Des concentrations « dangereuses » de sulfure d'hydrogène trouvées dans des installations pétrolières et gazières offshore aux États-Unis

Après avoir examiné les circonstances entourant quatre détections récentes de sulfure d'hydrogène (H2S) lors d'opérations offshore dans des installations situées sur le plateau continental extérieur (OCS), le Bureau américain de la sécurité et de l'environnement (BSEE) a présenté un ensemble de recommandations pour les opérateurs et sous-traitants pétroliers et gaziers afin de contribuer à réduire le nombre de tels incidents à l'avenir.

Selon le régulateur américain, les opérateurs pétroliers et gaziers offshore ont rencontré de manière inattendue des concentrations "dangereuses" de H2S dans les zones de traitement et de non-traitement au cours des deux dernières années sur des installations produisant à partir de champs déterminés comme dépourvus de H2S. Par conséquent, les installations énergétiques offshore n'avaient pas de plans d'urgence H2S en place.

Même si le H2S est principalement associé à la production à partir de réservoirs de pétrole acides, il peut également se former dans des environnements à faible teneur en oxygène à cause de l'activité microbienne lors de la décomposition de matières organiques ou par réduction microbienne de sulfates. Pour cette raison, BSEE explique que la production de H2S peut se produire de manière inattendue dans des zones telles que les cales, les réservoirs de stockage, les réservoirs de ballast, les bacs chimiques et les équipements de traitement hors service.

Le Bureau américain de la sécurité et de l'environnement indique que le personnel a récemment signalé une odeur de H2S sous le vent de la cellule de flottaison pendant les opérations de production normales. À l'époque, une lecture de 124 parties par million (ppm) de H2S a été observée au niveau du casse-vide à l'aide d'un détecteur multigaz portable. Des lectures prises à 5 pieds ont été observées à 10 ppm et à 10 pieds, le niveau a chuté à 0 ppm. Afin de résoudre le problème, l'équipe a isolé la vanne de sectionnement, barricadé la zone et introduit des traitements biocides pour tuer les bactéries et éliminer la présence de H2S. Le deuxième incident s'est produit lors d'échantillonnages de routine lorsque les opérateurs ont rencontré une lecture de 40 ppm de H2S dans le flux de processus via les mesures du tube Draeger. Le lendemain, une lecture de 250 ppm a été trouvée dans les citernes à cargaison. Les investigations ont conduit à la conclusion que la source du H2S était l'activité bactérienne et non les puits. Le régulateur souligne que l'opérateur a pris des mesures immédiates pour remédier au H2S en phase liquide et gazeuse. Le troisième incident a eu lieu lors d'un transfert d'un antimousse entre les réservoirs de jour avec des travailleurs reconnaissant une odeur d'œuf aigre/pourri. À l'aide d'un moniteur à 4 gaz, une lecture de 136 ppm de H2S a été prise près de l'ouverture du réservoir. Alors que le réservoir a été rapidement sécurisé, le personnel exposé a été envoyé pour évaluation par mesure de précaution. Le quatrième incident s'est produit lorsqu'un travailleur est entré dans un réservoir de ballast pour le nettoyer, après avoir observé une lecture initiale de H2S de 0 ppm, alors que le moniteur à 4 gaz a commencé à alarmer avec des lectures de H2S aussi élevées que 128 ppm, après avoir agité la couche de boue. Le BSEE souligne que le travailleur est immédiatement sorti du réservoir et que les travaux ont été suspendus jusqu'à ce qu'un plan d'entrée puisse être élaboré pour inclure des procédures d'atténuation du H2S.

Compte tenu de la nature et de la fréquence de ces incidents, le BSEE recommande aux opérateurs et à leurs sous-traitants de s'assurer que le personnel comprend que le H2S peut être rencontré en tant que sous-produit de matières non dangereuses, même dans des installations de service non acides, et d'effectuer des inspections périodiques des réservoirs de rétention stagnants pour s'assurer de l'absence de présence de H2S, tout en menant des exercices d'équipage axés sur les rencontres inattendues de H2S, même dans des installations non acides.

En outre, les opérateurs et sous-traitants pétroliers et gaziers sont invités à conseiller à leurs travailleurs de rester au vent lors de l'ouverture des réservoirs de produits chimiques et d'utiliser un détecteur multi-gaz avec des capacités H2S pour détecter la présence de H2S. La présence de H2S doit également être évaluée au fond du réservoir lorsque le personnel prévoit d'y pénétrer et d'agiter les boues éventuellement présentes.

En outre, les opérateurs et les sous-traitants doivent s'assurer que les procédures d'exploitation comprennent un échantillonnage de routine lorsque les compositions d'huile présentent un potentiel accru d'acidification dans le système de production. Des évaluations rigoureuses des risques doivent être effectuées lors de la réalisation d'une analyse des risques au niveau de l'installation afin d'évaluer de manière adéquate la menace de production de H2S dans les cuves, les réservoirs ou d'autres zones susceptibles de contenir régulièrement des liquides stagnants à faible teneur en oxygène.

De plus, les opérateurs et sous-traitants pétroliers et gaziers doivent s'assurer que l'analyse de la sécurité des tâches inclut une discussion sur les rencontres inattendues de H2S et sur toute atténuation nécessaire lors de travaux dans des zones présentant une menace plus élevée de production de H2S d'origine bactérienne, telles que les ballasts.

En outre, le BSEE recommande de consulter l'alerte de sécurité 366 intitulée : « Niveaux dangereux de H2S détectés dans les installations offshore » et de suivre les directives H2S selon 30 CFR 250.490 et NTL 2009-G31.

Récemment, le régulateur américain a également examiné les événements entourant quatre récents enchevêtrements de slogans à fort potentiel lors d'opérations offshore et a formulé des recommandations pour réduire le nombre d'incidents similaires à l'avenir.

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