corrosividad y compatibilidad de secuestrantes de h2s … · ... mercurio (hg), dióxido de carbono...

CORROSIVIDAD Y COMPATIBILIDAD DE SECUESTRANTES DE H2S CON DIFERENTES TRATAMIENTOS QUIMICOS EN SISTEMAS DE

RECOLECCION Y TRANSPORTE DE GAS

YASMIN AVILA, MARTA CASTILLO, RUI RODRIGUEZ Y ALFREDO VILORIA.

PDVSA- INTEVEP Los Teques - Venezuela

Presentado en XIV Convención Internacional de Gas de la

Asociación Venezolana de Procesadores de Gas (AVPG) Mayo 10 - 12, 2000 Caracas, Venezuela

TRATAMIENTO DE GAS

AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 2

CORROSIVIDAD Y COMPATIBILIDAD DE SECUESTRANTES DE H2S CON

DIFERENTES TRATAMIENTOS QUIMICOS EN SISTEMAS DE RECOLECCION Y

TRANSPORTE DE GAS

Yasmín Avila, Marta Castillo, Rui Rodrígues y Alfredo Viloria

PDVSA-INTEVEP

RESUMEN

Dentro del área de endulzamiento de gas se dispone de diferentes productos

regenerables y no regenerables, estos últimos conocidos como secuestrantes de H2S

utilizados para niveles menores a 100 ppm de H2S y volúmenes de gas

relativamente pequeños.

Para la evaluación de un secuestrante, existen tres propiedades fundamentales:

capacidad de remoción, velocidad de reacción y selectividad al H2S en presencia de

CO2. En este trabajo se presenta una metodología de evaluación en laboratorio de

secuestrantes líquidos de H2S, utilizados en inyección directa en líneas de

recolección de gas. Se evaluan cinco productos comerciales basados en compuestos

nitrogenados como triazinas y alconolaminas.

Se comparan las capacidades de absorción de H2S y sus velocidades de reacción,

por otro lado, se estudia su comportamiento en presencia de CO2, así como la

compatibilidad de los secuestrantes y sus productos de reacción con otros productos

utilizados en procesos aguas abajo de su inyección, tales como lechos sólidos,

aminas, glicoles e inhibidores de corrosión.

Las capacidades de remoción están comprendidas entre 0,35 y 2,62 lbs de H2S/ gal

de secuestrante, con una disminución de absorción entre 0 y 56 % en presencia de

CO2 y velocidades de reacción entre 2,7 - 5,2 x 10 -4 lbs de H2S/min.

TRATAMIENTO DE GAS


Los resultados obtenidos muestran que los secuestrantes evaluados no aumentan la

formación de espuma en la amina (pobre y rica) ni en el glicol y que la metodología

implantada puede ser utilizada como control de calidad de los productos comerciales;

además permite efectuar una selección previa de los mejores secuestrantes

evaluados y así realizar un menor número de pruebas de campo, lo que se resume

en un ahorro de tiempo y costos de operación.

Así mismo, se estudia la corrosividad de la corriente de gas simulando las

condiciones de corrientes críticas suceptibles a ser tratadas mediante el uso de

secuestrantes. Se utilizan presiones parciales de CO2 de 95 lpc y una presión parcial

de H2S de 0,02 lpc a dos temperaturas 60° y 80°C. Se evalúan inhibidores de

corrosión adecuados para controlar la velocidad de corrosión presente en el sistema,

las cuales oscilan entre 2 y 10 mpy.

Por último, se estudia el efecto de los dos tratamiento químicos en conjunto: inhibidor

de corrosión y secuestrantes de H2S a fin de determinar si existe incompatibilidad o

algún efecto sinergístico en las reacciones de cada producto.

INTRODUCCION

La adaptación del gas natural a su uso final requiere de ciertos procedimientos de

tratamiento que conlleven a la remoción de impurezas tales como sulfuro de

hidrógeno (H2S), mercaptanos (RSH), mercurio (Hg), dióxido de carbono (CO2), etc.

En el caso del H2S, su remoción constituye una verdadera necesidad debido a las

estrictas especificaciones concernientes a normativas ambientales y a lo

contaminante que resulta su presencia en el gas que sirve de insumo petroquímico,

en producción de hidrógeno, ó como combustible para vehículos. Además de ello, el

factor corrosivo que puede representar el H2S en líneas de recolección y distribución

TRATAMIENTO DE GAS


del gas natural, hace que sea un compuesto que prioritariamente deba ser removido

de la corriente.

