Careers Protección contra la Corrosión por CO₂ en Sistemas de Amina “Dulces”
Corrosión en Columnas de Stripper de CO₂ y Recipientes de Amina “Dulce”
En los strippers de CO₂ y los procesos de tratamiento con aminas “dulces”, la mayor parte de la corrosión está relacionada con la liberación de CO₂ y el posterior ataque a las superficies de metal base. Las zonas con temperaturas elevadas y caída de presión son más propensas a sufrir corrosión, ya que esta es una reacción química que se ve acelerada por el aumento de temperatura.
IGS cuenta con numerosas aplicaciones en recipientes a presión donde mejoramos el metal base mediante un revestimiento con aleación resistente a la corrosión (CRA) para mitigar cualquier degradación futura. Los materiales de revestimiento HVTS® de IGS son aleaciones modificadas de NiCrMo que abordan específicamente los mecanismos de erosión y corrosión general en esta corriente de proceso. Aplicamos nuestro revestimiento de aleación resistente a la corrosión en sitio durante paradas de planta en instalaciones químicas y refinerías en todo el mundo.
Corrosión en Strippers de CO₂ en la Industria de Fertilizantes
Los sistemas de amina utilizados en las instalaciones de las industrias química, petroquímica y agroquímica para la producción de gas de síntesis (syngas) y amoníaco se consideran “dulces”. Estos sistemas procesan únicamente CO₂ o una cantidad significativamente mayor de CO₂ que de H₂S.
La corrosión representa casi la mitad de todas las fallas observadas en servicios de amina “dulce”; el costo individual en términos de producción perdida varía entre $250.000 y $250 millones. Alrededor del 50% de estos incidentes de corrosión ocurren en las zonas más calientes de la planta: el rehervidor (reboiler) y la parte inferior del regenerador o stripper de amina. Las plantas “dulces” suelen experimentar corrosión severa en los enfriadores de amina pobre, bombas, tuberías y en la columna de absorción o contacto (absorber/contactor). La condición conocida como under-stripping se presenta cuando una gran cantidad de H₂S/CO₂ en la amina rica se libera en el rehervidor del regenerador en lugar de hacerlo en la columna, lo que intensifica la corrosión en esas áreas críticas.
El under-stripping es la causa operativa más común de la corrosión en sistemas de amina y, con frecuencia, es un problema autoinducido al no abordar la incrustación (fouling) en rehervidores y en los intercambiadores de amina rica/pobre, así como por campañas excesivamente agresivas de ahorro energético.
Existen ciertas zonas dentro de las plantas de amina que son más susceptibles a la corrosión por dióxido de carbono que otras (ver Figura 1 abajo) y, como resultado, a menudo se construyen con aleaciones resistentes a la corrosión (CRA), como el acero inoxidable. Estas áreas incluyen:
- La columna de stripping de CO₂, especialmente la sección superior y la línea de gas superior
- El haz tubular del intercambiador de calor rica/pobre
- El haz tubular del rehervidor
- El condensador de reflujo
- La válvula de expansión del solvente rico y la tubería posterior hacia el stripper
Estrategias de Mitigación de la Corrosión en el Tratamiento de Amina “Dulce”
Muchas unidades de amina tienen el domo superior y la parte alta del regenerador o del recipiente stripper de CO₂ revestidos con acero inoxidable como parte del diseño original. Sin embargo, el control del proceso y los cambios en la alimentación suelen provocar que la columna de amina experimente corrosión en otras zonas del recipiente, a menudo directamente por debajo de la sección revestida.
La naturaleza y forma del mecanismo de corrosión suele manifestarse como un ataque localizado por picaduras de CO₂, con velocidades de corrosión elevadas que pueden eliminar rápidamente el margen de corrosión y comprometer la integridad del stripper de CO₂, requiriendo intervención y reparación mecánica para reconstruir el límite de presión.
Además de las consideraciones operativas, históricamente se han utilizado diversas estrategias de mitigación o reparación de la corrosión por dióxido de carbono cuando ocurre pérdida de espesor en la carcasa interna. Algunas opciones mecánicas incluyen la instalación de abrazaderas y tapones temporales, el reemplazo de secciones del recipiente y la aplicación de recubrimientos internos por soldadura (weld overlay).
El tiempo requerido para estas intervenciones, junto con el Tratamiento Térmico Posterior a la Soldadura (PWHT) necesario para eliminar las Zonas Afectadas por el Calor (HAZ), y las consideraciones estructurales de soporte, a menudo exigen cronogramas extendidos de parada o turnaround y conllevan pérdidas asociadas de producción. Las limitaciones de compatibilidad térmica y química han impedido el uso efectivo de recubrimientos orgánicos.
