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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR Decanato de Estudios Profesionales
Coordinación de Ingeniería de Materiales
Evaluación de los Lazos de Corrosión en la Unidad de Crudo de
Petrolera Ameriven
Por
Sarina Ana Salas Scheuren
Sartenejas, Octubre de 2006
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR Decanato de Estudios Profesionales
Coordinación de Ingeniería de Materiales
Evaluación de los Lazos de Corrosión en la Unidad de Crudo de
Petrolera Ameriven
Por Sarina Ana Salas Scheuren
Realizado con la Asesoría de Tutor Académico: Gladys Navas
Tutor Industrial: Ing. Cesar Malpica
PROYECTO DE GRADO Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título de Ingeniero de Materiales mención Metalurgia
Sartenejas, Octubre de 2006
I
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR Decanato de Estudios Profesionales
Coordinación de Ingeniería Materiales
Evaluación de los Lazos de Corrosión en la Unidad de Crudo de
Petrolera Ameriven
PROYECTO DE GRADO presentado por Sarina Ana Salas Scheuren
RESUMEN
La Unidad de Crudo de Petrolera Ameriven está constituida por el proceso de desalación, destilación atmosférica y de vacío. Esta Unidad procesa una alimentación constituida por la mezcla de crudo pesado y diluente, con una gravedad especifica API 6º, con 3.5 %p/p de azufre y un TAN de 2.5 mg KOH/gr, lo que proporciona a esta alimentación un potencial corrosivo significativo. Estas condiciones actuales del proceso hacen necesario la evaluación de riesgo de corrosión. Para ello se aplicó la metodología de lazos corrosión, en los que se agrupan un grupo de equipos y tuberías bajo condiciones de operación, proceso y metalurgia similares. Cada circuito de corrosión maneja diferentes velocidades de corrosión, asociados a un mecanismo de degradación en particular. En función de las condiciones de proceso y velocidades de corrosión actuales, se determinaron los lazos de corrosión más críticos, lo que permitió la implantación sistemática del control y monitoreo de las variables críticas en cada uno de los lazos de corrosión afectados, entre ellas: inyección de agua y contenido de sal en el crudo desalado; cloruros, pH, hierro total en aguas agrias producto de los topes de las Torres Atmosférica y de Vacío, entre otros. Este sistema permite minimizar la ocurrencia de los mecanismos de corrosión involucrados, genera estrategias en la toma de decisiones a nivel de control de proceso, reparación y reemplazo de componentes, cambio de metalurgia e inspección, lo que permite la operación segura de la unidad con una alta disponibilidad y confiabilidad Palabras Claves: Corrosión, Lazos de Corrosión, Variables Críticas, Cloruro de Amonio, Ácidos Nafténico.
Sartenejas, Octubre 2006
II
DEDICATORIA
Gracias por alumbrar mi vida y llenarla de felicidad.
Esto es para ti!!
A mis padres, por darme la oportunidad de ser quien soy y darles el orgullo que se
merecen.
Esto es para Uds.!!
III
AGRADECIMIENTOS A mis padres, por apoyarme cada día y darme la fuerza necesaria para salir adelante, siempre
guiándome por el camino correcto.
A mis hermanas, Sandra y Sabrina (pq), por estar conmigo siempre, por escucharme y por
brindarme apoyo en todo momento…simplemente por ser mis hermanas… Gracias!!
A mi novio, Luigi Colasurdo, por entenderme y prestarme su ayuda incondicional en todo
momento, por estar conmigo y darme apoyo en cualquiera de mis decisiones… Simplemente por
ser quien eres, gracias por ser parte de mi vida y de mis sueños…
A Ruben Conde, gracias por enseñarme a querer y darle sentido a mi carrera, gran parte de esta
enseñanza es por ti, por tu disposición, por tu carisma y por lo que eres… Gracias por dejarme
ser parte de tu truya…
A Cesar Malpica, con el solo hecho de creer y confiar en mi desde un principio, MUCHAS
GRACIAS!!!. A Dulce, Cesar Junior y Estefanía, por recibirme y ofrecerme su casa… Gracias
por hacerme sentir parte de su familia…
A Jesús Centeno, Yisus!!, por darme el mayor de los apoyos, como profesional y sobretodo como
amigo…por hacerme ver que TODO PASA… Gracias!!. A todo el equipo de confiabilidad y
procesos, en especial a Cecilia Sánchez, Anita, Jose Rafael, Asdrúbal, Democrates, Vanessa,
Alexander, Jose Ricardo y Rafael García… gracias por darme la oportunidad de formar parte de
su equipo. Gracias… A Maria Morales y Antonietta Mavo, por brindarme su amistad, ayuda y
confianza.
A una amiga que creció conmigo durante toda la carrera y también formo parte de este proyecto,
Valentina, gracias por brindarme tu amistad, compañía y confianza!
A Carlos Porta por brindarme tus conocimientos, apoyo y colaboración.
IV
A mi tutora académica, Gladys Navas, por enseñarme y terminarme de guiar en mi proyecto.
Muchas Gracias por la disposición prestada.
ÍNDICE DE CONTENIDO
RESUMEN .......................................................................................................................... I
DEDICATORIA ............................................................................................................... II
AGRADECIMIENTOS .................................................................................................. III
INDICE DE FIGURAS ................................................................................................. VII
INDICE DE TABLAS .................................................................................................. VIII
NOMENCLATURA EMPLEADA ................................................................................ IX
CAPÍTULO I ..................................................................................................................... 1
I.1 Introducción ............................................................................................................... 1
I.2 Justificación del Proyecto .......................................................................................... 2
I.3 Metodología y Recursos ............................................................................................ 3
I.4 Objetivos .................................................................................................................... 4
I.4.1 Generales ............................................................................................................ 4
I.4.2 Específicos .......................................................................................................... 4
CAPÍTULO II ................................................................................................................... 5
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA ............................................................................... 5
II.1.1 Petrolera Ameriven S.A ........................................................................................ 5
II.1.2 Ubicación Geográfica del Mejorador .................................................................... 6
II.1.3 Ubicación Geográfica del Campo Petrolero .......................................................... 6
II.1.4 Facilidades de Petrolera Ameriven ....................................................................... 7
II.1.5 Misión de Petrolera Ameriven .............................................................................. 8
II.1.6 Visión de Petrolera Ameriven ............................................................................... 8
II.1.7 Valores y Principios de Petrolera Ameriven ......................................................... 8
II.1.8 Objetivos Empresariales ........................................................................................ 9
PROCESO DE MEJORAMIENTO DE CRUDO EXTRAPESADO ........................ 10
V
II.2.1 Descripción General del Proceso. ....................................................................... 10
II.2.2 Unidad 10. Destilación Atmosférica y de Vacío de Crudo. ................................ 13
II.2.2.1 Descripción del Diagrama de Flujo .............................................................. 14
CAPÍTULO III ................................................................................................................ 20
MARCO TEÓRICO ....................................................................................................... 20
III.1 Riesgo de Corrosión .............................................................................................. 20
III.2 Lazos o Circuitos de Corrosión ............................................................................. 20
III.3 Documento de Evaluación del Riesgo a la Corrosión (en inglés, Corrosion Risk
Assesment- CRA) ......................................................................................................... 21
III.3.1 Corrosión Unidad de Crudo ........................................................................... 21
III.4 Variable Críticas del Proceso a Controlar ............................................................. 27
III.4.1 Requerimientos de las Variables de Monitoreo ............................................. 27
III.4.2 Tipos de Monitoreo de Variables de Criticas ................................................ 28
III.4.2.1 Variables Críticas para Corrosión ............................................... 28
III.4.3 Características de las Variables Críticas a Monitorear .................................. 29
CAPÍTULO IV ................................................................................................................ 31
DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA ............................................................................. 31
IV.1 Evaluación de los CRA. Criticidad de Lazos de Corrosión .................................. 31
IV.2 Implantación del Monitoreo de Variables Criticas del Proceso ........................... 32
CAPÍTULO V .................................................................................................................. 33
MARCO METODOLOGICO ....................................................................................... 33
V.1 Actualización Evaluación del Riesgo de Corrosión ............................................... 33
V.1.2 Identificación de Tuberías y Equipos en Lazos de Corrosión ........................ 34
V.1.3 Condiciones de Diseño y Actuales de Operación ........................................... 34
V.1.4 Características del fluido asociado a cada lazo de corrosión. ......................... 35
V.1.5 Cálculo velocidad de corrosión de cada circuito ............................................ 36
V.1.6 Evaluación de la criticidad del Lazo de Corrosión ......................................... 37
V.2 Implantación monitoreo de variables críticas en Unidad de Crudo. ...................... 38
VI
V.2.1 Muestras de Laboratorio ................................................................................. 38
V.2.2 Variables de Instrumentación .......................................................................... 39
CAPÍTULO VI ............................................................................................................... 40
RESULTADOS Y ANÁLISIS ........................................................................................ 40
VI.1 Análisis Documento de Evaluación de Riesgo de Corrosión en Unidad de Crudo
....................................................................................................................................... 40
VI.1.1 Lazo de Corrosión 001. Precalentamiento del Crudo. ................................... 45
VI.1.2 Lazo de Corrosión 003. Crudo Desalado T<232 C (450 ºF) ......................... 46
VI.1.3 Lazo de Corrosión 007. Sección media de la torre atmosférica y corrientes
asociadas T<232 C (450F) y Lazo de Corrosión 011. Sección Superior de la
Columna de Vacío y Corrientes Asociadas a T<232 C (450F). .............................. 50
VI.1.4 Lazo de Corrosión 008. Gas Tope Atmosférico y Lazo de Corrosión 012.
Gas Tope de Vacío. ................................................................................................... 53
VI.1.5 Lazo de Corrosión 013. Agua Agrias hacia Unidad de Crudo. .................... 59
CAPÍTULO VII .............................................................................................................. 61
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................ 61
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .......................................................................... 63
ANEXOS .......................................................................................................................... 64
APÉNDICE .................................................................................................................... 106
VII
INDICE DE FIGURAS
Figura 1 Accionistas y Organización de Petrolera Ameriven ............................................. 6
Figura 2 Flujograma Operacional de Petrolera Ameriven S.A. referente a la Extracción,
Transformación y Comercialización del Crudo Comercial y demás Subproductos. ......... 7
Figura 3 Objetivo de Petrolera Ameriven ........................................................................... 9
Figura 4 Diagrama de Bloques del Mejorador de Crudo Extrapesado. ............................ 11
Figura 5 Diagrama de Flujo Unidad de Destilación Atmosférica y de Vacío de Crudo .. 19
Figura 6 Tabla recolección de datos de lazos de corrosión de la Unidad de Crudo ......... 36
Figura 7 Representación de los Lazos de Corrosión en la Unidad de Crudo ................... 41
Figura 8 Haz Tubular Intercambiador 10-E-015 A. .......................................................... 47
Figura 9 Representación Intercambiadores E-002´s reemplazados durante Parada de
Planta 2006. ....................................................................................................................... 54
Figura 10 Presencia de depósitos de sales en el interior del tubo del intercambiador 10-E-
002B .................................................................................................................................. 54
Figura 11 Placa Tubular del Intercambiador de Calor E-002D. Taponamiento de tubos
debido a presencia de fuga. ............................................................................................... 55
VIII
INDICE DE TABLAS Tabla 1 Identificación de las Áreas y Unidades de Petrolera Ameriven S.A. .................. 12
Tabla 2 Intercambiadores de Calor Unidad de Crudo ...................................................... 14
Tabla 3 Intercambiadores de Calor Unidad de Crudo ...................................................... 15
Tabla 4 Mecanismos de Degradación Unidad de Crudo (Desalación, Destilación
Atmosférica y de Vacío) ................................................................................................... 23
Tabla 5 Resumen Características Lazos de Corrosión Unidad de Crudo ......................... 42
Tabla 6 Contenido de Sales en Crudo Desalado producto de los dos trenes V-002/003B 49
Tabla 7 Variables Críticas asociadas al Lazo de Corrosión 003 ....................................... 49
Tabla 8 Variables a ser consideradas para la susceptibilidad a corrosión nafténica en
algunos de los cortes de crudo Hamaca luego del arranque. ............................................ 50
Tabla 9 Metalurgias Reemplazadas durante Parada de Planta 2006 de Intercambiadores
de Calor con susceptibilidad a Corrosión Nafténica. Lazo de Corrosión 007. ................. 51
Tabla 10 Metalurgias Reemplazadas durante Parada de Planta 2006 de Intercambiadores
de Calor con susceptibilidad a Corrosión Nafténica. Lazo de Corrosión 011. ................. 52
Tabla 11 Variables Críticas asociadas al Lazo de Corrosión 008 ..................................... 57
Tabla 12 Variables Críticas asociadas al Lazo de Corrosión 012 ..................................... 58
Tabla 13 Variables Críticas asociados al Lazo de Corrosión 013. ................................... 60
IX
NOMENCLATURA EMPLEADA
API: American Petroleum Institute. (Unidad de Gravedad Específica)
CRA: Corrosion Risk Assessment. (Evaluación de Corrosión)
DCU: Delayed Coker Unit. (Unidad de Coquificación Retardada)
GOH: Gas Oil Hydrocraker. (Unidad de Hidrocraqueo de Gasóleos)
HPU: Hydrogen Production Unit. (Unidad de Producción de H2)
HSU: Hydroprocessing Support Unit. (Unidad de Soporte al Hidrotratamiento)
HVGO: Heavy Vacuum Gas Oil. (Gasóleo Pesado de Vacío)
H2: Hidrógeno.
H2S: Ácido Sulfhídrico.
LOH: Light Oil Hydrotreater. (Unidad de Hidrotratamiento de Aceites Livianos)
LVGO: Light Vacuum Gas Oil. (Gasóleo Liviano de Vacío)
MBPD: Million Barrils per Stream Day. (Millones de Barriles Por Día)
MVGO: Medium Vacuum Gas Oil. (Gasóleo Mediano de Vacío)
PA: Petrolera Ameriven.
PDVSA: Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima.
PTB: Pounds per Thousand Barrils. (Libras por cada 1000 barriles)
P&ID: Pipe and Instrumentation Diagram. (Diagrama de Tuberías e Instrumentación)
SRU: Sulfur Recovery Unit. (Unidad de Recuperación de Azufre)
SS: Acero Inoxidable
SWS: Sour Water Stripper. (Unidad de Tratamiento de Aguas Agrias)
TGTU: Tail Gas Treatment Unit. (Unidad de Tratamiento de Gas de Cola)
TML: Thickness Meassurement Location. (Zona de Medición de Espesores)
1
CAPÍTULO I
I.1 Introducción
Petrolera Ameriven S.A produce crudo extra pesado proveniente del campo Hamaca,
en la faja petrolera del Orinoco al Este de Venezuela. El crudo extra pesado producto de
la extracción presenta 9º API, siendo transformado a crudo mejorado de
aproximadamente 27º API a partir de la implementación de una serie de procesos
operacionales.
Cada una de las unidades del Mejorador conforma una serie de equipos y tuberías
agrupados, según las condiciones del proceso, en lazos de corrosión. Durante el periodo
de arranque del Mejorador fueron evaluados cada uno de estos circuitos, considerando
principalmente las características del crudo, temperatura y metalurgia, con el fin de velar
por la integridad mecánica de los mismos.
Actualmente el crudo extra pesado que incorpora el Mejorador maneja altos
porcentajes de H2S, azufre, número total de acidez, entre otros, los cuales han causado
impacto sobre la vida útil de los equipos, generando paradas de mantenimiento no
planificadas para el reemplazo de nuevas metalurgias o limpieza de equipos.
La Unidad de Crudo, que recibe directamente el crudo proveniente de la Faja, es una
de las áreas mas afectadas por estas nuevas condiciones. Es por ello que surge la
2
necesidad de evaluar la criticidad de cada uno de los lazos de corrosión junto con los
mecanismos de degradación involucrados.
Una de las estrategias para evaluar las condiciones del proceso en operación, es a
través de la monitoreo de las variables críticas, controladas a través del establecimiento
de límites que abarcan rangos óptimos de operación.
I.2 Justificación del Proyecto
Tomando en consideración las necesidades del sector petrolero a nivel de
producción, el Mejorador HAMACA atraviesa un proceso de crecimiento en el que debe
velar la integridad mecánica de sus equipos y tuberías, con el fin de competir en
capacidad, calidad y confiabilidad con respecto a cualquier mercado perteneciente a este
sector.
Durante el diseño del Mejorador, el crudo considerado para la evaluación de los
equipos difiere notoriamente del crudo contemplado actualmente (con 3.5 %p/p de azufre
y un TAN de 2.5 mg KOH/gr), por lo que se genera la necesidad de evaluar y analizar los
nuevos mecanismos de degradación que reúne el sistema. De esta forma, la realización de
este proyecto permitirá principalmente garantizar la detección de la criticidad de riesgo
frente a problemas corrosivos, a fin de generar medidas preventivas y correctivas que
permitan maximizar la vida útil de los activos involucrados.
Este proyecto abarca el estudio exhaustivo de los lazos de corrosión identificados en
la Unidad de Crudo, entendiéndose como la evaluación de la criticidad de los circuitos,
mecanismos de degradación asociados, implementación de variables a controlar y
propuestas de reemplazo de nuevas metalurgias, teniendo como principal función
incorporar y asociar las nuevas condiciones del proceso al sistema en operación.
3
I.3 Metodología y Recursos
La investigación comprende una serie de etapas y fases en las que se llevará a cabo el
análisis de la criticidad de la Unidad de Crudo. Las fases iniciales comprenden
exploración de las condiciones del sistema actual y verificación con aquellas establecidas
por diseño concerniente a cada uno de los circuitos involucrados, así como también
registro de todos los parámetros como temperatura, presión y metalurgia que generan
impacto frente a los mecanismos de degradación como es el caso de corrosión por sales,
ácidos nafténicos, entre otros. Esta evaluación también incluye la implantación del
monitoreo de variables que controlan dichos mecanismos, entendiéndose como el
establecimiento de sus limites permisibles: mínimo y máximo, y contadores, que
permitan detectar cualquier desviación de la variable y atacar preventivamente el
problema de corrosión al respecto.
Es importante indicar que la puesta en practica del monitoreo de las variables
críticas fue un procedimiento facilitado por Petrolera Ameriven, concebido en la empresa
originalmente en el año 2004, periodo de construcción y arranque del Mejorador. El
método está dirigido al área de corrosión, procesos e ingeniería, teniendo como principal
función controlar variables del proceso. Estas variables son establecidas por el mismo
usuario dependiendo del grado de criticidad frente a los posibles mecanismos de daño
asociados, con la finalidad de generar una alarma en cuanto la condición se desvíe de los
límites permitidos. Una vez en alerta, serán consideradas las decisiones convenientes a
fin de velar por la integridad mecánica de los equipos involucrados.
El desarrollo del proyecto coincidió con la Parada de Planta 2006 del Mejorador.
La misma tuvo como principal objetivo el mantenimiento de equipos críticos previamente
planificados. En la Unidad de Crudo se llevó a cabo el reemplazo de la gran mayoría de
los intercambiadores de calor con previa detección de posibles problemas de corrosión,
principalmente por ácidos nafténicos. El objetivo en este proyecto es el de proporcionar
el procedimiento y recomendaciones frente a los principales mecanismos de degradación
4
que involucra la Unidad de Crudo, con el fin de asegurar un correcto desempeño de
operación de los equipos frente al crudo suministrado desde la faja Hamaca, considerando
la puesta en practica de cualquier propuesta en próximas Paradas de Planta, posiblemente
para el año 2008.
I.4 Objetivos
I.4.1 Generales
1. Determinación de los mecanismos de degradación presentes en los lazos
de corrosión de la Unidad de Crudo que comprende destilación
atmosférica y de vacío, en Petrolera Ameriven.
I.4.2 Específicos
1. Evaluar a través las características del crudo, los mecanismos de
degradación asociados a los circuitos de corrosión en la Unidad de Crudo.
2. Modificar el Documento de Evaluación de Riesgo de Corrosión de la
Unidad de Crudo, considerando las condiciones actuales: de operación y
características del crudo.
3. Identificar, los lazos de corrosión en la Unidad de Crudo de mayor
criticidad con respecto a las condiciones actuales y de diseño establecidas
durante la construcción.
4. Establecer e implantar estrategias de control y monitoreo de las variables
críticas de cada lazo de corrosión en la Unidad de Crudo, basándose en las
condiciones actuales de operación y mecanismos de corrosión relacionado
a cada circuito.
5
CAPÍTULO II
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA
II.1.1 Petrolera Ameriven S.A
Petrolera Ameriven S.A. es la empresa operadora de la asociación estratégica
conformada entre Phillips-Conoco, Chevron-Texaco y PDVSA para la extracción,
transporte y mejoramiento de 190,000 BPD de crudo extra-pesado del área de Hamaca de
la Faja Petrolífera del Orinoco.
En la etapa de mayor producción, se extraen unos 190,000 BPD de crudos extra-
pesados con una gravedad promedio de 8 a 9ºAPI, el cual es mezclado con 57,575 BPD
de nafta diluida. La alimentación total es de 247,575 BPD con una gravedad específica
de 16.0 API, es transportada a través del oleoducto desde Zuata hasta el complejo
industrial de José, 300 km al norte en la costa del estado Anzoátegui. Allí son
transformados en aproximadamente 180,000 BPD de un crudo sintético mediano de unos
26° API para su venta en los mercados internacionales. La participación de los socios es
de la siguiente manera (Figura 2.1): 40 % Phillips-Conoco (USA), 30% PDVSA
(Venezuela) y 30 % Chevron-Texaco (USA).
6
40% 30%
PETROLERA AMERIVEN, S.A.
Agent/Operator Company
Management CompanyPETROLERA HAMACA, S.A.
30%
Phillips Petroleum Company ChevronTexaco CorporationPetróleos de Venezuela, S.A
40% 30%
PETROLERA AMERIVEN, S.A.
Agent/Operator Company
Management CompanyPETROLERA HAMACA, S.A.
30%
Phillips Petroleum Company ChevronTexaco CorporationPetróleos de Venezuela, S.A
Compañia de Gerencia
Compañia Operadora
Figura 1 Accionistas y Organización de Petrolera Ameriven
II.1.2 Ubicación Geográfica del Mejorador
El mejorador de crudo extrapesado de Petrolera Ameriven se encuentra ubicado al
nororiente de Venezuela, en la Costa del Mar Caribe, al norte del Estado Anzoátegui, en
lo que se conoce como Condominio Industrial de Jose.
II.1.3 Ubicación Geográfica del Campo Petrolero
El crudo extra pesado que emplea Petrolera Ameriven S.A. como materia prima se
extrae del Campo Petrolero Hamaca, en especifico de la formación terciaria del Bloque H
y en la porción Norte del Bloque M; el cual se encuentra en la zona oriental de
Venezuela, en el estado Anzoátegui, a 200 Km del Sur de la Costa del Mar Caribe,
delimitando al Norte con el Río Orinoco en el área conocida como la Faja Petrolífera del
Orinoco.
7
II.1.4 Facilidades de Petrolera Ameriven
La Operadora Petrolera Ameriven S.A. consta de cuatro (4) instalaciones mayores
para la Producción, Transporte y Transformación del crudo extra pesado en crudo
sintético, tomando como referencia los siguientes parámetros (ver Figura 2.3):
Facilidades de extracción en el Campo Hamaca.
Sistema de Tuberías para transportar la Nafta (diluyente del crudo extra pesado)
hasta el Campo Hamaca.
Sistema de Ductos para transportar el crudo pesado desde el Campo Hamaca hasta
el Mejorador, ubicado en el complejo Jose.
Facilidades Operacionales del Mejorador Petrolera Ameriven S.A. en Jose.
En la Figura 2.2 se presenta un esquemático de las instalaciones que conforman el
complejo mejorador de crudo Ameriven.
HAMACA 8-9°API
4 Well pads(7 – 14 wells each)
MPP
Bloque H
36” DCO14 Km
Diluente
COB
PDVSA Gas
Disposición de Agua
16” Gas a El Guico 60 Km
20” Diluente75 Km
PTO30” DCO55 Km
20” Diluente165 Km
Jose42” DCO165 Km CRUDO
SINTETICO
SUBPRODUCTOS
4040 ST/DCOQUE
600 LT/D AZUFRE
248 MBDO
DCO/DiluentePara/desde
CERRO NEGRO
180 MBDO
26°API
Figura 2 Flujograma Operacional de Petrolera Ameriven S.A. referente a la Extracción,
Transformación y Comercialización del Crudo Comercial y demás Subproductos.
