universidad central del ecuador facultad de … · 2016-09-05 · iii aprobaciÓn del tutor en...
TRANSCRIPT
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA
CARRERA DE INGENIERÍA QUÍMICA
ESTUDIO DE LA CORROSIÓN EN EL SISTEMA DE GASES DE LA TORRE
FRACCIONADORA DE PLATOS DE LA PLANTA PARSONS
TRABAJO DE GRADO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA
QUÍMICA
AUTOR: THALÍA GABRIELA ZAMBRANO FUENTES
QUITO
2016
i
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA
CARRERA DE INGENIERÍA QUÍMICA
ESTUDIO DE LA CORROSIÓN EN EL SISTEMA DE GASES DE LA TORRE
FRACCIONADORA DE PLATOS DE LA PLANTA PARSONS
TRABAJO DE GRADO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA
QUÍMICA
AUTOR: THALÍA GABRIELA ZAMBRANO FUENTES
TUTOR: ING. MARCO VINICIO ROSERO ESPÍN
QUITO
2016
iii
APROBACIÓN DEL TUTOR
En calidad de Tutor del trabajo de grado titulado: ―ESTUDIO DE LA CORROSIÓN EN EL
SISTEMA DE GASES DE LA TORRE FRACCIONADORA DE PLATOS DE LA PLANTA
PARSONS‖, me permito certificar que el mismo es original y ha sido desarrollado por la
Señorita THALÍA GABRIELA ZAMBRANO FUENTES, bajo mi dirección y conforme a todas
las observaciones realizadas, considero que la tesis reúne los requisitos necesarios.
En la ciudad de Quito, a los 05 días del mes de Enero de 2016.
----------------------------------------
Ing. Marco Vinicio Rosero Espín
PROFESOR TUTOR
iv
AUTORIZACIÓN DE LA AUTORÍA INTELECTUAL
Yo, THALÍA GABRIELA ZAMBRANO FUENTES en calidad de autor del trabajo de grado
realizado sobre ESTUDIO DE LA CORROSIÓN EN EL SISTEMA DE GASES DE LA
TORRE FRACCIONADORA DE PLATOS DE LA PLANTA PARSONS, por la presente
autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos
que me pertenecen o de parte de los que contiene esta obra, con fines estrictamente académicos
o de investigación.
Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la parte de la presente
autorización, seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artículos 5,
6, 8, 19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su Reglamento.
En la ciudad de Quito, a los 5 días del mes de Enero de 2016.
-----------------------------------------
Thalía Gabriela Zambrano Fuentes
C.C. 040169098-7
v
DEDICATORIA
A Dios por iluminar mi
camino, de amor, bondad,
y llenarme de fuerza para
vencer todos los
obstáculos.
A mi madre por todo su
esfuerzo y sacrificio, por
su apoyo incondicional y
la confianza brindada en
todo el trayecto de mi vida.
vi
AGRADECIMIENTOS
Se expresan los agradecimientos a:
EP PETROECUADOR, por la colaboración brindada para la elaboración de este trabajo, a
través de la autorización de la ejecución del mismo en la ―Refinería La Libertad.
En especial al Ing. Carlos Altamirano por su valiosa colaboración en cada aspecto del desarrollo
de la tesis, quien me brindó su apoyo y conocimientos.
Mi madre Mery, por su cariño, sus consejos y el apoyo incondicional para poder realizar mis
estudios y así culminarlos con éxito.
Mi padre por el apoyo brindado durante mi carrera profesional y mi vida personal.
A todos mis tíos, tías, primos, por siempre estar pendiente de mi bienestar.
A todas las personas que han formaron parte de mi vida y que de una u otra manera estuvieron
siempre presentes para la culminación de mi carrera.
vii
CONTENIDO
pág.
LISTA DE TABLAS.................................................................................................................... x
LISTA DE FIGURAS ................................................................................................................. xi
LISTA DE GRÁFICOS ............................................................................................................xiii
LISTA DE ANEXOS ................................................................................................................ xiv
RESUMEN ................................................................................................................................ xv
ABSTRACT .............................................................................................................................. xvi
INTRODUCCIÓN ....................................................................................................................... 1
1. FUNDAMENTOS DE CORROSIÓN..................................................................................... 3
1.1. Clasificación de la corrosión según su forma ........................................................................ 3
1.1.1. Corrosión uniforme ............................................................................................................ 3
1.1.2. Corrosión por picaduras .................................................................................................... 3
1.1.3. Corrosión por picaduras.. .................................................................................................. 4
1.1.4. Corrosión por erosión ........................................................................................................ 4
1.1.5. Corrosión intergranular ..................................................................................................... 4
1.1.6. Corrosión por gradiente de concentración ....................................................................... 5
1.1.7. Corrosión electroquímica. .................................................................................................. 5
2. MÉTODOS PARA COMBATIR LA CORROSIÓN .............................................................. 6
2.1. Control Interior (Inhibidores de corrosión)........................................................................... 6
2.1.1. Filmogénicos ..................................................................................................................... 6
2.1.2. Neutralizantes. ................................................................................................................... 7
2.2. Medida de la velocidad de corrosión ..................................................................................... 7
2.2.1. Cupones de corrosión. ........................................................................................................ 7
2.2.2. Probetas de resistencia eléctrica . ...................................................................................... 7
2.2.3. Probetas de polarización lineal ......................................................................................... 8
viii
3. CORROSIÓN EN UNIDADES DE DESTILACIÓN .............................................................. 9
3.1. Compuestos de Azufre…………………………………………………………………………………………… 9
3.1.1. La combinación de H2S con Fe a temperaturas altas ......................................................... 9
3.1.2. Corrosión de H2S al disolverse en el agua en la cima de torres de destilación. ................. 9
3.2. Presencia de cloruros en el crudo ....................................................................................... 11
4.1. Hysys Refinery .................................................................................................................... 13
4.1.1. Modelos termodinámicos.................................................................................................. 13
5. METODOLOGÍA ................................................................................................................. 15
5.1. Desarrollo del estudio .......................................................................................................... 15
5.2. Refinería La Libertad .......................................................................................................... 15
5.2.2. Descripción del proceso. .................................................................................................. 16
5.3. Tratamiento en Planta Parsons ............................................................................................ 18
5.3.1. Tratamiento del crudo previo al Fraccionamiento ........................................................... 18
5.3.2. Tratamiento luego del Fraccionador.. .............................................................................. 21
5.4. Datos e información del proceso motivo de análisis ............................................................ 23
5.4.1. Metalurgia del domo de la columna de fraccionamiento y del sistema de vapores
de cima de planta Parsons.. ....................................................................................................... 23
5.4.2. Recopilación de datos del Assay del crudo y sus derivados de Refinería La Libertad ..... 27
5.4.3. Revisión de información histórica, respeto a paros ocasionados por defectos de la
corrosión en el sistema de los vapores de cima. ....................................................................... 27
5.4.4. Datos de operación de los equipos del sistema integrado de vapores de cima de la
planta Parsons Refinería La Libertad. ...................................................................................... 29
5.4.5. Espesores en la bajante de la planta Parsons Refinería La Libertad. .............................. 37
5.4.5.1. Lecturas de las velocidades de corrosión del condensador de la planta Parsons
Refinería La Libertad ................................................................................................................. 38
5.4.6. Reportes de los análisis de laboratorio de la planta Parsons Refinería La Libertad. ...... 41
5.4.7. Revisión de la calidad del agua de inyectada al proceso de desalación ........................... 42
5.4.8. Registro fotográfico del sistema integrado de vapores de cima hasta la recepción
de gasolina con presencia de corrosión. .................................................................................... 42
5.5 . Descripción del proceso de simulación para obtención del punto de rocío ........................ 47
5.6. Análisis del registro de datos de inspección ........................................................................ 48
5.6.1. Análisis de los datos obtenidos para el estudio.. .............................................................. 48
6. RESULTADOS..................................................................................................................... 52
ix
7. DISCUSIÓN ......................................................................................................................... 56
8. CONCLUSIONES ................................................................................................................ 57
9. RECOMENDACIONES ....................................................................................................... 60
CITAS BIBLIOGRAFICAS ...................................................................................................... 62
BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................................................... 65
ANEXOS ................................................................................................................................... 67
x
LISTA DE TABLAS
pág.
Tabla 1. Modelos termodinámicos del simulador Hysys Refinery ............................................. 14
Tabla 2. Características de diseño de la desaladora electrostática RLL ...................................... 20
Tabla 3. Características de Operación Real Desaladora Electrostática RLL. (14-10-2015) ....... 20
Tabla 4. Especificaciones del diseño del domo de la Torre ........................................................ 24
Tabla 5. Especificaciones del domo actual ................................................................................. 25
Tabla 6. Material del intercambiador de calor PE1A/B .............................................................. 26
Tabla 7. Sistema de tuberías ....................................................................................................... 27
Tabla 8. Causas de paros en planta [Abril 2013-Junio 2015] ..................................................... 28
Tabla 9. Paros por causa de vapores de cima ............................................................................. 28
Tabla 10. Condiciones de operación........................................................................................... 30
Tabla 11. Mediciones de espesores de la bajante ....................................................................... 37
Tabla 12. Velocidad de corrosión en condensadores .................................................................. 38
Tabla 13. Mediciones de espesores intercambiador gasolina/crudo ........................................... 39
Tabla 14. Datos Acumulador PV6 .............................................................................................. 41
Tabla 15. Datos del Sistema Desaladora Electrostática .............................................................. 41
Tabla 16. Calidad de agua .......................................................................................................... 42
Tabla 17. Disminución de espesores en el intercambiador de calor (gasolina/crudo) ................. 51
Tabla 18. Disminución de espesores en el actual intercambiador de calor (gasolina/crudo) ...... 51
Tabla 19. Resultados obtenidos de la simulación para determinar punto de rocío ...................... 52
Tabla 20. Estimación de velocidad de corrosión ........................................................................ 54
xi
LISTA DE FIGURAS
pág.
Figura 1. Representación gráfica de corrosion electroquímica .................................................... 5
Figura 2. Esquema de un inhibidor de Corrosión Filmogénico .................................................. 6
Figura 3. Diagrama de la probeta de resistencia eléctrica ........................................................... 7
Figura 4. Hidrólisis de Cloruros en Función de la Temperatura ................................................ 11
Figura 5. Diagrama de flujo de los pasos para el presente estudio............................................. 15
Figura 6. Diagrama de Bloques del Proceso Planta Parsons ..................................................... 16
Figura 7. Proceso de Ósmosis Inversa ....................................................................................... 19
Figura 8. Proceso de tratamiento para disminución de H2S en la Refinería La Libertad ........... 22
Figura 9. Diagrama de flujo de recolección de información ...................................................... 23
Figura 10. Corrosión provocada por los vapores de cima .......................................................... 42
Figura 11. Corrosión plato N° 28 del cuerpo de la Torre........................................................... 42
Figura 12. Plato N° 3 del fondo de la Torre.............................................................................. 43
Figura 13. Desmontaje del domo de la Torre ............................................................................ 43
Figura 14. Zona superior de la Torre PV1 ................................................................................. 43
Figura 15. Aislamiento térmico zona superior del domo de la Torre PV1 ................................. 43
Figura 16. Bajante de la Torre de Fraccionamiento ................................................................... 44
Figura 17. Tubería de 20‖ perforada desde el interior al exterior ............................................. 44
Figura 18. Tubería atacada por presencia de ácidos .................................................................. 44
Figura 19. Erosión interna del acero al carbono ........................................................................ 44
Figura 20. Probetas instaladas en intercambiador de calor PE1................................................. 45
Figura 21. Corrosión externa salida de crudo intercambiador PE1A ......................................... 45
Figura 22. Intercambiador de calor PE1 A con presencia de corrosión .................................... 45
Figura 23. Desprendimiento de material interno en el PE1 A ................................................... 45
Figura 24. Bafles de acero al carbono con incrustaciones de FeS.............................................. 46
Figura 25. Coraza parte interno inferior con corrosión bajo deposito ........................................ 46
Figura 26. Picadura en la coraza ................................................................................................ 46
Figura 27. Estado de la probeta de corrosión ............................................................................. 46
Figura 28. Tubo de entrada al enfriador PE2 ............................................................................. 47
Figura 29. Presencia de corrosión en la coraza del receptor PV5 .............................................. 47
xii
Figura 30. Descripción del proceso de simulación del punto de rocío ....................................... 48
Figura 31. Determinación de los puntos de rocío con variación de presión-temperatura ........... 52
Figura 27. Estado de la probeta de corrosión ............................................................................. 46
Figura 28. Tubo de entrada al enfriador PE2 ............................................................................. 47
Figura 29. Presencia de corrosión en la coraza del Receptor PV5 ............................................. 47
Figura 30. Descripción del proceso de simulación del punto de rocío ....................................... 48
Figura 31. Determinación de los puntos de rocío con variación de presión-temperatura ........... 52
xiii
LISTA DE GRÁFICOS
pág.
Gráfico 1. Datos de paros de planta recolectados de las bitácoras [Abril 2013-Junio 2015] ...... 48
Gráfico 2. Paros causados por equipos en el sistema de vapores de cima .................................. 49
Gráfico 3. Velocidad de corrosión medida por probetas de corrosión en PE1A ......................... 49
Gráfico 4. Velocidad de corrosión medida por probetas de corrosión en PE1B ......................... 50
Gráfico 5. Análisis para el proceso de desalación electrostático ............................................... 50
Gráfico 6. Puntos de rocío con variación de presión-temperatura (no aislado) ........................... 53
Gráfico 7. Rangos operativos de presión y temperatura ............................................................. 53
xiv
LISTA DE ANEXOS
pág.
ANEXO A. Fotografía de la Refinería La Libertad, planta Parsons ........................................... 68
ANEXO B. Diagrama de flujo con instrumentación planta Parsons........................................... 69
ANEXO C. Diagrama esquemático de la operación de la desaladora planta Parsons ................. 70
ANEXO D. Bajante de la torre PV1 planta Parsons .................................................................. 71
ANEXO E. Dimensiones de la bajante planta Parsons ............................................................... 72
ANEXO F. Perlita expandible como aislante térmico en planta Parsons ................................... 73
ANEXO G. Características fisicoquímicas del crudo Refinería La Libertad .............................. 74
ANEXO H. Destilación TBP del crudo corregida a 760 mmHg................................................. 75
ANEXO J. Composición de gases del crudo Refinería La Libertad año 2006........................... 76
ANEXO K. Características de la fracción nafta liviana 1 Refinería La Libertad año 2006…… 77
ANEXO L. Características de la fracción nafta liviana 2 Refinería La Libertad año 2006……78
ANEXO M. Características de la fracción nafta media Refinería La Libertad año 2006……... 79
ANEXO N. Características de la fracción nafta pesada Refinería La Libertad año 2006…….. 80
ANEXO P. Componentes de los gases que integran los vapores de cima……………………... 81
ANEXO Q. Especificaciones de la tubería primera sección…………………………………… 82
ANEXO R. Estimación del punto de rocío……………………………………………………. 83
ANEXO S. Puntos de medida de la corrosión en la bajante………………………………….. 84
ANEXO T. Puntos de medida de la corrosión en intercambiadores PE1 (Crudo/Gasolina)……85
xv
ESTUDIO DE LA CORROSIÓN EN EL SISTEMA DE GASES DE LA TORRE
FRACCIONADORA DE PLATOS DE LA PLANTA PARSONS
RESUMEN
Estudio para disminuir la corrosión en el sistema de gases de la torre fraccionadora de platos de
la planta Parsons de la Refinería La Libertad.
