Removing H2S from Oil

Sulfur compounds exist in various light oils made from petroleum. Such as mercaptan, hydrogen sulfide, which cause foul odors and deteriorate the finished products. In addition, due to their acidity, they are corrosive to metals, which is harmful for storage and usage of oil products. Therefore, it is necessary to remove them.
In the refining industry, an aqueous base such as sodium hydroxide or ammonia is employed fulfilling the purpose. Although its effectiveness and the low cost of fresh caustic are the reasons for its widespread use, the aqueous base especially sodium hydroxide always causes some problems. Such as spending many caustic materials, and discarding lots of hazardous waste. So environmental agencies around the world have tightened the regulations aimed at controlling its disposal. Solid bases merge as an ideal alternative to the aqueous bases to overcome the environmental and economic problems. The report concerning solid base is mostly concentrate in mercaptan oxidation, these solid bases selected from the group consisting of magnesium, nickel, zinc, copper, aluminum, iron oxides and mixtures thereof. However the report concerning solid base on removal of hydrogen sulfide was hardly consulted.
This paper reports the effect of factors of preparation for the solid base on removal of hydrogen sulfide at ambient temperature.
Thus selecting the optimum factor of preparation for the solid base on the removal of hydrogen sulfide in light oil.
2.1 Preparation of solid base
Activated carbon marked by DV-01was used as supporter in this study. The activated carbon was calcined at high temperature for 6h, then impregnated with a aqueous solution of some alkalic materials at ambient temperature. The saturated activated carbon was filtrated in vacuum for period of time, then dried period of time at special
Experimental Oil
Petroleum ether(boiling point 90—120℃) was used as experimental oil with 800—1000μg/g hydrogen sulfide
Capability test of solid base for the removal of hydrogen sulfide
1g solid base was loaded in a 200ml flask, to this flask 100ml experimental oil was added, then the solution was electromagnetism stirred at ambient temperature with protection of nitrogen, the stirred speed was 350rpm. The hydrogen sulfide concentration in light oil was analyzed with period by the method of GB/T1792-88.

Materials calculation
The adsorption quantity of solid base for hydrogen sulfide as follows: Xg = (C0-Ct)•ρV•10-3/M
Xg: the adsorption quantity of the solid base for hydrogen sulfide mg/g
C0: Preliminary concentration of hydrogen sulfide μg/g
Ct: concentration of hydrogen sulfide at t hour μg/g
ρ、V: density, vol. of oil g/ml, ml
M: the quality of the used solid base g

The effect of different chemical components of solid base on the removal of H2S
With different alkalic materials, six kinds of solid base were prepared and the removal capacities for H2S were tested. , the SB15 solid base for absorption of hydrogen sulfide has the highest capacity.
The solid base adsorption for hydrogen sulfide has a competitive between physical adsorption and chemical adsorption.
The removal capacity for hydrogen sulfide of the solid base was the sum of physical adsorption and chemical adsorption. Different solid base has different surface area and chemical center, so the capacity for hydrogen sulfide removal is alternatively. SB15 has the best chemical components.

The effect of solid base vacuum filtration time on the removal of H2S
Experiments examine the effect of time of vacuum filtration during preparation of the solid base for the removal of hydrogen sulfide. The activated carbon was impregnated with the optimum concentration of aqueous, then the loaded activated carbon was vacuum filtrated by different time, thereby making A series of solid bases.

the adsorption capacity of the solid base for hydrogen sulfide firstly increased and then decreased with the increase of the vacuum filtration time during the preparation of the solid base. As a result, the time of vacuum filtration is a major factor for the solid base on removal of hydrogen sulfide, the optimum time of vacuum filtration should be 60 min.

The effect of solid base drying time on the removal of H2S
A series of solid bases were made with different time of drying from short to long. And the removal of hydrogen sulfide of these solid bases were examined.

the adsorption quantity of the solid base for hydrogen sulfide firstly increased then decreased with the time of
drying prolonged in the preparation of the solid base. The shorter the time of drying is, the higher the water content of the solid base is, the higher water content of the solid base reduced the physical adsorption of the solid base for hydrogen sulfide. With the further drying, the water is so less in the solid base that can not provide the polar
environment for the chemical adsorption. consequently the chemical adsorption quantity of hydrogen sulfide in the solid base was decreased greatly.
It was found that the optimum time of drying for the solid base with good properties should be 2 hr.

The effect of additive on the removal of H2S
It is believed that the function of polar compound is to serve as a proton transfer medium in the chemical reaction. Specially the compounds are selected from the group consisting of water, alcohols, esters, ketones, diols and mixtures thereof. A group of polar compounds was chosen as the additive for the solid base for removal
of H2S. Experiments were carried out for measuring the adsorption capacity of the solid base with different quantity of the additive.

the additive was added, thus the adsorption of the solid base for hydrogen sulfide has greatly increased.

1.Preparation factors of the solid base play an important role for the solid base on removal of hydrogen sulfide. The preparation factors include the components of solid base, the time of vacuum filtration and the time of drying.
2. The adsorption capacity of the solid base for hydrogen sulfide was the sum of physical adsorption and chemical adsorption.
3. Adding a group of polar compounds can promote significantly the removal of hydrogen sulfide by the solid base. The optimum quantity of the additive is 6000 μg/g.

Components of Natural Gas other than Methane

natural gas

Natural gas is a mixture of methane, with lower amounts of other hydrocarbons and other substances.
These other constituents modify the physical and chemical characteristics of natural gas, for example, inert gases make the natural gas heating value lower.
The substances that can be in natural gas are:
• Carbon dioxide
• Nitrogen
• Hydrogen sulphide
Heavier hydrocarbons which can be separated to give condensate (gasoline) Water vapour is always contained in natural gas.

Carbon Dioxide (CO2)
The content in CO2 varies from traces to very high amounts. It forms from the reaction of field water with silicates and carbonates. Even a minimal presence of carbon dioxide in natural gas saturated with water forms carbonic acid, which is the cause of severe corrosion in the surface equipment and the pipelines, that are usually made of carbon steel. Its removal is therefore, often a “must” in the plants.
The CO2 removal can be done by absorption using ethanolamine. Unfortunately, since the elimination process is carried out in the plants, corrosion inside well production tubing and conducts it is prevented or mitigated through injection of inhibitors.
The corrosion of carbon steel by CO2 is dependent on two factors: the presence of water or saturated steam and the partial pressure of CO2. CO2 is corrosive for carbon steel, only when it is combined with water, because it creates carbonic acid and ionic carbonic acids.
CO2 + H2O = H2CO3
H2CO3 = H+ + HCO3

Nitrogen (N2)
It is almost always present in small percentages in natural gas. Nitrogen does not cause corrosion in the equipment, but reduces the heating value of the gas. Its elimination can be required to produce sales gas with the specified calorific value.
The removal of nitrogen from the sales gas is normally accomplished using a cryogenic process.
Nitrogen is also commonly available as utility fluid, in all petrochemical plants, where is used for blanketing tanks and vessels and for inerting the plants and pipelines. Nitrogen is normally produced from the air either via an air fractionation unit or from air treated on carbon molecular sieves.
Usually it is stored in liquid form in special double-wall tanks. In gaseous state it is available in the plant from supply stations as part of a distribution network., normally at about 8 bar.

