CORROSION EN UNA PLANTA DE AMINAS YACIMIENTO LOMA LA LATA. NEUQUEN. ARGENTINA

Carlos Labadie Supervisión Operaciones Plantas

Petrogas S.A

Miguel Angel Sanchez Plantas

Repsol-ypf

Primeras Jornadas Técnicas sobre Acondicionamiento de Gas Natural IAPG – Neuquén - Argentina

Página 2 de 13

ABSTRACT

Se menciona siempre que los problemas de espuma y corrosión son los principales inconvenientes que se pueden presentar en una unidad de aminas. Siempre hay corrosiòn en una Planta de Aminas, convivir con ella es el objetivo de este trabajo. La unidad de aminas que describiremos es la Planta que posee Repsol YPF en el Yacimiento Gasifero de Loma de La Lata ubicada en la provincia de Neuquen (Argentina). Inicialmente como introducción al trabajo se presentaran las condiciones de diseño de la instalación y los parámetros operativos establecidos para su funcionamiento, se expondrán además los datos característicos más importantes de equipos de proceso y de control como por ejemplo internos de equipos, internos de válvulas, metalografía etc. Durante el desarrollo del trabajo se mostrará el programa inicial de monitoreo y seguimiento de la corrosión como así también las inspecciones realizadas con información de la frecuencia adoptada y la selección de equipos a inspeccionar. Posteriormente se detallaràn los cambios operativos seleccionados luego de la inspección y la descripción de los problemas encontrados y las soluciones adoptadas. Finalmente las conclusiones del trabajo que consistirán en observar claramente la combinación de operación y diseño como la mejor opciòn para mantener la instalación controlada.

Página 3 de 13

INTRODUCCION Descripción del proceso El gas de entrada contiene hasta un 5% molar de dióxido de carbono, y entra a la unidad con un caudal de 10 MMSm3/d , el cual se distribuye en tres Torres Absorbedoras (T 501 A/B/C) idénticas por donde circula el gas desde el fondo al tope en las condiciones de temperatura y presión de 34º a 45 º C y 6569 a 7258 Kpa(g) respectivamente. Dentro de las tres torres Absorbedoras circula un total de 522 m3/h de solución de amina que fluye en dirección vertical descendente pasando a traves de los 20 platos que posee cada Torre. La solución de amina que se recoge en el fondo de las torres contactoras se denomina "Amina Rica", porque es rica en dióxido de carbono absorbido. Esta amina rica sale de cada torre a través de un sistema de control de nivel y fluye al sistema de regeneración de amina previo paso por el Flash tank a una temperatura de alrededor de 59 y 69º C para el caso de diseño. El gas tratado se enfría hasta 33 º a 45 º C por ventilación forzada con aire del medio ambiente en el enfriador de gas tratado (A-302). En condiciones normales, el gas será procesado por las plantas de ajuste de punto de rocío, LTS 2 o planta de 9 millones y eventualmente puede servir como alimentación de la Planta LTS I. La solución de amina, se regenera a través del stripping del dióxido de carbono absorbido, con vapor en la torre T 503 que opera a baja presión (menos de 138 Kpa) y alta temperatura (115º a 126º C en los reboilers). El vapor de stripping, se produce por vaporización de una porción del agua de la solución acuosa de amina. La regeneración adecuada de la solución de amina, es crítica para el mantenimiento de condición de gas tratado en especificación, y para controlar los problemas de corrosión a través del sistema de amina. Bases de Diseño Temperatura: 34º a 45º C Presión: 6569 a 7258 Kpa(g) Caudal: 10 MMSm3/d dióxido de carbono: 5.0 % molar gas entrada dióxido de carbono: 0.1 % molar (1000ppm) gas salida Concentración de Amina: 45 % en peso (en agua tratada) Caudal de Circulación: 522 m3/h Carga de Amina Pobre: 0. 010 moles de CO2 por mol de amina Carga de Amina Rica: 0.420 moles de CO2 por mol de amina Tipo de Medio Calefactor: Turbina R-32 Caudal de Circulación: 849 m3/h Temperatura de Alimentación: 204 º C Temperatura de Retorno: 135 º C Equipos Principales V-401 (Scrubber Gas de Entrada) Di 84” – 15 pies de longitud Pd 1160 psi y 150 F

