IMPLEMENTACIÓN DE VENTANAS OPERATIVAS CON BASE EN EL API 584: “INTEGRITY OPERATION WINDOWS”

UNIVERSIDAD TECNICA FEDERICO SANTA MARIA

Peumo Repositorio Digital USM https://repositorio.usm.cl

Tesis USM TESIS de Pregrado de acceso INTERNO

2018

IMPLEMENTACIÓN DE VENTANAS

OPERATIVAS CON BASE EN EL API

584: “INTEGRITY OPERATION WINDOWS”

GILLIBRAND FIGUEROA, JAVIERA FERNANDA

https://hdl.handle.net/11673/47779

1

UNIVERSIDAD TÉCNICA FEDERICO SANTA MARÍA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA Y AMBIENTAL

VALPARAÍSO

–

CHILE

IMPLEMENTACIÓN DE VENTANAS OPERATIVAS CON BASE EN EL API

584:

“

INTEGRITY OPERATION WINDOWS

”

JAVIERA FERNANDA GILLIBRAND FIGUEROA

MEMORIA DE TITULACIÓN PARA OPTAR AL TÍTULO DE

INGENIERIO CIVIL QUÍMICO

PROFESOR GUÍA: ADRIAN ROJO

PROFESOR CO-REFERENTE DANIEL RAMIREZ

SUPERVISOR ERA: MARÍA ALMA DROPPELMANN

2

AGRADECIMIENTOS

Quiero agradecer a mi familia, por haber estado siempre

presente, tanto en mi vida personal, como en mi vida

académica. Siempre apoyándome y confiando en las grandes

cosas que podía lograr. Gracias por los sacrificios que hicieron

para que hoy me encontrara en este lugar.

Quiero agradecer también a mi compañero de vida, quien me

ha apoyado en todo, siempre aconsejándome y dándome

energías cuando más lo he necesitado.

Quiero agradecer a mis amigos, compañeros, profesores, y en

especial a mi profesor guía, quien me acompañó en esta última

etapa.

3

RESUMEN EJECUTIVO

La presente Memoria de Título tiene por finalidad el diseño, implementación, seguimiento y actualización de la Metodología de Ventanas Operativas de Integridad (V.O.) basada en el API 584: Integrity Operation Windows (IOW) en la descarga del Reactor en la Unidad de Hidrotratamiento de Nafta Liviana (LNHT).

Las V.O., aseguran que las variables operativas se encuentren en un rango en el cual no se generen mecanismos de daño, evitando corrosión, fugas, fallas y mejorando la confiabilidad en los equipos. Por lo tanto, las V.O. establecen rangos de operación óptimos, generando una operación segura y responsable, sin interrupciones o paros no planeados.

En un primer lugar, se realiza un marco teórico con respecto a materias importantes a tratar en el Diseño e Implementación de las V.O., entre ellas, la confiabilidad, el término de V.O., corrosión generalizada y finalmente corrosión en la Unidad de Hidrotratamiento.

Luego de ello, se procedió a realizar un Manual de Procedimiento para el diseño, implementación, seguimiento y actualización de las V.O., incluyendo detalladamente qué información recopilar, cómo y qué realizar en cada una de las etapas y quien debe realizarlo.

La etapa de Diseño de las V.O. incluye, definir las condiciones de diseño y funcionamiento de la unidad, definir las bases de diseño, identificar los mecanismos de falla, identificar las variables del proceso, determinar los límites de las variables, realizar un ranking de riesgos, verificar el riesgo aceptable y finalmente determinar la criticidad para establecer acciones y tiempos de respuestas requeridos frente a la excedencia de los límites ya establecidos.

La etapa de Implementación, consta de tres fases, la primera es la documentación de toda la información generada en el diseño, la segunda fase consiste en la capacitación, y finalmente la última fase, consiste en la implementación propiamente tal.

La etapa de Seguimiento, consiste en el monitoreo de las variables del proceso. En caso de excedencia de los límites establecidos, se deberán realizar inspecciones, y de ser necesario, se deberán ajustar los planes de inspección, las condiciones de operación o realizar un estudio. Finalmente se incluye una etapa de Actualización de las V.O., que consiste en una retroalimentación de los resultados de las inspecciones.

Una vez ya realizado el Manual piloto de Procedimiento, se procedió a realizar el Diseño de las V.O. en el efluente del Reactor LNHT. El desarrollo de las V.O. se hizo conforme a dicho Manual, siguiendo cada una de sus etapas. Como resultado principal en el Diseño, se obtuvieron los límites operativos con respecto a la variable pH, el cual es de un rango de 6,5 a 6,8. Con ello se evaluó el riesgo asociado, estableciendo las acciones y tiempo de respuesta frente a las excedencias de los límites operativos.

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GLOSARIO DE TÉRMINOS

Término

Significado

Aceros aleados El término "acero aleado" es el término estándar referido a aceros con otros elementos aleantes además del carbono, que típicamente son el manganeso (el más común), níquel, cromo, molibdeno, vanadio, silicio, y boro.

Alarma Método primario de comunicación, se relacionan con las variables críticas y algunas variables estándar de nivel más alto.

Normalmente se oirá un sonido audible junto con una señal visual, que avisa a los operadores la existencia de una desviación en una condición del proceso, que pueda requerir una acción inmediata.

Alerta Es un nivel secundario de comunicación, se relacionan principalmente con las variables estándar y en algunos casos, informacional.

ASTM ASTM o ASTM International es una organización de normas internacionales que desarrolla y publica acuerdos voluntarios de normas técnicas para una amplia gama de materiales, productos, sistemas y servicios.

API American Petroleum Institute. Es la principal asociación comercial

implicada en la producción, el refinamiento, la distribución, y muchos otros aspectos de la industria del petróleo y del gas natural.

Barril Unidad de volumen equivalente a 159 litros.

Biocidas Sustancias químicas sintéticas o de origen natural o microorganismos que están destinados a destruir, contrarrestar, neutralizar, impedir la acción o ejercer un control de otro tipo sobre cualquier organismo considerado nocivo.

Ciclo de Deming Sistemática más usada para implantar un sistema de mejora continua cuyo principal objetivo es la autoevaluación, destacando los puntos fuertes que hay que tratar de mantener y las áreas de mejora en las que se deberá actuar.

5 de corrosión y ensuciamiento silenciosamente. Probablemente incluyen cloruros orgánicos, cloruros inorgánicos encapsulados en parafina.

Cloruros inorgánicos. Son aquellos cloruros que son removidos efectivamente por el desalado en la Unidad de Fraccionamiento (CaCl2, MgCl2 y NaCl).

ERA Enap Refinerías Aconcagua

ERBB ENAP Refinería Bio-Bío

ERSA ENAP Refinerías S.A.

Factor de confiabilidad Diferencia en tiempo (años, meses, etc) entre el ciclo de vida esperado de un equipo y la próxima detención de la planta (o mantención). Otorga un margen de seguridad y confiabilidad (en términos de tiempo) en los cálculos realizados.

Fouling El término fouling hace referencia al ensuciamiento o acumulación

de material no deseado sobre las paredes de los equipos o piping

causado por la deposición de partículas. Los materiales incrustantes pueden consistir en organismos vivos o en sustancias no vivas (inorgánicas y / u orgánicas). El proceso de Fouling impide o interfiere con la función correcta del equipo.

Gravedad API Es una medida de densidad que, en comparación con el agua a temperaturas iguales, precisa cuán pesado o liviano es el petróleo. Índices superiores a 10 implican que son más livianos que el agua y, por lo tanto, flotarían en ésta.

Haluros orgánicos Los haluros orgánicos presentan enlaces C-X donde X es un halógeno (F,Cl,Br,I)

Inspección radiográfica (RT) Técnica de inspección no destructiva, diseñada para detectar discontinuidades macroscópicas y variaciones en la estructura interna de un material.

Inspección ultrasónica (UT) Es una técnica de ensayo no destructivo que utiliza un medidor ultrasónico para medir el espesor real de los distintos equipos

6

IOW Integrity Operation Windows

KPI (key performance indicator) Es un indicador de desempeño o de

rendimiento y se utilizan para medir el grado de cumplimiento de los objetivos fijados. Mide la eficacia.

LNHT Light Naphtha Hydrotreating

Loop de corrosión Agrupación de equipos y tuberías bajo una misma condición de proceso (medio de servicio, condiciones operativas) y materiales de construcción, los cuales se encuentran susceptibles a los mismos mecanismos de corrosión/daños y en relativamente las mismas tasas de deterioro.

