Термин «сепаратор» в нефтепромысловой терминологии обозначает сосуд под давлением, используемый для разделения скважинных флюидов , добываемых из нефтяных и газовых скважин, на газообразные и жидкие компоненты. Сепаратор для добычи нефти — это большой резервуар, предназначенный для разделения добываемых жидкостей на составляющие их компоненты — нефть , газ и воду . Сепараторный резервуар может обозначаться следующим образом: сепаратор нефти и газа , сепаратор , ступенчатый сепаратор , ловушка , выбивной резервуар (выбивной барабан, выбивной уловитель, водяной или жидкостной выбивной), испарительная камера (испарительный резервуар или испарительная ловушка). , Расширительный сепаратор или расширительный бак , Скруббер (газоочиститель), Фильтр (газовый фильтр). Эти сепарационные сосуды обычно используются на объектах аренды или на платформах рядом с устьем скважины, манифольдом или группой резервуаров для разделения флюидов , добываемых из нефтяных и газовых скважин, на нефть и газ или жидкость и газ. Сепаратор нефти и газа обычно включает в себя следующие основные компоненты и характеристики:
Сепараторы работают по принципу, согласно которому три компонента имеют разную плотность , что позволяет им расслаиваться при медленном движении: газ сверху, вода внизу и масло посередине. Любые твердые частицы, такие как песок, также осядут на дне сепаратора. Функции сепараторов нефти и газа можно разделить на основные и второстепенные, которые будут обсуждаться позже.
Сепараторы нефти и газа могут иметь три основные конфигурации: вертикальную , горизонтальную и сферическую . Вертикальные сепараторы могут различаться по размеру от 10 или 12 дюймов в диаметре и от 4 до 5 футов от шва к шву (от S до S) до 10 или 12 футов в диаметре и от 15 до 25 футов от S до S. Горизонтальные сепараторы могут различаться по размеру от Диаметр от 10 до 12 дюймов , от 4 до 5 футов от юга к югу, от 15 до 16 футов в диаметре и от 60 до 70 футов от юга к югу. Сферические сепараторы обычно доступны диаметром от 24 или 30 до 66–72 дюймов. Горизонтальные сепараторы нефти и газа изготавливаются с однотрубными и двухтрубными корпусами. Однотрубные агрегаты имеют одну цилиндрическую оболочку, а двухтрубные агрегаты имеют две цилиндрические параллельные оболочки, расположенные одна над другой. Оба типа агрегатов могут использоваться для двухфазного и трехфазного обслуживания. Однотрубный горизонтальный сепаратор нефти и газа обычно предпочтительнее двухтрубного. Однотрубный блок имеет большую площадь для потока газа, а также большую площадь границы раздела нефть/газ, чем обычно имеется в двухтрубном сепараторе сопоставимой цены. Однотрубный сепаратор обычно обеспечивает более длительное время удержания, поскольку более крупный однотрубный резервуар удерживает больший объем масла, чем двухтрубный сепаратор. Его также легче чистить, чем двухтрубный блок. В холодном климате замерзание, скорее всего, вызовет меньше проблем в однотрубном блоке, поскольку жидкость обычно находится в тесном контакте с теплым потоком газа, проходящим через сепаратор. Однотрубная конструкция обычно имеет более низкий силуэт, чем двухтрубная установка, и их легче штабелировать для многоступенчатого разделения на морских платформах, где пространство ограничено. Пауэрс и др. (1990) [1] показали, что вертикальные сепараторы должны быть сконструированы таким образом, чтобы поток входил в верхнюю часть и проходил через камеру разделения газа и жидкости, даже если они не являются конкурентоспособной альтернативой в отличие от горизонтальных сепараторов.
