天然气平台H2S评估及技改建议

杜圣道(中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东 深圳 518000)

1 概述

某海上油气处理平台，原工艺设计处理的天然气不含H2S，而设备和管道选型时按照工艺介质中最大H2S浓度为10×10-6考虑。投产后发现平台油气介质中含H2S，初步判断，H2S来自于上游平台的海底输气海管。基于实际运行工艺参数与原设计基础数据发生了变化，需要对油气处理平台因H2S带来的一系列风险进行分析校核，识别因H2S存在带来的风险，从而提出装置改造升级要求。

2 H2S腐蚀机理

根据《在湿H2S环境中金属腐蚀行为机理研究概述》，调查表明金属在干燥的H2S气体中不发生开裂，只有在湿H2S环境下，即在H2S水溶液或水膜中才会发生开裂。H2S常见的腐蚀破坏如下：

(1)电化学反应，阳极铁溶解导致的均匀腐蚀和局部腐蚀，与H2S浓度、温度、pH值、暴露时间、流速以及水的状态相关；

(2)H2S导致氢损伤，如硫化物应力开裂、氢诱发裂纹、氢诱发的裂纹常伴随着钢表面的氢鼓泡。

3 平台H2S评估

除H2S外，其它设计基础引用原详细设计的数据不变，上游来天然气H2S浓度按检测的最大值的1.5倍考虑，即30×10-6。根据现存的设施流程，用HYSYS或OLGA软件建模计算各个流程节点的H2S浓度。根据新的设计基础，从各专业角度进行重新评估，提出改造要求，以保证设施整体设计符合实际生产运营要求、符合安全要求。

3.1 工艺校核

通过对平台现有的接收气液分离系统、燃料气系统、天然气脱水系统等，在不同工况下进行工艺流程模拟，得到实际运行工况、三个典型年份(2013年、2016年、2018年)工况及极端工况下平台处理流程各关键位置的模拟数据，校核工艺介质中的H2S分压是否满足NACE MR 0175规范的要求。其中：

(1)实际运行工况下：H2S分压最高点发生在上游海管上平台处，其H2S分压为0.0984 kPa。H2S浓度最高点发生在气液分离罐V-1530液相出口处，其H2S浓度为24.5×10-6，满足规范要求。

(2)三个典型年份H2S分压最高点均发生在PY34-1海管上平台处，最大分压发生在2013年，分压值为0.2144 kPa。浓度最高点均发生在平台V-1530液相出口处，三个典型年份的浓度值相同，最大浓度为53.3×10-6，满足规范要求。

(3)极端工况下三个典型年份H2S分压最高点均发生在平台干气压缩机出口处，其H2S分压分别为：0.3349 kPa、0.3344 kPa、0.3343 kPa。H2S分压满足规范NACE MR 0175的要求，但是工艺流程几个关键位置的H2S分压比较接近0.345 kPa，建议后期在此操作工况下，平台操作人员在现场实际运行中需要加强对设备设施的腐蚀监测和防控。

3.2 仪表校核

在设计之初，平台所有与火气探测相关图纸(包括生活楼)，均是按物流组分中不含H2S进行设计，因此目前未设置H2S探测器，故需对平台及生活楼进行相关改造。如，在平台组块现场及生活楼通风入口处增设H2S探测器并接入平台火气系统，更改相应因果逻辑，实现平台H2S泄漏自动监测报警功能[1]。

(1)H2S探测器布置原则：根据GB 50493—2009《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》、《海上移动平台入级与建造规范》，在下列位置考虑设置固定式H2S探测器。如，气体压缩机和液体泵的密封处、液体采样口和气体采样口、液体排液(水)口和放空口、设备和管道的法兰和阀门组等位置。

(2)H2S探测器报警级别确定原则：GB 50493—2009规定有毒气体的检测系统应采用两级报警，根据规范要求，当H2S浓度达到10×10-6时，发出一级报警，提示平台人员予以警示；当H2S浓度达到25×10-6时，发出二级报警，警示平台人员立即采取应急措施。

(3)仪表接液材质评估：根据防腐专业分析，此次评估中各种工况下，工艺介质中H2S的最高分压均低于规范的允许值，接液材质不需要考虑抗硫化物应力开裂、应力腐蚀的影响。根据厂家仪表数据表，仪表接液材质通常是316SS，其抗腐蚀性优于管线材质，满足规范要求。

(4)仪表防爆等级评估：根据API RP 505安全专业危险区划分评估原则，平台工艺介质中含有H2S，气体组别应该变更为C组。根据厂家仪表数据表，确认现场仪表的防爆等级均按ExdIIBT4进行设计，适用于含有乙烯类(C组)代表性气体的防爆要求，满足规范要求。

3.3 机械材质校核

(1)关键设备H2S浓度分压。根据NACE MR 0175 规定，总压高于450 kPaA，H2S分压高于0.345 kPaA的湿天然气为酸性气体，需要根据NACE MR 0175进行机械设备材质选择。

根据工艺流程模拟分析结果，在当下运行工况下，H2S分压最大的设备为收球筒，其H2S分压为0.2142 kPaA，小于标准值0.345 kPaA，因此工艺设备选择使用的钢材不需要考虑抗硫化物应力开裂和应力腐蚀，现有设备无需更换材质。