Página 4 de 13

Espesor de pared 2.5” Sobreespesor de corrosiòn 0.125” Material SA 516 70 Mist Pad y Vane Pack 316LSS V-403 (Scrubber Gas de Salida) Di 84” - 20 pies de longitud Pd 1160 psi y 150 F Espesor de pared 2.5” Sobreespesor de corrosiòn 0.063” Material SA 516 70 Mist Pad 10” por 8” 316LSS F-402 (Filtro Coalescedor Gas de Entrada) Di 60” – 18 pies y 2” altura Pd 1160 psi y 150 F 360MMSCFD 0.3micrones T-501/A/B/C (Torres Absorbedoras) ASME VIII DIV I Di 84” – 60 pies altura Pd 1160 psi y 225 F Espesor pared 2.5 “ Material carcaza SA 516 70 Internos 20 Platos CS Decks y 316SS válvulas Sobreespesor de corrosiòn 0.125” Mist Pad 10” por 8” 316LSS E-201 (Intercambiador de Placas amina/amina) 104.8 MMBTU/Hora Pd 150 psi y 300 F (lado frìo y caliente) Material Acero inoxidable 316 SS L E-202/203 (Reboiler de Amina) 68.2 MMBTU/Hora Pd 150 psi y 450 F (carcaza) Pd 50 psi y 450 F (tubos) Material carcaza SA 516 Gr 70 Material tubos SA 249 TP 316L V-404 (Flash Tank de Amina) Di 108” – 63 pies longitud Pd 150 psi y 225 F Espesor de pared 0.625” Material SA 516 Gr 70 Entradas 316LSS Wave Baffle SA 516 70 Sobreespesor de corrosiòn 0.125” V-405 (Acumulador de Reflujo de Torre) Di 78” – 12 pies de altura

Página 5 de 13

Pd 50 psi y 200F Material SA 240 TP 316L Espesor 0.2362” Mist Pad 8” por 6” 316LSS F-410 ( Filtro de Amina Pobre) Pd 150 psi y 150F 345 GPM Material carcaza SA 516 Gr 70 T-503 (Torre regeneradora) Di 144” – 93 pies de altura Pd 50 psi y 300 F Sobreespesor de corrosiòn 0.125” Espesor pared 0.625” Material carcaza SA 516 Gr 70 Internos 22 platos SS 316 P-601/ 602/ 603(Bomba Booster de Amina) 300 M3/Hora Material Carcaza fundición Material Impulsores 316SS P-604/ 605 (Bombas de Reflujo) 22 M3/Hora Material Carcaza 316SS Material Impulsores 316SS P-606/ 607/ 608(Bombas de Circulación de Amina) 280 M3/Hora Material Carcaza acero al carbono Material Impulsores 316SS Material de las líneas de proceso ASTM A 106 Gr B

• Línea 10” desde las absorbedoras hasta las válvulas de control de nivel • Linea 16”desde el flash tank hasta el intercambiador de Placas • Linea 18” desde la Regeneradora hasta las bombas booster • Línea 16” desde las bombas booster hasta las bombas principales • Línea 10” desde bombas principales hasta absorbedoras

ASTM A 312 TP 316L

• Lìnea desde el Intercambiador de Placas hasta la Regeneradora • Linea de salida del tope de Regeneradora hasta el Acumulador de Reflujo • Linea de reflujo • Linea desde las válvulas de control de nivel de absorbedoras hasta el flash tank

Material de las válvulas de control de Nivel (LCV 501ABC) Cuerpo de válvula CF8M, Internos COCRA (LCV 404) Cuerpo de válvula CG8M 317SST

Página 6 de 13

DESARROLLO Programa de monitoreo y seguimiento de la corrosión Se define un programa consistente en lo siguiente:

• Análisis mensual de la solución de aminas realizado en los laboratorios que el proveer tiene en el exterior del pais, se adopta una frecuencia mensual.

• Mediciòn de la velocidad de corrosión en determinados puntos considerados claves, los

sensores utilizados tienen la posibilidad de ser operados con la planta en servicio, medidos cuando se requiera y además pueden ser intercambiados con otros sistemas similares o mixtos. El diseño de la Planta seleccionò los siguientes puntos a medir.

Salida del flash de aminas Salida de la torre Regeneradora Plato chimenea Entre el Plato 5 y 6

• Muestreo mensual de solución de aminas y de agua de reflujo para determinar como iones mas importantes Hierro, Cromo, Níquel y Cloruros, estos análisis realizados en un laboratorio de la zona nos asegura un comparativo rápido y preciso.

• Carreteles de inspección.

• Comparativo con la información de proceso de la Planta .