Para ello, con la información de la planta correspondiente a: el número de paros ocurridos por
efectos de la corrosión, las condiciones actuales de operación, los reportes de ensayos de
laboratorio del crudo y gasolina y el tipo de material de construcción de equipos y accesorios, se
realizó la simulación para determinar el punto de Rocío, que correspondió a 119,07°C y 7,74 psi
y las mejores condiciones de operación de la planta: 9,5 - 10 psi con una alimentación constante
de 26000 BPD. Se evidencia la presencia de corrosión, por el incremento de la velocidad de
corrosión, de los espesores de los equipos y tuberías del sistema de gases y por las fotografías de
los mismos.
Se concluye que la simulación corresponde al modelo de Peng Robinson y que las velocidades
de corrosión entre 1,057 y 7,468 m.p.y determinan un importante problema corrosivo.
PALABRAS CLAVES: /CORROSIÓN/ SISTEMA DE GASES/ REFINERÍA LA
LIBERTAD/ SIMULACIÓN DE PROCESOS/ PUNTO DE ROCÍO/ TORRE
FRACCIONADORA DE PLATOS/
xvi
STUDY ON THE CORROSION OF THE GAS SYSTEM OF THE PLATE COLUMN IN
THE PARSONS PLANT
ABSTRACT
Study to reduce the corrosion of the gas system in the plate column used at the Parsons Plant, in
La Libertad refinery.
To this end, with the information from the corresponding plant in regards to: number of
downtimes caused by corrosion, current operating conditions, reports from laboratory assays on
crude oil and gasoline, and the type of construction material used in the equipment and
accessories, this study carried out a simulation to determine the system’s dew point, which was
at 119.07ºC and 7.75 psi, and the plant´s best operating conditions, at 9.5 – 10 psi, with a
constant feed of 26000 BPD. The presence of corrosion was evident in the increase in corrosion
speed, the thickness of the equipment and gas system pipes, and also through photographic
evidence.
This work concludes that the simulation corresponds to the Peng Robinson model and that
corrosion speeds between 1.057 and 7.468 m.p.y constitute an important corrosion problem.
KEYWORDS: /CORROSION/ GAS SYSTEM/ LA LIBERTAD REFINERY/ PROCESS
SIMULATION/ DEW POINT/ PLATE TOWER/
1
INTRODUCCIÓN
El petróleo contiene impurezas como: cloruros de sodio, magnesio, calcio, sales que se van a
hidrolizan en el proceso de destilación, formando ácidos que corroen unidades como: tope de la
torre, platos, intercambiadores de calor, accesorios y sistemas de tuberías.
En el proceso de refinación del crudo, este contiene siempre una pequeña cantidad de
concentraciones de sales, que no han logrado ser separados en los proceso de decantado,
drenado y desalado del crudo. Las sales hidrolizan formando ácidos que corroen los equipos
traduciendo pérdidas económicas para la planta ya sean directas o indirectas. Dentro de las
pérdidas directas se encuentran equipos y maquinaria inservibles por efectos de la corrosión.
Mucho mayor que las pérdidas directas y más difíciles de estables están las pérdidas indirectas:
Por interrupción de la producción: originadas por paradas súbitas de planta.
Perdidas de producto: originadas por corrosión en tuberías, intercambiadores, tanques,
provocando fugas de productos, contaminando así el medio ambiente.
Contaminación de producto: originados por picaduras en los intercambiadores de calor de
crudo.
Rendimiento de equipos: la formación de corrosión en el interior de tubos de un
intercambiador de calor reduce la transferencia de calor obligando a aumentar la capacidad
de bombeo.
Pérdidas por accidentes: lesiones o muerte de personas por explosión de tuberías con
problemas de corrosión.
Siendo necesario incluir costos directos como mantenimiento, sustitución de partes corroídas y
los costos indirectos como costos por parada de planta, pérdidas de producción, disminución de
la calidad de producción etc., para obtener una evaluación real de la economía del problema de
corrosión.
2
Los problemas repetitivos en la planta Parsons de Refinería La Libertad EPPETROECUADOR,
a causa de la corrosión, en el sistema de gases del domo de la torre fraccionadora PV-1, provoca
suspensiones temporales de producción debido a fugas por tuberías, intercambiadores de calor o
receptores de gasolina.
Los tres centros de refinación (Refinería Estatal Esmeraldas, La Libertad y Shushufindy) de
EPPETROECUADOR abastecen, aproximadamente el 50 % del combustible que necesita el
país. Cualquier suspensión temporal de producción de las plantas ocasiona importaciones
adicionales (mayor gasto de divisas) o fallas en la atención a los centros de consumo.
La problemática radica en los efectos corrosivos detectados en la unidad de destilación de
fraccionamiento PV1 de Refinería La Libertad, de los ácidos clorhídrico y sulfhídrico presentes
en el sistema de los gases del domo de la torre, provocando fugas de gases y/o líquidos
(dependiendo de la temperatura y presión que se encuentren en la zona afectada) a través de
tuberías, coraza de intercambiadores de calor y cuerpos de receptores de gasolina.
Es así que por la importancia de los efectos de corrosión en la columna de destilación, tope de
la torre, bajante, intercambiadores, sistema de accesorios y tuberías se propone para la RLL, el
estudio de la corrosión en el sistema de gases de la torre fraccionadora de platos de la planta
Parsons, de esta forma se determinaría de forma técnica y efectiva las causas de los daños
ocasionados por la presencia de corrosión en los sistemas de gases del domo de la torre
fraccionadora de platos.
Mediante la revisión del Assay del petróleo, información histórica, desalado de crudo,
identificar componentes del sistema de vapores de cima, condiciones actuales de operación en
los cuales trabajar la torre. Realizar un análisis de datos e información, definición de variables
por la presencia del punto de rocío, identificación de la acción de los agentes corrosivos como
ácidos clorhídrico, sulfhídrico y proponer soluciones.
3
1. FUNDAMENTOS DE CORROSIÓN
La corrosión en forma general es un proceso espontáneo que destruye un metal o aleación por
reacción química o electroquímica provocada por su entorno. [1][2]. La mayoría de los metales
que se utilizan en la construcción de instalaciones están sujetos a la corrosión, debido al alto
contenido de energía de los elementos en forma metálica. [3][4]
La forma más común de corrosión es por medio de una reacción electroquímica debido a que los
metales tienen electrones libres que son capaces de establecer celdas electroquímicas que en
cualquier momento se llevara a cabo la reacción química. [5]
Para efectos prácticos, es casi imposible eliminar la corrosión y el secreto efectivo de la
ingeniería en este campo radica más en su control, que en su eliminación siendo necesario tomar
en cuenta el fenómeno corrosivo desde el diseño de las instalaciones y no después de ponerlas
en operación. Los paros de las plantas pueden ocurrir y ocurren como un resultado de la
corrosión, provocando gastos directos e indirectos de aspecto económico y humano. [6]
1.1. Clasificación de la corrosión según su forma
Se puede clasificar la corrosión de los metales considerando varios criterios como la apariencia
de forma de ataque, causas y sus mecanismos. [7,8]. De acuerdo al tipo de prevención de la
corrosión de los metales se pueden seleccionar:
1.1.1. Corrosión uniforme. Es una perdida equivalente de material a través de la superficie
metálica, donde la penetración media es igual en todos los puntos, siendo muy sencillo estimar
la vida útil, además de evitar fallas con simple inspección regular.[9]
1.1.2. Corrosión por picaduras. Se presenta en pequeñas áreas localizadas en la superficie
metálica formando cavidades que avanzan comúnmente con gran rapidez, por lo que la
velocidad de corrosión en la zona afectada suele ser alta.
4
1.1.3. Corrosión por picaduras. Se presenta en pequeñas áreas localizadas en la superficie
metálica formando cavidades que avanzan comúnmente con gran rapidez, por lo que la
velocidad de corrosión en la zona afectada suele ser alta.
La pérdida de material es pequeña pero puede causar daños en el film de óxido de protección y
presencia de heterogeneidades en la estructura del metal.
1.1.4. Corrosión por erosión. Esta corrosión aumenta por la acción de los fluidos que fluyen
con movimiento sobre la superficie metálica, aparece como ranuras, redondeando agujeros,
etc., con superficies ásperas. Siendo el mecanismo la remoción de películas superficiales
protectoras incrementando la velocidad debido a desgaste mecánico.
La velocidad de corrosión depende de la velocidad del fluido, mayor en un fluido turbulento que
en un fluido laminar. Prosperando con condiciones de altas velocidad, turbulencia, choque, etc.
[10]
1.1.5. Corrosión intergranular. La forma intergranular de corrosión se define como un ataque
de un metal de forma selectiva en límites de grano. Reduciendo los valor de sus características
mecánicas habituales. Se puede considerar tres mecanismos causantes corrosión de
intergranular:
Ataque selectivo al material por el alto contenido de energía, que al ser el material de energía
mayor será más activo, el material de límite de grano puede será anódico con respecto a los
otros granos, provocando que el área anódica sea pequeña y la zona catódica grande por lo
tanto ocurre una taque rápido. Obteniendo un residuo en polvo o granulado en la superficie
áspera debido a que los granos individuales ya no se unieron con los fuertes.
Ataque selectivo de material de límite de grano con composición diferente a los granos de
los alrededores. Esto se debe a que desde el estado fundido el metal se cristaliza siendo más
puro, ordenado y con mayor contenido de energía que el material fundido
Ataque selectivo a límites de grano debido al agotamiento local de un elemento de aleación,
este ataque es de gran interés en aceros inoxidables cuando aparecen sensibilizados , debido
a que muchos aceros tienen una combinación Ni-Cr añadidos en cantidades necesarias que
resistan la corrosión perdiendo uno de los aliantes atacando de forma rápida. [11]
5
1.1.6. Corrosión por gradiente de concentración. Se da por corrosión localizada en ciertas
zonas de la superficie metálica expuesta al medio corrosivo, existiendo gradiente de
composición química en el seno del medio atacante. El mecanismo se debe a diferencia de
potencial del metal expuesto a diferentes ambientes, las zonas de ánodo / cátodo se ven
afectadas por la velocidad de corrosión.
1.1.7. Corrosión electroquímica. La corrosión electroquímica resulta de interactuar un metal en
medios de conductividad eléctrica como solución acuosa, salina, humedad atmosférica, etc.,
produciendo una transferencia de electrones, acondicionando el medio para que ocurra la
corrosión afectando sola a la zona anódica.
Es de conocimiento que al sumerguir dos metales con diferente potencial eléctrico en la
solución conductora ,genera una corriente eléctrica provocando la trasnferencai de electrones ,la
superficie de menor potencial electroquímico (zona anódica) es corrida por lo que pasa a ser un
ión positivo, mientras que el de mayor potencial eléctrico permance inmune al ataque recibiendo
los electrones de la zona anódica.
Fuente: PIERRE R, Roberge. Handbook of Corrosion Engineering. McGraw-Hill, New York,
2000. p. 39.
Figura 1. Representación gráfica de corrosion electroquímica
El potencial corrosivo dependerá de su composición química (contenido de cloruros, sulfatos,
etc.), pH, temperatura, velocidad conductividad eléctrica, etc.
Cuando el metal altera una de sus propiedades altera el proceso de corrosión provocando la
pasividad. La pasividad se conoce como la propiedad que algunos metales presentan de
permanecer inertes en condiciones ambientales en las que courren reacciones violentas. La
accion de iones es un rompen la pelicula de óxido en determinados puntos altacando el metal.
6
2. MÉTODOS PARA COMBATIR LA CORROSIÓN
2.1. Control Interior (Inhibidores de corrosión)
Un inhibidor es considerado una sustancia que en concentraciones adecuada en los ambientes
corrosivos disminuyen la agresividad frente al metal. Actúan como película delgada sobre la
superficie metálica aumentado la vida útil del equipo, con un control de corrosión más efectivo
en un sistema cerrado como en tuberías. Al momento de elegir un inhibidor de corrosión se debe
verificar el proceso de operación, materiales compatibles para evitar efectos secundarios.
2.1.1. Filmogénicos. Son compuestos orgánicos que contienen aminas, sales de aminas o una
mezcla de estos, con dos tipos de características:
Con grupos funcionales con alta densidad de carga negativa (N, aminas, S, OH, carbonilos,
anillos aromáticos, etc.) funcionando como grupo ―quelante‖ favoreciendo la adsorción del
inhibidor sobre la superficie metálica.
El cuerpo del inhibidor debe de estar constituido de un sustituyente hidrofóbico que tenga
movilidad para rotar en el grupo quelante como una especie de sombrilla impidiendo que
entre en contacto entre el medio corrosivo y la superficie metálica.
Fuente: GALICIA G, Policarpo. Influencia de los inhibidores fílmicos en el mecanismo de
corrosión del acero al carbono 1018, en presencia de medio amargo alcalino. Tesis Grado de Dr.
en Ciencias (Químicas). Universidad Autónoma Metropolitana Departamento de Química. Área
de Electroquímica. México. 2007. p. 21.
Figura 2. Esquema de un inhibidor de Corrosión Filmogénico
7
Normalmente este tipo de inhibidores trabajan con pH casi neutros, siendo un factor importante
a la hora de elegir el inhibidor, y además la cantidad adecuada para contralar el contacto con el
medio corrosivo y disminuir la corrosión. [12]
2.1.2. Neutralizantes. Al ser compuestos químicos que tienen pH neutro, disminuyen las
concentraciones de iones presentes en ácido clorhídrico, ácido sulfhídrico debido a la
neutralización y reduciendo la velocidad de corrosión.
Estos neutralizantes transforman los ácidos en sales, inyectándose a la salida de la torre para
evitar la formación de ácidos bajando su pH y mejorando las características de los vapores que
posterior ingresan a la zona de intercambiadores.
2.2. Medida de la velocidad de corrosión
2.2.1. Cupones de corrosión. Es el método más usado para determinar la pedida de corrosión
que provoca el ambiente corrosivo al que está expuesto el metal. El metal expuesto después de
un tiempo de exposición debe ser pesado y analizado visualmente.
Es aplicable en todos los ambientes y se puede observar corrosión localizada. Su desventaja si
la exposición del cupón es más prolongada no se evidenciaría la velocidad de corrosión. [13]
2.2.2. Probetas de resistencia eléctrica. Las probetas de resistencia eléctrica nos dan la
medición de la pérdida del metal del elemento expuesto a la corrosión, estas probetas miden el
cambio en resistencia eléctrica del elemento metálico expuesto al medio corrosivo.
Fuente: Corrosion Monitoring Systems. [en línea]. Metal Samples. 2006. [Fecha de
consulta: 27 Octubre 2015]. Disponible en: < http://www.alspi.com/spanish/corrosion
%20monitoring%20%28spanish%29.pdf >.
Figura 3. Diagrama de la probeta de resistencia eléctrica
8
La pérdida de material tiene una relación directa con el aumento en esta resistencia, se debe a
que se produce una disminución en el área trasversal del sensor que provoca el aumento en la
resistencia eléctrica, todo esto por la presencia de la corrosión que actúa en el elemento debido a
que debe tener las mismas características del metal en contacto, el cual se expone a las
condiciones de trabajo y en un tiempo se evalúa la cantidad de corrosión provocada. La pérdida
de metal en el tiempo se denomina velocidad o tasa de corrosión, esta velocidad es medida por
equipos denominados corrosómetros que indican de una manera directa esta velocidad además
de otras condiciones requerida por la empresa.
