¿Qué eliminador de mercaptanos de H₂S resuelve la eliminación de azufre en pozos petroleros con alto contenido de H₂S?

¿Por qué los captadores convencionales de H₂S y mercaptanos fallan en pozos petrolíferos de alta presión y alta temperatura?

Degradación térmica y reversión: cómo las triazinas pierden eficacia por encima de 120 °C

El sector depende en gran medida de secuestrantes a base de triazina para eliminar el sulfuro de hidrógeno de los procesos productivos. Estos materiales comienzan a descomponerse cuando se exponen a temperaturas superiores a aproximadamente 120 grados Celsius (unos 248 grados Fahrenheit). Cuando esto ocurre, prácticamente invierten su función anterior, liberando todo el sulfuro de hidrógeno capturado de nuevo al sistema. En pozos de alta presión y alta temperatura, donde las condiciones promedio alcanzan unos 150 grados Celsius (aproximadamente 302 grados Fahrenheit), estos secuestrantes pueden perder más del setenta por ciento de su eficacia en tan solo unas pocas horas. Además, la presión agrava la situación, provocando ciclos repetidos de contaminación que dañan los equipos y ponen en riesgo a los trabajadores. Lo realmente problemático de las triazinas, comparadas con otros sistemas, es que, una vez agotadas, generan productos residuales sólidos persistentes que obstruyen las líneas de flujo. Este problema provoca retrasos significativos en las operaciones. Los datos de campo indican que estas obstrucciones incrementan los costes de tiempo de inactividad en aproximadamente un cuarenta y dos por ciento tanto en proyectos geotérmicos como en aquellos que operan bajo condiciones de alta presión y alta temperatura.

Crudos de bajo pH y predominio de mercaptanos: La brecha de selectividad en la química convencional de agentes secuestrantes

Los crudos ácidos con pH inferior a 5,5 socavan el rendimiento de los agentes secuestrantes convencionales mediante competencia protónica: los iones de hidrógeno desplazan a los mercaptanos de los sitios reactivos, reduciendo drásticamente la eficiencia de captura de azufre. En estas condiciones:

• Las concentraciones de mercaptanos aumentan de 3 a 5 veces más rápido que las de H₂S en yacimientos con proceso de acidificación
• Las formulaciones convencionales presentan un sesgo de selectividad de 15:1 a favor del H₂S frente a los mercaptanos
• Cargas totales de azufre superiores a 5000 ppm —frecuentes en yacimientos carbonatados— saturan los sitios reactivos en cuestión de días

Los datos de campo confirman que la química tradicional elimina menos del 40 % de los mercaptanos en entornos de bajo pH, frente al 85 % en crudos neutros. Esta ineficiencia obliga a incrementos insostenibles de la frecuencia de inyección y del volumen químico, elevando tanto los costes como la exposición ambiental.

Químicas avanzadas de agentes secuestrantes para H₂S y mercaptanos: oxazolidinas, formulaciones dispersables en aceite y aductos estables a altas presiones y temperaturas (HPHT)

Mecanismo de oxazolidina: secuestración covalente y estable frente al pH de mercaptanos sin regeneración de H₂S

El principal problema de las triazinas es que no forman enlaces duraderos con los mercaptanos, lo que provoca problemas de reversión. Las oxazolidinas resuelven este inconveniente al crear enlaces covalentes permanentes. ¿Qué hace que estos compuestos destaquen? Mantienen su estabilidad en un amplio rango de pH, desde 4 hasta 10, y soportan exposición continua al calor de hasta aproximadamente 180 grados Celsius. Por ello, muchos operadores los prefieren en condiciones severas, como yacimientos ácidos o entornos de alta presión y alta temperatura (HPHT), donde los tratamientos químicos convencionales simplemente no resultan efectivos. Otra ventaja frente a las opciones tradicionales es su capacidad para mezclarse bien con aceite en lugar de con agua. Esto significa que se dispersan uniformemente a través de los sistemas hidrocarbonados sin separarse ni sedimentar con el tiempo. ¿Cuál es el resultado? Los compuestos de azufre quedan atrapados de forma permanente mediante estos fuertes enlaces químicos, reduciendo así los posibles problemas de contaminación en etapas posteriores de las operaciones de procesamiento.