Доступны три конфигурации сепараторов для двухфазной и трехфазной работы. В двухфазных установках газ отделяется от жидкости , при этом газ и жидкость выводятся отдельно. Согласно Арнольду и др. (2008), сепараторы нефти и газа механически спроектированы таким образом, что жидкие и газовые компоненты отделяются от углеводородного пара при определенной температуре и давлении . [2] В трехфазных сепараторах скважинный флюид разделяется на газ, нефть и воду , при этом три флюида сбрасываются отдельно. Секция разделения газа и жидкости сепаратора определяется по максимальному размеру удаляемых капель с использованием уравнения Содерса-Брауна с соответствующим коэффициентом К. Участок разделения нефти и воды выдерживается в течение времени выдержки, которое определяется данными лабораторных испытаний, методикой эксплуатации опытно-промышленной установки или опытом эксплуатации. В случае, когда время удерживания недоступно, используется рекомендуемое время удерживания для трехфазного сепаратора в API 12J. Методы определения размера по коэффициенту К и времени удерживания позволяют получить правильные размеры сепаратора. По данным Song et al (2010), [3] инженерам иногда требуется дополнительная информация о расчетных условиях последующего оборудования, например, о загрузке жидкости в туманоуловитель, содержании воды в дегидраторе/опреснительной установке или содержании нефти при очистке воды.
Сепараторы нефти и газа могут работать при давлениях от высокого вакуума до 4000–5000 фунтов на квадратный дюйм. Большинство сепараторов нефти и газа работают в диапазоне давлений от 20 до 1500 фунтов на квадратный дюйм. Сепараторы могут называться сепараторами низкого давления, среднего давления или высокого давления. Сепараторы низкого давления обычно работают при давлениях от 10–20 до 180–225 фунтов на квадратный дюйм. Сепараторы среднего давления обычно работают при давлениях от 230 до 250 и от 600 до 700 фунтов на квадратный дюйм. Сепараторы высокого давления обычно работают в широком диапазоне давлений от 750 до 1500 фунтов на квадратный дюйм.
Сепараторы нефти и газа можно классифицировать в зависимости от применения как пробный сепаратор, производственный сепаратор, низкотемпературный сепаратор , дозирующий сепаратор, надземный сепаратор и ступенчатые сепараторы (первая ступень, вторая ступень и т. д.).
Отделение нефти от газа может начаться по мере прохождения жидкости через продуктивный пласт в ствол скважины и может постепенно увеличиваться через НКТ, выкидные линии и наземное оборудование. При определенных условиях жидкость может быть полностью разделена на жидкость и газ еще до того, как она достигнет сепаратора нефти и газа. В таких случаях резервуар сепаратора обеспечивает только «расширение», позволяющее газу подняться к одному выпускному отверстию, а жидкости опуститься к другому.
Разница в плотности жидких и газообразных углеводородов может обеспечить приемлемое разделение в сепараторе нефти и газа . Однако в некоторых случаях необходимо использовать механические устройства, обычно называемые «туманоуловителями», для удаления жидкого тумана из газа перед его выпуском из сепаратора. Кроме того, может быть желательно или необходимо использовать некоторые средства для удаления нерастворенного газа из масла перед выпуском масла из сепаратора.
Физические и химические характеристики масла , а также условия давления и температуры определяют количество газа , которое оно будет содержать в растворе. Скорость, с которой газ выделяется из данной нефти, является функцией изменения давления и температуры. Объем газа, который нефтегазовый сепаратор будет удалять из сырой нефти, зависит от (1) физических и химических характеристик нефти, (2) рабочего давления, (3) рабочей температуры, (4) производительности, (5 ) ) размер и конфигурация сепаратора и (6) другие факторы.