8
II.1.5 Misión de Petrolera Ameriven
¨Crear y operar una empresa competitiva reconocida por producir con seguridad
crudo sintético con el más alto margen de seguridad, y por ser la más sólida, la de mayor
rentabilidad la más abierta a innovaciones y la de mayor conciencia ambientalista¨ [4]
II.1.6 Visión de Petrolera Ameriven
La visión de Petrolera Ameriven S.A. esta centrada en la “Excelencia en producir
crudo sintético de alta calidad para competir en el mercado mundial”. Definiendo sus
aspiraciones en forma global conceptualizada a ser un “Mejorador de Clase Mundial”. [4]
II.1.7 Valores y Principios de Petrolera Ameriven
Para lograr su visión, Petrolera Ameriven S.A. debe partir de una base sólida de
valores y creencias.
Las fortalezas fundamentales incorporadas en las directrices de Petrolera Ameriven
S.A. a partir de las cuales puede alcanzar su visión están orientadas a
Conducir las operaciones de manera segura, considerando los posibles efectos
sobre el medio ambiente.
Preservar la equidad en el trato justo con todos sus empleados.
Ser ético.
Generar confianza al establecer y mantener una comunicación abierta y honesta.
Ser una organización orientada al desempeño de procesos con resultados
confiables.
Brindar reconocimiento a equipos de trabajo y a empleados.
Dar el ejemplo al Liderar y Gerenciar todas las áreas del negocio.
9
II.1.8 Objetivos Empresariales
Los objetivos específicos que comprenden Petrolera Ameriven S.A. están orientados
de la siguiente forma:
Extraer, transportar una carga total de 190 MBPDO de crudo extra pesado
(de aproximadamente de 8 a 9 API) de la Faja Petrolífera del Orinoco y procesar
una carga total de 248 MBPDO de crudo diluido con 58 MBPDO de Nafta (47
API) con la finalidad de obtener 180 MBPDO de crudo mejorado (de
aproximadamente de 23 a 27 API), el cual presente niveles reducidos de
contaminantes como: Azufre, Vanadio, Nitrógeno y Níquel.
Mejorador de Crudo Extra Pesado
180 MBPDO CRUDO MEJORADO
26 °API1,6 % p S
2.700 ppm N49 ppm Ni171 ppm V
248 MBPDO CRUDO DILUIDO
16 °API3,16 % p S
4.577 ppm N63 ppm Ni249 ppm V
190 MBPDO CRUDO 8,5 °API +58 MBPDO Nafta Diluente 47 °API
Figura 3 Objetivo de Petrolera Ameriven
Garantizar la seguridad, integridad al personal que labora, con respecto a
todas las operaciones que se realizan en la planta; asimismo asegurar la
confiabilidad en las instalaciones y la protección del ambiente.
Lograr ser reconocidos como líderes en el mercado competitivo en el que
se desarrolla.
Desarrollar y preservar una estrecha relación con la comunidad e
instituciones en las zonas en la que opera la empresa.
10
PROCESO DE MEJORAMIENTO DE CRUDO EXTRAPESADO
II.2.1 Descripción General del Proceso.
El mejorador de crudo extra pesado Hamaca utiliza las tecnologías de coquificación
retardada e hidroprocesamiento para convertir la carga de crudo extra pesado en un
producto liviano de mayor valor, por la vía de la descomposición térmica con rechazo de
carbón, adición de hidrógeno (H2) y extracción de compuestos con azufre y nitrógeno.
La planta de mejoramiento es capaz de procesar 190,000 barriles por día de crudo
Hamaca proveniente de la Faja Petrolífera del Orinoco, el cual se maneja en dilución con
nafta.
La planta de mejoramiento esta ubicada dentro del Área Industrial de José. El
proceso de transformación del crudo se realiza en ciertas unidades de proceso, las cuales
a su vez se apoyan en unidades de generación o distribución de servicios utilitarios y
otras unidades externas como los patios de tanques, mechurrios, tratamiento de efluentes,
etc.
A continuación se resume el esquema de procesamiento básico acompañado de un
diagrama de bloque simplificado del Mejorador (Figura 4). En la tabla 1 se puede
observar cada una de las áreas y plantas que compone Petrolera Ameriven.
11
Columnade
Vacío
DCU
GOH
LOH
HSU
HPU
ARUSRU
SW SUTGTU
ColumnaAtm.
Nafta de Reposición
Gas Natural
Destilado Combinado
Crudo
Diluido
Campo de
Producción
Nafta Diluida
H2
CrudoComercial
HCGO
Coque
Residuo Corto
LVGO
MVGO
Agua agriaAmina rica
Amina pobreAgua despojada
Azufre
C3 C4 - 645
Columnade
Vacío
DCU
GOH
LOH
HSU
HPU
ARUSRU
SW SUTGTU
ColumnaAtm.
Nafta de Reposición
Gas Natural
Destilado Combinado
Crudo
Diluido
Campo de
Producción
Nafta Diluida
H2
CrudoComercial
HCGO
Coque
Residuo Corto
LVGO
MVGO
Agua agriaAmina rica
Amina pobreAgua despojada
Azufre
C3 C4 - 645
Figura 4 Diagrama de Bloques del Mejorador de Crudo Extrapesado.
El crudo diluido es desalado y fraccionado en nafta, destilados y crudo reducido en la
columna de destilación atmosférica de la unidad de crudo. La nafta es recirculada al
campo de producción para ser rehusada como diluente del crudo virgen. El residual
atmosférico es fraccionado en gasóleos y residuo de vacío en la columna de destilación
al vacío de la unidad de crudo. La mayor parte del residuo de vacío se alimenta a la
Unidad de Coquificación Retardada (DCU), donde es térmicamente craqueado para
producir coque de petróleo y destilados livianos. El residuo de vacío restante se desvía
del coquificador retardado y es directamente mezclado en el crudo comercial. Los
vapores de los tambores de coque son fraccionados en gas combustible, nafta, destilados
y gasóleo pesado.
El Mejorador cuenta con dos Unidades de Hidroprocesamiento, una Unidad de
Hidrotratamiento de Aceites Livianos (LOH) y una Unidad de Hidrocraqueo de Gasóleos
(GOH). En estas unidades se remueve el azufre y el nitrógeno del butano, nafta,
destilados y gasóleos mediante el tratamiento catalítico con H2. El H2 proviene de la
12
Unidad de Producción de H2 (HPU). Los productos de las unidades de
hidroprocesamiento son tratados en la Unidad de Soporte al Hidrotratamiento (HSU). En
esta unidad, se efectúa la mezcla final de los productos intermedios para obtenerse un
crudo comercial de aproximadamente 26° API. Los compuestos contaminantes como
azufre, nitrógeno y otros, son removidos con agua de lavado o absorción con soluciones
acuosas de aminas que luego se tratan en la Unidad de Tratamiento de Aguas Agrias
(SWS) y la Unidad de Regeneración de Aminas (ARU). Gases ricos en azufre y
amoníaco provenientes de estas unidades son procesados en la Unidad de Recuperación
de Azufre (SRU y TGTU) para la producción de azufre como un subproducto y la
destrucción del amoníaco.
Tabla 1 Identificación de las Áreas y Unidades de Petrolera Ameriven S.A. ÁRÉA UNIDAD
CRUDO - OFFSITES
10
10 Crudo
51 Aceite de lavado
0.5
57 Mechurrios (Sistema de Alivio)
90 Sistema de Medición
40 63 Aceites rechazados
90 61 Patio de tanques
COQUIFICACIÓN RETARDADA
20
12 Coquificación retardada
18 Planta de gas
45 Gas combustible
65 Carga de coker
HIDROPROCESOS
50
14 Hidrotratamiento de destilados livianos
15 Hidroprocesos
16 Hidrotratamiento de destilados pesados
RECUPERACIÓN DE AZUFRE
30
24 Regeneración de Aminas
26 Despojador de aguas agrias
28 Recuperación de azufre
30 Tratamiento de gas de cola
32 Pastilladora de azufre
64 Carga de azufre sólido
60 22 Producción de hidrógeno
41 Sistema de generación de vapor
13
UTILITIES
(Servicios Industriales)
40
42 Sistema de osmosis inversa
43 Recuperación de condensados (agua de caldera)
46 Sistema de aire para instrumentación
47 Sistema de agua de enfriamiento
48 Sistema de nitrógeno (vaporización)
70
44 Aguas de servicio
65
Tratamiento de aguas de desecho
Tratamiento de aguas sanitarias
72
67 Sistema de protección de incendios
52 Sistema de emergencia de suministro de electricidad
72 Sistema de distribución de electricidad
II.2.2 Unidad 10. Destilación Atmosférica y de Vacío de Crudo.
La Unidad de Crudo está diseñada para procesar 190000 de crudo Hamaca diluido
con 58000 BPDO de diluente nafta. La carga total a la planta es de 248000 BPDO de una
mezcla de aproximadamente 16.0°API. La mayor parte de la nafta diluente contenido en
el crudo diluido es recuperado y recirculado al campo de producción vía tubería. El
diluente se complementa con Nafta Hidrotratada de la unidad de Soporte a
Hidroprocesamiento (HSU).
La unidad de Destilación de Crudo integra los sistemas de Desalación, Destilación
Atmosférica y Destilación al Vacío. Se encarga de separar el crudo diluido en los
siguientes productos intermedios:
Nafta no-estabilizada
Diluente Nafta.
Mezcla de Destilados Atmosféricos
Gasóleo Liviano de Vacío (LVGO)
Gasóleo Mediano de Vacío (MVGO)
Gasóleo Pesado de Vacío (HVGO)
14
Residuo de Vacío.
Los destilados atmosféricos liviano y pesado producidos son mezclados en línea
dentro de la unidad y la mezcla se envía a Hidroprocesamiento de Livianos (Unidad 14)
junto al gasóleo liviano de vacío (LVGO). Por su parte, el Gasóleo pesado de Vacío es
enviado Hidrocraqueo de Gasóleos (Unidad 16). Una porción del residuo de vacío va a
alimentar la Coquificación Retardada (Unidad 12) y el resto es mezclado en el crudo
comercial en la unidad de Soporte de Hidrotratamiento (Unidad 15). El Gasóleo Mediano
de vacío producido será usado como aceite de lavado.
II.2.2.1 Descripción del Diagrama de Flujo
El crudo Diluido es bombeado desde los tanques de Crudo Diluido 61-TK-
001/002/003 en el Patio de Tanques por las bombas 61-P-001 A/B, a la entrada a la planta
se le inyecta demulsificante con el 10 ME-003 y pasa a precalentarse en intercambiadores
de calor con las siguientes corrientes:
Tabla 2 Intercambiadores de Calor Unidad de Crudo
INTERCAMBIADOR CORRIENTE CON LA CUAL INTERCAMBIA
10-E-001 A/B/C NAFTA DILUENTE PROVENIENTE DE LA BOMBA 10-P-
004
10-E-002 A/B/C/D/E/F/G/H/I/J GASES DE TOPE DE LA DESTILADORA ATMOSFERICA
10-E-004 A/B/C PRODUCTO MVGO
10-E-005 NAFTA DILUENTE DE LA BOMBA 10-P-004
10-E-006 A/B/C/D RECIRCULACION DE DESTILADO ATMOSFERICO
LIVIANO
10-E-007 A/B/C/D RECIRCULACION Y PRODUCTO MVGO
10-E-008 DESTILADOS ATMOSFERICOS LIVIANO Y PESADO
PRODUCTOS A LOH
10-E-009 HVGO PRODUCTO
10-E-010 RECIRCULACION DE DESTILADO LIVIANO
En este intercambio de calor el crudo diluido alcanza una temperatura superior a los
149 C (300 F), luego se emulsifica con agua caliente a fin de promover la desalación.
15
Con la ayuda de una válvula mezcladora se genera la emulsión para establecer un intimo
contacto agua-aceite el cual va a un sistema de cuatro desaladores electro-estáticos 10-V-
002-A/B y 10-V-003 A/B, de dos etapas, donde, por el efecto de un campo electro-
estático se rompe la emulsión, facilitando la separación de las fases agua-crudo. La sal
queda retenida en la fase de agua y de esta manera el crudo se hace menos corrosivo en
ulteriores etapas de procesamiento.
El agua para la desalación es una mezcla de condensado de vapor bombeado por la
10-P-003 y agua despojada proveniente de la unidad 26. Esta es calentada a unos 115 C
(240 F) por intercambio de calor con el agua que sale de los desaladores (efluente) en el
10-E-011 A/B. El agua de salida del proceso es enfriada con agua de enfriamiento en el
10-E-012 antes de enviarse a Tratamiento de Efluentes (Unidad 65).
El crudo desalado a menos de 2 PTB (libras por cada 1000 Barriles) se estabiliza en
una cámara de vaporización 10-C-002. Luego es bombeado con la 10-P-002 A/B a través
de una segunda etapa de intercambio de calor conformada por:
Tabla 3 Intercambiadores de Calor Unidad de Crudo INTERCAMBIADOR CORRIENTE CON LA CUAL INTERCAMBIA
10-E-014 A/B RECICLO Y PRODUCTO MVGO PROVENIENTE DE LA
BOMBA 10-P-014 A/B
10-E-015 A/B/C/D/E/F/G/H/I/J/K/L RESIDUAL DE VACIO DE LA BOMBA 10-P-013 A/B
10-E-016 A/B/C RECICLO DE DESTILADO PESADO PROVENIENTE DE
LA BOMBA 10-P-006A/B
10-E-017 A/B/C/D/E/F/G/H/I/J/K/L RECICLO Y PRODUCTO HVGO PROVENIENTE DE LA
BOMBA 10-P-012A/B
10-E-018 A/B/C RESIDUAL DE VACIO PROVENIENTE DE LA BOMBA
10-P-013A/B
A la salida de esta segunda etapa de intercambio de calor el crudo alcanza una
temperatura de 294 C (562 F) y es enviado al Horno 10-H-001 donde en calentado hasta
cerca de 363 C (685 F) para lograr la vaporización parcial del crudo a la cual se alimenta
a la Torre Atmosférica 10-C-001.
16
En la Torre Atmosférica 10-C-001 se establece un gradiente de temperaturas
decreciente hacia el tope con ayuda de un reflujo de líquido descendiente. Esto hace que
los productos condensen en las bandejas y se clasifiquen según su punto de ebullición. De
esta forma se recogen las diferentes fracciones de hidrocarburos en las bandejas de
destilación. Los productos de la destilación de tope a fondo son: vapor de hidrocarburo
que no condensan en la torre salen por el tope, la nafta diluente, el destilado atmosférico
liviano, el destilado atmosférico pesado y el residual atmosférico de fondo.
En el tope de la torre, a la entrada de los intercambiadores de calor, se inyectan un
inhibidor de corrosión y un neutralizante 10-ME-001 y 10-ME-002 (amina fílmica y
amina neutralizante) con la finalidad de controlar la corrosión acida. Los vapores de tope
se enfrían primero en los intercambiadores de calor con el crudo diluido en el 10-E-002
A-J y luego pasan a los condensadores con aire 10-EA-002 A/B/C/D/E. El liquido
condensado, nafta de purga, se recoge en el acumulador de tope 10-V-001, de donde una
parte es bombeada por la 10-P-008 A/B como reflujo a la torre y otra parte junto con el
resto de destilado combinado (LVGO, destilados atmosféricos pesados y livianos)
alimenta a la unidad 14 (LOH). El agua que condensa es recolectada en la bota del
tambor de tope y bombeada por la 10-P-009 A/B hacia la unidad 26 (SWS) y recirculada
hacia el tope de la torre antes de los intercambiadores de calor.
El primer corte lateral superior es Nafta diluente el cual se bombea con la 10-P-004
hacia el tanque de almacenaje 61-TK-008 en el patio de tanques previo enfriamiento por
intercambio de calor con el crudo diluido.
Parte del destilado atmosférico liviano es despojado con vapor de agua para
rectificarlo e incrementar así la recuperación de nafta diluente en la torre 10-C-003 y
bombeada con la 10-P-007 A/B hacia almacenaje o a la unidad 14 (LOH) vía el
intercambio de calor. La otra parte es recirculada con la 10-P-005 A/B para retiro de
calor.
17
El destilado atmosférico pesado es recirculado con la 10-P-006 A/B para retiro de
calor en intercambio con el crudo.
El residual atmosférico a unos 360 C (680 F) es enviado directamente por la 10-P-
010 A/B al Horno de Vacío 10-H-002 donde se calienta por encima de los 399 C (750 F).
A esta temperatura y con la aplicación de un vacío del orden de los 60 mm Hg en el tope
de la torre de Vacío 10-C-004 y con la ayuda de inyección de vapor de agua en el fondo,
se obtiene la vaporización deseada, para recuperar el material que destila por debajo de
los 538 C (1000 ºF).
Por el tope de la torre sale una corriente de material no condensado a las condiciones
de proceso, que incluye el vapor de agua inyectado e hidrocarburos livianos. Este
material es retirado de la torre mediante un sistema de generación de vacío por etapas,
que consta de tres trenes paralelos de tres etapas de condensadores 10-E-019 A/B/C, 10-
E-020A/B/C, 10-E-021 A/B/C y dos etapas de eyectores de vacío 10-EJ-001 A/B/C y 10-
EJ-002 A/B/C.
El condensado de agua e hidrocarburos producido en el sistema de vacío es recogido
en el Acumulador de Tope de Vacío 10-V-004. Los gases no condensados aun presentes
en este tambor son retirados hacia la succión del Compresor de gases del Coquificador
(unidad 12) con la ayuda de otro sistema eyector/condensador conformado por 10-EJ-003
A/B y el condensador 10-E-024.
El agua recogida en el acumulador 10-V-004 es bombeada con la 10-P-015 A/B en
parte como agua de lavado a la Planta de Gas (unidad 18) y en parte a ser tratada en el
despojador de Aguas Agrias. El hidrocarburo recogido en el mismo tambor se retorna con
la bomba 10-P-016 A/B al crudo, a la entrada de la Cámara de Vaporización 10-C-002.
LVGO sale como corte lateral de la Torre de Vacío 10-C-004 a unos 115 C (240 F).
Este corte es recirculado con la bomba 10-P-011 A/B a través del enfriador con aire 10-
EA-001 A/B como retiro de calor y otra parte va a mezclarse en línea con los destilados
18
atmosféricos y la nafta no estabilizada para conformar la alimentación al Hidrotratador de
Livianos (Unidad 14). Una porción de la corriente combinada es enfriada a menos de 150
F para su envío al tanque de Destilado Combinado en la unidad 61.
El MVGO sale como corte lateral intermedio de la Torre de Vacío 10-C-004 a unos
215 C (420 F) y es bombeado por la 10-P-014 A/B a ceder calor al crudo. Una parte del
MVGO es recirculada a la torre para el retiro de calor. Una porción se extrae como
producto de la destilación y se envía a mezcla de Crudo Comercial en la unidad 15 o al
tanque de MVGO de lavado.
El corte de HVGO es bombeado por la 10-P-012 A/B hacia el intercambio de calor
con el crudo a unos 310 C (590 F). Una parte de la corriente se filtra en los 10-F-003 A/B
en caliente y se reinyecta en forma distribuida como reflujo al primer relleno por encima
de la zona de vaporización. Otra parte de la corriente cede calor al crudo y se retorna a
unos 204 C (400 F) a la torre pasando por el filtro 10-F-002. Por ultimo, el HVGO se
extrae como producto y pasa a formar parte de la alimentación del Hidrocraqueador de
Gasóleos (Unidad 16).
El residual de vacío sale por el fondo de la torre a unos 343 C (650 F) hacia las
bombas de fondo 10-P-013 A/B, de donde se alimenta directamente la unidad de
Coquificacion Retardada (12). En tanto que, una porción es dirigida a los 10-E-018 y 10-
E-015 a ceder calor al crudo diluido y en parte se retorna a la torre a unos 204 C (400 F)
como enfriamiento, mientras que otra parte se corta con MVGO y se envía a mezcla de
Crudo Comercial por la vía del tanque de residuo.
En la figura a continuación, Figura 2.4, se presenta un esquemático de proceso de la
unidad de destilación atmosférica y de vacío de crudo.
19
Figura 5 Diagrama de Flujo Unidad de Destilación Atmosférica y de Vacío de Crudo
20
CAPÍTULO III
MARCO TEÓRICO
III.1 Riesgo de Corrosión
El riesgo a corrosión esta determinado por la susceptibilidad de la metalurgia de
equipos y tuberías a sufrir mecanismos de degradación dependiendo de las condiciones
particulares de proceso y los contaminantes del fluido procesado. Los daños por corrosión
con frecuencia causan fallas en equipos, que interrumpen las operaciones y crean
condiciones inseguras para el proceso de operación de la Planta.
III.2 Lazos o Circuitos de Corrosión
Los lazos o circuitos de corrosión están conformados por un sistema de tuberías y
equipos expuestos a las condiciones de operación y procesos similares. En su mayoría
manejan el mismo fluido y por lo tanto sus activos están afectados por mecanismos y
tasas de degradación semejantes.
La metalurgia de cada uno de los equipos y/o tuberías determina el grado de
susceptibilidad frente a los mecanismos asociados. Se conciben con la finalidad de
facilitar las labores de inspección y monitoreo, ya que al evaluar una parte de los
elementos del circuito, se obtiene una visión general del estado de los otros que
conforman el mismo lazo. Los resultados de la inspección se usan para elaborar planes de
mantenimiento al circuito de corrosión en general, obteniendo como resultado un ahorro
de dinero y de tiempo.
21
Para la definición de los lazos o circuitos de corrosión se deben tomar en cuenta las
siguientes características:
Presión y temperatura de operación.
Fluido representativo.
Se evalúan las químicas del proceso y contaminantes que influyen en la
degradación del equipo.
La metalurgia del sistema de tuberías y/o equipos:
Se deben definir las limitaciones del material y susceptibilidad ante los
mecanismos de degradación.
Evaluación de la química del proceso que influye en la degradación y
corrosión.
Se identifican los modos de fallas de los elementos.
Cada uno de los lazos considera las condiciones actuales de operación y las
velocidades de corrosión encontradas, junto con una breve descripción de los
mecanismos asociados al impacto de esas variables y las posibles recomendaciones frente
a los problemas hallados.
III.3 Documento de Evaluación del Riesgo a la Corrosión (en inglés, Corrosion Risk
Assesment- CRA)
Los CRA son documentos que definen explícitamente los lazos de corrosión de la
Unidad. Es esencial para la calidad y efectividad de la inspección. Puede ser utilizado
como consulta para visualizar, en forma general, los mecanismos de deterioro de los
equipos, susceptibilidades y posibles modos de falla.
III.3.1 Corrosión Unidad de Crudo
La corrosión a bajas temperaturas, también llamada corrosión acuosa, corrosión
húmeda o corrosión electroquímica, requiere la presencia de un medio acuoso,
incluyendo agua en pequeñas cantidades, o un electrolito en un fluido de hidrocarburo.
22
En fluidos en fase vapor la corrosión a bajas temperaturas es frecuente donde se
encuentra agua condensada.
Los problemas de corrosión a altas temperaturas en refinerías pueden conllevar a
fallas de equipos, las cuales pueden tener serias consecuencias debido a que los procesos
a altas temperaturas usualmente implican altas presiones. Adicionalmente, las corrientes
de hidrocarburos son siempre propensas a daños por fuego si ocurre una fuga o ruptura.
El acero al carbono puede ser usado en condiciones de altas temperaturas sin que
presenten corrosión excesiva a temperaturas cercanas a 565ºC. Por encima de esta
temperatura, pueden ser usadas varias aleaciones con mayor resistencia a la oxidación y
que provean adecuadas propiedades mecánicas. La corrosión en refinerías a altas
temperaturas es causada por varios compuestos de azufre, que son encontrados en
muchos de los crudos. Generalmente los compuestos de azufre son compuestos
orgánicos, pero algunos crudo contienen cantidades significativas sulfuro de hidrogeno
disuelto. Los compuestos de azufre al descomponerse o combinarse con el hidrogeno
forman sulfuro de hidrogeno. Adicionalmente, el sulfuro de hidrogeno disuelto en el
crudo es liberado cuando el crudo es calentado.
