¿Cómo elegir un eliminador de mercaptanos de H2S?

Comprensión del H2S y los Mercaptanos en Sistemas de Hidrocarburos

La Presencia de H2S y Mercaptanos en Petróleo Crudo y Gas Natural

El sulfuro de hidrógeno (H2S) junto con varios mercaptanos se encuentra naturalmente en aproximadamente el 78 por ciento de todos los yacimientos de petróleo crudo y en cerca del 65 % de los campos de gas natural. Se forman cuando microorganismos descomponen materiales orgánicos o mediante procesos en los que el calor rompe enlaces moleculares. Estos compuestos basados en azufre tienden a mezclarse fácilmente en flujos de hidrocarburos. Los petróleos ácidos frecuentemente contienen niveles de H2S superiores a 50 partes por millón, lo que los hace particularmente problemáticos para las plantas de procesamiento. En cuanto a los mercaptanos, estos compuestos poseen esos grupos tiol característicos de los que tanto hablamos en las clases de química. Su presencia varía desde aproximadamente 10 hasta quizás 200 ppm, dependiendo en gran medida del tipo de formaciones rocosas en las que se encuentran bajo tierra.

Riesgos de Toxicidad, Olor y Corrosión Asociados con Aplicaciones de Eliminadores de Mercaptanos y H2S

La exposición al sulfuro de hidrógeno puede ser mortal incluso a niveles de concentración de 100 partes por millón. Los mercaptanos son otra historia, aunque igualmente potentes. Podemos olerlos en concentraciones de alrededor de 10 partes por mil millones, lo que equivale más o menos a encontrar una sola gota de líquido en una piscina olímpica completa. Estos compuestos también deterioran gravemente los materiales de las tuberías. Aceleran los procesos de corrosión entre un 20 y un 40 por ciento debido a la formación de ácidos, lo que genera problemas graves para los operadores de transporte, quienes terminan gastando aproximadamente 740 mil dólares cada año solo en reparar problemas de mantenimiento inesperados, según la investigación de Ponemon del año pasado. Estudios recientes sobre seguridad también muestran que cuando las empresas no manejan adecuadamente el H2S, los trabajadores enfrentan riesgos significativamente mayores en el sitio. El nivel de peligro aumenta ocho veces en comparación con trabajar con crudo dulce.

Impacto en el Procesamiento Downstream y la Calidad del Producto

Cuando el H2S no se elimina adecuadamente durante el procesamiento, destruye los catalizadores de refinación a una velocidad entre 30 y 50 por ciento más rápida de lo que permitiría el desgaste normal, lo que realmente reduce la cantidad de producción que podemos obtener de nuestros sistemas. Luego está el problema de los mercaptanos que terminan en los combustibles acabados. Estos compuestos reducen las clasificaciones de octanaje en aproximadamente de 2 a 3 puntos y violan las regulaciones de la EPA sobre los límites de contenido de azufre, específicamente el umbral de 15 partes por millón que no puede superarse sin graves sanciones. En las áreas de producción petroquímica, todos estos contaminantes no deseados también generan problemas en los procesos de polimerización. Lo que sucede es bastante simple: cuando las cosas no salen según lo planeado durante la polimerización, terminamos con una cantidad significativamente mayor de productos fuera de especificación cada año. Informes del sector indican un aumento entre 12 y 18 por ciento en estas producciones problemáticas en la mayoría de las plantas de América del Norte que enfrentan estos problemas.

Tipos de tecnologías de eliminación de mercaptanos H2S y sus mecanismos

Eliminador de mercaptanos H2S basado en triazina: mecanismo y eficiencia

Las formulaciones basadas en triazina funcionan uniéndose a las moléculas de sulfuro de hidrógeno mediante reacciones de adición nucleofílica, transformando el gas peligroso H2S en compuestos tritianos estables que no se evaporan fácilmente. Las pruebas en campo muestran que estos eliminadores químicos pueden remover alrededor del 95 por ciento del sulfuro de hidrógeno de las corrientes de gas cuando las temperaturas permanecen por debajo de los 93 grados Celsius o 200 grados Fahrenheit. Esto los hace particularmente útiles en plantas de procesamiento de gas natural y refinerías de petróleo donde el control de H2S es crítico. Pruebas industriales han confirmado que reducen las concentraciones de mercaptanos a entre 10 y 15 partes por millón, lo cual es impresionante considerando que aún funcionan bien junto con sistemas existentes de tratamiento con aminas sin causar problemas de compatibilidad.

