Análise de corrosividade de mistura nafta e condensado de vapor de diluição : um estudo de caso de corrosão em corrente de processo da indústria petroquímica

Abstract

A corrosão aquosa pode estar presente até mesmo em condições de pressão e temperatura onde a água pura não formaria eletrólito. A presença dessa corrosão pode ser explicada pelo equilíbrio termodinâmico de fases, em que água no estado líquido pode estar dissolvida em compostos com ponto de ebulição maior. Por não ser esperado, esse tipo de corrosão aquosa é de difícil detecção e tem diagnóstico ainda mais complicado. Este trabalho foi desenvolvido como um estudo de caso de corrosão ocorrida em um processo petroquímico, imediatamente após a mistura entre vapor de diluição, gerado a partir de água de processo, e nafta. Após uma revisão dos possíveis mecanismos ativos no sistema estudado, e cruzamento de dados de histórico de inspeção, taxas de corrosão e temperaturas de processo, foram feitos testes laboratoriais para verificação da hipótese levantada. Utilizando a mesma metalurgia empregada nos equipamentos danificados, SA-335 Gr. P11, ensaios eletroquímicos com os fluidos de processo indicaram elevada taxa de corrosão no condensado de vapor de diluição e taxas ainda maiores na fase aquosa após a mistura de vapor de diluição e nafta. De forma comparativa, foram feitos ensaios com aço SA-213 Gr. T91, estes apresentaram baixa taxa de corrosão. Análises de EDS, juntamente com microscopias ópticas e eletrônicas de varredura realizadas imediatamente após os ensaios de polarização ajudaram a definir a morfologia da corrosão e as características do depósito formado durante os testes. Os depósitos se concentraram ao redor dos alvéolos e apresentaram o carbono como o principal elemento constituinte. Após os ensaios, foi recomendada a elevação da temperatura de processo acima do ponto de condensação. Pode-se afirmar que, onde houve controle da temperatura de mistura, as novas taxas de corrosão tenderam a zero.

Aqueous corrosion may be present even when pressure and temperature conditions are not sufficient for pure water to become an electrolyte. The presence of this kind of corrosion may be explained by the thermodynamic phase equilibrium, where liquid water is dissolved in higher ebullition point substances. For not being expected, this kind of corrosion is hard to identify, having its diagnose still a more complex feature. This work is presented as a case study of a corrosion found within a petrochemical process, right after the mixture between dilution steam, generated from process water, and naphtha. After a review of the possible active damage mechanisms for the studied system, together with the crossing of data from inspection history, corrosion rates and process temperatures, laboratorial tests were performed to verify the proposed hypothesis. Using the same metallurgy employed in the damaged equipment, SA-335 Gr. P11, the electrochemical tests with the process fluids indicated a high corrosion rate for the dilution steam condensate and even higher rates for the aqueous phase after the mixture of dilution steam and naphtha. In a comparative way, tests with SA-213 Gr. T91 steel were carried out and presented low corrosion rate. EDS analysis, optic and scanning electron microscopies were performed right after the polarization tests and helped defining the corrosion morphology and characteristics of the fouling generated during the tests. The fouling is concentrated around the pits and have carbon as its main constituent. After the tests, this study recommended increasing the process temperature to a higher value than the condensation point. It can be affirmed that, where there was proper control of the process mixture temperature, the new corrosion rates tended to zero.