Hydrogen Sulphide (H2S)
It is the most dangerous compound that can be found in natural gas. It is responsible of corrosion phenomena taking place inside the gas treatment facilities; it is highly toxic and even lethal over certain concentrations.
Hydrogen sulphide is a weak acid in dry conditions, but in the presence of water its corrosive power is high.
H2S, corrodes carbon steel, because of its ionisation into H+ and HS –.
Its corrosion however, is less rapid than that of CO2 due to its lower ionisation. Moreover, H2S is depolarised by oxygen. The corrosion by hydrogen sulphide can also cause the so called sulphide stress corrosion cracking,
that can be avoided mainly by a proper material selection. To reduce general corrosion caused by H2S and CO2 inhibitors are used.
Inhibitors are substances injected into the pipes in low quantities. Main feature of inhibitors is the fact that some functional groups in their molecules can form very thin layers on the pipe wall, maintaining the metallic surface isolated from the acid. Among these compounds the most commonly used are the amino compounds.

Natural Gasoline
Gasoline is a liquid hydrocarbon mixture that forms from the condensation of the fractions that are less volatile than natural gas, that is to say propane, butane, pentane and higher hydrocarbons. Gasoline, from a commercial
standpoint, is defined by the following characteristics:
1. REID vapour pressure (0,7 bar)
2. Volatile substances @ 60 °C (28 ÷ 85 %)
3. Volatile substances @ 135 °C (> 90 %)
4. Final boiling point (< 190 °C)
5. Sourness Absent (Not corrosive)
The content of heavy hydrocarbons in the natural gas H2S, CO2 are the key factors for the definition and the design of proper treatment units.

Crude Oil Stabilization and Sweetening

Once degassed and dehydrated–desalted, crude oil is pumped to gathering facilities to be stored in storage tanks. However, if there are any dissolved gases that belong to the light or the intermediate hydrocarbon groups it will be necessary to remove these gases
along with hydrogen sulfide (if present in the crude) before oil can be stored. This process is described as a ‘‘dual process’’ of both stabilizing and sweetening a crude oil.
In stabilization, adjusting the pentanes and lighter fractions retained in the stock tank liquid can change the crude oil gravity. The economic value of the crude oil is accordingly influenced by stabilization. First, liquids can be stored and transported to the market more profitably than gas. Second, it is advantageous to minimize gas losses from light crude oil when stored.
This chapter deals with methods for stabilizing the crude oil to maximize the volume of production as well as its API gravity, against two important constraints imposed by its vapor pressure and the allowable hydrogen sulfide content.
To illustrate the impact of stabilization and sweetening on the quality of crude oil, the properties of oil before and after treatment are compared as follows:
(a) Before treatment
Water content: up to 3% of crude in the form of emulsions and from 3% to 30% of crude as free water
Salt content: 50,000–250,000 mg/L formation water Gas: dissolved gases in varying amounts depending on the
gas–oil ratio (GOR)
Hydrogen Sulfide: up to 1000 ppm by weight
(b) After treatment (dual-purpose operation): Sour wet crude must be treated to make it safe and environmentally acceptable for storage, processing, and export. Therefore, removing water and salt, is mandatory to avoid corrosion; separation of gases and H2S will make crude oil safe and environmentally acceptable to handle.
Water content (B.S.&W.): 0.3% by volume, maximum
Salt content: 10–20 lbs salt (NaCl) per 1000 barrels oil (PTB)
Vapor pressure: 5–20 psia RVP (Reid vapor pressure)
H2S: 10–100 ppmw
Crude oil is considered ‘‘sweet’’ if the dangerous acidic gases are removed from it. On the other hand, it is classified as ‘‘sour’’ if it contains as much as 0.05 ft3 of dissolved H2S in 100 gal of oil. Hydrogen sulfide gas
is a poison hazard because 0.1% in air is toxically fatal in 30 min.
Additional processing is mandatory—via this dual operation—in order to release any residual associated gases along with H2S present in the crude. Prior to stabilization, crude oil is usually directed to a spheroid for storage in order to reduce its pressure to very near atmospheric.

for more details about this topic, see this movie from our YouTube Channel:


the traditional process for separating the crude oil–gas mixture to recover oil consists of a series of flash vessels
[gas–oil separation plant (GOSP)] operating over a pressure range from roughly wellhead pressure to nearly atmospheric pressure. The crude oil discharged from the last stage in a GOSP or the desalter has a vapor pressure equal to the total pressure in the last stage. Usually, operation of this system could lead to a crude product with a RVP in the range of 4 to 12 psia. Most of the partial pressure of a crude comes from the low-boiling compounds, which might be present only in small quantities—in particular hydrogen sulfide and low-molecular-weight hydrocarbons such as methane and ethane.
Now, stabilization is directed to remove these low-boiling compounds without losing the more valuable components. This is particularly true for hydrocarbons lost due to vent losses during storage.
In addition, high vapor pressure exerted by low-boiling-point hydrocarbons imposes a safety hazard. Gases evolved from an unstable crude are heavier than air and difficult to disperse with a greater risk of explosion.
The stabilization mechanism is based on removing the more volatile components by (a) flashing using stage separation and (b) stripping operations.
As stated earlier, the two major specifications set for stabilized oil are as follows:
 The Reid vapor pressure (RVP)
 Hydrogen sulfide content
Based on these specifications, different cases are encountered:
Case 1: Sweet oil (no hydrogen sulfide); no stabilization is needed. For this case and assuming that there is a gasoline
plant existing in the facilities (i.e., a plant designed to recover pentane plus), stabilization could be eliminated, allowing the stock tank vapors to be collected [via the vapor recovery unit (VRU)] and sent directly to the gasoline plant,

Case 2: Sour crude; stabilization is a must. For this case, it is assumed that the field facilities do not include a gasoline plant.

It can be concluded from the above that the hydrogen sulfide content in the well stream can have a bearing effect on the method of stabilization.
Therefore, the recovery of liquid hydrocarbon can be reduced when the stripping requirement to meet the H2S specifications is more stringent than that to meet the RVP specified. Accordingly, for a given production facility, product specifications must be individually determined for maximum economic return on any investment.

Stabilization by Stripping
The stripping operation employs a stripping agent, which could be either energy or mass, to drive the undesirable components (low-boiling-point hydrocarbons and hydrogen sulfide gas) out of the bulk of crude oil. This
approach is economically justified when handling large quantities of fluid and in the absence of a VRU. It is also recommended for dual-purpose operations for stabilizing sour crude oil, where stripping gas is used for stabilization. Stabilizer-column installations are used for the stripping operations.

