1、三相分离器操作手册三相分离器操作手册一、三相分离器简介1适用范围油气田原油脱水、脱气、除砂；原油密度小于 930kg/m 3 ；2产品特点2.1采用 CFD 流体力学模拟仿真技术，优化内部结构，处理后油、气、水 指标稳定；2.2无论采用机械方式控制或电动控制，都能做到压力、液位的平稳运行；2.3容器内部无运动部件，运行可靠，维护工作量小；2.4进出口压降小于 0.05MPa ；3技术指标3.1工作温度：45 C 55 C3.2进口原油含水率：8-99 %3.3处理液量： 5-3000m 3/d3.4出口原油含水率：V 0.5 % （平均值）3.5出口气中带液率：w 0.05g/m 33.6出口
2、污水含油率：w 200mg/l4结构5.工作原理依靠油、气、水之间互不相容及各相间存在的密度差进行分离， 通过优化设备内部结构、流场和聚结元件使油气水达到高效分离的目的。6.附件机械控制部分：浮子液面调节器、自力式压力调节阀、磁翻柱液位计自动控制部分：导波雷达液位计、电动调节阀、压力、温度变送器、一般情况下，机械控制为设备的标准配置，需加入自动化控制系统可选用 HXSK-II型三相分离器自动控制系统，包括压力、温度、液位、电动调节阀、 上位机等控制系统。7.型号说明3 投产3.1投运前的准备工作3.1.1检查与三相分离器相连接部位螺栓是否上紧。3.1.2所有闸门是否灵活，然后关死。3.1.3压
3、力表、温度计是否装好。3.1.4导波雷达液位计、电动调节阀、压力变送器、温度变送器的电源、信 号线连接调试完毕（信号正常、阀动作正常，灵敏度和精度现场投运后再调）3.1.5检查阀、自力式调节阀的安装方向是否正确。3.1.6三相分离器进油线、出油线、出气线、补气线、出水线、排污线等站 内流程是否已具备投产条件（需要与现场协调）。3.1.7对职工进行初期培训，了解三相分离器工作原理，明白与三相分离器 相关联设备、管线的协调操作，避免运行过程中的误操作。3.1.8现场加药情况是否正常，重点是加药浓度是否达到指标，是否连续加 药。以上工作完成后，再进行下步操作。3.2投运步骤3.2.1 打开三相分离器
4、压力表控制阀。3.2.2打开三相分离器顶部排气阀、液位计上、下控制阀。3.2.3打开站内与三相分离器相连接的进出口管线的闸门，保证管线畅通。3.2.4打开三相分离器污水出口电动阀、电动阀前闸门、缓慢打开电动阀后 闸门。利用污水罐中的热水倒灌进三相分离器。 进水过程中检查三相分离器相连 接部位是否有漏水等异常情况。（如果安装完成后试过水压则可以直接进水投产）3.2.5当油室液位开始变化时，关小污水电动阀后闸门，直到油室液位显示0.5m （磁翻柱液位计显示的高度） ，关闭污水电动阀、及前后控制闸门。3.2.6缓慢打开出气口直通闸门，向三相分离器内进气。当排气阀排出的空 气中天然气味较浓后，关闭排气
5、阀（特殊情况根据现场具体情况来定） 。3.2.7三相分离器内压力稳定后，关闭气管线自力式压力调节阀的直通阀。 再次详细检查三相分离器各连接部位的情况，确保正常后，开始下面的操作。3.2.8打开一、二级捕雾器连通阀，打开油水室浮球阀前后控制阀，打开气 出口自力调节阀前后控制阀。 待油水室液位稳定后， 开始缓慢打开三相分离器进 口阀，向容器进液。 当容器内压力上升超过气管线压时， 可以控制直通阀的开度 调节气压。同时开始调节自力式调节阀控制压力值。3.2.9进液阀全部打开后，观察油水室液位变化情况，并随时检查排除的油 水情况。3.2.10根据油水处理情况， 调节导水管的高度。（原则上先把导水管调至
6、高 部位，先保水， 再根据油中含水情况往下调， 直到油水指标达到技术协议要求为 至。）3.2.11三相分离器投运完毕。三相分离器投运完毕后， 可以从取样口取样， 随时监测分离后的油中含水和 水中含油情况。3.3注意事项3.3.1 投运过程中，容器压力不超过 0.4MPa 。进液过程中，压力不超过 0.4MPa ，如果压力超过该值，停止进液，检查管线是否通畅，问题不排除不继 续投运。3.3.2取样时，先排掉一部分热蒸汽及前面的油或水，再取。并严格按照取 样操作规程操作。3.3.3运行过程中，如果浮子阀不动作，应手动上下拉动浮子阀的连杆机构 （在上、下死点可能会出现卡死现象） 。3.3.4进水时需