Alternativas no basadas en triazina: vías de oxidación y absorción

Los captadores basados en metales y los que contienen compuestos nitro trabajan mediante reacciones redox que convierten el sulfuro de hidrógeno (H2S) en azufre elemental o subproductos de sulfato. Tomemos como ejemplo las pastillas de óxido de hierro, que pueden eliminar aproximadamente entre el 80 y el 90 por ciento del H2S de los oleoductos de crudo ácido mediante procesos de quimisorción. Estos materiales tienen ventajas frente a las opciones tradicionales basadas en triazina, ya que no presentan problemas relacionados con el pH y funcionan bien incluso cuando las temperaturas superan los 150 grados Celsius. El inconveniente es que los operadores deben mantener un equilibrio adecuado entre los niveles de oxígeno y H2S para evitar problemas de formación de incrustaciones de sulfuro de hierro en las superficies de los equipos.

Formulaciones de captadores de H2S y mercaptanos: solubles en agua frente a solubles en aceite

En los procesos de tratamiento de agua, se utilizan comúnmente agentes secuestrantes solubles en agua, como la triazina MEA, porque se dispersan rápidamente en soluciones acuosas. Por ejemplo, funcionan muy bien en el tratamiento de aguas producidas en operaciones petroleras. Por otro lado, las versiones solubles en aceite, elaboradas con aminas alquiladas, combaten específicamente el sulfuro de hidrógeno en lugares con gran cantidad de hidrocarburos o crudo espeso. Investigaciones recientes del año pasado mostraron algo interesante sobre estos sistemas solubles en aceite: lograron reducir los niveles de sulfuro de hidrógeno en aproximadamente un 92 % en situaciones difíciles con crudo de alto TAN. Lo que los hace aún mejores es que superaron a sus contrapartes basadas en agua en cerca de un 18 % al tratar fluidos muy espesos, lo cual es muy importante en aplicaciones del mundo real.

Agentes secuestrantes regenerativos vs no regenerativos: impacto operativo a largo plazo

Los absorbentes de óxido de zinc entran en la categoría de tecnología regenerativa que puede reutilizarse aproximadamente de cinco a siete veces antes de necesitar reemplazo, lo que reduce los costos químicos alrededor del 40 por ciento en comparación con las opciones de triazina de un solo uso. El problema es que la mayoría de los sistemas de alto volumen aún utilizan eliminadores no regenerativos porque funcionan de manera predecible y son más fáciles de implementar en la práctica. Según informes de la industria, estos sistemas tradicionales logran eliminar casi todo el sulfuro de hidrógeno de las corrientes de gas en instalaciones de procesamiento, alcanzando consistentemente el 99,9 %. Pero también hay una compensación: demasiadas plantas terminan produciendo entre un 30 y un 50 por ciento más de residuos químicos cada año de lo que ocurriría con alternativas regenerativas.

Factores clave para seleccionar el eliminador adecuado de mercaptanos y H2S

Niveles de concentración de H2S y capacidad de eliminación requerida

La eficacia del tratamiento está estrechamente relacionada con la cantidad de sulfuro presente en el sistema. Cuando las concentraciones de sulfuro de hidrógeno superan las 200 partes por millón, los eliminadores deben funcionar con una eficiencia de al menos el 90 por ciento solo para cumplir con los estándares de los ductos. Encontrar el equilibrio adecuado en la dosificación es un asunto complicado para los operadores de plantas. Si no agregan suficiente eliminador a la mezcla, el gas peligroso permanece en el sistema. Pero si agregan demasiado, los gastos químicos aumentan entre un 15 y un 40 por ciento más, según lo observado en operaciones reales en toda la industria. Por eso, muchas instalaciones ahora dependen de equipos de monitoreo continuo que trabajan en conjunto con sistemas automatizados de inyección. Estas configuraciones ayudan a ajustar dinámicamente el uso de productos químicos conforme varían los niveles de gas ácido durante el día, manteniendo bajo control tanto la seguridad como las restricciones presupuestarias.

Efectos de la Temperatura y Presión de Operación en el Rendimiento del Eliminador

Las formulaciones basadas en triazina pierden el 35% de eficiencia a temperaturas superiores a 140°F debido a la degradación térmica acelerada, mientras que los eliminadores metálicos demuestran un rendimiento estable hasta 320°F. Los sistemas de alta presión (>1.500 psi) favorecen eliminadores no regenerativos con cinética de reacción rápida para prevenir fugas de H2S durante los ciclos de compresión.

