Método para reducir la corrosión en corrientes de hidrocarburos causada por sales ácidas de aminas,

que comprende: proporcionar una corriente hidrocarbonada que contiene al menos un compuesto nitrogenado seleccionado del grupo consistente en amoniaco y aminas volátiles capaces de formar una sal ácida corrosiva; poner en contacto el compuesto nitrogenado con un barredor de aminas en una cantidad que es al menos estequiométricamente funcionalmente equivalente al compuesto nitrogenado presente en la corriente hidrocarbonada, en donde el barredor de aminas se elige del grupo consistente en anhídridos carboxílicos y copolímeros de anhídridos carboxílicos, anhídridos aromáticos y mezclas de estos anhídridos, isocianatos y poliisocianatos, y epóxidos; y reaccionar el compuesto nitrogenado con el barredor de aminas para formar una mezcla de reacción no corrosiva, de manera que la corriente hidrocarbonada tiene una menor capacidad de corrosión en comparación con una corriente hidrocarbonada por otro lado idéntica pero en donde está ausente un barredor de aminas

5 Campo de la invención [0001] La presente invención se refiere a métodos para barrer o eliminar aminas en corrientes de hidrocarburos, en donde la amina o amoniaco puede de otro modo formar un producto de reacción corrosivo.

Antecedentes de la invención [0002] En el refino de productos de petróleo, tal como crudo de petróleo, se genera ácido clorhídrico que puede causar altos grados de corrosión en la metalurgia de las unidades de destilación. Se añaden aminas neutralizantes en el sistema de cabeza para neutralizar el HCl y hacerlo así menos corrosivo. Las aminas en exceso pueden formar sales que conducirán a la corrosión. Por tanto, las refinerías han padecido, durante muchos años, de la deposición de sales hidrocloruro de aminas en las torres de petróleo crudo. El problema surge cuando están presentes amoniaco y/o aminas en el crudo desalificado. Estas aminas reaccionan con ácido clorhídrico y otros ácidos mientras ascienden por la torre de crudo y se depositan como sales corrosivas en la torre y en la instalación de bombeo situada en la parte superior. Las aminas pueden estar presentes a partir de diversas fuentes, incluyendo pero no de forma limitativa petróleo crudo (por ejemplo, productos químicos barredores de H2S), producto derivado de petróleo de mala calidad (que contiene frecuentemente gas para el barrido de aminas de la unidad) y agua de lavado del desalificador (constituida frecuentemente por agua agria de cabeza que contiene neutralizador de aminas). En los últimos años el problema ha empeorado debido en parte a un mayor contenido en sal del crudo, el cual proporciona una mayor concentración de HCl y requiere más neutralizante en cabeza, por lo que están presentes sales reactantes en mayores cantidades. Además, muchas torres de crudo son operadas a temperaturas más frías en la parte superior, lo cual favorece aún más la formación de sal en las torres. Los ciclos operativos más largos en los trabajos de la refinería han causado que el problema llegue a ser una prioridad. Evidentemente, la salificación con aminas en las torres ha llegado a ser un problema de lo más grande en los últimos años y las tendencias futuras indican que el problema continuará. La US 5.556.575 describe un método para inhibir la corrosión en las torres de destilación de petróleo crudo, que comprende añadir un producto de reacción de anhídrido hidrocarbilsuccínico y una amina a la corriente hidrocarbonada. El producto de reacción es un formador de película y, por tanto, forma una película protectora sobre las superficies de la torre de destilación, protegiéndolas así frente a la corrosión por ácidos minerales. [0003] Las soluciones examinadas al respecto quedan recogidas en dos categorías. La primera, para aquellos casos en donde la amina viene junto con el petróleo crudo