A temperaturas por encima de 232ºF (450ºC), el sulfuro de hidrogeno reacciona con
el hierro para formar sulfuro de hierro como indica la siguiente ecuación:
Fe + H2S → FeS + H2
La conversión de hierro a sulfuro de hierro, que es llamada corrosión por H2S, ocurre
más rápidamente a mayores temperaturas. Debido a que el hidrogeno esta implicado en la
reacción, la presión parcial del hidrogeno también afecta la velocidad de corrosión. El
hidrogeno puede acelerar o retardar la corrosión, dependiendo de la severidad de las
especies de FeS que estén presentes. [3]
Los mecanismos de degradación que fueron considerados, asociados a la Unidad de
Crudo se muestran en la tabla que se presenta.
23
Tabla 4 Mecanismos de Degradación Unidad de Crudo (Desalación, Destilación Atmosférica y de Vacío)
Nombre Descripción Temperatura (ªF)
Modo de Daño Aleaciones Susceptibles
Aleaciones Resistentes
1 Corrosión Bajo Aislamiento
Ocurre cuando el aislamiento se humedece, es decir, el metal no esta lo suficiente caliente como para mantener un ambiente seco durante operación normal. La presencia de humedad reacciona con el metal virgen y forma capas de óxidos inestables que no pasivan el material.
100-121 ºC
(212-250 ºF)
Acero al Carbono: Picadura y perdida de Espesor Acero Inoxidable: Picadura y Corrosión Localizada.
Acero al Carbono (CS), aceros de bajaaleación, aceros inoxidables de la serie 300 y Duplex
2 Corrosión Por Bisulfuro de Amonio
Ocurre en presencia de NH3, H2S, a partir de la reacción: NH3 + H2S NH4HS
El ataque ocurre a concentraciones de NH4HS entre 2 -10%. Altas velocidades de flujo y presencia de cianuros puede destruir la capa pasiva del metal. A pH>8 el bisulfuro de amonio no ataca al acero al carbono, debido a la estabilidad de la capa pasiva que protege al material. Sin embargo, altas velocidades del fluido pudiera erosionar la película protectora y provocar el ataque acelerado del metal. [10]
La sal de bisulfuro de amonio precipita a T entre 120-150ºC
Pueden causar taponamiento. Bajas velocidades de flujo produce depósitos si existe deficiencia de agua que disuelva las sales precipitadas. Perdida de espesor general
Acero al Carbono. Ataca rápidamente Aleaciones de Cobre
Aceros Inoxidables 300, Duplex, Aleaciones de Aluminio, de base Níquel y Titanio. Monel (70%Ni – 30% Cu). Incoloy 800.
3 Corrosión Por Cloruro de Amonio
El amoniaco puede ser adicionado a la corriente de gas de tope para la neutralización del HCl, dependiendo del tipo de neutralizante. El sistema aguas abajo del tope es el potencial para formar sales de amonio, como son los cloruros de amonio. Estas sales precipitadas pueden causar taponamiento en los intercambiadores de tope. El taponamiento puede causar el bloqueo del equipo. El NH4Cl no es corrosivo si esta seco, sin embargo en presencia de agua llega a ser bastante agresivo. Las sales de cloruro de amonio son hidroscópicas y absorben el agua y una pequeña cantidad de agua conducirá a un ambiente muy agresivo, ya que forman una solución ácida, muy corrosiva.[14] Los factores que afectan principalmente este tipo de corrosión son: concentración de N, NH3, HCl y H2O, la temperatura y la velocidad del fluido. Las sales de cloruro de amonio son altamente solubles en agua y corrosivas, trayendo como consecuencia soluciones ácidas. Algunas aminas neutralizantes reaccionan con los cloruros y forman amina hidroclorhídricas que producen una acción similar a las sales de cloruro de amonio. Las sales de cloruro de amonio o de amina pueden precipitar
Las sales de cloruro de amonio precipitan a temperaturas 120-150 ºC
General o localizada (picadura). Deposición de sales en ausencia de agua. Taponamiento.
En orden decreciente: acero al carbono, aceros de baja aleación, aceros inoxidables de la serie 300, 400,Duplex, 800 y 825, aleación 625 y C276 y titanio.
24
partiendo de corrientes de altas temperaturas hasta que llegan a ser enfriadas, dependiendo de la concentración de NH3 y HCl, y el fenómeno de corrosión ocurre cuando las temperaturas alcanzan valores por encima del punto de rocío del agua (mayor a 300F), llegando a corroer las tuberías y equipos asociados. Las velocidades de corrosión incrementan con la temperatura.
4 Corrosión Por Acido Hidroclorhídrico
El HCl seco y gaseoso no es corrosivo, sin embargo, tan pronto como el agua condensa y el HCl se disuelve, el pH cae dramáticamente y la fase de condensación se volverá extremadamente corrosiva para aceros al carbono y sus aleaciones.[12] El sistema de tope, incluyendo el tope de la columna de destilación, está expuesto a este tipo de corrosión cuando los niveles de HCl son altos. [3]
Las condiciones de acidez, bajo pH, provienen de las sales y cloruros presentes en el crudo. Aun después del proceso de desalación, existe cierta cantidad de sales que quedan alojadas en el crudo que posteriormente hidrolizan como HCl cuando el crudo es calentado a temperaturas alrededor de 680F. Las reacciones que ocurren son las siguientes:
MgCl2 + 2H2O 2HCl + Mg(OH)2 CaCl2 + 2H2O 2HCl + Ca(OH)2
El HCl generado producto de la hidrólisis de las sales no es corrosivo si se comporta en la fase vapor, pero llega a ser activo cuando la temperatura de la gota de agua esta por debajo del punto de rocío del acido. En este punto de inicio de condensación, donde el pH es muy bajo (alta concentración de cloruros), las condiciones para el material llegan a ser muy severas. Puede formar sales de cloruro de amonio o sales hidroclohídricas de amina que pudieran depositarse en los intercambiadores y tuberías. La corrosión es severa en el acero al carbono cuando el pH< 4.5 a cualquier concentración de cloruros
Por encima del punto de rocío del agua
Puede darse como corrosión uniforme, general o localizada, bajo depósitos, y en algunos casos por picaduras.
Acero al Carbono, Aceros Inoxidables de la serie 300, 400
25
Corrosión a Altas Temperaturas 5 Corrosión por
Sulfuración La presencia de sulfuros en el crudo ocurre naturalmente, sin embargo lo que varia es la concentración allí presente. Estos componentes llegan a ser corrosivos cuando, a través de un proceso de descomposición termal y en presencia de hidrógeno, se convierten en sulfuro de hidrogeno. [2] En muchos casos este tipo de corrosión ocurre junto con la corrosión por ácidos nafténicos, dependiendo de las características del crudo que se esta procesando. La susceptibilidad de cualquier aleación esta determinada por la habilidad de formar capa pasivas de sulfuro. De acuerdo al ambiente que se maneje, el FeS puede actuar como capa protectora o pueden ser una película inestable que puede fraccionarse y ser recogida en los equipos aguas debajo de la zona afectada, es decir, a temperaturas elevadas y niveles de azufre suficientes, los productos de corrosión pierden su efecto protector, por lo tanto la capa protectora pierde su condición y permite el desarrollo de una corrosión acelerada.[2] La estabilidad de la capa protectora que cubre la superficie del metal, depende de la aleación, la corrosividad de la corriente, velocidad del fluido y la presencia de contaminantes. [1]
Alrededor de 260 C (500º F)
Uniforme, localizada o daño por erosión-corrosión
Acero al Carbono (CS), aceros de bajaaleación, aceros inoxidables de la serie 300 y 400
Aleaciones con alto porcentaje de cromo, Aceros Inoxidables de la serie 300 y 400.
6 Corrosión por Ácidos Nafténicos
En refinación de crudo algunos ácidos orgánicos, identificados como la familia de los ácidos nafténicos (R[CH2]nCOOH), pueden ser muy corrosivos. La reacción directa de corrosión asumida es:
Fe + 2RCOOH Fe(RCOO)2 + H2 El producto de corrosión es un naftenato de hierro soluble en aceite. La cantidad de ácidos en el crudo es indicada con un Número de Acidez Total (TAN por sus siglas en ingles), este número es el equivalente de KOH en miligramos requeridos para neutralizar 1 gramo de crudo. Este método no hace ninguna diferencia entre ácidos y representa el contenido total ácido en el crudo. El valor del TAN para diferentes tipos de crudo puede variar desde valores muy bajos como 0.1 a valores que exceden de 6. La corrosión por ácidos nafténicos ocurre cuando el número de
Ocurre en el rango de 218-399C (425- 750ºF). Pero se han reportado casos de este tipo de mecanismo a T de 177C (350ºF).
Baja Velocidad de flujo: Localizada, Picadura. Alta Velocidad de Flujo: Pérdida de Espesor.
Acero al Carbono, acero de baja aleación, acero inoxidable de la serie 300 y 400. Aleaciones base níquel.
Aceros Inoxidables del tipo 316, 317 debido a la presencia de Mo en su composición. El molibdeno, en combinación con el cromo, sirve como estabilizador de la película protectora.
26
neutralización o acidez de hidrocarburo excede los rangos de 1.5 a 2 mg KOH/g. A temperaturas mayores de 750F los ácidos nafténicos destilan en la fase vapor, es decir, la corrosión por ácidos nafténicos ocurren solo cuando la fase líquida este presente.[11] Las fallas usualmente ocurren en áreas donde los ácidos nafténicos se han concentrado y donde las temperaturas, velocidades de fluidos y otras variables del proceso son favorables para acelerar el ataque. El azufre presente promueve la formación de la capa pasiva que inhibe el efecto de los ácidos, sin embargo dependiendo de la estabilidad de la película protectora ésta puede ser removida y sufrir el mecanismo [13]. Particularmente a bajos niveles de azufre, la corrosión por ácidos nafténicos es más severa, aun cuando el nivel de TAN sea bajo, ya que la capa protectora del metal FeS pudiera no formarse [2]
7 Corrosión por Ácidos Politiónicos
Ocurre en aceros inoxidables austeníticos en condiciones de sensibilidad expuestos a ácidos politiónicos bajo condiciones de esfuerzos residuales o esfuerzos tensiles aplicados. La sensibilidad es la precipitación perjudicial de carburos de cromo en los bordes de grano del acero inoxidable austenítico. La formación de carburos de cromo deja una ausencia de cromo en la zona de los borde de grano, estando la aleación susceptible a corrosión intergranular. Los ácidos politiónicos se originan de la interacción del sulfuro de la superficie del metal, la humedad y el oxigeno, de los cuales todos pueden estar presentes cuando los equipos de refinerías que contienen películas de sulfuro son expuestos al ambiente, durante paradas y arranques. [1,3]
La sensitización ocurre en el rango de 399-815 C (750-1500ºF)
Localizada, agrietamiento.
Aceros Inoxidables de la Serie 300, Aleaciones 600/600H y 800/800H
Acero Inoxidable austenítico tipo 321 y 347. Aleaciones de base Níquel: 825 y 625.
27
III.4 Variable Críticas del Proceso a Controlar
El monitoreo de las variables críticas del proceso es una aplicación desarrollada por
Aspen Tech implementada en el Mejorador Hamaca, Petrolera Ameriven. Las variables
criticas se definen como aquellas que se controlan por limites determinados por operación
de proceso y su función principal consiste en el monitoreo de parámetros relacionados
con eventos que pudieran derivar la corrosión interna de tuberías y equipos.
Una respuesta de los variable de monitoreo permite al grupo de expertos llevar a cabo
un análisis, que pudiera dar como resultado un cambio en el proceso como medida
preventiva a la ocurrencia del daño en los equipos involucrados.
El programa detecta y reporta las desviaciones de los valores actuales encontrados
(datos del proceso, laboratorio y operación) a partir de los límites definidos por el usuario
(Mejorador). Una vez identificado, el usuario debe ser notificado acerca de la situación ya
sea por correo, reportes o un sistema de alarma definido. Las acciones que defina el
usuario como medidas correctivas deben ser almacenadas en el programa.
III.4.1 Requerimientos de las Variables de Monitoreo
1. Deben estar relacionadas a un circuito o equipos asociados al proceso.
2. Se deben revisar los valores que manejan, definidos por los parámetros
de operación: limites máximo y mínimo.
3. Una vez aprobado, debe generarse una alarma siempre que haya un
valor fuera del rango establecido. Estos valores deben ser almacenados por cada
variable de monitoreo.
4. El analista de corrosión debe revisar los valores que están fuera de
rango; si este valor no representa una condición de alarma, la condición debe ser
considerada como invalida “Invalid”, de lo contrario se deberá validar
“Acknowledge”. Los valores fuera de rango no deben ser eliminados del sistema.
28
5. Los valores validos deben ser enviados a Meridium para generar
múltiples alarmas, asociadas a los equipos, instrumentos, tuberías afectadas por la
desviación.
III.4.2 Tipos de Monitoreo de Variables de Criticas
Existen diferentes tipos de monitoreo de las variables críticas del proceso:
1. Eficiencia.
2. Analizador.
3. Factor de Servicio.
4. Condiciones de Operación.
5. Valores de Diseño.
6. Corrosión.
III.4.2.1 Variables Críticas para Corrosión
Este tipo de monitoreo de las variables críticas abarca parámetros asociados a
cada lazo de corrosión de las unidades del Mejorador, basados en variables de
operación y muestras de laboratorio. El criterio de selección de las variables
críticas de corrosión, es el de determinar y alertar la desviación de dichas
variables que pudieran acelerar el mecanismo de corrosión de los activos
pertenecientes al lazo afectado.
Estas variables a controlar serán implementadas para monitorear, detectar y
reconocer tendencias inestables de la planta relacionadas con mecanismos de
corrosión y degradación de los materiales, facilitando la predicción y prevención
de ocurrencia de fallas y reducción de la magnitud de daño. A partir de esta
información, los analistas serán capaces de detectar, analizar y mitigar las
29
condiciones de deterioro de la planta que pudieran causar fallas catastróficas, y así
crear un perfil que permita controlar el mecanismo presente.
A su vez el analista tendrá el acceso a incorporar, modificar y eliminar las
variables críticas, variar la frecuencia de monitoreo (contador) y el rango que
abarcan, con el fin de rediseñar el campo asignado, mejorar su funcionabilidad y
capacidad de respuesta basándose en los mecanismos de corrosión involucrados
en el sistema.
El programa debe mantener informado al analista de la situación que se
maneja a través de correos y/o reportes, para así crear medidas preventivas y
correctivas que eviten la ocurrencia de daño o mecanismo en cualquiera de las
unidades involucradas. Junto con esta data, la información debe ser sustentada con
otros campos como son Inspección basada en riesgo, historial de inspecciones del
equipo, entre otros, para garantizar la eficiencia del análisis.
Aquellas inspecciones, estrategias, medidas y/o recomendaciones tomadas,
deben ser creadas y cargadas en Meridium, como parte de “Pending History
Brief” (Breve historia por revisar) de los activos afectados, de manera que exista
el registro de los eventos ocurridos, que servirán de referencia para próximas
desviaciones.
III.4.3 Características de las Variables Críticas a Monitorear
Cada variable de crítica de proceso esta definido como se describe a continuación:
1. El nombre de la variable de monitoreo coincide con el TAG o nombre
del equipo. Este tipo de variable de monitoreo se define como .PV, valores de
proceso (“Process Value”).
2. Los límites de la variable de monitoreo deben ser determinados a partir
de los límites del PV: alto y bajo.
3. Manejan data sobre PV y muestras de laboratorio (“Lab value”).
4. Cada variable de monitoreo presentara contadores de limites:
30
Contador de Límite: cuenta el numero de desviaciones del valor
real con respecto a los limites establecidos (alto y bajo), generando un
valor fuera de rango, una desviación (en inglés “excursion”). Este
contador sé ira incrementando a medida que se conciben valores fuera
de rango; una vez alcanzada el máximo del contador, éste comenzara
de cero nuevamente.
Contador de Límite Continuo: cuenta el número de desviaciones
consecutivas del valor real con respecto a los límites establecidos,
generando un valor fuera de rango, una desviación (en inglés
“excursion”). Este contador se ira incrementando a medida que se
conciben valores consecutivos fuera de rango; una vez que se pierde
esa sucesión, el contador vuelve a cero
Contador Tiempo de Vida: cuenta el numero de desviaciones
del valor real con respecto a los limites establecidos (alto y
bajo), generando un valor fuera de rango, una desviación (en
inglés “excursion”). Este contador se ira incrementando a
medida que se conciben valores fuera de rango. Se diferencia
del resto porque siempre mantiene contando.
5. Las variables criticas del proceso se categorizan de la siguiente
manera:
Para el caso de las variables críticas del proceso del tipo .PV, el
valor real mostrado, proviene del promedio (AVG: average) durante
una hora de los valores alcanzados.
Para las variable tipo muestra, cada muestra encontrada es
evaluada con respecto a los datos que maneja el Laboratorio.
31
CAPÍTULO IV
DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA
Durante la construcción y diseño del Mejorador, la selección de la metalurgia a
emplear para cada uno de los equipos y tuberías que conforman la Unidad de Destilación
Atmosférica y de Vacío de Crudo (Unidad 10) fue basada en las características de un
hidrocarburo extra pesado con ciertas especificaciones y en las mejores prácticas y
experiencias previas de otras refinerías del circuito de PDVSA. Por consiguiente la
creación del documento de Evaluación de Riesgo de Corrosión de esta Unidad se generó
partiendo de estas mismas condiciones.
Sin embargo después del arranque del Mejorador, el crudo diluido a procesar fue
analizado nuevamente y se detectaron ciertos cambios, principalmente en el contenido de
azufre y TAN o grado de acidez, que afecta significativamente la corrosividad del crudo y
sus fracciones. De acuerdo con las bases del diseño el numero de acidez sería 2.4
mgKOH/g y el contenido de azufre de 3.16% en peso, mientras que en la actualidad se
manejan un contenido de 3,8% y un 3,1 mgKOH/g de TAN, respectivamente, lo cual
afecta significativamente el potencial corrosivo del crudo y sus fracciones.
IV.1 Evaluación de los CRA. Criticidad de Lazos de Corrosión
Las características del crudo extra pesado han causado gran impacto sobre la
metalurgia y la integridad mecánica de los equipos y sistemas de tuberías que conforman
la Unidad de Crudo, evidenciando un incremento en los problemas y fallas asociados a
corrosión. Los valores actuales tanto de azufre como de TAN, conllevan a la evaluación
de la criticidad de cada uno de los circuitos pertenecientes a esta unidad con la finalidad
de orientar a todo el equipo de mantenimiento, procesos y operación acerca del control y
32
monitoreo de corrosión, conjuntamente con las medidas preventivas y correctivas para
disminuir la susceptibilidad de riesgo de corrosión. Es por ello que se hace necesario,
establecer los circuitos críticos, mediante el análisis de cada uno de los equipos y
componentes, para validar la metalurgia empleada y el tiempo de vida útil esperada en
función a la degradación evaluada.
Aunado a esto, los cambios de metalurgia realizados a la gran mayoría de los
intercambiadores de calor que conforman la unidad de crudo durante la Parada de Planta
2006, permitirán confirmar el mecanismo de daño que provocó su reemplazo. Una vez
encontradas las evidencias por lazo de corrosión, se podrá evaluar la susceptibilidad de la
mayoría de las metalurgias restantes a fin de garantizar la toma de decisiones preventivas
y evitar futuras fallas.
IV.2 Implantación del Monitoreo de Variables Criticas del Proceso
Una de las medidas para disminuir la criticidad de cada unos de los lazos de
corrosión involucrados en la unidad, es el de atacar los problemas o mecanismos de
degradación antes de que se alcance un gran impacto o riesgo para el equipo y el proceso
en general.
Para ello, se tiene como objetivo implementar el monitoreo de variables criticas
del proceso a cada circuito de corrosión, a fin evaluar continuamente las principales
variables que afectan el lazo y el proceso en general, ya que se encuentran definidas
dentro de los rangos permitidos tanto por el proceso como la metalurgia empleada,
alertando a los especialistas en cuanto la desviación deba ser considerada, debido al
impacto que pudiera estar ocasionando en los equipos asociadas a esa variable.
33
CAPÍTULO V
MARCO METODOLOGICO
Una de las unidades de mayor importancia, en el ámbito de proceso y producción
en el Mejorador, es la Unidad de Crudo. En ella se recibe el crudo extra pesado
directamente desde la faja petrolífera del Orinoco y es sometido a un proceso bastante
complejo que incorpora las siguientes etapas: precalentamiento y desalación del crudo,
fraccionamiento del crudo en la columna de destilación atmosférica y en la columna de
vacío. El crudo que se introduce al Mejorador contiene una serie de compuestos que
propensa un ambiente bastante agresivo que afecta considerablemente la integridad
mecánica de los equipos.
Es por ello junto con la actualización del documentos de evaluación de riesgo a
corrosión, a partir de este año va a ser implementado el monitoreo de las variables criticas
del proceso con la finalidad de controlar diferentes variables del proceso desde el punto
de vista de corrosión: mecanismos de corrosión y degradación de los materiales, de los
equipos asociados a este sistema.
V.1 Actualización Evaluación del Riesgo de Corrosión
Dentro del marco de actividades orientadas a establecer la confiabilidad
operacional en las refinerías, se desarrolló una metodología para identificar
cualitativamente los mecanismos de degradación de materiales activos o potenciales en
cada equipo de una unidad de proceso o de servicios industriales.
34
Esta metodología considera las condiciones operacionales, las características de
los fluidos, los materiales de construcción y el desempeño histórico de cada equipo. El
objetivo de implantar dicha metodología, es evaluar el comportamiento de los sistemas y
equipos de la unidad correspondiente para establecer estrategias que permitan mitigar o
corregir los problemas relacionados a estos mecanismos de degradación, y así mismo
adecuar las técnicas de inspección y control de la corrosión que se deben emplear para
mantener una confiabilidad costo-efectivo en la operación y durante paradas por
mantenimiento.
V.1.2 Identificación de Tuberías y Equipos en Lazos de Corrosión
Partiendo del documento de evaluación de riesgo a corrosión, elaborado durante el
diseño del Mejorador fueron identificadas por cada lazo de corrosión, las tuberías y
equipos involucrados en cada circuito.
El uso de diagramas de tuberías e instrumentación (PI&D) permitieron visualizar e
identificar la ubicación y características de cada línea: fluido que maneja, numero de la
línea, material y diámetro de la tubería; así como los nombres de los equipos:
nomenclatura empleada en el Mejorador y la descripción del equipo.
V.1.3 Condiciones de Diseño y Actuales de Operación
Las condiciones de diseño, tales como temperatura y presión, fueron proporcionados
por los mismos diagramas PI&D principalmente para el sistema de tuberías, ya que para
el caso de los equipos (torres, bombas, tambores, intercambiadores), la información fue
aportada a través de las hojas de datos (en inglés “datasheet”) que contienen las
especificaciones generales de los equipos, como son fluido, presión, temperatura,
material, dimensiones, entre otros.
35
¨Process Explorer¨ es un programa implantado en Petrolera Ameriven, que muestra el
comportamiento de las variables de proceso en tiempo real, además de conservar un
histórico de las mismas. Dicho programa esta asociado a la señal de todos aquellos
instrumentos y equipos que se encuentran dentro de un lazo de control. Mediante este
programa se pudo realizar el seguimiento continuo de variables operacionales del
proceso como: temperatura, presión, flujo o caudal.
V.1.4 Características del fluido asociado a cada lazo de corrosión.
Mediante el diagrama de flujo y el balance de masa de la unidad, asimismo
considerando los diagramas de selección de materiales de diseño establecidos durante la
construcción de la planta, se identificaron las corrientes de los fluidos manejados por
cada una de las tuberías y equipos que conforman cada lazo de corrosión. Una vez
clasificado el/los fluido/s para cada circuito, se procedió a determinar las características
más representativas con respecto al grado de impacto de la variable frente a los
mecanismos de degradación: el número total de acidez (TAN), contenido de azufre, H2S,
cloruros, contenido de sal, etc. Asimismo se consideraron las características actuales del
fluido a fin de comparar el comportamiento desde el arranque del Mejorador.
Una vez obtenidas las tendencias de cada variable, los valores obtenidos fueron
comparados con los de diseño, en conjunto con las condiciones de operación, presión y
temperatura, con la finalidad de evaluar la criticidad del lazo, ver figura a continuación,
Fig.6.