Existen procesos bien establecidos a nivel industrial para la remoción de H2S de gas

natural. Muchos de ellos pueden agruparse en las siguientes categorías:

• Absorción física o química con líquidos

• Absorción con sólidos o líquidos no regenerables

• Absorción/adsorción con conversión del H2S a azufre elemental

Cuando el gas posee una baja concentración de H2S (menos de 100 ppm) y el

volumen de gas manejado es de 40 a 60 MMPCND en líneas de recolección y

transporte de gas, la remoción de H2S se puede realizar eficientemente con

secuestrantes de H2S, inyectándolos directamente en las líneas de gas. En este

caso, la inversión de una planta de amina para endulzamiento del gas no es

rentable[1]. Por lo general, el tratamiento de corrientes de gas mediante

secuestrantes de H2S se utiliza cuando:

Ø La cantidad de H2S es típicamente menor a 100 ppm en el gas.

Ø Se requiere de una aplicación inmediata.

Ø Se manejan bajos volúmenes de gas.

Comercialmente existen diversos productos para inyección, los mismos pueden estar

constituidos por diferentes fases activas, por ejemplo: formaldehído, acroleína,

alcanolaminas, triazinas. Los productos pueden ser solubles en agua o en crudos, sin

embargo, generalmente para el tratamiento de corrientes gaseosas se requiere que

el secuestrante sea soluble en agua, con la finalidad de un mejor mezclado y por ello

una remoción más efectiva del H2S. Así mismo, se requiere que los productos de

reacción se puedan retirar en separadores disminuyendo así la posibilidad de efectos

negativos en las facilidades instaladas aguas abajo del tratamiento.

TRATAMIENTO DE GAS


La última tendencia en operaciones es reducir costos de inversión, eliminando torres

contactoras e inyectando directamente el químico en línea, ya que es un método

atrayente por su simplicidad. Generalmente, se realizan pruebas de campo para

evaluar la dosificación y la capacidad de remoción de H2S cuando se quiere escoger

un producto comercial.

Con la finalidad de proteger líneas de recolección de gas ácido, aguas arriba de los

procesos de acondicionamiento del gas natural, se inyectan inhibidores de corrosión

para el control de la corrosión interna de las instalaciones. La selección del mismo

obedece a las condiciones agresivas de medio como lo son: temperatura, presión

parcial de CO2 y H2S, contenido de agua en el gas, velocidad del fluido, entre otras.

Los inhibidores comúnmente utilizados en estos servicio son fílmicos a base de una

amina que es capaz de adherirse a la superficie del metal proporcionando una

protección contra las especies corrosivas.

La calidad del gas transportado finalmente será un gas despojado de H2S y CO2 a la

vez que se minimizará la corrosividad del mismo. Todos estos tratamientos del gas

son en muchos casos utilizados simultáneamente para lograr una calidad de gas

requerida a la vez que prevenir fallas. Por esta razón, es un requisito indispensable

que los tratamientos sean compatibles, es decir que no pierdan su efectividad o se

vean desmejoradas por causa de una interferencia en el mecanismo de acción de

cada uno de los tratamientos utilizados. Ello puede verificarse si los productos a ser

inyectados son evaluados tanto para la función que fueron seleccionados como

también su interferencia o compatibilidad con los otros productos.

En este trabajo se muestra el desarrollo de una metodología para la evaluación, a

escala laboratorio, de secuestrantes líquidos de H2S y los resultados obtenidos de la

evaluación de cinco productos comerciales para el endulzamiento de corrientes

críticas mediante la inyección en líneas de gases así como su compatibilidad con

procesos instalados aguas abajo tales como: lechos sólidos, aminas, glicoles y la

TRATAMIENTO DE GAS


aplicación de inhibidores de corrosión bajo condiciones de corrientes de gas con

contenidos críticos de H2S.