o producto derivado de petróleo de mala calidad, la principal opción consiste en segregar las corrientes ofensivas y mantenerlas fuera de la unidad del crudo. Esta medida no es atractiva económicamente en muchos casos. La segunda categoría, en aquellos casos en donde el problema surge como consecuencia del reciclo del neutralizante de cabeza, la medida ha consistido en cambiar a aminas de cabeza que no formarán una sal en las condiciones de la torre. Esta técnica es también económicamente nada atractiva en la mayoría de las aplicaciones, puesto que estos neutralizantes alternativos cuestan de tres a cuatro veces más que las aminas tradicionalmente utilizadas. [0004] Se han anticipados cambios adicionales que probablemente harán que el problema sea incluso peor. La naturaleza de los “crudos de oportunidad” y la calidad del crudo en general son factores deteriorantes y, además, cada vez son más las plantas que intentan maximizar la reutilización interna de agua. Un reciente esfuerzo para diseñar nuevas opciones de neutralizadores de aminas para los sistemas de cabeza no ofrecen mucho relieve debido, como se ha observado, a que las opciones de aminas identificadas son materias primas de coste más elevado. Incluso en el caso de que se identifiquen aminas alternativas a un coste razonable, dichas aminas no ayudarán en los sistemas en donde las aminas vagabundas entran en el sistema con petróleo crudo o producto derivado de petróleo de mala calidad. [0005] Sería deseable poder desarrollar métodos y/o composiciones que redujeran,

- 3aliviaran o eliminaran la corrosión causada por sales de aminas indeseadas en donde las aminas entran en las torres de refinería.

Resumen de la invención [0006] Por tanto, un objeto de la presente invención consiste en proporcionar un método para mitigar y reducir los efectos corrosivos de sales ácidas de aminas en corrientes y sistemas de hidrocarburos. [0007] Otro objeto de la presente invención consiste en proporcionar un método para reaccionar las aminas presentes en corrientes hidrocarbonadas para impedir que las aminas formen sales corrosivas. Ejemplos de aminas incluyen, pero no de forma limitativa, amoniaco, aminas de fórmula R-NH2 en donde R es un grupo alquilo lineal, ramificado o cíclico o un grupo aromático, en donde R tiene de 1 a 10 átomos de carbono, tal como metilamina; alcanolaminas (incluyendo, pero no de forma limitativa, monoetanolamina (MEA), metildietanolamina (MDEA), dietanolamina (DEA)); etilendiamina (EDA), metoxipropilamina (MOPA), esencialmente cualquier amina primaria, secundaria o terciaria capaz de llegar a la cabeza de la torre. Aunque el amoniaco estrictamente hablando no es una amina, en el contexto de esta invención se incluye el amoniaco en el mismo grupo de compuestos nitrogenados como aminas. [0008] En la realización de estos y otros objetos de la invención, se proporciona, según un aspecto, un método para reducir la corrosión en corrientes hidrocarbonadas causada por sales ácidas de aminas, que comprende: proporcionar una corriente hidrocarbonada que contiene al menos un compuesto nitrogenado seleccionado del grupo consistente en amoniaco y aminas volátiles capaces de formar una sal ácida corrosiva; poner en contacto el compuesto nitrogenado con un barredor de aminas en una cantidad que es al menos estequiométricamente funcionalmente equivalente al compuesto nitrogenado presente en la corriente hidrocarbonada, en donde el barredor de aminas se elige del grupo consistente en anhídridos carboxílicos y copolímeros de anhídridos carboxílicos, anhídridos aromáticos y mezclas de estos anhídridos, isocianatos y poliisocianatos, y epóxidos; y reaccionar el compuesto nitrogenado con el barredor de aminas para formar una mezcla de reacción no corrosiva, de manera que la corriente hidrocarbonada tiene una menor capacidad de corrosión en comparación con una corriente hidrocarbonada por otro lado idéntica pero en donde está ausente un barredor de aminas.

