042 (Pta. Aminas)

EXPERIENCIAS OPERATIVAS EN UNIDAD DE ENDULZAMIENTO POR AMINAS DE LA PLANTA DE GAS SAN ALBERTO: CORROSIN POR CONTAMINACIN CON OXGENO Y DEGRADACIN DE AMINAS

Mauricio Meineri STO / E&P

Petrobras Bolivia S.A.

Ulises Cruz Ineos Oxide LLC

GAS/SPEC Technology Group

Presentado en las Primeras Jornadas Tcnicas sobre Acondicionamiento de Gas Natural IAPG Neuqun - Argentina

Abstract El paper describe las experiencias operativas en la Planta de Gas de San Alberto (PGSAL), operada por Petrobras Bolivia S.A. (PEB) situada cerca de Yacuiba, Bolivia. Severa corrosion fue evaluada y encontrada en equipos de la unidad de aminas que utilizan aminas MDEA formuladas. Las causas bsicas encontradas son varias y se evaluaron por separado para poder tratarlas efectivamente. La contaminacin de la amina con oxigeno (O2) result en degradacin de la amina formulada MDEA a bicina y sales termo estables (heat stable amine salts - HSAS). La degradacin trmica de la amina formulada MDEA con CO2 forma productos secundarios tales como BHEP, HEOD y THEED, de naturaleza corrosiva. El paper describir los problemas asociados tanto con O2 y la degradacin de la amina MDEA para formar bicina y HSAS; los asociados con la degradacin trmica; as como algunos aspectos relevantes del diseo y operacin que no fueron tenidos en cuenta en forma temprana en el proyecto. El paper describir el plan de accin trazado por PEB e Ineos para resolver los varios problemas presentes, presentando soluciones para el secuestro de O2, control de las HSAS, mejoras varias al diseo de la planta y revisin de los procedimientos operativos. El paper estar soportado con datos operativos y analticos Introduccin La PGSAL consiste en dos (2) trenes de tratamiento construidos y comisionados en 2 fases. La fase 1 fue comisionada por Petrofac Bolivia (PFC) en Enero de 2001. La Fase 2 fue comisionada por la misma empresa en Enero de 2002. La capacidad de tratamiento para acondicionamiento de los puntos de roco de hidrocarburos y agua de la PGSAL es de 13.2 MMsm3d, dividiendose en cada fase por igual. Sin embargo poseen diferencias en las unidades constituyentes, principalmente en las unidades de amina. Unidad Fase 1 Fase 2 PGSAL Capacidad Acondicionamiento

MMsm3d 6.6 6.6 13.0

Presion entrada Bar 87.3 87.3 75.5 Capacidad Endulzamiento MMsm3d 2 3 Contenido de CO2 (mx) 3% 5% Circulacin de amina m3/h 55 155 Concentracin de la solucin %wt 50 50

Tabla 1. Datos Operativos PGSAL

El gas de entrada es producido en 5 pozos surgentes y conducido en lineas de recoleccin hasta el manifold de entrada. El gas posee un contenido de CO2 variable entre 2.5 a 5% dependiendo del pozo y el dimetro de choque. Posteriormente a la puesta en marcha se analiz un contenido de entre 20-30 ppmv de O2 y 3-5 ppmv H2S. Las instalaciones consisten en manifold colector, enfriamiento, separacin, endulzamiento por aminas, refrigeracin con inyeccin de glicol, recuperacin y estabilizacin de lquidos (gasolina y condensados) y compresin de gas residual producto de la estabilizacin. Ver Figura 1.

