El hidrógeno es cada vez más reconocido como una piedra angular de la transición energética, con el potencial de descarbonizar sectores difíciles de electrificar, como la industria pesada, la aviación y el transporte de larga distancia. Como portador de energía adaptable, el hidrógeno puede producirse a partir de fuentes renovables, lo que ofrece una oportunidad para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y contribuir a los objetivos climáticos globales. Sin embargo, persisten obstáculos significativos para aprovechar el pleno potencial del hidrógeno, siendo uno de los principales la logística de su producción, almacenamiento y transporte a gran escala.
Para 2050, se espera que el gasto global en producción de hidrógeno para energía alcance los 6.8 billones de dólares, con 710 mil millones de dólares adicionales destinados a tuberías y terminales de amoníaco. La logística de la cadena de suministro sigue siendo un desafío clave. A medida que crecen las inversiones, las tuberías se consideran el método de transporte de hidrógeno más rentable. Solo en Estados Unidos se espera aprovechar tres millones de millas de tuberías de gas natural y más de 1,600 tuberías dedicadas.
La mezcla de hidrógeno con gas natural permite la reutilización de tuberías existentes, pero las propiedades del hidrógeno presentan desafíos como la incompatibilidad de materiales, la fragilización y la pérdida de ductilidad. Un estudio reportó una reducción del 60 % en la ductilidad de los materiales de las tuberías existentes.
Los recubrimientos de tuberías se utilizan ampliamente para prevenir la corrosión creando una barrera entre el material de la tubería y el hidrógeno. Sin embargo, estos recubrimientos presentan limitaciones como problemas de compatibilidad con el hidrógeno y otros productos químicos, la difusión que conduce a la fragilización, y el riesgo de fallo del material debido a defectos en el recubrimiento.
A pesar de la urgente necesidad de soluciones para apoyar la economía del hidrógeno, la investigación sobre el uso de inhibidores químicos de corrosión, comúnmente empleados en la industria del petróleo y gas para mitigar la corrosión, ha sido mínima. A medida que se endurecen los objetivos de emisiones, se espera que aumente la demanda de productos químicos compatibles con el hidrógeno. Productos como los utilizados en la producción y transporte de gas natural (por ejemplo, inhibidores de corrosión, inhibidores de hidratos, antiaglomerantes, antiincrustantes, aminas y captadores de sulfuro de hidrógeno) también serán necesarios para el gas mezclado con hidrógeno.
ChampionX ha realizado pruebas de compatibilidad para evaluar el rendimiento de sus productos químicos, revelando que algunos productos con un largo historial de estabilidad al someterse a pruebas tradicionales mostraron inestabilidad en presencia de hidrógeno.
La figura a continuación muestra los resultados de dos productos químicos diferentes probados antes y después de la exposición al hidrógeno durante una prueba de residuos. Para el Producto A, se formaron sólidos no deseados y un residuo pegajoso, lo que podría tener un impacto directo en las tuberías o compresores al causar acumulación del producto.
ChampionX también realizó pruebas en acero API X65 (UNS K03014) mediante carga catódica en una solución ácida para evaluar la resistencia a la absorción de hidrógeno en presencia de varios inhibidores de corrosión (una vez identificados los productos químicos compatibles). Los resultados sugieren que la presencia de inhibidores de corrosión crea una barrera contra la absorción de hidrógeno. Sin embargo, la selección de inhibidores apropiados requiere una consideración cuidadosa, ya que no todos los inhibidores ofrecen la máxima protección.
En este estudio, INH-1 (un inhibidor insoluble en agua) demostró el mejor rendimiento en comparación con INH-2 (un inhibidor soluble en agua). Los valores de polarización resistente (Rp), obtenidos mediante espectroscopía de impedancia electroquímica (EIS) después de la carga, aumentaron significativamente para todos los potenciales en comparación con tanto la solución de control como las soluciones INH-1. Los valores variaron entre 302,300 ohm·cm² y 190,700 ohm·cm², en comparación con 5,179 y 61 para INH-1. Estos altos valores de Rp para INH-2 indican la formación de una excelente barrera contra la penetración de hidrógeno, ya que formó una capa persistente y continua que evitó que los átomos de hidrógeno penetraran el metal.
Existen oportunidades para investigar más a fondo los inhibidores de corrosión para aprovechar la infraestructura de hidrógeno, compuesto por tuberías existentes para su transporte. Si bien la identificación de la metalurgia adecuada para nuevas infraestructuras es lo ideal, reutilizar los activos existentes ofrece beneficios significativos en términos de costos, especialmente dado que muchas de las tuberías de petróleo y gas ya están equipadas para inyectar y monitorear estos productos químicos.
Si la adopción del hidrógeno se acelera como se espera, los inhibidores de corrosión pueden implementarse y monitorearse de manera efectiva a través de programas robustos de inspección. Colaborar con los operadores de tuberías será esencial para validar la seguridad y eficacia de estas soluciones, mientras que una cuidadosa consideración de los inhibidores existentes es necesaria para evitar problemas de compatibilidad.
En general, los inhibidores químicos de corrosión son una vía prometedora para apoyar la adopción a gran escala del hidrógeno, pero la inversión en investigación y desarrollo es crucial para garantizar un transporte seguro y sostenible.
Referencias
- https://www.dnv.com/focus-areas/hydrogen/forecast-to-2050/
- U.S. Department of Energy, “HyBlend: Opportunities for Hydrogen Blending in Natural Gas Pipelines”, Hydrogen and Fuel Cell Technology Office, December 2022
- Hardie D, Charles EA, Lopex AH, Hydrogen Embrittlement of High Strength Pipeline Steels, Corrosion Science, Vol 48, pp. 4378–4385, 2006
- Caleb Clark, Geeta Rana, Ana Ferrer, Yolanda De-Abreu, Matthew Trevino, Jeremy Bartels, Chemistry Matters – Hydrogen Compatibility with Gas Production Chemicals, Proceeding from 19th Pipeline Conference Technology 2023, Berlin
Este artículo fue desarrollado por la especialista Yolanda De-Abreu y publicado como parte de la cuarta edición de la revista Inspenet Brief Diciembre 2024, dedicada a contenidos técnicos del sector energético e industrial