Contactora PETROBRAS Riesgo del Equipo: 3-D Mecanismos de Falla: Corrosión Húmeda por CO2 Se localiza en los sectores “secos” entre interfase liquido – vapor y platos Corrosión por Aminas Centrado en descarga de amina Proceso Este equipo se trata de una torre contactora donde se realiza la desorción del CO2 del gas a tratar. El proceso es mediante la circulación de una corriente de Amina que ingresa por la parte superior de la torre y va descendiendo por rebalse en platos (12) hasta llegar al fondo de la torre, el Gas entra al equipo por la parte inferior y asciende por orificios ubicados en los platos y atraviesa en forma de burbujeo a través de la amina teniendo de esta forma el contacto intimo entre Gas y Amina que permite el proceso de Absorción del CO2 contenido en la corriente gaseosa por parte de la Amina. La Amina que ingresa con un contenido de 0.05 mol de CO2/mol de Amina, egresa de la torre con 0.4 mol de CO2 / mol Amina.

PETROBRAS Hitos

PETROBRAS Hitos 1 2 3 4 5 6 22-11-2002 Entra en Servicio Torre Contactora V-3010 1 2 3 4 5 6 20-08-2004 Se descubre Pit en Niple 19-01-2005 Se constata Pit mediante Inspección visual en Paro de Planta 01-05-2005 En Medición de Espesores se detectan mas Pits, se programa Paro de Planta 14-06-2005 Se reviste Niple en Paro de Planta 12-07-2006 Se inspecciona y repara revestimiento 25-02-2008 Se reemplaza niple, se inspecciona torre 100%, y se reviste zonas corroidas

PETROBRAS Historial 20-08-04 Durante tareas de medición de espesores correspondientes al Plan Anual de Control de Espesores se detectó un punto de perdida de espesor localizado en el niple de salida de Amina de la torre Contactora V-3010. Se realizó un seguimiento al piting y se escaneo toda la pieza en busca de defectos similares. 19-01-05 Se constató avance de corrosión localizada en niple de salida de Amina mediante inspección visual en Paro de Planta 01-05-05 El avance en la profundidad del piting era notorio y se descubrieron otros similares. Se pide mediante informe adjunto un Paro de planta para realizar revestimiento de la zona afectada y aislar la pieza del medio corrosivo y poder parar de este modo el avance de la misma. 29-05-05 Se realizo API 579 Aptitud para el servicio determinando que la pieza debia ser reemplazada, y que de no tomar medidas a corto plazo la vida remanente de la pieza era de 8 meses. 14-06-05 Se procedió a revestir el niple afectado con Compuesto Epoxi Cerámico en Paro de Planta destinado a tal fin. El valor de mínimo espesor en la zona de picado fue de 12,5 mm. En medidas posteriores de espesor de pared se notó el cese de procesos corrosivos en zona afectada.

PETROBRAS Historial 12-07-06 Se reparó revestimiento en Niple durante Paro de Planta. En medidas de espesor posteriores se notó la estabilización y paro de avance de corrosión. Espesor mínimo: 11,6 mm. Durante el periodo entre el Paro de Planta de Julio de 2006 y Junio de 2007 se monitoreo mediante medición semanal de espesor la pieza afectada, se notó una leve disminución en el espesor llegando a 11,00 mm. En Junio de 2007 se comenzó a trabajar para realizar una corrección metalúrgica consistente en el reemplazo de la pieza afectada para, de este modo, dejar en condición original el equipo, recuperando sobreespesor de corrosión perdido anteriormente. Se realizo el plan de acción correspondiente al reemplazo de la pieza afectada, los pasos a seguir fueron:

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Plan de Inspección PETROBRAS El Plan de Inspección previsto para el momento de la intervención encuadrado dentro de lo que se considera una Inspección “Generalmente Satisfactoria”, incluyendo: Inspección visual interna 100% sin remoción de internos Medición de espesores por ultrasonido Tintas penetrantes en cruces de soldadura.