36
Figura 6 Tabla recolección de datos de lazos de corrosión de la Unidad de Crudo
V.1.5 Cálculo velocidad de corrosión de cada circuito
Cabe destacar que cada sistema de tubería tiene asignado puntos de inspección (punto
de monitoreo de espesor, en inglés Thickness Monitorig Location) como estrategia para
cuantificar el estado de la tubería a través de la medición de la pérdida de espesor. Los
puntos de monitoreo están ubicados en las zonas mas criticas de cada una de las líneas,
entendiéndose como criticas las zonas de cambio de sección, codos, puntos de inyección,
sección tipo T, reducciones, etc., aquellas donde el régimen turbulento este presente.
A través del método no destructivo, Ultrasonido (UT), se efectúa la medición de los
espesores y posteriormente son cargados en un software denominado Meridium, que a
través de un sistema ya programado, calcula directamente la velocidad de corrosión en
esos puntos de muestreo, los cuales son medidos siempre en las mismas ubicaciones
generando valores representativos de daño. Las velocidades de corrosión fueron
37
calculadas para cada línea por lazo. Esta última variable junto con el historial de
inspección, desempeño y reemplazos (fallas, cambios de metalurgia, disminución de
carga, etc.) de los sistemas que conforman cada lazo, permitieron discriminar e identificar
los lazos de mayor susceptibilidad a presentar degradación a partir de los mecanismos
anteriormente descritos.
V.1.6 Evaluación de la criticidad del Lazo de Corrosión
La criticidad de los lazos de corrosión se determinó a partir de las principales
variables que afectan y promueven ciertos mecanismos de degradación, los cuales
provocan impacto sobre la metalurgia y funcionamiento del equipo, velocidad de
corrosión, condiciones actuales de operación, características actuales del crudo procesado
e historial de inspecciones asociadas al circuito, entre otras.
Al calificar un cierto grupo de tuberías y equipos a un determinado mecanismo de
daño, fueron evaluados el resto de aquellos que conforman el mismo lazo, a fin de
garantizar la detección de comportamientos agresivos o problemas de corrosión sin
considerar que pudieran estar afectando la integridad mecánica de esos equipos.
Por ultimo fueron propuestas las diferentes recomendaciones para cada lazo de
corrosión crítico a fin de evitar el riesgo a sucesos catastróficos, perdida de material,
perdida de producción y de tiempo, principalmente en propuestas basadas en el
reemplazo por nuevas metalurgias que soporten las condiciones que se manejan
actualmente y evitar un cambio en el proceso en general.
38
V.2 Implantación monitoreo de variables críticas en Unidad de Crudo.
La logística en general para establecer cada una de las variables críticas fue la
siguiente:
1. Monitoreo de la criticidad de los lazos de corrosión,
2. Evaluación de las variables asociadas a cada circuito,
3. Definición de aquellas variables que incorporan la mayor cantidad de
equipos con riesgo a sufrir problemas de corrosión con respecto a los
diferentes mecanismos de degradación presentes en el sistema,
4. Definición de limites de control a partir de los problemas de corrosión
asociados y condiciones del proceso,
5. Definición de contadores de acuerdo a la criticidad y frecuencia de
respuesta de la variable.
Con esta implementación se espera obtener la respuesta adecuada para detectar
algún mecanismo de corrosión presente en los activos afectados. De acuerdo al tipo de
variable a controlar se llevaron a cabo diferentes logísticas durante la definición de los
límites y contadores establecidos. A continuación se describen cada una de las
metodologías empleadas:
V.2.1 Muestras de Laboratorio
A partir del diseño de la planta, todos los fluidos o corrientes que son incorporados
al Mejorador deben cumplir ciertas especificaciones como son: porcentaje de azufre,
TAN (numero total de acidez), porcentaje de agua y sedimentos, entre otros, los cuales
fueron definidos, dependiendo de la metalurgia empleada, por el grupo encargado de la
construcción de la empresa, Petrolera Ameriven. Este tipo de variables relacionadas con
las características del fluido corresponde con muestras de laboratorio definidas por la
propia empresa.
39
Por consiguiente aquellas variables críticas relacionadas con muestras de
laboratorio, la definición de los rangos, entendiéndose como los límites superior e inferior
de cada variable, se regirán por las especificaciones ya establecidas por PA, considerando
las mejores practicas y experiencias previas en otros Mejoradores.
Con respecto a los contadores y contadores consecutivos, fueron establecidos con
ayuda de las mejores practicas proporcionadas por el equipo de procesos, operaciones,
mantenimiento y confiabilidad, junto con la asesoría de personal de Chevron Texaco.
Aunado a esto, la frecuencia de muestreo aplicado a cada variable y el seguimiento de las
desviaciones encontradas con respecto a los límites: superior e inferior, definidos por la
empresa, permitieron establecer los valores apropiados.
V.2.2 Variables de Instrumentación
Este tipo de variables se definen como aquellas que emiten respuesta a partir de un
instrumento de medición aplicado en planta. Estos instrumentos corresponden con
medidores de temperaturas, flujo, presión, entre otros.
Las variables críticas asociadas a la medición por instrumentos, definen sus límites
a través de una serie de consideraciones:
1. Especificaciones establecidas por PA para ese instrumento
2. Mecanismo de Degradación asociado a la variable
3. Impacto sobre los equipos afines
4. Limite de medición del Instrumento
5. Eficiencia del Proceso
Por su parte, el establecimiento de los contadores de las variables críticas, serán
definidos por el mismo principio definido en la metodología de las muestras de
laboratorio. La diferencia vendría siendo la historia de los datos de la variable a
considerar; estos valores proporcionados por el programa ¨Process Explorer¨ a través de
la traza del comportamiento de la variable a controlar.
40
CAPÍTULO VI
RESULTADOS Y ANÁLISIS VI.1 Análisis Documento de Evaluación de Riesgo de Corrosión en Unidad de
Crudo
Los lazos de corrosión de la unidad de destilación atmosférica y de vacío
conjuntamente con sus características más representativas: temperatura, metalurgia,
velocidad de corrosión e historial de fallas se presentan de manera esquemática en las
Figura 7 y Tabla 5, ver Anexo 1.
41
Figura 7 Representación de los Lazos de Corrosión en la Unidad de Crudo
42
Tabla 5 Resumen Características Lazos de Corrosión Unidad de Crudo Lazo Fluido
Representativo Temp.
Operación ºF
Equipos Velocidad Corrosión Permitida
(mpy)
Promedio Velocidad Actual de Corrosión (mpy) (*)
Historia de
Fallas
Metalurgia Representativa Antes de Parada
2006 Después de
Parada 2006
1 Crudo Diluido
Lado Carcaza: 101-210 10-E-001A/B/C <5 32
No Acero al Carbono -
101-210 10-E-002 A-J <5 18 101-210 10-E-004 A/B/C <5 32 195-215 10-E-005 <5 18 208-264 10-E-006 A/B/C/D <5 24 208-264 10-E-007 A/B/C/D <5 24 247-237 10-E-008 <5 6 262-285 10-E-009 <5 27 220-307 10-E-010 <5 35
2 Efluente Salida Desaladores
Lado Tubo:307-201 10-E-011 A/B <20 14
No Titanio
- 201-120 10-E-012 <20 15 Acero al Carbono
3 Crudo Desalado
Lado Carcaza:282-307 10-E-014 A/B <10 39 No
Acero al Carbono - 307-412 10-E-016 A <10 8
307-355 10-E-017 A/G <10 17 Lado Tubo:
386-433 10-E-015A/G; B/H; C/I
<10 14 No Acero al Carbono Acero al Carbono
4
Crudo Desalado
Lado Tubo:433-509 10-E-015 D/J; E/K <20 5
No 5Cr – ½ Mo
- 438-542 10-E-015 F/L <10 10 9Cr-1Mo 540-562 10-E-018 A/B/C <15 10 9Cr-1Mo
Lado Carcaza:412-485 10-E-016 B <60 20 No
Acero al Carbono Recubrimiento 317SS
480-539 10-E-016 C <20 20 5Cr- 1/2Mo
43
355-509 10-E-017 B/H; C/I; D/J; E/K; F/L
<60 9
Acero al Carbono.
509-539 10-E-017 F/L <20 10 5Cr-1/2Mo 5 Crudo
Desalado 562-685 Horno Atmosférico <15 - Si Tubos
Convección: 9Cr-1Mo
Radiación: 317L SS
Decoquificacion Pases del Horno
6 Residuo Atmosférico,
Destilado Pesado
Lado Tubo:
539-489 10-E-016B <1 - No
317L SS
- 576-539 10-E-016C <1 -
7 Nafta Diluente, Destilado Pesado,
Destilado Liviano,
Lado Tubo:570-420 10-E-016 A <60 10
No Acero al Carbono
317 SS 469-350 10-E-010 <5 17 317 SS 350-255 10-E-006 A/B/C/D <5 - 248-273 10-E-008 <5 10 317 SS 321-250 10-E-005 <5 - 259-181 10-E-001 A/B/C <5 -
8 Gas de Tope Atmosférico
Lado Tubo:250-192 10-E-002 A-J <20 30 Si Acero al Carbono Duplex 2507
9 Residuo Atmosférico
678-759 Horno de Vacío <1 - No Tubos Convección y
Radiación: 317L SS
10 Residuo de Lado Tubo:Vacío, HVGO 589-565 10-E-017F/L <1 - No 317L SS -
565-439 10-E-017B/H; C/I; D/J; E/K
<1 - No 317L SS
-
Lado Carcaza:651-591 10-E-018 A/B/C <30 7
No
9Cr - 1Mo
- 591-564 10-E-015 F/L <15 7 9Cr – 1Mo
564-502 10-E-015 D/J; E/K <30 3 5Cr - 1/2Mo 502-400 10-E-015 A/G;
B/H;C/I <60 6 Acero al Carbono
44
11 HVGO, MVGO, LVGO
Lado Tubo:549-400 10-E-017 A/G
<10 7 No Acero al Carbono
Acero al Carbono
400-325 10-E-009 <10 10
420-325 10-E-014 A/B <10 8 317 SS 325-250 10-E-007 A/B/C/D <5 52 250-165 10-E-004 A/B/C <5 47
12 Gas Tope Vacío
Lado Tubo: 175-98 10-E-019 A/B/C <20 20
No
Aleación de Cobre
- 214-105 10-E-020 A/B/C <20 13 Aleación de
Cobre 264-110 10-E-021 A/B/C <20 18 Aleación de
Cobre 215-120 10-E-024 <20 20 Duplex 2205
13 Aguas Agrias Lado Carcaza: 130-240 10-E-011 A/B <20 20 No Acero al Carbono -
(*) La velocidad de corrosión actual se refiere a la velocidad de las tuberías asociadas (entrada y salida) al intercambiador.
45
Una vez realizado un análisis exhaustivo con las condiciones actuales de operación
del proceso de cada uno de los lazos de corrosión del CRA de dicha unidad, se encontró
que los lazos más críticos fueron:
Lazo de Corrosión 001. Precalentamiento del Crudo.
Lazo de Corrosión 003. Crudo Desalado T<232C (450F)
Lazo de Corrosión 007. Sección Intermedia de la Columna Atmosférica y
Corrientes Asociadas T<232 C (450F),
Lazo de Corrosión 008. Sección Tope de la Columna Atmosférica,
Lazo de Corrosión 011. Sección Superior de la Columna de Vacío y Corrientes
Asociadas T<232 C (450F) y
Lazo de Corrosión 012. Tope de la Torre de Vacío
Lazo de Corrosión 013. Aguas Agrias
Los circuitos críticos se refieren a aquellos que presentaron velocidades de
corrosión por encima del valor permitido, historial de falla y condiciones actuales de
operación distintas a las establecidas en las bases del diseño, tales como temperatura,
contenido de H2S, azufre, cloruros, sales, pH, entre otras.
VI.1.1 Lazo de Corrosión 001. Precalentamiento del Crudo.
El primer lazo de corrosión introduce el crudo extra pesado al sistema que
contempla un ambiente con altos porcentajes de agentes contaminantes en su
composición como sales, azufre, alto TAN (nivel de acidez), etc., ver Anexo A3.1 y
A3.2.
Durante el análisis se observaron velocidades de corrosión con un aumento
considerable, alrededor de cuatro veces mayor con respecto a lo esperado (“Corrosion
Allowance Anticipated”), en las tuberías correspondientes a la entrada del tren de
precalentamiento y desaladores, (Ver Anexo 1), 25mpy con respecto a 5 mpy.
46
Cabe destacar que las velocidades de corrosión están directamente relacionadas con
la medición de pérdida de espesor en tuberías; dichas mediciones son realizadas en las
secciones más críticas del sistema, es decir donde el régimen turbulento está presente:
cambios de sección, codos, T, puntos de inyección, entre otros. Sin embargo las
velocidades de corrosión estimadas mediante ultrasonido son muy altas para el sistema
que se esta manejando.
Durante la parada 2006, los intercambiadores que conforman este lazo de corrosión
no estuvieron planificados para ser intervenidos, por lo no se tuvo el acceso a
inspeccionar los equipos con la finalidad de encontrar alguna evidencia con respecto a la
velocidad de corrosión encontrada. Es por ello, que se recomienda reinspeccionar los
mismos puntos de monitoreo y hacer nuevas mediciones con la finalidad de obtener
velocidades de corrosión representativas, así como realizar la inspección visual de las
carcazas de los intercambiadores durante la próxima parada 2008, a fin de asegurar la
presencia de algún mecanismo involucrado en el sistema.
VI.1.2 Lazo de Corrosión 003. Crudo Desalado T<232 C (450 ºF)
El lazo de corrosión 003 constituyó un lazo de importancia para durante el análisis.
El mismo esta constituido por todo aquel sistema de tuberías y equipos aguas abajo a la
salida de los desaladores con una temperatura inferior a 232 C (450F).
Al igual que para el lazo de corrosión analizado anteriormente, las velocidades de
corrosión presentaron valores por encima del valor permitido, 10 mpy con respecto a 20
mpy.
Análisis anteriores en PA, consideraron el cambio de metalurgia de los
intercambiadores 10-E-015 A/G; B/H; C/I por acero inoxidable 317 [6,7]. Estos equipos
manejan temperaturas cercanas a los 204 C (400F) y basándose en investigaciones
pasadas [6,7] donde se observó la ocurrencia de corrosión por ácidos nafténicos a partir de
47
temperaturas de 177 C (350F), se supuso que este mecanismo de degradación pudiera
presenciarse.
Durante la parada 2006 estos intercambiadores fueron reemplazados por acero al
carbono nuevamente, considerando el cambio por acero inoxidable 317 en la próxima
parada 2008. A pesar de ello, durante la inspección visual de los equipos reemplazados
se observó una metalurgia sin ninguna evidencia de daño, es decir sin ningún mecanismo
de degradación presente, ver figura a continuación, Fig. 8.
Figura 8 Haz Tubular Intercambiador 10-E-015 A.
48
A partir de esto, se pudiera suponer que a pesar de que el contenido de acidez
pudiera ser alto (alrededor de 3,1 mgKOH/g), la temperatura que se maneja no es la
suficiente como para presenciar la corrosión por ácidos nafténicos con un alto nivel de
degradación. El mecanismo que pudiera estar involucrado con estas condiciones es la
sulfuración, en el que ocurre la formación de la capa no protectora de sulfuro de hierro
sobre la superficie del metal, en la que pueden incidir ácidos orgánicos presentes en el
fluido.
Sin embargo, considerando que la corrosión por ácidos nafténicos es de tipo
localizada, debe asegurarse el estado de la superficie interna de los tubos a través de
pruebas hidrostáticas, a fin de revelar posibles fugas presentes.
Por otra parte, este lazo de corrosión involucra la etapa de desalación del crudo
precalentado. Los desaladores 10-V-002 A/B y 10-V-003 A/B, configurados en dos
etapas paralelas, están diseñados para reducir el contenido de sal en el crudo a niveles
menores o iguales a 2 PTB. Como se observa en la Tabla 6 y Anexo en Fig.A3.3 y A3.4,
el contenido de sales estuvo por encima de 2 PTB (bases del diseño), debido a la
deficiencia de inyección de agua de lavado en la segunda etapa de desalación (ver lazo de
corrosión 013). Esta desviación provocó el incremento de los cloruros, por encima de 30
ppm (bases del diseño) (Ver Anexo 3 Fig. A3.9), en el tope de la torre atmosférica,
trayendo como consecuencia la presencia de sales en los intercambiadores del sistema de
tope 10-E-002’s.
Debido a esto, se recomienda monitorear constantemente el contenido de sales en el
crudo desalado con la finalidad de disminuir agentes agresivos en los sistemas de tope
que abarca la Unidad de Crudo.
49
Tabla 6 Contenido de Sales en Crudo Desalado producto de los dos trenes V-002/003B
Sal en Crudo (PTB)
Diseño Operación Promedio Máximo
Crudo Desalado
Salida V-002B 2 3,64 84,2 Crudo
Desalado Salida V-003B 2 4,87 23,1
La adición de pequeñas cantidades de soda cáustica diluida (NaOH) al crudo
desalado a menudo resulta una vía efectiva de reducir la cantidad de sal (HCl) remanente
a la salida de los desaladores. La soda cáustica convierte el HCl a cloruro de sodio
térmicamente estable, reduciendo, de esta manera, la cantidad de HCl libre producido [3].
Es por ello que se propone adaptar, en este lazo de corrosión, un sistema con el fin
de monitorear y controlar el contenido de sal permisible según condiciones y selección de
metalurgia establecidas durante el diseño, (ver Tabla 7).
Tabla 7 Variables Críticas asociadas al Lazo de Corrosión 003
Nombre de la Muestra Descripción Rango Unidades Contador
C. Consecutivo
Frecuencia de Medición
10-SC-012
Sal Crudo Desalado Salida Desalador 10-V-
002B 0-2 PTB 20 15 Diaria
10-SC-011
Sal Crudo Desalado Salida Desalador 10-V-
003B 0-2 PTB 20 15 Diaria
El contenido de sal a la salida de los desaladores fue considerado a partir de las
especificaciones que contempla PA para este sistema [8,9]. Estas variables a controlar
están directamente relacionadas con aquellas propuestas en el lazo de corrosión 013
(inyección de agua de lavado), ya que éstas en conjunto, proporcionaran eficiencia o
deficiencia al proceso aguas abajo, junto con los mecanismos de degradación producto de
cualquier desviación presente.
50
VI.1.3 Lazo de Corrosión 007. Sección media de la torre atmosférica y
corrientes asociadas T<232 C (450F) y Lazo de Corrosión 011. Sección Superior de
la Columna de Vacío y Corrientes Asociadas a T<232 C (450F).
Los lazos de corrosión 007 y 011 resultaron los más críticos en términos de ácidos
nafténicos debido a las altas temperaturas de operación y cambios en ciertas
características químicas en el crudo (ver Tabla 8) tales como el contenido de azufre y
acidez (TAN) lo cual afectó la corrosividad del crudo y sus cortes. Como lo muestra la
tabla 8, el promedio en el TAN y en el contenido de azufre para ciertas fracciones en
dichos lazos han variado notoriamente con respecto a los criterios establecidos por
diseño.
Tabla 8 Variables a ser consideradas para la susceptibilidad a corrosión nafténica en algunos de los
cortes de crudo Hamaca luego del arranque.
Servicio TAN (mg KOH/g) Azufre (%p/p)
Temperatura de Operación
(ºF)
Velocidad Estimada de
Corrosión (mpy) según API 581 Diseño Operación Diseño Operación
Destilado Pesado 2.69 3.95 3.23 517 60
Destilado Liviano 1.44 2.53 1.97 469 30
HVGO 4.09 5.59 3.82 3.57 400 40
MVGO 3.24 5.49 3.56 3.51 420 40
LVGO 2.2 4.01 2.7 3.38 237 40
Los cambios en el TAN y en el contenido de azufre junto con la temperatura que
manejan cada uno de los lazos, evidenciaron el escenario ideal para corrosión nafténica.
Para evaluar la corrosividad de los cortes de crudo mostrados en la tabla 8 y estimar una
velocidad de corrosión para los equipos y tuberías expuestas a los mismos, fueron usados
los lineamientos dados en la norma API 581, ver Anexo 5. Comparando dichas
velocidades de corrosión con las anticipadas en el documento de evaluación de riesgo de
corrosión, las mismas resultaron elevadas, por lo tanto, resultó necesario encontrar
medidas para disminuir la corrosividad de tales fracciones tales como: diluir el crudo, uso
51
de inhibidores de corrosión y actualización de la metalurgia. Basados en experiencias de
la NACE, la medida más efectiva para incrementar la disponibilidad y confiabilidad de
los equipos es la actualización de la metalurgia, así como el uso de inhibidores de
corrosión. Experiencias en campo han demostrado que el método de dilución requiere un
crudo con muy bajo contenido de nafténico y facilidades para mezclar la alimentación a
la entrada de la unidad atmosférica. [5,6]
Como las características químicas del crudo que recibe el Mejorador hacen de los
flujos un alto nivel de corrosividad, siendo la acidez el principal agente agresor, es
recomendable sustituir todos los sistemas de tuberías y equipos de menor espesor
asociadas a sufrir la corrosión por ácidos nafténicos por el material acero inoxidable 317,
siendo la metalurgia más resistente debido a la presencia de molibdeno en su
composición. Los equipos y sistemas de tuberías asociados a estos dos lazos de corrosión
que manejan los fluidos más corrosivos destilado pesado y liviano de vacío y destilado
pesado y liviano atmosférico, utilizan temperaturas de operación entre los 260-204 C
(500-400F) y en su mayoría utilizan una metalurgia correspondiente a acero al carbono.
Por esta razón, durante la primera Parada de Planta 2006 fueron reemplazados
algunos de los intercambiadores de calor afectados por estas condiciones del proceso,
nivel de acidez y temperatura. Los intercambiadores de calor reemplazados fueron:
Tabla 9 Metalurgias Reemplazadas durante Parada de Planta 2006 de Intercambiadores de Calor con susceptibilidad a Corrosión Nafténica. Lazo de Corrosión 007.
Servicio Intercambiador
de Calor
Temperatura de
Operación (ºF)
Metalurgia Haz de Tubos
Anterior Nueva (Parada
2006)
Destilado Pesado 10-E-016A 517 Acero al Carbono Acero Inox. 317 Destilado Liviano 10-E-010 469 Acero al Carbono Acero Inox. 317 Destilado Liviano 10-E-008 400 Acero al Carbono Acero Inox. 317
52
Tabla 10 Metalurgias Reemplazadas durante Parada de Planta 2006 de Intercambiadores de Calor con susceptibilidad a Corrosión Nafténica. Lazo de Corrosión 011.
Servicio Intercambiador
de Calor
Temperatura de
Operación (ºF)
Metalurgia Haz de Tubos
Anterior Nueva (Parada
2006)
Gasóleo Pesado (HVGO) 10-E-017 A/G
400 Acero al Carbono
Acero al Carbono
Gasóleo Mediano (MVGO) 10-E-014 A/B 420 Acero al Carbono Acero Inox. 317
A pesar de que el lazo de corrosión 007 y 011 lo conforman equipos con
temperaturas por debajo de 232C (450F), los intercambiadores que manejan el destilado
pesado y liviano proveniente de la torre atmosférica directamente, presentaron
temperaturas mayor o igual al valor establecido en el circuito (ver Tabla 9
respectivamente). Por consiguiente, junto con la presencia de un alto TAN, la
susceptibilidad a corrosión por ácidos nafténicos pudiera ser bastante notoria.
Adicionalmente se manejan altos porcentajes de azufre en cada una de las corrientes
afectadas, ver Tabla 8.
Los intercambiadores de calor reemplazados no mostraron evidencias notorias de
corrosión por ácidos nafténicos, a pesar de que la metalurgia en servicio era de acero al
carbono. Es por ello, que se considera la hipótesis de que como el porcentaje de azufre y
nivel de acidez son altos, se esta presentando simultáneamente los dos tipos de corrosión
por altas temperaturas: corrosión por sulfuración y corrosión por ácidos nafténicos;
prevaleciendo la formación de sulfuros de hierro con una naturaleza inhibidora del
mecanismo de corrosión por nafténico y por lo tanto el daño sobre la metalurgia no sería
muy significativa.