Mecanismo de daño Un proceso que induce cambios perjudiciales a lo largo del tiempo y que afectan las condiciones o propiedades mecánicas de los materiales. Los mecanismos de daño suelen ser graduales, acumulativos y en algunos casos irrecuperables. Los mecanismos de daño comunes incluyen corrosión, ataque químico, erosión, fatiga, fracturas y envejecimiento térmico.

MOC (Gestión del cambio) Sistema de gestión documentado para la revisión y aprobación de cambios en el proceso, equipo o sistemas de tuberías antes de la implementación del cambio.

NACE National Association of Corrosion Engineers (Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión). La NACE equipa a la sociedad para proteger a las personas, los bienes y el medio ambiente de los efectos adversos de la corrosión.

Notificación Mensaje para comunicar que ha ocurrido una excedencia de los límites. No necesariamente tiene una alarma asociada, pero puede requerir una acción específica y respuesta de un operador

Olefinas Las olefinas pertenecen a un tipo de hidrocarburos insaturados que se podrían definir como alcanos que han perdido un par de átomos de hidrógeno. En lugar de estos átomos de hidrógeno, las olefinas produjeron un doble enlace entre dos carbonos. Las olefinas más importantes son el etileno y el propileno.

Pasivación Propiedad que presentan determinados metales y aleaciones de permanecer prácticamente inertes en determinados medios.

7 Pirólisis Es la descomposición química de materia orgánica y todo tipo de materiales, excepto metales y vidrios, causada por el calentamiento a altas temperaturas en ausencia de oxígeno. Polarización Es el cambio de potencial de un electrodo (potencial de equilibrio)

a medida que la corriente fluye de él o hacia él. La polarización disminuye la diferencia de potencial entre las áreas del ánodo y del cátodo y, por la Ley de Ohm la corriente I baja y, la velocidad de corrosión disminuye.

Reacciones auto-catalíticas Reacción química donde los productos formados actúan como catalizadores de la propia reacción.

Riesgo El riesgo se define como la combinación de la probabilidad de que se produzca un evento y sus consecuencias.

Seguimiento de variables Técnica de control que consiste en la vigilancia de las variables de proceso, entre las cuales se pueden encontrar la temperatura, presión, pH, caudales de entrada y de salida del sistema, viscosidad, densidad, entre otras.

Sublimación La sublimación es el proceso que consiste en el cambio de estado de sólido al estado gaseoso sin pasar por el estado líquido. Al proceso inverso, es decir, al paso directo del estado gaseoso al estado sólido, se le denomina sublimación inversa.

UOP Anteriormente conocida como UOP LLC o Universal Oil Products. Es una compañía multinacional que desarrolla y entrega tecnología para la refinación de petróleo, procesamiento de gas, producción petroquímica y las principales industrias manufactureras.

8

ÍNDICE DE CONTENIDOS

AGRADECIMIENTOS... 2

RESUMEN EJECUTIVO ... 3

GLOSARIO DE TÉRMINOS ... 4

ÍNDICE DE CONTENIDOS ... 8

ÍNDICE DE TABLAS ...10

ÍNDICE DE FIGURAS ...11

1. INTRODUCCIÓN ...13

2. JUSTIFICACIÓN DEL TEMA ...15

3. OBJETIVOS ...16

3.1 Objetivo General ...16

3.2 Objetivos específicos ...16

4. ANTECEDENTES GENERALES DE ENAP ...17

4.1 Información general de ENAP Refinerías Aconcagua ...17

4.2 Misión de ENAP REFINERIA S.A. ...17

4.3 Visión de ENAP REFINERIA S.A. ...17

4.4 Líneas de negocio ...17

4.5 Productos y producción ...18

4.5.1 Productos ...18

4.5.2 Producción ...18

5. REFINACIÓN DEL CRUDO ...19

5.1 Unidad de Fraccionamiento ...19

5.1.1 Corriente de Tope torre de fraccionamiento ...19

5.2 Unidad de Isomerización ...21

5.2.1 Hidrotratamiento de nafta liviana LNHT ...21

6. MANTENCIÓN Y CONFIABILIDAD ...24

6.1 Tipos de mantenimiento ...24

6.2 Beneficios del mantenimiento ...25

6.3 Mantenimiento ENAP ...25

7. VENTANAS OPERATIVAS DE INTEGRIDAD (V.O.) ...28

7.1 Puntos de control crítico ...31

8. CORROSIÓN ...32

9

8.1.1 Reacción electroquímica ...32

8.1.2 Ataque químico directo ...33

8.1.3 Ataque Uniforme ...34

8.1.4 Ataque localizado ...34

8.2 Tipos de corrosión ...35

8.2.1 Corrosión Galvánica ...35

8.2.2 Ataque por Pitting ...35

8.2.3 Corrosión en rendijas ...36

8.2.4 Corrosión intergranular ...36

8.2.5 Fisuramiento por corrosión con tensión ...37

8.2.6 Reducción del Zinc (Descincado) ...37

8.3 Tipos de productos corrosivos ...37

8.3.1 Efectos del pH ...38

8.3.2 Agentes corrosivos ...38

8.4 Prevención de corrosión ...39

8.4.1 Selección de materiales ...39

8.4.2 Diseño de proceso para minimizar la corrosión ...39

8.4.3 Diseño estructural para minimizar la corrosión ...40

8.4.4 Inhibidores...40

8.4.5 Protección catódica y anódica. ...40

8.5 Técnicas de control ...41

8.5.1 Análisis de laboratorio ...41

8.5.2 Cupones (Medición pérdida de masa) ...42

8.5.3 Sondas ...43

8.5.4 Inspección ultrasónica (UT) ...44

8.5.5 Inspección radiográfica (RT) ...44

8.5.6 Seguimiento de variables de proceso ...44

9. UNIDAD DE HIDROTRATAMIENTO ...45

9.1 Corrosión en Hidrotratamiento ...45

9.2 Técnicas de control de corrosión para Unidad de Hidrotratamiento ...57

10. DESARROLLO DE LAS VENTANAS OPERATIVAS DE INTEGRIDAD ...63

I. CONDICIÓNES DE DISEÑO Y FUNCIONAMIENTO ...63

10

III. IDENTIFICACIÓN DE MECANISMOS DE DAÑO ...71

IV. IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES DEL PROCESO ...76

V. DETERMINACIÓN DE LÍMITES ...78

VI. RANKING DE RIESGOS ...82

VII. DETERMINACIÓN DE CRITICIDAD ...86

VIII. ACCIONES Y TIEMPOS DE RESPUESTAS ...88

11. CONCLUSIONES ...93

12. REFERENCIAS ...95

13. ANEXOS ...97

ANEXO A: P&ID Unidad LNHT ...97

ANEXO B: MANUAL DE PROCEDIMIENTO ...104

ANEXO C: Diagrama de flujo LNHT ...121

ANEXO D: Dibujos isométricos Efluente reactor ...122

ANEXO E: Datos de Inspección ...123

ANEXO F: Datos de Seguimiento de variables ...124

ANEXO G: Cálculo de concentración NH4HS y NH4Cl...127

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1: Producción ...18

Tabla 2: Mecanismo de daño en Planta Hidrotratamiento ...56

Tabla 3: Parámetros de calidad agua de inyección ...59

Tabla 4: Pautas para el seguimiento de variables de proceso ...61

Tabla 5: Puntos de muestreos existentes ...66

Tabla 6: Alimentación a la planta ...67

Tabla 7: Límite de los contaminantes ...68

Tabla 8: Tasa de corrosión estimada por HCl (API-581) según pH y T°. ...74

Tabla 9: Consecuencias Matriz de Riesgos ...82

Tabla 10: Matriz de Riesgo V.O. ...84

Tabla 11: Acciones ...88

Tabla 12: Tiempos de respuesta ...89

Tabla 13: Documentación y responsables en la recopilación de documentos ...105

Tabla 14: Riesgos y criticidad ...109

Tabla 15: Acciones y responsable en la Implementación ...111

Tabla 16: Acciones y responsable de etapa Monitoreo ...112

Tabla 17: Formato de registro para las V.O. ...120

11

Tabla 19: Balances de materia LNHT. ...130

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1: Diagrama de flujo de la unidad de Fraccionamiento (4) ...20

