26 mayo 2011

Mejorando el pH para controlar la corrosión en procesos industriales




Cuando en un proceso industrial trabajamos con fluidos estamos expuestos a problemas de corrosión que afectan a tuberías y a otras unidades de proceso. El riesgo varía según el fluido con el que estamos trabajando y el principal parámetro que impacta sobre las tasas de corrosión es el pH. En este artículo vamos a hablar de cómo podemos reducir las tasas de corrosión usando neutralizadores. El ejemplo que exponemos procede de un estudio realizado en una refinería y está centrado en la corrosión provocada por el petróleo pero es una referencia interesante para aplicar soluciones similares en otros procesos industriales.


El estudio en cuestión fue llevado a cabo den Brasil, en una refinería de Petrobras, entre 2005 y 2008, donde se usaban soluciones a base de una mezcla de aminas para controlar el pH. A lo largo de ese periodo se midieron las tasas de corrosión mediante inspección de ultrasonidos y cupón de pérdida de peso.


Los parámetros de proceso controlados son los siguientes:
·         Concentraciones de cloro, hierro y pH en el fondo de los depósitos.
·         Caudales de neutralizadores e inhibidores.
Se hizo una comparación cualitativa en dos refinerías, usando otros dos neutralizadores: agua ácida del cracking catalítico de fluidos (FCC) y una solución acuosa de amoniaco. Esta investigación probó que mantener un nivel de cloro bajo y niveles de pH estables fue la forma más efectiva de controlar daños por corrosión en los equipos. También se encontró en el estudio que varias técnicas de inspección fueron particularmente útiles para estimar la vida en servicio de tuberías y otros equipos de la unidad de crudo. Aplicando mejor control del pH y unos programas de inspección puede reducirse el daño en los equipos por corrosión.

Antecedentes
Las compañías de procesado de hidrocarburos utilizan diferentes métodos para controlar la corrosión en las unidades de destilación de crudo (CDU). Entre los más comunes podemos mencionar el uso de inhibidores para neutralizar las soluciones ácidas.

Hay tres formas principales de neutralizar soluciones acuosas en las CDU:
·         Amoniaco gaseoso (NH3).
·         Agua de amoniaco (solución NH4OH).
·         Soluciones de amina neutralizantes.
Independientemente de la técnica de neutralización aplicada, el pH es más bajo que el punto de rocío del agua. Esto añade más desafíos al medir el pH cuando ocurre la condensación.
Una preocupación en la neutralización es la dificultad de controlar los caudales de amoniaco o aminas, que depende de los niveles variables en HCI en el CDU. Los niveles de inyección del neutralizador pueden ser demasiado bajos y el pH puede caer. Un exceso de los niveles de neutralizadores, especialmente en la presencia de sulfito de hidrógeno (H2S), contribuye a la precipitación de sales, tales como los disulfitos o cloruros de aminas o amoniaco. Una vez formados, estos depósitos de sales (fundido o sólido) en las superficies de tuberías pueden causar corrosión localizada con altas tasas de pérdidas de espesor. Si ocurre la formación de sales después de la condensación, entonces su disolución en agua representa un riesgo de corrosión mínima.
Resultados de campo
Las tasas de corrosión se midieron en tuberías, intercambiadores de calor y tambor del acumulador, donde se obtuvieron medidas del espesor vía ensayos ultrasónicos. Las tasas de corrosión alcanzaron valores de 0,15 mm/año. Los tubos de los intercambiadores de calor presentaron una vida de servicio promedio de tan solo siete años, y los depósitos de corrosión se encontraron en las regiones de placas de bafle. En otros ensayos se encontraron pérdidas por corrosión en dos años de 0,29 mm/año.

Medición de espesor: Inicialmente, los ensayos fueron separados en dos áreas:
·         Torres y condensadores atmosféricos.
·         Entre el condensador y el tambor del acumulador.
Diferentes comportamientos se esperaron de las tuberías transportando el fluido antes del condensador en la fase de vapor, y posteriormente en fase líquido. Las tasas de corrosión observadas fueron diferentes.
Otro de los controles realizados fue el de los niveles de hierro en el agua. La presencia de hierro es otro indicador de la corrosión.
Discusión
Los problemas causados por la corrosión en las tres refinerías estudiadas fueron fuente de ineficiencias en la operación en la unidad de desalación de crudo, que se iniciaba en los tanques de almacenaje. También se observaron pérdidas en las tuberías como consecuencia del control inadecuado del pH. Éste es el principal parámetro a controlar y debe mantenerse siempre dentro de los parámetros previstos.

La literatura muestra que valores bajos de pH originan altas tasas de corrosión en aceros suave, e incluso la presencia de inhibidores puede ser insuficiente para aliviar el problema. A la inversa, un pH demasiado alto conlleva consecuencias negativas:
·        Usando exceso de soluciones neutralizadoras, basadas en aminas o amoniaco, se favorece la ocurrencia de depósitos, originando corrosión localizada con cinéticas extremadamente rápidas.
·        En chorros que contengan H2S, tales como el CDU, la estabilidad de un film de sulfito-hierro protectora se compromete mientras se incrementa la solubilidad y acelera la corrosión.

Bibliografía: Improving pH control mitigates corrosion in crude units. Hidrocarbon processing. March 2011. Hidrocarbon processing march 2011.
Palabras clave: Ultrasonic inspection, crude distillation unit (CDU)
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