Crude Oil Sweetening
Apart from stabilization problems of ‘‘sweet’’ crude oil, ‘‘sour’’ crude oils containing hydrogen sulfide, mercaptans, and other sulfur compounds present unusual processing problems in oil field production facilities. The presence of hydrogen sulfide and other sulfur compounds in the well stream impose many constraints. Most important are the following:  Personnel safety and corrosion considerations require that H2S concentration be lowered to a safe level.
 Brass and copper materials are particularly reactive with sulfur compounds; their use should be prohibited.
 Sulfide stress cracking problems occur in steel structures.
 Mercaptans compounds have an objectionable odor.
Along with stabilization, crude oil sweetening brings in what is called a ‘‘dual operation,’’ which permits easier and safe downstream handling and improves and upgrades the crude marketability.
Three general schemes are used to sweeten crude oil at the production facilities:

Crude Sweetening

1. Stage vaporization with stripping gas. This process—as its name implies—utilizes stage separation along with a stripping agent.

Hydrogen sulfide is normally the major sour component having a vapor pressure greater than propane but less than ethane. Normal stage separation will, therefore, liberate ethane and propane from the stock tank liquid along with hydrogen sulfide.
Stripping efficiency of the system can be improved by mixing a lean (sweet) stripping gas along with the separator liquid between each separation stage.
The effectiveness of this process depends on the pressure available at the first-stage separator (as a driving force), well stream composition, and the final specifications set for the sweet oil.
2. Trayed stabilization with stripping gas. In this process, a tray stabilizer (nonreflux) with sweet gas as a stripping agent is used Oil leaving a primary separator is fed to the top tray of the column countercurrent to the stripping sweet gas. The tower bottom is flashed in a low-pressure stripper. Sweetened crude is sent to stock tanks, whereas vapors collected from the top of the gas separator and the tank are normally incinerated. These vapors cannot be vented to the atmosphere because of safety considerations. Hydrogen sulfide is hazardous and slightly heavier
than air; it can collect in sumps or terrain depressions.
This process is more efficient than the previous one. However, tray efficiencies cause a serious limitation on the
column height. For an efficiency of only 8%, 1 theoretical plate would require 12 actual trays. Because trays are spaced about 2 ft apart, columns are limited to 24–28 ft high, or a maximum of two theoretical trays.
3. Reboiled trayed stabilization. The reboiled trayed stabilizer is the most effective means to sweeten sour crude oils. A typical Its operation is similar to a stabilizer with stripping gas, except that a reboiler generates the stripping vapors flowing up the column rather than using a stripping gas. These vapors are more effective because they possess energy momentum due to elevated temperature.
Because hydrogen sulfide has a vapor pressure higher than propane, it is relatively easy to drive hydrogen sulfide from the oil. Conversely, the trayed stabilizer provides enough vapor/liquid contact that little pentanes plus are lost to the overhead.

Petroleum Books Page 2

this section is for petroleum books such as petroleum production – petroleum fields – petroleum engineers – sludge treatment – H2S – Oil spills and many other books related to oil and natural gas industry.

Handbook of Petroleum Processing

Production Technology Part.1 – Heriot Watt University      Download

Production Technology Part.2 – Heriot Watt University      Download

Crude Oil Emulsions Composition Stability and Characterization

Environmental Control in Petroleum Engineering

Petroleum Engineering Handbook   

 Petroleum Engineering Handbook Part.1      Download

 Petroleum Engineering Handbook Part.2      Download

 Petroleum Engineering Handbook Part.3      Download

 Petroleum Engineering Handbook Part.4      Download

 Petroleum Engineering Handbook Part.5      Download

 Petroleum Engineering Handbook Part.6      Download

Oil Shale Books

Shale Oil Industry Guide

Composition, Geochemistry and Conversion of Oil Shales

Impacts of shale Gas and Shale Oil on the Environment

What is Oil Shale?

Oil Shale Development in United States

Oil Shale True Cost

Oil Shale Formation and Extraction

Oil Shale Developments

Oil Shale Production Processes 

Oil and Gas Exploration and Production from BP

Oil and Gas Production in Nontechnical Language

Hydrocarbon Exploration and Production

Essential Oil Reference Book

Coal , Oil, and Natural Gas – Energy Today

Understanding Tight Oil

The Petroleum Handbook

The Oil and Gas Industry – A Nontechnical Guide

An Overview of the Petroleum Industry

Oil and Gas Industry

Sludge Treatment

Oil Handling and Treatment – Case Studies

Sludge Handling and Disposal

 Sludge Treatment

H2S Books:

Measuring H2S in Crude Oil

Hydrogen Sulfide in Petroleum

H2S Analyzer

H2S & Health in Oil & Gas Industry

 Hydrogen Sulfide H2S RAR

 Hydrogen Sulfide Hazards

H2S Detection
Download Link 1       Download Link 2

 Safety and Health Awareness for Oil Spill Cleanup Workers
Download Link

   Oil & Gas Production Handbook

  Technical Questions “Interview Questions” Arabic + English
     Download Link

A to Z of the Petroleum Industry download

Oil and Gas Operators Manual

HSE – OSHA Learning Movies

    This section contains movies about HSE & OSHA procedures in oil and natural gas industry and chemical hazards.

Dont Mess With H2S – part.1     Download

Dont Mess With H2S – part.2    Download

  H2S Arabic

 Safety in oil and gas industry

 How to work with H2S

 Hydrogen Sulfide (H2S)- A Matter of Life or Death

 Protection against H2S

 Safety Officer H2S

 Introduction to H2S

 Impact of Oil and Gas Industry on Marine Environment

 Safety in design and operations

 Process Safety management Training of Highly Hazardous Chemicals

 ENI Petroleum HSE presentation

 Safety Training Part.1     Download

 Safety Training Part.2     Download

  Personal Protective Equipment

 Chemical Hazards Training

 Oil Hydrocarbon in Marine Environment

 Chemicals and Wastes from Offshore and Oil Industry

  HSE for Offshore & Petroleum Engineers

Chemical hazards  
Download Link 1       Download Link 2

Safety, OSHA and HSE Books

Fire Fighting –  Fire Fighting Equipment Books

Fire Fighting Course

Fire Fighting

Fire Fighting Guidelines

Fire Fighting Equipment

Fire Fighting PowerPoint

Fire Fighting Pump

Fire Fighting
Part.1    download
Part.2    download
Part.3   download

Fire Fighting Training

Fire Prevention and Fire Fighting Part. 1   download

Fire Prevention and Fire Fighting Part. 2   download

Advanced Fire Fighting

Fire Protection and Drainage Systems

Read also Detection of Oil Spills

guidelines for vapor cloud explosion, pressure vessel burst and Flash Fire Hazards

Guidelines for Fire Protection in Chemical, Petrochemical, and Hydrocarbon Processing Facilities

Evacuation, Escape and Rescue

Guidelines on Ignition Probability

Guidelines for Safe Warehousing of Chemicals

Introduction of New Technology on Safety and Environmental Protection in Petrochemical Industry

