inhibitor | |
AU2008322235B2 (en) | A novel additive for naphthenic acid corrosion inhibition and method of using the same | |
US5252254A (en) | Naphthenic acid corrosion inhibitor | |
WO2008122989A2 (en) | Naphthenic acid corrosion inhibition using new synergetic combination of phosphorus compounds | |
JP4607870B2 (ja) | 製油所におけるナフテン酸による腐食を防止する方法 | |
WO2003006581A2 (en) | Method for inhibiting corrosion using certain phosphorus and sulfur-free aromatic compounds | |
MXPA06011863A (es) | Utilizacion de polisulfuros organicos contra la corrosion por los crudos organicos. | |
AU2005219594A1 (en) | Method for corrosion control of refining units by acidic crudes | |
WO2003006582A1 (en) | Method for inhibiting corrosion using 4-sulfophthalic acid | |
US20030012682A1 (en) | Method for inhibiting corrosion using triphenylstibine |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FG | Grant or registration |