El gas residual es inyectado a gasoducto de transporte a una presin de 75.5 Bar. Los lquidos son almacenados en tanques y bombeados a oleoducto a aproximadamente 49 Bar y 1800 m3/d. La especificacin de transporte es < 2% CO2, punto de roco < 0 C para hidrocarburos y contenido de agua < 32 mg/m3. Las unidades de aminas usan amina GAS/SPEC* CS-1 amine a caudal de gas y amina segn tabla 1. Las instalaciones de la anidad de aminas se detallan en la Figura 2. El gas residual posee un contenido de entre 0.001-0.01 %CO2, con lo cual se mezcla con el bypaseado para alcanzar la especificain de gasoducto de 2% CO2. Desarrollo Problemas Experimentados Los problemas de corrosin comenzaron aproximadamente luego de la puesta en marcha de las fases de la PGSAL. En Fase 1 el primer problema fue la falla en la soldadura del cabezal de vapor del rehervidor de la torre regeneradora. La soldadura fue reparada pero al poco tiempo volvi a fallar. Se la repar agregando un poncho sobre el material del casco para proteger la soldadura mientras se realizaban las gestiones para su reemplazo por un casco nuevo. Al poco tiempo se experiment fallas de los internos y carcaza de acero al carbono de la bomba booster de amina pobre, lavada con la misma amina (flushing). Luego de 1 ao de operacin, se detect un rendimiento menor en las bombas. La carcaza fue gastada intensamente y aparentaba ataque qumico-erosivo. El impulsor de acero inoxidable estaba intacto. Luego de investigacin, la carcaza y piezas menores de acero al carbono fueron cambiadas por acero inoxidable 300 series SS y se modificaron, procedimientos operativos para minimizar posibilidad de cavitacin, (Ver figura 3). Una situacin similar se detect en las bombas e intercambiadores de Fase 2. Cabe destacar que ninguna de ambas Fases posee cupones o probetas para monitorear la corrosin. Luego de investigacin de esos equipos y de inspeccin interna del resto de la unidad al cabo de 3 aos de operacin se registr una corrosin severa del sistema de aminas, en los sectores de acero al carbono, mas notablemente en los sectores cidos del sistema de contacto y principalmente en el tope de la columna regeneradora. Tambin se detect rendimiento menor en los intercambiadores de placas. Luego de su primer limpieza se recogi cerca de 40 kg de material, cuyo anlisis revel cerca de 55% de productos de corrosin de acero (Ver Figura 5). Se observ ataque a las soldaduras del fondo de la torre contactora y ataque a la carcaza envolvente y soldaduras del tope de la torre regeneradora. En la inspeccin interna de la torre regeneradora, de 20 platos, se observaron indicaciones muy grandes en la envolvente, tipo lengua, entre las bandejas 1 y 2, entre la 2 y 3 y entre la 3 y 4. Se midieron alvolos de hasta 14 % de profundidad respecto al espesor nominal de pared. El tipo de corrosin observado es el de corrosin acida.

En una inspeccin 6 meses posterior se detect un avance significativo de la corrosin respecto a la primera inspeccin, registrndose perdidas de espesor de hasta 40% respecto a espesor nominal. (Ver figura 4). Se puede presumir por la forma y el tipo de corrosin, que ha existido ataque cido presumiblemente por la formacin de Acido Carbnico. Llama la atencin corrosin en la interfase liquido vapor, en el nivel de liquido de la bandeja 3. Entre las bandejas 5 y la bandeja 9 no se han detectado indicaciones salvo en el mismo nivel de la bandeja 9 otro pequeo grupo de indicaciones alveolares parecido al de la bandeja 4, muy poco frecuentes, y que no ha progresado entre las dos inspecciones. Los platos y vlvulas de acero inoxidable 316 SS no han sufrido ningn ataque. Se realizaron dos tipos de anlisis: verificacin de la zona corroda por pitting y evaluacin de la zona con disminucin de espesor . El rea que mostr pitting se analiz bajo criterio API RP 521 Pressure Vessel Inspection Code: Maintenance Inspection, Rating, Repair, And Alteration 8VA Ed. 1997. El rea con reduccin de espesor se analiz bajo forma y metodologa ASME VIII Div I . Los resultados de ambos anlisis indican que se debe realizar una reparacin de estas reas devolviendo a estas zonas sus espesores iniciales. La vida til residual VUR calculado fue de 17 meses. Sin embargo por seguridad el plazo limite fijado por PEB para la realizacin de las reparaciones fue de 8 meses. En base a estos descubrimientos se organiz un grupo de trabajo multidisciplinario entre PETROBRAS Bolivia e INEOS Oxide, con el objetivo de entender y tratar la causa/s raz de la corrosin. El foco de este paper es describir las acciones seguidas y la efectividad de las mismas, realizadas una vez identificada la causa raz. Investigaciones de causa raz - Anlisis Desde un primer momento toda indicacin apuntaba la bicina como causante de corrosin en las dos fases. Se sabe que el O2 causa la degradacin de las aminas MDEA para formar bicina, acetato, formato, y oxalato. Las muestras de amina de la muestran desde un principio elevados niveles de acetato, formato, oxalato, y bicina. Mientras que la contaminacin con O2 fue la principal sospechosa de la probable causa de corrosin, otras potenciales causas de corrosin necesitaban ser exploradas. Dentro del anlisis para ubicar la(s) causa(s) raz(ces) se realizo un anlisis completo del sistema, entre las diferentes variables que se analizaron se encuentran las siguientes: a) Concentracin de amina en el sistema b) Cargas cidas en la amina (rica y pobre) c) Partculas en suspensin en la amina d) Cavitacin de las bombas booster e) Degradacin por oxigeno de la amina f) Degradacin trmica y por CO2 de la amina a) Concentracin de la amina Las amina tienen la propiedad de absorber grandes cantidades de gases cidos, mucho mas all de las concentraciones que son recomendadas por los diferentes fabricantes. En general todas la