Paros de inspección: Es fundamental inspeccionar los equipos de la Planta, para conocer el real estado de los mismos. La corrosiòn genera reemplazo de equipos, paros involuntarios de la Planta,condiciones operativas distintas,contaminación de la solución y pèrdidas de aminas. La Planta comenzò a operar en agosto del 2000 y se realizò la primera inspección en Abril 2002. Primera inspección (ABRIL 2002) Se seleccionan equipos, líneas y válvulas en función de antecedentes anteriores obtenidas de otras Operaciones:

• Internos de la Torre Regeneradora • Envolvente de la Torre Regeneradora • Casquete superior e inferior de Torre Regeneradora • Internos de Torres Absorbedoras T 501ABC • Envolvente de Torres Absorbedoras • Internos de las válvulas de control de nivel de las torres Absorbedoras • Líneas de salida de Torres absorbedoras hasta el flash tank (10”) • Linea de salida de los gases flash tank (3”) • Filtros de succión Bombas Principales y Bombas Booster • Línea de salida torre Regeneradora (18”)

Página 7 de 13

• Filtros de entrada y salida Intercambiador de Placas • Línea del reflujo (3”) • Inspección Bomba P 603 • Línea de tope T 503 (24”) • Línea salida Dióxido de carbono (20”) • Codo línea de alimentación a Torre Regeneradora (16”) • Línea de unión de los Reboiler con la Torre Regeneradora (30”)

Problemas hallados :

• Se detectaròn problemas de Corrosiòn en la pared interna de la Envolvente de la Torre T503 ubicada ligeramente por encima de la zona de fijación del Plato N 1.

• Corrosiòn en la base de los Platos de acero al carbono y alrededor de las válvulas de acero inoxidable de las Torres Absorbedoras

• Pequeño desgaste en la brida de succión de la Bomba Booster de amina donde no apoya la junta.

• Liviana corrosiòn en la pared de las Torres Absorbedoras, de los Platos 4-8-9-12-13 y 16. • Desgaste de los obturadores de las válvulas de control de nivel de las Torres Absorbedoras T

501ABC.

Soluciones a adoptar y cambios operativos:

• Una solución inicial es inyectar una cantidad de amina en el acumulador de reflujo de tal manera de mantener el Ph entre 7.5 a 8.5

• Se programa a futuro realizar un enchapado de Acero inoxidable en los Platos Lavadores de la Torre Regeneradora.

• Se programa a futuro cambiar los Platos de acero al carbono por Inoxidable en las Torres Absorbedoras.

• Reducir la carga molar en amina rica a un máximo de 0.4 mol/mol • Modificar la relación de reflujo en la Torre Regeneradora • Mantener la concentración de amina en 40%

Segunda Inspección Mayo 2003 En esta segunda inspección se agregan los siguientes equipos o líneas a las inspeccionadas Anteriormente. Carcaza de los Reboilers de amina E 202 y E 203 Tubos de los Reboilers de amina E 202 y E 203 Carcaza tanque flash de amina V 404 Internos tanque flash de amina V 404 Tanque de venteo de dióxido de carbono TK 801 Carcaza separador V 401 Internos separador V 401 Carcaza separador V 403 Internos separador V 403 Separador general de entrada V 1 Absorbedor T 504 gases del flash tank

Página 8 de 13

Problemas hallados:

• Soportes de los internos del Flash tank flojos. • Junta del cabezal del Reboiler con pequeña corrosiòn • Desgaste de los obturadores de las válvulas de control de nivel de las Torres Absorbedoras. • Excesivo pasaje por las válvulas manuales aguas arriba de las LCV 501ABC • Desgaste debajo del ùltimo Plato de las Torres Absorbedoras

Soluciones a Adoptar y cambios Operativos:

• Se realiza el enchapado de la pared de la torre Regeneradora en la zona del Plato n 1 • Se cambian los últimos 10 platos de las Torres Absorbedoras por SS316 • Se programa a futuro un cambio de válvulas de bloqueo aguas abajo y arriba de válvulas

controladoras de nivel de Torres Absorbedoras. • Se agujerea la Chapa de ingreso de gas de una de las Torres absorbedoras para que no

produzca turbulencia. • Se mantienen las condiciones operativas adoptadas en la Primera inspección. • Se instala un Transmisor de Ph en el agua de reflujo con información a sala de control • Se cambia el Indicador de Presión diferencial existente en el Intercambiador de Placas por

un Transmisor con señal a sala de control • Se Reemplaza el indicador de temperatura de ingreso de amina a la Torre Regeneradora de

aminas por un Transmisor con señal a sala de control. • Se incorpora un Transmisor de Presión de Descarga de bombas Principales con señal a sala

de control. Ultima inspección

• Bomba Principal de amina (18000hs) dic 2003 • Bomba Booster de aminas (20000hs) mayo 2004

Problemas hallados

• Desgaste de la carcaza de bomba Principal de aminas, perdida de un 20% de rendimiento • Desgaste excesivo de la carcaza Bomba Booster de aminas.