2.2.3. Probetas de polarización lineal. LPR es la resistencia de polarización lineal que usa una
técnica electroquímica. La cual funciona aplicando a un electrodo en solución un pequeño
voltaje, la corriente utilizada para mantener la tensión es directamente proporcional a la
corrosión en la superficie del electrodo sumergido en la solución. Así la tasa de corrosión se
obtiene por medición de corriente. [14]
Una de las ventajas de este tipo de resistencia se debe que proporciona la velocidad de corrosión
instantáneamente sin esperar un periodo de exposición, mejorando la vida útil de la planta. Una
de las desventajas se debe a que se limita a líquidos en medio acuoso.
9
3. CORROSIÓN EN UNIDADES DE DESTILACIÓN
La acción del ácido clorhídrico y el ácido sulfhídrico provoca daños por corrosión en las torres
de destilación, los cuales ocurren simultáneamente con el tipo de aleación del material,
condiciones de temperatura etc.
3.1. Compuestos de Azufre
El azufre puede estar presente como sulfuros, H2S, mercaptanos, y polisulfuros elementales. El
azufre en un nivel superior a 0,2% puede ser corrosivo para aceros al carbono y de baja aleación
a temperaturas a partir de 230°C y 455°C. [15]
El H2S es muy corrosivo a condiciones de pH, temperatura puede tener lugar por medio de dos
mecanismos:
3.1.1. La combinación de H2S con Fe a temperaturas altas. Este tipo de corrosión se empieza
a la parte inferior de las torres de destilación donde las temperaturas son altas mayores a 260°C,
la rapidez de ataque va a tener variables que afectan como temperatura, composición del
material y composición del gas.
3.1.2. Corrosión de H2S al disolverse en el agua en la cima de torres de destilación. El H2S
incrementa su solubilidad de manera inversa con la temperatura, y directa con el pH, así:
1
2
Según [16] si este ácido está en exceso en la cima las reacciones son:
3
4
10
Existen dos tipos de reacciones cinéticas que se ha relacionado la relación parabólica de
ganancia en peso y tiempo que se ha expuesto para ser observado posteriormente.
(1)
Dónde:
: Incremento en peso por unidad de área de la muestra
: Constante de la velocidad lineal
: Tiempo de exposición
Esta ley está asociada a la interacción de tipo superficial en el material, dando lugar a la
relación parabólica:
(
) (2)
Dónde:
: incremento en el peso por unidad de área
: constante de velocidad de reacción parabólica
: tiempo de exposición
Es conveniente que se forme películas estables para considerar la diminución del espesor del
metal, en función del tiempo, y relacionarse el espesor con la película de una densidad
conocida del metal y el sulfuro, considerándose los mecanismos los cuales se delimitaran la
velocidad de corrosión.
El H2S es más representativo que por su peso molecular abandona la torre junto con los
vapores de cima provocando, la velocidad corrosión no solo se ve afectada por la presencia
H2S pero si variables como, temperatura, velocidad de la corriente, composición del material
que tienen una relación directa con la perdida de metal y en combinación con la
concentración de ácido clorhídrico, al tener una composición de cromo mayor al 5% se
deduce la relación de perdida de corrosión.
11
3.2. Presencia de cloruros en el crudo. El ácido clorhídrico formado de la hidrolisis de las
sales que acompañan al crudo (cloruro de sodio, magnesio y calcio) por acción de la
temperatura producen una corrosión severa en los equipos de destilación :
→ 5
( ) → ( ) 6
( ) → ( ) 7
Se puede observar como el cloruro de sodio es menos hidrolizable por lo que requiere
temperaturas mayores:
Fuente: MARTÍNEZ, F. Control de Corrosión en Topping Plant. Trabajo de Grado. Ingeniería
Química. Escuela Politécnica Nacional. Facultad de Ingeniería Química y Agroindustria. Quito.
2006. p.7.
Figura 4. Hidrólisis de Cloruros en Función de la Temperatura
El vapor de cloruro de hidrogeno así formado no es corrosivo a altas temperaturas (gaseoso)
por tanto no ataca en al metal, pero si este vapor toca zonas frías y al entrar en contacto con
agua [17] formará el ácido clorhídrico (liquido), provocando corrosión en todos los
componentes del sistema del domo de la torre. Este ácido va a desgastar la superficie del metal:
12
Resultando:
8
El H2S acelera la corrosión, debido a una reacción cíclica formando precipitados:
9
Por tanto la formación de HCL permanece en un ciclo favoreciendo el uno la presencia del otro
(H2S, HCl). [18,19]
13
4. SIMULACIÓN EN HYSYS
Aspen HYSYS es un simulador de procesos en ingeniería, con modelado en estado estacionario
y dinámico integrado, con una interfaz amigable para el ingreso de datos, análisis y resultados.
En la industria los fluidos, perturbaciones, ensuciamientos en intercambiadores de calor, se
alteran continuamente sin permanecer en estado de equilibrio. Utilizando una herramienta de
simulación dinámica como HYSYS ayuda a mejorar, optimizar y operar un sistema de proceso.
[18]
4.1. Hysys Refinery
Es un simulador de procesos orientado a la industria del petróleo, que permite realizar
simulaciones ajustándose a modelos matemáticos de estado y propiedades de fluidos [19].
HYSYS.Refinery utiliza la misma interfaz, mecanismos de resolución, termodinámica, y otra
tecnología que se encuentra en los otros productos HYSYS. A través de la interfaz de HYSYS
se tiene la capacidad de manipular fácilmente las variables de proceso y la unidad topología de
operación, así como la posibilidad de personalizar completamente la simulación utilizando su
capacidad de extensibilidad OLE. [20]
4.1.1. Modelos termodinámicos. Las ecuaciones de estado son útiles para describir las
propiedades de los fluidos, mezclas o sólidos. Hysys permiten predecir las propiedades de
mezclas que varían de sistemas de hidrocarburos ligeros bien definidos a mezclas complejas de
hidrocarburos y sistemas químicos altamente no ideales. [21]. En la Tabla 1 se muestra los
diferentes modelos termodinámicos que se puede seleccionar en Hysys.
14
Tabla 1. Modelos termodinámicos del simulador Hysys Refinery
Modelos de Actividad Ecuaciones de Estado Misceláneos
ChienNull BWRS Amine Pkg
Extended NRTL GCEOS ASME Steam
General NRTL GlycolPackage Aspen Properties
Margules Kabadi-Danner CleanFuelsPkg
NRTL Lee-Kesler-Plocker DBR Anime Package
UNIQUAC MBWR InfochemMultiflash
Van Laar Peng-Robinson MBWR
Wilson PR-Twu NBS Steam
PRSV Neotec Black Oil
Sour SRK OLI_Electrolyte
Sour PR
SRK
SRK-Twu
Twu-Sim-Tassone
Zudkevitch-Joffee
Fuente: RODRIGUEZ, S.; VEGA, A. Simulación y optimización avanzada en la industria
química y de procesos: HYSYS. Oviedo, 2005. p. 37.
15
5. METODOLOGÍA
5.1. Desarrollo del estudio
Para verificar presencia de corrosión en el sistema del domo en la columna de fraccionamiento
de la planta Parsons Refinería La Libertad, se tomó datos en un rango de dos años (Abril 2013-
Junio 2015), para el análisis previo, así como variables como temperatura, presiones, caudal,
metalurgia de los equipos, análisis de laboratorio, velocidades de corrosión, reportes de fallas en
la planta, y datos que se alimentaron al simulador Hysys.
A continuación se presentan los pasos para la realización del estudio:
Figura 5. Diagrama de flujo de los pasos para el presente estudio
5.2. Refinería La Libertad
5.2.1. Diagrama de bloques del proceso. El diagrama de bloques del proceso de refinación del
crudo en planta Parsons Refinería ―La Libertad‖ se indica a continuación
Investigación de proceso y tratamiento de refinación
Recolección de datos e información
Obtención punto de rocío Análisis de datos
Resultados Conclusiones y
recomendaciones
16
Figura 6. Diagrama de Bloques del Proceso Planta Parsons
5.2.2. Descripción del proceso. La empresa Anglo inicia la explotación de yacimientos
petrolíferos siendo la primera Refinería de crudos en el país. En 1956 habilitó una unidad de
refinación Universal y cracking Térmico, el 14 de mayo de 1968 puso en funcionamiento la
planta de destilación Parsons diseñada con capacidad de 20000 BPD, ampliada posteriormente a
26000 BPD con crudo Oriente de 27 a 27,5 API. El 30 de Noviembre de 1989, se revierte al
estado las unidades de destilación y cambiando a ser ―Petro península‖. Planta ―Cautivo‖ paso a
ser parte en agosto de 1990. Luego de modificaciones realizadas se cambia de denominación
por Refinería ―La Libertad‖ actualmente con una capacidad total de producción diaria de 46 mil
barriles.
Actualmente cuenta con tres plantas de destilación Parsons, Universal, Cautivo de donde se
obtienen: gasolina base, destilado 1 o turbo jet, diesel liviano o absorber oíl, diesel pesado o
spray oíl, residuo, y cautivo de donde se obtienen exclusivamente los solventes: mineral
turpentine, rubber solvent. Cada planta tiene códigos para los equipos, líneas válvulas con 3
dígitos primera letra correspondiente al nombre de planta, segunda letra al nombre del equipo y
la numeración de este. La descripción contenida aquí se basara códigos y parámetros de planta
Parsons para obtención de gasolina base.
2
T=315 °C
T= 60°C
25 GPM
T=95°C
P=180 psi
1
Agua
Crudo Precalentamiento
primer tren de
intercambiadores de calor
Precalentamiento
segundo tren de
intercambiadores de calor T=90°C
Desaladora
Vapor Sobrecalentado
T= 300°C
260lb/h
Vapor
Combustible
1 3
3
T=
15
0°C
Horno
T=324°C
Fraccionador
PE 2 PE1A/B
Despojadores
Enfriamiento de
productos en tren de
intercambiadores de calor
Almacenamiento
de productos
T=110°C
Acumuladores de
reflujo
Acumuladores
de gasolina PE8
110°C
52 (T/d)
2
T=175 °C
P=150 psi
N.C
17
5.2.2.1. Recepción. El crudo por gravedad baja desde los tanques 39, 40, 41, 42, CP1, 55 y
tanques de slop (60) hasta las bombas de carga PP1 A, PP1 B o PP1 C y las bombas booters PP1
E o PP1 F (fuera de servicio).
5.2.2.2. Precalentamiento. El crudo procedente del área de tanques ingresa a las bombas para
incrementar su presión a 300 PSI, en la válvula PRC.2 controla la presión a 156 PSI y con
temperatura ambiente.
Se precalienta en la serie de intercambiadores de calor: PE1 A/B (crudo /Vapor de cima)
aislado, PE3 (crudo/ Destilado 1) hasta 60°C, luego fluye a las bombas booster PP1 E/F,
pasando por el controlador de presión PRC-6 al intercambiador PP7 E/F (crudo /Residuo)
segundo paso hasta 90 °C y 190 psi hasta el desalador PV10.
Para favorecer la remoción desalado de sales se inyecta demulsificante y agua a la corriente de
crudo, el primero se inyecta en la corriente de crudo a la entrada y luego de las bombas de carga
PP1 A/B/C, y el agua a la entrada de la desaladora en la corriente de crudo.
El agua procedente desde los tanques A4/6 es enviada a la bombas PP11A/B a un
precalentamiento en el ―intercambiador de entrada/salida‖ de agua para desalado con una
temperatura de 60°C.
5.2.2.3. Desalado. Se inyecta hidróxido de sodio al desalado del crudo, se lleva al segundo tren
de intercambiadores de calor PE4 A/B (Crudo/reflujo) hasta 120 °C, PE6 (crudo /diesel
pesado) hasta 130°C, PE7 A/B/C/D (crudo/ residuo) primer paso 175°C. De aquí en entra al
horno (PH1) donde se suministra vapor saturado para atomizar el combustible previo a su
combustión y llevar a la carga de crudo hasta la temperatura de 320 °C logrando una
vaporización parcial.
A la salida del horno se controla la temperatura del crudo que tiene relación con la cantidad de
combustible quemado para evitar que llegue a 360°C momento el que se produce el craqueo.
El vapor saturado se sobrecalienta en la zona de convección del horno (PH1) y sirve para
alimentación de la fraccionadora ayudando a alcanzar la viscosidad del residuo y en los
despojadores incrementando los puntos de inflación.
18
5.2.2.4. Fraccionamiento. La torre de fraccionamiento de platos (PV1) tiene un diámetro
interno de 10 pies con 42 platos. La columna esta revestida internamente con acero al carbono
A283 grado G, y aislado externamente con perlita expandible y posterior una capa de lámina de
aluminio.
Ingresan dos corrientes la primera el crudo con temperatura de 320°C por el plato 6 contando
desde el fondo de la torre y el vapor sobrecalentado por debajo de la alimentación a una
temperatura 300°C. En la torre la presión es aproximadamente 14,7 PSI pero se contrala la
temperatura en el domo y en los gradientes laterales caudales. La temperatura del domo se
controla reflujando gasolina fría.
5.2.2.5. Enfriamiento y almacenamiento de gasolina base. A la línea que lleva los vapores de
cima se inyecta neutralizante orgánico e inhibidor de corrosión, estos vapores se enfrían y se
condensan parcialmente en el intercambiadores de flujo dividido PE1 A/B (crudo / gasolina), se
baja más la temperatura en el enfriador aéreo (PE2) hasta llegar al acumulador (PV5) mediante
la bomba (PP7) se refluja a la torre la gasolina, desde el acumulador de gasolina de reflujo que
luego se condensa en los enfriadores aéreos PE8 1/2/3/4/5/6. Todo el vapor de separación (a
más de cualquier cantidad de agua en el crudo) se condensa en este punto de manera que el
agua se descarga constantemente bajo control de nivel entre fases de la bota separadora PV9
hacia el drenaje de agua aceitosas.
La gasolina base se bombea por medio de la bomba PP8 A o B, que es controlada con el nivel
de acumulador PV6 por medio del LRC-3, y la válvula FR-2, la cual registra el flujo para
almacenar y, la otra corriente controlada por FR-1 la cual entrega la cantidad requerida de flujo
para mantener la temperatura de la cima del fraccionador. La presión es controlada por PRC1
además de un lazo de control para evacuar los no condestables a la tea.
Para una mejor visualización ver Anexo B.
5.3. Tratamiento en Planta Parsons
5.3.1. Tratamiento del crudo previo al Fraccionamiento
19
5.3.1.1. Almacenamiento, reposo y drenado. El crudo luego de ser descargado del buque, pasa
por la mono boya hacia la línea submarina, casa bomba 3 (Estación de Bombeo) posterior a los
tanques de recepción de crudo en Crucita con capacidad de 1´154 mil Barril como materia
prima para planta Universal y Parsons, y 196 mil barriles del tanque Loma para planta Cautivo.
Antes del ingreso al sector de casa bomba 3 se inyecta alrededor de 4 ppm con relación a la
carga que llega del buque, el demulsificante (agua/crudo) ayuda a separar las moléculas de agua
del crudo, mezclándose hasta el tanque de recepción de crudo, permaneciendo en reposo para
separación de agua con sales, esta agua es drenada y el crudo es inyectado a planta.
5.3.1.2. Agua de lavado. El agua de lavado es una agua exenta de sales proveniente del proceso
de osmosis inversa como se puede ver en la figura, esta agua es inyectada en las línea de crudo
para facilitar la emulsión de las gotas de agua con el crudo incrementándose la sedimentación de
impurezas.