aminas pueden llegar a ser cargadas hasta 0.8mol de gas cido / moles de Amina.1 Operar dentro de las concentraciones de diseo ayudan a mantener la cargas de amina rica dentro de las recomendaciones, para el caso de diseo en San Alberto 0.45mol/mol con una concentracin de diseo de 50%w b) Cargas cidas en la amina (rica y pobre) Las cargas cidas en la amina rica son muy difciles de medir adecuadamente en el laboratorio, ya que al momento de tomar la muestra de la amina rica a la salida del tanque flash, esta no ser representativa, pues una buena parte de los gases cidos ser vaporizada en el tanque flash. Si se intentara tomar la muestra directa de la lnea de alta presin esto traer consigo un problema de riesgo a la salud pues se tratan de lneas de alta presin (78.5 Bar).

PetrobrasSan Alberto Gas Plant #1

0

10

20

30

40

50

60

1-Apr-01 1-Oct-01 1-Apr-02 1-Oct-02 1-Apr-03 1-Oct-03 1-Apr-04

GC, w t% amine

Cargas cidas en la amina Es por esto que se prefiere hacer un calculo con base a un balance de materia ya que se conocen todos los datos. Flujo de gas y amina, cargas de amina pobre y concentraciones de gas cido a la entrada y salida del absorbedor se puede plasmar una mejor idea sin necesidad de enfrentar un riesgo a la salud. Por el lado del de la amina pobre es relativamente fcil dar una medicin en el laboratorio. A continuacin solo se presentan el comportamiento de las cargas de amina pobre. Sin embargo en los balances de materia realizados en la planta antes del segundo semestre del ano 2003, las cargas de amina rica haban sido superiores a 0.45mol/mol principalmente por la baja concentracin de amina en el sistema.


00.020.040.060.080.1

0.120.14


CO2 mol/mol

Partculas en suspensin en la solucin de amina

Se encontr que el sistema de control de la torre regeneradora era un simple lazo de control de flujo de aceite trmico, no atado a ninguna medicin de temperatura de la torre. c) Partculas en suspensin en la amina La posibilidad de corrosin por erosin debido a partculas en suspensin en la solucin de amina era un factor a considerar. El sistema de filtrado de las unidades de aminas de ambas fases consiste en tomar un 10% del flujo total y pulirlo a travs de un filtro mecnico de 20 micrones y un purificador de carbn activado. No se consideraba ningn post filtro a la salida de la cama de carbn. La bibliografa relacionada a filtracin indica que comnmente un purificador de carbn opera como un filtro de entre 5 a 10 micrones. Adems, el diseo mecnico de los purificadores muestra ausencia de distribuidor, cama soporte y pescador, con lo que la generacin y posterior migracin de finos de carbn era una posibilidad cierta. Se tomaron muestras de la amina y enviaron a laboratorio local de slidos para realizar un ensayo de tamao de partculas. Los anlisis mostraron que un 76 wt% de las partculas era de una tamao mayor a 10 micrones, 96 wt% mayor a 8 micrones y 4 wt% menor a 8 micrones. El anlisis cualitativo mostr que aproximadamente 85% de los mismos eran finos de carbn. (Ver Figura 8) d) Cavitacion de las bombas booster Como uno de los problemas de corrosin ocurri en las bombas booster se estudi el diseo mecnico de las bombas. Se descubri un problema real de cavitacin en las bombas de ambas fases. Las bombas exhiban el tpico ruido de piedras en la bomba en determinadas condiciones de bombeo. La altura neta de aspiracin positiva (ANPA NPSH) fue calculada. La teora menciona que cuando el ANPA disponible es menor que el requerido la bomba se encuentra en cavitacin.