Sin embargo, considerando que la corrosión por ácidos nafténicos es de tipo
localizada, debe asegurarse el estado de la superficie interna de los tubos a través de
pruebas hidrostáticas, a fin de revelar posibles fugas presentes.
En general, el crudo que procesa el Mejorador se caracteriza por presentar altos
niveles de acidez, trayendo como consecuencia que unas de las fracciones producto de la
53
Torre Atmosférica: destilado pesado y liviano destilado pesado, y de la Torre de Vacío:
gasóleo pesado y liviano de vacío arrastren la misma condición, por lo que, no es practico
limitar esta variable a las especificaciones establecidas durante el diseño, ya que es un
parámetro que siempre va tender a desviarse, ver Tabla 8 y en Anexo 3 Figs. A3.5/6/7/8.
VI.1.4 Lazo de Corrosión 008. Gas Tope Atmosférico y Lazo de Corrosión
012. Gas Tope de Vacío.
El lazo de corrosión 008 abarca una serie de equipos los cuales manejan los gases
tope producto de la Torre Atmosférica y condensados. Justo en la línea de salida de los
gases del tope, se le inyecta un neutralizante y un inhibidor de corrosión específicamente
amina fílmica, con la finalidad de atrapar o neutralizar los cloruros (HCl) presentes en el
gas, y proteger la pared del metal como una especie de aceite, que evita la incidencia de
cloruros sobre la superficie de la tubería, respectivamente.
La presencia de altos porcentajes de sales y baja inyección de agua de lavado (ver
Lazo de Corrosión 002 y 013), favorece un ambiente con alto porcentaje de cloruros (por
encima de 30 ppm, ver Fig. A3.9), trayendo como consecuencia la precipitación de sales
de cloruro de amonio.
Los gases de tope se caracterizan por presentar alto contenido de sulfuro de
hidrógeno; de hecho la concentración de H2S estimada por diseño manejan valores de
1330 ppm, ver Anexo 6. Es por ello que se tiene como hipótesis que junto con la
presencia de amoniaco y sales de cloruro de amonio, pudieron haberse formado las sales
de bisulfuro de amonio.
Los intercambiadores del sistema tope, 10-E-002’s manejan gas del sistema de
tope atmosférico por el lado tubo, y crudo diluido por el lado carcaza. Específicamente
los intercambiadores 10-E-002 B/D/F/H/J, ver Fig. 9, 10 y 11, presentaron como
evidencia fugas en algunos de los tubos debido a la presencia de manchas de nafta en el
54
crudo diluido. La deposición de sales en los tubos del intercambiador provocó la perdida
de espesor en un 40% y presencia de picadura, trayendo como consecuencia el
taponamiento de los mismos, disminuyendo, de esta manera, la eficiencia del proceso.
Figura 9 Representación Intercambiadores E-002´s reemplazados durante Parada de Planta 2006.
Figura 10 Presencia de depósitos de sales en el interior del tubo del intercambiador 10-E-002B
10-C-001
10-E-002’s
H
G F I
J
A
D
B C
E
55
Figura 11 Placa Tubular del Intercambiador de Calor E-002D. Taponamiento de tubos debido a
presencia de fuga.
Los intercambiadores de la parte superior manejan temperaturas de entrada
alrededor de 121 C (250F). La temperatura de rocío del agua, es decir, cuando se forma la
primera gota es de 119C (247F), según las especificaciones del los intercambiadores de
PA. Por lo tanto, es de suponer que la formación de depósitos de sales de cloruro de
amonio y bisulfuro de amonio, se debió a que el punto de precipitación de las sales estuvo
por debajo del punto de rocío del agua entre 240 – 300F (120 -150C), trayendo como
consecuencia la deposición de las sales en la superficie interna de los tubos.
El amoniaco presente provino principalmente del agua de lavado que se les
inyecta a los desaladores durante el proceso de desalación (ver en Anexo 3 Fig.A3.10),
incorporándose a través del crudo hacia la torre atmosférica y de allí a los gases del tope.
Aunado a esto, la amina fílmica y el neutralizante que se le es inyectado como
inhibidor en el tope de la columna atmosférica, reacciona con el HCl con la finalidad de
atrapar o neutralizar los cloruros presentes. El producto de dicha reacción son iones NH3+
56
y Cl- que pudieran formar las sales de cloruro de amonio, y con el H2S, posiblemente
obtener sales de bisulfuro de amonio. En fase gaseosa estas sales no son corrosivas, sin
embargo al alcanzar el punto de precipitación antes del punto de condensación del agua,
las sales llegan a ser corrosivas depositándose en los equipos aguas abajo del sistema,
La amina neutralizante inyectada en el tope de la torre atmosférica, tal como ya
se expuso tiene como finalidad neutralizar el HCl que pueda existir en la tubería e
intercambiadores en el Tope de la Torre. Por su parte, la amina fílmica provee una
protección adicional contra la corrosión formando una película protectora en la misma
zona, tubería e intercambiadores en el Tope de la Torre Atmosférica. [8]
Otra causa que coincidió significativamente con la deposición de las sales fue la
deficiencia de inyección equitativa de agua de lavado a los intercambiadores de calor,
trayendo como consecuencia la deposición de sales en el interior de los tubos y no la
remoción de las mismas.
A partir de las condiciones del sistema y las características del gas que se maneja
se considera que los tipos de corrosión asociados al daño encontrado en estos equipos
fueron: por cloruro de amonio y por bisulfuro de amonio.
Cabe destacar que debido a estas causas, durante la primera parada de
mantenimiento del Mejorador en Julio 2006 la metalurgia de los haces tubulares de los
intercambiadores 10-E-002 B/D/F/H/J del sistema de tope fueron reemplazados por
Duplex 2507, resistente a la corrosividad del flujo [14], ver Fig. 9.
Sin embargo, es importante considerar la metalurgia del resto de los
intercambiadores pertenecientes a la misma familia de lo E-002’s. Al igual que los
intercambiadores reemplazados, el resto utilizan acero al carbono como material de los
tubos. Sin embargo, estos intercambiadores manejan temperaturas en el que ya existen
condensados que pudieran transportan y evitar la deposición de sales en el interior del haz
57
tubular. A pesar de ello, es válido monitorear la presencia de cloruros y sales en los gases
tope, así como las temperaturas empleadas a fin de garantizar la remoción de cualquier
agente agresor presente.
A fin de minimizar el ensuciamiento o deposición de sales sobre los tubos de los
intercambiadores, se recomienda monitorear la inyección equitativa de agua de lavado,
aguas arriba de los intercambiadores de calor con la finalidad de remover las sales de
NH4Cl y bisulfuro de amonio (bastante solubles en agua) y ser arrastradas hacia el tambor
próximo.
La inyección de agua de lavado es típicamente usada para prevenir el taponamiento
por sales, junto con la ocurrencia del mecanismo de degradación en los intercambiadores
de calor y condensadores, ya que se caracterizan por ser altamente solubles en agua. La
inyección de agua debe colocarse aguas arriba de los equipos donde se localizan los
depósitos de sales.[9] Aunado a esto, se recomienda el seguimiento constante de la
presencia cloruros en el tambo aguas debajo de la columna atmosférica a fin de disminuir
la existencia de sales que pudieran resultar mecanismos de degradación de los equipos.
Es por ello que se propone adaptar un sistema de monitoreo con el fin de controlar
las variables críticas del proceso. En la tabla a continuación están representadas las más
significativas, ver Tabla 11.
Tabla 11 Variables Críticas asociadas al Lazo de Corrosión 008 Nombre de la Muestra Descripción Rango Unidades Contador C. Consecutivo
Frecuencia de Medición
10-SC-017 Cloruros Aguas Agrias Tope
Atmosférico 0-30 ppm 8 4 Semanal
10-SC-017 Hierro Total Aguas
AgriasTope Atmosférico 0-1 ppm 4 2 Semanal
10-SC-017 pH Tope Atmosférico 5.5-6.5 8 4 Semanal
Las variables correspondientes al hierro total es una medida empleada para
cuantificar la corrosividad del fluido, la cual según las especificaciones de PA y la
58
metalurgia expuesta a este condiciones deben manejarse en el rango propuesto, ver en
Anexos, Figuras A3.11/14.
Para el lazo de corrosión 012, que incorpora todo el sistema de tope de la torre de
vacío a pesar que de que no se han evidenciado problemas de corrosión asociados a los
equipos, se debe considerar el monitoreo de ciertas variables criticas que pudieran afectar
la integridad mecánica del circuito, principalmente al tambor V-004 donde llega todos los
condensados producto del tope de la torre.
Cabe destacar que los intercambiadores son uno de los principales activos
afectados por los mecanismos de degradación debido a poseer el menor espesor; sin
embargo todos los intercambiadores aguas abajo de la torre están fabricados con un
metalurgia menos propensa a sufrir problemas de corrosión, tipo aleaciones de cobre
(admiralty). A pesar de ello, el tambor que se encuentra aguas abajo de estos equipos, es
decir que recibe los productos condesados, ricos en cloruros, emplea una metalurgia de
acero al carbono, bastante propensa a sufrir cualquier tipo de corrosión asociada al fluido
agresor.
Es por ello que se debe considerar el monitoreo de cierta variables que pudieran
cuantificar la corrosividad del fluido y el nivel de agentes agresores que contiene ese
sistema. Por consiguiente las variables críticas del proceso relacionadas a este lazo de
corrosión se presentan a continuación, en la Tabla 12.
Tabla 12 Variables Críticas asociadas al Lazo de Corrosión 012 Nombre de la Muestra Descripción Rango Unidades Contador C. Consecutivo
Frecuencia de Medición
10-SC-037
Hierro Total Aguas Agrias Tope
de Vacío 0-1 ppm 4 2 Semanal
10-SC-037
Cloruros Aguas AgriasTope de
Vacío 0-30 ppm 8 4 Semanal
10-SC-037 pH Aguas Agrias Tope de Vacío 5.5-6.5 8 4 Semanal
59
Una de las logísticas para medir la corrosividad del un sistema en particular, es a
través de la medición del hierro. Se manejan rangos hasta 1 ppm de hierro total
permitidos, ya que por encima de estos valores se considera que existe mecanismos de
corrosión que pudieran estar provocando la degradación de los equipos aguas arriba del
sistema, ver en Anexos, Figuras A3.12/13.
VI.1.5 Lazo de Corrosión 013. Agua Agrias hacia Unidad de Crudo.
Las sales, arenas y otros sólidos suspendidos presenten en el crudo diluido son
removidos con la finalidad de prevenir problemas de corrosión que causen impacto sobre
la metalurgia de los equipos. La inyección de agua en los desaladores se realiza con la
finalidad de promover la disolución y mezcla de estas sales provenientes del crudo a fin
de remover un gran porcentaje de estos compuestos dando como resultado un crudo
desalado, menos contaminado. El volumen de agua inyectado debe ser entre 3 a 10% con
respecto a la carga total de crudo, sin embargo el valor típico manejado debiera ser
aproximadamente 5%. Un bajo nivel de agua, por debajo del 3% del total de la carga,
reduce la velocidad de coalescencia entre el agua y el crudo, trayendo como consecuencia
una mayor dificultad para la remoción de sales. La baja velocidad de agua junto con una
alta energía degrada la capacidad de los desaladores [3].
Según las especificaciones de PA, el porcentaje de agua de lavado a inyectar a la
entrada de los desaladores se debe mantener en 6%.
Durante operación normal de la planta, algunos de los intercambiadores de calor
del tope atmosférico 10-E-002´s presentaron fugas por el lado tubo. La evidencia de este
problema fue el alto contenido de sales en el crudo desalado (Ver Anexo 3 Fig. A3.3 y
A3.4), debido a la disminución del porcentaje de inyección de agua (Ver Anexo 4).
Por lo tanto en conjunto con la NACE y especificaciones de PA[8,9], el rango que
debería manejarse como limites de control sería 4-6% con respecto a la carga total de
60
crudo (ver Apéndice 1); luego, la inyección de agua en unidades de galones por minuto
daría como resultado los valores propuestos como límites en las variables críticas a
controlar (Ver Tabla 13). Por ultimo, los contadores se establecieron siguiendo la
metodología de variable de instrumentación, con ayuda de la grafica en Anexo 4 que
muestra la frecuencia de señal de respuesta de las variables.
Tabla 13 Variables Críticas asociados al Lazo de Corrosión 013. Nombre del Instrumento Descripción Rango Unidades Contador C. Consecutivo
Frecuencia de Medición
10_FIC_111 Inyección de Agua en Desalador 10-V-002 144-217 GPM 3600 1800
Cada Segundo
10_FIC_121 Inyección de Agua en Desalador 10-V-003 144-217 GPM 3600 1800
Cada Segundo
Al establecerse este valor como contador, en caso de ocurrir desviaciones
continuas y activarse la alarma, la inyección de agua tendría media hora de haber
superado los límites, el cual ya debe ser considerada para el proceso y la integridad
mecánica de los equipos aguas abajo de este sistema.
61
CAPÍTULO VII
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
1. El crudo extrapesado que se procesa en el Mejorador, presenta un contenido de
azufre 3,5 % en peso y un TAN de 3,1 mg KOH/g, que junto con las altas temperaturas,
400-500 ºF, promovió la corrosión por ácidos nafténicos de los equipos afectados por
estas condiciones.
2. La deficiencia de inyección de agua de lavado en el proceso de desalación origina
la presencia de sales en el crudo desalado por encima de 2 PTB, trayendo como
consecuencia el arrastre de altas concentraciones de cloruros hacia el tope de la torre
atmosférica.
3. Las altas concentraciones de cloruros en el tope de la columna atmosférica, mayor
a 30 ppm y la inyección de agua no equitativa a los intercambiadores de tope 10-E-002
B/D/F/H/J, favorece la deposición de sales de cloruro de amonio y bisulfuro de amonio
en el interior de los tubos.
4. Se recomienda la inyección de soda cáustica, NaOH a la salida de los desaladores,
con la finalidad de secuestrar la mayor cantidad de cloruros, HCl, a través de la reacción
NaOH + HCl NaCl + H2O, considerando que las sales de cloruro de amonio son
estables y difícil de hidrolizar a elevadas temperaturas.
62
5. Instalar probetas de corrosión en los sistemas tope: atmosférica y de vacío, a fin
de evaluar continuamente la tendencia de corrosividad del fluido presente.
6. A fin de minimizar el ataque por ácidos nafténicos se recomienda reemplazar
todas aquellas metalurgia de acero al carbono, 5Cr y 9Cr que manejen temperaturas por
encima de 450F, por acero inoxidable 317L.
7. A fin de minimizar el ataque de ácidos nafténicos sobre las metalurgias expuestas,
se recomienda evaluar la factibilidad de utilizar inhibidores de corrosión de base fósforo,
el cual paralelamente con la formación del naftenato de hierro, se produce el fosfato de
hierro que es insoluble en el hidrocarburo y se adhiere a la superficie del metal.
8. Se recomienda evaluar la factibilidad de inyección de químico dispersante en los
sistemas de tope. Este químico tendrá como objetivo disminuir la tensión superficial de la
sales de cloruro de amonio y bisulfuro de amonio, evitando la deposición sobre la
superficie del metal expuesto a este tipo de mecanismo.
9. Simulación de un proceso dinámico con la finalidad de garantizar la confiabilidad
del control del sistema y la integridad mecánica de los equipos. A través de esta
simulación se pueden evaluar como afectan las variaciones en la carga con respecto a la
temperatura y eficiencia del proceso, a fin de detectar posibles mecanismos de
degradación envueltos durante operación normal de la planta.
10. Se recomienda la puesta en practica del sistema de monitoreo de las variables
críticas propuestas en cada uno de los lazos de corrosión, a fin de realizar el seguimiento
continuo de las mismas de tal manera de prevenir cualquier mecanismo de daño que
pudiera presenciar los activos afectados.
63
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Practicas Recomendadas API 571. Primera Edición, Diciembre 2003.
2. Risk Based Inspection Base Resource Document. Practicas Recomendadas API
581. Segunda Edición, Octubre 2000.
3. Corrosion Control in the Refining Industry. NACE International The Corrosion
Society, Marzo 1999.
4. Pagina en Internet: www. ameriven.com.
5. Study of Corrosiveness of Acid Crude Oil and it’s fraction. Paper No. 05568.
NACE Corrosion, 2005.
6. Naphthenic Corrosion Criticallity Updating. Nota Técnica NT-MNT-CONF-GE-
0008. Petrolera Ameriven. Junio, 2005.
7. Cost Benefit Heat Exchanger Study. Nota Técnica TN-99-2003-003. Petrolera
Ameriven, Diciembre, 2004.
8. Manual de Operación Unidad de Crudo. Petrolera Ameriven, Agosto 2002.
9. Procedimientos de Operación Unidad de Crudo. Petrolera Ameriven. Agosto
2002.
10. Erosión. Estrategias de Inspección No. 35. Petrolera Ameriven, Noviembre 2005.
11. Corrosión por Ácidos Nafténicos. Estrategia de Inspección No. 8. Petrolera
Ameriven, Noviembre 2005.
12. Corrosión por Cloruros/Cloruros de Amonio. Estrategia de Inspección No. 6.
Petrolera Ameriven, Noviembre 2005.
13. Experiences with Naphthenic Acid Corrosion in an Extra Heavy Oil Upgrader
Facility. Paper No. 06586. Corrosion NACExpo 2006 61 St Annual Conference
& Exposition
14. Super Duplex Stainless Steel SAF2507 for Corrosion in Refinery Overhead
Condensers. NACE International The Corrosion Society, Noviembre, 2004.
64
ANEXOS
Anexo 1. Documento Actualizado de Evaluación de Riesgo de Corrosión en Unidad de Crudo.
Petrolera Ameriven Mejorador de Crudo Hamaca
Documento de Evaluación de Riesgo de Corrosión
Unidad 10 Unidad de Crudo
Mayo-Septiembre de 2006
65
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
La Unidad de Crudo separa el crudo diluido Hamaca en los siguientes productos: Nafta Diluida Destilado Combinado (mezcla de destilado liviano, destilado pesado, gasóleo
liviano de vacío y nafta de purga). Gasóleo Medio de Vacío Gasóleo Pesado de Vacío Residuo Vacío.
ALIMENTACION DE PRECALENTAMIENTO La alimentación de precalentamiento por intercambiadores de calor con las siguientes corrientes:
Nafta Diluida Gas Tope Torre Atmosférica Destilado Liviano de recirculación y producto. Destilado Pesado de recirculación y producto. Gasóleo Liviano de recirculación y producto. Gasóleo Mediano de recirculación y producto. Gasóleo Pesado de recirculación y producto. Residuo de Vacío.
DESALADORES Dos trenes que trabajan en paralelo con la finalidad de reducir el contenido de sal a 2 libras por cada 1000 barriles. CAMARA DE PREFLASH El crudo desalado alimenta la Cámara de Preflash. El vapor de la Cámara de Preflash es dirigido hacia la zona flash de la Torre Atmosférica. El líquido de fondo de la Cámara de Preflash es bombeado a través de intercambiadores de calor al Horno Atmosférico y de allí a la zona flash de la torre Atmosférica. TORRE ATMOSFÉRICA La Torre Atmosférica separa el crudo en nafta de purga, nafta diluida, destilado liviano, destilado pesado y residuo atmosférico. La Torre tiene un destilado liviano de recirculación. El producto de destilado liviano es una corriente despojada en el Despojador de Destilado Liviano. El destilado pesado de recirculación y el producto son enfriados en un sistema aguas abajo; después de los intercambiadores de calor, el destilado pesado de recirculación regresa a la Torre Atmosférica. Los productos: destilado liviano y pesado son combinados y posteriormente enfriados.
66
TORRE DE VACÍO El residuo atmosférico es calentado en el Horno de Vacío y luego se dirige hacia la Torre de Vacío. La Torre de Vacío separa el residuo atmosférico en varias corrientes: gasóleo liviano (LVGO), gasóleo mediano (MVGO), gasóleo pesado (HVGO) y residuo de vacío. La Torre tiene LVGO, MVGO, y HVGO de recirculación para remover calor de la torre. SISTEMA DE EJECTORES DE VACÍO El sistema de eyectores de vacío mantiene reducida la presión de la Torre de Vacío. Este sistema consiste en tres sistemas paralelos con un precondensador, primer estado de eyector intercondensador, segundo estado de eyector, y postcondensador. Los condensados de drenajes de los condensadores van hacia el tambor de vacío de tope donde son separados el agua y el aceite. El aceite producto del tambor es recirculado a la entrada de la cámara de preflash. El vapor del tope de la Torre Atmosférica es combinada con los gases o condensados del sistema de vacío y alimentan el compresor Termal de Gases no Condensados. La descarga es enfriada en los condensadores de gases no condesados y dirigidos a la Unidad Retardada de Coquer (Unidad 12). Los principales mecanismos de corrosión en la Unidad de Crudo son: Corrosión por Sulfidación La Unidad de Crudo maneja alto contenidos de azufre y ciertos equipos operan temperaturas entre 450 – 900 ºF. Los Intercambiadores de Precalentamiento, las partes bajas de las Torres, Atmosférica y de Vacío, despojadoras, condensadores y tuberías asociadas son susceptibles a este tipo de corrosión. Los equipos han sido fabricados con aleaciones tales que resistan la corrosión por sulfidación, como son el uso de acero de baja aleación 5Cr y 9Cr y aceros inoxidables 317L. Corrosión por Ácidos Nafténicos Los ingenieros de diseño utilizaron metalurgia de alta aleación, acero inoxidable 317, para la resistencia frente a la corrosión por ácidos nafténicos, en las zonas donde el mecanismo pudiera ser propenso a ocurrir. Los equipos y tuberías están identificados con una categoría específica. Corrosión acuosa por soluciones de HCl El tope de la Torre Atmosférica debe operar por encima de punto de rocío del agua para prevenir la corrosión en el acero al carbono. Las tuberías aguas arriba de los intercambiadores del tope se les inyecta aminas neutralizante e inhibidores de corrosión para prevenir una severa corrosión acuosa. El enfriamiento en la tope de la torre y la falla de inyección de los químicos resultaría en una severa corrosión en el tope. En el tope de la Torre de Vacío también hay posibilidad de corrosión por HCl, pero es mucho menos propensa que en la Torre Atmosférica.
67
Corrosión por NH4Cl húmedo La deposición de sales de cloruro de amonio es comúnmente encontrada en los intercambiadores del tope atmosférico. El riesgo de la deposición de sales de cloruro de amonio es bajo porque el amonio no es inyectado para el control de pH. La amoniaco puede estar presente en el agua de lavado de los desaladores con la posibilidad de incorporarse al tope de la Torre Atmosférica. Corrosión por Sales de Cloruro de Amina Las Sales de cloruro de amina provienen de la inyección de la amina neutralizante en la Torre Atmosférica para el control de pH. Las sales son liquidas y no deberían taponar los equipos. Sin embargo, si no hay agua libre presente, las sales fluirán en los equipos aguas abajo con la corriente del hidrocarburo, depositándose y resultando una corrosión severa en el acero al carbono. Si una fase de agua separada esta presente, las sales puede disolverse y fluirán hacia el despojador de aguas agrias.
EVALUACIÓN DE CORROSIÓN DE LAS CATEGORÍAS DE EQUIPOS
ESPECÍFICOS
1. Intercambiadores del tren de precalentamiento del crudo a la entrada de los
desaladores –Circuito 001
Esto incluye el crudo diluido aguas bajo de los tanques de almacenamiento hacia la entrada de los intercambiadores de precalentamiento hasta la entrada del desaladores y las tuberías asociadas.