PARTE EXPERIMENTAL

Evaluación del desempeño de secuestrantes comerciales frente a la absorción

de gases agrios (H2S ó CO2)

El desempeño de los productos comerciales se evalúa para gases puros (H2S y CO2)

así como para mezclas de H2S/N2 y H2S/CO2. En el caso de los gases puros se

utiliza un autoclave de 150 ml provisto de un agitador, una termocupla, un

manómetro con una apreciación de 2 a 5 lpc, una válvula de entrada de muestra, una

válvula de purga o salida de muestra y un inyector de secuestrante, que en este caso

es un tubo de 1/16 de acero 316 con la punta semi-obstruida, con la finalidad de

tener una inyección en forma de rocío. Para inyectar el secuestrante dentro del

sistema se utiliza una bomba de inyección de líquido para flujos pequeños (2-4

ml/min).

Antes de comenzar la evaluación se realiza la prueba de fuga utilizando nitrógeno,

se descarga el recipiente para luego llenarlo con H2S ó CO2 puro hasta tener en el

sistema una presión de 120 lpc. Después que la presión se estabiliza se comienza a

inyectar el líquido a una velocidad conocida por un lapso de tiempo determinado

(estos valores permiten conocer el volumen total de secuestrante inyectado). El

seguimiento de la remoción de H2S se realiza registrando la variación de la presión

total del sistema en función del tiempo. Se continúa hasta que no se observe cambio

en la presión del sistema. La capacidad de absorción de H2S o de CO2 de cada

producto expresado en libras de H2S o CO2 absorbidos/gal de producto. Así mismo,

con esta experiencia se determina la velocidad inicial de reacción.

La absorción simultánea de H2S y CO2 se determina haciendo pasar mezclas de

H2S/N2 o H2S/CO2 a través de una solución acuosa de cada secuestrante comercial

(aproximadamente 1:30 v/v). El gas pasa a una velocidad de 150 a 200 ml/min y

TRATAMIENTO DE GAS


después se analiza en un cromatógrafo HP 5890, el cual tiene acoplado un detector

de quiminoluminescencia específico para compuestos azufrados. El sistema está

provisto de una segunda trampa para evitar posibles arrastres de solución de

secuestrante que puedan afectar la columna cromatográfica. Aproximadamente cada

5 minutos se coloca la válvula de 3 vías en dirección al cromatógrafo y se realiza la

inyección de la muestra. La prueba se continúa hasta que la concentración de H2S a

la salida se estabilice en un valor cercano al valor de la concentración de H2S a la

entrada (Fig. 1).

Para cada solución de secuestrante se realiza una prueba con una mezcla entre

2000-3000 ppmv de H2S/N2 y H2S/CO2. Esta concentración se escogió para simular

las relaciones H2S/CO2 existentes en campo. Para obtener los resultados se grafica

la concentración de H2S en función del tiempo y se calcula el área bajo la curva, este

valor corresponde al H2S que no ha sido absorbido.

FLUJOMETRO

CROMATOGRAFO

DETECTORESPECIFICODE H 2S

TRAMPADE ABSORCION

VALVULADE 3 VIAS

VALVULA REGULADORA

MEZCLADEGASES

Fig. 1: Sistema de medición de selectividad de absorción de H2S en presencia de

CO2.

TRATAMIENTO DE GAS


Compatibilidad con lechos sólidos (Absorbente de H2S)

En un autoclave de 150 ml se colocan alrededor de 2,15 gramos de sólido y 400 µl

de agua (aproximadamente 20 %). Luego la temperatura del sistema se estabiliza en

40 °C y se introduce H2S puro en el sistema hasta alcanzar una presión de 120 lpc. A

partir de este momento se comienza a registrar la caída de presión en función del

tiempo. La capacidad de absorción de H2S determinada en esta prueba se utiliza

como valor de referencia.

Para evaluar el efecto del secuestrante se realiza una nueva experiencia pero ahora

agregando al sistema, antes de presurizarlo con H2S puro, 400 µl del secuestrante

esparcido sobre la superficie del sólido. Posteriormente, se presuriza el sistema y

finalmente se registra la disminución de la presión en función del tiempo.

