Concentrazioni "pericolose" di idrogeno solforato trovate negli impianti offshore di petrolio e gas negli Stati Uniti

Dopo aver esaminato le circostanze relative a quattro recenti rilevamenti di idrogeno solforato (H2S) durante operazioni offshore presso strutture sulla piattaforma continentale esterna (OCS), il Bureau of Safety and Environmental Enforcement (BSEE) degli Stati Uniti ha delineato una serie di raccomandazioni per petrolio e gas operatori e appaltatori per contribuire a ridurre il numero di tali incidenti in futuro.

Secondo l’autorità di regolamentazione statunitense, negli ultimi due anni gli operatori offshore di petrolio e gas naturale hanno riscontrato inaspettatamente concentrazioni “pericolose” di H2S in aree sia di processo che non di processo su impianti che producono da giacimenti ritenuti privi di H2S. Di conseguenza, gli impianti energetici offshore non disponevano di piani di emergenza H2S.

Anche se l’H2S è per lo più associato alla produzione da giacimenti di petrolio acido, può formarsi anche in ambienti a basso contenuto di ossigeno a causa dell’attività microbica durante la decomposizione del materiale organico o tramite la riduzione microbica dei solfati. Per questo motivo, BSEE spiega che la produzione di H2S potrebbe verificarsi inaspettatamente in aree quali sentine, serbatoi di stoccaggio, cisterne di zavorra, contenitori di prodotti chimici e apparecchiature di processo fuori servizio.

Il Bureau of Safety and Environmental Enforcement degli Stati Uniti sottolinea che il personale ha recentemente segnalato un odore di H2S sottovento alla cella di galleggiamento durante le normali operazioni di produzione. All'epoca, sulla rompivuoto è stata osservata una lettura di 124 parti per milione (ppm) di H2S utilizzando un rilevatore multigas portatile. Le letture effettuate a 5 piedi di distanza sono state osservate a 10 ppm e a 10 piedi il livello è sceso a 0 ppm. Nel tentativo di affrontare il problema, il team ha isolato la valvola di blocco, ha barricato l’area e ha introdotto trattamenti biocidi per uccidere i batteri ed eliminare la presenza di H2S. Il secondo incidente si è verificato durante i campionamenti di routine quando gli operatori hanno riscontrato una lettura di 40 ppm di H2S nel flusso di processo tramite misurazioni del tubo Draeger. Il giorno successivo nei serbatoi del carico è stata rilevata una lettura di 250 ppm. Le indagini hanno portato alla conclusione che la fonte dell'H2S era l'attività batterica e non i pozzetti. Il regolatore sottolinea che l'operatore ha adottato misure immediate per bonificare l'H2S sia nella fase liquida che in quella gassosa. Il terzo incidente è avvenuto durante un trasferimento di un antischiuma tra serbatoi giornalieri con i lavoratori che hanno riconosciuto un odore di uova acide/marce. Utilizzando un monitor per 4 gas, è stata rilevata una lettura di 136 ppm di H2S vicino all'apertura del serbatoio. Mentre il serbatoio veniva rapidamente messo in sicurezza, il personale esposto veniva inviato per una valutazione come misura precauzionale. Il quarto incidente si è verificato quando un lavoratore è entrato in una cisterna di zavorra per la pulizia, dopo aver osservato una lettura iniziale di H2S di 0 ppm, mentre il monitor a 4 gas ha iniziato a dare l'allarme con letture di H2S fino a 128 ppm, dopo aver agitato lo strato di fango. BSEE sottolinea che il lavoratore è immediatamente uscito dalla cisterna e il lavoro è stato sospeso fino a quando non fosse stato sviluppato un piano di ingresso che includesse procedure di mitigazione dell'H2S.

Tenendo presente la natura e la frequenza di questi incidenti, la BSEE raccomanda agli operatori e ai loro appaltatori di assicurarsi che il personale comprenda che l'H2S può essere riscontrato come sottoprodotto di materiali non pericolosi anche in strutture di servizio non acide e di condurre ispezioni periodiche di serbatoi di contenimento stagnanti per garantire l'assenza di H2S, conducendo anche esercitazioni per l'equipaggio incentrate su incontri inaspettati di H2S, anche su strutture non acide.

Inoltre, gli operatori e gli appaltatori di petrolio e gas sono invitati a consigliare ai propri lavoratori di rimanere sopravento quando si aprono i serbatoi chimici e di utilizzare un rilevatore multigas con funzionalità H2S per rilevare la presenza di H2S. La presenza di H2S dovrebbe essere valutata anche sul fondo del serbatoio quando il personale intende entrarvi e agitare eventuali fanghi eventualmente presenti.

Inoltre, gli operatori e gli appaltatori dovrebbero garantire che le procedure operative includano campionamenti di routine laddove le composizioni dell'olio presentano un maggiore potenziale di acidificazione nel sistema di produzione. Dovrebbero essere effettuate valutazioni approfondite del rischio quando si effettuano analisi dei pericoli a livello di struttura per valutare adeguatamente la minaccia della produzione di H2S in recipienti, serbatoi o altre aree che possono contenere abitualmente liquidi stagnanti con bassi livelli di ossigeno.