天然氣平臺H2S評估及技改建議

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，原工藝設計處理的天然氣不含H2S，而設備和管道選型時按照工藝介質中最大H2S濃度為10×10-6考慮。投產后發現平臺油氣介質中含H2S，初步判斷，H2S來自于上游平臺的海底輸氣海管。基于實際運行工藝參數與原設計基礎數據發生了變化，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《在濕H2S環境中金屬腐蝕行為機理研究概述》，調查表明金屬在干燥的H2S氣體中不發生開裂，只有在濕H2S環境下，即在H2S水溶液或水膜中才會發生開裂。H2S常見的腐蝕破壞如下：

(1)電化學反應，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、流速以及水的狀態相關；

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

3 平臺H2S評估

除H2S外，其它設計基礎引用原詳細設計的數據不變，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。根據現存的設施流程，用HYSYS或OLGA軟件建模計算各個流程節點的H2S濃度。根據新的設計基礎，從各專業角度進行重新評估，提出改造要求，以保證設施整體設計符合實際生產運營要求、符合安全要求。

3.1 工藝校核

通過對平臺現有的接收氣液分離系統、燃料氣系統、天然氣脫水系統等，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鍵位置的模擬數據，校核工藝介質中的H2S分壓是否滿足NACE MR 0175規范的要求。其中：

(1)實際運行工況下：H2S分壓最高點發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，滿足規范要求。

(2)三個典型年份H2S分壓最高點均發生在PY34-1海管上平臺處，最大分壓發生在2013年，分壓值為0.2144 kPa。濃度最高點均發生在平臺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，滿足規范要求。

(3)極端工況下三個典型年份H2S分壓最高點均發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分壓滿足規范NACE MR 0175的要求，但是工藝流程幾個關鍵位置的H2S分壓比較接近0.345 kPa，建議后期在此操作工況下，平臺操作人員在現場實際運行中需要加強對設備設施的腐蝕監測和防控。

3.2 儀表校核

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

(1)H2S探測器布置原則：根據GB 50493—2009《石油化工可燃氣體和有毒氣體檢測報警設計規范》、《海上移動平臺入級與建造規范》，在下列位置考慮設置固定式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規定有毒氣體的檢測系統應采用兩級報警，根據規范要求，當H2S濃度達到10×10-6時，發出一級報警，提示平臺人員予以警示；當H2S濃度達到25×10-6時，發出二級報警，警示平臺人員立即采取應急措施。

(3)儀表接液材質評估：根據防腐專業分析，此次評估中各種工況下，工藝介質中H2S的最高分壓均低于規范的允許值，接液材質不需要考慮抗硫化物應力開裂、應力腐蝕的影響。根據廠家儀表數據表，儀表接液材質通常是316SS，其抗腐蝕性優于管線材質，滿足規范要求。

(4)儀表防爆等級評估：根據API RP 505安全專業危險區劃分評估原則，平臺工藝介質中含有H2S，氣體組別應該變更為C組。根據廠家儀表數據表，確認現場儀表的防爆等級均按ExdIIBT4進行設計，適用于含有乙烯類(C組)代表性氣體的防爆要求，滿足規范要求。

3.3 機械材質校核

(1)關鍵設備H2S濃度分壓。根據NACE MR 0175 規定，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NACE MR 0175進行機械設備材質選擇。

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

(2)透平壓縮機評估。根據壓縮機廠家設計文件規定，H2S濃度小于在10 000×10-6w之內，都不需要做特殊規定，只需要考慮好泄漏問題即可。H2S質量濃度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，透平設備本身可以適應此H2S含量的天然氣組份。

3.4 管道材質校核

(1)關鍵設備進出口管線材質及H2S分壓。金屬材料在含H2S烴類氣體時會出現應力腐蝕斷裂(SSC)或者應力腐蝕裂紋(SCC)，根據配管規格書所列出的材質，設備進出口管線材質分別A106Gr.B碳鋼、A790 S31803雙向不銹鋼。

根據工藝流程模擬分析結果，在現運行工況下，平臺上出現的H2S分壓最大為0.0984 kPa，分壓值小于0.345 kPa。根據PID圖中的關鍵設備進出口管線及撬內管線材質及H2S含量表顯示，平臺上出現的H2S分壓，最大為0.213 kPa；只考慮上游來氣時，平臺上出現的最大分壓為0.33 kPa，也都小于0.345 kPa。因此，管道材質是滿足使用要求。

對于如生產水系統等液態含H2S的管道，主要是發生電化學腐蝕。根據文獻資料顯示，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，確保控制腐蝕速率小于0.076 mm/a。

3.5 防腐評估

平臺現有關鍵設備、管線的材質主要為碳鋼或雙相不銹鋼材質。由于硫化氫溶解在水中具有腐蝕性，并引起硫化物應力開裂、應力腐蝕、電化學腐蝕等，因此含有硫化氫的設備、管道需要進行H2S評估。目前，平臺在第一級處理設備的入口、外輸管線、混輸及注水海管入口和分離器的氣相出口均設置了腐蝕掛片。同時在收球筒入口設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置有腐蝕掛片，在去往陸上終端發球筒入口處設置有腐蝕掛片。從目前設置的腐蝕監測點位看，能夠滿足內腐蝕監測需求。

另外，根據工藝流程模擬分析結果，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，現有設備、管線可以繼續使用，無需更換材質。建議運行過程中加強腐蝕監測，如發現腐蝕異常應及時采取措施[2]。

3.6 安全評估

(1)平臺安全分析：依據《海洋石油作業H2S防護安全要求》，結合油田生產實際情況，含有硫化氫的油氣田應組織編寫相關平臺作業措施及應急預案。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探測系統將發出警報。其中安監總局25號令《海洋石油安全管理細則》中提到對含H2S介質進行生產作業時，全員配備正壓式呼吸器，并配備一定數量的備用氣瓶及1臺呼吸器空氣壓縮機。當空氣中H2S達到10×10-6時應佩戴正壓式呼吸器。因此，平臺應制定預防H2S的生產防護措施。

(2)作業防護措施：根據《海洋石油作業H2S防護安全要求》、SY 6137—2012以及安監總局25號令要求對于含有H2S的生產作業人員培訓，并從個人防護裝備、應急預案(包括應急程序)指南、設計和制造、作業方法、海上作業、密閉空間作業、天然氣處理裝置的H2S防護，清管作業等方面進行重點調整考慮[3]。根據現場實際，此次適應性改造方案按照規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，同時結合平臺實際情況制定應對H2S事故應急程序。

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

4 結語

根據各專業H2S評估結果，后續工作建議如下：

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

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

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

(4)需要重新劃分危險區劃分圖及防火控制圖并重新審核認證。