Compatibilidad con trietilenglicol (TEG) y amina: Formación de espuma

Se agregan 200 cc de la solución de aminas o glicoles en un cilindro graduado de un

litro y se burbujea aire a un flujo de 4 litros/min durante 5 minutos. Luego se

interrumpe el burbujeo y se pone en funcionamiento el cronómetro. Se mide,

inmediatamente, la altura de la espuma y el tiempo, en segundos, que tarda la

espuma en romperse completamente después que se ha eliminado el flujo de gas. La

altura de la espuma, en mililitros, es la diferencia entre la altura hasta donde llega la

espuma y la altura inicial del líquido (200 ml).

Para evaluar el efecto del secuestrante se prepara una solución al 0,5 % v/v del

secuestrante en la amina o el glicol y se realiza el procedimiento anterior y se

compara el tiempo que tarda en romperse la espuma en ambos casos.

TRATAMIENTO DE GAS


Corrosividad de secuestrantes y Compatibilidad con inhibidores de corrosión

La corrosividad de los diferentes productos evaluados se determinó mediante

ensayos de pérdida de peso, en autoclaves los cuales permiten realizar pruebas a

presiones y temperaturas elevadas. El material que se utiliza es el acero al carbono

5L grado B el cual es comúnmente encontrado en las tuberías e instalaciones de

línea. Este es un acero poco aleado con una matriz ferrita-perlita.

Los ensayos se realizan utilizando una solución salina al 3,5%, con una presión

parcial de CO2 hasta de 55 psi y 0,06 psi de H2S. A esta solución se le adicionan los

productos a evaluar en dosis determinadas. Luego de presurizado el autoclave se

inicia el calentamiento del mismo hasta una temperatura de 105°F (41°C) en el lapso

de una hora, una vez alcanzada esta temperatura se comienza a tomar el tiempo

total de ensayo (120 horas).

Una vez culminado el ensayo se despresuriza el autoclave. Se extraen los cupones

del mismo, se limpian con tolueno, acetona y agua destilada, y se guardan en un

desecador al vacío para su posterior análisis. El decapado de los cupones para el

posterior cálculo de la velocidad de corrosión se realiza según la norma ASTM G1

[3].

Se realizan pruebas de corrosión a fin de evaluar la corrosividad de los secuestrantes

cuando son inyectados en las tuberías de gases así como su compatibilidad con

inhibidores de corrosión. Como inhibidores de corrosión se evalúan: INH-A, INH-B y

INH-C, de diferentes casas comerciales y recomendados para este servicio.

La matriz de ensayos realizados se muestra en la Tabla 1. Los ensayos consisten en

soluciones al 3,5% NaCl con secuestrantes, con inhibidor y mezclas secuestrante–

inhibidor.

TRATAMIENTO DE GAS


Tabla 1. Condiciones de ensayos de corrosividad en presencia de secuestrantes e

inhibidores de corrosión

ENSAYO N° CONDICIONES Secuestrante Inhibidor 1 Solución salina al 3,5%, 4,6% CO2

H2S= 47 ppm; P= 1200 psi; T=105°F NO NO

2 Solución salina al 3,5%, 4,6% CO2 H2S= 47 ppm; P= 1200 psi; T=105°F

NO INH-A


NO INH-B

4 Solución salina al 3,5%, 4,6% CO2

H2S= 47 ppm; P= 1200 psi; T=105°F NO INH-C


SCAV-1 Dosis 600 ppm

NO



NO

7 Solución salina al 3,5%, 4,6% CO2 H2S = 47 ppm ; P= 1200 psi; T=105°F


NO

8 Solución salina al 3,5%, 4,6% CO2 H2S = 47 ppm; P= 1200 psi; T=105°F


NO



NO



INH-A 45 ppm



INH-A 45 ppm



INH-A 45 ppm

RESULTADOS Y DISCUSION

Evaluación de secuestrantes de H2S.

Se seleccionaron diferentes productos comerciales formulados para remover el H2S:

SCAV-1, SCAV-2, SCAV-3 SCAV-4 y SCAV-5, todos de compañías tradicionales de

tratamiento químico para crudos y gas. En la Tabla 2 se muestran algunas

características de los secuestrantes de H2S utilizados. Según información de los

fabricantes, estos productos son solubles en agua y en metanol, están compuestos

como fase activa por triazinas, alcanolaminas, nitrogenados cíclicos, etc. En la

misma Tabla se muestra la dosis sugerida en gl/lb H2S y el poder de absorción de

H2S en presencia y ausencia de CO2 y las respectivas velocidades de reacción.

