Evaluación de desempeño de un secuestrante de H₂S en gas natural proveniente de un yaciomiento regional

Abstract

El contexto actual de la industria hidrocarburífera en la Cuenca Neuquina impulsa la búsqueda continua de nuevas tecnologías y la optimización de procesos orientados a incrementar la productividad y la eficiencia operativa, así como a reducir costos. El proceso de endulzamiento de gas consiste en la remoción de componentes ácidos presentes en la corriente de gas natural, principalmente dióxido de carbono (CO₂) y sulfuro de hidrógeno (H₂S), cuyas concentraciones suelen exceder los límites establecidos por normativas de transporte, seguridad ambiental y protección del personal. El presente trabajo tiene como objetivo evaluar la eficiencia técnica y económica de un producto químico secuestrante de H₂S. La prueba se llevó a cabo en un pozo productor de gas natural del yacimiento El Mangrullo, ubicado en la provincia de Neuquén y operado por Pampa Energía S.A. El producto evaluado se dosificó directamente sobre el flujo multifásico en la línea de conducción, a la salida de la boca de pozo. Las mediciones de H₂S se realizaron mediante ampollas Dräger, en el ingreso al colector de campo, ubicado a 1,38 km aguas abajo del punto de inyección. Los resultados evidenciaron una reducción de la concentración de H₂S desde 7,5 ppm hasta 0,8 ppm, junto con una optimización significativa de la dosis de secuestrante requerida. El secuestrante demostró una rápida y efectiva capacidad de remoción del H₂S, destacándose además por su alta eficiencia y bajo costo operativo. Considerando la variabilidad en las concentraciones de H₂S en los yacimientos operados por Pampa Energía, se recomienda la aplicación de este tipo de tecnología en la conexión de pozos de gas a instalaciones que no disponen de sistemas convencionales de endulzamiento como plantas de tratamiento de gas simplificadas, instalaciones de producción temprana y plantas compresoras cercanas a gasoductos de venta.

The current context of the oil and gas industry in the Neuquén Basin drives the continuous search for new technologies and process improvements aimed at increasing productivity and operational efficiency, as well as reducing costs. The gas sweetening process consists of removing acid components from the natural gas stream, mainly carbon dioxide (CO₂) and hydrogen sulfide (H₂S), whose concentrations often exceed the limits established by transport regulations, as well as environmental and personnel safety standards. The main objective of this work is to evaluate the technical and economic efficiency of a hydrogen sulfide scavenger. The field test was conducted in a natural gas producing well located in the El Mangrullo field, in Neuquén Province, operated by Pampa Energía S.A. The evaluated chemical was dosed directly into the multiphase flow in the pipeline downstream of the wellhead. Hydrogen sulfide measurements were carried out using Dräger sampling tubes at the field gathering system inlet, located 1.38 km downstream from the injection point. The results showed a reduction in H₂S concentration from 7.5 ppm to 0.8 ppm, along with a significant optimization of the required scavenger dosage. The hydrogen sulfide scavenger demonstrated a rapid and effective reduction of H₂S concentration, with high removal efficiency and low operational cost. Considering the variability of H₂S concentrations across Pampa Energía’s fields, the use of this scavenger is recommended for gas well tie-ins to facilities without conventional sweetening systems such as simplified gas treatment plants, early production facilities, and compressor stations near sales gas pipelines.