Permit-to-Work Books

GAC Permit to Work

Permit to Work from Shell

Permit to Work

Safe Permit to Work

Safety in the Oilfield
Download Link

Risk Management Guidelines for petroleum tank sites
Download Link

Safety in the lab

Fire Water Tank


HAZOP Docs 130 MB




Smoke Alarms and Detectors

Automatic Fire Detectors


CO2 Gas Detectors

Read Also How Gas Detector Works

Why Use Gas Detectors


OSHA Job Safety and Health

OSHA standards

HSE Books

Health, Safety and Environment HSE

Environment Safety & Health HSE 69 MB


Standard HSE Training

HSE Induction

H2S Books

H2S Gas Part.1

H2S Gas Part.2

H2S Gas Part.3

H2S Gas detection

H2S Hazards

what is H2S

H2S Procedures Manual

Hydrogen Sulfide

fire  Alarms systems

Oil Rig Safety Inspection


HSE Manual

HSE Personal Protective Equipment

 Personal Protective Equipment

 Industrial Safety Management

Chemical Process Safety

Fire Extinguisher Training

SFPE Handbook of Fire Protection Engineering
Download Link

Hazard and Operability (HAZOP) & Hazard Analysis Training

Handbook of Fire and Explosion Protection Engineering Principles for Oil, Gas, Chemical and Related Facilities


Protection Against H2S in Drilling sites

Protection Against H2S in Drilling sites

  الوقاية من غاز كبريتيد الهيدروجين في أبراج الحفر

غاز كبريتيد الهيدروجين

 يجب علي كل جهاز حفر أن يحتوي علي خطه طوارئ خاصة بغاز كبرتيد الهيدروجين وكذلك فإنه يجب أن تحتوي علي أجهزة كشف عن الغاز في كل الأماكن التي من المعروف أن غاز كبرتيد الهيدروجين قد يتواجد بها فإنه يجب أن يكون بها أجهزة تنفس لحماية العاملين في هذه المواقع.

  تعليمات عامه

        ‌أ)   خطة طوارئ غاز كبرتيد الهيدروجين لأبد أن تعطي تعليمات واضحه لكل أفراد جهاز الحفر عن دور كل منهم في حالة وجود الغاز.

ب) لابد أن تشمل تلك التعليمات عن أماكن التجمع الأمنه وطريقة تحديدها بناءاً علي إتجاه الرياح وكذلك أماكن تواجد أجهزة النفس وعددها وأيضا مواقع أجهزة الإنذار الخاصة بالغاز كما يجب أن تحتوي علي إجراءات البحث والإنقاذ والإخلاء والإتصالات ودور كل فرد علي الجهاز .

 ‌ج)  علي كل حفر أن يكون به علي الأقل نظام واحد للكشف عن غاز كبرتيد الهيدروجين وكذلك يكون به وحدتين متحركتين للكشف عن الغاز وتلك الأجهزة يجب أن تكون لها القدرة علي القياس إيتداء من صفر إلي 99 جزء في المليون وكذلك يجب أن تكون هناك أنابيب قياس خاصة بالغاز.

 ‌د)   على كل جهاز حفر أن يكون به دليل مكتوب بمكتب رئيس جهاز الحفر لتعطي معلومات عن الغاز.

‌ه)   علي كل الافراد على جهاز الحفر في المناطق التي من المعروف عنها وجود غاز كبرتيد الهيدروجين أن يكونوا بدون لحي

‌و)  في الآبار الأستكشافية وكذلك في المناطق التي يتوقع وجود غاز كبرتيد الهيدروجين بها فإنه لابد من إستخدام نظام التنفس المتصل.

2 خواص غاز كبرتيد الهيدروجين

 أ . يتكون الغاز نتيجة تحلل الكائنات الحيه بواسطة البكتريا لذلك فإنه يتواجد في البترول والغاز الطبيعي والبالوعات , ذو سميه عاليه : يسبب الوفاه بمجرد الإستنشاق بمجرد إستنشاق غاز كبرتيد الهيدروجين فإنه يتجه مباشرة الي الرئتين  ثم الي الدم . وكرد فعل من الجسم فإنه يعمل علي أكسدة الغاز بسرعة ليعطي نواتج غير مضره عندما يستنشق كمية كبيرة من الغاز عن التي يستطيع أن يؤكسدها الجسم فإنه الغاز يتراكم في الدم ويسبب تسمم للشخص ثم يحدث شلل للمراكز العصبية في المخ ثم تتوقف الرئتين ويحدث إختناق ويتوقف تأثير الغاز علي عدة عوامل هي :

    – مدة التعرض

– تركيز الغاز

– معدل تكرار التعرض

 – طبيعة الشخص

 يعتبر غاز كبرتيد الهيدروجين غاز مميت أكثر من غاز أول أكسيد الكربون ويماثل في درجة سميته غاز سيانيد الهيدروجين والذي يستخدم في تنفيذ حكم الإعدام في بعض البلدان.

يمكن الغاز كبرتيد الهيدروجين أن يشل نظام التنفس عند تركيز 700 جزء في المليون أو اكثر يحدث الوفاه نتيجة الإختناق ما لم ينقل المصاب غلي مكان به هواء نقي وتجري له عليه التنفس الصناعي .

عند التعرض للتراكيز المنخفضة من الغاز قد تحدث الأعراض الأتية منفصله أو مجتمعه وتزداد بزيادة مدة التعرض.

 –  إرهاق وإعياء

–   هياج عصبي

–   تهيج العينين وإحمرارهما

–   تقئ معوي

–   صداع

–   جفاف وتهيج في الأنف والبلعوم الصدر

–   دوار

–   سعال وإحساس بالخمول

 ب. غاز عديم اللون

 ج. له رائحة البيض الفاسد

 –    يجب علي كل العاملين أن يكونوا علي علم بعدم التعرض للغاز بغرض التعرف عليه عن طريق الأنف حيث يمكن أن يفقدوا حاسة الشم

د. أثقل من الهواء (الوزن النوعي = 1.189)

–         يمكن للأبخره أن تنتقل لمسافة ما حتي تصل إلي مصدر حراري

–         يتراكم الغاز بتراكيزات خطيرة في الأماكن المنخفضة وخاصة في الأيام التي يكون بها ضباب كثيف

–         قد يتصاعد لأعلى إذا ما تمت تدفئته عن الهواء المحيط.

