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Importancia del H2S en la Industria petrolera

Introducción

El H2S es un gas comúnmente presente dentro de la composición del crudo y sus derivados y por su alta solubilidad en agua también es común tenerlo en el agua. Otra fuente importante de H2S en los crudos y derivados es a través del metabolismo de las bacterias sulfato reductoras (BSR) que consumen el oxígeno de las moléculas del sulfato presente en el medio donde habitan y lo transforman a H2S.

Cuando el H2S esta en fase gas se le llama sulfuro de hidrógeno y cuando se disuelve
en el agua se le llama ácido sulfhídrico, donde actúa como un ácido débil provocando
corrosión la cual puede ocurrir en sinergia con otros agentes como el CO2, el O2 el azufre
etc.

Efectos a la Salud del H2S

El H2S es un gas que cuando se disuelve en agua forma un ácido débil llamado ácido sulfhídrico el cual si se inspira atacará todas las mucosas del organismo en contacto con él; se han creado escalas de daños a las personas dependiendo de las concentraciones de H2S presentes en el ambiente en contacto con la persona, dicha escala se coloca a continuación:

Efectos del H2S sobre la corrosión

El H2S en presencia de agua líquida ataca al acero al carbono y otras aleaciones de hierro formando el FeS (sulfuro ferroso) y como resultante la aleación de hierro va perdiendo espesor y por lo tanto sus propiedades también se van perdiendo, haciendo a la tubería o el equipo más vulnerable a fallar mecánicamente.
Si además del H2S y el agua líquida hay presencia de oxígeno se forma el Fe2S3 (sulfuro férrico) a una velocidad mayor que la velocidad a la cual se formó el FeS y por lo tanto la vulnerabilidad de la metalurgia se alcanza más rápidamente; la velocidad con que ocurre la corrosión se mide en unidades de mpa (milipulgadas por año) que significa la perdida de peso del equipo o tubería en el lapso de un año en un punto especifico del sistema (en otra monografía se hablará de cómo se mide la corrosión a través de cupones de corrosión)

Si además del agua líquida están presente el H2S y el CO2, lo cual es muy común
en la industria petrolera, ocurrirán dos mecanismos paralelos uno que formará FeS
y el otro que formará FeCO3 (carbonato ferroso) cada uno aportando su
velocidad de corrosión individual.

Hay evidencias de que, si en un mismo sistema hay presencia de agua líquida, H2S, y O2 la corrosión se incrementará hasta 4 veces con respecto a sí solo estuvieran presentes H2S y agua líquida y 8 veces si con respecto a si solo estuvieran presentes O2 y agua líquida; a este efecto donde se combinan dos o más agentes corrosivos produciendo una corrosión mucho más rápida que la suma de sus partes se le conoce como efecto sinergístico a la corrosión.

Como eliminar el H2S:

Bien sea por razones de salud o por motivos de la corrosión el H2S es un contaminante que se debe eliminar del gas natural, del crudo y de sus derivados; de hecho, para gas natural existe la especificación máxima de 4 ppm de H2S y para los crudos y derivados que se transan vía marítima, la especificación máxima más usada es la de 10 ppm de H2S y en muchas ocasiones se exige 0 ppm de H2S.
Existen muchas tecnologías disponibles hoy en día para eliminar el H2S del crudo y sus derivados (incluyendo el gas natural) las cuales dependen del tipo de hidrocarburo y de los niveles de H2S presentes en la corriente, a manera general para el gas natural, de mayor a menor concentración de H2S, se tienen las siguientes tecnologías:
  • Torres de aminas: > 20 ton de H2S/día
  • Lecho fijo: 150 kg/día – 20 ton/día de H2S
  • Secuestrantes de H2S < 150 kg H2S/día
Mientras que para crudos y derivados líquidos la tecnología más usada es la de los secuestrantes de H2S debido a lo fácil de su aplicación y al bajo costo de inversión.

Monitoreo y Control

Para medir el H2S existen muchos métodos para determinar la concentración de H2S en crudos y derivados, que van desde métodos cromatográficos a métodos volumétricos hasta el método Drager.
De estos métodos el más práctico y económico es el método Draguer y da la suficiente precisión y exactitud necesaria, sin embargo, es bueno aclarar que las mediciones con Draguer solo pueden hacerse directamente para el gas natural y si se mide en crudos y derivados líquidos debe hacerse sobre la atmosfera que esta en contacto con el hidrocarburo, nunca directamente sobre el líquido, debido a que no da una lectura confiable y daña el equipo de medición.
Otra forma de controlar los niveles de H2S desde el punto de vista de la corrosión es a través de sondas retractiles que se insertan en tuberías, las cuales permiten medir las velocidades de corrosión en algunos casos de manera manual y en otros casos de manera automática.
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