关键词：硫化氢；安全管理；预防管理；管理措施
前言
随着社会经济的不断发展，我国对油气能源的需求也呈日益增长趋势。但在油气田开采过程中常伴有一种剧毒气体，即硫化氢。油气田中硫化氢很多都是由于油气藏中的含硫有机化合物，在一定条件下发生热化学分解形成的。这些含硫有机化合物处于高温的条件下，含硫杂环中的S-C链（活化能较低）会出现断裂，从而形成硫化氢。如RCH2CH2SH→RCH=CH2+H2S↑。这种生成的过程也被称为裂解型硫化氢。而当有更高温度时，硫杂环会出现断裂，进入深裂解作用的阶段，从而生成更多的硫化氢。该气体的毒性较大，是一氧化碳的5倍以上，此外，它也是大气污染物之一，对人体的安全和环境影响很大。
一、油气田公司硫化氢风险防控原则
1、硫化氢风险防控理念，一切管线都含硫，一切阀门都可能渗漏；首先，进入油气场所工作的甲、乙方员工（乙方指长期运维类承包商）均须取得硫化氢证；其次，进入油气场所必须携带便携式硫化氢检测仪；第三，进入硫化氢场所首先观察风向，以便应对应急处置突发状况；第四凡是油气管线打开作业，全程佩戴正压呼吸器；第五凡是含硫化氢容器检修，采取“氮气置换+碱洗”模式；第六，任何怀疑含硫化氢油气泄漏，首先进行人员疏散；第七，发现含硫化氢油气泄漏，首先进行现场隔离和工艺隔离。
具体在现场管理细节上，应首先是建立台账，张贴硫化氢含量警示标识；其次为压力表建立 “身份证”-压力表信息卡，避免非抗硫压力表安在含硫管线上；第三，对高含硫区域硬隔离并挂牌，进入该区域必须佩戴正压呼吸器；安全帽张贴硫化氢证件使用期限；设置应急正压呼吸器存放点，进站必须带紧急逃生呼吸器和硫化氢检测仪。长期员工，必须在油田公司取得硫化氢证，且证件在有效期内方可上岗。从事临时施工作业项目的承包商项目现场负责人、安全监督管理人员必须取得硫化氢证，在安全工程师处备案。从事临时施工作业、服务和参观学习的人员，须接受哈六联合站安全工程师或属地主管的硫化氢防护知识的培训。
二、硫化氢防护安全管理方面存在的主要缺陷
硫化氢风险油田企业均结合企业安全生产实际情况采取各类防控风险的措施，但目前仍存在以下几个方面的突出问题。
1、标准制度针对性不强。现有的硫化氢防护安全的参考标准制度多是以川东北等西南高含硫化氢酸性气田为基础进行编制，在日常监测、防护用品配备等方面的相关要求不适用于伴生气量小、硫化氢总体含量低的油田。
2、次生硫化氢增加带来的风险。一是目前油田各单位在硫化氢定量检测方面的主要手段是比色管检测法，随着油田开发进入后期，热采、加药等开发方式的大量使用，次生含硫化氢区块开始增加，员工对硫化氢定量检测方法不熟悉，造成生产区域硫化氢无法及时、准确的进行定量检测，不利于风险管控措施的落实。另外，由于油田次生硫化氢区块单位员工长期未接触硫化氢风险，不具备必要的有毒有害气体防护意识及防护能力，无法正确应对、处置硫化氢中毒风险。
3、设备设施抗硫化氢能力不足。目前油田大部分含硫化氢生产区域的井口设备、井内管材以及计量、集输等相关流程的设备设施均不具备抗硫化氢能力，现场本质化安全水平有待提升。
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三、油田硫化氢处理以及管理对策
1、开展泄漏风险研究，完善管理要求