 هـ  . المخلوط الإنفجاري

  • مع الهواء عند تركيز بين 4.3 إلي 46 % حجماً
  • يحدث له إشتعال ذاتي عند درجة 500 ف (260 م) (تشتعل السيجاره عند 1400 ف أو 760 م)

 و . يذوب في كلا من الماء والهيدروكربونات السائله

 ز. يحترق باللون الأزرق ويعطي غاز ثاني أكسيد الكبريت والذي يعتبر :-

        سام  – يسبب تهيج للعيون والرئتين – يمكن ان يسبب إصابات خطيرة وقد يسبب الوفاة –  عديم اللون –   ذو رائحة حاده

 تحت ظروف معينه وعندما يكون بكمية كبيرة قد يكون كبيرة قد يكون غاز ثاني أكسيد الكبريت أكثر خطراً من غاز كبرتيد الهيدروجين

 ح . يعمل علي تهيج البلعوم والعينين والجهاز التنفس

 ط. الحدود العتبية

       لمدة 8 ساعات : 10 جزء في المليون

     لمدة 10دقائق : 50 جزء في المليون ولمره واحدة فقط

ي. درجة الإنصهار = – 117 م ( – 470 م) درجة الغليان = 179 م (- 26 م)

 ك  . يسبب تأكل شديد لكل فلزات السلسلة الكهروكيميائية

 ل. يسبب الهيدروجين في الخطوط المعدنية والتي عليها قوة شدة تعادل 95900 أو أكثر

 م. يجب ان تكون مصنوعه من خامات مقاومة للغاز.

 مقارنه درجه السمية مع الغازات الأخرى

من المهم أن تكون علي درايه بدرجه سمية غاز كبريتيد الهيدروجين و غاز ثاني أكسيد الكبريت بالمقارنة بالغازات السامة الأخرى .

النسبة المئوية جزء في المليون التأثير الصحي
0.002 20 أمن لمدة 8 ساعات تعرض
0.07 700 يقتل حاسة الشم في مدة من 3:5 دقائق  و يسبب ألام حاده للعينين و البلعوم
0.02 200 يفقد حاسة الشم بمجرد التعرض لفترة قصيرة و ألام في العنين و البلعوم
0.05 500 دوار و التوقف عن التنفس في بضع دقائق مع ضرورة عمل التنفس الصناعي
0.07 700 إغماء سريع مع حدوث حاله وفاه لو لم يتم عمل الإسعافات اللازمه في الحال .
0.10 1000 إغماء في الحال يليه حدوث وفاه في خلال دقائق معدوده .

 الحد العتبى : هو التركيز الذي عنده يعتقد أن كل العاملين قـد يتعرضوا له مـراراً دون أي تأثيرات عكسية .

الحد الخطـر: هو التركيز الذي قد يسبب حدوث وفاة .

الحد المميت  : هو التركيز الذي يسبب الوفاة نتيجة التعرض لفترة قصيرة .

الإسم الشائع الصيغة الكيميائية الوزن النوعي الحد العتبي الحد الخطر التركيز المميت
سيانيد الهيدروجين HCN 0.94 10 جزء في المليون 150 جزء في المليون /الساعة 300 جزء في المليون
كبريتيد الهيدروجين H2S 1.18 10 /20

جزء في المليون

250 جزء في المليون/الساعة 600 جزء في المليون
ثاني اوكسيد الكبريت SO2 2.21 5 جزء في المليون 1000 جزء في المليون
الكلور Cl2 2.45 1جزء في المليون 4 جزء في المليون 1000 جزء في المليون
أول اوكسيد الكربون CO 0.97 50 جزء في المليون 400 جزء في المليون 1000 جزء في المليون
ثاني اوكسيد الكبريت CO2 1.52 5000 جزء في المليون 5 % 10%
الميثان CH4 0.55 90.000 جزء في المليون
قابل للأحتراق

الكشف عن الغاز

1-     حساس غاز كبريتيد الهيدروجين الألكترونى

 توضع الحساسات على أرتفاع 1.5 قدم من سطح الأرضى فى عده أماكن مثل : ـ

 أجهزة الحفر البريـة :

      – على منصة الحفر

–  هزاز الطفله

–  منطقة مانع الأنفجار

أجهزة الحفر البحرية  :

               –   على منصة الحفر

         –  هزاز الطفله

         –  غرفه تجمع الطفل

         –  طلمبات  الطفله .

 ويتم ضبط الحساسات على الحدود السفلى عند 10 جزء فى المليون ( تشغيل أجهزة التحذير والتنبيه) والحدود العليا عند تركيز 15 جزء فى المليون حيث يجب تطبيق خطه الإخلاء والطوارئ فى الحال .

ولحمايتك يجب إجراء إختيبارات على كفاءه الحساسات بصورة دوريه للتأكد من كفائتها .

 2-    إستخدام إنابيب الأختبار اليدويه .

حيث تستخدم أنابيب إختبار تعطى آلوان محدده على تدريج لتشير الى تركيز غاز كبريتيد الهيدروجين ،  وتستخدم أنابيب خاصة للكشف عن غاز ثانى أكسيد الكبريت .

ولحمايتك الشخصية فإنه يجب تكرار القراءه بإستخدام تلك الإنابيب للتأكد من القراءه الصحيحه .

 3-    أجهزة قياس الغازات القابلة للإنفجار .

–    تستخدم إختبار جو العمل وفى الإماكن المغلقة .

 الحماية :

عند العمل فى المناطق المتعارف على وجود غاز كبريتيد الهيدروجين بها فإنه من الضرورى إتباع تعليمات الآمن والسلامه للتأكيد من الحماية الكامله للأشخاص ومن هذه التعليمات :

     –  عمل تدريب للأفراد

–  عمل تجارب وهميه

–  المكان والموقع المناسب لإجهزة السلامة

–  وجود خطه طوارئ

–  العمل بنظام فريق العمل

ا-الحالة الصحية :

هناك بعض الإشخاص تكون قدرتهم على تحمل غاز كبريتيد الهيدروجين ضعيفه نتيجة بعض المشاكل الصحيه والتى فيها : ـ

     –  الإنتفاخـات الرئويـــة

–  مدمنـى الكحــولات

–  الإمراض الرئوية المزمنة

–  مرضى الشريان التاجى

–  أمراض السكر والصـرع

–  مرضى الذبحه الصدرية

–  مرضـى ضغـط الـدم

–  مرضـى فقـر الــدم

–  أصحاب الإمراض النفسيه وهم أكثر خطر عند تعرضهم لغاز كبريتيد الهيدروجين حتى عند مستويات منخفضة من الغاز .

 ب – التصريح الطبى : 

 العمال فى المناطق التى يحتمل تواجد غاز كبريتيد الهيدروجين بها يجب أن يجرى عليهم كشف طبى قبل البدء فى العمل حتى يتم التأكد من قدرتهم على العمل عند تواجد غاز كبريتيد الهيدروجين .

وهذا الكشف الطبى لابد وأن يشمل  : ـ

– القلب     – حالة الرئتين      –  ضغط الدم

 أجهزة التنفس :

أ – بعض المشاكل عند إستخدام أجهزه التنفس

     –  شعر الوجه :  حيث يجب إزالته تماماً لعدم السماح للغاز للدخول للوجه .

–  العدسات اللاصقة :  حيث يجب ألا تلبس عند إستخدام أجهزة التنفس .