El agua de lavado depende de las condiciones de operación o de la cantidad que Refinería
entregue, refiriéndose a la cantidad de sal en el crudo.
Figura 7. Proceso de Ósmosis Inversa
5.3.1.3. Desalado (Operación). El desalador electrostático permite remover el agua, disminuir el
contenido de sales (cloruros de sodio, calcio, magnesio, etc.) y coalescencia de las partículas de
agua que estas suspendidas, cumpliendo con las especificaciones del crudo en su contenido de
sal, que requiere la Refinería para el proceso de obtención de productos.
20
La desaladora electrostática está diseñada para operar con una carga de 26000 BPD y en
condiciones de presión y temperatura como se puede ver en la Tabla 1, alcanzando a tener un
0,15% BSW en rangos de operación 116°C y 196 psi y 123°C y 174 psi.
Tabla 2. Características de diseño de la desaladora electrostática RLL
Variables de Proceso Unidades Cantidad
Entrada
Flujo de aceite BPD 26000
gravedad especifica del aceite API 26,5- 27,5
Viscosidad del aceite cP T1 °F 13 cst. 122°F
cP T2 °F 1,66 cst. 290 °F
Flujo de entrada de agua BSW 0,1-1
pH agua de dilución
6—8
Temperatura de operación °F 255
Presión de operación psig. 150
Salida
BSW %vol. 0,15
Sal en aceite PTB 1
Fuente: EPPETROECUADOR – Refinería La Libertad. Manual de Operación y Mantenimiento
Desaladora PV10. Santa Elena, 2011. p. 28.
Tabla 3. Características de Operación Real Desaladora Electrostática RLL. (14-10-2015)
Variables de proceso Unidad Cantidad
Flujo de crudo BPD 26000
Flujo de entrada de
agua
GPM 12.01
Temperatura de
Operación
°C 97,43
Presión de Operación psig. 141,43
En el Anexo C, el crudo procedente del área de tanques antes de ingresar a las bombas es
inyectado con demulsificante alrededor de 4 pm con relación a la carga de crudo de Planta
Parsons, este crudo ingresa a las bombas para incrementar su presión a 300 psi, en la válvula
PRC.2 controla la presión a 156 psi y con temperatura ambiente.
21
Se precalienta en la serie de intercambiadores de calor (tren de precalentamiento): PE1 A/B
(crudo / Vapor de cima ), PE3 (crudo/ Destilado 1) hasta 60°C , luego fluye a las bombas
booster PP1 E/F, pasando por el controlador de presión PRC-6 al intercambiador PP7 E/F
(crudo /Residuo) segundo paso hasta 90 °C y 190 psi ,el agua de lavado se inyecta a la línea de
crudo que pasa por la válvula mezcladora la cual viene a ser un dispositivo que emulsiona
(emulsión no permanente) hasta el desalador PV10.
En el desalador electrostático la emulsión agua/crudo entra al recipiente a través de un
distribuidor ubicado por encima del fondo del recipiente, después de salir del distribuidor, la
emulsión fluye hacia arriba a través de un campo eléctrico generado por las placas-electrodo
de alta tensión situadas justo por encima de la línea central del recipiente. El campo eléctrico
sirve para aumentar la tasa de coalescencia de las partículas pequeñas de agua que se
encuentran en el crudo. El crudo deshidratado sale por la parte superior, donde es recolectado
y descargado a través de la válvula de salida de crudo.
El nivel de agua es controlada por sistema automático de descarga de agua, que regula los
niveles de agua hasta tener una agua pura.
5.3.1.4. Inyección de Hidróxido de Sodio. Al no eliminarse el 100% de sales del desalado se
inyecta hidróxido de sodio para transformar los cloruros de calcio y magnesio en cloruros de
sodio, y se llevan a cabo las siguientes reacciones (todo acido fuerte desplaza a un ácido débil
de sus sales):
( ) 10
( ) 11
El sistema de inyección de sosa de la Refinería La libertad planta Parsons consta de un tanque
de sosa diluida de 3-5°Be y 7 PTB (libras de sosa cáustica/ 1000 barriles de crudo), en 7000
galones de capacidad, con una bomba centrifuga 300 psi de descarga y una boquilla para
inyectar.
5.3.2. Tratamiento luego del Fraccionador. No todas sales presentes en el crudo reaccionan
con la inyección de hidróxido de sodio, los cloruros de calcio, y cloruros de magnesio, se van a
hidrolizar, como se observa en la figura, además como el cloruro de sodio es menos hidrolizable
porque necesita de una temperatura mayor a 1000 °F, por tanto formara parte del residuo que se
obtiene por la parte inferior de la torre PV1.
22
Al momento de ingresar el crudo a PV1 con estas sales en presencia del agua tienden a formar
el cloruro de hidrogeno como se muestra a continuación:
( ) 12
( ) 13
Se realiza un análisis de cloruros que arroja la Torre PV1 entre un rango de 300 - 350 ppm, que
deben ser controlados con la inyección de neutralizante. El ácido sulfhídrico presente en el
crudo, a temperaturas tratadas en el crudo no le afecta, ingresa a la torre y no se realiza ningún
tratamiento hasta la salida, donde sale como parte de los vapores de cima dividiéndose en N.C y
gasolina base la cual ingresa al filtro que contiene óxido de Hierro formándose:
14
Posterior la gasolina base sale de la planta con una presión de vapor reíd 10,5, la cual ingresa a
la estabilizadora de gasolina para cumplir con las normas INEN 0928 para obtener una gasolina
de 8,5. Los gases no condensables contienen cierta cantidad de ácido sulfhídrico, que ingresa a
un filtro de óxido de hierro, gases que van hacia la Tea y parte a el compresor rojo (comprime
los gases y alimenta a la plata en la estabilizadora de gasolina).
V.C. Vapores de cima
N.C .No condensables
G.LP. Gas licuado de petróleo
Figura 8. Proceso de tratamiento para disminución de H2S en la Refinería La Libertad
N.C
V.C PV6
Filtro 𝐹𝑒 𝑂
Filtro 𝐹𝑒 𝑂 Compresor
Estabilizado
ra
TEA G.L.
Gasolina Estabilizada 62 -64 octanos Mezcla Parafínica
23
5.3.2.1. Inyección de inhibidor y neutralizante. El neutralizante utilizado es un neutralizante
orgánico en base a aminas neutralizantes que se va a inyectar en base a la cantidad de cloruros
(HCl) que no han reaccionaron con la sosa caustica inyectada después de la desaladora, el
neutralizante adicionado permite subir el pH 1.5 a 2 que contiene el HCl a un rango promedio
para que no exista corrosión 6,5-7 tomados en el agua del receptor PV6.
Para ayudar a evitar la presencia de corrosión se inyecta un inhibidor fílmico en base a aminas
fílmicas que forman una película entre la superficie del material y el fluido la cantidad inyecta 8
ppm en relación al flujo de gases de salida de la torre PV1.
5.4. Datos e información del proceso motivo de análisis
La información recogida para el proceso de investigación se indica a continuación:
Figura 9. Diagrama de flujo de recolección de información
5.4.1. Metalurgia del domo de la columna de fraccionamiento y del sistema de vapores de
cima de planta Parsons. Para la construcción y selección de la metalurgia de equipos y sistemas
de tuberías de la unidad de destilación planta Parsons, se basó en las características del crudo
tipo enviado por compañía Ecuadorian Oilfields Limited, a la compañía Burman (1950) para el
diseño de planta de una planta de 20000 barriles.
Sin embargo luego de años con la extracción de crudos los pozos van perdiendo petróleo y
cambian las características físicas del crudo, como: disminución API, incremento de azufre
como gas y molecular, incremento de concentraciones de metales pesados, elevando la
corrosividad del crudo consecuentemente sus fracciones.
Entrevistas con operadores de planta
Metalurgia de equipos y tuberias de la unidad de
destilacion Assay del crudo
Históricos de paros ocasionados en sistema
de vapores de cima
Registro de variables mediante el sistema
DCS
Mediciones de espesores y velocidad de
corrosión
Revisión de reportes de los análisis de
laboratorio Registro fotográfico
24
La calidad del crudo tiene un gran impacto en la metalurgia, relacionado a los problemas y
fallas asociadas a la corrosión, los valores de sales de cloro, azufre, conjuntamente con el
monitoreo y las medidas preventivas han disminuido los riesgos de corrosión. Aun con estas
medidas la degradación del domo de la torre por corrosión que fue evidenciándose cambios de
platos en el 2010, de acuerdo al reporte fotográfico.
Por tales motivos Refinería La Libertad realizó un contrato N° 2013292 RGER-RREF-RLL-
2013, entre 21 de Julio y 31 de Julio de acuerdo con el paro programado, se realizaron trabajos
de corte del segmento superior, desmontaje, montaje e instalación del nuevo segmento y
casquete de PV. Del 1 -5 de Agosto del 2014, realizaron trabajos del nuevo aislante térmico y
chaqueta de aluminio del segmento reemplazado.
Los planos P&ID de la torre, permitieron obtener información necesaria para la elaboración de
un resumen de los materiales de diseño y las modificaciones realizados en el domo de la torre,
que se muestra a continuación:
Tabla 4. Especificaciones del diseño del domo de la Torre
Torre PV1
Diámetro: 3,05 m Altura total: 37,59 m
Platos: 1-42 Norma: SA 240 Tipo 410 Estilo de plato: 1-4 Flexitray Tipo T
5- 42 Flexitray Tipo A
Domo de la torre actual
Sección Norma Especificaciones
de sección
Especificaciones
de material
Aislamiento
Térmico
Cuerpo
cilíndrico
ASTM 285 Gr. C
Diámetro interior
10 pies
Lamina Cladding
SA 240 Tipo 410
Longitud 16 pies
mínimo
Lana de roca y
chaqueta de
aluminio
Cabeza
semielíptica
Diámetro interior
10 pies
Longitud 2,7 pies
25
Con el contrato 2013-292, por parte de la empresa CÍA.BEITE B&T CÍA. LTDA. ATP–RLL
efectuado en el año 2014 y conjuntamente con los planos P&ID de la torre, permitieron realizar
un resumen actual de los materiales que se indican a continuación:
Tabla 5. Especificaciones del domo actual
Torre PV1
Diámetro: 3,05 m Altura total: 37,59 m
Platos : 1- 36 Norma: SA 240 Tipo 41 Estilo de plato: 1-4 Flexitray Tipo T
Plato :36 -42 Norma : ASTM 240 Tipo 317 5- 35 Flexitray Tipo A
36-42 MVG
Domo de la torre actual
Sección Norma Especificaciones
de sección
Especificaciones
de material
ASME BPVC
SEC VIII DIV1
última edición
Superficie
Exterior
Aislamiento
Térmico
Cuerpo
cilíndrico
SA 516
Grd.70
mas Clad
410s
Diámetro
interior 10 pies
Lamina
Cladding
espesor mínimo
12,7 mm SA
285 Gr.70;
3,2mm SS 410
Perlita
expandible:
2 pulg.
Mínimo
Longitud 16 pies
mínimo
Pintura de
Alta
temperatura
< 200 °C :
SILICONE
ALUMINIU
M
Cobertura:
Lamina de
aluminio,
aleación 1100,
espesor
minino 0,7
mm, uniones y
elementos de
sujeción en
acero
inoxidable,
sellado de
juntas de
perlita con
cemento
sellador para
altas
temperatura.
Espesor
total seco:
50 micras
Color
aluminio:
superficies
exteriores.
Cabeza
semielíptica
SA 516
Grd.70
mas Clad
410s
Diámetro
interior 10 pies
Longitud 2,7
pies
26
5.4.1.1. Reconocimiento del sistema vapores de cima
Bajante. La bajante es un tubo de acero al carbono, norma ASTM A53 Grado B de 20
pulgadas de diámetro exterior, cedula 20, aislada con perlita expandible, con longitudes
indicadas en el Anexo E. Se conecta al domo de la torre e integra un múltiple que le sirve de
base a 3 válvulas de seguridad, luego de estas existen dos probetas dosificadores marca
Cosasco para inyectar neutralizante e inhibidor a la corriente, finalmente conectándose a los
intercambiadores PE1 A/B. El aislante usado para el recubriendo de la bajante así como de
los equipos y tuberías es perlita expandible, colocada, en forma de bloques como puede
observar en el Anexo F.
Intercambiadores de calor. Los PE1 A/B son intercambiadores de calor del tipo coraza-
tubo de flujo dividido, por donde el vapor de cima circula por el haz de tubos mientras que el
crudo por la coraza.
Con datos de los data book de: GEA -19-13.023-01-800, Heat Exchanger TAG: 10-1301, y los
planos P&ID de los intercambiadores de calor, se elaboró el siguiente cuadro que especifica los
materiales del intercambiador:
Tabla 6. Material del intercambiador de calor PE1A/B
Servicio Crudo Vapor de cima
Metalurgia haz
de tubos
Acero Inoxidable
SB-677 N08904
Metalurgia
coraza
Acero al carbono
SA-516 K02700
Grd. 70
Los enfriadores aéreos PE2 – PE8 tienen una metalurgia de acuerdo a la norma ASTM A 179, la
presencia de corrosión se ve afectada en el haz de tubos, por las impurezas como: cloruros,
azufre, hierro que lleva la gasolina hacia los acumuladores.
Líneas y Receptores. El sistema de tuberías desde los intercambiadores hasta los receptores
son acero al carbono ASTM A53 Grado B con cedula 40, distribuidas por su tamaño de
acuerdo al siguiente cuadro elaborado con reportes de ATP, de las líneas de conexión de la
planta Parsons:
27
Tabla 7. Sistema de tuberías
TUBERIAS DIÁMETRO
PE1 A/B – PE2 18‖.
PE2-PV5 16‖.
PV5-PE8 14‖.
PE8-PV6 8‖.
Los acumuladores para la recepción de reflujo de gasolina y gasolina son SA-516 Grd. 70
especificaciones estándares para fabricación de placas/chapas para recipientes a presión para
uso en temperaturas moderadas y bajas.
5.4.2. Recopilación de datos del Assay del crudo y sus derivados de Refinería La Libertad. El
Assay de un crudo es una serie de análisis de laboratorio, para determinar características
químicas del crudo, que influyen en problemas de producción, calidad y contaminación
ambiental. Refinería La Libertad cuenta con un Assay del crudo oriente analizado por el
Instituto Colombiano del Petróleo en el año 2006, siendo el Assay más actualizado con el que
cuentan.
Se tomaron en cuenta los datos disponibles en el Assay para identificar los contaminantes
causantes de la corrosión, y realizar la simulación para la obtención del punto de Rocío en los
vapores de cima. En los Anexos G-N se encuentran a detalle las características y composiciones
de cada fracción del Assay de crudo disponible.
5.4.3. Revisión de información histórica, respeto a paros ocasionados por defectos de la
corrosión en el sistema de los vapores de cima. Para verificar presencia de corrosión existente
en planta Parsons de reportes de fallas en un rango de dos años (Abril 2013- Junio 2015), se
recopilaron datos de donde se resume las siguientes, además del 1 -5 de Agosto del 2014 se
registró un reemplazo de casquete semielíptico y de zona superior cilíndrica de la Torre de
Fraccionamiento PV1 con un total de $ 499,522.42 de acuerdo al contrato N°2013292 RGER-
RREF-RLL-2013.
