Газовый сепаратор бурового раствора nqf1000-6,3мпа (вертикальный) завод

Вертикальные сепараторы на 6,3 МПа — не просто цилиндр с патрубками, тут вечно путают расчетную пропускную способность и реальную производительность в полевых условиях. Многие гонятся за дешевыми аналогами, а потом мучаются с газовыми прорывами при обвязке с дегазатором.

Конструкционные особенности NQF1000

Наш газовый сепаратор бурового раствора NQF1000-6,3МПа изначально проектировался с запасом по толщине стенки — не 9 мм, как у китайских вариантов, а 12 мм с усилением в зоне камеры сепарации. Помню, в 2019 году пересматривали крепление отбойных пластин после инцидента на скважине в Оренбурге, где вибрация за месяц разболтала внутреннюю арматуру.

Вертикальная компоновка хоть и занимает меньше площади, но требует точного выравнивания по отвесу. Как-то пришлось переделывать подключение на месторождении в ХМАО — монтажники заложили отклонение в 3 градуса, из-за чего клапан сброса газа начал подтравливать уже при 4 МПа вместо штатных 5,2.

Ключевое отличие — патрубок выхода газа смещен не по оси, а с расчетом на эжекционный эффект. Это снижает нагрузку на предохранительный клапан, но требует точного подбора диаметра обвязочных линий. В техзадании часто упускают этот нюанс.

Проблемы интеграции с буровыми комплексами

При обвязке с системами ООО Нэйцзян Синьфа Нефтяное Машиностроение выявили интересную особенность — их манифольды бурового раствора имеют зауженные проходы, что создает обратное давление на выходе сепаратора. Пришлось дорабатывать переходные фланцы, иначе падала эффективность газоотделения.

На сайте https://www.xfsyjx.ru указано совместимое оборудование, но в реальности нужно проверять резьбовые соединения — у них иногда идет метрическая резьба вместо дюймовой, как на большинстве российских установок. Мелочь, а простоями выходит.

Особенно критично подключение к противовыбросовым манифольдам — тут любая задержка сброса газа чревата аварией. Мы ставили дополнительные датчики давления перед эжектором, хотя это и не предусмотрено типовой схемой.

Полевые испытания и доработки

На месторождении в Татарстане при работе с высокогазонасыщенными растворами выявили недостаточность штатного объема сепарационной камеры. Пришлось экстренно наращивать высоту отстойной зоны — стандартные 1200 мм увеличили до 1500 мм, пересчитав при этом углы наклона отбойных пластин.

Интересный случай был при обвязке с устьевой арматурой — оказалось, что импульсные линии от датчиков нужно дублировать, так как вибрация от работающего сепаратора NQF1000 вызывала ложные срабатывания предохранительных клапанов. Решили установкой демпферных колец.

Запомнился запуск в мороз -45°C под Новым Уренгоем — материал уплотнителей не выдержал, пришлось экстренно менять на морозостойкие варианты. Теперь это прописываем отдельным пунктом в спецификации.

Технологические ограничения и ошибки монтажа

Частая ошибка — установка без калибровки датчика уровня пены. Видел случаи, когда операторы игнорировали эту процедуру, потом не могли понять причину переливов газожидкостной смеси в отстойник.

Важный момент — вертикальный сепаратор критичен к чистоте бурового раствора. При содержании песка свыше 5% начинается абразивный износ внутренних элементов. Как-то за полтора месяца работы вышли из строя направляющие лопатки — пришлось ставить усиленные версии с наплавкой твердым сплавом.

Не рекомендую экономить на обвязке — ставили как-то китайские шаровые краны вместо штатных, так они не выдерживали циклических нагрузок при пульсациях давления. Лопнул корпус крана на линии сброса газа — хорошо, что обошлось без последствий.

Перспективы модернизации

Сейчас экспериментируем с керамическим покрытием внутренних поверхностей — пока дорого, но на абразивных растворах уже виден эффект. Планируем тестовые запуски на скважинах с высоким содержанием кварцевого песка.

Интересное направление — интеграция с системами мониторинга ООО Нэйцзян Синьфа. Их новое поколение сосудов под давлением II класса уже имеет слоты для датчиков вибрации — думаем, как адаптировать это решение для наших сепараторов.

Из последних наработок — изменение конфигурации газосбросного патрубка с учетом турбулентности потока. Предварительные расчеты показывают рост эффективности на 7-9% при работе с растворами повышенной вязкости. Проверим в следующем квартале на глубинных скважинах.

Эксплуатационные наблюдения

Заметил, что при постоянной работе на давлениях близких к максимальным (выше 5,8 МПа) быстрее изнашивается уплотнение смотрового люка. Теперь рекомендуем заменять его профилактически через 2000 моточасов, хотя по паспорту ресурс больше.

На кустовых площадках с ограниченным пространством иногда приходится ставить сепараторы вплотную к дегазаторам — это вызывает взаимное влияние вибраций. Решили установкой демпфирующих прокладок между фундаментами.

Интересный эффект наблюдали при работе с полимерными растворами — пенообразование снижается, но увеличивается нагрузка на клапанную группу из-за изменения реологических свойств среды. Пришлось корректировать настройки автоматики.