Evidencia de casos de PRO3®HT y PROM®: Rendimiento validado en campo en pozos HPHT del Golfo de México

Las pruebas realizadas en pozos de alta presión/alta temperatura en el Golfo de México arrojaron resultados impresionantes, con las formulaciones PRO3®HT y PROM® logrando una eliminación de azufre cercana al 98 %. Estos especiales secuestrantes dispersables en aceite, basados en química de oxazolidina, fueron diseñados específicamente para soportar condiciones extremas en el pozo. Lo realmente destacable es que estos productos mantuvieron los niveles de sulfuro de hidrógeno por debajo de 5 partes por millón en los fluidos de producción durante más de 90 días tras el tratamiento, incluso ante presiones superiores a 15 000 psi y temperaturas superiores a 150 grados Celsius. Según un estudio reciente del Informe de Tecnología Offshore (2023), estas formulaciones superaron en tres veces a las opciones tradicionales basadas en triazinas en la eliminación de mercaptanos a tasas de dosificación similares. Este avance representa un hito significativo, ya que la mayoría de los métodos convencionales presentan dificultades con problemas de selectividad al tratar yacimientos donde los mercaptanos dominan el perfil químico.

Selección del agente secuestrante adecuado para H₂S y mercaptanos: Alinear el diseño molecular con las condiciones del yacimiento

La selección del agente secuestrante debe alinear el diseño molecular con tres variables específicas del yacimiento: el régimen de temperatura, el perfil de pH del fluido y la abundancia relativa de H₂S frente a los mercaptanos. Los enfoques «único tamaño para todos» incrementan el gasto químico, el riesgo operativo y la exposición a incumplimientos normativos.

Umbrales de temperatura y restricciones de estabilidad térmica

Los compuestos triazínicos estándar tienden a descomponerse rápidamente una vez que las temperaturas superan los aproximadamente 120 grados Celsius. Cuando esto ocurre, suelen provocar problemas de reversión de sulfuro de hidrógeno y generar dificultades para la garantía del flujo en las operaciones de perforación. Mantener un rendimiento eficaz del agente secuestrante se vuelve realmente difícil cuando se trabaja por encima de este límite térmico, especialmente en entornos de pozos de alta presión y alta temperatura (HPHT), que son cada vez más comunes en la actualidad. Afortunadamente, nuevas opciones como los compuestos oxazolidínicos y los aductos especialmente formulados estables a HPHT resisten mucho mejor las condiciones extremas de calor. Estos materiales conservan su estructura y continúan reaccionando de forma eficaz incluso a temperaturas superiores a 150 grados Celsius. El resultado son tratamientos de mayor duración y procesos más fiables durante operaciones prolongadas, además de que no se genera ningún residuo tóxico nocivo como efecto secundario durante su descomposición.

optimización de la reactividad dependiente del pH

La eficacia de los secuestrantes activados alcalinamente desciende drásticamente cuando el pH cae por debajo de 5,5, ya que los protones comienzan a interferir con su funcionamiento. Lo que ocurre a continuación no es simplemente una disminución lineal: el rendimiento, de hecho, se reduce de forma no lineal a medida que aumentan los niveles de ácido. Por otro lado, los agentes de unión covalente, como las oxazolidinas, funcionan independientemente de los cambios de pH. Estos compuestos capturan sistemáticamente los mercaptanos, ya sea en crudos ácidos, neutros o incluso ligeramente alcalinos. El hecho de que no requieran ajustes adicionales de pH permite a los operadores ahorrar tiempo y dinero: no es necesario almacenar productos químicos adicionales para el control del pH, ni gestionar con tanta frecuencia los problemas de corrosión derivados de los ajustes constantes en las plantas de procesamiento.

Dinámica de la relación mercaptanos a H₂S

Los mercaptanos suelen representar más del 60 % de todos los compuestos de azufre presentes en yacimientos carbonatados biológicamente activos o antiguos. Los agentes secuestrantes tradicionales diseñados únicamente para el sulfuro de hidrógeno pierden más de la mitad de su poder reactivo cuando se enfrentan a estas condiciones. Las formulaciones químicas más recientes, específicamente dirigidas contra los mercaptanos, ofrecen mejores resultados con la misma cantidad de producto, generan menos lodos durante su operación y permiten prolongar los intervalos entre tratamientos. Datos del sector indican que estas formulaciones especializadas pueden reducir el consumo de productos químicos en aproximadamente un 45 %, además de ser más eficaces para controlar los olores desagradables y prevenir los problemas de corrosión en los equipos que afectan a muchas operaciones.