TRATAMIENTO DE GAS


Tabla 2. Características de los productos comerciales evaluados en los ensayos de

corrosividad.

Producto SCAV-1 SCAV-2 SCAV-3 SCAV-4 SCAV-5 Desempeño sugerido* (lb H2S/gal producto)

0,7-1,7 1-12** 1,4-13,9 2:1*** 1,8-3,5

Absorción de H2S (lb H2S /gal producto)

1,34 0,72 0,35 1,71 2,62

Absorción de H2S en presencia de CO2 (lb H2S /gal producto)

1,04 0,32 0,35 1,31 2,22

Fases Activas Triazina, Alcanola-

mina

Mezcla de Alcanola-

minas

Nitrogenados cíclicos

Triazina Triazina, Alcanola-

mina Velocidad de reacción (moles/min)x 103

5,9 7,4 3,8 7,4 6,6

*: determinado según las dosis sugeridas por los suplidores

**: ppm de producto/ppm H2S

***: 2 moléculas de producto por molécula de H2S

Los resultados indican que a excepción del secuestrante SCAV-3, los productos

evaluados presentan afinidad para la remoción de CO2. El producto SCAV-5,

seguido de SCAV-4 muestran la mayor capacidad de absorción de H2S en presencia

de CO2. Sin embargo, SCAV-2 y SCAV-1 también presentan una capacidad de

absorción aceptable.

Para ilustrar el comportamiento de estos productos, a manera de ejemplo se

presenta en la Figura 2 el desempeño de uno de los productos evaluados (SCAV-2).

Se observa que la absorción de H2S es más efectiva cuando el gas se encuentra sin

otros contaminantes, como sería el CO2.

TRATAMIENTO DE GAS


Figura 2. Capacidad de absorción del secuestrante de H2S SCAV-2 en presencia de

N2 y CO2.

Es importante mencionar que cada secuestrante puede tener una buena eficiencia

según las condiciones de operación a las que será sometido, todo depende de las

características del fluido, diámetro y longitud de la tubería, velocidad de inyección,

tipo de inyección, y propiedades físico químicas del producto. Cuando se evalúa el

rendimiento de un secuestrante se verifica su velocidad de reacción, capacidad de

absorción con mezclas H2S/N2 y H2S/CO2.

En la Tabla 2 se puede apreciar que cada producto tiene una capacidad de reacción

diferente así como diferentes velocidades de reacción inicial y selectividades hacia el

H2S en presencia de CO2. Estas propiedades deben ser tomadas en cuenta a la hora

de escoger un producto para una aplicación en función de las condiciones de

operación. En el caso de que la distancia entre el punto de inyección y el despojador

ABSORCION DE H2S / OTROS GASES CON EL SECUESTRANTE SCAV-2

0

500

1000

1500

2000

2500

0 10 20 30 40 50 60 70

TIEMPO (min)

CO

NC

EN

TR

AC

ION

DE

H2S

(pp

mv/

v)

ABSORCION H2S / N2

ABSORCION H2S / CO2

TRATAMIENTO DE GAS


sea corta es más conveniente inyectar un producto con alta velocidad de reacción

asegurando una mayor remoción de H2S. En otros casos cuando esta distancia sea

más larga que permita mayor tiempo para la reacción, la propiedad más importante a

considerar es la capacidad de absorción del producto. La selectividad hacia H2S nos

permitirá determinar con una mejor aproximación el costo del tratamiento. En relación

a la capacidad de absorción de H2S en presencia de CO2 se observa el siguiente

orden decreciente de efectividad:

SCAV-5 > SCAV-4 > SCAV-1 > SCAV-3 > SCAV-2

En las pruebas de absorción con H2S puro se observa que todos los secuestrantes

evaluados forman sólidos insolubles en agua y otros solventes conocidos, tales

como: hexano, acetona, tolueno y THF. Mediante la técnica de espectrometría de

masas se determinó que los sólidos formados están constituidos por polisulfuros

cíclicos y de cadena abierta, además de polímeros lineales del tipo CH3 (SCH2)n-H

(donde n = 1 hasta 8) y en el caso de SCAV-3, se forman adicionalmente polímeros

cíclicos. Los resultados sugieren que a altas presiones parciales de H2S se favorece

la formación de polisulfuros los cuales son los responsables de los sólidos

observados. En el caso de las mezclas de H2S se observa la formación de partículas

pequeñas y en muy pocas cantidades. Independientemente de las concentraciones

de H2S del gas a tratar es recomendable la presencia de un depurador aguas abajo

de la inyección para retirar cualquier sólido formado.