Todos los datos continuación presentados fueron obtenidos de bitácoras de reportes y contratos
de la planta Parsons:
28
Tabla 8. Causas de paros en planta [Abril 2013-Junio 2015]
Fecha 2013 2014 2015 Total
Causas Horas
Falla Energía Eléctrica 3,83 3,3 269 276,13
Horno 55 55
Paros Programados y Falla de crudo 513,1 68,5 581,6
Ensuciamiento de torre PV1 89 70 159
Daños sistema vapores de cima 300,1 131,5 30 461,6
Otros 4 20 24
Tabla 9. Paros por causa de vapores de cima
Fecha Causa Hora,
h
Barril. No.
Ref. $(contratos)
$(Barril
No. Ref. ) $ Total
13/05/2024
Escape del
producto de
intercambiador
94 101833,33 611000 611000
13/12/2025 Cambio de
enfriador PE2 28 30333,33 19520,19 182000 201520,19
14/05/2015
Fuga de
productos del
intercambiador
PE1B
15,5 16791,67 11125,23 100750 111875,23
14/12/2003
Rotura de tubos
de
intercambiador
PE1A/B
116 125666,67 20976,65 754000 774976,65
15/06/2012
Fuga de
gasolina a la
salida del
intercambiador
30 32500 15683,2 195000 210683,2
SUMA 283,5 307125 67305,27 1842750 1910055,27
29
5.4.4. Datos de operación de los equipos del sistema integrado de vapores de cima de la planta
Parsons Refinería La Libertad. Los datos de diseño y operación se tomaron del manual de
operación de planta, así como de los ―datasheet‖. Mediante el ―DCS‖ Distributed Control
Systems” programa implantado en refinería La Libertad, que indica los datos de operación en
tiempo real de equipos como bombas, tanques, intercambiadores, torres, además de conservar el
histórico de los mismos. Este programa asocia la señal de los instrumentos y equipos que tienen
un lazo de control.
Este programa permitió realizar un seguimiento de las variables operacionales como:
temperatura, presión, flujos. Datos recopilados desde el año 2013 hasta el 2015, indicados en
una tabla de resumen que se muestra a continuación:
30
Tabla 10. Condiciones de operación
Entrada a la torre
crudo
Vapor
sobrecalentado
a la torre
Torre
Cima
PE2 Gasolina de reflujo
PV5 PV6 de la
torre
Año Semanas BPD lb/h P, psi T, °C Entrada Salida
GPM T, °C P, psi GPM T, °C T, °C
2013.04
6 26000 200 9,8 149 118,5 75,9 130 98,8 5 183
13 26000 210 10,6 149 117,4 78,3 160 98 5,4 156
20 26000 190 9,2 150 117,3 74,3 143 100 6 156
27 25009 265 9,2 149 114,8 75 80 104 6,21 141
2013.05
4 24000 250 8,9 149 111,9 72,2 125 99 6 150
11 25000 356 9,4 150 115,6 75,2 130 99,8 5,6 155
18 25000 200 12 150 115,1 74,7 90 99,4 5,8 143
25 ------ 195 ----- ---- 112,1 74,5 ---- 99 5,9 143
2013.06
1 25000 260 9,2 149 115,5 75 180 99,4 6 145
8 24900 200 9,4 149 114,3 76,3 123 99 6 150
15 25000 290 9 148,5 115,6 77,4 126 99 6 151
22 25000 275 9 148,8 115,9 76,12 114 99,8 6 140
29 25000 265 9,2 149 116,2 76,3 113 99 6 138
2013.07
6 25000 256 9,4 148,6 116 77,7 112 97,9 5,5 130
13 24005 240 9 149 115,5 77,5 140 98 5,2 126
20 24008 220 9 148,3 114,5 77,2 100 99,3 5,4 115
31
(Continuación Tabla 10)
2013.09
7 25000 228 9,6 149,6 118,3 79 132 99,2 6 126
14 25000 214 9,6 150 118,3 78,5 113 98,7 5,9 127
21 24008 206 9,8 150 120 77,9 132 99,3 6 117
28 25000 245 10,5 150 120 79,9 122 97,9 6 163
2013.10
5 23006 230 9,4 149 120,1 75,3 96 97,5 4,7 131
12 25000 268 10,5 149,5 121,4 80,3 140 97 5,4 130
19 25000 280 10,6 150 121,6 80,2 145 94 5,8 138
26 25000 274 10,8 150 122,3 79,7 118 99,3 4,9 142
2013.11
2 25000 270 10,8 150 12,7 80,5 110 99,4 5,5 120
9 25000 270 11 150 121,1 79,1 130 99,6 4,6 116
16 25000 260 11,4 150 119 79,3 125 99,8 5,4 126
23 25000 250 11,5 150 121,1 80,3 146 100,5 5,3 115
30 25000 260 12,1 150,2 118,6 81,2 127 10,6 5 118
2013.12
7 24000 246 11,3 149,9 118,1 81,2 129 101,8 5,7 114
14 24000 196 11,6 150 118 81 120 100 5,6 116
21 24100 186 10,4 150,4 116,4 82,3 112 100,3 5,8 120
28 13000 170 9,5 149 117,4 82 70 100,2 5,9 140
2014.01
4 25000 174 9,4 148,8 118,6 75,5 78 92,4 4 134
11 25000 175 9,6 148,8 119,5 75 75 93,9 5,9 131
18 25000 178 9,5 148 119,4 75 85 94,6 6 122
25 25000 176 9,4 148 105,8 76,2 85 94,8 5,9 122
32
(Continuación Tabla 10)
2014.02
1 28800 150 9 148 119,4 72,9 90 93,8 6,4 120
8 22900 152 9,1 148 119,4 74 92 96,6 5,8 110
15 24200 222 9,4 148,2 105,8 76,7 146 94,4 5,9 113
22 25000 235 9,8 148,6 108,5 77,6 138 94,1 5,9 126
2014.03
8 25000 253 7,6 148,9 108 78 133 96 5,9 126
15 20000 200 6,4 146,8 108,2 70 30 90 5,9 91
22 20000 200 8,8 144,8 108 72,4 30 99 4 126
2013.09
7 25000 228 9,6 149,6 118,3 79 132 99,2 6 126
14 25000 214 9,6 150 118,3 78,5 113 98,7 5,9 127
21 24008 206 9,8 150 120 77,9 132 99,3 6 117
28 25000 245 10,5 150 120 79,9 122 97,9 6 163
2013.10
5 23006 230 9,4 149 120,1 75,3 96 97,5 4,7 131
12 25000 268 10,5 149,5 121,4 80,3 140 97 5,4 130
19 25000 280 10,6 150 121,6 80,2 145 94 5,8 138
26 25000 274 10,8 150 122,3 79,7 118 99,3 4,9 142
2013.11
2 25000 270 10,8 150 12,7 80,5 110 99,4 5,5 120
9 25000 270 11 150 121,1 79,1 130 99,6 4,6 116
16 25000 260 11,4 150 119 79,3 125 99,8 5,4 126
23 25000 250 11,5 150 121,1 80,3 146 100,5 5,3 115
30 25000 260 12,1 150,2 118,6 81,2 127 10,6 5 118
2013.12
7 24000 246 11,3 149,9 118,1 81,2 129 101,8 5,7 114
14 24000 196 11,6 150 118 81 120 100 5,6 116
21 24100 186 10,4 150,4 116,4 82,3 112 100,3 5,8 120
28 13000 170 9,5 149 117,4 82 70 100,2 5,9 140
33
(Continuación Tabla 10)
2014.01
4 25000 174 9,4 148,8 118,6 75,5 78 92,4 4 134
11 25000 175 9,6 148,8 119,5 75 75 93,9 5,9 131
18 25000 178 9,5 148 119,4 75 85 94,6 6 122
25 25000 176 9,4 148 105,8 76,2 85 94,8 5,9 122
2014.02
1 28800 150 9 148 119,4 72,9 90 93,8 6,4 120
8 22900 152 9,1 148 119,4 74 92 96,6 5,8 110
15 24200 222 9,4 148,2 105,8 76,7 146 94,4 5,9 113
22 25000 235 9,8 148,6 108,5 77,6 138 94,1 5,9 126
2014.03
8 25000 253 7,6 148,9 108 78 133 96 5,9 126
15 20000 200 6,4 146,8 108,2 70 30 90 5,9 91
22 20000 200 8,8 144,8 108 72,4 30 99 4 126
2014.04
5 25000 235 12,6 148,2 109,1 59,5 150 101 6 122
12 25000 296 8 148,2 109,7 59 150 98 6 132
19 25000 148 6,8 149 108,7 61,88 156 98,6 5,9 130
26 25000 133 8,5 147,6 107,6 65,5 140 97,3 5,9 130
2014.05
3 25000 180 9 147,9 108,3 60,5 145 98,6 9,3 126
10 25000 290 12,8 147,2 109,5 54,4 78 101 6,2 128
17 20000 250 8,8 148,6 110 56,6 112 101 6,5 130
24 25000 238 11,2 147,7 121 72,9 78 101,5 6,5 111
31 21000 231 11,2 147,7 121,7 74,2 72 101,8 6,1 110
34
(Continuación Tabla 10)
2014.06
7 18000 180 11,5 148,1 118,3 73,6 60 101,2 6 104
14 23000 250 11,5 148,6 119,2 74,6 68 102,4 6,8 103
21 23500 250 11,8 149,1 119 73,9 73 102,4 6,1 104
28 23500 280 12,1 149,2 119,2 73,6 86 101,8 5,9 115
2014.07
5 23500 250 12,1 149 121,2 73,8 106 102,2 5,9 108
12 23500 250 12,7 148,8 122,1 76,1 116 102,2 6 117
19 23500 250 12,1 149,1 122 76,2 102,2 5,9 110
26 --- ---- ---- ---- ---- --- ---- ------ ….. …..
2014.08
2 --- --- ---- ---- ----- ---- ---- ---- ….. …..
9 26000 265 11,8 149 114,2 55,6 40 102,7 8 136
16 26000 200 12 149,6 11,1 52,9 20 102,3 7,8 133
23 26000 346 12 149,1 113 55,4 18 101 7,4 135
30 26000 295 11,8 149,1 111 56,5 120 100,8 7 140
2014.09
6 26000 460 12 149,8 110,7 55,9 136 99,9 8 137
13 26000 500 12 150 113,4 54,3 156 102 8,2 141
20 26000 480 11,8 149,9 113,8 52,3 136 100,2 7,9 139
27 26000 352 12 149,9 11,8 52 130 99,8 7,4 140
2014.10
4 26000 420 12 150,1 112,6 54,3 126 100,4 7,6 144
11 26000 430 12 150 111,7 56 145 100,4 7,9 137
18 25000 490 12 150,1 112,8 54,6 115 100,2 77,3 125
25 25600 490 11,9 149,8 112,8 55 120 100,1 7,7 123
35
(Continuación Tabla 10)
2014.11
1 26000 520 11,9 150,2 112,8 54,8 130 100,2 7,9 122
8 26000 500 11,9 150,2 111,9 53,5 135 102 7,8 123
15 25800 490 12,1 149,9 113,8 57,5 160 101,3 7,9 120
22 25800 440 12,3 150,4 114,1 60,9 140 100,5 8 114
29 26000 490 12,4 150,5 112,7 56 170 101,6 7,8 98
2014.12
6 18000 480 12,3 150,8 110,9 59,9 90 100,9 8,3 112
13 18000 502 11,8 149,8 111,7 60 120 100,4 8 123
20 25900 498 11,2 149,8 112,7 63,5 150 99,5 7,1 140
27 26000 390 10,8 150 111,8 58,1 132 100,4 6,9 139
2015.01
3 25800 290 11,1 150,1 112,9 60,5 146 100,4 7 132
10 25500 290 11,1 150,1 112,9 58,8 140 100,5 6,9 120
17 25800 360 10,7 149,9 113 60,8 150 100,3 6,9 123
24 24500 385 10,3 149,8 112 53,5 146 101,4 6,5 104
31 24500 340 10,5 149,9 112,2 54,9 156 100,5 7 104
2015.02
7 19000 320 10,5 150,5 112,8 54,4 146 100,1 7 100
14 17000 350 10,8 150,6 111,8 62,7 180 100,1 7,2 101
21 26000 234 11,2 150,6 112,1 65,3 208 100,2 7,3 122
28 25000 190 10,8 151,1 114,4 63,7 190 91,2 7,2 124
2015.03
7 25400 350 11,4 150,6 115,4 65,8 118 101,3 6,9 117
14 16000 320 11,6 150,4 116,1 63,1 120 102 7 110
21 12000 395 11,6 151 115,3 61,8 150 93,3 7,6 120
28 26000 330 11,4 151,8 117,4 57,1 110 100,6 6,9 128
36
(Continuación Tabla 11)
2015.04
4 25900 400 11,4 152,2 117 52,8 120 99,8 6,8 125
11 23000 420 10,5 152,4 118 52,2 105 100 5,8 130
18 24600 436 10,6 150,5 118,7 54,2 110 100,8 6 124
25 24600 482 10,8 150,8 118,7 51 140 100,8 6,1 126
2015.05
2 26000 478 11,1 151,2 119 54,8 165 100,8 6,1 134
9 25400 470 10,8 150,8 117,7 54,1 156 105,7 6,1 130
16 24600 462 10,8 151 118,9 49,1 138 100,6 5,8 125
23 23800 475 10,7 151 118 51 140 100,5 5,8 112
30 24000 375 10,7 150,9 119,6 49,8 130 101,6 5,9 115
2015.06
6 24000 210 10,8 150,9 119,2 48 108 100,5 5,9 111
13 20000 320 10 149,8 118,5 48 60 100,7 6 102
20 23000 182 9,8 149,8 117,5 48 88 99,3 6,1 106
27 24300 245 10,4 149,8 118,9 48 96 100,5 6,1 128
37
5.4.5. Espesores en la bajante de la planta Parsons Refinería La Libertad. La bajante no solo
consta de un tubo como se puede ver en los Anexos D, E, para conocer el estado de la bajante se
realiza mediciones de espesores para conocer el estado de la tubería como se indica a
continuación:
Tabla 11. Mediciones de espesores de la bajante
Punto LR
LOC
Espesor
diseño
Espesor
actual
Velocidad Vida
útil
Espesor
actual
Velocidad Vida
útil de de
corrosión corrosión
mm mm mm m. p. y años mm m. p. y años
10
5,6 T 11,1 10,6 0,00001 11 16,2 0,00001 11
5,6 B 11,1 10,3 0,00001 11 16,2 0,00001 11
5,6 N 11,1 10,1 0,00001 11 15,4 0,00001 11
5,6 S 11,1 10,5 0,00001 11 16 0,00001 11
11 4,7 C 10,3 8,1 0,1136 11 8,1 0,00001 11
12 5,6 C 10,3 7,8 0,16452 11 6,5 1,36351 11
12ª
5,6 N 10,3 9,9 0,00001 11 8,5 0,07051 11
5,6 S 10,3 9,8 0,00001 11 8,3 0,07834 11
5,6 E 10,3 9,7 0,00001 11 8,4 0,07443 11
5,6 O 10,3 9,8 0,00001 11 8,4 0,07443 11
13
5,6 T 11,1 10,6 0,09401 11 15,4 0,00001 11
5,6 B 11,1 10,2 0,00001 11 15,7 0,00001 11
5,6 E 11,1 10,4 0,00001 11 15,1 0,00001 11
5,6 O 11,1 10,2 0,00001 11 15,5 0,00001 11
14 5,6 C 10,3 7,7 0,24678 9 7,3 0,11751 11
15 5,6 C 10,3 8 0,2742 9 7,2 0,12143 11
16
4,7 S 10,3 9,7 0,00001 11 9,4 0,03525 11
4,7 E 10,3 9,6 0,00001 11 9,1 0,04701 11
4,7 O 10,3 9,5 0,00001 11 9,4 0,03525 11
19 5,6 C 8,1 7,5 0,45047 4 7,1 0,03917 11
20 5,6 C 8,1 7,2 0,5014 3 12 0,00001 11
38
5.4.5.1. Lecturas de las velocidades de corrosión del condensador de la planta Parsons
Refinería La Libertad. Para cuantificar el estado de la tubería, se realiza un monitoreo continuo