Descripción detallada de la invención

5 [0009] La presente invención implica el uso de compuestos químicos aditivos para reaccionar o “barrer” aminas y/o amoniaco vagabundas o residuales en corrientes desalificadas de petróleo crudo o en otras corrientes de hidrocarburos en donde pueden estar presentes amoniaco o aminas procedentes de cualquier fuente y que en el transcurso del tiempo y/o bajo ciertas condiciones pueden entrar en contacto con reactantes y formar productos corrosivos indeseables. Con frecuencia están presentes aminas orgánicas y amoniaco en el petróleo crudo desalificado como contaminantes procedentes del tratamiento aguas arriba, por vía del agua de lavado del desalificador

o procedentes de la introducción de productos derivados de petróleo de mala calidad. Estos compuestos básicos, bajo ciertas condiciones, reaccionan con HCl y otros 15 ácidos para formar sales corrosivas. Las condiciones en las torres de destilación de crudo suelen favorecer estas reacciones. La suciedad y corrosión que resultan de la formación de las sales incrementa los costes de operación y mantenimiento de la refinería de manera importante. Los esfuerzos para reducir al mínimo o excluir las bases vagabundas de las corrientes de alimentación de la unidad suelen ser ineficaces o económicamente no factibles. En consecuencia, existe la necesidad de disponer de otros medios para eliminar estas bases del crudo desalificado. El método para barrer

o eliminar aminas de la invención constituye uno de tales enfoques. Podrá apreciarse que en el contexto de la invención, el término “barredor de aminas” abarca aditivos que barren tanto amoniaco como aminas. [0010] Las aminas volátiles dentro del contexto de esta invención incluyen cualquier amina capaz de llegar a la cabeza de una torre y capaz de formar un depósito bajo las condiciones de la unidad, es...

1. -Método para reducir la corrosión en corrientes de hidrocarburos causada por sales ácidas de aminas, que comprende: proporcionar una corriente hidrocarbonada que contiene al menos un compuesto nitrogenado seleccionado del grupo consistente en amoniaco y aminas volátiles capaces de formar una sal ácida corrosiva; poner en contacto el compuesto nitrogenado con un barredor de aminas en una cantidad que es al menos estequiométricamente funcionalmente equivalente al compuesto nitrogenado presente en la corriente hidrocarbonada, en donde el barredor

de aminas se elige del grupo consistente en anhídridos carboxílicos y copolímeros de anhídridos carboxílicos, anhídridos aromáticos y mezclas de estos anhídridos, isocianatos y poliisocianatos, y epóxidos; y reaccionar el compuesto nitrogenado con el barredor de aminas para formar una mezcla de reacción no corrosiva, de manera que la corriente hidrocarbonada tiene una menor capacidad de corrosión en comparación con una corriente hidrocarbonada por otro lado idéntica pero en donde está ausente un barredor de aminas.

2. -Método según la reivindicación 1, en donde el compuesto nitrogenado es una amina de fórmula R-NH2, en donde R es un grupo alquilo lineal, ramificado o cíclico o un grupo aromático y en donde R tiene de 1 a 10 átomos de carbono y opcionalmente está sustituido con oxígeno; o una amina de fórmula H2NR'NH2 en donde R' es un grupo alquileno lineal o ramificado de 2 a 10 átomos de carbono y opcionalmente está sustituido con oxígeno.

3. -Método según la reivindicación 1, en donde el compuesto nitrogenado es metilamina, monoetanolamina, metildietanolamina, dietanolamina, etilendiamina

o metoxipropilamina.

4. - Método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, en donde la cantidad eficaz de barredor de aminas está comprendida entre 1 y 100 ppm aproximadamente basado en la corriente de hidrocarburos.

5. -Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde el barredor de aminas es un copolímero seleccionado del grupo consistente en un producto de reacción de anhídrido maleico y poliisobutileno, un producto de reacción de anhídrido maleico y al menos una alfa-olefina C20-24, y un producto de reacción de anhídrido maleico y al menos una alfa-olefina C26-32.

6. -Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde la corriente de hidrocarburos es una corriente de petróleo crudo desalificado.