Identificación y mitigación de la corrosión por nucleación en hidrocarburos líquidos

A partir de la experiencia en la Refinería Aconcagua de ENAP, se analizan las causas operativas y químicas de la corrosión por nucleación en nafta y las acciones de mitigación implementadas, incluyendo ajustes de pH e inhibidores específicos. La colaboración con Veolia permitió validar experimentalmente los mecanismos de corrosión y definir criterios de tratamiento que reducen significativamente la tasa de daño y mejoran la integridad de los sistemas.

Por Osvaldo Heredia Cancino (ENAP)

Este trabajo fue seleccionado en el 7.º Congreso Latinoamericano y del Caribe de Refinación.

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• Introducción

 

La corrosión por nucleación es un fenómeno emergente en sistemas de hidrocarburos líquidos, similar a la corrosión por punto de rocío en gases. Se produce cuando el agua disuelta en la nafta se condensa en forma de microgotas al disminuir la temperatura, permitiendo la concentración de especies ácidas como ácidos orgánicos o H₂S. Estas gotas generan un medio ácido localizado que puede provocar corrosión severa en zonas donde no hay agua libre visible. Este informe presenta el caso de la Refinería Aconcagua de ENAP, donde se identificó este mecanismo y se implementaron medidas de mitigación efectivas.

 

• Desarrollo

 

• Contexto operacional:

 

Durante inspecciones en 2021 se detectaron pérdidas de espesor en líneas de hidrocarburos líquidos en el circuito de tope E-3 (figura n.° 1), sin evidencia de corrosión en el circuito de agua. Se observó un aumento en el hierro disuelto y un pH ácido en los acumuladores, lo que llevó a cuestionar si la corrosión se originaba en la fase hidrocarburo.

 

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Se implementó un plan de acción para monitorear espesores, encintar zonas críticas y revisar circuitos como reflujo E-3, E-14, F-130 y F-143.

 

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• Análisis de variables de proceso:

 

Al final del año 2020 se observa un aumento en el hierro disuelto en el agua del F-130, no obstante, al medir el circuito de agua no se observan bajos espesores.

 

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Dado lo anterior, se plantean las siguientes interrogantes:

 

• Si el circuito de agua no está siendo afectado, ¿el hierro será del circuito de nafta?
• ¿Por qué hay pérdida de espesor en el circuito de nafta liviana?
• ¿cómo se produce la corrosión en esa zona de HC y no en el agua?

 

Adicionalmente se revisa la calidad de alimentación de gasolina de los Topping que presentaba desviación, como son el consumo de amina en los circuitos de tope de fraccionadoras de crudo y el tratamiento de soda en la salida de los desaladores.

 

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En la gráfica n.° 2, se observa un aumento en el consumo de amina neutralizante y soda en la nafta liviana de Topping (área amarilla) y en la gráfica n.° 3, se observa aumentos puntales de consumo de soda como medida de acción para mitigar un bajo pH en los efluentes de las desaladoras y el bajo pH en los acumuladores de las torres atmosféricas

 

• Análisis de Riesgo y Condición Sub-Estándar de Circuito de Nafta de Topping.

 

• Evidencias:

• • Aumento de hierro y pH ácido en la corriente tope
  • pH ácido en drenaje de desalador

 

•  Consecuencias:

• • Potencial Pérdida de Contención en los circuitos

 

• Plan de acción inmediato DOC-ANR-2022-027:

• • Encintar puntos detectados con espesor bajo retiro y los que se puedan detectar en el futuro
  • Inspección periódica y en caso de detectarse espesores bajo retiro proceder a encintar
  • De manera preventiva monitorear espesores de los siguientes circuitos
  • Reflujo E-3/Reflujo E-14  / Circuito tope T2  /. F-130 /. F-143
  • Realizar plan para reparación definitiva del circuito
  • Continuar con todas las medidas operativas definidas para el control de la corrosión por crudos ácidos (DOC-ITE-2020-004)
  • Implementar medidas definidas en FMEA_001_AFRAC_Crudos ácidos

 

• Apoyo técnico y estudios de laboratorio:

 

Con apoyo de Veolia, se realizaron análisis metalográficos, microbiológicos y de especies ácidas.

 

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Se detectó presencia de bacterias sulfo-reductoras y se confirmó la corrosividad de la nafta por ácido acético.

En relación a la presencia de bacterias sulfo-reductoras, En 2020, fue hecho un estudio en nuestro laboratorio en Tombal sobre el tope de la E14 donde se identificó presencial de corrosión por ataque microbiológico. En abril ( abril 2022) , junto con él envió de muestras a Tombal, se realizaron pruebas de campo de confirmando de presencia de bacterias sulfo-reductoras en el circuito.

 

El resultado fue positivo para el top de la E14 , agua del F143.

 

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Resultados en abril 2022, pruebas de sulfato-reductoras :

 

• F1 – Negativo (8 días)
• F130 – Moderado (5 días)
• F142 – Negativo ( 8 días)
• F143 – Elevado ( 1 día)

 

Confirmando que los ácidos orgánicos son fuentes de alimento para las bacterias y en zonas de temperaturas de 40 a 50 °C pueden crecer por abundancia de alimento.

 

Finalmente en laboratorios de Veolia, se simularon condiciones de nucleación con nafta húmeda y ácidos orgánicos, observando tasas de corrosión superiores a 23 mpy. Se evaluaron inhibidores, destacando que los solubles en hidrocarburos fueron más efectivos.

 

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• Medidas de mitigación implementadas:

 

Se reemplazó el inhibidor por uno fílmico con acción dual (fase acuosa e hidrocarburo) y se ajustó el control de pH de 5.5–6.5 a 7.5–8.5, mejorando la separación de microgotas.

 

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Gráfica a continuación, corresponde a sensores en circuitos de descarga de HC del F-130, en el ramal de succión de las J-124’s. El monitoreo de espesores mostró una reducción en la velocidad de corrosión de 2.3 mm/año (2021) a 0.15 mm/año (2024), extendiendo la vida útil estimada a más de 19 años.

 

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• Conclusiones

 

• El monitoreo continuo de espesores, hierro disuelto y pH es clave para la detección temprana y control del fenómeno. Neutralización parcial: El aditivo neutralizante en la unidad de Topping está neutralizando la fase acuosa, pero los ácidos orgánicos persisten en la fase hidrocarburo (HC).
• Bacterias sulfo-reductoras: Se detecta la presencia de estas bacterias, que causan corrosión y deposición en el F143, favorecidas por el ácido butílico. Estas pueden ser mitigadas mediante aditivos químicos biocidas o control de agente ácido.
• Corrosividad de la nafta: Un análisis externo confirma que la nafta es corrosiva debido al ácido acético.
• Tratamiento actual: cuando la concentración supera los 30 ppm de ácido acético, se necesita un inhibidor fílmico adicional para controlar la corrosión y/o utilizar un inhibidor que tenga propiedades en fase de hidrocarburo y acuosa a la vez.
• Generación del Paper C2024-21232 AMPP - Veolia

 

• Bibliografía

 

1. ENAP Refinería Aconcagua (2024). Identificación y mitigación de la corrosión por nucleación en hidrocarburos líquidos.
2. Adewale, M. et al. (2024). Inhibiting Nucleation Corrosion in Liquid Hydrocarbons. Veolia Water Technologies & Solutions.
3. ASTM G185-06(2020). Standard Practice for Evaluating and Qualifying Oil Field and Refinery Corrosion Inhibitors using Rotating Cylinder Electrode.
4. Bagaria, H. et al. (2023). Nucleation Corrosion in Liquid Hydrocarbons. AMPP Paper No. 19463.

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