Трехфазный сепаратор нефть-вода-газ DN1200-8,5МПа (горизонтальный)

Вот этот трехфазный сепаратор на 1200 мм и 8,5 МПа — казалось бы, стандартная горизонтальная конструкция, но сколько раз я видел, как проектировщики недооценивают нюансы работы с эмульсионными слоями в таких аппаратах. Особенно при высоком давлении, где даже незначительные колебания температуры входящего потока могут свести на нет эффективность разделения фаз.

Конструктивные особенности DN1200

Когда впервые столкнулся с сепаратором DN1200 от ООО Нэйцзян Синьфа Нефтяное Машиностроение, обратил внимание на толщину стенки — для 8,5 МПа они дали запас в 2 мм сверх расчётного, и это позже спасло нас при нештатном скачке давления на месторождении в Уватском районе. Кстати, их подход к калибровке перегородок в отстойной зоне оказался точнее, чем у многих европейских производителей.

Горизонтальная компоновка хоть и занимает больше места, но даёт выигрыш в стабильности разделения при переменных расходах. Помню, как на одном из объектов в ХМАО пытались сэкономить, поставив вертикальный сепаратор — через три месяца пришлось демонтировать из-за постоянного уноса капельной жидкости в газовую фазу. С горизонтальным такого кошмара нет, если правильно рассчитать уровни раздела фаз.

Что часто упускают — так это материал эмульгаторов. В этом сепараторе стоят перфорированные пластины из 09Г2С, но я бы рекомендовал проверять их после каждого ремонта — на сероводородной среде они истончаются быстрее, чем указано в паспорте.

Рабочее давление 8,5 МПа: тонкости настройки

При 8,5 МПа многие забывают про температурную компенсацию регуляторов давления. Был случай на Приобском месторождении: при -42°C пневмопривод клапана срабатывал с запозданием в 12 секунд — достаточно, чтобы сорвать предохранительные мембраны. Пришлось дорабатывать систему подогрева управляющих линий.

Интересно, что ООО Нэйцзян Синьфа использует комбинированные датчики перепада на газовой и жидкостной фазах — это снижает риск ложных срабатываний при пенообразовании. Но требуюет более частой поверки: в условиях Крайнего Севера интервал лучше сократить до 6 месяцев вместо предписанных 12.

Запомнился казус с уплотнениями: штатные тефлоновые кольца при резких перепадах давления в районе 7-8 МПа начинали пропускать газ. Перешли на армированные графитовые аналоги — проблема исчезла, но пришлось пересчитывать затяжку фланцев.

Проблемы разделения эмульсий

Самый больной вопрос — это когда поступающая жидкость имеет нестабильный состав. На месторождении в Татарстане столкнулись с тем, что при содержании механических примесей свыше 120 мг/л стандартные коалесцирующие элементы забивались за 2-3 недели. Пришлось ставить дополнительный гравитационный отстойник перед сепаратором.

Трехфазное разделение — это всегда баланс между временем отстоя и производительностью. Для DN1200 оптимальным оказался диапазон 55-65% заполнения жидкостной зоны. При больших значениях начинается унос, при меньших — недостаточное отделение капельной влаги от газа.

Интересное наблюдение: при использовании реагентов-деэмульгаторов эффективность сепарации возрастает на 18-20%, но только если впрыск организован не ближе 7 метров от входного патрубка. Ближе — идёт преждевременное разрушение хлопьев, дальше — не успевает произойти коалесценция.

Эксплуатационные ограничения

Максимальная пропускная способность в 850 тыс. м3/сутки по газу — это для идеальных условий. В реальности, при содержании сероводорода более 1,5%, рекомендуем снижать нагрузку на 15%. Особенно это критично для сварных швов — они первые начинают корродировать в зоне переменных нагрузок.

Что не указано в паспорте, но выяснилось на практике: при работе с высоковязкими нефтями (свыше 45 сСт) нужно увеличивать нагрев в отстойной зоне минимум до 65°C. Иначе вода не успевает отделиться и идёт дальше по технологической цепочке.

Запорная арматура — отдельная тема. Стандартные шаровые краны на 8,5 МПа иногда подтекают в крайних положениях. Перешли на клиновые задвижки с уплотнением Metal-to-Metal — проблема исчезла, но возросло время полного открытия/закрытия.

Модернизации и доработки

После трёх лет эксплуатации шести таких сепараторов пришли к необходимости установки дополнительных смотровых окон на газовой зоне. Стандартные 2 окна не позволяли контролировать равномерность распределения пены по всей длине аппарата.

Интересное решение предложили инженеры ООО Нэйцзян Синьфа Нефтяное Машиностроение — они доработали систему дренажа отстойной зоны, установив дополнительные отбойники. Это снизило турбулентность потока и позволило увеличить межремонтный период на 400-500 часов.

Сейчас экспериментируем с напылением полимерного покрытия на внутренние поверхности — пока результаты противоречивые: с одной стороны, уменьшилось налипание парафинов, с другой — появились проблемы с адгезией при термоциклировании.

Сравнение с аналогами

Если брать в сравнении сепараторы Уфанефтемаш или Кампо, то у китайского производителя выигрыш в цене около 25-30%, но проигрыш в сроках поставки запчастей. Хотя по надёжности аппарат показал себя не хуже — наработал уже свыше 35 тысяч часов без капитального ремонта.

Заметил интересную деталь: у трехфазного сепаратора от Нэйцзян Синьфа лучше продумана система безопасного сброса давления — два независимых контура вместо одного у большинства аналогов. Мелкая деталь, но на деле предотвратила как минимум два аварийных остановка.

По энергоэффективности есть вопросы: потребление на собственные нужды на 7-8% выше, чем у европейских аналогов. Но это окупается за счёт меньших затрат на техническое обслуживание — многие операции можно проводить без полной остановки аппарата.

Перспективы применения

Сейчас рассматриваем возможность использования таких сепараторов на морских платформах — нужно дорабатывать систему стабилизации при качке. Предварительные расчёты показывают, что при крене свыше 5° эффективность разделения падает на 30-40%.

Для арктических проектов пришлось дополнительно утеплять не только корпус, но и измерительные линии. Стандартная теплоизоляция не выдерживает длительных периодов при -55°C и ниже.

Интересно, что этот сепаратор нефть-вода-газ хорошо показал себя при работе с попутным газом с высоким содержанием азота — до 18%. Но при этом требуется более точная настройка регуляторов уровня жидкости.