y programado, cada 15 días para conocer el estado de las probetas, mediante el equipo CK- 4 y
en paros técnicos programados de las plantas se mide los espesores de las tuberías, mediante
equipos de medición por ultrasonido, especialmente en zonas críticas como codos, reducción,
zona de dirección y cambios de diámetro de tubería. Mediante la instalación de probetas de
resistencia eléctrica modelo 3000 W80 18‖, las cuales deben ser del mismo material que el de
las tuberías para tener una lectura de corrosión real, se ubican en la sección superior e inferior
de los intercambiadores de calor PE1 A/B. La lectura de la velocidad de corrosión indica la
pérdida del metal expuesto al medio que provoca la corrosión, además la temperatura permite
realizar una correlación entre estos para identificar la degradación de los materiales, en función
del tiempo. Los siguientes datos son ensayos reportados por ATP hasta el año 2015:
Tabla 12. Velocidad de corrosión en condensadores
Tiempo
2013 2014 2015
PE1 A
m. p. y
PE1 B
m. p. y
PE1 A
m. p. y
PE1 B
m. p. y
PE1 A
m. p. y
PE1 B
m. p. y
E S E S E S E S E S E S
Enero
5,0 0,0 5,0 0,0 3 3 3 3
Febrero
2,0 2,0 2,0 2,0 0,0 3 3 3
Marzo
3,0 2,0 2,0 0,0 0,0 0 2 3
Abril 1 0 1 0
0,0 0 3 3
Mayo 0,7 0,6 0 0 3,0 2,0 0,0 0,0 0,0 3 2 3
Junio
0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 3 3 3
Julio 1 0,8 1 0,7
Agosto 1,4 2,57 3,33 2,4 2,0 2,0 3,0 3,0
Septiembre 1 0 3 3 3,0 0,0 0,0 2,0
Octubre 3 2 3 0 3,0 3,0 2,0 3,0
Noviembre 3,0 4,0 2,0 4,0 3,0 2,0 2,0 2,0
Diciembre
2,0 3,0 3,0 0.0
El espesor en los intercambiadores decreció conforme pasaban los años, reduciendo la vida útil
del equipo, como se indica en la siguiente tabla:
39
Tabla 13. Mediciones de espesores intercambiador gasolina/crudo
Fecha: 2005 2012 2014 2015
Punto LR LOC
Espesor
diseño
Espesor
actual
Velocidad
de
corrosión
Vida
útil
Espesor
actual
Velocidad
de
corrosión
Vida
útil
Espesor
Actual
Velocidad
de
corrosión
Vida
útil
mm mm mm m. p. y años mm m. p. y años mm m. p. y años
1 5,8 C 12,7 18,2 0,00001 11 17 0,5601 11 17,1 0,00001 11
2
5,8 T 16,5 17,4 0,00001 11 17 0,1867 11 19,3 0,00001 11
5,8 B 16,5 17 0,00001 11 16,1 0,42008 11 19,9 0,00001 11
5,8 E 16,5 16,9 0,00001 11 15,6 0,60678 11 19,8 0,00001 11
5,8 O 16,5 16,9 0,00001 11 15,9 0,46675 11 19,8 0,00001 11
3
5,8 T 12,7 16,1 0,00001 11 15,8 0,14003 11 12,6 1,49361 5
5,8 B 12,7 16 0,00001 11 15 0,46675 11 12,6 1,1202 6
5,8 C 12,7 16 0,00001 11 15,4 0,28005 11 12,5 1,35358 5
5,8 O 12,7 16,5 0,00001 11 15,3 0,5601 11 12,6 1,26023 5
4
5,8 T 12,7 12,4 0,04399 11 12 0,1867 11 12,5 0,02232 11
5,8 B 12,7 12,8 0,00001 11 8,4 2,05371 1 12,5 0,02232 11
5,8 E 12,7 12,3 0,05866 11 11,3 0,46675 11 13 0,00001 11
5,8 O 12,7 12,4 0,04399 11 11,4 0,46675 11 12,6 0,01116 11
40
(Continuación Tabla 13)
7
5,8 T 12,7 17,2 0,00001 11 16,1 0,51343 11 12,5 1,68031 4
5,8 B 12,7 17,2 0,00001 11 8 4,29412 1 12,9 0,00001 11
5,8 E 12,7 18 0,00001 11 17 0,46675 11 13,1 1,82033 4
5,8 O 12,7 18 0,00001 11 17,1 0,42008 11 12,5 2,14706 3
8
6,4 T 16,5 15,6 0,13198 11 14,2 0,65345 11 16,5 0,00001 11
6,4 E 16,5 15,7 0,11732 11 14,6 0,51343 11 16 0,05579 11
6,4 O 16,5 15,5 0,14665 11 14,2 0,60678 11 16,7 0,00001 11
9 6,4 C 16,5 18,8 0,02246 11 17,3 0,70013 11 18,4 0,00001 11
11
5,8 N 12,7 22,3 0,00001 11 21,1 0,5601 11 13,3 3,64066 2
5,8 S 12,7 22,4 0,00001 11 21,4 0,46675 11 12,5 4,15409 2
5,8 E 12,7 22,4 0,00001 11 21,3 0,51343 11 13,3 3,73402 2
5,8 O 12,7 22,3 0,00001 11 21,5 0,3734 11 13,4 3,78069 2
12
5,8 N 12,7 10,6 0,30796 11 9,5 0,51343 7 11,5 0,1339 11
5,8 S 12,7 10,6 0,30796 11 9,6 0,46675 8 11 0,1897 11
5,8 E 12,7 10,7 0,29329 11 9,4 0,60678 6 11,3 0,15622 11
5,8 O 12,7 10,6 0,30796 11 9,2 0,65345 5 11,6 0,12275 11
13
5,8 N 12,7 22,3 0,00001 11 21,2 0,51343 11 12,6 4,01407 2
5,8 S 12,7 22,4 0,00001 11 21,3 0,51343 11 13,3 3,73402 2
5,8 E 12,7 22,2 0,00001 11 21,4 0,3734 11 15,7 2,66049 4
5,8 O 12,7 22,5 0,00001 11 21,3 0,5601 11 13 3,87404 2
41
5.4.6. Reportes de los análisis de laboratorio de la planta Parsons Refinería La Libertad. Los
datos correspondientes al muestreo de agua del acumulador PV6, se indican como un promedio
desde Abril 2013 hasta Junio 2015, así como datos del contenido de sales agua en el desalador
electrostático PV10, y además se evidente la disminución de cantidad agua después del
desalado, ensayos realizados en el laboratorio RLL en el año 2015se indican a continuación:
Tabla 14. Datos Acumulador PV6
Fecha
pH
2013 6,2 0,6 290,7
2014 6,55 0,79 302,93
2015 6,95 0,49 277,67
Tabla 15. Datos del Sistema Desaladora Electrostática
Fecha BSW A X D Sal lb/1000barril,
Antes Después Antes Después Antes Después
1 3,4 0,2 3 0,2 3 1,6
2 3,2 0,1 3 0,1 3,07 1,62
3 3,4 0,1 3,2 0,1 2,92 1,56
4 3,4 0,2 3 0,2 3,02 1,6
5 3,6 0,2 3,4 0,2 3,12 1,67
6 3,6 0,2 3,2 0,2 3,1 1,72
7 2 0,2 1,8 0,2 2,75 1,58
8 PP PP PP PP PP PP
9 0,05 0,05 0,05 0,05 1,16 1,14
10 2,6 0,1 2,4 0,1 2,86 1,67
11 3,4 0,2 3,2 0,2 3,17 1,92
12 2,4 0,2 2 0,2 3,05 1,7
13 2 0,2 1,8 0,2 3 1,65
14 2 0,2 1,8 0,2 3 1,75
15 2,5 0,2 2,2 0,2 3,1 2,01
16 3,2 0,2 3 0,2 3,3 1,85
17 3,4 0,2 3 0,2 3,25 1,62
18 3,6 0,2 3 0,2 3,5 1,75
19 3 0,2 2,8 0,2 3,48 1,82
𝑭𝒆 (𝒎𝒈
𝒍) 𝑪𝒍 (
𝒎𝒈
𝒍)
42
5.4.7. Revisión de la calidad del agua de inyectada al proceso de desalación
Tabla 16. Calidad de agua
Sustancia CL- mg/l pH DQO mg/l T °C
Agua 4,5 7,3 200 28
5.4.8. Registro fotográfico del sistema integrado de vapores de cima hasta la recepción de
gasolina con presencia de corrosión.
5.4.8.1. Torre PV1
Figura 10. Corrosión provocada por los
vapores de cima
Corrosión por erosión en los anillos soporte
de los platos en el domo de la torre y en las
parte interna del cuerpo del cilíndrico, en el
año 2010.
Figura 11. Corrosión plato N° 28 del
cuerpo de la Torre
Perdida de material por depósitos de
sedimentos, provocando agujeros,
desgaste del metal por corrosión
43
Figura 12. Plato N° 3 del fondo de la
Torre
Plato N° 3 ubicado en la zona inferior de la
Torre PV1, sin desgaste de material alguno.
Figura 13. Desmontaje del domo de
la Torre
Se realizó el cambio del domo de la
torre PV1 en el año 2014, por motivo
de corrosión interna, antes verificada.
Figura 14. Zona superior de la Torre PV1
Casquete superior semielíptica y tramo
cilíndrico aproximadamente de 16 pies
cambiado en el año 2014, con material de
plancha de acero al carbono SA285 Grado C,
cladeado con incrustaciones de acero
inoxidable.
Figura 15. Aislamiento térmico zona
superior del domo de la Torre PV1
Aislamiento de perlita expandible, con
cobertura de lámina de aluminio y
adición de pintura de alta temperatura.
44
5.4.8.2. Tuberías
Figura 16. Bajante de la Torre de
Fraccionamiento
Tubería de 20‖desmontada en el año del
2014, por fuga de gasolina además de la
corrosión evidenciada en todo el segmento.
Figura 17. Tubería de 20”
perforada desde el interior al
exterior
Tubería perforada por efectos de
corrosión en el tramo superior de la
bajante (tubería de 20‖).
Figura 18. Tubería atacada por
presencia de ácidos
Tubería de 20‖ con corrosión - erosión,
además de presencia de ácidos en forma
líquida y presencia de sedimentos.
Figura 19. Erosión interna del acero
al carbono
Vista interna del tramo de la tubería de
20‖, donde se aprecia corrosión- erosión.
45
5.4.8.3. Intercambiadores de Calor.
Figura 20. Probetas instaladas en
intercambiador de calor PE1
Probetas de corrosión instaladas en la
boquilla superior e inferior del
intercambiador de calor PE1A.
Figura 21. Corrosión externa salida de
crudo intercambiador PE1A
Vista externa de la sección inferior del
intercambiador PE1A, con perforación
de carcaza.
Figura 22. Intercambiador de calor PE1
A con presencia de corrosión
Presencia en la parte exterior de los tubos
internos con sedimentos de sulfuro de
hierro.
Figura 23. Desprendimiento de
material interno en el PE1 A
Sección inferior interna de la carcasa del
intercambiador PE1A, con presencia de
desprendimiento de metal.
46
Figura 24. Bafles de acero al carbono
con incrustaciones de FeS
Corrosión en la sección interna del
intercambiador con depósitos de sulfuro de
hierro sobre bafles, tubos y además de
corrosión galvánica.
Figura 25. Coraza parte interno
inferior con corrosión bajo deposito
Presencia de corrosión bajo deposito en la
sección interna inferior del
intercambiador PE1 A.
Figura 26. Picadura en la coraza
Formación de picaduras en la carcasa del
intercambiador de calor PE1 A sección
interior.
Figura 27. Estado de la probeta de
corrosión
Desgaste total del elemento de la probeta
de corrosión, colocado en la boquilla de
la parte interior del intercambiador PE1
A.
47
5.4.8.4. Enfriadores
Figura 28. Tubo de entrada al enfriador PE2
Tubo con desgaste y restos de sedimentos en forma de canal
5.4.8.5. Receptores
Figura 29. Presencia de corrosión en la coraza del receptor PV5
Vista interna del receptor PV5 con presencia de corrosión generalizada.
5.5 . Descripción del proceso de simulación para obtención del punto de rocío
Los valores de presión, temperatura del punto del punto de rocío y de condiciones operativas se
presentarán en los resultados.
48
Figura 30. Descripción del proceso de simulación del punto de rocío
5.6 . Análisis del registro de datos de inspección
5.6.1 Análisis de los datos obtenidos para el estudio. De acuerdo a la Tabla 2, en el año 2014
el tiempo empleado para las causas de los paros programados y falla de crudo se tuvo mayor
número de horas empleadas, además se registró 461,6 horas por daños en el sistema de vapores
de cima versus 1557,3 horas de paro total ,como se puede visualizar en el gráfico 1.
Gráfico 1. Datos de paros de planta recolectados de las bitácoras [Abril 2013-Junio 2015]
Los daños causados por falla en equipos en el sistema de vapores de cima representan una
cantidad de barriles no refinados que pueden ser visualizados en Tabla 3, Gráfico 2.
Ingreso de un nuevo caso y selección de paquete de fluido
Selección de componentes en la
simulación
Ingreso de las propiedades del
fluido(crudo, naptha, etc)
Entrar al ambiente de simulación
Instalar las corrietes de alimentación
Instalar las operaciones unitarias
Realizar un balance Simulación finalizada
0
100
200
300
400
500
600
2013 2014 2015
Ho
ras,
h
Tiempo, años
Falla Electrica
Horno
Paros Programados y Fallade crudo
Ensuciamiento de torre PV1
Daños sistema vapores decima
Otros
49
Gráfico 2. Paros causados por equipos en el sistema de vapores de cima
[Abril 2013-Junio 2015]
En base a datos tomados de probetas de corrosión, cada 15 días, se reporta que en enero del
2014 la velocidad de corrosión en la entrada y salida de los intercambiadores PE1A/B máxima
es de 5 m.p.y valor tope aceptado por autoridades de Refinería La Libertad, datos que con el
paso de los años se han mantenido bajo el tope aceptado como se puede se observa en los
gráficos 3, 4.