结合油田地形地貌、疾风气候以及涉硫化氢风险区域生产环境等实际因素，对油区硫化氢泄漏风险及防护管理进行调研，特针对不同设施设备，开展基于计算流体动力学(CFD)的硫化氢泄漏扩散分析计算，利用有限元分析软件模拟泄漏工况，预测其危害区域，根据研究结果进一步完善硫化氢防护安全的相关标准制度，完善管理要求。
2、 严格做好日常浓度监测
做好各类生产井、计量间、集输场站、污水泵站等存在或可能存在硫化氢风险的生产部位日常监测，特别是强化对热采、加药井可能产生的次生硫化氢浓度监测，及时制定落实风险管控措施，确保硫化氢风险防控到位。对高风险含硫化氢区域强制安装固定式自动监测报警设备，降低人工检测带来的风险。另外，应考虑建立硫化氢动态监测数据库，寻找合适的渠道做好硫化氢数据的动态上传更新，便于管理部门及时掌握含硫化氢区域现状，强化管理措施的针对性。
3、优化含硫化氢区域岗位设置
对涉硫化氢风险的岗位要尽量减少员工现场操作、巡检，利用信息化手段建立远程管理通道，最大限度减少进入含硫化氢生产区域的员工人数及频次，提升人员安全水平。
4、提升设备设施本质安全水平
在硫化氢含量较高的站场设置脱硫装置，保障脱硫装置检修及脱硫剂更换资金，确保安全投入到位。强化高含硫化氢生产井、集输场站抗硫化氢材质设备设施的配备，做好脱硫剂等硫化氢防护新技术的推广应用，尽量做到前端脱硫，最大程度保护集输工艺流程，提升本质安全水平。
5、常见处理方法
目前油井硫化氢的处理方法主要是采用物理法，化学法和生物法三种，三种处理方法都具有一定的优势和处理效果的局限性。首先物理法主要是通过物理设备对原油进行脱硫，包括负压法，活性炭法，多级分离法以及分馏法等方法。负压法主要是通过调整压力大小对硫化氢进行分离，可以保证压力大小不变，提高饱和温度，还可以保持温度恒定，降低原油压力，从而达到对原油的脱硫。活性炭法主要是根据活性炭的氧化作用，在氧气充足的条件下，将硫化氢气体氧化成硫单质，这种方法成本较低，并且操作简单。其次，化学法。在对油井中的硫化氢进行化学方法脱硫时，主要采用克劳斯法，克劳斯法主要是将硫化氢排放到燃烧炉内进行燃烧处理，一部分氧化生成二氧化硫，二氧化硫与硫化氢继续燃烧，可以生成硫磺。还可以采用碳酸钠或者氨水等碱液对硫化氢进行反应吸收，并在氧化反应中形成硫磺，达到脱硫处理。生物法原油硫化氢处理中的生物法主要是利用微生物的分解作用来实现的。微生物菌群将硫化物进行生物化学作用进行脱硫，生成硫单质再进行回收。原油中存在的微生物硫酸盐还原菌，通过新陈代谢作用，可以将原油中的硫酸盐转化成硫化氢，因此不仅要消除其他因素产生的硫化氢，还要考虑到微生物分解作用产生的硫化氢，而微生物分解产生的硫化氢，主要通过灭菌剂来完成，也就是说杀灭硫酸盐还原菌，降低硫化氢的产生。
结语
为保护员工的生命安全，必须对硫化氢中毒等风险，建立、健全安全管理制度，落实风险管控措施。除了进行生物和化学防治措施之外，加强人员的教育培训，提高人员对硫化氢的防范处置能力；强化设施的防腐防治措施，配备完善的防护设备、检测器材；明确职责和完善告知、监测、警示等规章制度；建立健全硫化氨防护体系等都是防止硫化氢的有效举措。
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论文作者:梁晓山
论文发表刊物:《工程管理前沿》2020年2期
论文发表时间:2020/3/16
标签：硫化氢论文; 风险论文; 含硫论文; 油田论文; 区域论文; 油气田论文; 油气论文; 《工程管理前沿》2020年2期论文;