Compatibilidad con procesos instalados aguas abajo

Se realizaron ensayos preliminares con un sólido utilizado para el endulzamiento del

gas natural. Para estas experiencias se escogió el secuestrante que presentó la

mayor eficiencia (SCAV-5) y el de menor eficiencia (SCAV-3) de absorción de H2S.

Se observa que el producto SCAV-5 no disminuye el desempeño del sólido. Por otro

lado, el producto SCAV-3 disminuye la capacidad de absorción de H2S del mismo

(Tabla 3).

TRATAMIENTO DE GAS


Con respecto a esta compatibilidad, es necesario profundizar sobre las razones que

permiten un efecto inhibidor del secuestrante sobre el comportamiento de los sólidos,

utilizando técnicas de caracterización tales como RMN, entre otras.

Tabla 3. Resultados de ensayos preliminares de algunos secuestrantes líquidos con

un absorbente sólido de H2S.

Sólido Aditivo Capacidad de absorción

(lb H2S/lb de sólido)

Absorbente H2S H2O 0.114

Absorbente H2S H2O, SCAV-5 0.134

Absorbente H2S H2O, SCAV-3 0.070

Para determinar el efecto del secuestrante en la formación de espuma en soluciones

de amina se utilizan dos muestras, una de amina pobre y otra de amina rica

provenientes de una Planta de Aminas. Se observa que la adición de cantidades

significativas (0.5 % v/v) de SCAV-5 y SCAV-1 a una solución de amina rica no

afecta sus características de formación de espuma. Por otro lado, los productos

SCAV-2 y SCAV-3 actuan como inhibidores de la formación de espuma al añadirse a

la solución de amina rica.

En el caso de la amina pobre, no se observa influencia de los productos químicos en

la formación de espuma.

TRATAMIENTO DE GAS


Corrosividad de los secuestrantes y compatibilidad con inhibidores

En la Figura 3 se presenta el comportamiento de los diferentes secuestrantes

evaluados a las condiciones promedio de entrada al complejo Muscar.

Figura 3. Velocidad de corrosión del acero 5L-B en presencia de diferentes

secuestrantes de H2S a condiciones de mezclas H2S /N2 y H2S / CO2.

Se observa que cuando el medio contiene H2S como gas ácido, la velocidad de

corrosión es inferior en todos los casos al valor obtenido con el blanco, ello se debe a

que el secuestrante tiene una capacidad más efectiva de remover el H2S cuando no

se encuentra acompañado del CO2. Sin embargo, en presencia de CO2, se obtiene

un aumento en la velocidad de corrosión para los productos evaluados. En el caso

de SCAV-2, SCAV-3 y SCAV-4 el valor obtenido es superior al del blanco. Este

aumento en la velocidad de corrosión puede estar asociado a una disminución en la

capacidad de remoción de H2S del secuestrante en presencia de CO2 y a una posible

0

5

10

15

20

25

30

0 1 2 3 4 5 6

PRODUCTO EVALUADO

Vel

oci

dad

de

corr

osi

ón

(mp

y)

con H2S + CO2 con H2S

SCAV-1 SCAV-2 SCAV-3 SCAV-4 NO-SCAV

BLANCO CON CO2 y H2S

TRATAMIENTO DE GAS


formación de compuestos de reacción entre el secuestrante y el CO2 que pudieran

aumentar velocidad de corrosión.

Se observa así mismo, que los secuestrantes SCAV-2 y SCAV-4 son los que

presentan menores velocidades de corrosión cuando sólo se evalúa en presencia de

H2S. En el caso de la mezcla CO2/ H2S el secuestrante SCAV-1 seguido por SCAV-2

presentan las menores velocidades de corrosión en comparación con el resto de los

secuestrantes.