Перемешивание, нагрев, специальные перегородки, коалесцирующие пакеты и фильтрующие материалы могут помочь в удалении нерастворенного газа , который в противном случае мог бы остаться в масле из-за вязкости и поверхностного натяжения масла. Газ можно удалить из верхней части барабана, поскольку он является газом. Нефть и вода разделяются перегородкой на конце сепаратора, которая установлена на высоте, близкой к водонефтяному контакту, что позволяет маслу переливаться на другую сторону, задерживая воду на ближней стороне. Затем две жидкости можно отводить по трубопроводу из сепаратора с соответствующих сторон перегородки. Пластовую воду затем либо закачивают обратно в нефтяной пласт, либо утилизируют, либо очищают. Объемный уровень (граница раздела газ-жидкость) и граница раздела нефть-вода определяются с помощью приборов, закрепленных на резервуаре. Клапаны на выпускных отверстиях для масла и воды контролируются, чтобы обеспечить поддержание границ раздела на оптимальном уровне для обеспечения разделения. Сепаратор обеспечивает только объемное разделение. Меньшие капли воды не осядут под действием силы тяжести и останутся в потоке нефти. Обычно масло из сепаратора направляется в коагулятор для дальнейшего снижения содержания воды.
Производство воды с нефтью продолжает оставаться проблемой для инженеров и производителей нефти. С 1865 года, когда вода производилась совместно с углеводородами, отделение ценных углеводородов от использованной воды стало проблемой и разочаровало нефтяную промышленность. По данным Рема и др. (1983), [4] инновации с течением времени привели от нефтесборной ямы к установке резервуара для хранения, к стволу, к устройству для выброса свободной воды, к коагулятору с сеном и, совсем недавно, к Performax. Matrix Plate Coalescer, улучшенный гравитационный сепаратор. История очистки воды по большей части была отрывочной и спартанской. Пластовая вода имеет небольшую экономическую ценность и требует от производителя дополнительных затрат на организацию ее утилизации.
Сегодня нефтяные месторождения производят больше воды, чем нефти. [ нужна цитата ] Наряду с увеличением производства воды возникают эмульсии и дисперсии, которые труднее обрабатывать. Процесс разделения оказывается переплетенным с множеством загрязнений, когда последняя капля нефти извлекается из резервуара. В некоторых случаях предпочтительно отделять и удалять воду из скважинного флюида до того, как он потечет в результате снижения давления , например, вызванного дросселями и клапанами . Такое удаление воды может предотвратить трудности, которые могут быть вызваны водой ниже по потоку , такие как коррозия , которую можно назвать химической реакцией, возникающей всякий раз, когда газ или жидкость химически воздействуют на открытую металлическую поверхность. [5] Коррозия обычно ускоряется при высоких температурах, а также в присутствии кислот и солей.
Другие факторы, влияющие на удаление воды из нефти, включают образование гидратов и образование плотной эмульсии, которую может быть трудно разделить на нефть и воду. Воду можно отделить от нефти в трехфазном сепараторе с помощью химикатов и гравитационного разделения. Если трехфазный сепаратор недостаточно велик для адекватного разделения воды, ее можно отделить в отстойнике для свободной воды, установленном перед или после сепараторов.
Чтобы сепаратор нефти и газа мог выполнять свои основные функции, в сепараторе необходимо поддерживать давление , чтобы жидкость и газ могли быть сброшены в соответствующие системы обработки или сбора. Давление в сепараторе поддерживается с помощью газового обратного клапана на каждом сепараторе или с помощью одного главного обратного клапана, который контролирует давление в группе из двух или более сепараторов. Оптимальным давлением, поддерживаемым на сепараторе, является такое давление, при котором будет получен наибольший экономический эффект от реализации жидких и газообразных углеводородов .
Для поддержания давления на сепараторе необходимо создать жидкостное уплотнение в нижней части резервуара. Это жидкостное уплотнение предотвращает потерю газа с маслом и требует использования контроллера уровня жидкости и клапана .
Эффективное разделение нефти и газа важно не только для обеспечения требуемого экспортного качества, но и для предотвращения проблем в последующем технологическом оборудовании и компрессорах. После того, как основная часть жидкости удалена, что может быть достигнуто разными способами, оставшиеся капли жидкости отделяются с помощью устройства для удаления запотевания. До недавнего времени основными технологиями, используемыми для этого применения, были циклоны с обратным потоком, сетчатые подушки и лопастные пакеты. Совсем недавно были разработаны новые устройства с более высокой степенью очистки газа, которые позволили потенциально уменьшить размер резервуара скруббера. В настоящее время разрабатывается несколько новых концепций, в которых жидкости дегазируются перед первичным сепаратором. Эти системы основаны на центробежной и турбинной технологии и имеют дополнительные преимущества: они компактны и нечувствительны к движению, поэтому идеально подходят для плавучих производственных объектов . [6] Ниже приведены некоторые способы отделения нефти от газа в сепараторах.
