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多举措提高职工硫化氢职业危害识别与应对能力 【摘 要】随着油田开发时间的延长，长期注水以及油水井工艺措施采用的化学药剂等作用下，含硫化氢生产的油水井和工作场所越来越多，严重威胁着平台现场的安全生产。本文主要研究海洋平台作业现场硫化氢的危害及预防措施，提高平台职工硫化氢危害识别和应对措施的能力。 【关键词】硫化氢；危害；识别；中毒；举措 0 前言 硫化氢（H2S）为无色气体，具有臭蛋气味，分子式H2-S，分子量34.08，相对密度1.19，熔点-82.9℃，沸点-61.8℃，易溶于水，亦溶于醇类、石油溶剂和原油中。由于硫化氢可随水或油流至远离发生源处，而引起意外中毒事故。同时，硫化氢还会腐蚀钢材，因此迫切需要开展硫化氢危害研究和防治措施落实，抑制硫化氢危害带来的经济损失和人身伤害。 1 硫化氢职业危害 硫化氢在石化行业中的危害主要有三种：易燃易爆、中毒、腐蚀管材。 1.1 易燃易爆 硫化氢易燃，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高热能或与浓硝酸、发烟硫酸或其它强氧化剂剧烈反应，发生爆炸。爆炸下限为4.3%（体积），上限为40.0%（体积）。可燃上限为45.5%，下限为4.3%，燃点292℃。 1.2 中毒 据不完全统计，2000―2011年全国共发生硫化氢中毒事故60余起，死亡400余人[1]，全部中毒事故都有死亡人员。中毒主要有两方面： （1）血中高浓度硫化氢可直接刺激颈动脉窦和主动脉区的化学感受器，致反射性呼吸抑制。 （2）高浓度硫化氢对中枢神经系统和呼吸系统起抑制作用，引起昏迷、呼吸中枢和血管运动中枢麻痹。引起细胞内缺氧，造成细胞内窒息。因脑组织对缺氧最敏感，故最易受损。 1.3 管材腐蚀 含硫油气田的管材腐蚀一直是油气田生产中一个相当棘手的问题[2]，严重时甚至还会影响现场的生产，给国家和企业带来巨大的经济损失。硫化氢腐蚀情况包括： （1）电化学腐蚀：包括均匀腐蚀、局部腐蚀等，如果介质中含有Cl-、CO2等，会协同作用，加速腐蚀，含有电解质，如水是发生这类腐蚀所必须的条件。 （2）硫化物应力开裂（SSC）：在含水的条件下，硫化氢分压大于等于0.0003MPa（酸性环境），金属材料会发生硫化物应力开裂。SSC具有突发性、低应力，易造成管材断裂、爆破的特点。这类腐蚀是含硫化氢气田开发最应注意的一类。 （3）氢诱发裂纹（HIC）：在酸性环境中电化学腐蚀后产生的氢原子，在HS-的作用下进入金属内部，在金属内部局部积聚形成阶梯型裂纹和鼓泡。在应力的作用下（如输气管道和压力容器中），会产生应力导向氢致开裂（SOHIC），造成破坏。 2 硫化氢职业危害产生原因 2.1 酸化液使用多 很多以往不含硫化氢的油水井后期酸化措施后发现产生气体含硫化氢，主要是井筒内产生的硫化亚铁垢，遇酸产生了硫化氢。 2.2 修井过程污染 修井作业现场配置的入井液一般没有专门的除氧措施，会携带溶解氧或者有机质而注入地层，由于硫酸盐还原菌的作用，会导致地层水“酸化”而产生硫化氢。 2.3 含氧水注入 注水水源含氧去除不彻底，长期注入含氧水，由于硫酸盐还原菌的作用，而产生硫化氢。 2.4 培训教育不到位 员工对硫化氢的泄漏渠道、毒理作用、危害严重性存在认识上的不足，个体防护的意识不强，违反安全操作规程。 2.5 防具使用不合理 要求配备防护用品或防护用品未布置到含硫化氢作业场所，员工在作业过程中不配戴防护用具或配戴不当。 2.6 监管措施不完善 因早期未发生硫化氢危害，现场没有单独的固定式硫化氢监测及报警装置，也没有制定防硫化氢危害应急预案。 2.7 注水管道沉积淤泥 注水管壁上形成泥质沉淀层成为细菌滋生的温床。在硫酸盐还原菌的作用下而产生硫化氢。 3 硫化氢职业危害控制措施 通过进行充分的分析验证后，结合现场实际情况，针对每个危害成因采取了不同的控制措施，具体如下： 3.1 规范地层酸化、酸洗 严把地层工艺解堵方案审批关，谨慎开展地层酸化、酸洗，研究采用中性解堵剂的地层复合解堵技术，大大减少了入地层的酸量。 3.2 采用注水水源配入井液 采用除氧处理达标的注入水作为入井液，不但确保地层不发生配伍性问题，还有效减少了溶解氧、有机质进入地层。 3.3 回注水取代海水 分离水以及回收污水流量能够及时替补调水不足，有效减少了溶解氧、有机质进入地层。 3.4 开展防硫化氢知识培训 开展全员硫化氢危害及防护专题知识讲座，宣讲硫化氢泄漏中毒事故案例教训，在公开栏、会议室、工作场所张贴硫化氢危害知识宣传牌，并在危险点设置警示牌，收到