杜圣道(中海石油(中國)有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518000)

1 概述

某海上油氣處理平臺，原工藝設(shè)計處理的天然氣不含H2S，而設(shè)備和管道選型時按照工藝介質(zhì)中最大H2S濃度為10×10-6考慮。投產(chǎn)后發(fā)現(xiàn)平臺油氣介質(zhì)中含H2S，初步判斷，H2S來自于上游平臺的海底輸氣海管?；趯嶋H運行工藝參數(shù)與原設(shè)計基礎(chǔ)數(shù)據(jù)發(fā)生了變化，需要對油氣處理平臺因H2S帶來的一系列風險進行分析校核，識別因H2S存在帶來的風險，從而提出裝置改造升級要求。

2 H2S腐蝕機理

根據(jù)《在濕H2S環(huán)境中金屬腐蝕行為機理研究概述》，調(diào)查表明金屬在干燥的H2S氣體中不發(fā)生開裂，只有在濕H2S環(huán)境下，即在H2S水溶液或水膜中才會發(fā)生開裂。H2S常見的腐蝕破壞如下：

(1)電化學反應(yīng)，陽極鐵溶解導致的均勻腐蝕和局部腐蝕，與H2S濃度、溫度、pH值、暴露時間、流速以及水的狀態(tài)相關(guān)；

(2)H2S導致氫損傷，如硫化物應(yīng)力開裂、氫誘發(fā)裂紋、氫誘發(fā)的裂紋常伴隨著鋼表面的氫鼓泡。

3 平臺H2S評估

除H2S外，其它設(shè)計基礎(chǔ)引用原詳細設(shè)計的數(shù)據(jù)不變，上游來天然氣H2S濃度按檢測的最大值的1.5倍考慮，即30×10-6。根據(jù)現(xiàn)存的設(shè)施流程，用HYSYS或OLGA軟件建模計算各個流程節(jié)點的H2S濃度。根據(jù)新的設(shè)計基礎(chǔ)，從各專業(yè)角度進行重新評估，提出改造要求，以保證設(shè)施整體設(shè)計符合實際生產(chǎn)運營要求、符合安全要求。

3.1 工藝校核

通過對平臺現(xiàn)有的接收氣液分離系統(tǒng)、燃料氣系統(tǒng)、天然氣脫水系統(tǒng)等，在不同工況下進行工藝流程模擬，得到實際運行工況、三個典型年份(2013年、2016年、2018年)工況及極端工況下平臺處理流程各關(guān)鍵位置的模擬數(shù)據(jù)，校核工藝介質(zhì)中的H2S分壓是否滿足NACE MR 0175規(guī)范的要求。其中：

(1)實際運行工況下：H2S分壓最高點發(fā)生在上游海管上平臺處，其H2S分壓為0.0984 kPa。H2S濃度最高點發(fā)生在氣液分離罐V-1530液相出口處，其H2S濃度為24.5×10-6，滿足規(guī)范要求。

(2)三個典型年份H2S分壓最高點均發(fā)生在PY34-1海管上平臺處，最大分壓發(fā)生在2013年，分壓值為0.2144 kPa。濃度最高點均發(fā)生在平臺V-1530液相出口處，三個典型年份的濃度值相同，最大濃度為53.3×10-6，滿足規(guī)范要求。

(3)極端工況下三個典型年份H2S分壓最高點均發(fā)生在平臺干氣壓縮機出口處，其H2S分壓分別為：0.3349 kPa、0.3344 kPa、0.3343 kPa。H2S分壓滿足規(guī)范NACE MR 0175的要求，但是工藝流程幾個關(guān)鍵位置的H2S分壓比較接近0.345 kPa，建議后期在此操作工況下，平臺操作人員在現(xiàn)場實際運行中需要加強對設(shè)備設(shè)施的腐蝕監(jiān)測和防控。

3.2 儀表校核

在設(shè)計之初，平臺所有與火氣探測相關(guān)圖紙(包括生活樓)，均是按物流組分中不含H2S進行設(shè)計，因此目前未設(shè)置H2S探測器，故需對平臺及生活樓進行相關(guān)改造。如，在平臺組塊現(xiàn)場及生活樓通風入口處增設(shè)H2S探測器并接入平臺火氣系統(tǒng)，更改相應(yīng)因果邏輯，實現(xiàn)平臺H2S泄漏自動監(jiān)測報警功能[1]。

(1)H2S探測器布置原則：根據(jù)GB 50493—2009《石油化工可燃氣體和有毒氣體檢測報警設(shè)計規(guī)范》、《海上移動平臺入級與建造規(guī)范》，在下列位置考慮設(shè)置固定式H2S探測器。如，氣體壓縮機和液體泵的密封處、液體采樣口和氣體采樣口、液體排液(水)口和放空口、設(shè)備和管道的法蘭和閥門組等位置。