Estos resultados muestran el comportamiento frente a la corrosión de cada

secuestrante en los dos ambientes, indicando que en general todos tienden a la

selectividad por la remoción de H2S, e indican que su inyección en ambientes de CO2

y H2S debe ir acompañado de un inhibidor de corrosión para garantizar la protección

contra la corrosión a la vez que la remoción de los gases agresivos.

Evaluación de inhibidores.

En el caso de los inhibidores, las pruebas se realizan con las dosis recomendadas

por cada suplidor; en la mayoría de los casos se utilizan dosis entre 25 y 45 ppm.

Para todos los ensayos se utilizan 45 ppm de inhibidor. En la Figura 4 se presenta la

velocidad de corrosión en presencia de los tres inhibidores evaluados y se compara

con la condición sin inhibidor.

TRATAMIENTO DE GAS


Se observa que el inhibidor INH-A disminuye notablemente la velocidad de corrosión

a un valor inferior a 5 mpy cuando la solución sin inhibidor presenta una corrosividad

de 19 mpy. Esto indica que este inhibidor puede ser altamente recomendado para

ser usado en estos sistemas de transporte de gas. Se seleccionó este inhibidor para

la evaluación de compatibilidad entre secuestrantes de H2S e inhibidor de corrosión.

Figura 4. Velocidad de corrosión del acero 5L-B en presencia de diferentes

inhibidores de corrosión.

Compatibilidad entre los secuestrantes de H2S y los inhibidores de corrosión

En esta sección se presenta la compatibilidad de los secuestrantes y el inhibidor INH-

A en función de la corrosividad. En la Figura 5 se presenta la velocidad de corrosión

de las mezclas secuestrante-INH-A en presencia de una mezcla H2S/CO2. Se puede

observar que en todos los casos, el inhibidor de corrosión tiende a disminuir la

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

Vcorr (mpy)

blanco INH-2 INH-3 INH-A

condición/producto evaluado

TEMPERATURA :150°FPRESION :1200 PSIH2S: 47 ppmCO2 : 4,6%

TRATAMIENTO DE GAS


velocidad de corrosión siendo mejores los casos de SCAV-2 y SCAV-4 donde la

disminución de la velocidad de corrosión es apreciable.

De la Figura 5 se obtiene que la mejor combinación para inyectar secuestrante e

inhibidor de corrosión sería: SCAV-2 con el inhibidor INH-A. Estos resultados

muestran la importancia de los estudios de compatibilidad entre producto químicos

para diferente fin, ya que si se observa en la Figura 3, el secuestrante SCAV-1 fue el

que presentó la menor corrosividad (menor al blanco) en la mezcla CO2 y H2S, sin

embargo, al combinarlo con el inhibidor la mezcla no es tan efectiva, es decir, no

disminuye apreciablemente la velocidad de corrosión.

Figura 5. Evaluación de la corrosividad de tres secuestrantes de H2S en presencia y

ausencia de inhibidor de corrosión.

0

5

10

15

20

25

30

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5

condición evaluada

Vco

rr (

mp

y)

SIN INHIBIDOR

CON INHIBIDOR

INH-A

SCAV-2 SCAV-1SCAV-4BLANCO

BLANCO CON CO2 Y H2S

TRATAMIENTO DE GAS


Evaluación de la capacidad de absorción del secuestrante SCAV-1 en

presencia de inhibidores de corrosión

Con respecto a la capacidad de absorción del secuestrante en presencia del inhibidor

de corrosión se utiliza la misma metodología para determinar la absorción de H2S en

presencia de CO2, adicionalmente se evalúa la capacidad de absorción de H2S de

mezclas de secuestrante-inhibidor. Se escogió el secuestrante SCAV-1 y dos

inhibidores de corrosión: INH-A y INH-B. Para ello se preparan soluciones de 3,4 ml

de SCAV-1, 0,25 ml de inhibidor (INH-A o INH-B) aforados a 100 ml con agua

destilada. Se comparan con una solución con sólo el secuestrante

. La relación de secuestrante/inhibidor es la misma utilizada en las pruebas de

corrosión: 14/1.

Las pruebas de absorción se realizan con mezclas gaseosas de H2S/N2 y H2S/CO2

en las concentraciones dadas en la parte experimental. Los resultados obtenidos se

presentan en la Tabla 4.

