Concentraciones 'peligrosas' de sulfuro de hidrógeno encontradas en instalaciones de petróleo y gas en alta mar en EE. UU.

Después de analizar las circunstancias que rodearon cuatro detecciones recientes de sulfuro de hidrógeno (H2S) durante operaciones en alta mar en instalaciones en la plataforma continental exterior (OCS), la Oficina de Seguridad y Cumplimiento Ambiental de EE. UU. (BSEE) ha esbozado un conjunto de recomendaciones para petróleo y gas. operadores y contratistas para ayudar a reducir el número de tales incidentes en el futuro.

Según el regulador de EE. UU., los operadores de petróleo y gas natural en alta mar se han encontrado inesperadamente con concentraciones "peligrosas" de H2S tanto en áreas de proceso como no procesadas durante los dos años anteriores en instalaciones que producen en campos que se determinó que no tenían H2S. Como resultado, las instalaciones de energía en alta mar no tenían planes de contingencia H2S.

Aunque el H2S se asocia principalmente con la producción de yacimientos de petróleo agrio, también puede formarse en ambientes con poco oxígeno a partir de la actividad microbiana durante la descomposición de material orgánico o por la reducción microbiana de sulfatos. Debido a esto, BSEE explica que la producción de H2S puede ocurrir inesperadamente en áreas como sentinas, tanques de almacenamiento, tanques de lastre, contenedores de productos químicos y equipos de proceso fuera de servicio.

La Oficina de Cumplimiento Ambiental y de Seguridad de EE. UU. destaca que el personal informó recientemente de un olor a H2S a favor del viento de la celda de flotación durante las operaciones normales de producción. En ese momento, se observó una lectura de 124 partes por millón (ppm) de H2S en el interruptor de vacío utilizando un detector portátil de gases múltiples. Las lecturas tomadas a 5 pies de distancia se observaron a 10 ppm y a 10 pies el nivel bajó a 0 ppm. En un intento por abordar el problema, el equipo aisló la válvula de bloqueo, bloqueó el área e introdujo tratamientos biocidas para matar las bacterias y eliminar la presencia de H2S. El segundo incidente ocurrió durante los muestreos de rutina cuando los operadores encontraron una lectura de 40 ppm de H2S en la corriente del proceso a través de las mediciones del tubo Draeger. Al día siguiente se encontró una lectura de 250 ppm en los tanques de carga. Las investigaciones llevaron a la conclusión de que la fuente del H2S era la actividad bacteriana y no los pozos. El regulador subraya que el operador tomó medidas inmediatas para remediar el H2S tanto en la fase líquida como gaseosa. El tercer incidente tuvo lugar durante una transferencia de un antiespumante entre tanques de día y los trabajadores reconocieron un olor a huevo podrido o agrio. Con un monitor de 4 gases, se tomó una lectura de 136 ppm de H2S cerca de la abertura del tanque. Si bien el tanque fue asegurado rápidamente, el personal expuesto fue enviado para su evaluación como medida de precaución. El cuarto incidente ocurrió cuando un trabajador ingresó a un tanque de lastre para limpiarlo, luego de observar una lectura inicial de H2S de 0 ppm, cuando el monitor de 4 gases comenzó a emitir una alarma con lecturas de H2S de hasta 128 ppm, luego de agitar la capa de lodo. BSEE enfatiza que el trabajador salió inmediatamente del tanque y se suspendió el trabajo hasta que se pudiera desarrollar un plan de entrada para incluir procedimientos de mitigación de H2S.

Teniendo en cuenta la naturaleza y la frecuencia de estos incidentes, el BSEE recomienda que los operadores y sus contratistas se aseguren de que el personal entienda que el H2S puede encontrarse como un subproducto de materiales no peligrosos incluso en instalaciones de servicio no ácidas y realice inspecciones periódicas de tanques de retención estancados para garantizar que no haya presencia de H2S mientras también realizan simulacros de tripulación enfocados en encuentros inesperados de H2S, incluso en instalaciones no ácidas.

Además, se insta a los operadores y contratistas de petróleo y gas a que aconsejen a sus trabajadores que se mantengan contra el viento cuando abran tanques de productos químicos y utilicen un detector de gases múltiples con capacidades de H2S para detectar la presencia de H2S. La presencia de H2S también debe evaluarse en el fondo del tanque cuando el personal planea ingresar y agitar cualquier lodo que pueda estar presente.

Además, los operadores y contratistas deben asegurarse de que los procedimientos operativos incluyan muestreos de rutina cuando las composiciones del aceite presenten un mayor potencial de acidificación en el sistema de producción. Deben llevarse a cabo sólidas evaluaciones de riesgos cuando se realicen análisis de peligros a nivel de las instalaciones para evaluar adecuadamente la amenaza de la producción de H2S en recipientes, tanques u otras áreas que pueden contener líquidos estancados de forma rutinaria con bajos niveles de oxígeno.

Además, los operadores y contratistas de petróleo y gas deben asegurarse de que el Análisis de seguridad laboral incluya una discusión sobre encuentros inesperados de H2S y cualquier mitigación necesaria al realizar trabajos en áreas que tienen una mayor amenaza de producción de H2S generada por bacterias, como los tanques de lastre.

Además, el BSEE recomienda revisar la Alerta de seguridad 366 titulada: 'Niveles peligrosos de H2S detectados en instalaciones en alta mar' y seguir las pautas de H2S según 30 CFR 250.490 y NTL 2009-G31.

Recientemente, el regulador de EE. UU. también examinó los eventos que rodearon cuatro recientes enredos de eslóganes de alto potencial y casi accidentes durante operaciones en alta mar y brindó recomendaciones para reducir la cantidad de incidentes similares en el futuro.

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