Figura 2: Diagrama de flujo LHNT (Elaboración propia) ...23

Figura 3: Ciclo de mantenimiento (Elaboración propia) ...26

Figura 4: Desarrollo del piloto (Elaboración propia) ...29

Figura 5: Zonas de Operación (óptimo, Estándar y Críticos). (10) ...31

Figura 6: Celda Electrolítica (4) ...32

Figura 7: Ánodo pequeño – Cátodo grande (4) ...35

Figura 8: Ataque por Pitting (12) ...36

Figura 9: Corrosión intergranular ...37

Figura 10: Diagrama de flujo genérico Unidad de Hidrotratamiento (14) ...45

Figura 11: Ambiente H2S – agua (14) ...46

Figura 12: Efecto del pH sobre la corrosión de ácido sulfhídrico, en presencia de agua (14) ...46

Figura 13: Ambiente H2S-HCl- H2O (14) ...48

Figura 14: Efecto del pH sobre la corrosión de ácido sulfhídrico, en presencia de agua y HCl (14) ...49

Figura 15: Ataque de HCl (14) ...49

Figura 16: Ataque de HCl (14) ...50

Figura 17: Ambiente H2S-HCl-H20-NH3 (14) ...51

Figura 18: Fouling en ambiente H2S-HCl-NH3 (14) ...51

Figura 19: Pitting en ambiente H2S-HCl-NH3 (14) ...52

Figura 20: Curvas de Efecto de presión parcial H2S en la corrosión en acero al carbono (9)...54

Figura 21: Corrosión Hidrotratamiento (Elaboración propia) ...56

Figura 22: Diagrama de materiales LNHT (Elaboración propia) ...65

Figura 23: Puntos de muestreos de inspección Efluente Reactor...70

Figura 24: Diagrama de corrosión característico (Elaboración propia)...71

Figura 25: Diagrama de Corrosión ERA (Elaboración propia) ...72

Figura 26: Velocidad de corrosión [mpy] ...74

Figura 27: Regiones de Operación de pH (Elaboración propia) ...77

Figura 28: Límites establecidos LNHT (Elaboración propia) ...80

Figura 29: Regiones de operación del pH, con criticidad (Elaboración propia) ...87

Figura 30: LNHT. Feed pumps ...97

Figura 31: LNHT. Absorber. ...98

Figura 32: LNHT. Reactor and heater ...99

Figura 33: LNHT. Combined feed reactor effluent exchanger ...100

Figura 34: LNHT. Desulfurizer efluent. ...101

Figura 35: LNHT. Stripper. ...102

Figura 36: LNHT. Stripper receiver and reflux pumps ...103

Figura 37: Proceso de trabajo V.O...105

Figura 38: Diagrama de Flujo en Diseño de V.O. ...106

12

Figura 40: Diagrama de flujo Seguimiento DE V.O. ...111

Figura 41: Diagrama de flujo LNHT (Elaboración propia) ...121

Figura 42: Isométrico Salida Intercambiador C-851D ...122

Figura 43: Estimación NH4HS (9) ...127

Figura 44: Depositación NH4Cl (9) ...128

Figura 45: Diagrama de flujo LNHT con corrientes (Elaboración propia) ...131

13

1.

INTRODUCCIÓN

La actividad petrolera en Chile ha tenido una amplia trayectoria, desde la búsqueda y el hallazgo de este recurso natural, hasta su explotación propiamente tal. Este descubrimiento dio pie para fundar La Empresa Nacional del Petróleo en 1950, como una unidad autónoma del Estado, cuyos objetivos eran administrar y conducir la explotación del petróleo en nuestro país.

Tal como es sabido, el sector de los hidrocarburos tiene un rol crucial en la producción de energía en Chile, siendo el sector más relevante desde el punto de vista de las energías primarias dentro de la matriz energética del país.

En las Industrias Químicas, tanto nacional como internacional, han existido desastres que han traído consigo consecuencias catastróficas, entre ellas, pérdidas de fuente de trabajo, impactos ambientales difíciles de revertir, hasta incluso la muerte de trabajadoras y trabajadores.

Dentro de los distintos tipos de desastres o accidentes relacionados al estado y mantenimiento del mencionado tipo de plantas, existen aquellos que son causados por deterioros de los materiales en los equipos, con frecuencia, a causa de la corrosión, debido a la no verificación preventiva de la integridad estructural de estos equipos o las conexiones (piping). Tal como lo acontecido en el año 2007 en Enap Refinerías Aconcagua (ERA) ubicada en la Ciudad de Concón, debido a mecanismos de corrosión que generaron un accidente. El suceso se dio a lugar en el área NHT, donde se produjo un incendio debido a un desgaste excesivo de una tubería que transportaba Nafta Hidrotratada. Éste desgaste fue causado por corrosión por HCl (por presencia de cloruros fantasmas), que además favoreció la presencia de erosión/corrosión.

Debido a este accidente en particular, de consecuencias fatales (3 heridos y un fallecido), es que surge la necesidad de realizar en este tipo de planta, el piloto de las Ventanas Operativas. Es por ello, que el emplazamiento para la presente memoria de título será el área LNHT, planta de características similares a NHT, la cual será vista como piloto para el diseño e implementación de las V.O., con base en el API 584. Esto en vista de que las V.O son una solución que promueve una cultura preventiva de planeación, seguimiento y análisis de los equipos, con cuidados básicos, inspección, monitoreo, contando con control de alarmas.

14 Para esto, se hará uso de la Practica Recomendada API 584, primera edición, mayo del 2014, en la cual desarrolla el proceso de trabajo de las Ventana Operativas de Integridad, donde se logra identificarlas, estableciendo límites adecuados. El propósito de esta práctica es entregar una guía para el diseño e implementación de las Ventanas Operativas de Integridad en la Industria Petroquímica y de la Refinación, con el propósito de evitar la degradación inesperada de los equipos que pudiera llevar a una pérdida de contención de material. En este caso en particular, las V.O. a diseñar e implementar, corresponde al Loop

de corrosión asociado a la descarga del reactor de la unidad de LNHT, aguas abajo del intercambiador de carga combinada (Efluente del reactor).

Este programa no necesariamente requiere establecer un sistema de "cero corrosión", sino establecer límites operativos y planes de monitoreo e inspección para asegurar que el sistema responda adecuadamente. Este programa debe permitir al operador gestionar la fiabilidad del sistema y evitar incidentes inesperados.

15

2.

JUSTIFICACIÓN DEL TEMA

El presente tema de memoria tiene una gran importancia en la Industria Petrolera y de Refinación, en específico en ENAP Refinerías Aconcagua, ya que permitirá lograr una operación confiable, segura y con integridad, disminuyendo fallas y evitando paros no programados.

Dentro de los objetivos, se espera poner en práctica las V.O., aumentando la seguridad al operar equipos de producción, facilitando el reconocimiento de las causas de fallas y restableciendo la operación normal, remediando daños de manera rápida y confiable.

Es una solución que promueve una cultura preventiva de planeación, seguimiento y análisis de los equipos, que incluye cuidados básicos, inspección, monitoreo, y contando con control de alarmas, maximizando la confiabilidad en los equipos.

Los beneficios que se obtendrían al implementar son:

-

La reducción del tiempo de reparación.

-

Disminución de fallas repetitivas.

-

Aumento en la disponibilidad de equipos.

-

Reducción en la frecuencia de fallas.

-

Mayor eficiencia en el trabajo del equipo.

-

Reducción de costos por fallas.

-

Alto rendimiento operacional y productividad.

-

Mejora los procesos de la planta.

-

Menos riesgo en la operación.

-

Información integrada y en línea (Permite tener los datos en el momento preciso para la toma de decisiones oportunas).

-

Entre otros.

Por lo mencionado anteriormente, es importante la implementación de las V.O. para prevenir pérdidas de contención de material, las cuales son el resultado de controlar el proceso inadecuadamente provocando un deterioro inesperado o imprevisto, un daño acelerado y/o falla potencial del equipo.

16

3.

OBJETIVOS

3.1

Objetivo General

- Diseño, implementación, seguimiento y actualización de un piloto para el programa de V.O., que permita la participación oportuna, coordinada y efectiva de los grupos técnicos y operativos de la refinería, aplicada en la unidad de LNHT, aguas abajo del intercambiador de carga combinada. En este caso en particular, la V.O. a diseñar e implementar, corresponde al Loop de corrosión asociado a la descarga del reactor, en su sección fría.