(2)透平压缩机评估。根据压缩机厂家设计文件规定，H2S浓度小于在10 000×10-6w之内，都不需要做特殊规定，只需要考虑好泄漏问题即可。H2S质量浓度10 000×10-6w换算成体积浓度为6588 ppmv，远大于三个典型年份中H2S的浓度。因此，透平设备本身可以适应此H2S含量的天然气组份。

3.4 管道材质校核

(1)关键设备进出口管线材质及H2S分压。金属材料在含H2S烃类气体时会出现应力腐蚀断裂(SSC)或者应力腐蚀裂纹(SCC)，根据配管规格书所列出的材质，设备进出口管线材质分别A106Gr.B碳钢、A790 S31803双向不锈钢。

根据工艺流程模拟分析结果，在现运行工况下，平台上出现的H2S分压最大为0.0984 kPa，分压值小于0.345 kPa。根据PID图中的关键设备进出口管线及撬内管线材质及H2S含量表显示，平台上出现的H2S分压，最大为0.213 kPa；只考虑上游来气时，平台上出现的最大分压为0.33 kPa，也都小于0.345 kPa。因此，管道材质是满足使用要求。

对于如生产水系统等液态含H2S的管道，主要是发生电化学腐蚀。根据文献资料显示，饱和H2S的年腐蚀率只有0.01 mm，而整个管线设计初考虑了至少3 mm腐蚀余量，满足要求。建议在条件允许时，增加腐蚀挂片及探针，确保控制腐蚀速率小于0.076 mm/a。

3.5 防腐评估

平台现有关键设备、管线的材质主要为碳钢或双相不锈钢材质。由于硫化氢溶解在水中具有腐蚀性，并引起硫化物应力开裂、应力腐蚀、电化学腐蚀等，因此含有硫化氢的设备、管道需要进行H2S评估。目前，平台在第一级处理设备的入口、外输管线、混输及注水海管入口和分离器的气相出口均设置了腐蚀挂片。同时在收球筒入口设置了腐蚀挂片和腐蚀探针，在段塞流捕集器的气相出口和液相出口设置有腐蚀挂片，在去往陆上终端发球筒入口处设置有腐蚀挂片。从目前设置的腐蚀监测点位看，能够满足内腐蚀监测需求。

另外，根据工艺流程模拟分析结果，在目前的运行工况下、三个典型年份工况下、极端工况下，最大H2S分压值为0.3349 kPa，均低于0.345 kPa，现有设备、管线可以继续使用，无需更换材质。建议运行过程中加强腐蚀监测，如发现腐蚀异常应及时采取措施[2]。

3.6 安全评估

(1)平台安全分析：依据《海洋石油作业H2S防护安全要求》，结合油田生产实际情况，含有硫化氢的油气田应组织编写相关平台作业措施及应急预案。要求中提出人员防护安全临界浓度为20×10-6，危险临界浓度为100×10-6，当硫化氢浓度达到10×10-6时H2S探测系统将发出警报。其中安监总局25号令《海洋石油安全管理细则》中提到对含H2S介质进行生产作业时，全员配备正压式呼吸器，并配备一定数量的备用气瓶及1台呼吸器空气压缩机。当空气中H2S达到10×10-6时应佩戴正压式呼吸器。因此，平台应制定预防H2S的生产防护措施。

(2)作业防护措施：根据《海洋石油作业H2S防护安全要求》、SY 6137—2012以及安监总局25号令要求对于含有H2S的生产作业人员培训，并从个人防护装备、应急预案(包括应急程序)指南、设计和制造、作业方法、海上作业、密闭空间作业、天然气处理装置的H2S防护，清管作业等方面进行重点调整考虑[3]。根据现场实际，此次适应性改造方案按照规范要求的正压式呼吸器进行工程概算编制。建议定期进行H2S防护培训，同时结合平台实际情况制定应对H2S事故应急程序。

(3)危险区域划分：现由于平台处理的工艺介质中含有硫化氢，根据规范API RP 505《石油设施上电气安装区域分级推荐作法》中气体组分划分依据，原设计的D组变更为C组(含有H2S)。因此，需要重新划分危险区划分图及防火控制图并重新审核认证。

4 结语

根据各专业H2S评估结果，后续工作建议如下：

(1)极端工况下，H2S分压满足规范NACE MR 0175的要求，但是工艺流程几个关键位置的H2S分压比较接近0.345 kPa，建议后期在此操作工况下，平台操作人员在现场实际运行中需要加强对设备设施的腐蚀监测和防控。在条件允许的情况，增加腐蚀挂片及探针的监测。

(2)火气报警设置方面，需对平台及生活楼进行相关改造。如，在平台组块现场及生活楼通风入口处增设H2S探测器并接入平台火气系统，更改相应因果逻辑，实现平台H2S泄漏自动监测报警功能。

(3)安全方面，制定H2S的安全生产防护措施，定期进行硫化氢防护培训，同时结合平台实际情况制定应对硫化氢事故应急程序。

(4)需要重新划分危险区划分图及防火控制图并重新审核认证。