Solubilidad y compatibilidad de fases en corrientes hidrocarburíferas multifásicas

Los eliminadores solubles en agua dominan el procesamiento de gas con contenido de hidrocarburos líquidos inferior al 2%, mientras que las variantes solubles en aceite previenen la formación de emulsiones en crudos que contienen entre 15 y 30% de salmuera. Las pruebas de partición de fases deben confirmar una retención del eliminador inferior al 5% en fases no deseadas para mantener la rentabilidad.

Composición química de la materia prima e interferencias potenciales

Las materias primas ricas en mercaptanos (>500 ppm de RSH) requieren agentes secuestrantes con doble afinidad por H2S/mercaptanos para evitar ensuciamiento en los contactores de glicol. Los sistemas basados en aminas muestran una eficiencia reducida entre un 20 y un 50 % cuando están expuestos a contaminantes oxigenados, lo que hace necesario un filtrado previo para corrientes que contengan más de 10 ppm de O² disuelto.

Comparación de rendimiento: Agentes secuestrantes de H2S y mercaptanos basados en triazina frente a no basados en triazina

Mecanismos de reacción: Unión química frente a transformación redox

Los captadores basados en triazina funcionan mediante la unión química con el sulfuro de hidrógeno a través de lo que se denomina reacciones de adición nucleofílica. Este proceso convierte el gas tóxico en compuestos de trisulfuro inofensivos. Para aquellos que buscan opciones fuera de la triazina, existen soluciones no triazínicas, como los nitratos, que funcionan de manera diferente. Estas alternativas dependen de reacciones redox, básicamente tomando el H2S y transformándolo en azufre elemental o en compuestos de sulfato. Según el último Informe de Eficiencia de Captadores de 2024, los sistemas con triazina logran aproximadamente un 95 % de eliminación del sulfuro de hidrógeno cuando las temperaturas están alrededor del nivel ambiente (unos 25 grados Celsius). Sin embargo, la situación se complica cuando las temperaturas superan los 80 grados Celsius, ya que el material comienza a descomponerse térmicamente, lo que reduce su eficacia en aproximadamente un 12 %. Los sistemas basados en redox presentan una historia diferente, ya que siguen funcionando bastante bien incluso en condiciones más calurosas, manteniendo una eficiencia superior al 88 % en rangos de temperatura mucho más amplios que sus contrapartes basadas en triazina.

Eficiencia de eliminación en condiciones de campo variables

Las pruebas de campo en operaciones de gas de esquisto muestran que la triazina requiere un 20 % más de dosis que las opciones sin triazina para lograr una reducción equivalente de H2S en condiciones de alto flujo.

Formación de subproductos e implicaciones para el equipo

Cuando la triazina reacciona, genera estas sales de trisulfuro que tienden a formar depósitos dentro de las tuberías. Esto aumenta en aproximadamente un 18 % el problema de incrustaciones en áreas con alta presencia de calcio. La otra opción, los sistemas redox sin triazina, sí produce sustancias ácidas como productos residuales, por lo que requiere una gestión cuidadosa del pH. Pero al menos no deja detrás depósitos sólidos que obstruyen las líneas. De cualquier manera, es importante monitorear la corrosión. En los sistemas con triazina, las paredes de las tuberías se desgastan alrededor de 0,03 mm cada año. Compárese con las opciones basadas en nitrato, que erosionan las tuberías a aproximadamente 0,05 mm por año en esos entornos de gas ácido. Supone una diferencia considerable al considerar los costos de mantenimiento a largo plazo.

Análisis Costo-Beneficio del Uso Sostenido

Aunque la triazina cuesta $1.20/lb en comparación con $1.50/lb de los captadores no triazínicos avanzados, se generan ahorros operativos en aplicaciones de alto volumen:

• requisitos de dosificación 30% más bajos para sistemas no triazínicos
• costos de eliminación de residuos reducidos en un 50% debido a subproductos solubles en agua

Un análisis industrial de 5 años muestra que los costos totales de propiedad para la triazina promedian $740 mil frente a $620 mil para implementaciones optimizadas no triazínicas, lo que justifica la inversión inicial en formulaciones de nueva generación.