Eq 1. ANPAA = 2.31* (P tanque P vapor)/Sg + Z hfg 2 Donde: Z: altura del liquido sobre la bomba Hfg: perdidas por friccin en vlvulas y tubera A medida que se aumenta la presin en la torre regeneradora la temperatura en el fondo aumentara, con la consecuente subida en la presin de vapor de la solucin. La concentracin de amina, el nivel de operacin en la torre regeneradora, la presin de operacin en el domo de la torre as como el arreglo de control para las descargas de las bombas mostraban que la bomba booster se encontraba en cavitacion. e) Degradacin por oxigeno de la amina Analizando el contenido de O2 en el sistema en el gas de entrada y agua de reposicin. Mediante la contratacin de un laboratorio externo se determin un contenido de O2 en el gas de entrada de entre 20-30 ppmv. Aunque parece bajo esto representa un presin parcial de oxigeno de 0.17 a 0.26 Bar, estudios de solubilidad en agua muestran que a esta presin parcial y 38 C cerca del 10% del oxigeno es soluble, con lo que se tendra entre 2 y 3 ppm de O2 en la solucin de amina. Se sospech que gran parte de este O2 ingresara con el inhibidor de corrosin, cuyo solvente es base metanol y los tanques de almacenamiento del qumico no posee blanketting. El metanol es un catalizador de las reacciones de degradacin juntamente con el oxigeno.

Tambin se determin un contenido de O2 en el agua de reposicin de entre 5-6 ppm, que resulta en un contenido de O2 en la solucin de amina 2.5-3 ppm. Con esto vemos que ambas fuentes de ingreso de O2 tienen peso similar, con lo que deban ser estudiadas y tratadas de igual manera. Existen diferentes productos de degradacin de las amina por la presencia de oxigeno, guiando hacia la formacin de sales trmicamente estables. Entre los principales aniones que se encuentran de una degradacin por oxigeno encontramos formato, acetato, oxalato3 as como la formacin de Bicina 4 5, se ha demostrado que la presencia de dichas especies pueden influenciar grandemente en la corrosividad de las soluciones de amina 6 (Ver Figura 6)


0

200

400

600

800

1000


Oxalate Acetate Formate


0

5000

10000

15000

20000

25000

30000


Bicine

f) Degradacin trmica y por CO2 de la amina Estudios de diferentes autores muestran que las amina tienden a degradarse en presencia de CO2, especialmente cuando se alcanzan altas temperaturas. Los mecanismos de degradacin propuestos terminan en compuestos como HEOD, THEED y SEP 7 En la actualidad estudios realizados por MS Dupart et al, muestran que dichas especies tienen una corrosin menor a 1mpy en acero al carbn as como en acero inoxidable, sin embargo algunos autores concuerdas en las habilidades del THEED para mantener el hierro en solucin.8 Como se encontr una substancial cantidad de productos de degradacin por CO2 influenciados por la temperatura, (HEOD, THEED, BHEP) y dado que a mayor temperatura las aminas tienen una tendencia a degradarse, se estudi el rehervidor de modo de estimar que las temperaturas no superen 126C en el seno del fluido y 162C en la cara caliente del tubo expuesto a la solucin de

la amina. Se determin que la temperatura en el seno del fluido no superaba la mxima permitida, sin embargo a piel de tubos era 85C superior de acuerdo al diseo de la PGSAL.


0

0.5

1

1.5


BHEP THEED HEOD

Causa Raz Los distintos anlisis sobre las causas races nos dieron la pauta sobre un plan de accin que PETROBRAS e INEOS Oxide emprendieron conjuntamente, el plan de trabajo contena aspectos buen fundamentados a controlar y actuar sobre cada una de las variables que se mencionaron anteriormente. a) Concentracin de Amina Mantener la concentracin de la amina en +/- 2% respecto al ideal del 50% con lo cual se esperaba un mejor control sobre las cargas de amina rica, a manera que no excedieran el 0.4mol/mol b) Cargas cidas en amina pobre

Se implement una modificacin en el lazo control de fondo de la regeneradora a fin de garantizar una regeneracin de la amina a por lo menos 0.015mol/mol. Pas a ser un lazo de control del flujo de aceite dependiente de la temperatura de la temperatura de cabeza de la torre. Esto proporcionara la habilidad de regenerar bien la solucin cuando se operara con alta carga de gas.