Gráfico 3. Velocidad de corrosión medida por probetas de corrosión en PE1A
0
20
40
60
80
100
120
140
tiem
po
,h
Causas
Escape del producto deintercambiador
Cambio de enfriador PE2
Fuga de productos delintercambiador PE1B
Rotura de tubos deintercambiador PE1A/B
Fuga de gasolina a la salidadel intercambiador
0
1
2
3
4
5
6
m.p
.y
Tiempo
2013 E
2014 E
2015 E
2013 S
2014 S
2015 S
50
Gráfico 4. Velocidad de corrosión medida por probetas de corrosión en PE1B
Del análisis del crudo que ingresa a planta Parsons como alimentación, previo y posterior a su
desalado, se presentan resultados que se detalla a continuación:
Gráfico 5. Análisis para el proceso de desalación electrostático
De acuerdo a la inspección por ATP, del 23 Julio del 2014 para el intercambiador de calor
(gasolina/crudo) se reportó una disminución del espesor en ciertos lugares, lo cual motivo a
cambiarse el equipo del intercambiador (crudo /gasolina), los resultados se indican a
continuación:
0
1
2
3
4
5
6
m.p
.y
Tiempo
2013 E
2014 E
2015 E
2013 S
2014 S
2015 S
-0,05
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
0 5 10 15 20 25 30 35
An
ális
is
Tiempo
BSW A
BSW D
AXD A
SAL A
SAL D
AXD D
51
Tabla 17. Disminución de espesores en el intercambiador de calor (gasolina/crudo)
Punto Lugar LOC
Espesor de
diseño
mm
Espesor
actual
mm
Velocidad de
corrosión
m.p.y
Experimental
Vida útil
años
5
Carcasa
Bajo 12,7 8,5 1,86701 1
Este 12,7 10 1,1202 4
6 Bajo 12,7 8,2 1,96036 1
7 Bajo 12,7 8 4,29412 1
12 Boquillas Oeste 12,7 9,2 0,65345 5
Después de un cambio de intercambiador de calor en Diciembre del 2014, los espesores se
muestran a continuación:
Tabla 18. Disminución de espesores en el actual intercambiador de calor (gasolina/crudo)
Inspecciones
2015
Punto Lugar LOC
Espesor
de diseño
mm
Espesor
actual
mm
Velocidad
de
corrosión
m.p.y
Diseño
Velocidad de
corrosión
m.p.y
Experimental
Vida útil
años
3
Carcasa
Tope 12,7 12,6
0,0000107
1,49361 5
Bajo 12,7 12,6 1,1202 6
Oeste 12,7 12,5 1,35358 5
Codo 12,7 12,6 1,26023 5
7
Tope 12,7 12,5 1,68031 4
Este 12,7 13,1 1,82033 4
Oeste 12,7 12,5 2,14706 3
11
Boquillas
Norte 12,7 13,3
0,0000107
3,64066 2
Sur 12,7 12,5 4,15409 2
Este 12,7 13,3 3,73402 2
Oeste 12,7 13,4 3,78069 2
13
Norte 12,7 12,6 4,01407 2
Sur 12,7 13,3 3,73402 2
Este 12,7 15,7 2,66049 4
Oeste 12,7 13 3,87404 2
52
6. RESULTADOS
Los resultados obtenidos luego de la simulación en Hysys.Refinery, realizada en la
bajante previa al ingreso de los PE1A/B para la determinación del punto de rocío, se
presentan a continuación:
Tabla 19. Resultados obtenidos de la simulación para determinar punto de rocío
Concepto Resultado Unidad
Fracción de vapor 1 vapor
Temperatura 119,07 °C
Presión 7,7407 psi.
Flujo Molar 559 kg mol/h
Flujo Másico 56370 kg/h
A continuación se presenta curvas del comportamiento de las variables de Presión –
Temperatura para determinar la presencia de puntos de rocío:
Figura 31. Determinación de los puntos de rocío con variación de presión-temperatura
53
Posterior a la obtención de las variables de presión y temperatura en la simulación real con un
aislamiento usado en RLL para los equipos, se obtuvo resultados con una tubería sin aislamiento
que se detallan a continuación:
Gráfico 6. Puntos de rocío con variación de presión-temperatura (no aislado)
Para la calidad de crudo por operación a esa calidad de crudo 27,5 a 28 API, los rangos
operativos son:
Gráfico 7. Rangos operativos de presión y temperatura
0,29
0,39
0,49
0,59
0,69
0,79
0,89
0,99
90 100 110 120 130 140 150 160
% V
apo
r
Temperatura ,°C
8 psia.
9 psia.
10 psia.
11 psia.
12 psia.
13 psia.
14 psia.
15 psia.
7
8
9
10
11
12
13
148 148,5 149 149,5 150 150,5 151 151,5 152
Pre
sió
n, p
si
Temperatura, °C
puntos
max
min
54
Se muestra la pérdida del material en los años previos a salir de especificación desde el año
2015, considerándose una perdida necesaria para el cambio del equipo:
Tabla 20. Estimación de velocidad de corrosión
Punto Lugar LR LOC
Espesor
de
desgaste
por año
Perdida
de
espesor
por año
Vida útil
Perdida
de
espesor
Velocidad
de
corrosión
mm mm años mm m.p.y
3
Inte
rcam
bia
do
r
Car
casa
5,8
Tope 12,6617 0,0383 5 0,191488 7,46805
Bajo 12,67128 0,02872 6 0,143615 5,601
Oeste 12,66529 0,03471 5 0,138829 5,41432
Codo 12,66769 0,03231 5 0,129254 5,04092
7
Tope 12,65692 0,04308 4 0,129255 5,04093
Este 12,65332 0,04668 4 0,140025 5,46099
Oeste 12,64495 0,05505 3 0,110106 4,29412
11
Bo
qu
illa
s
Norte 12,60665 0,09335 2 0,09335 3,64066
Sur 12,59348 0,10652 2 0,106515 4,15409
Este 12,60426 0,09574 2 0,095744 3,73402
Oeste 12,60306 0,09694 2 0,096941 3,78069
13
Norte 12,59708 0,10292 2 0,102925 4,01407
Sur 12,60426 0,09574 2 0,095744 3,73402
Este 12,63178 0,06822 4 0,204653 7,98147
Oeste 12,60067 0,09933 2 0,099334 3,87404
11
Bajante
4,7 Codo 10,3 0 11 0,000003 0,00011
14 5,6 Codo 10,29699 0,00301 9 0,027118 1,05759
19 5,6 codo 8,099 0,001 9 0,009039 0,35253
Nota: Los registros de velocidad de corrosión proveen el cambio del intercambiador de calor
completo en 3 años con una velocidad promedio de 4,8 m.p.y, y con un cambio de la bajante en
9 años.
55
7. DISCUSIÓN
Mediante la visualización directa en campo de las bases que soportaban la tubería de 20‖
(bajante), no contaban con un aislamiento térmico dejando la sección al aire libre, es decir, a
la presencia de viento, humedad, lluvia la cual va a afectar de cierta manera; además, el
aislamiento en la tubería que sale del domo del domo de la Torre PV1, se encontraba
colocado en forma de bloques dejando ciertos espacios sin aislar, lugares donde se
evidenciaba la presencia de corrosión. Esto perjudicó el aislamiento y el perfil de
temperatura en las mediciones.
De acuerdo a los datos de operación registrados, existían reportes en donde las presiones de
la torre se encontraban bajo los 14 psi, esto especialmente cuando la planta volvía a arrancar
después de un paro, observándose que en el transcurso de la semana se variaba la
temperatura con la finalidad de obtener gasolina, hecho que inducia a una operación
inadecuada, sin considerar un rango de operación adecuado en el cual no se dé lugar la
formación de condensados, que provocarían corrosión. Sin embargo, para el tratamiento de
ácido clorhídrico a la salida del domo de la Torre PV1 se realizaba el control con un
neutralizante con aminas, dichas aminas de acuerdo a referencias bibliografías originan la
precipitación de sales y el ensuciamiento, estas sales son solubles en el fluido, pero al
inyectar el inhibidor fílmico la formación de una película sobre las sales, da lugar a una
corrosión por depósito, que se provoca en la bajante una tubería de 20‖, como se observa en
el reporte fotográfico, además en los reportes de datos se registran valores que no son
coherentes, ya que si existe una pérdida de material debe arrojarse datos que disminuyen no
aumentan. A pesar de los registros de datos de los intercambiadores, domo de la torre,
bajante, se notaba la presencia de corrosión y el uso de materiales disimiles en la misma
instalación, que tienden a provocar corrosión galvánica evidenciada como hendiduras
corroídas, falta de material en los bafles del intercambiador PE1 A, como se observa en la
figura 24, que en un equipo de esta magnitud el material a usar debería ser el mismo para
evitar el desgaste de uno de los metales, es decir la corrosión de estos. No permitiendo la
validación de los datos a una misma condiciones de operación estándar.
56
Al comparar los datos de operación con los datos de campo, los registrados en manómetros y
termómetros no reportaban similitud entre los registros, los manómetros tenían una
apreciación no adecuada para la lectura, que dificultaba leer la presión en el lado de vapores
de cima y salida de gasolina, sin indicio de mantenimiento alguno. En la salida de los
vapores de cima de la torre de destilación PV1, debido a la temperatura del domo de la
columna no se procedió a la verificación de la autenticidad de los datos, por no haber las
garantías de seguridad de los operadores no realizaban esta verificación. Por lo para la
realización de la simulación fueron tomados datos de los manuales de planta.
En la figura 19, correspondiente a una tubería por donde circula vapor, se puede observar
como gotas de líquido han provocado corrosión dando lugar a la formación de ácido
clorhídrico, hecho que de acuerdo a la temperatura de 150°C, no debería dar problemas en
ese tramo de tubería, debido a que la condensación empieza en los intercambiadores de
calor PE1A/B de acuerdo a la temperatura obtenida en la simulación. Además en las lecturas
registradas en la tabla 12, en los espesores existen inconsistencia en los datos debido que en
lugar de existir una pérdida del metal hay un aumento de este, evidenciándose una mal
registro de los datos.
Se realizaban verificaciones internas a los equipos durante los paros de planta para examinar
el estado de los mismos con diferentes equipos especiales; sin embargo, en la parte exterior
de la tubería no se realizaba ninguna verificación debido a la presencia del aislante,
impidiendo evidenciar si el equipo se encontraba sometido a la acción de la corrosión.
Existen otros factores que no han sido evaluados como la velocidad con la que circula el
fluido, que ha generado desgaste en el material de los accesorios como codos, tea, cambios
de dirección, para lo cual se requiere una evacuación de este factor.
57
8. CONCLUSIONES
El reconocimiento visual de campo, evidencia corrosión en el domo de la torre PV1, sección
con problemas, como el desgaste uniforme en la superficie del metal, corrosión por picaduras
ya que se observa pequeños agujeros, perforaciones en los anillos soporte de los platos del
domo de la torre PV1 causada por las gotas de condesado que provocan erosión y remueven
la superficie del metal acelerando el proceso de corrosión electroquímica, como se puede
observar en el casquete semielíptico de las Figuras 10 y 11. Se evidenció además que en los
intercambiadores de calor PE1A/B ( como se puede observar en las Figuras 21-27), rupturas,
perforaciones en la parte inferior de la carcasa y valores que desde el año 2014 en el que se
cambió el intercambiador de calor hasta la fecha, la vida útil se redujo a un año en el caso
más extremo que se observan en los registros de mediciones de espesores, además de la
formación de incrustaciones en las paredes del haz de tubos, las incrustaciones son de un
material de color negro oscuro (ataque al acero al carbono) el cual al ser removido dejo en
exposición el desgaste casi por completo de estos tubos.
A la salida de la torre PV1 se conecta un tubo de 20‖, en el cual se observa en la Figura 19
como la corrosión por erosión ha atacado a la superficie del metal, adelgazando la pared
interna de la tubería provocando perforaciones como se puede observar en la Figura 17. Las
gotas del condesado acarreado por el vapor deslizadas por la tubería, dejan un rastro evidente
de su paso como se observa en la Figura 19, generando depósitos por la formación del ácido
clorhídrico provocando un ataque ácido a la superficie del metal.
El intercambiador de calor coraza - tubo para el servicio crudo/vapores de cima PE1A, de la
Figura 21, se observa la formación de perforaciones que se presenta como un círculo en la
parte inferior externa de la carcasa, así como el desprendimiento de la superficie del metal.
Además de presentar un ampollado debajo de la superficie del metal como gránulos, en la
parte inferior interna de la carcasa del intercambiador PE1 como se observa en la Figura 25 y
la presencia de picaduras en forma de hoyos que están penetrándose en el metal que se
denota en la Figura 26.
58
El haz de tubos del intercambiador de calor PE1A presenta de acuerdo a la Figura 22,
incrustaciones de un de un material de color negro oscuro el cual al ser removido dejo en
exposición el desgaste casi por completo de estos tubos. De igual forma en la figura 24, se da
a conocer como los bafles de acero al carbono y el haz de tubos acero inoxidable presentaban
un desgaste acelerado del metal, con velocidades de 3 a 7,8 m.p.y, afecta la vida útil de los
equipos.
En el registro de evaluación se encuentran daños ocasionados por la corrosión en el sistema
de vapores de cima de la planta Parsons que incluye: bajante, intercambiadores, tuberías,
que en el rango de 3 años, han sido empleadas 461 horas, en paros para el arreglo provocado
por fugas de producto, rupturas en los tubos de los intercambiadores PE1A/B y el cambio del
enfriador PE2, dando un aproximado en dólares de 1910055,27. Además, en Agosto del
2014 se registró 581, 6 horas empleadas para el cambio del casquete semielíptico, la zona
superior cilíndrica de la torre de fraccionamiento PV1 y la bajante encontrada en malas
condiciones como se observa en el registro fotográfico, indicando la presencia de corrosión
por depósitos de sedimentos que han provocado agujeros, desgaste del material, además de la
presencia de corrosión por erosión.
El adelgazamiento mínimo por año de las paredes de la tubería de 20‖ (bajante) e
intercambiadores PE1A/B debe considerar la velocidad de 0,00001 m.py, datos mayores
originan el desgaste del material y así la vida útil del equipo, como se muestra en la Tabla
20. Los espesores en el intercambiador de calor PE1A, las secciones más afectadas como
boquillas, carcasa, codos tienen entre 2-6 años de vida útil como se observa en la Tabla 20,
valores que aumenta más de un 20% por lo cual, requiere un cambio de material y una
inspección continua.
Mediante los datos proporcionados por la instrumentación de los equipos, para la obtención
del punto de rocío en el simulador Hysys.Refinery, se obtuvo una temperatura de 119°C y
presión de 7,7 psi, demostrándose que la condensación empieza en el intercambiador
PE1A/B, porque la temperatura a la salida es de 110°C. Además, los rangos de operación
recomendados van desde 9,5 a 10 psi, para obtener 150°C en el domo de la Torre, con una
alimentación contante de 26000 BPD.
En el intercambiador de calor PE1 A/B, entre el fluido frio que será crudo a 26°C que
ingresa la parte inferior del PE1A/B por el primer paso del haz de tubos, y el fluido caliente
que es el vapor de cima que ingresa a 150°C por la parte superior del intercambiador PE1A,
vapores que se enfriaran paulatinamente por su paso en los tubos, provocando bajas
59
temperaturas en la zona inferior de la carcasa, permitiendo la formación de líquidos, dando
lugar a la formación de ácido clorhídrico, evidenciándose, con perforaciones, pitting,
desgaste de material como se observa en los reportes fotográficos.
Como demuestran los resultados, en la Figura 53 y el Grafico 6, tanto de un equipo con
aislamiento y sin aislamiento respectivamente, la influencia de no tener un aislamiento
térmico acelera la corrosión, incrementándose la perdida de material. Por consiguiente la
calidad del aislamiento y la adecuada localización de este, es un factor para reducir la
corrosión en los equipos.
El agua no es un factor corrosivo ya que en los reportes de los análisis de laboratorio y de
revisión visual de la planta de ósmosis inversa, no se evidencia parámetros fuera de norma
reportados cumpliendo con los requisitos ver Tabla 16.