3.2

Objetivos específicos

- Estudiar y comprender los procesos de la unidad de isomerización, en específico de LNHT.

- Analizar la operación de los equipos críticos en las unidades de LNHT.

- Comprender los tipos de corrosión presentes en una unidad de Hidrotratamiento

- Desarrollar un Manual de procedimiento para la Implementación oportuna de las V.O.

- Desarrollar conciencia de la relevancia de las V.O., para optimizar el desempeño de las operaciones.

17

4.

ANTECEDENTES GENERALES DE ENAP

4.1

Información general de ENAP Refinerías Aconcagua

ENAP Refinerías es una empresa pública de propiedad del Estado de Chile, cuyo rubro principal es la exploración, producción, refinación y comercialización de hidrocarburos y sus derivados. La compañía fue fundada originalmente por el estado chileno en 1950 y en 1981 ENAP empieza a operar como un grupo corporativo. En enero del 2004, ENAP es fusionado por Refinería Petróleo Concón S.A. y Petrox S.A., ubicadas en la región de Valparaíso y del Bio Bío respectivamente, desde entonces surge una nueva compañía denominada ENAP Refinerías S.A. (ERSA), el cual incluye lo siguiente:

- ERA, con una capacidad de petróleo crudo de 104.000 [barriles/día] - ERBB, con una capacidad de petróleo crudo de 116.000 [barriles/día]

- ENAP Refinería Gregorio, con una capacidad de petróleo crudo de 16.000 [barriles/día]

La Empresa Nacional del Petróleo, es la empresa de mayor producción y refinación petrolera en Chile, con una participación nacional de un 85%. Tiene una capacidad de destilación de 226.000 barriles/día.

ERA se emplaza a unos 35 km de la Ciudad de Valparaíso y se encuentra junto al río Aconcagua, en la costa del Océano Pacífico. La población más cercana es la Ciudad de Concón. Posee una instalación de almacenamiento, carga y descarga llamada Terminal Quintero, ubicada a 17 km de distancia al Norte, en la bahía de Quintero. El Terminal Quintero, consta de un sistema de tanques de almacenamiento, y un sistema de amarre de cuatro boyas para la descarga del crudo y carga de productos.

4.2

Misión de ENAP REFINERIA S.A.

Empresa de energía, 100% del Estado de Chile, líder en hidrocarburos, integrada, que provee productos y servicios que satisfacen las necesidades de sus clientes y contribuye al desarrollo sustentable de los países y de las comunidades en que se inserta, operando en forma competitiva y rentable. (1)

4.3

Visión de ENAP REFINERIA S.A.

Asegurar un abastecimiento de energía competitivo tanto en precio como en calidad, lograr la preferencia de nuestros clientes, siendo líderes como operador comercial y logístico, trabajando con los mejores niveles de eficiencia y confiabilidad y con los más altos estándares de seguridad y prevención de accidentes e incidentes. Ello, con un equipo competente, colaborativo y comprometido, siendo reconocidos como empresa líder en desarrollo sustentable que respeta las comunidades donde se inserta y valorada por su preocupación por el medio ambiente. (1)

4.4

Líneas de negocio

ENAP está constituida en 3 líneas de negocios: Exploración y Producción (E&P), Refinación y Comercialización (R&C) y Gas y Energía (G&E).

18 produciendo petróleo y gas natural. Se desarrollan actividades en Argentina, Ecuador y Egipto, y en la Región de Magallanes en Chile.

La Gerencia de Refinación y Comercialización, está encargada de realizar las actividades con respecto a la producción y comercialización de combustibles y otros productos derivados del petróleo. Por otro lado, también realiza el manejo de la infraestructura logística para el trasporte y almacenamiento, para su posterior comercialización. Además, es responsable del desarrollo de nuevos mercados y productos.

Por último, se tiene la Gerencia de Gas y Energía, la cual está encargada de liderar las iniciativas y proyectos para promover el uso de Gas Natural Licuado (GNL) en el país, tanto en hogares, industrias y generación eléctrica, promoviendo el uso de un combustible más limpio, y además tiene el propósito de fomentar el desarrollo de proyectos de generación eléctrica en la economía nacional.

4.5

Productos y producción

4.5.1 Productos

Los productos se dividen en 3 categorías, productos combustibles (gas licuado, gasolinas 93 y 97, kerosene, petróleo diesel, petróleos combustibles y coque de petróleo), productos petroquímicos (etileno y propileno), y productos especiales (Solventes y bases para asfaltos.)

4.5.2 Producción

La capacidad de producción promedio en ENAP Refinerías es la siguiente:

Tabla 1: Producción

Producto Cantidad [m3_/día]

LPG 300

Gasolina 7000

Kerosene 1300

Diesel 6600

Pitch (asfalto, oil pesado)

900

Coke 1100 (t/d)

19

5.

REFINACIÓN DEL CRUDO

La refinación es un conjunto de procesos físicos y químicos mediante los cuales se separan, en una primera instancia en las unidades de Fraccionamiento y luego se transforman, en unidades aguas abajo, los distintos componentes que conforman el petróleo crudo. Como el objetivo de la memoria es en la unidad de Hidrotratamiento de Nafta Liviana (LNHT), se especificará la corriente que se dirige a esa zona, con una introducción de la Unidad de Fraccionamiento.

5.1

Unidad de Fraccionamiento

Este proceso tiene como objetivo principal la separación de los hidrocarburos presentes naturalmente en el crudo mediante destilación, sin afectar la estructura molecular de los componentes, obteniendo combustibles terminados y cortes de hidrocarburos que serán procesados en otras unidades, para convertirlos en combustibles más valiosos.

El crudo proveniente de los estanques de almacenamiento es calentado mediante trenes de intercambiadores de pre-calentamiento, para aliviar el trabajo del horno, aprovechando las corrientes calientes que provienen de la torre de fraccionamiento. En el primer tren, el crudo llega a una temperatura de 125 °C, para dar paso a los desaladores, donde se disminuyen las sales y agua presentes en el crudo. Estas sales (cloruros de sodio, magnesio y calcio) normalmente están disueltas en agua residual contenida en el crudo, mientras que el agua se encuentra en forma de pequeñas gotitas. Además del agua y las sales de cloro, los crudos contienen una variada cantidad de sólidos en suspensión tales, como sedimento, óxidos de fierro, arena, cristales de sal, carbón y azufre. Muchas de estas impurezas arrastradas son removidas en el proceso de desalado.

Luego del desalado, la corriente pasa por un segundo tren de intercambiadores donde la temperatura del crudo llega a aproximadamente 238 °C. Luego, el crudo pasa a un acumulador de carga, donde se eliminan los gases mediante una válvula de alivio, para proteger el sistema. Posterior al acumulador, el crudo pasa a un tercer tren de calentamiento, donde se alcanza una temperatura de 286 °C. Inmediatamente, la corriente pasa por el horno de crudo, donde se alcanza una temperatura de 340-360 °C, el que una vez vaporizado parcialmente, pasa a una torre de fraccionamiento, que separa el crudo en distintos productos.

Por la parte superior de la torre se obtienen los gases livianos como el gas licuado (LPG) y gasolina (o nafta liviana). Luego se obtiene la nafta que se utiliza como carga para otras unidades, le siguen los productos intermedios que serían el kerosene y el diesel. Llegando al fondo de la torre se obtiene gas oil, y finalmente, al fondo de ésta, se produce el crudo reducido que alimenta la planta de Vacío. En la unidad de Vacío se fracciona el crudo reducido para obtener gas oil y pitch, productos de mayor valor. (3)

5.1.1 Corriente de Tope torre de fraccionamiento

20 separación por fraccionamiento, se obtiene una serie de corrientes de salida, entre las cuales se encuentra la Nafta Liviana, corriente de interés, que luego es dirigida a la Unidad de Isomerización. (3).

En la Figura 1 se observa un diagrama de flujo simplificado de la unidad de fraccionamiento.

Figura 1: Diagrama de flujo de la unidad de Fraccionamiento (4)

Como se observa en la Figura 1, en el tope de la Torre de Fraccionamiento, se inyecta neutralizante, agua e inhibidor. Cada uno de ellos cumple una función específica:

- Neutralización

El principio se basa en la neutralización del ácido clorhídrico (HCl) presente en la corriente, antes de que éste condense, por lo tanto, la inyección se realiza antes de que aparezcan las primeras gotas de agua. Como agente neutralizante se utiliza Amina Neutralizadora, la cual es usada con el fin de minimizar la corrosión provocada por el HCl.