68
Temp Insulation
(F) (N - Ih - Is)
HC-10-1004-J31D-10"-N CS+0.063” Crude feed piping from battery limit to 10-E-001A/B/C 101 101 N <5 51/32HC-10-1003-J31D-20",HC-10-1003-J31D-18" CS+0.063” Crude feed piping to 10-E-002A through J 101HC-10-1005-J31D-8" CS+0.063” Crude feed piping to 10-E-004A/B/C 101 101 N <5 93/18HC-10-1007-J31D-20"-Ih,HC-10-1007-J31D-18"- CS+0.063” Crude feed piping to 10-E-005 195 101 N <5 62/32HC-10-1010-J31D-20"-Ih CS+0.063” 208HC-10-1010-J31D-16"-Ih CS+0.063” 208HC-10-1010-J31D-12"-Ih CS+0.063” 208 Ih <5 102/18HC-10-1010-J31D-12"-Ih CS+0.063” Crude feed piping to 10-E-007A/B/C/D 208 215 Ih <5 117/24HC-10-1002-J31D-12"-Ih CS+0.063” Heated feed piping to 10-E-008 247 215 Ih <5 117/24HC-10-1012-J31D-20"-Ih CS+0.063” Heated feed piping to 10-E-009 262 264 Ih <5 15/6HC-10-1013-J31D-20"-Ih CS+0.063” Heated feed piping to 10-E-010 270 273 Ih <5 75/27HC-10-1014-J31D-14"-Ih CS+0.063” Heated feed piping to Desalter Inlets 307 285 Ih <5 188/35
Demulsifier chemical piping from 307 Ih <5 38/1110-ME-003-TK-1 to injection points 98 N <5
10-ME-003-TK-1 Vendor Package Demulsifier Tank 10-ME-003-TK-1 98 N <510-ME-003-P1A/B Vendor Package Demulsifier Injection Pumps 98 N <5Injection Point CS+0.063” Demulsifier chemical injection at HC-10-1003-J31D-20”-N 101 N <10 73/20Injection Point CS+0.063” Demulsifier chemical injection at HC-10-1014-J31D-14”-Ih 307 Ih <10Injection Point CS+0.188” Desalter water wash at HC-10-1050-J35A-14”-Ih 307 Ih <10Injection Point CS+0.125” Stripped sour water at HC-10-1050-J35A-14”-Ih 307 Ih <10Injection Point CS+0.188” Desalter water wash at HC-10-1060-J35A-14”-Ih 307 Ih <10Injection Point CS+0.125” Stripped sour water at HC-10-1060-J35A-14”-Ih 307 Ih <10
CS+0.125” shellCS tubesCS+0.125” shellCS tubesCS+0.125” shellCS tubesCS+0.125” shellCS tubesCS+0.125” shellCS tubesCS+0.125” shellCS tubesCS+0.125” shell Feed/Combined Distillate Exchanger (shell side)CS tubes Replace bundle with 317L ssCS+0.125” shell Feed/HVGO Product Exchanger (shell side)CS tubes Replace bundle with 317L ssCS+0.125” shell Feed/Light Distillate PA Exchanger (shell side)CS tubes Replace bundle with 317L ss
210
CS+0.063”
Operation Temp (F)
10-E-010 285-307 Ih <5
262
220
10-E-009 273-285 Ih <5
<5
10-E-008 264-273 Ih <5
208
247
10-E-007A/B/C/D Feed/MVGO PA and Product Exchangers (shell side) 215-264 Ih
<5
10-E-006A/B/C/D Feed/Light Distillate PA Exchangers (shell side) 215-264 Ih <5
195
208
10-E-005 Feed/Diluent Naphtha Exchanger (shell side) 210-215 Ih
<5
10-E-004A/B/C Feed/MVGO Product Exchangers (shell side) 101-210 Ih <5
101
101
10-E-002A through J Feed/Atmospheric Tower Overhead Exchangers (shell side)
101-210 Ih
Measured Corrosion Rate Max./Avg. (mpy)
10-E-001A/B/C Feed/Diluent Naphtha Exchangers (shell side) 101-210 Ih <5
Crude feed piping to 10-E-006A/B/C/D
101
Equipment Material Description Anticipated Corrosion Rate (mpy)
Aspectos de importancia en cuanto a la corrosión
La velocidad de corrosión es cuatro veces más altos que lo esperados (20-30 mpy en comparación con 5 mpy como rango permitido). Verificar las velocidades de corrosión en los circuitos de tuberías basados en las fechas de re-inspección del Meridium TM. Volver analizar los valores para observar si las altos velocidades de corrosión son reducidos con el nuevo espesor medido. Si continúan los altos valores, evaluar el tiempo de reemplazo de metalurgia basado en lo permitido por la corrosión existente y tiempo de la parada 7/2008.
Posible corrosión acelerada en los puntos de inyección donde el
demulsificador químico, el agua de los desaladores y el agua agria despojada son inyectados en la alimentación del crudo. Considerar el desarrollo de un programa en el punto de inyección, usando técnicas de ultrasonido y técnicas de radiografía, como fue discutido en API 570 y estrategias de inspección #20. Seguir con el monitoreo de medida de espesores, donde existan un punto de inyección
69
Posible corrosión por debajo del aislante para tuberías e intercambiadores aisladas con una temperatura de operación menor de los 300Fº. Considerar un programa para una inspección CUI, descrita en API570 y las estrategias de inspección #19. Tras 18 meses de operación, el plan incluye chequeo visual tanto del espacio comprendido entre la tubería y la chaqueta térmica.
Posible agrietamiento por H2S húmedo de las carcazas del intercambiador y tuberías de acero al carbono. En general, ningún equipo ha sido tratado térmicamente. Los componentes del intercambiador y las tuberías tienen un bajo riesgo por agrietamiento por sulfuro bajo esfuerzos aplicados; sin embargo, otras formas de agrietamiento a largo plazo como lo son HIC y SOHIC pueden ocurrir. Considerar estrategias de inspección como prioritización y técnicas ultrasónicas, como se describe en las estrategias de inspección #17.
2. Desalador y efluentes - Circuito 002
Este equipo incluye el desalador y sus efluentes hasta la unida de tratamiento de aguas de desecho (Unidad 65):
Equipment Material Description Temp (F)
Insulation (N - Ih - Is)
Anticipated Corrosion Rate (mpy)
Measured Corrosion Rate Max./Avg. (mpy)
Piping CS+0.188”
Desalter wash water piping from 10-V-002/003B to Desalter Water Pumps and return to 10-V-002/003A
300
Ih
<20
114/31 75/14
10-P-019A/B/C
CS Case PWHT 12 Cr Impeller PWHT
Desalter Water Pumps 300 Ih <20
Piping CS+0.188” Desalter effluent piping to 10-E-011A/B Desalter effluent piping to 10-E-012 Desalter effluent piping to waste water treatment
307 240
<20 17/9 32/19 26/15 62/22
10-E-011A/B CS+0.25” channel Titanium tubes 304SS tubesheet clad with titanium
Desalter Wash Water/Effluent Exchanger (tube side)
307-201 Is <20
10-E-012 CS+0.25” channel CS tubes
Desalter Effluent Cooler (tube side) (Cooling Water on shell side) Tubeside fouling requires frequent cleaning soft salts; no pitting (boroscope)
201-120 Is <20
70
Aspectos de importancia en cuanto a la corrosión
Posible corrosión acelerada bajo depósitos de sales en el desalador. Inspeccionar corrosión bajo depósitos siguiendo estrategias de inspección #6.
Posibilidad de una elevada corrosión de los tubos en 10-E-012. Los tubos en este intercambiador son normalmente de titanio como lo son los del 10-E-011A/B. Considerar técnicas de inspección de tuberías rotativas en el momento pautado durante la parada. Ninguna corrosión por picaduras interna se observó con el boroscopio durante la limpieza interna del frecuente mantenimiento debido a las sales en los tubos en 10-E-012. Las tuberías muestran un rango de corrosión de 21 mpy el cual era el valor predecido.
Posible corrosión bajo el aislante para las tuberías e intercambiadores aislados que operan a una temperatura menor de 300ºF. Considerar un programa de inspección por CUI, como se describe en API 570 y en las estrategias de inspección #19. . El plan incluye chequeo visual tanto del espacio comprendido entre la tubería y la chaqueta térmica como para la chaqueta en si.
Posible agrietamiento por H2S húmedo de las carcazas del intercambiador y tuberías de acero al carbono. En general, ningún equipo ha sido tratado térmicamente. Los componentes del intercambiador y las tuberías tienen un bajo riesgo por agrietamiento por sulfuro bajo esfuerzos aplicados; sin embargo, otras formas de agrietamiento a largo plazo como lo son HIC y SOHIC pueden ocurrir. Considerar estrategias de inspección como prioritizacion y técnicas ultrasónicas, como se describe en las estrategias de inspección #17.
Los rangos de medición de la corrosión se acercan a los esperados.
3. Crudo desalado, T <450ºF circuito 003
Este lazo de corrosión incluye al crudo desalado a temperaturas < 450ºF ya que esta es la temperatura limite entre corrosión por alta temperatura y baja temperatura en mecanismos por corrosión acuosa. La corrosión por Acido Nafténico puede comenzar aproximadamente a 350ºF, ya que los ácidos nafténicos generalmente son considerados corrosivos en un rango de temperatura de 350 a 700ºF.
71
Temp (F) Insulation (N-Ih-Is)
HC-10-1078-J14B-30"-Ih CS+0.063” Desalted feed from 10-V-002/003/B to10-C-002 298 300 Ih <5 21/11HC-10-1440-J31D-20''-Ih CS Desalted feed from 10-V-002/003/B to10-C-002 298 300 IhHC-10-1088-J14A-20"-Ih CS+0.063” Preflash chamber vapor to 10-C-001 282 283 Ih <5HC-10-1082-J62A-20"-Ih, CS+0.063” Flashed feed to 10-P-002A/B to 10-E-014A/B 283 283 Ih <5 39/21
HC-10-1083-J62A-12"-Ih,HC-10-1083-J62A-8"-Ih CS+0.063” Flashed feed to 10-E-015A inlet 307 307 Ih <5 186/39
HC-10-1084-J62A-8"-Ih CS+0.063” Flashed feed to 10-E-016A inlet 307 307 Ih <5
HC-10-1085-J62A-16"-Ih,HC-10-1085-J62A-12"-Ih CS+0.063” Flashed feed to 10-E-017A inlet 307 307 Ih <5 91/23
HC-10-1248-J675-8"-IhCS+0.125” Flashed feed from 10-E-015B to 10-E-015C
386391 Ih <10 21/8
HC-10-1100-J675-8"-Ih CS+0.125” Flashed feed from 10-E-015H to 10-E-015I 386 391 Ih <10 92/17HC-10-1260-J675-12"-Ih CS+0.125” Flashed feed from 10-E-017B to 10-E-017C 394 399 Ih <10 21/8HC-10-1254-J675-12"-Ih CS+0.125” Flashed feed from 10-E-017H to 10-E-017I 394 399 Ih <10 29/1210-C-002 CS+0.125” Preflash Chamber 285 282 Ih <5
CS CaseCS ImpellerCS+0.125” shellCS tubesCS+0.25” tubesheet
10-E-015A/G Flashed Feed/Vacuum Residue Exchangers (tube side)10-E-015B/H Replace bundles with CS during 7/2006; replace with 317L
ss during 7/200810-E-015C/I
CS+0.125” shellCS tubesCS+0.25” tubesheetCS+0.125” shell Flashed Feed/HVGO PA and Product Exchangers (shell
side)CS tubes Replace bundles with CS during 7/2006; replace with 317L
ss during 7/2008CS+0.25” tubesheet
Operation Temp (F)
286
283
307
307
386
CS +O.125'' channel, Cs tubes, CS+O.25''
<10
10-E-017A/G 307-355 Ih <10
10-E-016A Flashed Feed/Heavy Distillate PA and Product Exchanger (shell side) Replace bundles with 317L ss during 7/2008
307-412 Ih
<10
307-433 Ih <10
10-E-014A/B Flashed Feed/MVGO PA and Product Exchangers (shell side)
282-307 Ih
Measured Corrosion Rate Max./Avg. (mpy)
10-P-002A/B Flashed feed pumps 282 Ih <10
Equipment Material Description Anticipated Corrosion Rate (mpy)
Aspectos de importancia en cuanto a la corrosión
Posible corrosión bajo el aislante para las tuberías e intercambiadores aislados que operan a una temperatura menor de 300ºF. Considerar un programa de inspección por CUI, como se describe en API 570 y en las estrategias de inspección #19. . El plan incluye chequeo visual tanto del espacio comprendido entre la tubería y la chaqueta térmica como para la chaqueta en si.
Posible agrietamiento por H2S húmedo de 10-C-002 en la zona de vapor, en las carcasas del intercambiador 10-E-014 y tuberías de acero al carbono. En general, ningún equipo ha sido tratado térmicamente. Los componentes del intercambiador y las tuberías tienen un bajo riesgo por agrietamiento por sulfuro bajo esfuerzos aplicados, la dureza de la soldadura también fue controlada; sin embargo, otras formas de agrietamiento a largo plazo como lo son HIC y SOHIC pueden ocurrir. La zona de de vapor 10-C-002 tiene un alto riesgo de agrietamiento por sulfuro bajo esfuerzos aplicados. Considerar estrategias de inspección como prioritizacion y técnicas ultrasónicas, como se describe en las estrategias de inspección #17. Incluir inspección de agrietamiento por H2S en la parada 7/2008.
72
Al Igual que el circuito 001 las velocidades de corrosión en el circuito 003 son más elevados de los predecidos.
En los desaladores se tiene como objetivo de diseño trabajar en paralelo y reducir el contenido de sales a 2 libras por barriles (LPB). La operación muestra en el grafico Fig.2(a) (b) donde ocasionalmente los rangos mas altos son de 14.4 PTB y el promedio es de 3.21 PTB. Los informes consideran este promedio razonable para un manejo de crudo extra pesado. Esto afecta la cantidad de cloruros en el tope de la torre atmosférica (72 ppm contra 0.7 ppm que se esperaban). Los ingenieros en procesos estas trabajando para mejorar el rendimiento de los desaladores para minimizar los cloruros en el crudo y el agua mediante:
1. Implementar la inyección de compuesto que rompa la emulsión
en el agua de lavado en los desaladores para reducir la capa de emulsión y la carga de agua que va de los desaladores hacia la Torre Atmosférica.
2. Implementar un tratamiento químico al efluente para reducir el contenido de agua en un 30 – 40% el cual es una mezcla de sales que son recirculadas.
3. Colocar un servicio de tres fases, un separador, tal que separe el agua y el aceite que viene de la Unidad 62.
4. Mejorar la operación de la válvula de mezcla. Con la puesta en práctica de estas propuestas, se tiene como objetivo reducir el nivel de cloruros del rango comprendido entre 30-60 ppm a 20 ppm. Si los niveles de cloruros actuales alcanzados muestran un nivel de cloruros de 10 ppm en el residuo de vacío, los ingenieros de procesos deberán considerar la inyección de soda cáustica en el efluente de los desaladores para reducir los cloruros (Practicas de Petrozuata).
73
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
01
/11
/20
04
17
/11
/20
04
09
/12
/20
04
07
/01
/20
05
27
/01
/20
05
11
/02
/20
05
27
/02
/20
05
12
/03
/20
05
29
/03
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05
04
/05
/20
05
04
/06
/20
05
13
/07
/20
05
16
/08
/20
05
21
/09
/20
05
28
/10
/20
05
29
/11
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05
10
/01
/20
06
09
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/20
06
15
/03
/20
06
17
/04
/20
06
24
/05
/20
06
24
/08
/20
06
Fecha
Sa
l en
Cru
do
(P
TB
) Limit Máx
(a)
0
2
4
68
10
12
14
16
1820
22
24
26
01
/11
/20
04
16
/11
/20
04
09
/12
/20
04
06
/01
/20
05
27
/01
/20
05
11
/02
/20
05
25
/02
/20
05
08
/03
/20
05
24
/03
/20
05
26
/04
/20
05
30
/05
/20
05
07
/07
/20
05
05
/08
/20
05
08
/09
/20
05
20
/10
/20
05
18
/11
/20
05
22
/12
/20
05
02
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/20
06
09
/03
/20
06
07
/04
/20
06
18
/05
/20
06
26
/06
/20
06
22
/09
/20
06
Fecha
Sa
l en
Cru
do
(P
TB
)
Lim Máx
(b)
Figura 2 Contenido de Sal en Crudo Desalado, (a) Salida 10-V-002B; (b) Salida 10-V-003B.
74
0
20
40
60
80
100
120
140
160
31
/01
/20
05
11
/02
/20
05
27
/02
/20
05
10
/03
/20
05
19
/03
/20
05
27
/03
/20
05
16
/05
/20
05
22
/08
/20
05
14
/11
/20
05
09
/01
/20
06
06
/03
/20
06
01
/05
/20
06
26
/06
/20
06
Fecha
Clo
ruro
s (p
pm
)
Limit Máx
Figura 3 Cloruros en Aguas Agrias de Tope Atmosférico 10-V-001
4. Crudo Desalado, T>450 ºF
Estos equipos incorporan el crudo desalado a temperaturas por encima de 450 ºF
hacia la entrada del Horno Atmosférico 10-H-001.
75
Temp Insulation
(F) (N - Ih - Is)
HC-10-1040-J68A-8"-Ih 5Cr-½Mo+0.063” Flashed feed from 10-E-016B to 10-E-016C 480 485 Ih <20 44/20HC-10-1047-J68A-8"-Ih 5Cr-½Mo+0.063” Flashed feed from 10-E-016C to 10-E-018A 539 539 Ih <20 22/8HC-10-1249-J675-8"-Ih CS+0.125” Flashed feed from 10-E-015D to 10-E-015E 467 472 Ih <60 14/5HC-10-1090-J68A-12"-Ih, HC-10-1090-J68A-8"-Ih� 5Cr-½Mo+0.063” Flashed feed from 10-E-015F/L to 10-E-018A 534 542 Ih <20 30/11HC-10-1101-J675-8"-Ih CS+0.125” Flashed feed from 10-E-015J to 10-E-015K 534 472 Ih <60 10./5HC-10-1263-J675-12"-Ih CS+0.125” Flashed feed from 10-E-017D to 10-E-017E 471 476 Ih <60 14/6HC-10-1086-J68A-16"-Ih 5Cr-½Mo+0.063” Flashed feed from 10-E-017F/L to 10-E-018A 539 539 Ih <20 47/10HC-10-1255-J675-12"-Ih CS+0.125” Flashed feed from 10-E-017J to 10-E-017K 471 476 Ih <60 14/9HC-10-1441-J68A-20"-Ih 5Cr-½Mo+0.063” Flashed feed from 10-E-018B to 10-E-018C 555 540 Ih <20 120/25HC-10-1087-J68A-20"-Ih 5Cr-½Mo+0.063” Flashed feed from 10-E-018C to Charge Heater 562 562 Ih <30 100/1810-E-015D/J CS+0.125” channel Flashed Feed/Vacuum Residue Exchangers 10-E-015E/K 5Cr-½Mo tubes Replace bundles with CS during 7/2006; replace
5Cr+0.125” 9Cr-1Mo+0.125” Flashed Feed/Vacuum Residue Exchangers 9Cr-1Mo tubes Replace bundles with CS during 7/2006; replace 9Cr+0.125” CS+0.125” shell317L tubes317L+0.063” 5Cr-½Mo+0.125”shell
317L tubes317L+0.063”
10-E-017B/H CS+0.125” shell Flashed Feed/HVGO PA and Product 10-E-017C/I 317L tubes Replace shells with 317L ss clad during 7/2008.10-E-017D/J 317L+0.063”
10-E-017E/K5Cr-½Mo+0.125” Flashed Feed/HVGO PA and Product shell Replace shells with 317L ss clad during 7/2008.317L tubes317L+0.063”
5Cr-1/2Mo+0.125” Flashed Feed/Vacuum Residue Exchanger (tube 9Cr-1Mo tubes Replace bundles with CS during 7/2006; replace 9Cr+0.125” Replace shells with 317L ss clad during 7/2008.
10-E-018A/B/C 540-562 Ih <15
10-E-017F/L 509-539 Ih <20
<20
355-509 Ih <60
10-E-016C Flashed Feed/Heavy Distillate PA and Product Exchanger (shell side)
485-539 Ih
10-E-016B Flashed Feed/Heavy Distillate PA and Product Exchanger (shell side)
412-485 Ih <60
10-E-015F/L 509-542 Ih <10
Measured Corrosion Rate Max./Avg. (mpy)
433-509 Ih <20
Equipment Material Description Anticipated Corrosion Rate (mpy)
Operation Temp (F)
Aspectos de importancia en cuanto a la corrosión
Posible corrosión nafténica de las tuberías de acero al carbono que van hacia el tren de precalentamiento. Las tuberías involucradas son: 1. Alimentación de 10-E-015D a 10-E-015E 2. Alimentación de 10-E-015J a 10-E-015K 3. Alimentación de 10-E-017D a 10-E-017E 4. Alimentación de 10-E-017J a 10-E-017K
Las velocidades de corrosión alcanzaron valores de 60 mpy. Considerar la
inspección por ultrasonido y radiografía, tal como están descritas en la Estrategia de inspección # 8. Se encontraron velocidades de corrosión inexplicables, ya que para las tuberías de acero al carbono fueron menores con respecto aquellas con aleaciones de cromo. Continuar el monitoreo de espesores basado en el Modulo de frecuencia de Meridium. Las velocidades de corrosión para el acero al carbono fue mas baja con respecto a la esperada; para las tuberías 5Cr las velocidades de corrosión arrojaron valores sobre lo esperado. Es necesario evaluar el reemplazo de las tuberías durante la Parada de Planta Julio 2008 basado en el análisis de los nuevos espesores por Ultrasonido.
76
Posible corrosión nafténica de las carcazas de acero al carbono en 10-E-016B, 10-E-017 B/H, 10-E-017C/I, 10-E-017D/J y 10-E-017E/K. Las velocidades de corrosión alcanzaron valores de 60 mpy. Planificar el reemplazo de los haces tubulares susceptibles por acero inoxidable 317 y colocación de recubrimiento metálico de acero inoxidable 317 en las carcazas susceptibles al mecanismo durante la Parada de Planta Julio 2008.
5. Carga del Horno - Circuito 005.
Este circuito incluye la carga del horno 10-H-001.
Equipment Material Description Temp (F)
Insulation (N - Ih - Is)
Anticipated Corrosion Rate (mpy)
Measured Corrosion Rate Max./Avg. (mpy)
10-H-001 9Cr-1Mo+0.125” Charge Heater Convection Tubes
>562 N <15 Not available
10-H-001 317L+0.063” Charge Heater Radiant Tubes 685 N <1 Not available
Aspectos a considerar con respecto a la Corrosión:
Posible corrosión por ácidos nafténicos de los tubos 9Cr correspondiente a la zona de convección del 10-H-001. Las velocidades de corrosión alcanzaron valores de 15 mpy. Las altas velocidades en las áreas y tuberías curveadas se verán afectadas provocando una gran perdida de metal. Considerar la combinación de inspección por ultrasonido y radiografía, descrita en la Estrategias de inspección # 8. Inspeccionar los tubos del horno durante la Parada de Planta 2008.
Posible termo fluencia de tubos de la zona de radiación del Horno. Aplicar
Estrategia de inspección #34. Las temperaturas de los tubos (zona de convección 579ºF, zona de radiación 666ºF) están dentro del rango de diseño por lo que no se esperaría algún tipo de daño en los tubos. Realizar la inspección externa de los tubos durante la Parada de Planta 2008. Luego de un estudio de termografía por infrarrojos fue observada la coquificacion de los pases No. 2 (7 tubos) y del paso No 12(4 tubos). El proceso de limpieza de los tubos debe realizarse por el método del cochino (pigging), decoquificacion; este procedimiento se llevo a cabo satisfactoriamente durante la Parada de Planta 2006. El paso No 2 fue el más crítico.
Posible corrosión por agrietamiento en presencia de esfuerzos por ácidos
politiónicos en los tubos de acero inoxidable 317 de la zona radiante. Durante paradas de planta, deben protegerse los tubos a través de la purga de nitrógeno o
77
por el lavado con soda cáustica de acuerdo con los procedimientos de la NACE. Para ello aplica la Estrategia de inspección #15. Un plan de pasivación fue llevado a cabo durante la Parada de Planta 2006, a través del lavado con soda cáustica del interior de los tubos. Es recomendable realizar las mismas prácticas durante la Parada de Planta Julio 2008.
6. Línea de Transferencia, Sección Inferior de la Columna Lazo de corrosión 006
Este circuito incluye el sistema de líneas aguas abajo de la carga del horno hacia la Torre atmosférica a una temperatura mayor a 450ºF.
