Factibilidad técnica de uso de secuestrantes mitigadores de sulfuro de hidrógeno tipo óxidos de hierro en proyectos de inyección de vaporTechnical feasibility of Hydrogen sulfide scavenging using iron oxide in steam injection projects

Resumen

La masificación de la tecnología de inyección de vapor tiene una consecuencia directa como las altas concentraciones de gases ácidos, específicamente sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2), producida por las reacciones de aquatermólisis del petróleo pesado a condiciones de la alta severidad. El presente artículotratadel desarrollo de un aditivo a base de mineral de hierro capaz de mitigar los gases ácidos, a condiciones de fondo de pozo y de superficieenproyectos de inyección de vapor. La eficiencia del aditivo fue verificada mediante evaluaciones en reactores por carga simulando las condiciones de inyección, usando petróleo extrapesado proveniente de la Faja Petrolífera de Orinoco (División Ayacucho). Se realizaron evaluaciones en sistemas arena/crudo/agua incorporando al sistema diferentes secuestrantes. Entre los aditivos propuestos está el mineral de hierro y mezclas de éste con un promotor de la reacción, de igual forma se emplearon diferentes sales de hierro (Hierro II y Hierro III) y un aditivo comercial empleado en operaciones de campo para secuestro en superficie. Las condiciones de los ensayos fueron: temperatura: 249 °C, presión: 550 psi y tiempo de reacción: 24 horas.  Las caracterización final de los gasesdeterminaron que en las reaccionesdonde se empleó mineral de hierroy mezclas mineral de hierro con aditivo promotorfueron altamente efectivos en el secuestro de H2S (110 ppm H2S;20-40 ppm H2S respectivamente)en comparación con la prueba blanco (1650 ppm H2S). Las formulaciones evaluadas presentaron una alta resistencia térmicaa las condiciones de alta severidad en la reacción (249 °C), propiedad que los hace altamente atractivos ya que no se conocen aditivos a escala comercial que soporten altas temperaturas y puedan ser utilizados para mitigar gases ácidos en procesos térmicos de recuperación mejorada de petróleo.

The high levels of acid gases production (hydrogen sulfide and carbon dioxide) is a direct consequence of steam injection field massificationwhere these are produced by heavy oil aquathermolysis at steam injection conditions. The present article is about the development of an additive based on national iron ore that is able to mitigate hydrogen sulfide and Carbon Dioxide at downhole and surface conditions on steam injection facilities. Additive efficiency was verified by static tests in batch reactors simulating steam flooding conditions, using an extra heavy crude oil from the Orinoco Oil Belt (Ayacucho Division). Evaluations were carried out in sand/crude/water systems with different additives. The proposed formulations for this technical feasibility was composed by iron ore and mixtures with a reaction promoter, likewise it proposes the use of different iron salts (Iron II and Iron III) and a commercial additive used in field operations for surface sequestration. The test conditions were: temperature: 249 ° C, pressure: 550 psi and reaction time: 24 hours. Gas characterizations after the reactions determine that the reactions where it used iron ore and iron ore mixtures with promoter additive were highly effective in the H2S scavenging (110 ppm H2S, 20-40 ppm H2S) in comparison with the blank test where no additive was used (1650 ppm H2S). The evaluated additives presented a high thermal resistance to the most unfavorable reaction conditions (249 ° C), a property that makes them highly attractive since there are no known additives on a commercial scale that support high temperatures and can be used to mitigate acid gases in thermal recovery.