(2)H2S探測器報警級別確定原則：GB 50493—2009規(guī)定有毒氣體的檢測系統(tǒng)應(yīng)采用兩級報警，根據(jù)規(guī)范要求，當H2S濃度達到10×10-6時，發(fā)出一級報警，提示平臺人員予以警示；當H2S濃度達到25×10-6時，發(fā)出二級報警，警示平臺人員立即采取應(yīng)急措施。

(3)儀表接液材質(zhì)評估：根據(jù)防腐專業(yè)分析，此次評估中各種工況下，工藝介質(zhì)中H2S的最高分壓均低于規(guī)范的允許值，接液材質(zhì)不需要考慮抗硫化物應(yīng)力開裂、應(yīng)力腐蝕的影響。根據(jù)廠家儀表數(shù)據(jù)表，儀表接液材質(zhì)通常是316SS，其抗腐蝕性優(yōu)于管線材質(zhì)，滿足規(guī)范要求。

(4)儀表防爆等級評估：根據(jù)API RP 505安全專業(yè)危險區(qū)劃分評估原則，平臺工藝介質(zhì)中含有H2S，氣體組別應(yīng)該變更為C組。根據(jù)廠家儀表數(shù)據(jù)表，確認現(xiàn)場儀表的防爆等級均按ExdIIBT4進行設(shè)計，適用于含有乙烯類(C組)代表性氣體的防爆要求，滿足規(guī)范要求。

3.3 機械材質(zhì)校核

(1)關(guān)鍵設(shè)備H2S濃度分壓。根據(jù)NACE MR 0175 規(guī)定，總壓高于450 kPaA，H2S分壓高于0.345 kPaA的濕天然氣為酸性氣體，需要根據(jù)NACE MR 0175進行機械設(shè)備材質(zhì)選擇。

根據(jù)工藝流程模擬分析結(jié)果，在當下運行工況下，H2S分壓最大的設(shè)備為收球筒，其H2S分壓為0.2142 kPaA，小于標準值0.345 kPaA，因此工藝設(shè)備選擇使用的鋼材不需要考慮抗硫化物應(yīng)力開裂和應(yīng)力腐蝕，現(xiàn)有設(shè)備無需更換材質(zhì)。

(2)透平壓縮機評估。根據(jù)壓縮機廠家設(shè)計文件規(guī)定，H2S濃度小于在10 000×10-6w之內(nèi)，都不需要做特殊規(guī)定，只需要考慮好泄漏問題即可。H2S質(zhì)量濃度10 000×10-6w換算成體積濃度為6588 ppmv，遠大于三個典型年份中H2S的濃度。因此，透平設(shè)備本身可以適應(yīng)此H2S含量的天然氣組份。

3.4 管道材質(zhì)校核

(1)關(guān)鍵設(shè)備進出口管線材質(zhì)及H2S分壓。金屬材料在含H2S烴類氣體時會出現(xiàn)應(yīng)力腐蝕斷裂(SSC)或者應(yīng)力腐蝕裂紋(SCC)，根據(jù)配管規(guī)格書所列出的材質(zhì)，設(shè)備進出口管線材質(zhì)分別A106Gr.B碳鋼、A790 S31803雙向不銹鋼。

根據(jù)工藝流程模擬分析結(jié)果，在現(xiàn)運行工況下，平臺上出現(xiàn)的H2S分壓最大為0.0984 kPa，分壓值小于0.345 kPa。根據(jù)PID圖中的關(guān)鍵設(shè)備進出口管線及撬內(nèi)管線材質(zhì)及H2S含量表顯示，平臺上出現(xiàn)的H2S分壓，最大為0.213 kPa；只考慮上游來氣時，平臺上出現(xiàn)的最大分壓為0.33 kPa，也都小于0.345 kPa。因此，管道材質(zhì)是滿足使用要求。

對于如生產(chǎn)水系統(tǒng)等液態(tài)含H2S的管道，主要是發(fā)生電化學腐蝕。根據(jù)文獻資料顯示，飽和H2S的年腐蝕率只有0.01 mm，而整個管線設(shè)計初考慮了至少3 mm腐蝕余量，滿足要求。建議在條件允許時，增加腐蝕掛片及探針，確?？刂聘g速率小于0.076 mm/a。

