Concentrações 'perigosas' de sulfeto de hidrogênio encontradas em instalações offshore de petróleo e gás nos EUA

Depois de analisar as circunstâncias envolvendo quatro detecções recentes de sulfeto de hidrogênio (H2S) durante operações offshore em instalações na plataforma continental externa (OCS), o Bureau of Safety and Environmental Enforcement (BSEE) dos EUA esboçou um conjunto de recomendações para petróleo e gás operadores e contratados para ajudar a reduzir o número de tais incidentes no futuro.

De acordo com o regulador dos EUA, os operadores offshore de petróleo e gás natural encontraram inesperadamente concentrações "perigosas" de H2S em áreas de processo e não-processo nos últimos dois anos em instalações produtoras de campos determinados como ausentes de H2S. Como resultado, as instalações de energia offshore não tinham planos de contingência para H2S.

Embora o H2S esteja principalmente associado à produção de reservatórios de petróleo azedo, ele também pode se formar em ambientes com baixo teor de oxigênio a partir da atividade microbiana durante a decomposição de material orgânico ou pela redução microbiana de sulfatos. Devido a isso, a BSEE explica que a produção de H2S pode ocorrer inesperadamente em áreas como porões, tanques de armazenamento, tanques de lastro, contêineres de produtos químicos e equipamentos de processo fora de serviço.

O Bureau de Segurança e Execução Ambiental dos EUA descreve que o pessoal relatou recentemente um odor de H2S a favor do vento da célula de flutuação durante as operações normais de produção. Na época, uma leitura de 124 partes por milhão (ppm) de H2S foi observada no quebra-vácuo usando um detector multigás portátil. As leituras feitas a 5 pés de distância foram observadas a 10 ppm e a 10 pés o nível caiu para 0 ppm. Em uma tentativa de resolver o problema, a equipe isolou a válvula de bloqueio, barricou a área e introduziu tratamentos biocidas para matar as bactérias e eliminar a presença de H2S. O segundo incidente ocorreu durante as amostragens de rotina, quando os operadores encontraram uma leitura de 40 ppm H2S no fluxo do processo por meio das medições do Tubo Draeger. No dia seguinte, uma leitura de 250 ppm foi encontrada nos tanques de carga. As investigações levaram à conclusão de que a fonte do H2S era a atividade bacteriana e não os poços. O regulador sublinha que o operador tomou medidas imediatas para remediar o H2S tanto na fase líquida como na fase gasosa. O terceiro incidente ocorreu durante a transferência de um antiespumante entre tanques diurnos com trabalhadores reconhecendo um odor de ovo azedo/podre. Usando um monitor de 4 gases, uma leitura de 136 ppm H2S foi feita perto da abertura do tanque. Enquanto o tanque foi rapidamente protegido, o pessoal exposto foi enviado para avaliação como medida de precaução. O quarto incidente aconteceu quando um trabalhador entrou em um tanque de lastro para limpeza, após observar uma leitura inicial de H2S de 0 ppm, quando o monitor de 4 gases começou a emitir alarmes com leituras de H2S de até 128 ppm, após agitar a camada de lodo. A BSEE enfatiza que o trabalhador saiu imediatamente do tanque e o trabalho foi suspenso até que um plano de entrada pudesse ser desenvolvido para incluir procedimentos de mitigação de H2S.

Tendo em mente a natureza e a frequência desses incidentes, o BSEE recomenda que os operadores e seus contratados certifiquem-se de que o pessoal entenda que o H2S pode ser encontrado como um subproduto de materiais não perigosos, mesmo em instalações de serviço não ácidas, e realize inspeções periódicas de tanques de retenção estagnados para garantir que não haja presença de H2S, ao mesmo tempo em que realiza exercícios de tripulação focados em encontros inesperados de H2S, mesmo em instalações não ácidas.

Além disso, os operadores e contratados de petróleo e gás são instados a aconselhar seus trabalhadores a permanecerem contra o vento ao abrir tanques de produtos químicos e utilizar um detector multigás com recursos de H2S para pesquisar a presença de H2S. A presença de H2S também deve ser avaliada no fundo do tanque quando o pessoal planeja entrar e agitar qualquer lodo que possa estar presente.

Além disso, os operadores e contratados devem garantir que os procedimentos operacionais incluam amostragem de rotina onde as composições de óleo apresentam um maior potencial de acidificação no sistema de produção. Avaliações de risco robustas devem ser realizadas ao conduzir análises de perigo em nível de instalação para avaliar adequadamente a ameaça de produção de H2S em embarcações, tanques ou outras áreas que possam conter rotineiramente líquidos estagnados com baixos níveis de oxigênio.