- Agua de lavado

Se utiliza agua de lavado en la corriente de tope para la remoción de sales en el sistema, mantiene el circuito de tope más limpio, y mejora el control de pH a través de la dilución.

- Inhibidor

21

5.2

Unidad de Isomerización

La unidad de Isomerización está compuesta por el área LNHT y el área PENEX, pero debido a que la memoria se focaliza en el área de LNHT, ésta se dará en mayor detalle:

5.2.1 Hidrotratamiento de nafta liviana LNHT

Es un proceso de hidrotratamiento que emplea catalizador (compuesto de una base de alúmina impregnada con compuestos de cobalto y molibdeno) y una corriente rica en hidrógeno, a altas temperaturas y altas presiones, para la descomposición de sulfuros orgánicos, compuestos oxigenados y nitrogenados contenidos en la nafta liviana. Por otro lado, también remueve los compuestos órgano-metálicos (arsénico, plomo y silicio) u olefínicos saturados.

El proceso de hidrotratamiento de nafta, es utilizado para remover las impurezas o venenos que puedan afectar al catalizador en la etapa posterior a ésta (PENEX), por lo tanto, es una unidad que protege y considerada como un pre-tratamiento de la carga para la siguiente unidad. La conversión está en el rango de 50% a 100%, dependiendo del diseño y del stock de carga. (5).

Principales reacciones en LNHT

• Saturación de olefinas (reacción rápida y altamente exotérmica donde la molécula de alqueno rompe su/sus doble/s enlace/s adquiriendo la máxima cantidad posible de átomos de hidrógeno) • Conversión de compuestos orgánicos sulfurados a H2S

• Conversión de compuestos orgánicos nitrogenados a NH3 • Conversión de compuestos orgánicos oxigenados a agua • Conversión de haluros orgánicos a haluros hidrogenados. • Remoción de compuestos órgano-metálicos. (5)

Variables en Unidad LNHT

-Presión: La presión de trabajo normal en el reactor es de 26 Kg/cm2_{. (5)} -Temperatura:

o La reacción de desulfurización se inicia a una temperatura de 230°C (446°F) incrementándose hasta 340°C (644°F), donde ya se observan leves remociones de compuestos azufrados. o Las reacciones de saturación de olefinas se producen a temperaturas similares que la

desulfurización, excepto que son muy exotérmicas y se debe chequear su presencia en la carga. o Para la descomposición de compuestos oxigenados y nitrogenados se requiere una mayor

temperatura que para la desulfurización o saturación de olefinas.

o La remoción de compuestos órgano-metálicos se realiza a 315°C con lo cual se garantiza su completa remoción.

Existen dos principios a considerar:

o Si la temperatura de reacción está bajo el mínimo, la velocidad para remover contaminantes puede ser también baja.

22 - Descripción de la Unidad que posee la Refinería Aconcagua:

En primer lugar, la corriente proveniente de Fraccionamiento (Unidad de Butanos) es almacenada en un tanque de almacenamiento. Luego, esta corriente de Nafta Liviana es alimentada al Absorbedor (E-801). Ingresa por el tope de la torre por la bandeja N°1 y ésta, baja por el distribuidor en contra corriente con el gas proveniente de F-872 (hidrógeno sin reaccionar, hidrocarburos livianos, y ácido sulfhídrico), que se inyecta por la parte inferior de la torre (bandeja N° 12). Por el tope del absorbedor sale el hidrógeno y ácido sulfhídrico.

La corriente de fondo del absorbedor es dirigida a un Sistema de Precalentamiento (C-851) de carga combinada, que está configurado en serie (A, B, C, D) hasta llegar a una temperatura de 280 °C aproximadamente, donde además, se inyecta hidrógeno necesario para las reacciones en el reactor D-801.

La carga proveniente del sistema de precalentamiento, se divide e ingresa a través de dos coil al Horno B-801 celda D. Esta celda cuenta con 5 quemadores con fuel gas que elevan la temperatura a 350 °C para que ocurran las reacciones en el reactor D-801. A la salida de la celda D se juntan los coil en una línea y se dirige al reactor entrando por la parte superior.

A medida que desciende el producto a través del lecho del reactor se van produciendo las reacciones exotérmicas mencionadas con anterioridad y las temperaturas son monitoreadas por 9 termocuplas. Luego, la corriente de salida del reactor se dirige al Sistema de Precalentamiento (C-851) para intercambiar calor con la carga fresca de ésta.

A la salida del sistema C-851, a la corriente se le inyecta agua de lavado para controlar el Fouling o corrosión en la descarga del reactor. Luego, dicha corriente es transportada para ser enfriada con agua de refrigeración por los tubos en el Intercambiador C-803 (Air cooler) antes de entrar al Separador de baja presión F-872.

En este acumulador se logra la separación de tres fases:

1. Por el tope sale el gas (hidrógeno sin reaccionar, hidrocarburos livianos, y un alto porcentaje de ácido sulfhídrico) hacia el absorbedor E-801, que recupera los livianos (C3 y C4) de esta corriente. 2. Por la bota ubicada en la sección inferior, se separa el agua de lavado y es enviada a la planta de

Desodorización o al SWS N°1.

3. Los hidrocarburos condensados en el equipo son enviados hacia el stripper E-803.

El objetivo del Stripper E-803 es separar los gases ácidos que contiene la corriente de nafta liviana. Trabaja con 160°C, calor que se obtiene de la celda B del horno B-801 (Esta celda cuenta con 5 quemadores con fuel gas que elevan la temperatura del producto lo suficiente para que produzca el despojamiento del H2S de la gasolina en la torre E-803). Aquí se produce el desprendimiento de los gases livianos y gases ácidos que salen por el tope de la torre, enfriándose a 39°C con agua de refrigeración y acumulándose en el Acumulador de tope F-873. En el fondo de la torre stripper E-803 se obtiene la Nafta desulfurizada, la cual se dirige a la Sección posterior de LNHT (PENEX). (5).

23 HORNO B-801

CELDA D J-802

D ABSORBEDOR

E-801

J-803

J-872

J-873 A/B/C J-805 A/B C

B A

C-851 A/B/C/D REACTOR

D-801

Mezcla de butanos Hidrógeno desde Plantforming NAFTA LIVIANA GAS A FUEL GAS A COMPRESOR MHC

AGUA DE LAVADO

AGUA DE LAVADO

AGUA ACIDA A SWS

A B

C-810 A/B

ABSORBEDOR E-803

HORNO B-801 CELDA B

NAFTA HIDRATADA A SECCIÓN PENEX Off Gas a Tratamiento

Fuel Gas

AGUA ACIDA A SWS

C-803

C-811

C-809

F-872

F-873

24

6.

MANTENCIÓN Y CONFIABILIDAD

La confiabilidad es la habilidad de un sistema, equipo o unidad, para operar y desempeñar su función básica, bajo las condiciones de diseño de operación durante un periodo de tiempo o número establecido de ciclos. También puede ser definida como la confianza que se tiene de que un equipo o sistema funcione adecuadamente. Debido a los problemas surgidos de los procesos industriales, las maquinarias y el rendimiento de los equipos, surge la necesidad de cuantificar la Confiabilidad de los activos, lo que ha dado el resultado de una nueva técnica llamada Mantenimiento Centralizado en la Confiabilidad. (RCM).

Todos los sistemas tienen una probabilidad de fallar, por lo que la confiabilidad viene de relacionar el sistema con su óptimo uso, de forma tal que una falla ocurra en el grado esperado o deseado. Por lo que adoptar una estrategia de confiabilidad requiere de esfuerzos en una organización para mejorar continuamente el proceso con el objetivo de reducir las fallas y maximizar el uso de los recursos en el largo plazo. La estrategia de confiabilidad requiere redefinir las etapas de producción prestando atención a los aspectos de mantenimiento y confianza.

La confiabilidad puede contribuir a diferentes beneficios dentro de la organización, algunos de esos beneficios son:

- Máxima efectividad operacional.

- Bajo costo del ciclo de vida de los activos productivos. - Seguridad para el personal, la planta y el medio ambiente. - Satisfacción de los clientes.

Es de suma importancia la confiabilidad e integridad de los equipos, ya que ayuda a la minimización de ocurrencia de fallas, y ayuda a prevenirlas eficazmente. Con esto, se estimula a una maximización del desempeño del sistema y además de usar eficientemente los recursos.