Природный газ легче жидкого углеводорода . Мельчайшие частицы жидкого углеводорода, которые временно находятся во взвешенном состоянии в потоке природного газа, за счет разницы плотностей или силы тяжести осядут из потока газа, если скорость газа достаточно мала. Более крупные капли углеводорода быстро осядут из газа, а более мелкие на это потребуется больше времени. При стандартных условиях давления и температуры капли жидкого углеводорода могут иметь плотность в 400–1600 раз больше плотности природного газа. Однако по мере увеличения рабочего давления и температуры разница в плотности уменьшается. При рабочем давлении 800 фунтов на квадратный дюйм жидкий углеводород может быть всего в 6–10 раз плотнее газа. Таким образом, рабочее давление существенно влияет на размер сепаратора, а также размер и тип туманоуловителя, необходимые для адекватного разделения жидкости и газа. Тот факт, что капли жидкости могут иметь плотность, в 6–10 раз превышающую плотность газа, может указывать на то, что капли жидкости будут быстро оседать и отделяться от газа. Однако этого может не произойти, поскольку частицы жидкости могут быть настолько малы, что имеют тенденцию «плавать» в газе и не могут оседать из газового потока за тот короткий период времени, когда газ находится в сепараторе нефти и газа. По мере увеличения рабочего давления на сепараторе разница плотностей жидкости и газа уменьшается. По этой причине желательно эксплуатировать сепараторы нефти и газа при таком низком давлении, которое соответствует другим параметрам процесса, условиям и требованиям.
Если текущий поток газа , содержащего жидкость или туман, сталкивается с поверхностью, жидкий туман может прилипнуть к поверхности и слиться в нее. После того, как туман объединится в более крупные капли, капли будут притягиваться к жидкостной части сосуда. Если содержание жидкости в газе высокое или если частицы тумана очень мелкие, может потребоваться несколько последовательных соприкасающихся поверхностей, чтобы обеспечить удовлетворительное удаление тумана.
Когда направление потока газа , содержащего жидкий туман, резко меняется, инерция заставляет жидкость продолжать движение в исходном направлении потока. Таким образом, может быть осуществлено отделение жидкого тумана от газа, поскольку газ с большей готовностью примет изменение направления потока и будет вытекать от частиц жидкого тумана. Удаленная таким образом жидкость может слиться на поверхности или упасть в секцию жидкости ниже.
Разделение жидкости и газа может осуществляться как при внезапном увеличении, так и при уменьшении скорости газа. Оба условия используют разницу в инерции газа и жидкости. При уменьшении скорости более высокая инерция жидкого тумана уносит его вперед и в сторону от газа. [7] Затем жидкость может слиться на некоторой поверхности и притянуться к жидкостной секции сепаратора. При увеличении скорости газа более высокая инерция жидкости заставляет газ отходить от жидкости, и жидкость может попасть в жидкостную часть сосуда.
Если газовый поток, несущий жидкий туман, совершает круговое движение с достаточно высокой скоростью, центробежная сила выбрасывает жидкий туман наружу, к стенкам контейнера. Здесь жидкость объединяется во все более крупные капли и, наконец, тяготеет к секции жидкости ниже. Центробежная сила — один из наиболее эффективных методов отделения жидкого тумана от газа. Однако, по мнению Кеплингера (1931), [8] некоторые конструкторы сепараторов указали на недостаток, заключающийся в том, что жидкость со свободной поверхностью, вращающейся как единое целое, будет иметь свою поверхность, изогнутую вокруг самой нижней точки, лежащей на оси вращения. Созданный ложный уровень может вызвать затруднения в регулировании уровня жидкости в сепараторе. Эту проблему в значительной степени можно решить путем установки вертикальных шумопоглощающих перегородок, которые должны простираться от нижней части сепаратора до выходного отверстия. Эффективность туманоуловителя этого типа увеличивается по мере увеличения скорости газового потока. Таким образом, для заданной производительности будет достаточно центробежного сепаратора меньшего размера.