–  النظارات : حيث أن أذرع النظاره تسبب إحتكاك قوى مع وجه أجهزة التنفس .

–  التوترات النفسيه :  مثل الخوف من الأماكن المغلقة فإنه يعتبر خطر جدى على مرتدى أجهزة التنفس .

–  المشاكل المتنوعه الناتجة عن عدم إحكام وجه أجهزة التنفس .

 من المهم جداً أن يتم تدريب جميع الإفراد ليس فقط على إرتداء أجهزة التنفس سريعاً ولكن ايضاً لمدى حدود كل نوع من أنواع تلك الإجهزة .

 ب – أنواع أجهزة التنفس :

–  وحدة الهروب :  وهى كبسولة هواء لمدة 5 : 10 دقائق تسمح فقط بالهروب من موقع العمل .

وهى تستخدم لمره واحده فقط ويجب أن يعادله ملآها مره آخرى ولهذا السبب لا يجب إستخدامها عند إجراء التجارب الوهميه .

–  أسطوانات للهروب والعمل معاً : وهى أسطوانات تعمل لمده (5) دقائق بغرض الهروب من موقع العمل ولكن يمكن أن يتم توصيلها بمصدر هواء متصل خارجى وبذلك يمكن إستخدامها للعمل لفتره أطول .

 إجراءات الهروب والطوارئ  

أ – الهروب :

عند سماع صوت الانذار فإنه : ـ

      –  لا تذعر أو تضطرب .

     –  حاولى التوقف عن التنفس

     –  إرتداء جهاز التنفس

     –  إتجه الي نقطة التجمع المناسبة بناء على إتجاه الريح فى المكان

     –  لاتحاول القيام بعملية إنقاذ .

     –  قم بتوصيل وصلة التنفس الدائمة بناء على تعليمات المتخصص .

     –  إنتظر المزيد من التعليمات .

 ب –  الإنقاذ :

 من الطبيعى أن تساعد الإشخاص الذين يعانون من مشاكل أثناء مغادرتك المكان فى أثناء صدرت حالة طوارئ ولكن من الإشياء المهمه جداً هو أن تحمي نفسك أولاً .

فإنه من الأفضل أن يكون لدينا ضحيه واحدة أفضل من أن يكون لدينا ضحيتين .

أقرأ أيضاً غاز كبريتيد الهيدروجين ومخاطره

H2S gas and its dangerous effects

H2S gas and its dangerous effects

غاز كبريتيد الهيدروجين .. ومخاطره

 ما هو كبريتيد الهيدروجين (H2S)  ؟

     – كبريتيد الهيدروجين هو غاز عديم اللون ذو سمية عالية  .
   – غاز كبريتيد الهيدروجين معروف في مجال صناعة البترول بعدة أسماء منها:

          – الغاز ذو الرائحة الكريهة.
          – الغاز الحمضي.
          – غاز البيض الفاسد.
          – حامض الهيدروكبريتيك


    –  غاز كبريتيـد الهيدروجيـن من الغازات المصاحبة لبعـض أنواع النفط الخام والتي تحتـوى على نسبة عالية من هذا الغاز – هذه الأنـواع من النفط الخام تسمى     بالخام الحمضي  .(Sour Crude)

 عنــد استعمال مثل هذه النوعية من الزيت الخام بالخزانات في معامل التكرير فان غاز كبريتيد الهيدروجين يتصاعد ويتحرر من الزيت الخام ويعرف برائحته    الكريهة التي تشبه رائحة البيض الفاسد .

كما يتكون غاز كبريتيد الهيدروجين أثناء بعض عمليات التكرير أو التكسير الهيدروجيني حتى في حالات الزيت الخام الخالي من غاز كبريتيد الهيدروجين بسبب احتوائه على مركبات الكبريت – كذلك في عمليات المعالجة أو التنقية بالهيدروجين لبعض المنتجات البترولية للتخلص من هذه  المركبات الكبريتية – أو في عمليات  الغسيل بالصودا الكاوية لبعض المنتجات مثل البنزين والكيروسين للتخلص أيضا من مثل هذه المركبات الكبريتية .

     أين نجد كبريتيد الهيدروجين؟

  يوجد غاز كبريتيد الهيدروجين بكميات كبيرة في صناعة البترول والغاز الطبيعي أثناء:-

          – الحفر في منطقة غازات حمضية.
          – عمليات التخزين.
          – عمليات التكرير.
          – عمليات النقل.

   – غاز كبريتيد الهيدروجين أثقل من الهواء لذلك يتراكم في الأماكن المنخفضة.

     يتم الحصول علي كبريتيد الهيدروجين كمنتج ثانوي ناتج عن عمليات آخري.

خصائص غاز كبريتيد الهيدروجين

     – سام جدا ويعتبر في المقام الثاني بعد غاز سيانيد الهيدروجين وله (5-6 ) اضعاف سمية غاز اول اوكسيد الكاربون .
    – عديم اللون.
    –  ذو رائحة كريهة تشبه الى حد كبير رائحة البيض الفاسد عند تواجده بنسب منخفضة.
    – اثقل من الهواء ووزنه النوعي (1.189 ) وابخرته تنتقل لمسافات بعيدة .
    –  يتراكم في الأماكن المنخفضة.
    –  غاز قابل للإشتعال والإنفجار.
    –  درجة الإشتعال الذاتى  260 °C
    –  المدى الإنفجارى 46% – 4.3 بالحجم.
    –  يسبب تآكل شديد لبعض المعادن.
    –  يشتعل معطيا لهب أزرق، وينتج عنه غاز سام آخر (ثاني أكسيد الكبريت SO2 ) الذي هو اقل خطورة من غاز (H2S  ) ولكن مخدش جدا للعيون والرئة
ويمكن انه 
يسبب التهاب الرئة بعد ساعات قليلة .
    –  سريع الذوبان في الماء والسوائل الهيدروكاربونية .
    –  التركيز المسموح به للبقاء لفترة ثمان ساعات لمدة خمسة ايام بدون استعمال اجهزة التنفس هو 10 ppm .
    –   درجة غليانه – 79 فْ.
    –   درجة ذوبانه – 117 فْ .

 اخطار التسمم

–  تكمن خطورة هذا الغاز في انه يقتل حاسة الشم بصورة سريعة – مما يعطى الإحساس الكاذب بعدم وجود الغاز .

–  ان الرائحة المميزة لهذا الغاز يمكن اكتشافها عند وجوده في تركيزات تتراوح بين 0.025 جزء في المليون –  إلى 200 جزء في المليون.

–  فى حالة التعرض لتركيزات تصل إلى 150 جزء في المليون قد تتسبب في حدوث تهيج شديد في العينين والجهاز التنفسي أما في حالة التعرض لتركيزات

   تترواح بين 800 إلى 1000 جزء في المليون فأنها قد تتسبب في الوفاة خلال 30 دقيقة .