Tabla 4. Compatibilidad de secuestrantes con inhibidores de corrosión

capacidad de absorción de H2S (lbs/galón secuestrante)

mezcla H2S/N2 mezcla H2S/CO2

SCAV-1 + INH-A 1,82 0,81

SCAV-1 + INH-B 1,94 0,89

SCAV-1 1,16 0,81

Los resultados muestran que cuando el medio agresivo es una mezcla H2S/N2 no se

observa incompatibilidad entre el secuestrante y el inhibidor, la absorción de H2S se

TRATAMIENTO DE GAS


favorece cuando se adiciona el inhibidor. Por otra parte, si se utiliza la mezcla

H2S/CO2, la absorción de H2S de las tres soluciones es prácticamente la misma. Es

decir, en presencia de CO2 la capacidad de absorción en presencia del inhibidor no

se ve afectada.

CONCLUSIONES

Ø La metodología de evaluación de secuestrantes desarrollado en INTEVEP es

una herramienta que permite evaluar de una manera rápida y confiable el

comportamiento de cualquier secuestrante de H2S, ya que provee resultados

confiables y de alta reproducibilidad. El implementar esta metodología tendría un

impacto económico/operacional ya que es de menor costo que la evaluación

directa en campo, no afecta las instalaciones y puede ser estandarizado como

control de calidad.

Ø De la evaluación realizada en el laboratorio se obtuvo el siguiente orden

decreciente de eficiencia en la remoción de H2S, en presencia de CO2:

SCAV-5 > SCAV-4 > SCAV-1 > SCAV-3 > SCAV-2

Dado que las condiciones en el laboratorio son estáticas y existen otros

parámetros operacionales que pueden afectar el comportamiento del

secuestrante, estos resultados deben ser corroborados con experiencias en

campo

Ø Todos los secuestrantes evaluados forman productos de reacción sólidos

insolubles en agua en presencia de altas presiones parciales de H2S. Los sólidos

están constituidos principalmente por polisulfuros cíclicos, acíclicos y polímeros

lineales. La acumulación de los mismos en las líneas de gas podría interferir en

las operaciones aguas abajo de la inyección, por lo que debe asegurarse la

presencia de un depurador.

TRATAMIENTO DE GAS


Ø La elección del químico adecuado dependerá de las instalaciones donde se

aplique, por ejemplo para extensiones cortas de tubería se requiere un producto

con una alta velocidad de reacción para que su efectividad sea mayor; en

tuberías de mayor longitud el que muestre mayor capacidad de remoción de H2S.

Además, es necesario considerar su selectividad hacia la remoción de H2S, en

presencia de CO2, se disponen de productos comerciales con diferentes

afinidades al CO2.

Ø No se observan efectos negativos de los secuestrantes evaluados ni sobre la

formación de espuma de la amina y el trietilenglicol.

Ø La corrosividad de los diferentes secuestrantes evaluados se ve influenciada por

la presencia de CO2 incrementando la velocidad de corrosión inclusive a valores

superiores a la condición blanco (sin tratamiento).

Ø Por la razón anteriormente expuesta, se concluye que los secuestrantes de H2S

deben ser inyectados con inhibidores de corrosión para garantizar la protección

del sistema frente a la corrosión, a la vez que la remoción por H2S. En este

sentido cuando se evalúe el desempeño de un secuestrantes de H2S debe

analizarse también su corrosividad a las condiciones a las que estará expuesto,

así como también su compatibilidad con inhibidores de corrosión u otros químicos

que se inyectarán en el sistema.

Ø La evaluación de compatibilidad de secuestrantes con el inhibidor INH-A indicó

que el inhibidor de corrosión disminuye la velocidad de corrosión para los tres

secuestrantes evaluados: SCAV-2, SCAV-4 y SCAV-1 favoreciendo la protección

contra la corrosión, siendo la más favorable SCAV-2 con el inhibidor INH-A.

Ø El inhibidor INH-A no afecta la capacidad de remoción de H2S del producto

comercial SCAV-2.

TRATAMIENTO DE GAS


BIBLIOGRAFIA

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Injection H2S Scavenging”. 78th Annual GPA Convention, pag. 1,( Nashville,

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Quaker Chemical Corporation.

corrosividad y compatibilidad de secuestrantes de h2s … · ... mercurio (hg), dióxido de carbono...

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