3.5 防腐評估

平臺現(xiàn)有關(guān)鍵設(shè)備、管線的材質(zhì)主要為碳鋼或雙相不銹鋼材質(zhì)。由于硫化氫溶解在水中具有腐蝕性，并引起硫化物應(yīng)力開裂、應(yīng)力腐蝕、電化學腐蝕等，因此含有硫化氫的設(shè)備、管道需要進行H2S評估。目前，平臺在第一級處理設(shè)備的入口、外輸管線、混輸及注水海管入口和分離器的氣相出口均設(shè)置了腐蝕掛片。同時在收球筒入口設(shè)置了腐蝕掛片和腐蝕探針，在段塞流捕集器的氣相出口和液相出口設(shè)置有腐蝕掛片，在去往陸上終端發(fā)球筒入口處設(shè)置有腐蝕掛片。從目前設(shè)置的腐蝕監(jiān)測點位看，能夠滿足內(nèi)腐蝕監(jiān)測需求。

另外，根據(jù)工藝流程模擬分析結(jié)果，在目前的運行工況下、三個典型年份工況下、極端工況下，最大H2S分壓值為0.3349 kPa，均低于0.345 kPa，現(xiàn)有設(shè)備、管線可以繼續(xù)使用，無需更換材質(zhì)。建議運行過程中加強腐蝕監(jiān)測，如發(fā)現(xiàn)腐蝕異常應(yīng)及時采取措施[2]。

3.6 安全評估

(1)平臺安全分析：依據(jù)《海洋石油作業(yè)H2S防護安全要求》，結(jié)合油田生產(chǎn)實際情況，含有硫化氫的油氣田應(yīng)組織編寫相關(guān)平臺作業(yè)措施及應(yīng)急預(yù)案。要求中提出人員防護安全臨界濃度為20×10-6，危險臨界濃度為100×10-6，當硫化氫濃度達到10×10-6時H2S探測系統(tǒng)將發(fā)出警報。其中安監(jiān)總局25號令《海洋石油安全管理細則》中提到對含H2S介質(zhì)進行生產(chǎn)作業(yè)時，全員配備正壓式呼吸器，并配備一定數(shù)量的備用氣瓶及1臺呼吸器空氣壓縮機。當空氣中H2S達到10×10-6時應(yīng)佩戴正壓式呼吸器。因此，平臺應(yīng)制定預(yù)防H2S的生產(chǎn)防護措施。

(2)作業(yè)防護措施：根據(jù)《海洋石油作業(yè)H2S防護安全要求》、SY 6137—2012以及安監(jiān)總局25號令要求對于含有H2S的生產(chǎn)作業(yè)人員培訓，并從個人防護裝備、應(yīng)急預(yù)案(包括應(yīng)急程序)指南、設(shè)計和制造、作業(yè)方法、海上作業(yè)、密閉空間作業(yè)、天然氣處理裝置的H2S防護，清管作業(yè)等方面進行重點調(diào)整考慮[3]。根據(jù)現(xiàn)場實際，此次適應(yīng)性改造方案按照規(guī)范要求的正壓式呼吸器進行工程概算編制。建議定期進行H2S防護培訓，同時結(jié)合平臺實際情況制定應(yīng)對H2S事故應(yīng)急程序。

(3)危險區(qū)域劃分：現(xiàn)由于平臺處理的工藝介質(zhì)中含有硫化氫，根據(jù)規(guī)范API RP 505《石油設(shè)施上電氣安裝區(qū)域分級推薦作法》中氣體組分劃分依據(jù)，原設(shè)計的D組變更為C組(含有H2S)。因此，需要重新劃分危險區(qū)劃分圖及防火控制圖并重新審核認證。

4 結(jié)語

根據(jù)各專業(yè)H2S評估結(jié)果，后續(xù)工作建議如下：

(1)極端工況下，H2S分壓滿足規(guī)范NACE MR 0175的要求，但是工藝流程幾個關(guān)鍵位置的H2S分壓比較接近0.345 kPa，建議后期在此操作工況下，平臺操作人員在現(xiàn)場實際運行中需要加強對設(shè)備設(shè)施的腐蝕監(jiān)測和防控。在條件允許的情況，增加腐蝕掛片及探針的監(jiān)測。

(2)火氣報警設(shè)置方面，需對平臺及生活樓進行相關(guān)改造。如，在平臺組塊現(xiàn)場及生活樓通風入口處增設(shè)H2S探測器并接入平臺火氣系統(tǒng)，更改相應(yīng)因果邏輯，實現(xiàn)平臺H2S泄漏自動監(jiān)測報警功能。

(3)安全方面，制定H2S的安全生產(chǎn)防護措施，定期進行硫化氫防護培訓，同時結(jié)合平臺實際情況制定應(yīng)對硫化氫事故應(yīng)急程序。

(4)需要重新劃分危險區(qū)劃分圖及防火控制圖并重新審核認證。