Adems en la solucin de amina rica se pas de 0.5 a 0.4 mol/mol como carga de gases cidos, ya que a mayor concentracin de CO2, se genera corrosin por liberacin de CO2 y la probabilidad de degradar la amina es mayor.

c) Partculas en suspencin Del estudio de partculas se propuso lo siguiente:

Instalar post filtros mecnicos a los purificadores de carbon, con cartuchos filtrantes de 5 micrones para eliminar finos de carbn y evitar el proceso de corrosin-erosin.

Modificar los internos de los purificadores para minimizar la generacin y migracin de finos.

Instalar inyeccin de agua para realizar el retrolavado del carbn nuevo y recin instalado, de modo de eliminar la mayora de los finos previa puesta en marcha.

d) Cavitacion de las bombas booster Del estudio del ANPA de las bombas booster se determinaron las acciones siguientes, para mejorar este punto:

Disminuir la presin de la torre regeneradora de Fase 1 de 0.68 (diseo) a 0,61 Bar. El

estudio mostr que el disminuir la presin en el regenerador, disminuir el punto de ebullicin de la amina, lo que disminuir la presin de vapor de la solucin.

Modificar al sistema de control de Fase 1 para mantener el flujo constante a travs de la bomba, recirculando el remanente que no utiliza el proceso hacia la torre regeneradora.

Incrementar el nivel de las torres de 25% (diseo) a 50%. Agregar a las bombas principales de Fase 1 vlvulas de tres vas tipo Yarway para

garantizar en todo momento flujo por encima del mnimo. Incrementar la concentracin de amina de 42% a 50%. Otro factor que afecta a la cavitacin

de la bomba es la concentracin de amina, ya que mientras mas contenido de agua se encuentre en la solucin la presin de vapor ser mayor y mas cercana a la del agua.

Mantener la presin en la torre de Fase 2 ya que que la temperatura de la amina es menor por que inicialmente pasa al intercambiador de placas amina/amina. Sin embargo este calculo fue considerando una cada de presin de 1.37 Bar a travs del intercambiador de placas y el mismo no cuenta con PDI.

Incorporar y monitorear la prdida de carga en los intercambiadores de placas, agregando PDI locales.

e) Degradacin de la amina (por Oxigeno) El oxigeno inicial y principalmente entro al sistema durante el procedimiento de carga de amina a la planta. Posteriormente la falta de secuestrante de oxigeno en el agua de reposicin, y gas de blanketing en los tanques de almacenamiento de amina y agua llevaron a la solucin a contener hasta 2.5%w de bicina as como de 1.6%w de especies como Acetato, formato y Oxalato. El O2 continuaba entrando a la planta por dos vas, mediante el agua de reposicin y dentro de la corriente de gas natural. Aunque la solucin de amina se cambi en un inicio para as evitar el ataque por las altas concentraciones9 de bicina y STE formadas, la constante entrada de O2 seguira acumulando productos de degradacin STEA (Sales Trmicamente Estables de Amina). De la evaluacin de contaminantes ingresando al sistema de aminas se determinaron acciones de mejorar:

Instalar secuestrante de O2 en la planta de tratamiento de agua de reposicin.

Instalar un sistema de blanketting con nitrgeno en los tanques de reposicin.

Monitorear el contenido de O2 en el agua de reposicin previa carga al tanque de solucin.

Cambiar el inhibidor de corrosin con solvente metanol a otro solvente, para minimizar el ingreso de O2.

f) Degradacin de la amina (trmica y CO2) Un estudio mas detallado sobre el efecto de la bicina y los compuestos de degradacin se realizo a fin de asegurar que el efecto observado en la corrosin era por la presencia de bicina y no de alguna otra especie, con lo que se poda proceder a la neutralizacin de la solucin. esta neutralizacin no es mas que la conversin de las STEA (Sales Trmicamente estables de Amina) a STEI (Sales Trmicamente Estables Inorgnicas) en un intento por disminuir la corrosividad de la solucin.

este efecto considera el pH de la solucin as como con las constantes de acidez de cada una de las especies (bicina, formato oxalato etc)10

De dicho anlisis se obtuvieron las siguientes premisas

Estudios realizados por Rooney et al, demuestran que no existe una relacin directa entre un fenmeno de corrosin y la concentracin de hierro en solucin11.