Soluciones a Adoptar

• Se normalizan los diámetros de la carcaza de la Bomba Principal y se agrega un recubrimiento epoxi para minimizar la corrosiòn

• Se programa a futuro cambiar la carcaza de bomba Booster. • Se cambian las válvulas de bloqueo aguas arriba de válvulas controladoras de nivel de

Torres Absorbedoras. • Mediciòn de oxigeno en el gas de ingreso a la Planta

Página 9 de 13

CONCLUSIONES

• Corrosión Generalizada y tipo picadura en la pared de la Torre Regeneradora ubicada en el Plato N 1.

• Corrosiòn tipo picadura en la cara superior de los platos de acero al carbono y de corrosiòn-

erosiòn en los bordes de los orificios de los platos, donde se asientan las válvulas de acero inoxidable evidenciado notablemente en los últimos 10 platos de las Torres Absorbedoras.

• Corrosiòn-erosiòn en los obturadores de las válvulas de control de nivel de las Torres

Absorbedoras.

• Corrosiòn-erosiòn en la pared de las Torres Absorbedoras, ubicado en los vértices de las bajantes del ùltimo Plato causado por turbulencia en el gas de ingreso.

• Desgaste en la carcaza de la Bomba Principal de amina causado por ataque químico.

• Desgaste en la carcaza de la Bomba Booster de amina causa por ataque químico y

turbulencia.

• Mantener niveles adecuados de carga àcida tanto en la amina pobre como en la amina rica.

• Mantener la solución con niveles de solidos insolubles minimos.

• Seguir la evolución de los productos de degradación y Sales térmicamente estables. • No permitir o minimizar el ingreso de oxigeno al sistema

• Mantener temperaturas adecuadas en el regenerador de aminas

CARLOS LABADIE Supervisión Operaciones Plantas

Empresa: PETROGAS Técnico Químico

MIGUEL ANGEL SANCHEZ Plantas de Tratamiento de Gas, Yacimiento Loma La Lata. Unidad Negocios Argentina Oeste,

Neuquen Empresa: REPSOL-YPF

Ingeniero Industrial (UNComahue Neuquen) Postgrado Especialización en Gas (IGPUBA Instituto del Gas y del Petróleo, UBA)

Página 10 de 13

BIBLIOGRAFÍA ü Manual de Operaciones y Puesta en Marcha AESA – TECNA / YPF S.A. Unidad Aminas.

Yacimiento Gas Loma La Lata Neuquen Argentina. T. H. Russel co, Tulsa, Oklahoma Job N° 579

ü Understanding Corrosion in Alkanolamina Gas Treating Plants. ü M.S. Dupart, T. R. Bacon, D. J. Edwards, Dow Chemical USA ü Filtration C. Richard Pauley Chemical Engineering. July 1991. ü Amine Apareance Signals Condition of System. N. P. Liebermann Amoco Oil Co. ü Alkanoamines Operational,David E. Street/ Huntsman Comp. ü Gas Conditioning and Processing, John M. Campbell. ü Analisys of Foaming Mechanisms in Amine Plant, C. Richard Pauley ü Design and Operation of a Selective Sweetening Plant Using MDEA. Douglas H.

Mackenzie and Francis Chiraka Prambil. ü Oxygen´s Role in Alkanolamine Degradation. P. C. Rooney, M.S. Dupart, T.R. Bacon. Dow

Chemical Co. Gas Spec Speciality Amines ü Solubilidad del Oxigeno en aminas Peter c. Rooney y Danny D. Daniels ü Texas gas Plant faces on going battle with oxigen contamination ü Sales termoestables PC Rooney TR Bacon and MS Dupart.

Página 11 de 13

GRAFICOS

Plato N 15 corrosiòn-erosiòn en los bordes de los orificios de los platos, donde se asientan las

válvulas de acero inoxidable (Torre Absorbedora)

Plato N 17 Corrosiòn tipo picadura en la cara superior de los platos de acero al carbono (Torre

Absorbedora)

Página 12 de 13

Corrosiòn Generalizada y Pitting en la pared de la Torre Regeneradora ubicada en el Plato N 1

Obturador de válvula de Control LCV 501C

Página 13 de 13