Consideraciones Operativas y Ambientales en la Implementación de Captadores de H2S y Mercaptanos

Impacto en las Estrategias de Prevención de la Corrosión

Los eliminadores de H2S actúan contra problemas de corrosión al eliminar el sulfuro de hidrógeno, que es una de las principales causas de la fisuración por tensión sulfídrica tanto en tuberías como en tanques de almacenamiento. Estudios indican que estos productos pueden reducir los gastos de mantenimiento en aproximadamente un 40 por ciento en sistemas de gas ácido cuando reducen los niveles de H2S a menos de 10 partes por millón. Diferentes tipos de eliminadores presentan distintos comportamientos desde el punto de vista químico. Los basados en triazinas tienden a producir compuestos de tiadiazina estables como residuos, mientras que otras opciones sin triazinas, como diversos carboxilatos metálicos, dejan materiales que son menos corrosivos. Al elegir el tipo de eliminador a utilizar, los operadores también deben considerar el tipo de metal involucrado. Por ejemplo, ciertos productos basados en aminas podrían acelerar los problemas de picaduras en equipos de acero al carbono cuando se operan a temperaturas elevadas.

Compatibilidad química con tuberías, separadores y unidades de tratamiento

Para que las formulaciones depuradoras funcionen correctamente, deben mantenerse solubles en las tres fases principales presentes en entornos de producción: gas, crudo y agua producida. De lo contrario, acabamos con problemas de ensuciamiento más adelante. Los tipos solubles en agua, como esas mezclas de hidróxido de sodio, tienden a crear emulsiones al fluir a través de múltiples fases simultáneamente. Por otro lado, las opciones solubles en aceite podrían dañar con el tiempo los sellos de goma dentro del equipo de procesamiento. Al analizar resultados reales de campo, los operadores observan una caída de aproximadamente un cuarto en la eficiencia siempre que las temperaturas superan los 120 grados Celsius, ya que los componentes activos comienzan a descomponerse térmicamente. Y tampoco olvide las pruebas de compatibilidad con esos aditivos para tuberías utilizados en la garantía de flujo. Cuando estas sustancias no son compatibles entre sí, a menudo resultan en acumulaciones espesas de lodo dentro de los separadores, algo que nadie desea enfrentar durante las revisiones de mantenimiento.

Impacto ambiental y desafíos de cumplimiento normativo

Los agentes secuestradores regenerativos reducen la producción de residuos en aproximadamente un 60 a 70 por ciento en comparación con sus equivalentes de uso único. Sin embargo, estos sistemas requieren una cantidad considerable de energía para el proceso de reactivación, lo cual puede ser costoso. Las alternativas no regenerativas, como las suspensiones de óxido de zinc, están teniendo problemas con las normas de eliminación debido a que contienen metales pesados. La Agencia de Protección Ambiental publicó nuevas directrices en 2023 que limitan la cantidad de zinc que puede liberarse en aguas marinas a solo 2 partes por millón. Una investigación publicada el año pasado mostró que los compuestos basados en triazina aumentan en torno a un 35 por ciento los niveles de demanda bioquímica de oxígeno en plantas de tratamiento de aguas residuales, dificultando así la obtención de los permisos de vertido necesarios. Debido a todos estos factores, muchos gestores de instalaciones están optando por productos secuestradores certificados según la norma ISO 14001, que se descomponen de forma natural más del 80 por ciento de las veces, ayudándoles a cumplir con las normas verdes internacionales mientras mantienen la eficiencia operativa.

Sección de Preguntas Frecuentes

¿Qué son los mercaptanos encontrados en el petróleo crudo?

Los mercaptanos en el petróleo crudo son compuestos que contienen azufre con olores detectables que pueden ser corrosivos y que normalmente se monitorean debido a sus propiedades químicas.

¿Cuál es el peligro de la exposición al H2S?

La exposición al H2S es peligrosa y potencialmente mortal incluso a bajas concentraciones, a partir de aproximadamente 100 partes por millón, debido a su naturaleza tóxica.

¿Por qué es importante la eliminación del H2S en las plantas de procesamiento?

Eliminar el H2S es crucial porque acelera la corrosión, degrada los catalizadores de refinación y viola las especificaciones del producto respecto al contenido de azufre, afectando tanto la seguridad como la calidad del producto.

¿Cómo funcionan los eliminadores basados en triazina?

Los eliminadores basados en triazina funcionan uniéndose químicamente al sulfuro de hidrógeno para formar subproductos estables, reduciendo así eficazmente su concentración y los riesgos asociados en las corrientes de proceso.

¿Son los eliminadores no basados en triazina más respetuosos con el medio ambiente?

Los captadores no triazínicos pueden ser más respetuosos con el medio ambiente al generar menos depósitos sólidos y, en ocasiones, ofrecer ventajas operativas como rangos de temperatura efectiva más amplios.