Из-за более высоких цен на природный газ , повсеместной зависимости от учета жидких углеводородов и других причин важно удалять весь нерастворяющийся газ из сырой нефти во время ее переработки. Ниже обсуждаются методы, используемые для удаления газа из сырой нефти в нефтегазовых сепараторах:
Умеренное, контролируемое перемешивание, которое можно определить как движение сырой нефти с внезапной силой [9], обычно помогает удалить не растворяющийся газ , который может быть механически заблокирован в нефти за счет поверхностного натяжения и вязкости нефти. Перемешивание обычно приводит к слиянию пузырьков газа и их отделению от масла за меньшее время, чем потребовалось бы, если бы перемешивание не использовалось.
Тепло как форма энергии, которая передается от одного тела к другому, приводит к разнице температур. [10] Это снижает поверхностное натяжение и вязкость масла и, таким образом, способствует высвобождению газа , который гидравлически удерживается в масле. Самый эффективный метод нагрева сырой нефти — пропустить ее через нагретую водяную баню. Распределительная пластина, которая распределяет масло в небольшие струи или ручейки, повышает эффективность ванны с нагретой водой. Восходящий поток масла через водяную баню обеспечивает легкое перемешивание, что способствует объединению и отделению увлеченного газа от масла. Баня с нагретой водой, вероятно, является наиболее эффективным методом удаления пузырьков пены из вспененной сырой нефти. Водяная ванна с подогревом непрактична в большинстве нефтегазовых сепараторов, но тепло может быть добавлено к маслу с помощью нагревателей и/или теплообменников прямого или косвенного нагрева, или для получения водяная баня с подогревом.
Центробежная сила, которую можно определить как фиктивную силу, свойственную частице, движущейся по круговой траектории, имеющую ту же величину и размеры, что и сила, удерживающая частицу на ее круговом пути (центростремительная сила ) [11] , но направленная в сторону противоположное направление эффективно при отделении газа от нефти. Более тяжелое масло выбрасывается наружу к стенке вихревого фиксатора, в то время как газ занимает внутреннюю часть вихря. Вихрь правильной формы и размера позволит газу подниматься вверх, в то время как жидкость течет вниз к нижней части устройства.
Направление потока внутри сепаратора и вокруг него вместе с другими приборами для измерения расхода обычно показано на схеме трубопроводов и приборов (P&ID). Некоторые из этих приборов для измерения расхода включают индикатор расхода (FI), датчик расхода (FT) и контроллер расхода (FC). Поток имеет первостепенное значение в нефтегазовой отрасли, поскольку поток, как основная переменная процесса, чрезвычайно важен, поскольку его понимание помогает инженерам разрабатывать лучшие конструкции и позволяет им уверенно проводить дополнительные исследования. Мохан и др. (1999) [12] провели исследование по проектированию и разработке сепараторов для системы трехфазного потока. Целью исследования было исследование сложного поведения многофазного гидродинамического потока в трехфазном сепараторе нефти и газа. Механистическая модель была разработана вместе с симулятором вычислительной гидродинамики (CFD). Затем они были использованы для проведения детальных экспериментов с трехфазным сепаратором. Результаты эксперимента и CFD-моделирования были соответствующим образом интегрированы с механистической моделью. Время моделирования эксперимента составляло 20 секунд при удельном весе масла 0,885, а длина и диаметр нижней части сепаратора составляли 4 фута и 3 дюйма соответственно. Первая серия экспериментов стала основой, с помощью которой подробные исследования были использованы для проведения аналогичных исследований моделирования для различных скоростей потока и других условий эксплуатации.