Gestión de la Corrosión en Procesos de Amina con la Barrera Anticorrosiva IGS HVTS® 5000
IGS cuenta con un historial comprobado de más de 20 años de experiencia en servicio deteniendo la corrosión interna en estos activos críticos. Desde 2001, IGS ha protegido más de 100 columnas de amina en plantas químicas, petroquímicas y refinerías en todo el mundo, aplicando revestimientos internos en más de 3000 m² de acero.
Caso de Estudio: HVTS® Detiene la Corrosión en un Stripper de Agua
Además de proporcionar una solución comprobada para detener la pérdida de metal y estabilizar la condición interna de estas unidades clave del proceso, IGS posee una experiencia inigualable en la aplicación in situ de HVTS® en instalaciones existentes (brownfield), durante paradas o turnarounds en aplicaciones de ruta crítica.
La instalación del revestimiento IGS HVTS® Serie 5000 mantiene la integridad del activo a largo plazo, aumentando la disponibilidad del equipo, extendiendo la vida útil del recipiente, reduciendo los costos continuos de mantenimiento, los requerimientos de intervención, el alcance y cronograma de paradas, así como el tiempo de inactividad del proceso de amina.
Confiabilidad del Revestimiento IGS HVTS en Strippers de CO₂
IGS controla y supervisa cuidadosamente sus estándares de aplicación mediante estrictos protocolos de Control de Calidad (QC) y procedimientos de inspección. Además, IGS genera un registro electrónico de espesores con lecturas mapeadas a través de un medidor electromagnético de separación sobre una cuadrícula de referencia definida en toda el área revestida.
Este registro se utiliza para inspecciones futuras y para la verificación de la integridad del revestimiento interno. Asimismo, hemos desarrollado tecnologías adicionales de inspección para la verificación externa en línea del estado del revestimiento mediante escaneo a través de la pared del recipiente.
Los sistemas de revestimiento IGS HVTS Serie 5000 pueden inspeccionarse visualmente con facilidad para detectar cualquier signo de deterioro. No es necesario realizar limpieza con agua a alta presión, granallado o abrasión mecánica del revestimiento para fines de inspección.
A diferencia de los sistemas de recubrimientos orgánicos, los revestimientos metálicos HVTS ofrecen una solución robusta, duradera y a largo plazo, con alta resistencia mecánica, a la abrasión, y a amplios rangos de temperatura y presión de servicio. Además, son resistentes a procesos de limpieza y steam-out del recipiente. Esto reduce considerablemente el costo del ciclo de vida y permite extender los intervalos de inspección requeridos, disminuyendo aún más el tiempo de inactividad.
Experiencia de IGS en la Lucha contra la Corrosión Interna en Recipientes Químicos
IGS cuenta con cientos de miles de metros cuadrados y décadas de aplicaciones exitosas de revestimiento interno HVTS en equipos de proceso críticos. Este éxito se basa en características que IGS ha desarrollado y que son inherentes a nuestra tecnología, productos y servicios, los cuales constituyen los pilares esenciales para el rendimiento exitoso de las aplicaciones de High Velocity Thermal Spray (HVTS) en este tipo de equipos internos críticos de proceso.
Basado en el trabajo realizado por el grupo de soluciones tecnológicas de IGS, en colaboración con numerosas instalaciones líderes en la industria, los materiales y procesos seleccionados para estos proyectos han demostrado un excelente desempeño, tanto en pruebas extensivas realizadas bajo condiciones reales de proceso como en numerosas aplicaciones en campo.
El laboratorio interno y centro de investigación de última generación de IGS brinda a nuestros clientes una proyección precisa del rendimiento de cualquier aplicación en sitio.
Vea este video para obtener más información.
Protección contra la Corrosión In Situ en Recipientes de Amina
La protección avanzada de IGS para equipos críticos de proceso, incluidos strippers de CO₂ y tratadores de amina dulce, reduce las pérdidas de producción, lo cual representa un factor de costo clave en plantas de amoníaco. El uso de aleaciones resistentes a la corrosión de alta nobleza, aplicadas mediante el proceso IGS HVTS®, se considera más económico en comparación con estrategias como el weld overlay o el reemplazo completo de columnas (los recubrimientos no metálicos suelen descartarse debido a su falta de fiabilidad en este entorno altamente corrosivo).
La durabilidad de la solución de reparación IGS HVTS® y la reducción del mantenimiento futuro gracias a la eliminación de la corrosión recurrente generan un valor significativo. Los propietarios de plantas químicas han obtenido ahorros de millones a decenas de millones de dólares al adoptar esta tecnología.
Caso de Estudio: Corrosión Severa en Columna de Amina Eliminada Permanentemente
Consulta gratuita con un Experto en la Materia de IGS
IGS está aquí para brindarle información, responder sus preguntas y crear una solución eficaz según sus necesidades.