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CORROSIVIDAD Y COMPATIBILIDAD DE SECUESTRANTES DE H2S CON DIFERENTES TRATAMIENTOS QUIMICOS EN SISTEMAS DE YASMIN AVILA, MARTA CASTILLO, RUI RODRIGUEZ Y ALFREDO
VILORIA.
XIV Convención Internacional de Gas de la Asociación Venezolana de Procesadores de Gas (AVPG) 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 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 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. AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 2 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, 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 AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 3 del gas natural, hace que sea un compuesto que prioritariamente deba ser removido 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 Ø La cantidad de H2S es típicamente menor a 100 ppm en el gas. Ø Se requiere de una aplicación inmediata. 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. AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 4 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 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 AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 5 aplicación de inhibidores de corrosión bajo condiciones de corrientes de gas con 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 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 AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 6 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 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. Fig. 1: Sistema de medición de selectividad de absorción de H2S en presencia de AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 7 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 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. AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 8 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 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 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– AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 9 Tabla 1. Condiciones de ensayos de corrosividad en presencia de secuestrantes e ENSAYO N°
CONDICIONES
Secuestrante
Inhibidor
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. AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 10 Tabla 2. Características de los productos comerciales evaluados en los ensayos de (lb H2S /gal producto) Absorción de H2S en presencia de CO2 (lb H2S /gal producto) Fases Activas (moles/min)x 103 *: determinado según las dosis sugeridas por los suplidores ***: 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 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. AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 11 ABSORCION DE H2S / OTROS GASES CON EL SECUESTRANTE
SCAV-2
CONCENTRACION DE H2S (
TIEMPO (min)
Figura 2. Capacidad de absorción del secuestrante de H2S SCAV-2 en presencia de 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 AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 12 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 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 AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 13 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 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 En el caso de la amina pobre, no se observa influencia de los productos químicos en AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 14 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. Velocidad de corrosión (mpy)
PRODUCTO EVALUADO
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 AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 15 formación de compuestos de reacción entre el secuestrante y el CO2 que pudieran 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 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 AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 16 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. Vcorr (mpy)
condición/producto evaluado
Figura 4. Velocidad de corrosión del acero 5L-B en presencia de diferentes 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 AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 17 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. condición evaluada
Figura 5. Evaluación de la corrosividad de tres secuestrantes de H2S en presencia y AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 18 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 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 Tabla 4. Compatibilidad de secuestrantes con inhibidores de corrosión capacidad de absorción de H2S (lbs/galón secuestrante) 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 AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 19 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 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 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 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 AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 20 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 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 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 AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 21 BIBLIOGRAFIA
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Source: http://www.venezuelagas.net/documents/2000-ST-47.pdf