Как указывалось ранее, расходомеры, которые работают с сепаратором в нефтегазовой среде, включают в себя индикатор расхода, датчик расхода и контроллер расхода. Из-за технического обслуживания (о котором речь пойдет позже) или интенсивного использования эти расходомеры необходимо время от времени калибровать. [13] Калибровку можно определить как процесс сравнения сигналов известной величины, которая была заранее определена в соответствии с требуемым диапазоном измерений. Калибровку можно также рассматривать с математической точки зрения, при которой расходомеры стандартизируются путем определения отклонения от заранее определенного стандарта, чтобы установить правильные поправочные коэффициенты. При определении отклонения от заданного стандарта фактический расход обычно сначала определяется с использованием эталонного расходомера, который представляет собой тип расходомера, откалиброванного с высокой степенью точности, или путем взвешивания расхода, чтобы иметь возможность получить гравиметрические показания массового расхода.
Другой тип используемого счетчика - это счетчик передачи. Однако, согласно Тингу и др. (1989), [14] было доказано, что счетчики передачи менее точны, если условия эксплуатации отличаются от исходных калиброванных точек. Согласно Йодеру (2000), [15] типы расходомеров, используемых в качестве основных счетчиков, включают турбинные счетчики, счетчики объемного расхода, расходомеры Вентури и расходомеры Кориолиса. В США эталонные счетчики часто калибруются в лаборатории расхода, сертифицированной Национальным институтом стандартов и технологий (NIST). Сертификация лаборатории расходомеров NIST означает, что ее методы одобрены NIST. Обычно это включает в себя прослеживаемость NIST, что означает, что стандарты, используемые в процессе калибровки расходомера , сертифицированы NIST или причинно связаны со стандартами, одобренными NIST. Однако в отрасли широко распространено мнение, что второй метод, который включает гравиметрическое взвешивание количества жидкости (жидкости или газа), которая фактически протекает через счетчик в контейнер или из контейнера во время процедуры калибровки, является наиболее идеальным методом. для измерения фактического количества потока. Судя по всему, весы, используемые для этого метода, также должны быть прослежены до Национального института стандартов и технологий (NIST). [16]
При определении правильного поправочного коэффициента часто не требуется простой аппаратной настройки, позволяющей расходомеру начать правильно считывать показания. Вместо этого отклонение от правильного показания фиксируется при различных расходах. Точки данных наносятся на график, сравнивая показания расходомера с фактическим расходом, определенным стандартизированным эталонным счетчиком или весами Национального института стандартов и технологий.
Для работы сепараторов нефти и газа необходимы регуляторы уровня жидкости на границе раздела нефти и воды (трехфазный режим) и регулирующий клапан противодавления газа с регулятором давления. Хотя использование средств контроля является дорогостоящим, что делает стоимость эксплуатации месторождений с сепараторами настолько высокой, установка привела к существенной экономии общих эксплуатационных расходов, как в случае с 70 газовыми скважинами в Биг-Пайни, штат Вайоминг, обнаруженными Фэйр (1968). . [17] Скважины с сепараторами располагались на высоте более 7200 футов и до 9000 футов. Установки управления были достаточно автоматизированы, так что полевые операции вокруг контроллеров можно было осуществлять со станции дистанционного управления в полевом офисе с использованием распределенного управления. Система . В целом это повысило эффективность работы персонала и эксплуатации месторождения, с соответствующим увеличением добычи на участке.
Клапаны , необходимые для сепараторов нефти и газа , включают регулирующий клапан сброса масла, регулирующий клапан сброса воды (трехфазный режим), сливные клапаны, запорные клапаны, предохранительные клапаны и клапаны аварийного отключения (ПАЗ). Клапаны ESD обычно остаются в открытом положении в течение месяцев или лет в ожидании командного сигнала для срабатывания. Этим клапанам уделяется мало внимания за пределами плановых ремонтов. Давление непрерывного производства часто растягивает эти интервалы еще дольше. Это приводит к образованию отложений или коррозии на этих клапанах, что препятствует их перемещению. Для применений, критически важных для безопасности, необходимо обеспечить срабатывание клапанов по требованию. [18]
Аксессуары, необходимые для сепараторов нефти и газа, включают манометры, термометры , регуляторы давления (для контрольного газа), смотровые стекла уровня, предохранительную головку с разрывной мембраной, трубопроводы и трубки.