Se encuentra una relacin directa entre la bicina y el hierro en solucin, esta relacin puede variar por diferente factores que afecten la solubilidad del hierro en la solucin de amina. Para la planta de San Alberto 1 los valores se mostraron consistentes en una relacin molar (de 10 a 50 mol Bicina/moles de hierro) de manera general se muestra una constante de planta

El THEED igualmente mantiene una relacin con el hierro soluble, aunque no se observa tan clara como la de la Bicina/hierro esta se encuentra entre 100 y 200 mol/mol


0

50

100

150

200

250


HSAS Neutralized, %

Implementacion de la neutralizacin en San Alberto

Aunque la concentracin de bicina se mantiene, la relacin molar bicina / hierro es menor, lo que indica una disminucin en la concentracin de hierro soluble (Ver Figura 7). En esta etapa es muy prematuro hacer la conclusin de que la neutralizacin disminuir la concentracin de hierro en la solucin, aunque tericamente este es el comportamiento esperado ya que se habla de eliminar una capacidad quelante de las STEA, misma que mantiene al hierro en solucin, recodemos que el hierro no es soluble en las soluciones de amina, son las especies quelantes las que lo mantienen en solucin, y no se ha podido establecer una relacin entre la cantidad de hierro soluble con la velocidad de corrosin o la existencia de un proceso de esta naturaleza. El objetivo principal de la neutralizacin es eliminar el proceso de corrosin que toma lugar por la presencia de STEA principalmente Bicina. Los acciones que se desprendieron de este estudio son:

Disminuir la temperatura del aceite trmico desde 250 a 165C (con la consiguiente prdida de capacidad para toda la PGSAL), dado que se encontr una substancial cantidad de productos de degradacin por CO2 influenciados por la temperatura (HEOD, THEED, BHEP).

Implementar un lazo de control de temperatura sobre el suministro de aceite trmico al rehervidor de modo de no superar la mxima temperatura a piel de tubos (163 C).

Monitorear el real efecto de la neutralizacin sobre la concentracin de hierro en solucin de modo de evaluar si disminuye la concentracin de hierro y por ende eliminar una capacidad quelante de las STEA.

g) Otras Acciones de Mejora en Curso

Instalar medicin de temperatura alrededor del plato 4 de la torre contactora. Esta debe ser controlada de modo de no ha alcanzar los 85C, por que la reaccin con el CO2 comienza a ser reversible.

Recuperacin de equipos afectados por la corrosin con cambio de la metalurgia empleada: Torre contactora: Cambiar el tercio superior de la torre a acero inoxidable serie 300.

Bombas booster: Cambiar carcaza a acero inoxidable serie 300 y tipo de sellos. Rehervidor: Reemplazar el casco.

Instalar de probetas y cupones en diversas lneas de amina pobre y rica para el monitoreo de la corrosin.

Estudiar la necesidad de instalar un filtro coalescente de gas a la entrada de la planta o mejorar el existente. Tenemos la sospecha que incursiones repentinas de hidrocarburos generan que la planta acumule incrustaciones.

Aunque hemos comentado que la mejor opcin al momento es la neutralizacin igual estudiaremos la necesidad de retirar los contaminantes STE mediante intercambio inico.

Inslatar un reciclo de amina pobre hacia el reflujo en la torre regeneradora, de modo de mantener un pH neutro a bsico en el reflujo y disminuir la corrosin cida en el domo de la torre regeneradora. En fase 2 se instalo en abril y se increment el pH de 6 a 7.8 En la fase I se realizo en Junio. Falta cuantificar el impacto de esta accin.

