CORROSIÓN POR AMINA API 571

1. 3.2 Corrosión por amina
571 Mecanismo
de Daños
CODIGO AMIND
ADIND-003
Jose“Fox” Nava

2. 3.2 Corrosión por amina
a) La corrosión por amina es típicamente localizada que ocurre principalmente en los acero al
carbono en el tratamiento y procesos de aminas.. La corrosión no es causada por la amina en sí,
sino que es el resultado de gases ácidos disueltos (CO2 y H2S), sales de amina termoestables
(HSAS), productos de degradación de amina (p. ej., sales de bicina, oxalato y formiato) y otros
contaminantes.
b) El SCC del acero al carbono en servicios de amina se analiza en 3.3.
3.2.1 Descripción de daños

3. 3.2.2.- Materiales afectados
Principalmente acero al carbono. La serie 300 SS y otros grados de acero inoxidable son más
resistentes.
3.2.3 Factores críticos
a) La corrosión depende del diseño y las prácticas operativas, el tipo de amina contaminantes,
temperatura y velocidad.
b) La corrosión por amina está muy ligada al funcionamiento de la unidad. Con algunas
excepciones, el acero al carbono es adecuado para la mayoría de los componentes en una
unidad correctamente diseñada y operada. La mayoría de los problemas pueden deberse a un
diseño defectuoso, malas prácticas operativas o contaminación de la solución.
c) La corrosión también depende del tipo de amina utilizada. En general los sistemas de
alcanolamina se pueden clasificar en orden de agresividad de mayor a menor como sigue:
monoetanolamina (MEA), diglicolamina (DGA), diisopropilamina (DIPA), dietanolamina
(DEA) y metil dietanolamina (MDEA).

4. 3.2.3 Factores críticos cont.
d) Las soluciones de aminas amargas generalmente no son corrosivas porque tienen baja
conductividad y pH alto. Sin embargo, una acumulación excesiva de sales termoestables, p. ej.
sales de bicina, oxalato, formiato y acetato por encima de aproximadamente 2%, dependiendo de
la amina, puede aumentar significativamente las tasas de corrosión en amina pobre caliente.
e) La entrada de oxígeno provoca altas tasas de corrosión y contribuye a la formación de sales
termoestables.
f) Las soluciones de aminas amargas contienen una pequeña cantidad de H2S, que ayuda a
mantener una película estable de sulfuro de hierro. Las soluciones de aminas amargas con
exceso de capas pueden ser corrosivas si no hay suficiente H2S presente para mantener la
película protectora de sulfuro de hierro.
g) Las tasas de corrosión aumentan con el aumento de la temperatura, particularmente en servicios
ricos en amina. Temperaturas arriba aproximadamente 220° F (105° C) puede resultar en un
destello de gas ácido, si la caída de presión es lo suficientemente alta, con severa Corrosión
localizada.

5. 3.2.3 Factores críticos cont.
h) La velocidad de la corriente del proceso influirá en la velocidad de corrosión de la amina y la
naturaleza del ataque. La corrosión es generalmente uniforme; sin embargo, las altas
velocidades y la turbulencia provocarán pérdidas de espesor localizadas. Para acero al carbono,
Las velocidades generalmente se limitan a 3 fps a 6 fps (1 m / sa 2 m / s) para amina rica y
aproximadamente 20 fps (6 m / s) para amina amarga.
3.2.4 Unidades o equipos afectados
a) Unidades de amina, que eliminan H2S, CO2 y mercaptanos de las corrientes de proceso en
muchas unidades, incluido el crudo, unidades de coquificación, FCC, reformado de hidrógeno,
hidroprocesamiento y gas de cola.
b) El calderín regenerador, incluidas las líneas de alimentación y retorno, y el regenerador son
áreas donde la temperatura y la turbulencia son las más altas en el sistema de amina y, por lo
tanto, son ubicaciones de corrosión significativa.