6.1

Tipos de mantenimiento

-Mantenimiento correctivo: Se ocupa de la reparación una vez producido el fallo. Es un conjunto de tareas destinado a corregir los defectos que se van presentando en los equipos. (6).

25 -Mantenimiento predictivo: Supervisión periódica de los equipos, centrada en el diagnóstico de sus posibles fallas, con el objetivo de establecer tendencias y planificar el mantenimiento. Con el uso de este tipo de mantenimiento se pueden reducir los trabajos de mantenimiento preventivo, mejorando la disponibilidad y eficiencia de las máquinas e instalaciones industriales. En el mantenimiento predictivo se utilizan técnicas e instrumentos de diagnóstico como: análisis de aceites lubricantes, análisis de vibraciones, ultrasonidos, control de temperaturas, de presión, de caudales, etc. (6).

El mantenimiento tiene costos asociados, tales como mano de obra, materiales, insumos, equipos para el trabajo de mantenimiento, tiempo perdido por ausencia de producción. Por contraparte, la falta de mantención adecuada en los equipos puede traer serias consecuencias, tanto económicas como de seguridad operacional, pérdidas de producción, pérdida de los activos, accidentes, etc., es decir, hasta un mayor costo que en una mantención preventiva.

6.2

Beneficios del mantenimiento

A pesar de los costos ligados al mantenimiento, éste trae consigo muchos beneficios, tales como seguridad para las personas y para el proceso, disminuyendo su riesgo, mejora en los niveles de eficiencia en la instalación, prolonga la vida operativa de los equipos, minimiza las paradas de planta y mantenimiento no programados, mayor tiempo productivo, minimiza gastos, optimiza el desempeño de la máquina, etc.

6.3

Mantenimiento ENAP

ENAP tiene una filosofía de mantenimiento preventivo, predictivo o de avería, el cual se basa en el ciclo de Planificar-Ejecutar-Verificar-Actuar. (Ciclo de Deming) (7)

Se puede observar en la Figura 3 un diagrama ilustrativo, donde las siglas señaladas significan lo siguiente:

-

DMMPI: División Mantención Mayor de Plantas e Instalaciones.

-

DEE: División Equipos Estáticos ERA.

-

DMEC: División Mecánica ERA.

-

DEI: División Eléctrica e Instrumentación.

-

DPM: División Planificación Mantención ERA.

-

DMAT: División Mantención Almacenamiento y Terminales ERA.

26

Figura 3: Ciclo de mantenimiento (Elaboración propia)

Cada una de las etapas tiene las siguientes funciones:

•

Planificar:

-

Transversal:

✓ Plan de Prevención.

✓ Plan de Capacitación.

✓ Presupuestos.

✓ Iniciativas Operativas.

o Planificación quinquenal de paros. o Adquisición y reposición de activos. o Planificación mayor de estanques.

Mantención

de activos

Planificar

Ejecutar

Verificar Actuar

DPM

DPM

DMEC

DEI

DMAT

DEE

DIM

27

-

División Planificación Mantención ERA:

✓ Planificación del mantenimiento en función de los requerimientos de producción.

✓ Gestión de Sist. Información de Mantenimiento.

✓ Paro programado de plantas.

✓ Detenciones mayores.

✓ Gestión de contratos de mantención.

✓ Elaboración de Programa Semanal.

✓ Priorización de actividades con operaciones.

✓ Programación y Control Mantención mayor estanques y Oleoductos.

✓ Seguimiento de compras relevantes de mantención.

•

Ejecutar:

✓ Programa semanal (preventiva/predictiva/correctiva).

✓ Reportar trabajos.

✓ Administrar e inspección técnica contratos.

✓ Informar recursos disponibles.

✓ Verificar y gestionar repuestos.

✓ Elaborar Instructivos de trabajo.

✓ Ejecutar actividades de gestión en prevención.

✓ Ejecutar actividades de capacitación.

✓ Ejecutar programa de Paros.

✓ Ejecutar mantención y limpieza de los diferentes equipos.

•

Verificar:

✓ Reporte Consolidado de hallazgos.

✓ Estudio de Malos Actores.

✓ Cumplimiento Programa Semanal.

✓ Cumplimiento de actividades de urgencia y emergencia.

✓ Cumplimiento Actividades Paro (Accidentes, Costo, Plazos, Actividades).

✓ Certificación de estanques y Oleoductos.

✓ Cumplimiento Planes de Mantención.

✓ Cumplimiento de Disponibilidad.

•

Actuar

✓ Mejora de Planes de Mantención.

✓ Recomendaciones de Mantención.

✓ Priorización de recomendaciones surgidas de evaluación de PAS 55.

✓ Proyecto de Gestión de Activos.

28

7.

VENTANAS OPERATIVAS DE INTEGRIDAD (V.O.)

Debido a lo mencionado en el capítulo anterior, la mantención y la confiabilidad minimizan la ocurrencia y recurrencia de fallas, y es por ello que surge el término de Mecanismo de Falla o Daño, el cual es el medio por el cual las fallas ocurren. Conceptualmente la norma API RP 581 (Tecnología de Inspección Basada en el Riesgo) define Mecanismo de Falla como: “Un proceso que induce cambios perjudiciales a lo largo del tiempo y que afectan las condiciones o propiedades mecánicas de los materiales. Los mecanismos de daño suelen ser graduales, acumulativos y en algunos casos irrecuperables. Los mecanismos de daño comunes incluyen corrosión, ataque químico, erosión, fatiga, fracturas y envejecimiento térmico.” (8). Pero a lo largo de la memoria, cuando se hable de mecanismo de daño, se referirá específicamente sobre corrosión.

Es de suma importancia conocer los mecanismos de falla que pueden estar asociados al diseño de un equipo, y los que son introducidos externamente (uso del equipo por el usuario, operación inadecuada, negligencia, mantenimiento inadecuado, errores de fabricación, errores de diseño, material inadecuado etc).

Es por esto, que hoy en día se requiere de una comprensión total del proceso productivo, las condiciones de operación y los mecanismos de falla, para establecer un programa de inspección que produzca la mayor probabilidad de detectar posibles daños y con ello evitar la ocurrencia de fallas, reducir la probabilidad de ocurrencia, y reducir las consecuencias. El plan de inspección debe ser dinámico y tener en cuenta las condiciones cambiantes del proceso y las condiciones actuales del equipo.

Por otro lado, es fundamental tener en conocimiento la degradación de los materiales de construcción, el historial de inspección, tasa de corrosión medida y los problemas típicos conocidos en la industria petrolera con el fin de mantener la integridad y fiabilidad de los equipos en la industria. Además, es necesario tomar medidas orientadas a un programa de inspección de equipos, además de la aplicación de códigos, normas y prácticas recomendadas de la industria.

Es por esto, que en este estudio se aplicará las Ventanas Operativas de Integridad (V.O.), las cuales, por un lado, establecen límites en las variables de proceso, aseguran que las variables estén dentro de un rango recomendado, garantizando que no se generen mecanismos de daño y previniendo posibles pérdidas de contención. Por otro lado, entrega información para generar acciones, como por ejemplo, modificar los planes de inspección en el caso que se excedan los límites establecidos, modificar condiciones de operación, realizar un estudio para entender la excedencia de los límites, etc.

Es una solución que promueve una cultura de planeación, seguimiento y análisis de los equipos, con cuidados básicos, inspección, monitoreo, y contando con control de alarmas, maximizando la confiabilidad en los equipos, es decir, logra establecer un ambiente controlado durante el ciclo de operación, garantizando una operación segura y responsable, sin interrupciones o paradas no planeadas.

Los beneficios que podría traer la implementación son:

-

La reducción del tiempo de reparación.

29

-

Aumento en la disponibilidad de equipos.

-

Reducción en la frecuencia de fallas.

-

Mayor eficiencia en el trabajo del equipo.

-

Reducción de costos por fallas.

-

Alto rendimiento operacional y productividad.

-

Mejora los procesos de la planta.

-

Menos riesgo en la operación.

-

Información integrada y en línea (Permite tener los datos en el momento preciso para la toma de decisiones oportunas).

-

Entre otros.

Por lo mencionado anteriormente, es importante la implementación de las V.O. para prevenir pérdidas de contención de material, las cuales son el resultado de controlar el proceso inadecuadamente, provocando un deterioro inesperado o imprevisto, un daño acelerado y/o falla potencial del equipo.

