Análisis experimental de la solubilidad del sulfuro de hidrógeno (H2S) en n-decano y una solución clorurada sódica bajo condiciones de presión y temperatura de yacimiento

Abstract

Este trabajo presenta los resultados experimentales sobre la solubilidad del sulfuro de hidrógeno (H2S) en distintas mezclas de n-decano y una solución clorurada sódica. Los ensayos fueron realizados en reactores tipo Batch de 100 mL, donde se simularon las condiciones de presión y temperatura de un yacimiento petrolífero. Como una primera aproximación para simular la distribución del H2S entre ambas fases, una vez que ocurren las reacciones de acuatermólisis durante los procesos de inyección de vapor en yacimientos de crudos pesados y extrapesados. La presión utilizada fue de 700 psi, valor promedio para la Faja Petrolífera del Orinoco “Hugo Chávez”, mientras que las temperaturas de ensayo fueron de 150 y 250 °C, ésta última correspondiente a una temperatura promedio de inyección de vapor. Los resultados indican que la solubilidad del H2S en la fase acuosa es ligeramente mayor a 250 °C respecto a 150 °C, lo cual pudo ser comprobado haciendo uso de las constantes de Henry del H2S en agua, las cuales fueron 38,3 y 35,9 (Bar/molal) respectivamente. La interacción entre el H2S y el n-decano permitió la formación de compuestos organosulfurados en concentraciones significativas. Los compuestos orgánicos generados fueron tiofeno, difenilsulfuro, benzotiofenos, dibenzotiofenos y dibenzotiofenos sustituidos. Las reacciones que formaron estas especies azufradas estuvieron catalizadas por el incremento de la temperatura y la presencia de protones en el sistema. Cabe destacar que para los ensayos a 250 °C, el medio acuoso se comportaba como un agua sobrecalentada, esto de acuerdo con Akiya y Savage (2002) por el hecho de encontrarse a temperaturas por encima de los 200 °C, favoreciendo el aporte de protones al medio y el craqueo de los n-alcanos.