6. 1.- Si se produce una regeneración excesiva en el rehervidor (es decir > 5% de la
regeneración total de aminas se produce en el rehervidor), puede provocar corrosión por
gas ácido en el rehervidor, su línea de retorno de vapor y la parte inferior del regenerador.
3.2.4 Unidades o equipos afectados cont.
2.- Amoníaco, H2S y cianuro de hidrógeno (HCN) aceleran la corrosión en el techo del
regenerador. tuberías de salida y condensador, así como tuberías, válvulas y bombas de
reflujo.
c) El lado rico en amina de los intercambiadores amargo / rico, la tubería de amina
amarga caliente, la tubería de amina rica en caliente, la tubería del condensador superior
del separador, las bombas de solución de amina y los recuperadores también son áreas
donde los problemas de corrosión ocurren comúnmente.
d) En los sistemas absorbedores de amina, los lugares más susceptibles a la corrosión por
amina son los que contienen amina o gas ácido, al chocar contra el caparazón, así como
aguas abajo de las válvulas de reducción de presión y otras áreas de alta velocidad en la
tubería rica de amina.

7. a) El acero al carbono y los aceros de baja aleación sufren principalmente un
adelgazamiento uniforme en ubicaciones localizadas (aisladas) o localizadas. ataque
por debajo de los depósitos. (Figura 3-2-1 a Figura 3-2-6)
b) Cuando la velocidad de la corriente del proceso es baja, el adelgazamiento será más
uniforme y generalizado. En ubicaciones con alta velocidad o turbulencia, estará más
localizado con mayor pérdida de metal.
c) Las soldaduras pueden ser atacadas preferentemente. (Figura 3-2-1 y Figura 3-2-3)
3.2.5 Apariencia o morfología del daño

14. a) El funcionamiento adecuado del sistema de amina es la forma más eficaz de controlar la
corrosión, con especial atención pagado a los niveles de carga de gas ácido. Además, para evitar
productos corrosivos de degradación de aminas, el proceso de la temperatura no debe exceder
los límites recomendados. Se requiere un control adecuado de la velocidad y la temperatura del
rehervidor, necesario para mantener las temperaturas adecuadas del regenerador.
b) Se debe prestar la debida atención para evitar la acumulación de sales termoestables a niveles
inaceptables.
c) El diseño del sistema debe incorporar medidas para controlar la caída de presión local para
minimizar el parpadeo en areas donde sea inevitable que puede ser necesario actualizar los SS
serie 300 u otras aleaciones resistentes a la corrosión. Tipo Las bandejas e interiores de acero
inoxidable 410 se utilizan comúnmente en torres de absorción y decapado.
d) Evite la entrada de aire en el sistema ya que esto conducirá a la formación de sales corrosivas
estables al calor.
3.2.6 Prevención / Mitigación

15. e) Los tanques de almacenamiento y los recipientes de compensación deben cubrirse con gas inerte
sin oxígeno para evitar la introducción de oxígeno y fugas de aire.
f) Los sólidos y los hidrocarburos deben eliminarse de la solución de amina mediante filtración y
control del proceso.
g) Es posible que se requieran inhibidores de la corrosión para controlar la corrosión por amina
dentro de niveles aceptables.
3.2.6 Prevención / Mitigación cont.

16. a) Inspección visual (VT) de superficies internas en áreas de impacto de flujo, áreas de flujo
turbulento, líquido / vapor interfaces y de soldaduras / zonas afectadas por el calor (ZAT) es
eficaz para identificar la corrosión localizada. Algunas veces se utiliza un medidor de picadura
junto con un examen visual para proporcionar datos específicos sobre el alcance de la pérdida de
metal.
b) Regiones delgadas:
1.- La prueba ultrasónica externa (UT) se usa generalmente para mapear el espesor de los
componentes para identificar la region delgada.
2.- Las pruebas radiográficas de perfil (RT) pueden ser efectivas para identificar un ataque
localizado, particularmente en soldaduras / ZAT y ubicaciones turbulentas;
3.- El UT a veces se puede usar junto con VT, escaneo láser, imágenes de luz blanca estructurada y /
o medidores de picadura para determinar el alcance de la pérdida de metal.
3.2.7 Inspección y seguimiento

17. c) Se pueden usar sensores de monitoreo de espesor montados de forma permanente.
d) El monitoreo de la corrosión se puede realizar instalando cupones de corrosión y / o insertando
sondas de corrosión.
e) Se debe monitorear el nivel de productos de degradación de amina (por ejemplo, sales de bicina,
oxalato y formiato). Un aumento en el contenido de hierro de la solución de amina coincidirá
con un aumento en el nivel de esta degradación. productos.
f) El ensuciamiento de los intercambiadores y filtros puede ser un signo de problemas de corrosión
en la unidad.
3.2.7 Inspección y seguimiento cont.
3.2.8 Mecanismos relacionados
Amina SCC (3.3).