  أما في حالات التعرض لتركيزات أعلى من ذلك فأنها قد تتسبب في حدوث صعوبة في التنفس في وقت قصير مع شلل في الجهاز التنفسي وحدوث الوفاة فورا .


      هناك أعراض أخرى للتسمم بغاز كبريتيد الهيدروجين تبعا لتركيزات التعرض لهذا الغاز والتي منها:

      – الصداع .
      – الدوار أو الدوخة .
      – الإثارة والتهيج .
      – الغثيان .
      – النعاس .
      – التيبس.
      – جفاف الحلق مع الشعور بالألم فى الانف والحنجرة والصدر .

         التعرض لتركيز أكبر من   600 ppm يؤدى الى الوفاة في نفس اللحظة.


  حدود التعرض PEL – Permissible Exposure Limit

 PEL(H2S) — 10 ppm

  الحد الأقصى للتعرض لمدة يوم عمل ( 8 ساعات ) STEL – Short Term Exposure Limit

        STEL (H2S) — 15 ppm


عند إكتشاف غاز كبريتيد الهيدروجين أو إحتمال تواجده في مكان العمل بتركيز أكثر من 10 ppm

لابد من إرتداء جهاز تنفس مناسب. 

2.    لابد من تطبيق BUDDY SYSTEM  والذي يضمن وجود فرد يعمل واخر يتابعه

تأثيره على الأشخاص

     – 10 جزء من مليون        يمكن شمه بأمان لمدة 8 ساعات

– 100 جزء من مليون      يفقد الشخص حاسة الشم في غضون 15-20 دقيقة.

– 200 جزء من مليون      يسبب تهيج بالعين والحنجرة.

– 500 جزء من مليون      يفقد الشخص وعيه ويمكن أن يسبب الوفاة في غضون 30 دقيقة.

– 700 جزء من مليون      يفقد الشخص وعيه ويتوقف عن التنفس. 

 1000 جزء من مليون    خلل دائم في المخ إذا لم يتم الإسعاف فورا.

   كيف يؤثر كبريتيد الهيدروجين علي الأشخاص؟

 يعتمد تأثير كبريتيد الهيدروجين علي الأشخاص على عدة عوامل وهي:-

1. الفترة الزمنية 

2. عدد مرات التعرض

3. شدة تركيز الغاز

4. الإستعداد الشخصي.

     تصنيف مواقع الحفر

تقسم معايير API مواقع الحفر المختلفة تبعا لأحتمالية أو واقع وجود غاز كبرتيد الهيدروجين الى الأقسام التالية:

1.   مواقع أمنة

2.    API Condition I خطورة منخفضة

3.    API Condition II خطورة متوسطة

4.    API Condition III خطورة عالية

    تختلف درجة الإستعداد و متطلبات السلامة فى مواقع الحفر طبقا هذا التصنيف الى :

    المواقع الآمنة

       المواقع التى يتم الحفر في طبقات معروفة بعدم إحتمالية وجود غاز الهيدروجين

لايتطلب وجود أجهزة خاصة للكشف عن كبرتيد الهيدوجين

   خطورة منخفضة   API Condition

مواقع العمل التى يكون فيها تركيز غاز كبرتيد الهيدروجين فى الجو أقل من 10 ppm.

    متطلبات السلامة:

             1.علامات تحذيرية واضحة مع تميز موقع العمل ب“ علم أخضر“.

            2. التأكد من أن أجهزة الكشف (غير ثابتة ) و الوقاية الشخصية بحالة جيدة.

            3.  تخزين أجهزة الوقاية فى أماكن يسهل الوصول إليها.

   خطورة متوسطة API Condition – II

  مواقع العمل التى يكون فيها تركيز غاز كبرتيد الهيدروجين فى الجو أكثر من 10 ppm و أقل من 30 ppm.

 متطلبات السلامة

 – علامات تحذيرية واضحة مع تميز موقع العمل ب ”علم أصفر“.

 – الحفاظ على مسافة أمنة من مناطق الخطر مالم يكون هناك ضرورة.

– أجهزة أنذار مرئية و مسموعة .

– التأكد من أن أجهزة الكشف و الوقاية الشخصية و أجهزة التنفس بحالة جيدة.

– تخزين أجهزة الوقاية فى أماكن يسهل الوصول أليها.

 أجهزة تنفس صناعى.

  وجود أجهزة كشف مع الحفاظ على المعايرة

   خطورة عالية API Condition – III

مواقع العمل التى يكون فيها تركيز غاز كبرتيد الهيدروجين فى الجو أكثر من 30 ppm.

     – علامات تحذيرية واضحة مع تميز موقع العمل ب ”علم أحمر“.

     –  وضع علامات تحذيرية تشير إلى خطر كبرتيد الهيدروجين على مسافة 500 قدم فى جميع الطرق المؤدية موقع العمل.

     – التأكد من سلامة و إستعداد جميع أجهزة السلامة قبل بدء الوردية.

       وجود خطة طوارئ بالموقع تحتوى على التعليمات و خريطة الإتصال فى حالة الطوارئ 

     – التأكد من وجود مخرجين للطوارئ.

     – لا يسمح بالعمل فى الموقع قبل إجراء تدريب خاص بمخاطرH2S  وسبل التعامل و الوقاية.

     – أجهزة إنذار مرئية و مسموعة.

     –  وجود كلا من أجهزة الكشف الثابتة معايرة و أخرى محمولة.

     – جهاز تنفس صناعى.

     –  جهاز تنفس محمول (30 دقيقة) مطابق لمواصفات NIOSH/MSHA للإستخدام فى حالة الهروب من مناطق الخطرة.


     تأثير كبريتيد الهيدروجين علي المعادن

   أن قدرة كبريتبد الهيدروجين على تكوين تفاعلات تؤدي إلى فقد المعدن لصلابته وتعرضه للتآكل ويعتمد ذلك علي الآتي: 

        – صلابة المعدن.

        – البيئة المحيطة بالمعادن.

        – الحمل الواقع علي المعدن.

        – قدرة المعدن علي التفاعل مع كبريتيد الهيدروجين.

     الكشف عن كبريتيد الهيدروجين

توجد وسائل عديدة يمكن استخدامها للكشف عن وجود غاز كبريتيد الهيدروجين. وهي:

     –  الكواشف الورقية (الشرائط الحساسة).

–  الكبسولات.

–  الأنابيب المدرجة ذات التركيزات المختلفة.

–  كاشف الحزام (الكاشف الشخصي).

–  نظام مراقبة أجهزة الحفر.


باستخدام كواشف الغاز الثابتة – الكواشف المحمولة – الكاشف الشخصى – الكواشف الثابتة

    الكواشف الاسلكية

      – تستخدم موجات الراديو.

– تعتمد على الطاقة الشمسية.

– تستخدم فى الأماكن المعزولة. 

– تعمل الكواشف عند 10 ppm

    إتجاه الريح

      – إتجاه الريح من العوامل المهمة التى تعتمد عليها طرق التصرف فى الطوارئ.