Equipment Material Description Temp
(F) Insulation (N - Ih - Is)
Anticipated Corrosion Rate (mpy)
Measured Corrosion Rate Max./Avg. (mpy)
Piping CS clad with 317L SS 317L+0.031” 317L+0.031” 317L+0.031” 317L+0.031”
Heated flashed feed from 10-H-001 to 10-C-001 Atmospheric residue to 10-P-010A/B to 10-H-002A/B Heavy distillate bypass piping (tray 7 to tray 6) Heavy distillate PA and product to 10-P-006A/B and then to 10-E-016C Heavy distillate PA and product from 10-E-016C to 10-E-016B
685 678 629 576
Ih Ih Ih Ih
<1 <1 <1 <1 <1
Not available
10-E-016C CS clad with 317L SS channel 317L tubes 317L+0.063” tube sheet
Flashed Feed/Heavy Distillate PA and Product Exchanger (tube side)
576-539 Ih <1
10-E-016B CS clad with 317L SS channel 317L tubes 317L+0.063” tube sheet
Flashed Feed/Heavy Distillate PA and Product Exchanger (tube side)
539-489 Ih <1
10-P-010A/B 317L SS case 317L SS impeller
Atmospheric residue pumps 678 Ih <1
10-P-006A/B 317L SS case 317L SS impeller
Heavy distillate PA and Product Pump
576 Ih <1
10-C-001 CS clad with 317L SS +0.01” clad thickness 317L SS internals
Atmospheric Tower bottom to tray 16
685-450 Ih <1
Injection point
CS+0.063” Superheated LP steam to 10-C-001 bottom
597 Ih <5
Aspectos a considerar con respecto a la corrosión
Posible corrosión por agrietamiento bajo tensión de ácidos politiónicos en las tuberías y recubrimiento metálicos de acero inoxidable 317 durante las Paradas de Planta. El riesgo es bajo si todos los materiales han sido sometidos a la condición de recocido. Durante las Paradas de Planta, debe aplicarse la protección a través de la purga de nitrógeno o el lavado interno de las tuberías con soda cáustica, de acuerdo con los procedimientos de la NACE. Para ello aplica la Estrategia de inspección # 15.
78
Posible corrosión acelerada en el punto de inyección en la columna atmosférica
10-C-001. Considerar el desarrollo de un programa de inspección de los puntos de inyección, usando la técnica de escaneo por ultrasonido y radiografía, tal como es discutida en el API 571 y la Estrategia de inspección #20. Durante la Parada de Planta 2008, en caso de que la torre vaya a ser abierta para la inspección, aprovechar para inspeccionar internamente esta área. Inspeccionar las tuberías durante la Parada de Planta 2008.
7. Sección Media de la Torre Atmosférica y corrientes asociadas, T menores
450ºF (Sistema Seco) – Circuito 007
Los equipos que conforman este lazo de corrosión incluye las zonas de la torre atmosférica y corrientes asociadas que operan a temperaturas por debajo de 450ºF y por encima del punto de condensación del agua.
Equipment Material Description Temp (F)
Insulation (N - Ih - Is)
Anticipated Corrosion Rate (mpy)
Measured Corrosion Rate Max./Avg. (mpy)
I0-C-001 CS=0.188” 410SS trays CS internals
Atmospheric Tower above tray 16 to the bottom of the reflux return, above tray 38
420-250
Ih <20 52/16
Piping CS+0.125” CS+0.125” CS+0.125” CS+0.063” CS+0.125” CS+0.125” CS+0.125” CS+0.125” CS+0.125” CS+0.063” CS+0.063” CS+0.063” CS+0.063” CS+0.063”
Heavy distillate PA and product from 10-E-016A to 10-C-001 Heavy distillate PA and product from 10-E-016A to 10-E-008 Light distillate PA to 10-P-005A/B and then to 10-E-010 Light distillate PA from 10-E-010 to 10-E-006AB/D Light distillate PA from 10-E-006AB/D to 10-C-001 Light distillate from 10-C-001 to 10-C-003 Light distillate from 10-C-003 to 10-P-007A/B and then to 10-E-008 Light and heavy distillate to 10-EA-003A/B Light distillate stripper overhead vapor from 10-C-003 t0 10-C-001 Diluent naphtha from 10-C-001 to 10-P-004 and then to 10-E-005 Diluent naphtha from 10-E-005 to 10-E-001C Diluent naphtha from 10-E-001A to 10-EA-004 Diluent naphtha from 10-EA-004 to storage Combined distillate from 10-EA-003A/B to storage or to Unit14.
517 517 414 350 255 414 391 316 408 274 250 181 150 150
Ih Ih Ih Ih Ih Ih Ih Ih Ih Ih Ih Is Is Is
<10 <10 <5 <5 <5 <5 <5 <5 <5 <5 <5 <5 <5 <5
90/10 32/10 71/17 10/8 32/10
10-E-016A
CS+0.125” channel
Flashed Feed/Heavy Distillate PA and Product Exchanger (tube side)
489-420
Ih <60
79
CS tubes CS+0.25” tube sheet
Exchanger tubeside temperature running hotter than original process design condition
517
10-E-010 CS+0.125” channel CS tubes
Feed/Light Distillate PA Exchanger (tube side)
414-350
Ih <5
10-E-006A/B/C/D
CS+0.125” channel CS tubes CS+0.25” tube sheet
Feed/Light Distillate PA Exchangers (tube side)
350-255
Ih <5
10- C-003 CS+0.188” 410SS trays CS internals
Light Distillate Stripper 414-391
Ih <5
Injection point
CS+0.063” Superheated LP steam to 10-C-003 597 Ih <5
10-E-008 CS+0.125” shell CS tubes
Feed/Combined Distillate Exchanger (shell side)
264-273
Ih <5
10-EA-003A/B
CS+0.125” headers CS tubes
Combined Distillate Product Coolers
300-150
N <5
10-P-005A/B
CS case CA6NM impeller
Light distillate PA pump Upgrade case and impeller to 317L ss during 7/2008.
414 Ih <5
10-P-007A/B
CS case CS impeller
Light distillate product pump Upgrade case and impeller to 317L ss during 7/2008.
391 Ih <5
10-P-004 CS case CS impeller
Diluent Naphtha Pump 274 Ih <5
10-E-005 CS+0.125” channel CS tubes CS+0.25” tube sheet
Feed/Diluent Naphtha Exchanger (tube side)
274-250
Ih <5
10-E-001A/B/C
CS+0.125” channel CS tubes CS+0.25” tube sheet
Feed/Diluent Naphtha Exchangers (tube side)
250-181
Ih <5
10-EA-004
CS+0.125 headers CS tubes
Diluent Naphtha Cooler 181-150
N <5
Aspectos a considerar con respecto a la corrosión.
Posible corrosión nafténica de la carcaza y haz tubular de acero al carbono en 10-E-016A. Las velocidades de corrosión alcanzaron valores de 60 mpy. Considerar la combinación de inspección por ultrasonido y radiografía, descrita en la Estrategias de inspección # 8. El número total de acidez supera los límites del diseño. El circuito esta manejando temperaturas mayores que las condiciones de diseño del proceso original. Inspeccionar el haz tubular internamente usando RFEC durante la Parada de Planta de 2008. El sulfuro de hidrogeno H2S también reveló un alto contenido.
Posible corrosión acelerada en el punto de inyección en la columna atmosférica 10-C-003. Considerar el desarrollo de un programa de inspección de los puntos de
80
inyección, usando la técnica de escaneo por ultrasonido y radiografía, tal como es discutida en el API 570 y la Estrategia de inspección #20. Durante la Parada de Planta 2008, en caso de que la torre vaya a ser abierta para la inspección, aprovechar para inspeccionar internamente esta área.
Figura 4. Esquema Isométrico del Lazo de corrosión 007
10-E-001C
10-E-001B
10-E-001A
10-E-008
10-E-010
10-E-016A
81
8. Sección Superior y Tope de la Torre Atmosférica
Estos equipos incluyen los productos livianos, como hidrocarburos livianos, HCl, amonio, y H2S, que fluyen en el Tope de la Torre Atmosférica.
Equipment Material Description Temp
(F) Insulation (N - Ih - Is)
Anticipated Corrosion Rate (mpy)
Measured Corrosion Rate Max./Avg. (mpy)
I0-C-001 CS=0.188” 410SS trays CS internals
Atmospheric Tower above tray 38 Average overhead temperature is 240 deg. F
141-250 Ih <20
Piping CS+0.188”
Atmospheric tower overhead vapor to 10-E-002A-J Overhead vapor/liquid from 10-E-002 A-J to 10-EA-002A-E Overhead vapor/liquid from 10-EA-002A-E to 10-V-001 Atmospheric tower overhead liquid from 10-V-001 to 10-P-008A/B and then to 10-C-001 Purge naphtha from 10-P-008A/B to boundary limit
250 192 141 141 141
Is Is Is Is Is
<20 <20 <20 <20 <20
105/30 82/25 33/18 79/30 51/21 38/28 51/13 120/31 47/17 43/23
Injection point
CS+0.188” Corrosion inhibitor/carrier naphtha injection into line HC-10-1104-J109-48”-Is
141 N <20
Injection point
CS+0.188” Neutralizing amine injection into line HC-10-1104-J109-48”-Is
98 N <20
10-E-002A through J
CS+0.188” channel CS tubes CS+0.313” tube sheet
Feed/Atmospheric Tower Overhead Exchangers (tube side) Replaced units B, F, J due to leaks and units D, F, and H have plugged tubes. Will replace all upper units (B, D, F, H, J) with CS in 7/2006, and then with Duplex 2207 in 7/2008.
250-192 Ih <20
Injection point
CS+0.188” Sour water injection into 10-E-002A thru J inlets
140 N <20
10-EA-002A through E
CS+0.188” header CS tubes
Atmospheric Tower Overhead Condensers
192-141 N <20
10-V-001 CS+0.188 shell CS+0.25” internals
Atmospheric Tower Accumulator 141 N <20
10-P-008A/B
CS case 12 Chrome impeller
Atmospheric Tower Reflux Pump 141 N <20
82
Aspectos a considerar con respecto a la corrosión:
En los desaladores se tiene como objetivo de diseño trabajar en paralelo y reducir el contenido de sales a 2 libras por barriles (LPB). La operación muestra en el grafico Fig.2(a) (b) donde ocasionalmente los rangos mas altos son de 14.4 PTB y el promedio es de 3.21 PTB. Los informes consideran este promedio razonable para un manejo de crudo extra pesado. Esto afecta la cantidad de cloruros en el tope de la torre atmosférica (72 ppm contra 0.7 ppm que se esperaban). Los ingenieros en procesos estas trabajando para mejorar el rendimiento de los desaladores para minimizar los cloruros en el crudo y el agua mediante:
1. Implementar la inyección de compuesto que rompa la emulsión en el agua
de lavado en los desaladores para reducir la capa de emulsión y la carga de agua que va de los desaladores hacia la Torre Atmosférica.
2. Implementar un tratamiento químico al efluente para reducir el contenido de agua en un 30 – 40% el cual es una mezcla de sales que son recirculadas.
3. Colocar un servicio de tres fases, un separador, tal que separe el agua y el aceite que viene de la Unidad 62.
4. Mejorar la operación de la válvula de mezcla.
Con la puesta en práctica de estas propuestas, se tiene como objetivo reducir el nivel de cloruros del rango comprendido entre 30-60 ppm a 20 ppm. Si los niveles de cloruros actuales alcanzados muestran un nivel de cloruros de 10 ppm en el residuo de vacío, los ingenieros de procesos deberán considerar la inyección de soda cáustica en el efluente de los desaladores para reducir los cloruros (Practicas de Petrozuata).
Posible corrosión acelerada en los puntos de inyección:
1. Inhibidor de corrosión en la línea HC-10-1104-J109-48”-Is 2. inyección de amina neutralizante en la línea HC-10-1104-J109-48”-Is 3. inyección de aguas agrias en la entrada de los intercambiadores 10-E-002
A-J
Considerar el desarrollo de un programa de inspección de los puntos de inyección, usando la técnica de escaneo por ultrasonido y radiografía, tal como es discutida en el API 570 y la Estrategia de inspección #20. Considerar el escaneo automatizado por Ultrasonido de los puntos de inyección. Obtener información de expertos de Chevron Texaco y Conoco Phillips acerca de las mejores practicas de medición de espesor a través del escaneo, de los sistemas de tope de la unidad de crudo, basado en la información actual y la localización de los puntos de monitoreo junto con recomendaciones para mejorar esta aplicación.
Posible corrosión por debajo del aislamiento de las tuberías e intercambiadores de
calor que manejan temperaturas menores a 300ºF. Considerar un programa de
83
inspección CUI, como ha sido descrito en el API570 y la Estrategia de inspección #19. Como la unidad ya tiene 18 meses de operación, el plan incluye la inspección visual del espacio y el daño que pudiera haber entre la tubería y la chaqueta térmica, tomando en cuenta las zonas sospechosas.
Posible agrietamiento por H2S húmedo en la columna 10-C-001 en la zona tope y
tuberías de acero al carbono. Intercambiadores y tambor acumulador han sido tratados térmicamente, por lo tanto tienen bajo riesgo de sufrir agrietamiento por sulfuros en presencia de esfuerzos. sin embargo, otras formas de agrietamiento a largo plazo como lo son HIC y SOHIC pueden ocurrir. Considerar la prioritizacion y las estrategias de inspección por ultrasonido, como han sido descritas en la Estrategia de inspección # 17. Considerar la inspección del agrietamiento por H2S húmedo empleando corrientes de hedí durante Parada de Planta 2008.
Posible taponamiento y deposición de cloruros de amina y cloruro de amonio en
los intercambiadores 10-E-002 A-J si el agua de lavado no es adecuada. Algunos beneficios pudieran ser derivados del inhibidor de corrosión, dependiendo de sus propiedades. Considerar técnicas de inspección de tubos rotativos (IRIS/RFEC/MFL para tubos de acero al carbono), descrito en la Estrategia de Inspección # 2. La velocidad de agua de lavado fue deficiente a los primeros 12 meses de operación (sólo 15 gpm para todo el sistema; sin embargo el requerimiento es de 30 gpm por cada intercambiador). Durante la Parada de Planta 2006 fueron reemplazados los haces tubulares de los intercambiadores 10-E-002 B/D/F/H/J por Duplex 2507.
Posible taponamiento y deposición de cloruros de amina y cloruro de amonio en
los condensadores 10-EA-002 A-E si el agua de lavado no es adecuada. Para este sistema no existe la inyección de agua de lavado. El agua de lavado proviene de la inyección en los 10-E-002 A-J. Algunos beneficios pudieran ser derivados del inhibidor de corrosión, dependiendo de sus propiedades. Considerar técnicas de inspección de tubos rotatorios (IRIS/RFEC/MFL para tubos de acero al carbono), descrito en la Estrategia de Inspección # 2. Debido al déficit de inyección de agua de lavado durante la operación inicial, es recomendable RFEC de los tubos durante la Parada de Planta 2008.
Potencial de Corrosión por HCl y otras sales de cloruros en las zonas muertas del
sistema. Considerar la inspección por ultrasonido y radiografía de las zonas muertas de las tuberías, como es descrito en API 570 y la Estrategia de Inspección # 6.
84
9. Hornos de Vacío – Circuito 009
Este circuito incluye los hornos de vacío, 10-H-002 A/B.
Equipment Material Description Temp (F)
Insulation (N - Ih - Is)
Anticipated Corrosion Rate (mpy)
Measured Corrosion Rate Max./Avg. (mpy)
10-H-002A/B
317L+0.063” Vacuum Heater Convection Tubes Historical operating temperature is 690 deg. F.
>678 N <1 Not available
10-H-002A/B
317L+0.063” Vacuum Heater Radiant Tubes Historical operating temperature is 752 deg. F.
759 N <1 Not available
Aspectos a considerar con respecto a la Corrosión.
La ocurrencia de la termofluencia puede presenciarse en los tubos de la zona radiante de los Hornos de vacío. La estrategia de inspección # 34 aplica para este sistema. Las temperaturas históricas de operación están dentro de los límites de diseño para los aceros inoxidables 317, luego no se espera el daño por termofluencia en el sistema. Durante la Parada de Planta 2008, realizar la inspección visual externa de los tubos de la zona radiante.
Posible corrosión por agrietamiento en presencia de esfuerzos por ácidos
politiónicos en los tubos de acero inoxidable 317. Durante próximas paradas de planta, deben protegerse los tubos a través de la purga de nitrógeno o por el lavado con soda cáustica de acuerdo con los procedimientos de la NACE. Para ello aplica la Estrategia de inspección #15. Durante la Parada de Planta Julio 2008, se debe llevar a cabo el lavado con soda cáustica de los tubos, para la protección interna de los mismos.
85
10. Línea de Transferencia del Horno de Vacío, Fondo de la Torre de Vacío y
corrientes asociadas a T mayores de 450ºF – Circuito 010.
Estos equipos incluyen parte de la Columna de Vacío y las corrientes y tuberías asociadas que operan por encima de 450ºF:
Equipment Material Description Temp (F)
Insulation (N - Ih - Is)
Anticipated Corrosion Rate (mpy)
Measured Corrosion Rate Max./Avg. (mpy)
Piping CS clad with 317L SS 317L+0.031” 317L+0.031” 317L+0.031” 317L+0.031” 317L+0.031” 9Cr-1Mo+0.125” 5Cr-1/2Mo+0.063” 5Cr-1/2Mo+0.063” CS+0.063”
Heated Atmospheric Tower residue from 10-H-002A/B to 10-C-004 Vacuum residue to 10-P-13A/B and then to 10-E-018C or to DCU (Unit 12) Bypass piping between trays HVGO PA and product draw to 10-P-012A/B and then to 10-E-017F/L HVGO PA and product draw from 10-E-017E/K to 10-E-017D/J HVGO PA and product draw from 10-E-017C/I to 10-E-017B/H Vacuum residue from 10-E-018A to 10-E-15F/L Vacuum residue from 10-E-015E/K to 10-E-15D/J Vacuum residue from 10-E-015C/I to 10-E-15B/H Vacuum residue from 10-E-015A/G to 10-C-004 or to Product Storage
759 650 713 589 537 475 591 534 460 400
Ih Ih Ih Ih Ih Ih Ih Ih Ih
<1 <1 <1 <1 <1 <1 <20 <20 <15 <10
10/7 8/5 39/7 23/3 12/6 15/6
10-C-004 CS clad with 317L SS +0.01” clad thickness 317L SS internals
Vacuum Tower bottom to top of HVGO packing bed
759-450 Ih <1
10-E-017F/L CS clad with 317L SS channel 317L tubes 317L+0.063” tube sheet
Flashed Feed/HVGO PA and Product Exchangers (tube side)
589-565 Ih <1
10-E-017B/H 10-E-017C/I 10-E-017D/J 10-E-017E/K
CS clad with 317L SS channel 317L tubes 317L+0.063” tube sheet
Flashed Feed/HVGO PA and Product Exchangers (tube side
565-439 Ih <1
10-E-018A/B/C
9Cr-1Mo+0.125” shell 9Cr-1Mo tubes 9Cr+0.125” tube sheet
Flashed Feed/Vacuum Residue Exchanger (shell side) Replace bundles with 317L ss during 7/2008. Replace shells with 317L SS clad during 7/2008 shutdown.
651-591 Ih <30
10-E-015F/L 9Cr-1Mo+0.125” shell 9Cr-1Mo tubes
Flashed Feed/Vacuum Residue Exchangers (shell side) Replace bundles with 317L ss during
591-t564 Ih <15
86
9Cr+0.125” tube sheet
7/2008.
10-E-015D/J 10-E-015E/K
5Cr-½Mo+0.125” shell 5Cr-½Mo tubes 5Cr+0.125” tube sheet
Flashed Feed/Vacuum Residue Exchangers (shell side) Replace bundles with 317L ss during 7/2008.
564-502 Ih <30
10-E-015A/G 10-E-015B/H 10-E-015C/I
CS+0.125” shell CS tubes CS+0.25” tube sheet
Flashed Feed/Vacuum Residue Exchangers (shell side) Replace bundles with 317L ss during 7/2008.
502-400 Ih <60
10-P-013A/B 317L SS case 317L SS impeller
Vacuum residue pumps 650 Ih <1
10-P-012A/B 317L SS case 317L SS impeller
HVGO PA and Product Pump 589 Ih <1
10-F-003A/B 317L+0.031” shell 317L SS internals
HVGO Wash Oil Strainer 589 Ih <1
Injection point CS+0.063” Superheated LP steam to 10-C-004 bottom
650 Ih <5
Aspectos a considerar con respecto a la Corrosión.
Posible corrosión por agrietamiento en presencia de esfuerzos por ácidos politiónicos de las tuberías y recubrimientos metálicos de acero inoxidable 317 durante paradas plantas. El riesgo es bajo si todos los materiales han sido sometidos a la condición de recocido. Durante las Paradas de Planta, debe aplicarse la protección a través de la purga de nitrógeno o el lavado interno de las tuberías con soda cáustica, de acuerdo con los procedimientos de la NACE. Para ello aplica la Estrategia de inspección # 15.
Posible corrosión nafténica de la carcaza y haz tubular de acero al carbono en 10-
E-015A/G, 10-E-015 B/H y 10-E-015 C/I. Las velocidades de corrosión alcanzaron valores de 60 mpy. Considerar la combinación de inspección por ultrasonido y radiografía, descrita en la Estrategias de inspección # 8. Durante la Parada de Planta 2008 reemplazar los haces tubulares de los intercambiadores por acero inoxidable 317L. El numero total de acidez es mayor con respecto al establecido en el diseño, 5.59mg KOH/g con respecto a 4.09 mg KOH/g.
Considerar el desarrollo de un programa de inspección de los puntos de inyección,
usando la técnica de escaneo por ultrasonido y radiografía, tal como es discutida en el API 570 y la Estrategia de inspección #20.
87
11. Sección superior de la Torre de Vacío y corrientes asociadas, T<450ºF
(Sistema Seco) – Circuito 011.
Los equipos que conforman este lazo de corrosión incluyen las zonas de la torre de vacío y corrientes asociadas que operan a temperaturas por debajo de 450ºF y por encima del punto de condensación del agua.
Equipment Material Description Temp (F) Insulation (N - Ih - Is)
Anticipated Corrosion Rate (mpy)
Measured Corrosion Rate Max./Avg. (mpy)
HC-10-1210-J35A-14"-Ih
CS+0.125”
HVGO PA and product from 10-E-017A/G to 10-C-004
400 Ih <10 10/4. 6/4
HC-10-1216-J35A-14"-Ih
HC-10-1176-J14A-14"-Ih
HC-10-1094-J35A-10"-Ih CS+0.125”
HVGO product from 10-E-017A/G to 10-E-009
400 Ih <10 20/7 5/2
HC-10-1626-J31D-3"-Ih CS+0.125”
HVGO from 10-E-009 to Unit 16/12
325 Ih <10 27/10
HC-10-1029-J31D-10"-Ih
HC-10-1203-J14A-12"-Ih CS+0.063” MVGO PA and product to 10-P-014A/B and then to 10-E-014A/B
420 <10 42/15 16/8
HC-10-1092-J35A-10"-Ih
HC-10-1093-J31D-10"-Ih CS+0.063”
MVGO PA and product from 10-E-014A/B to 10-E-007B/D
325 Ih <10 51/6
HC-10-1032-J31D-10"-Ih CS+0.063”
MVGO PA and product from 10-E-007A/C to 10-E-004C and to 10-C-004
250 Ih <10 68/52 25/1 31/24
HC-10-1032-J31D-8"-Ih
HC-10-1177-J14B-8"-Ih
HC-10-1033-J31D-6"-Ih
HC-10-1034-J31D-6"-Ih CS+0.063” MVGO product from 10-E-004A to Flushing Oil Tank
165 Is <5 92/47
HC-10-1369-J31D-6"-Ih
HC-10-1149-J14B-12"-Is CS+0.063”
LVGO and Product to 10-P-011A/B and then to 10-EA-001A/B or 10-EA-003A/B
230 Is <5 44/28 54/32 (disch)
HC-10-1165-J31D-12"-Is
HC-10-1166-J31D-12"-Is
HC-10-1120-J31D-8"-Is
HC-10-1169-J31D-4"-Ih
HC-10-1024-J31D-8"-N CS+0.063” LVGO and Product from 10-EA-001A/B to 10-C-004
140 N <5 58/26
HC-10-1188-J14B-8"-N 10-C-004 CS+0.188”
shell Vacuum Tower above HVGOpacking bed
<450 Ih <10
317L SS internals
88
10-E-017A/G CS+0.125” channel
Flashed Feed/HVGO PA andProduct Exchangers (tube side)
549-400 Ih <10
CS tubes
CS+0.25” tube sheet
10-E-009 CS+0.125” channel
Feed/HVGO Product Exchanger(tube side)
400-325 Ih <10
CS tubes
CS+0.25” tube sheet
10-F-002 CS+0.125” shell
HVGO PA Strainer 400 Ih <10
316L internals
10-P-014 CS case MVGO PA and Product Pump 420 Ih <10
13Cr impeller
10-E-014A/B CS+0.125” channel
Flashed Feed/MVGO PA and Product Exchangers (tube side)
420-325 Ih <10
CS tubes
CS+0.25” tube sheet
10-E-007A/B/C/D CS+0.125” channel
Feed/MVGO PA and ProductExchangers (tube side)
325-250 Ih <5
CS tubes
10-E-004A/B/C CS+0.125” channel
Feed/MVGO Product Exchangers(tube side)
250-165 Ih <5
CS tubes
CS+0.25” tube sheet
10-EA-001A/B CS+0.125” headers
LVGO PA Cooler 237-140 Is <5
CS tubes
Aspectos a considerar con respecto a la Corrosión.