Сепараторы нефти и газа должны быть установлены на безопасном расстоянии от другого арендованного оборудования. Если они установлены на морских платформах или в непосредственной близости от другого оборудования, следует принять меры предосторожности для предотвращения травм персонала и повреждения окружающего оборудования в случае выхода из строя сепаратора, его органов управления или аксессуаров. Следующие меры безопасности рекомендуются для большинства сепараторов нефти и газа.
Ожидается, что в течение срока службы производственной системы сепаратор будет перерабатывать широкий спектр добываемых жидкостей. В связи с выходом из режима заводнения и расширением газлифтной циркуляции обводненность добываемой жидкости и газовый фактор постоянно меняются. Во многих случаях загрузка сепаратора жидкостью может превышать первоначальную проектную емкость резервуара. В результате многие операторы обнаруживают, что их сепараторы больше не соответствуют требуемым стандартам по сбросам нефти и воды или испытывают высокий унос жидкости в газе, согласно данным Power et al (1990). [20] Некоторые аспекты эксплуатационного обслуживания и соображения обсуждаются ниже:
На нефтеперерабатывающих и перерабатывающих заводах обычной практикой является периодическая проверка всех сосудов под давлением и трубопроводов на предмет коррозии и эрозии. На нефтяных месторождениях эта практика обычно не соблюдается (они проверяются с заранее определенной частотой, обычно определяемой оценкой RBI), и оборудование заменяется только после фактического отказа. Эта политика может создать опасные условия для обслуживающего персонала и окружающего оборудования. Рекомендуется установить графики периодических проверок для всего оборудования, работающего под давлением, и соблюдать их для защиты от нежелательных сбоев.
Все предохранительные устройства следует устанавливать как можно ближе к сосуду и таким образом, чтобы сила реакции от вытекающих жидкостей не могла отломать, отвинтить или иным образом сместить предохранительное устройство. Разряд из предохранительных устройств не должен подвергать опасности персонал или другое оборудование.
Сепараторы должны эксплуатироваться при температуре выше температуры образования гидратов . В противном случае в резервуаре могут образоваться гидраты, которые частично или полностью закупорят его, тем самым снижая производительность сепаратора. В некоторых случаях, когда выпускное отверстие для жидкости или газа засорено или ограничено, это приводит к открытию предохранительного клапана или разрыву предохранительной головки. Паровые змеевики могут быть установлены в жидкостной секции сепараторов нефти и газа для плавления гидратов, которые могут там образовываться. Это особенно актуально для низкотемпературных сепараторов.
Сепаратор, работающий с коррозионной жидкостью, следует периодически проверять, чтобы определить необходимость проведения ремонтных работ. В крайних случаях коррозии может потребоваться снижение номинального рабочего давления резервуара. Рекомендуется периодически проводить гидростатические испытания, особенно если используемые жидкости агрессивны. Расходный анод может использоваться в сепараторах для защиты их от электролитической коррозии . Некоторые операторы определяют толщину корпуса и головки сепаратора с помощью ультразвуковых толщиномеров и по остаточной толщине металла рассчитывают максимально допустимое рабочее давление. Это следует делать ежегодно на море и каждые два-четыре года на суше.
Песок и другие твердые частицы из верхнего потока будут иметь тенденцию оседать на дне сепараторов. Если допустить накопление твердых частиц, уменьшите объем, доступный для разделения нефти/газа/воды, что снижает эффективность. Судно можно вывести из строя и осушить, а твердые частицы удалить, выкопав вручную. Или трубы для разбрызгивания воды в основании сепаратора, используемые для псевдоожижения песка, который можно слить через сливные клапаны в основании.