– توضع الأعلام و أكمام الريح فى الأماكن التالية:

   طبلية الحفر / خزانات الطفلة / وحدات الأسمنت / المكاتب


أما العوامل التى تؤثر على تشتت الغاز فى الجو فهي : درجة الحرارة / الرطوبة / سرعة الريح / نسبة و تركيز الغاز

     نقاط التجمع

الوقاية من غاز كبريتيد الهيدروجين . يمكن الوقاية من مخاطر الغاز باتباع الخطوات التالية:-

 أ) الوعي التخطيطي: 

      – فتح قنوات إتصال.

خطط الطوارئ.

– إستخدام مهمات وقاية مناسبة.

– التجارب الوهمية علي الطوارئ.

– الإشراف المسئول.

– طرق التصرف في حالات الطوارئ.

– طرق العمل الآمنة


 ب) إحتياطات الأمان الإضافية

    – يجب مراعة العلامات التحذيرية ومعرفة نوع الإنذار.

–  يجب التأكد من معرفة إتجاه الريح.

–  يجب مراقبة الطقس باستمرار.

–  يجب التخلص من مصادر الاشتعال.

– إستخدام نظام تهوية مضادة للإنفجار.

  يجب تجنب الأماكن المنخفضة.

– أختيار نقط تجمع الطوارئ علي بعد 250 قدم (علي الأقل) من مصدر الغاز.

–  يجب أن تكون أرقام تليفونات الطوارئ واضحة و معروفة.

– يمكن التخلص من التركيزات الخطرة التي يتواجد بها غاز كبريتيد الهيدروجين عن طريق الإحراق التلقائي ياستخدام الشعلة.

– يجب التعرف علي خطة الطوارئ الخاصة بالشركة.

يجب التعرف علي كيفية إستخدام أجهزة التنفس.


    – مع توفير أجهزة الكشف والإنذار طوال فترة وجود الأشخاص داخل مثل هذه الأماكن.

–  يجب استخدام أجهزة تنفس مزودة باسطوانة هواء ومن النوع الذي يعطى ضغط موجب داخل قناع التنفس .

–  يجب أن يزود الأشخاص أيضا بأحزمة سلامة وحبل للنجاة  حتى يمكن إنقاذهم بسهولة في حالة تعرضهم لأي طارئ .

 يجب وضع الاشخاص العاملين فى هذة الاماكن تحت مراقبة اشخاص اخرى عن بعد و مجهزين باجهزة تنفس . 

–  يجب التخطيط المسبق لاعمال الصيانة وخاصة في حالة العمل على معدات حية  وعمل الترتيبات الخاصة المسبقة والتي تضمن اتخاذ الاحتياطات اللازمة لأجراء

   مثل هذه العمليات الخطرة. 

  في كافة الظروف التي يحتمل فيها التعرض لنسب عالية من غاز كبريتيد الهيدروجين أثناء ألاعمال الطارئة يجب توفير أجهزة أكسجين مع شخص مدرب على

   استخدامه لتقديم المساعدة الفورية لأي شخص يتعرض لنسبة عالية من غاز كبريبتيد الهيدروجين أثناء العمل قبيل نقله إلى العيادة الطبية.

–  قد يوجد غاز كبريتيد الهيدروجين ممتصا أو محصورا فى رواسب بالقاع أو ملتصقا بالجدران للخزانات لذا يجب أتخاذ الاحتياطات اللازمة وأستخدام الاقنعة

   المزودة بالهواء.

–  يجب وضع علامات مميزة على المعدات والخطوط التى تحتوى على نسب عالية من غاز كبريتيد الهيدروجين مع تزيد هذه المناطق بأجهزة الكشف الاتوماتيكى

   لغاز كبريتيد الهيدروجين بحيث تعطى تحذير صوتى عندما يصل التركيز إلى (20-40 جزء فى المليون).

يجب إصدار النشرات الدورية التي تحذر من أخطار غاز كبريتيد الهيدروجين مع تدريب الأفراد فى العمليات أو الصيانة على كيفية الوقاية من أخطار الغاز –

  وكيفية استخدام أجهزة التنفس – والإسعافات الأولية في حالة التعرض لمثل هذا الغاز السام.



      – لاحظ إتجاه الريح.

حدد الطريق الأمن لأقرب نقطة تجمع. 

دائما تحرك أعلى الريح. 

أبدا لا تتحرك نحو منطقة الخطر.

أقصر الطرق لا تعنى آمنها. 

تحرك نحو الأماكن المرتفعة قدر الإمكان.


    الاسعافات الاولية

   * نظرا  للتأثير الخطير والسريع لغاز كبريتيد الهيدروجين على الأفراد الذين يتعرضون لاستنشاق هذا الغاز – لذلك قد لا تكون هناك فرصة لإنقاذ الشخص المصاب بنقله إلى اقرب عيادة طبية ما لم يتم إسعافه فورا في موقع العمل قبيل نقلة إلى العيادة الطبية أو استدعاء الطبيب.

      لذلك يجب توفير أجهزة الاوكسجين (Oxygen Resuscitators) بمناطق العمليات التي يوجد بها نسبة عالية من غاز كبريتيد الهيدروجين استعداد لأى  طارئ – مع تدريب جميع العاملين بهذه المناطق على كيفية استخدام هذه الأجهزة – وكيفية تقديم الإسعافات الأولية في حالة تعرض أي شخص لهذا الغاز.

في حالة تعرض أي شخص لغاز كبريتيد الهيدروجين  يجب اتخاذ الخطوات التالية فورا: 

 أ –  انقل المصاب فورا إلى الهواء الطلق بعيدا عن مصدر الغاز. 

ب – إذا كان تنفس المصاب متوقفا، ابدأ فورا في عمل التنفس الصناعي له ودون إبطاء أو توقف حتى يعود المصاب إلى التنفس الطبيعي أو لحين وصول الطبيب.

     في مثل هذه الحالات يفضل استخدام أجهزة الأكسيجين لسرعة إنقاذ حياة المصاب.

ج –  حاول تدفئة المصاب إلى حين نقلة إلى اقرب عيادة أو مستشفى.


    وقاية التنفس للأشخاص

أ) المشاكل الخاصة التي قد تواجه مستخدم أجهزة التنفس

العدسات اللاصقة

2. النظارات الطبية

3. الإضطرابات النفسية.

4. المشاكل التي قد تصيب الإطار العازل لقناع التنفس.

5. عدم الشعور بالراحة

ب) إرشادات استخدام أجهزة التنفس

طريقة الاستخدام المثلى المدونة على الجهاز.

2.  سجل التعليمات والتدريب للأشخاص.

3.  تخصيص جهاز لكل شخص إن أمكن.

4. التنظيف المستمر للجهاز.

5. التفتيش الدوري لأجهزة التنفس.

6. التخزين المناسب لأجهزة التنفس.

7. مراقبة أماكن العمل.

8. إستخدام جهاز تنفس معتمد.