Se hará uso de la Practica Recomendada API 584, primera edición, mayo del 2014, en la cual desarrolla el proceso de trabajo de las Ventanas Operativas de Integridad, donde se logra identificarlas, estableciendo límites adecuados. El propósito de esta práctica es entregar una guía para el diseño e implementación de las Ventanas Operativas de Integridad en la Industria Petroquímica y de la Refinación, con el propósito de evitar la degradación inesperada de los equipos que pudieran llevar a una pérdida de contención.

En este caso en particular, la Ventana Operativa de Integridad a diseñar e implementar, corresponde al

Loop de corrosión asociado a la descarga del reactor de la unidad de Hidrotratamiento de Nafta Liviana (LNHT), aguas abajo del intercambiador de carga combinada (Efluente del reactor).

Para lograr el desarrollo oportuno de este piloto, es necesario realizar los siguientes pasos:

Figura 4: Desarrollo del piloto (Elaboración propia)

Definir equipo

de trabajo

Diseñar

Ventanas

Operativas

Implementar

Ventanas

Operativas

Seguimiento

de

cumplimiento

de V.O.

Actualización

y acciones de

30 Un programa de confiabilidad bien definido para el sistema de efluentes del reactor es vital para mantener la operabilidad y la integridad mecánica de los equipos.

En este programa se deben definir tres componentes, las cuales se complementan entre sí:

- Selección y diseño adecuado del material

- Ventana Operativa de Integridad

- Plan de inspección

Un programa de confiabilidad no necesariamente requiere establecer un sistema de "cero corrosión", sino establecer límites operativos y planes de monitoreo e inspección para asegurar que el sistema responda adecuadamente. Este programa debe permitir al operador gestionar la fiabilidad del sistema y evitar incidentes inesperados.

Las V.O., se definen como el rango aceptable para las variables del proceso, donde la tasa de deterioro es predecible y tolerable. Establecer y mantener estas V.O. ayuda a evitar que las condiciones del proceso se encuentren en rangos indeseados donde podría resultar un mayor deterioro.

Los límites pueden ser difíciles de establecer ya que pueden existir variables interrelacionadas que afecten al potencial de corrosión y cada una de ellas necesita consideración, además es necesario revisar los antecedentes de inspección y datos de tasa de corrosión en la unidad para identificar evidencia de deterioro y si el sistema ha sido inspeccionado adecuadamente.

Una vez establecidos los límites operativos, las variables deben mantenerse dentro de estos rangos. Además, deben definirse acciones cuando se opera fuera del rango para corregir el proceso o bien redefinir el rango aceptable.

El seguimiento rutinario de las variables del proceso es vital para asegurar que permanezcan dentro del rango establecido, por lo que cada variable de proceso definida debe tener atención y una prioridad adecuada. (9)

31

Figura 5: Zonas de Operación (óptimo, Estándar y Críticos). (10)

7.1

Puntos de control crítico

Los puntos críticos son propiedades de una planta que deben ser monitoreadas y controladas constantemente para asegurar el correcto funcionamiento y desempeño de las unidades con respecto a lo esperado.

Los puntos de control pueden ser:

-

Una variable del proceso (Temperatura, presión, pH, flujo, etc.)

-

Aspecto de calidad de la corriente (% azufre, % contaminantes, etc)

32

8.

CORROSIÓN

La corrosión puede definirse como la destrucción gradual o alteración de un metal o aleación, o como la alteración de sus propiedades mecánicas por efecto del medio. Los dos mecanismos básicos de corrosión son la reacción electroquímica (corrosión húmeda) y el ataque químico directo (corrosión seca). En Enap Refinerías S.A., estas reacciones ocurren en forma singular o en combinación con influencias externas. (4).

La corrosión se puede clasificar según su morfología o según el medio en que se desarrolla:

Corrosión electroquímica

Según el medio

Corrosión química

Corrosión

Corrosión uniforme

Según la forma

Corrosión localizada

8.1

Mecanismos básicos de reacción

8.1.1 Reacción electroquímica

Celda Electrolítica

La corrosión viene dada por un flujo de corriente entre la superficie de un metal y una solución capaz de conducir dicha corriente eléctrica (electrolito). Esta acción electroquímica provoca una alteración destructiva o desgastada de un metal en áreas que se denominan ánodos. Tiene dos electrodos, un ánodo (reacción de oxidación) donde ocurre la corrosión y un cátodo (reacción de reducción). Entre ellos, debe existir una diferencia de potencial, de modo que la corriente (electrones) fluya entre ellos. (4).

33 Reacción Anódica

En el ánodo, cuando hay corrosión, los átomos o metal con carga positiva salen de la superficie sólida y entran en la solución como iones, mientras que las cargas negativas correspondientes, en la forma de electrones, se quedan en el metal. En la corrosión del hierro, cada átomo de hierro libera dos electrones y se transforma en un ion de hierro que lleva dos cargas positivas. Los electrones liberados viajan a través del metal hacia el área catódica. (4).

Fe → Fe+2 _{+ 2e}-

Reacción Catódica

Para que se produzca corrosión, debe existir una liberación de electrones en el ánodo y una formación de iones de metal a través de la oxidación y desintegración del metal. En el cátodo, debe haber una aceptación simultánea de los electrones. Estas dos reacciones ocurren simultáneamente y a velocidades equivalentes, pero la corrosión como tal tiene lugar exclusivamente en los ánodos. (4). La reacción en el cátodo en un medio ácido es:

2H+ _{+ 2e-} → _2H° → _{Gas de H2}

8.1.2 Ataque químico directo

Producido fundamentalmente por sustancias gaseosas corrosivas, en las que no hay paso apreciable de corriente eléctrica a través del metal. En este tipo de corrosión se estudian aquellos casos en que el metal reacciona con un medio no –iónico.

El ataque químico directo da como resultado una reacción uniforme sobre toda la superficie expuesta. Por lo común, se produce en el material metálico una capa escamosa o un depósito de espesor uniforme.

Las formas más frecuentes de ataque directo en las industrias de refinación y petroquímicas son la oxidación y el ataque por azufre. En este último caso, la presencia de hidrógeno acelera la reacción.

-

Oxidación

La reacción del metal con oxígeno ocurre a altas temperaturas (sobre 538°C)

Fe + ½ O2 → FeO (Óxido ferroso) 2FeO + ½ O2 → Fe2O3 (Óxido férrico)

La combinación química de oxígeno con un metal forma óxidos, los cuales provocan una cascarilla sobre el metal a temperatura constante. La oxidación de la superficie es similar en efecto a la corrosión general, lo que resulta en una disminución gradual del espesor del material.

34

-

Ataque por azufre a alta temperatura

El azufre en la industria del petróleo, está presente en una variedad de formas, entre ellos, azufre elemental, ácido sulfhídrico, sulfuros alifáticos y aromáticos, disulfuros, polisulfuros. Por otro lado, hay que tener presente los factores como la velocidad, tiempo, temperatura, ciclos de calentamiento y condensación y la cantidad de H2S liberado en la disociación. El ataque por azufre en el metal puede llegar a ser importante a temperaturas sobre los 350°F (199°C). Las reacciones básicas de la corrosión para el hierro con ácido sulfhídrico se muestran a continuación:

Fe + H2S → FeS + H2 (Sulfuro ferroso) FeS + H2S → FeS2 + H2 (Bisulfuro de hierro)

Los aumentos pequeños en los contenidos de Cr mejoran la resistencia a la corrosión en este tipo de ataque.

-

Corrosión por Ácido sulfhídrico-Hidrógeno a alta temperatura

La corrosión por H2S en presencia de hidrógeno llega a ser apreciable a temperaturas sobre los 600°F (315 °C) en el caso de los aceros al carbono y aceros de baja aleación. Este tipo de corrosión ocurre principalmente en las unidades de tipo de desulfurización catalítica.

La cascarilla formada, generalmente FeS, puede ser de gran volumen, porosa y poco adherente, por lo tanto, esta cascarilla puede arrastrarse hacia equipos aguas abajo, causando problemas de obstrucción, especialmente en los lechos de catalizador.

