Трехфазный сепаратор нефть-вода-газ dn1000-9,8мпа (горизонтальный) заводы

Когда слышишь про трехфазный сепаратор нефть-вода-газ dn1000-9,8мпа, многие сразу думают — обычная горизонтальная бочка, разве что давления повыше. Но на практике даже диаметр в 1000 мм при рабочем 9,8 МПа — это не просто ?емкость?, а сложная система, где каждый сантиметр длины и каждая перегородка влияют на КПД. У нас в ООО Нэйцзян Синьфа Нефтяное Машиностроение такие аппараты собирают с учетом реальных условий эксплуатации — не по шаблону, а с поправкой на состав пластовой жидкости, которую заказчики порой приносят в отчетах ?как есть?, без учета внезапных выбросов песка.

Конструктивные нюансы горизонтальных сепараторов

Вертикальные сепараторы экономят место, но для обводненных месторождений с высоким газовым фактором горизонтальная схема выигрывает за счет увеличенной зоны отстоя. У нашего dn1000-9,8мпа внутренние полки спроектированы так, чтобы снизить турбулентность — нередко видел, как на других заводах делают стандартные переливные кромки, а потом на объекте жидкость ?закручивает? и вода уходит в линию газа.

Особенно критичен входной патрубок — если его сместить даже на 50 мм от расчетной оси, струя начинает бить в противоположную стенку, и вместо сепарации получается эмульсия. Как-то на одном из месторождений в ХМАО пришлось переваривать патрубок на уже установленном аппарате — заказчик сэкономил на диагностике обвязки, а потом три месяца не мог выйти на паспортные показатели по обводненности.

Давление 9,8 МПа — это не просто цифра в ТУ. При таких параметрах даже минимальная коррозия в зоне сброса воды ускоряется в разы. Мы в ООО Нэйцзян Синьфа Нефтяное Машиностроение для таких случаев рекомендуем локальное упрочнение ствола в зоне водосливных карманов — дополнительно 2-3 дня работ, но зато аппарат работает без ремонта 5-7 лет даже при высоком содержании H2S.

Проблемы калибровки и запуска

Часто заказчики требуют ?универсальных? настроек, но трехфазник — не фильтр для кофе. Его надо выводить на режим постепенно, особенно после простоя. Помню случай на Приобском месторождении: запустили сепаратор сразу на полную производительность — поплавковый регулятор уровня воды залип из-за парафиновых отложений, и за 40 минут в газовую линию ушло около 15 кубов эмульсии.

Калибровка датчиков уровня — отдельная тема. Если использовать штатные магнитострикционные датчики без термокомпенсации, то при -45°C (а такие температуры в Западной Сибири не редкость) показания плавают в пределах ±10%. Мы сейчас ставим дублирующие механические уровнемеры — старомодно, но хотя бы визуальный контроль есть.

И да, про горизонтальный сепаратор часто забывают, что его надо выставлять по уровню с точностью до 0,5 мм/м. Однажды видел, как монтажники положили прокладки разной толщины под опоры — через полгода аппарат ?поплыл? с разрывом фланцев на линии газа.

Связь с другим оборудованием

Трехфазный сепаратор редко работает в одиночку — обычно это связка с дегидраторами и узлом учета. Если на выходе по воде осталось больше 200 ppm нефти, это ?бьет? по системам очистки сточных вод. На одном из проектов для нашего завода пришлось переделывать выходной коллектор — заказчик вдруг увеличил производительность скважин, и сепаратор начал ?захлебываться?.

Интересный момент с манифольдами — если противовыбросовый манифольд стоит до сепаратора, надо учитывать гидроудары при аварийном закрытии. На давлениях около 10 МПа это может вызвать резонанс в перегородках. Мы как-то ставили демпферы на входе — не по ГОСТу, конечно, но зато избежали трещин в зоне отбойника.

И еще про dn1000 — такой диаметр казался избыточным для месторождения с дебитом 30 тыс. м3/сутки, но когда начались периодические выбросы песка, оказалось, что запас по сечению позволил избежать абразивного износа в зоне газового патрубка. Мелочь, а сэкономила замену внутренних элементов на 2 года.

Ремонт и модификации

Большинство заводов дают гарантию на корпус, но не на внутренние элементы — и это правильно. Наш сепаратор нефть-вода-газ проектируется с возможностью замены каплеуловителей без вскрытия всего аппарата. Сделали так после случая на Ямале, когда для замены одной полки пришлось демонтировать половину обвязки — простой 12 дней вместо запланированных 3.

Сварные швы на патрубках — вечная головная боль. Даже при идеальной аттестации технологии сварки корпус ?дышит? при перепадах давления, и усталостные трещины идут именно по зоне термического влияния. Теперь мы усиливаем эти места накладными кольцами — некрасиво, зато надежно.

И про давление 9,8 МПа — это близко к границе между I и II классом сосудов под давлением. Иногда заказчики просят ?немного поднять? до 10 МПа, но это влечет за собой полностью другую схему аттестации и усиление стенки на 15-20%. Не говоря уже о том, что вся арматура должна быть пересчитана под новые нагрузки.

Перспективы и типичные ошибки

Сейчас многие пытаются ставить горизонтальные сепараторы на морские платформы — там ограничения по высоте, но забывают про качку. Даже при отклонении 5-7° от горизонта нарушается расслоение фаз. Мы экспериментировали с перегородками переменного сечения — вроде бы работает, но пока рано говорить о стабильных результатах.

Самая частая ошибка — экономия на материалах внутренних элементов. Нержавейка 12Х18Н10Т — стандарт, но для сероводородных сред лучше добавлять молибден — стоимость растет на 25-30%, но межремонтный интервал увеличивается в 1,8-2 раза. В ООО Нэйцзян Синьфа Нефтяное Машиностроение такие варианты предлагают как опцию, но половина заказчиков все равно выбирает базовый вариант — потом платят за частые остановки.

И последнее — не стоит воспринимать трехфазный сепаратор dn1000-9,8мпа как готовое решение. Это основа, которую надо ?привязывать? к конкретному месторождению. Иногда проще добавить четвертую фазу — например, для отделения механических примесей — чем потом переделывать всю технологическую цепочку.