60
9. RECOMENDACIONES
Debido a que Refinería La Libertad se encuentra localizada en la Península de Santa Elena a
21 metros sobre el nivel del mar, con humedad de 70%, dentro de las cuales Refinería ―La
Libertad‖ opera con una torre de destilación atmosférica de 42 platos con temperatura de
326°C ―que a mayor longitud mayor temperatura‖, se debe implementar un proceso de
capacitación para la certificación del personal que opera en la Refinería en operación y
manejo de Refinerías. Con la finalidad de obtener una ―Certification Process‖ del American
Petroleum Institute por visualización de desviaciones en las condiciones de operación.
La revista en línea Pipeline&Gas Journal en un una sección de ingeniería llamada Material
Selection for sour service Environment, específica la estructura de la NACE MR 0175, esta
norma se refiere a materiales para uso en ambientes que contienen H2S en la producción,
como es el caso de Refinería La Libertad en donde el H2S se encuentra presente en el crudo
por lo cual se recomienda considerar criterios básicos para la calificación y selección de
aceros al carbono y de baja aleación , como selección de aceros SSC-resistentes (y
fundiciones), selección de aceros para aplicaciones específicas de servicio agrio o para
rangos de servicio agria Sulfuro de agrietamiento por tensión que detallan los métodos en el
NACE MR 0175 considerando el nivel de azufre.
Se recomienda el cambio del material de la tubería, en la sección que corresponde desde la
salida del domo de la torre de fraccionamiento PV1, hasta la entrada a los intercambiadores
PE1 A/B, con una tubería de acero al carbono sin costura API 5LD grado B, con
revestimiento resistente a la corrosión con unión metalúrgica por laminado en caliente
definido por API 5LD, tubería con mejor resistencia a la corrosión adecuada para el
transporte de gas, agua y aceite en industrias tanto el petróleo y el gas natural, trabajo
realizado por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México ,con la aplicación en
sistemas de ductos y transporte de hidrocarburos con alto contenido de H2S y/o CO2 .
También se recomienda el uso de tubos compuestos de doble anticorrosivo suministrados
por PCK, que son los tubos con aleación doble longitudinal, tubo compuesto de aleación
doble de espiral y el tubo compuesto de aleación doble con Clad mecánico sin costura o
soldado, con aplicaciones en la exploración de petróleo dentro de fuertes entornos
61
corrosivos, petroquímica, etc.
Para una operación con calidad de crudo 27,5 a 28 API, y manteniendo constante la carga de
26000 BPD para el proceso de refinación se recomienda operar a una presión de 10 psi en el
PV6, permitido el incremento de presión en dirección a torre para vencer perdidas por
fricción, cambios de dirección, variaciones de tubos etc., obteniendo así una presión de 22
psi en el domo de la torre y una temperatura de 150°C necesaria para la especificación de la
gasolina.
De acuerdo a la norma técnica Mexicana NOM-009-ENER-1995, Eficiencia energética
aislamientos térmicos industriales, cuyo propósito es regular las pérdidas de energía por
disipación al ambiente en sistemas de alta temperatura como ganancia de calor en sistemas
de baja temperatura con el uso adecuado de aislamiento térmico, indica que la perlita
expandible permite la conservación de energía a altas temperaturas. De acuerdo al
aseguramiento de calidad contempla todos los controles exigidos por la norma ASTM C610
para tuberías destinadas para uso en superficies con temperaturas de (27-649 °C), un
producto completamente libre de erosión de los ácidos y álcalis, logrando un excelente perfil
térmico en la explosión e incendio en Refinería Repsol – La plata y Lujan de Cuyo –
Mendoza que soporto y protegió los equipos, por su composición y estructura molecular al
absorber en menor grado hidrocarburos. Producto que cumplió a satisfacción la durabilidad
con un buen comportamiento para evitar la corrosión como lo verifica PETROBRAS.
Por lo que se recomienda colocar este aislamiento en forma de cañas para recubrir el área
exterior de la tubería de 20‖ (bajante) y los equipos con aislamiento en forma de bloques.
Evitando así espacios suficientes para que existan lugares fríos y se produzca la
condensación, además de aislar las soportarías, para evitar el fenómeno de transferencia de
calor provocando la corrosión en los puntos fríos.
Se recomienda la implementación de certificaciones que garanticen una operación adecuada,
como las certificaciones internacionales de procesos de calidad, ISO 9001:2008, norma
vigente que incluye exclusivamente la producción y la instalación de los procesos, o
mediante la norma la ISO 9001:2015 por la implementación de una planificación de control
operacional, API 570 para inspección de códigos, reparación, modificación y recalificación
en el sistemas de servicio de tuberías, API 574 para prácticas de inspecciones para tuberías
en un sistema de componentes, ASME para sección VIII para recientes a presión, además
de un sistema de garantía de calidad según los requisitos de la norma de acreditación de los
Laboratorios a la norma NP EN ISO 17025 y para sistemas de instrumentación y control.
62
CITAS BIBLIOGRAFICAS
[1] TEALDO Baffi, Gustavo. Inyección de soda cáustica diluida en el crudo para el control
de la corrosión en el sistema de tope de la unidad de destilación primaria de Refinería
Conchán. Trabajo de Grado. Ingeniero Petroquímico. Universidad Nacional de
Ingeniería. Facultad de Ingeniería de Petróleo Gas Natural y Petroquímica. Perú. 2009.
pp. 6-7.
[2] ESPINOSA De los Monteros, Israel. Evaluación a la Microestructura y a las
Propiedades Mecánicas del Acero Inoxidable 316LS y del Titanio Ti-6Al-4V como
Biomateriales. Trabajo de Grado. Licenciatura en Ingeniería Mecánica Universidad de
las Américas Puebla. Escuela de Ingeniería. Departamento de Ingeniería Mecánica.
México.2004. Capítulo V p.1.
[3] UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE VALENCIA. Fundamentos de corrosión y
protección. [en línea]. Valencia: Universidad de Valencia. 2000. pp 409-410. [Fecha
de Consulta: 25 de Julio del 2015]. Disponible en: < http://www.upv.es/materiales/Fcm/
Fcm12/fcm12_1.html >.
[4] GRUPO CORROSIONIST. Prevención de Corrosión, Control de Corrosión. [en línea].
EE.UU: Grupo Corrosionist cada semana. [Fecha de consulta: 26 de Julio del 2015].
Disponible en:< http://www.corrosionist.com/Corrosion_Fundamental.htm >.
[5] ESPINOSA, Loc. Cit.
[6] HERNÁNDEZ Márquez, Joaquín. Monitoreo de la protección catódica a línea
submarina No. 161 de 36"ø Rebombeo/Dos Bocas de la Región Marina Suroeste en la
sonda de Campeche. Maestría en Gerencia de Proyectos de Ductos .Universidad de las
Américas Puebla. Escuela de Ingeniería. Departamento de Ingeniería Química y
Alimentos. México. 2002. Capítulo I. p. 1.
63
[7] GRUPO CORROSIONIST. Prevención de Corrosión, Control de Corrosión. [en línea].
EE.UU: Grupo Corrosionist cada semana. [Fecha de consulta: 27 de Julio del 2015].
Disponible en: < http://www.corrosionist.com/Corrosion_Types.htm>.
[8] UNIVERSIDAD DE BUENOS AIRES. Trabajo Practico N°3: Corrosión. [en línea].
Buenos Aires: Universidad de Buenos Aires. 2003. [Fecha de consulta: 28 de Julio del
2015]. Disponible en:< http://materias.fi.uba.ar/6303/TPN3.pdf >.
[9] TEALDO, Op. Cit., pp. 7-8
[10] GRUPO CORROSIONIST, Loc. Cit.
[11] TEALDO, Op. Cit., pp. 8-9
[12] GALICIA G, Policarpo. Influencia de los inhibidores fílmicos en el mecanismo de
corrosión del acero al carbono 1018, en presencia de medio amargo alcalino. Tesis
Grado de Dr. en Ciencias (Químicas). Universidad Autónoma Metropolitana
Departamento de Química. Área de Electroquímica. México. 2007. p. 21.
[13] Introducción al Monitoreo de Corrosión. [en línea]. Kensington: Metal Samples
Corrosion Monitoring Systems. 2000. [Fecha de consulta: 27 de Julio del 2015].
Disponible en: < http://www.alspi.com/spanish/corrosion%20 monitoring%20%28
spanish%29.pdf >.
[14] Loc. Cit.
[15] PEÑA D, Y.; GONZÁLEZ, R.; QUIROGA Serna, A. Evaluación del efecto corrosivo
de los crudos pesados sobre el acero 5 Cr-1/2Mo utilizado en las unidades de
destilación. Revista Ion, 23(1): 99-110, Junio 2010.
[16] LIEBERMAN N, P. Four Steps Solve Crude-Tower Overhead Corrosion Problems.
Oil & Gas Journal. Jul.5, 1993, pp. 47-50.
[17] PEÑA D, Y.; GONZÁLEZ, R.; QUIROGA Serna, A., Loc. Cit.
[18] MEDINA, Juan Andrés. Corrosión en la Unidad de Crudo y control de la corrosión.
[en línea]. Scribd. 2011. [Fecha de consulta: 27 de Julio del 2015]. Disponible en: <
64
http://es.scribd.com/doc/76430745/Corrosion-en-la-Unidad-de-Crudo-y-Control-de-la-
Corrosion#scribd >.
[19] ASPENTECH. Simulacion Basis. Hysys 2004.2. [en línea]. AspenTech. 2005. [Fecha
de consulta: 27 de Julio del 2015]. Disponible en: <
https://www.ualberta.ca/CMENG/che312/F06ChE416/HysysDocs/AspenHYSYSSimu
lationBasis.pdf >.
[20] VÁSQUEZ, F. Simulación de la unidad de tratamiento de gas combustible con
aminas de la Refinería estatal Esmeraldas. Trabajo de Grado. Ingeniería Química.
Universidad Central del Ecuador. Facultad de Ingeniería Química. Quito. 2013. p. 15.
[21] Ibíd., p.14
[22] MEDINA, P. Simulación Dinámica de un Proceso de Recuperación de Calor con una
turbina de Ciclo Rankine Orgánico. Trabajo de Grado. Ingeniero Químico.
Universidad Central del Ecuador. Facultad de Ingeniería Química. Quito. 2015. p. 4.
[23] ROMERO, I. Estudio de factibilidad técnica para el ahorro energético en el proceso de
refinación de crudo de la planta universal de la Refinería la libertad de EP
Petroecuador. Trabajo de Grado. Ingeniero Químico. Escuela Politécnica Nacional.
Facultad de Ingeniería Química y Agroindustria. Quito.2011. pp. 28-29.
65
BIBLIOGRAFÍA
AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Piping Inspection Code: In – service Inspection,
Rating, Repair, and Alteration of Piping Systems API 570. 3ra Edition. USA. 2009. 78 p.
ASOPETROL. Fundamentos para inspección de recipientes a presión y tuberías. Quito-
Ecuador. 2005.
CAMPOS, Kendall. Actualización de la filosofía del control de corrosión de las unidades de
destilación atmosférica (CDU) y vacío (VDC), coquificación retardada (DCU) y recuperación
de gases (GRU), de Petrocedeño. Ingeniero Químico. Universidad de Oriente Núcleo de
Anzoátegui. Escuela de Ingeniería y Ciencias Aplicadas. Departamento de Química.
Barcelona. 2009.
CHAWLA, S.L. y GUPTA, R.K. Materials Selection for Corrosion Control.ASM International,
EE.UU. 2010. 489 p.
CONFERENCIA de la corrosión de Arabia (2do
, 1996, Kuwait). Industrial Corrosion and
Corrosion Control Technology. Kuwait Institute for Scientific Research Kuwait. 1996. 684 p.
CONFERENCIA de Corrosión. Desgaste y Fiabilidad. (1.1, 2015, Riobamba – Ecuador).
Importancia y Fundamentos de la Corrosión. Métodos de control de la corrosión. ESPOCH.
Riobamba, 2015. 10 p.
CYPRIANO, D.; PONCIANO, J.; VILAS, A.; MURRAY, P.; NASSER, M. Improving pH
control mitigates corrosion in crude units. Hydrocarbon Processing: (1-12), Enero 2011.
DANILOV, B. Examples of corrosion control. Parte 1: Atmospheric crude distillation.
Hydrocarbon Processing, 60(2): 95-98, Febrero 1981.
ECOPETROL. Evaluación Tipo III Crudo Oriente Refinería La Libertad. Colombia. 2005.
66
EPPETROECUADOR. Manual de Operaciones planta Parsons. Quito, Institucional. 2009.
ESPARZA Zúñiga, E.; VELOZ Rodríguez, M.; REYES Cruz, V. Efecto del pH en la corrosión
de acero al carbono en presencia de un medio amargo. Superficies y vacio, 25(2): 139-145,
Junio 2012.
GENTIL,Vicent. Corrosão. 4ta edicion. Editorial LTC, Rio de Janeiro, 2003. 341 p.
NACE MR0175/ISO 15156-3. Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S -
containing environments in oil and gas production - Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-
resistant alloys) and other alloys. USA. 2009.
OTERO H, Enrique. Corrosión y degradación de materiales. Segunda edición. Editorial Síntesis,
España, 2012. 432 p.
QUEJ Aké, Luis. Estudio y caracterización del proceso de corrosión en torres de destilación
primarias. Tesis Doctoral. Ciencias con especialización en metalurgia y materiales. Instituto
politécnico Nacional. Escuela Superior de Ingeniera Química e Industrias Extractivas.
Departamento de Ingeniería Metalúrgica. Mexico, D.F. 2009.
SINGH, Ramesh.; MS, Ieng.; MWeldi, Gulf. Interstate Engineering: Material Selection for sour
service Environment. [en línea]. España: Pipeline&Gas Journal, 2010. [Fecha de consulta: 22
Octubre 2015]. Disponible en: < http://www.pipelineandgasjournal.com/material-selection-
sour-service-environment?page=4 >.
SMITH, William y HASHEMI, Javad. Fundamentos de la ciencia e ingeniería de materiales.
Cuarta Edición. Editorial McGraw-Hill, New York, 2006. 1036 p.
THE AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS. Tuberías de proceso: Código
ASME para tuberías a presión, B31. USA. 2010. 360 p.
WAUQUIER J, P. Separation Processes. Tomo 2. Editorial Technip, Paris, 2000. 631 p.
67
ANEXOS
68
ANEXO A. Fotografía de la Refinería La Libertad, planta Parsons
69
ANEXO B. Diagrama de flujo con instrumentación planta Parsons
70
ANEXO C. Diagrama esquemático de la operación de la desaladora planta Parsons
71
ANEXO D. Bajante de la torre PV1 planta Parsons
72
ANEXO E. Dimensiones de la bajante planta Parsons
73
ANEXO F. Perlita expandible como aislante térmico en planta Parsons
74
ANEXO G. Características fisicoquímicas del crudo Refinería La Libertad
75
ANEXO H. Destilación TBP del crudo corregida a 760 mmHg
76
ANEXO J. Composición de gases del crudo Refinería La Libertad año 2006
77
ANEXO K. Características de la fracción nafta liviana 1 Refinería La Libertad año 2006
78
ANEXO L. Características de la fracción nafta liviana 2 Refinería La Libertad año 2006
79
ANEXO M. Características de la fracción nafta media Refinería La Libertad año 2006
80
ANEXO N. Características de la fracción nafta pesada Refinería La Libertad año 2006
81
ANEXO P. Componentes de los gases que integran los vapores de cima
82
ANEXO Q. Especificaciones de la tubería primera sección
83
ANEXO R. Estimación del punto de rocío
84
ANEXO S. Puntos de medida de la corrosión en la bajante
85
ANEXO T. Puntos de medida de la corrosión en intercambiadores PE1 (Crudo/Gasolina)