8.1.3 Ataque Uniforme

Es el tipo de corrosión más común, ocurre de manera uniforme en la superficie del metal. El material se vuelve más delgado hasta que eventualmente falla. Se caracteriza por su ocurrencia mediante reacción electroquímica y ataque químico directo. La corrosión de tipo Uniforme se puede prevenir o reducir por las propiedades del material, por inhibidores, o por protección catódica. La mayoría de los otros tipos de corrosión, son más difíciles de predecir, por lo cual tiende a tener fallas prematuras en plantas, equipos, etc. (12)

Dos de las formas más comunes de corrosión son el ataque por ácidos (HCl, H2SO4, HF, H2PO4) (ataque electroquímico), y ataque a temperaturas elevadas por compuestos de azufre (ataque químico directo). (4).

8.1.4 Ataque localizado

35

8.2

Tipos de corrosión

Existen al menos seis tipos de corrosión identificados en las operaciones de refinación en el lado de hidrocarburos, los cuales son una combinación de corrosión según su morfología y según su medio en el que se desarrolla:

8.2.1 Corrosión Galvánica

Este tipo de corrosión se da cuando dos metales distintos se encuentran en contacto eléctrico inmersos en una solución corrosiva o conductora (ataque electroquímico). La corrosión del material menos resistente (ánodo), tiene una mayor velocidad de lo que se presentaría en condiciones no galvánicas, mientras que el material más resistente (cátodo) es atacado a una velocidad menor. También es importante el efecto del área, es desfavorable cuando las áreas anódicas pequeñas están expuestas a áreas de cátodos grandes, lo cual presentaría una corrosión rápida concentrada en el ánodo. (12). Este tipo de corrosión puede ser de tipo localizado o uniforme.

Se puede observar en la Figura 7 el caso presentado anteriormente, donde se tiene un remache de acero en una lámina de aleación de cobre o níquel.

Figura 7: Ánodo pequeño – Cátodo grande

(4)

8.2.2 Ataque por Pitting

Este tipo de corrosión electroquímica, se presenta en forma de pequeños agujeros o pits, es extremadamente localizada y destructiva. Difiere del ataque uniforme en que las áreas anódicas permanecen fijas y ocurre un ataque rápido localizado. (4)

Es difícil de detectar debido a que los pit son de tamaño pequeño o porque están cubiertos con productos corrosivos. Así mismo, es difícil de predecir. (12).

Las picaduras generalmente ocurren en condiciones de flujo estancado con presencia de iones cloruro. Los iones de cloruro son relativamente pequeños y lo suficientemente móviles como para penetrar películas protectoras, incrustaciones o productos de corrosión.

La oxidación (reacción anódica) del metal tiene lugar dentro del pit, mientras que la reacción catódica tiene lugar en las superficies adyacentes. Como resultado, se produce un exceso de iones positivos dentro del pit, y los iones de cloruro migran hacia ellos para mantener la neutralidad eléctrica. (13)

36

Figura 8: Ataque por Pitting

(12)

8.2.3 Corrosión en rendijas

Este tipo de corrosión, es una corrosión localizada, asociada con soluciones estancadas en las rendijas (ataque electroquímico), u otras irregularidades de la superficie como protuberancias, remaches, pernos, golillas, empaquetaduras, depósitos, etc. En las refinerías, la corrosión en rendijas en acero al carbono, se observa bajo varios depósitos y en las conexiones de las juntas.

Este tipo de corrosión ocurre cuando una rendija es lo suficientemente amplia como para permitir que entre líquido, y a la vez, lo suficientemente estrecho como para mantener una condición de estancamiento. El mecanismo para la corrosión en rendijas es similar al de la corrosión por picaduras o

pitting, y la grieta actúa como un pit relativamente grande. La corrosión en grietas es más severa en ambientes con alto contenido de cloruro. (13)

8.2.4 Corrosión intergranular

La corrosión intergranular es un deterioro por corrosión localizada y/o adyacente a los límites de grano de una aleación (El grano corresponde al cristal individual en un metal o aleación policristalina). Al ser localizado en el área ya mencionado, origina pérdidas en la resistencia del material desintegrando los bordes del grano. (13)

37

Figura 9: Corrosión intergranular

Existen diversos ambientes donde puede haber susceptibilidad a la corrosión intergranular. Algunos de los más agresivos son: HNO3, HCl, H2SO3, H2SO4, HF, H3PO4, ácidos nafténico y politiónico. En refinería, los más comunes son los ácidos de tipo sulfhídrico que pueden formarse en algunos ambientes. En esta categoría, los más destacados son los denominados ácidos politiónicos H2SXO6 (donde x es generalmente es 3, 4 ó 5), los cuales se pueden formar fácilmente en las unidades de refinerías de petróleo durante las detenciones., que se forman cuando el H2S (o los sulfuros de hierro) se combina con el aire y la humedad. (4).

8.2.5 Fisuramiento por corrosión con tensión

Este tipo de corrosión es provocado por los efectos combinados de la tensión y la corrosión, los cuales propagarán la fisura. La tensión puede ser residual o aplicada, y la corrosión, altamente localizada. Puede ser transgranular, intergranular, o ambas, dependiendo del tipo de aleación, su condición metalúrgica y del ambiente. Este tipo de corrosión ocurre sin una advertencia previa. (4).

Ocurre cuando un metal contiene regiones con distintas tensiones. Aquellas con tensiones más elevadas actúan como ánodo, mientras que las de menor tensión como cátodo. Aquellas con grano más fino actúan como anódicas y de grano grueso que como catódicas. Se trata por tanto de una reacción electroquímica.

8.2.6 Reducción del Zinc (Descincado)

Este tipo de corrosión ocurre ocasionalmente en las aleaciones de latón cobre-zinc que contienen más de 15% de zinc. Es un ataque de tipo altamente selectivo que se produce en la disolución tanto del cobre y cinc, dejando un depósito de cobre poroso. Este tipo de corrosión ocurre en ambientes acuosos ácidos y en puntos de estancamiento, donde es probable que haya depósitos de tipo sedimento. La corrosión ocurre de dos formas, en tipo de capas y de obstrucción. El tipo de capas cubre generalmente un área más amplia en un patrón angosto y elongado, mientras que el tipo de obstrucción es redondo, similar a un

pit grande. (4).

8.3

Tipos de productos corrosivos

38 A continuación, se dará en mayor detalle el ambiente corrosivo ácido-base.

8.3.1 Efectos del pH

Es de suma importancia el efecto que tiene el pH con respecto a la corrosión. En la refinería, el pH del condensado de agua va desde 1 hasta un pH de 11 ó 12. Este rango de pH puede dividirse ampliamente en tres áreas con respecto a la corrosión de los aceros.

-Región de Ácido (pH bajo 4.5)

Esta es la región donde se presenta una gran tasa de corrosión. Las velocidades de corrosión en esta región son directamente proporcionales a la velocidad con la que procede la reacción de la siguiente ecuación:

2H+ _{+ 2e}- _{→ 2H° →Gas de H2}

Esta velocidad dependerá de la concentración de los iones de hidrógeno en el sistema, la velocidad de transferencia de electrones desde el ánodo al cátodo y la velocidad de conversión del ion hidrógeno a gas de hidrógeno. Bajo un pH de 4,5 los productos de la corrosión son más solubles en el agua, por lo cual la corrosión no es controlable bajo este rango, ya que aumenta la velocidad de deterioro. (4).

-Región de “Transición” (pH 4.5-8)

En esta región de transición, el mecanismo cambia a medida que disminuye la evolución de iones de hidrógeno y la menor concentración resultante de hidrógeno lleva a menores velocidades de difusión. Entre un pH de 4.5 - 6.8, los productos de la corrosión son menos solubles o pueden permanecer como depósitos de fouling en el proceso. (4)

En el rango de 6,8 - 7,3 de pH, se produce el fenómeno de Aguas Negras, donde la tasa de corrosión aumenta debido a que la red de sulfuro se reorganiza a causa del aumento de pH, convirtiéndose en una red más estable. Mientras que esta red se reorganiza, es susceptible a mayores índices de corrosión. (14) Este tipo de corrosión es homogénea, ya que se debilita la lámina protectora al tiempo.

-Región No Corrosiva (pH 8-14)

A medida que disminuye la concentración de los iones hidrógeno se aumenta el pH sobre 7, la razón de iones hidroxilo a iones hidrógeno aumenta a más de una unidad. (4).

8.3.2 Agentes corrosivos

A continuación, se presentará un listado con los principales agentes corrosivos que se encuentran presentes en la Refinería.

- Azufre

- Cloruro

- Oxígeno

- Sales

- NaOH

- Cianuro

- Agua

- Ácidos orgánicos

- Hidrógeno

- Dióxido de carbono

- NH3