Implementar un programa de capacitacin y actualizacin para operadores. Conclusiones Para ambas fases, la contaminacin con O2 result en degradacin de la solucin de amina MDEA, en subproductos como bicina, oxalato, acetato, formato, sin embargo, las causas raz de la corrosin determinadas en cada fase son distintas. En fase 1 son formacin de bicina y partculas en suspensin, mientras que en fase 2 adems influye la degradacin trmica en presencia de CO2 con formacin de THEED. La solucin degradada result muy corrosiva en el acero al carbono, particularmente en reas de alta velocidad de flujo en el lado de amina pobre (bombas booster), y en zonas cidas como en el tope de la torre regeneradora. Esto determin el reemplazo de equipos o parte de ellos con metalurgia ms resistente a la corrosin. Las causas raz para Fase 1 fueron identificadas ms rpidamente que para fase 2, sin embargo implementar las acciones mitigadotas y de control han sido de diferente grado de dificultad, siendo las ms difciles detener la formacin de bicina y THEED. Los cambios de solucin para eliminar la corrosin no son recomendados si el proceso de corrosin no ha sido comprendido, ya que no afectar las causas races del problema tornaran corrosiva cualquier otra solucin. En la fase 1 de PGSAL el inventario de amina fue cambiado por completo, sin tener conocimiento expreso del proceso de corrosin, lo que condujo en pocos meses a regresar al estado de corrosin original. Mezclar productos (genricos y/o formulados) dentro de la planta endulzadora hace mas difcil de comprender el proceso ya que la qumica que sucede en cada proceso de absorcin se ve modificada as como sus propiedades. Esta fase mantuvo de manera temporal la adicin de Dietanolamina, lo que hizo mas difcil el entendimiento de los fenmenos de corrosin.

La neutralizacin puede funcionar como una opcin para evitar la corrosin ante la eventual formacin de STEA, sin embargo existen muchos detalles que tienen que ser discutidos antes de que esta regla pueda aplicar para cualquier planta endulzadora. Las acciones mitigadoras que comprenden cambios en variables de procesos traen aparejadas una menor capacidad actual de endulzamiento respecto a la capacidad de diseo. Las acciones mitigadoras que implican modificaciones de proyecto estn en proceso de ejecucin razn por la cual el resultado global del plan de accin ser posible evaluarlo para principios del ao 2005. De aqu en adelante se estar en condiciones de evaluar la necesidad o no de remocin de sales mediante intercambio inico. En cada causa raz de encontr ms de una accin mitigadora, con variedad en acciones con modificaciones al proyecto original, modificaciones a la operacin o acciones sobre la solucin de aminas. Revisando la historia del proyecto se encontr una gran falta de articulacin entre las compaas proyectista, operadora y proveedora. Esta creemos es la leccin ms importante a rescatar dado que la mayora de los problemas detectados podran haber sido prevenidos en la etapa de proyecto de haber mediado un cabal conocimiento terico y emprico del proceso de endulzamiento.

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Figuras

Figura 1, Diagrama de bloques PGSAL

Figura 2, PFD de Unidad de Aminas PGSAL

Figura 3, Carcaza de las bombas booster PGSAL Fase 1

Figura 4, Inspeccin realizada en la torre regeneradora, San Alberto Fase 1

Figura 5, Fotos ilustrativas del material encontrado en los intercambiadores de placas

Figura 6, Concentraciones mximas recomendadas de aniones6

Figura 7, Comportamiento tpico durante la etapa de neutralizacin en San Alberto Fase 1

Figura 8, Fotos de muestras antes y despus del filtro de carbn

AbstractIntroduccinTabla 1. Datos Operativos PGSALDesarrolloProblemas ExperimentadosInvestigaciones de causa raz - Anlisisa) Concentracin de la aminab) Cargas cidas en la amina (rica y pobre)c) Partculas en suspensin en la aminad) Cavitacion de las bombas boostere) Degradacin por oxigeno de la aminaf) Degradacin trmica y por CO2 de la amina

Causa Raza) Concentracin de Aminab) Cargas cidas en amina pobrec) Partculas en suspencind) Cavitacion de las bombas boostere) Degradacin de la amina (por Oxigeno)f) Degradacin de la amina (trmica y CO2)g) Otras Acciones de Mejora en Curso

ConclusionesBibliografaFigurasFigura 1, Diagrama de bloques PGSALFigura 2, PFD de Unidad de Aminas PGSALFigura 3, Carcaza de las bombas booster PGSAL Fase 1Figura 4, Inspeccin realizada en la torre regeneradora, San Alberto Fase 1Figura 5, Fotos ilustrativas del material encontrado en los intercambiadores de placasFigura 6, Concentraciones mximas recomendadas de aniones 6Figura 7, Comportamiento tpico durante la etapa de neutralizacin en San Alberto Fase 1Figura 8, Fotos de muestras antes y despus del filtro de carbn

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042 (Pta. Aminas)

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