Corrosión en el lazo de recirculación del gasóleo liviano de vacío (LVGO): Presencia de corrosión en impeler y casco de las bombas 10-P-011A/B. La velocidad de flujo inicial fue de 2-5 miles de barriles por día y se incrementó a un rango de 2-6 miles de barriles por día el 6 de Febrero de 2006; los impeler fallaron el Febrero de 2006. Durante la parada de 2008 reemplazar el material del casco e impeler de las bombas. Monitorear las altas velocidades de corrosión en el circuito de LVGO y determinar si las tuberías necesitan el reemplazo durante la parada de planta 2008. La corrosión en algunas de las tuberías del sistema MVGO presentan velocidades más altas de lo esperado. Continuar el monitoreo del sistema de tuberías de LVGO y MVGO basados en Meridium. El número de acidez en este lazo fue mayor a lo establecido por diseño. El sistema de MVGO que maneja bajas temperaturas contempla velocidades de corrosión mayor, que aquel sistema de MVGO a altas temperaturas, siendo una situación inexplicable a efecto de la corrosión por ácidos nafténicos a elevadas temperaturas. Las
89
velocidades en estos sistemas de tuberías permiten asociar con altas velocidades de corrosión.
Tabla 2. Contenido de Azufre y Nivel de Acidez en Cortes de Vacío
NTA Diseño (mg KOH/g)
NTA Actual (mg KOH/g)
Azufre Diseño (ppm)
Azufre Actual (ppm)
HVGO 4.09 5.59 38200 35700 MVGO 3.24 5.49 35600 35100 LVGO 2.2 4.01 27100 33800
Posible corrosión por debajo del recubrimiento de las tuberías e intercambiadores de calor que manejan temperaturas menores a 300ºF. Considerar un programa de inspección CUI, como ha sido descrito en el API570 y la Estrategia de inspección #19. Como la unidad ya tiene 18 meses de operación, el plan incluye la inspección visual del espacio y el daño que pudiera haber entre la tubería y la chaqueta térmica, tomando en cuenta las zonas sospechosas.
12. Tope de la Torre de Vacío – Circuito 012
Este equipo incluye el tope de la torre de vacío;
Equipment Material Description Temp (F) Insulation (N -Ih - Is)
Anticipated Corrosion Rate (mpy)
Measured Corrosion Rate Max./Avg. (mpy)
HC-10-1201-J109-60"-Is CS+0.188”
Vacuum Tower overhead vapor to10-E-019A/B/C
175 Is <20 36/16 29/7;41/16
HC-10-1200-J109-60"-Is
HC-10-1155-J109-60"-Is
HC-10-1228-J109-30"-N CS+0.188”
Vacuum Tower overhead vapor from10-E-19A/B/C to Steam Ejectors 10-EJ-001A/B/C
95 N <20 27/20 23/15
HC-10-1229-J109-30"-N
SW-10-1225-J109-6"-N CS+0.188”
Condensate from 10-E-19A/B/C to10-V-004
110 N <20
HC-10-1195-J1002-3"-N CS+0.188”
Vacuum Tower overhead oil from10-V-004 to 10-P-016A/B and thento 10-C-002
110 N <20 205/28
HC-10-1196-J1002-2"-N
HC-10-1209-J1002-2"-N
HC-10-1220-J109-30"-Is CS+0.188” Ejector exhaust from 10-EJ- 210 Is <20 11/4.
90
HC-10-1219-J109-30"-Is
001A/B/C to 10-E-020A/B/C 70/13
HC-10-1218-J109-30"-Is
HC-10-1221-J109-8"-N CS+0.188”
Ejector exhaust from 10-E-20A/B/Cto Steam Ejectors 10-EJ-002A/B/C
105 N <20
HC-10-1222-J109-8"-N
HC-10-1223-J109-8"-N
HC-10-1230-J109-10"-Is CS+0.188”
Ejector exhaust from 10-EJ-002A/B/C to 10-E-021A/B/C
261 Is <20 58/13 21/3;25/5
HC-10-1231-J109-10"-Is
HC-10-1232-J109-10"-Is
HC-10-1233-J109-8"-Is CS+0.188”
Vapors from 10-E-21A/B/C to 10-V-004
110 N <20 38/18
SW-10-1829-J109-6"-Is CS+0.188”
Condensate from 10-E-21A/B/C to10-V-004
110 N <20 26/10
SW-10-1226-J109-3"-N
HC-10-1198-J109-6"-N CS+0.188”
Vacuum Tower overhead vapor from10-V-004 to Steam Ejectors 10-EJ-003A/B
110 Is <20 101/16
HC-10-1242-J109-8"-Is CS+0.188”
Ejector exhaust from 10-EJ-003A/Bto 10-E-024
215 N <20 50/22
SW-10-1365-J109-3"-N CS+0.188” Condensate from 10-E-024 to 10-V-004
SW-10-1236-J109-3"-N
HC-10-1237-J109-8"-N CS+0.188”
Compressed offgas from 10-E-024to Unit 12
110 54/20
HC-10-1138-J109-4"-N CS+0.188”
Atmospheric Tower offgas from 10-V-001 to 10-V-004
140
HC-10-1522-J109-4"-N 10-C-004 CS+0.188”
shell Vacuum Tower above bottom ofLVGO packing bed
140-236 Ih <20
317L SSinternals
10-E-019A/B/C CS+0.188” shell
Surface Precondenser (shell side)(Cooling Water on tube side)
175-98 Is <20
Admiralty tubes
Naval rolledbrass+0.125” tube sheet
10-E-020A/B/C CS+0.188” shell
Surface Intercondenser (shell side)(Cooling Water on tube side)
214-105 Is <20
91
Admiralty tubes
Naval rolledbrass+0.125” tube sheet
10-E-021A/B/C CS+0.188” shell
Surface Aftercondenser (shell side)(Cooling Water on tube side)
264-110 Is <20
Admiralty tubes
Naval rolledbrass+0.125” tube sheet
10-E-024 CS+0.188” shell
Offgas Cooler (shell side) (CoolingWater on tube side)
215-120 Is <20
Duplex 2205tubes
Offgas Cooler temperature higherthan original process design; now at275 deg. F
CS+0.125” tube sheet
10-EJ-001A/B/C CS shell First Stage Ejectors 98 N <20
316 SSinternals
10-EJ-002A/B/C CS shell Second Stage Ejectors 105 N <20
316 SSinternals
10-EJ-003A/B/C CS shell Off Gas Thermo Compressor 110 N <20
Mfg. Std.internals
10-V-004 CS+0.188” shell
Vacuum Tower Overhead Drum 110 N <20
CS+0.25” internals
10-P-016A/B CS case Vacuum Tower Overhead Oil Pump 110 N <20
12 Cr impeller
Aspectos a considerar con respecto a la Corrosión.
La velocidad de corrosión medida fue la anticipada. Continuar con monitoreo basado en Meridium TM Modulo de frecuencia de inspección.
Posible corrosión bajo el aislante, para las tuberías e intercambiadores aislados que operen a una temperatura menor de 300ºF. Considerar un programa de inspección por CUI, como se describe en API 570 y en las estrategias de inspección #19. . El plan incluye chequeo visual tanto del espacio comprendido entre la tubería y la chaqueta térmica como para la chaqueta en si.
Posible agrietamiento por H2S húmedo de las carcazas del intercambiador y tuberías de acero al carbono. En general, ningún equipo ha sido tratado térmicamente. Los componentes del intercambiador y las tuberías tienen un bajo riesgo por agrietamiento por sulfuro por esfuerzos aplicados; sin embargo, otras formas de agrietamiento a largo plazo como lo son HIC y SOHIC pueden ocurrir. Considerar estrategias de inspección como prioritizacion y técnicas ultrasónicas, como se describe en la estrategia de inspección #17. Considerar inspección empleando corrientes de eddy para el agrietamiento por H2S húmedo en vez de WFMPT durante la parada 7/2008
92
Potencial corrosión por HCL en las “Zonas Muertas”. Considerar inspección por ultrasonido o por radiografías de las zonas muertas como fue discutido en API 570 y las estrategias de inspección #6
13. Manejo de las aguas agrias – Circuito 013.
Este lazo de corrosión consiste en el agua agria despojada de la unidad 26, en las botas de los tambores y en las tuberías del agua agria hasta los límites de batería.
Equipment Material Description Temp (F)
Insulation (N - Ih - Is)
Anticipated Corrosion Rate (mpy)
Measured Corrosion Rate Max./Avg. (mpy)
Piping CS+0.063” CS+0.125” CS+0.125” CS+0.188” CS+0.188”
Stripped sour water from Unit 26 to 10-E-011-A Pumped condensate from 10-P-003 to 10-E-011A Stripped sour water from 10-E-011B to 10-V-002/003/B Sour water from 10-V-001 boot to 10-P-009A/B and then to 10-E-002A-J or to Unit 26 Vacuum Tower overhead water from 10-V-004 to 10-P-015A/B and then to Unit 18 or 26
130 140 240 140 110
N N Ih N N
<5 <20 <5 <20 <20
39/34 59/30 145/11 71/29 137/61 39/31 102/28 53/26 155/24 90/32 36/13
Injection Point
CS+0.063” Demulsifier chemical injection at P-10-1043-J35A-4”-Ih
240 Ih <20 145/17
Injection Point
CS+0.063” Demulsifier chemical injection at P-10-1044-J35A-4”-Ih
240 Ih <20 71/29
10-MK-001/002
CS+0.125” shell 316SS internals
Static Mixers 240 Ih <5
10-P-003 Ductile iron case Ductile iron impeller
Pumped Condensate Pump 140 N <10
10-E-011A/B
CS+0.125” shell Titanium tubes 304SS tube sheet clad with titanium
Desalter Wash Water/Effluent Exchanger (shell side)
130-240 Is <20
10-V-001 CS+0.188 shell CS+0.25” internals
Atmospheric Tower Accumulator Boot 141 N <20
10-V-004 CS+0.188” shell CS+0.25” internals
Vacuum Tower Overhead Drum 110 N <20
10-P-015A/B
CS case 12 Cr impeller
Vacuum Tower Sour Water Pumps 110 N <20
10-P-009A/B
CS case 12 Cr impeller
Atmospheric Tower Sour Water Pumps 140 N <20
93
Aspectos a considerar en la corrosión por degradación metalúrgica:
Posible corrosión de las tuberías condensadas, si la condensación tiene altos niveles de acidez de CO2. Considerar un proceso de monitoreo de el agua agria despojada para el control del pH. La velocidad de corrosión es muy elevada en el tope de la torre atmosférica, evidencia encontrada en las botas de los tambores 10-V-001. Otras velocidades de corrosión en tuberías de agua despojada son más elevadas de las esperadas. Continuar monitoreando los espesores basándose en la frecuencia del Meridium TM Module. Cloruros, sulfuros y pH en los tambores atmosféricos y de vacío.
Accumulator pH Chlorides (ppm) H2S (ppm) Atmospheric boot
Target: 6.9 to 7.2; range 4 to 8.2; avg. 6.3
Target 30; range 10-90; avg. 45; lab results 71.5
56 versus 180 design
Vacuum boot Target: 6.5 to 7; range3 to 7; avg. 6
Lab results 64.7 70.8 versus 800 design
Posible corrosión acelerada en los puntos de inyección donde el demulsificador
químico, el agua de los desaladores y el agua agria despojada son inyectados en la alimentación del crudo. Considerar el desarrollo de un programa en el punto de inyección, usando técnicas de ultrasonido y técnicas de radiografía, como fue discutido en API 570 y estrategias de inspección #20. Los puntos de inyección no muestran una alta velocidad de corrosión como otras partes de la tubería de aguas amargas. Continuar monitoreando los espesores basándose en la frecuencia del Meridium TM Module.
Posible Agrietamiento por H2S húmedo de las tuberías de acero al carbono. En general 60 Ksi en los componentes de la tuberías están a un bajo riesgo por agrietamiento por sulfuro por esfuerzos aplicados; sin embargo, otras formas de agrietamiento a largo plazo como lo son HIC (SOHIC si no son tratadas térmicamente) puede aplicar. Considerar estrategias de inspección como prioritizacion y técnicas ultrasónicas, como se describe en las estrategias de inspección #17.
Posible corrosión bajo el aislante, para las tuberías e intercambiadores aislados
que operen a una temperatura menor de 300ºF. Considerar un programa de inspección por CUI, como se describe en API 570 y en las estrategias de inspección #19. . El plan incluye chequeo visual tanto del espacio comprendido entre la tubería y la chaqueta térmica como para la chaqueta en si.
94
Anexo 2. Características del Crudo Diluido Hamaca[8]
Tabla 1.1.2-1 – Características del Crudo Diluido Hamaca
BPSD 247.575 API 16,0
Sp.Gr (60/60) 0,960 Viscosidad cinemática, cSt @ 140 F 106 Viscosidad cinemática, cSt @ 210 F 20 Azufre total, wt% 3,16 Nitrógeno Básico, ppmw 1.244 Nitrógeno Total, ppmw 4.577 Metales Hierro, ppmw 3,3 Níquel, ppmw 63 Vanadio, ppmw 249 Número Ácido, mg KOH/g 2,44 Contenido de Agua, %vol 1,0 Contenido de sal, lb/1000 bbl 96,9
95
Anexo 3. Muestras de Laboratorio Unidad de Crudo según PA.
2,9
3
3,1
3,2
3,3
3,4
30/1
0/20
04
05/1
1/20
04
07/1
1/20
04
15/1
1/20
04
22/1
1/20
04
30/1
1/20
04
07/1
2/20
04
14/1
2/20
04
22/1
2/20
04
07/0
1/20
05
14/0
1/20
05
19/0
1/20
05
26/0
1/20
05
02/0
2/20
05
28/0
2/20
05
07/0
3/20
05
19/0
3/20
05
25/0
4/20
05
23/0
5/20
05
27/0
6/20
05
31/0
7/20
05
Fecha
% p
/p
Lim Máx
Figura A3.1 Azufre en Crudo Diluido
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
01/1
1/20
04
12/1
1/20
04
17/1
1/20
04
28/1
1/20
04
07/1
2/20
04
15/1
2/20
04
01/0
1/20
05
08/0
1/20
05
15/0
1/20
05
23/0
1/20
05
30/0
1/20
05
04/0
2/20
05
14/0
3/20
05
25/0
4/20
05
30/0
5/20
05
04/0
7/20
05
08/0
8/20
05
Fecha
TA
N (
mgK
OH
/g)
Lim Máx
Figura A3.2 Acidez en Crudo Diluido
96
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
01
/11
/20
04
17
/11
/20
04
09
/12
/20
04
07
/01
/20
05
27
/01
/20
05
11
/02
/20
05
27
/02
/20
05
12
/03
/20
05
29
/03
/20
05
04
/05
/20
05
04
/06
/20
05
13
/07
/20
05
16
/08
/20
05
21
/09
/20
05
28
/10
/20
05
29
/11
/20
05
10
/01
/20
06
09
/02
/20
06
15
/03
/20
06
17
/04
/20
06
24
/05
/20
06
24
/08
/20
06
Fecha
Sa
l en
Cru
do
(P
TB
) Limit Máx
Fig.A3.3.Contenido de sal (PTB) en el crudo diluido a la salida del desalador 10-V-002B
0
2
4
68
10
12
14
16
1820
22
24
26
01
/11
/20
04
16
/11
/20
04
09
/12
/20
04
06
/01
/20
05
27
/01
/20
05
11
/02
/20
05
25
/02
/20
05
08
/03
/20
05
24
/03
/20
05
26
/04
/20
05
30
/05
/20
05
07
/07
/20
05
05
/08
/20
05
08
/09
/20
05
20
/10
/20
05
18
/11
/20
05
22
/12
/20
05
02
/02
/20
06
09
/03
/20
06
07
/04
/20
06
18
/05
/20
06
26
/06
/20
06
22
/09
/20
06
Fecha
Sa
l en
Cru
do
(P
TB
)
Lim Máx
Fig.A3.4 Contenido de sal(PTB) en el crudo diluido a la salida del desalador 10-V-003B
97
2
2.5
3
3.5
4
4.5
Fecha
Limit M áx
Figura A3.5 Acidez en Destilado Pesado
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
02/0
5/20
05
09/0
5/20
05
16/0
5/20
05
23/0
5/20
05
30/0
5/20
05
06/0
6/20
05
13/0
6/20
05
20/0
6/20
05
27/0
6/20
05
04/0
7/20
05
11/0
7/20
05
18/0
7/20
05
08/0
8/20
05
Fecha
TA
N (
mg
KO
H/g
)
Limit Max
Figura A3.6 Acidez en Destilado Liviano
98
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
02/0
5/20
05
30/0
5/20
05
27/0
6/20
05
18/0
7/20
05
22/0
8/20
05
19/0
9/20
05
24/1
0/20
05
21/1
1/20
05
19/1
2/20
05
16/0
1/20
06
13/0
2/20
06
13/0
3/20
06
10/0
4/20
06
08/0
5/20
06
05/0
6/20
06
28/0
8/20
06
Fecha
TA
N (
mg
KO
H/g
)
Limit Max
Figura A3.7 Acidez en Gasóleo Pesado de Vacío
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
02/0
5/20
05
30/0
5/20
05
27/0
6/20
05
25/0
7/20
05
29/0
8/20
05
26/0
9/20
05
31/1
0/20
05
28/1
1/20
05
26/1
2/20
05
23/0
1/20
06
20/0
2/20
06
20/0
3/20
06
17/0
4/20
06
15/0
5/20
06
12/0
6/20
06
Fecha
TA
N (
mg
KO
H/g
)
Limit Max
Figura A3.8 Acidez en Gasóleo Liviano de Vacío
99
0
20
40
60
80
100
120
140
160
31
/01
/20
05
11
/02
/20
05
27
/02
/20
05
10
/03
/20
05
19
/03
/20
05
27
/03
/20
05
16
/05
/20
05
22
/08
/20
05
14
/11
/20
05
09
/01
/20
06
06
/03
/20
06
01
/05
/20
06
26
/06
/20
06
Fecha
Clo
ruro
s (p
pm
)
Limit Máx
Figura A3.9 Presencia de cloruros en Aguas Agrias de Tope Atmosférico
0
40
80
120
160
200
01
/12
/20
04
17
/12
/20
04
10
/01
/20
05
20
/01
/20
05
06
/02
/20
05
26
/02
/20
05
17
/03
/20
05
08
/04
/20
05
30
/04
/20
05
19
/05
/20
05
06
/06
/20
05
21
/06
/20
05
13
/07
/20
05
02
/08
/20
05
07
/09
/20
05
04
/11
/20
05
18
/01
/20
06
08
/03
/20
06
24
/04
/20
06
16
/06
/20
06
Fecha
mg/
L
Lim Max
Figura A3.10 Concentracion de Amoniaco en Aguas Agrias que se inyecta a Desaladores Unidad de Crudo
100
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
8
24/0
1/20
05
08/0
2/20
05
21/0
2/20
05
05/0
3/20
05
18/0
3/20
05
31/0
3/20
05
04/0
5/20
05
31/0
5/20
05
27/0
6/20
05
25/0
7/20
05
08/0
9/20
05
28/1
0/20
05
28/1
1/20
05
02/0
1/20
06
23/0
1/20
06
16/0
2/20
06
14/0
3/20
06
10/0
4/20
06
08/0
5/20
06
07/0
6/20
06
12/0
9/20
06
Fecha
pH A
guas
Agr
ia A
tmos
feric
o
Lim Min
Lim Max
Figura A3.11 pH en Aguas Agrias Salida del Tambor Atmosférico 10-V-001
2
3
4
5
6
7
8
24/0
1/20
05
03/0
2/20
05
11/0
2/20
05
21/0
2/20
05
27/0
2/20
05
08/0
3/20
05
16/0
3/20
05
23/0
3/20
05
31/0
3/20
05
20/0
4/20
05
10/0
5/20
05
25/0
5/20
05
08/0
6/20
05
21/0
6/20
05
12/0
7/20
05
25/0
7/20
05
08/0
8/20
05
19/0
9/20
05
23/1
1/20
05
05/0
9/20
06
20/0
9/20
06
Fecha
pH A
guas
Agr
ia V
acio
Lim Min
Lim Max
Figura A3.12 pH en Aguas Agrias Salida del Tambor Vacío 10-V-004
101
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
24/0
1/20
05
08/0
2/20
05
23/0
2/20
05
16/0
3/20
05
07/0
4/20
05
27/0
4/20
05
16/0
5/20
05
31/0
5/20
05
14/0
6/20
05
04/0
7/20
05
19/0
7/20
05
02/0
8/20
05
05/0
9/20
05
07/1
1/20
05
07/0
9/20
06
Fecha
Hie
rro
Tot
al A
guas
Agr
ias
Vac
io (
ppm
)
Lim Max
Figura A3.13 Hierro Total en Aguas Agrias Salida del Tambor Vacío 10-V-004
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
24/0
1/20
05
21/0
2/20
05
28/0
3/20
05
04/0
5/20
05
06/0
6/20
05
08/0
7/20
05
05/0
8/20
05
21/1
0/20
05
24/1
1/20
05
05/0
1/20
06
01/0
2/20
06
24/0
2/20
06
24/0
3/20
06
26/0
4/20
06
02/0
6/20
06
14/0
9/20
06
Fecha
Hie
rro
Tot
al A
guas
Agr
ias
Top
e A
tmos
feric
o
Lim Max
Figura A3.14 Hierro Total en Aguas Agrias Salida del Tambor Atmosférico 10-V-001
102
Anexo 4. Porcentaje de agua de lavado en los dos trenes de desaladores, el cual
esta por debajo del limite 6%
6%
Rel
ació
n A
gu
a/C
rud
o
(%)
Fecha
Inyección de Agua Hacia V-002B Inyección de Agua Hacia V-003B
103
Anexo 5. Velocidades de corrosión estimadas para corrosión por ácidos nafténicos
en acero al carbono [2]
104
Anexo 6. Detalle Especificaciones de Flujo Gas Tope Torre Atmosférica.
105
Anexo 7. Detalle Diagrama de flujo de la Unidad de Crudo. Proceso de Desalación
106
APÉNDICE
Apéndice 1
Cálculo Inyección de Agua a los Desaladores Según especificaciones de PA, debe inyectarse 6% de agua de lavado con respecto a la carga de crudo El cálculo de la inyección de agua debe realizarse considerando la carga que maneja cada uno de lostrenes de desalación (A y B) por lo que se estimara el agua de lavado a partir del crudo desaladoproducto final de los trenes de desalación.
Según diagrama de flujo del proceso (PFD), ver Anexo 7 Carga de Crudo Desalado por cada Tren 123788 BPSD En gal/min, Carga de Crudo Desalado por cada Tren 3610.49 gal/min Según recomendaciones de NACE y especificaciones de PA,
Porcentaje Ideal: Debe inyectarse 6% de agua de lavado con respecto a la carga de crudo
Agua de lavado= 216.6294gal/min
Porcentaje Mínimo : Inyección 4% de agua de lavado con respecto a la carga de crudo
Agua de lavado= 144.4196gal/min
Luego los límites mínimo y máximo ideal que debe manejar la variable critica del proceso es la siguiente: Límite Mínimo 144 gpm
Límite Máximo 216 gpm