7、要打开液位计底部排气阀，否则内部浮球不动作。335进液温度要达到45 C以上，否则影响脱水效果3.3.6 正常运行时油水室出口采用自动控制方式， 在自动控制方式调试或出 现问题时采用浮球液位控制阀。3.3.7 设备投运期间要巡回检查液位变化情况、处理后油水情况、设备各部 位运行情况。化验结果要做好记录，并根据化验结果适当调整设备运行参数。3.3.8保证设备正常运行的六大参数： （ 1）来液量稳定（ 2 ）压力在正常范 围内（ 3）加药浓度和方式正确（ 4）来液温度满足要求（ 5）液位显示正常（ 6） 油水界面合适三、三相分离器故障原因分析、判断与处理1、压力过低影响设备正常运行原因一：来液原油
8、伴生气量较小。措施： 1、升高原油温度； 2、调高自力式压力调节阀的开启压力。 原因二：流程存在泄露点。措施：检查泄露点并作密闭处理。 原因三：自力式压力调节阀关闭不严。措施：维修或更换自力式压力调节阀。具体情况参阅附录。 原因四：浮球阀关闭不严。措施：维修或更换浮球阀。具体情况参阅附录。 如果上述措施都不是很有效果， 建议甲方增加三相分离器补气流程， 保证设 备正常运行。2、水室进油原因一：沉降室油水混层 措施：关闭水室出口阀门，按照 3 油水混层相关措施来解决。 原因二：油水界面调节不合理。 措施：调高油水界面，观测出口水化验指标，直到水质达标。3、油水混层原因一：药品型号、加药浓度和方式
9、不合适。 措施：根据破乳实验筛选确定适合的药品， 使加药浓度达到要求， 加药点选 择距离三相分离器较远的流程上。原因二：罐内积沙杂物较多。 措施：排污或清罐。原油含泥沙较多的地区可以有针对性的在三相分离器前 加装除沙装置。原因三：来液量不稳定。 措施：和甲方相关部门进行沟通， 调整上游输油方式和排量， 尽可能使来液 平稳，来液量控制在三相分离器处理范围内。4、油中含水、水中含油超标 原因一：药品型号、加药浓度和方式不合适。 措施：根据破乳实验筛选确定适合的药品， 使加药浓度达到要求， 加药点选 择距离三相分离器较远的流程上。原因二：脱水温度较低措施：升高三相分离器进口原油温度。原因三：来液量不
10、稳定。措施：和甲方相关部门进行沟通， 调整上游输油方式和排量， 尽可能使来液 比较平稳。原因四：油水界面调整不合适。措施：调整油水界面。如果油中含水超标，可适当降低油水界面高度。水中 含油超标，可适当提高油水界面高度5 、分离器压力过高原因一：来液量过大。措施：与甲方沟通，协调降低来液量。原因二：站内天然气系统压力高。 措施：检查站内气处理系统是否正常，协调甲方降低气系统压力。 原因三：三相分离器出口工艺不畅通。措施：和甲方现场负责人以及站内工作人员检查油气水出口的工艺流程是否畅通，确定故障后及时进行相应处理。原因四：自力式压力调节阀打不开。 措施：维修或更换自力式压力调节阀。具体情况参阅附录
11、四。6、磁翻柱液位计液位显示不正常原因一：液位计内介质凝固。措施： 1、冬天没有加装伴热带的液位计，给液位计加装伴热带； 2、有伴 热带的液位计，检查伴热带是否工作正常； 3 、排空液位计内液体重新进液。原因二：液位计浮子卡住，不动作。措施：关闭液位计上下小阀门， 放空内部液体， 打开液位计取出浮子进行检 修或更换。7、油水室液位过低原因一：分离器系统工作压力过高 措施：检查自力式压力调节阀是否工作正常， 调低气系统工作压力， 使其在 正常范围内。原因二：浮球阀关闭不严 措施：检修或者更换浮球阀，参照附录四。 原因三：电动（气动）调节阀工作不正常（采用自动控制） 措施：检修或更换电动（气动）调
12、节阀，参见附录三。8、油水室液位过高原因一：分离器系统工作压力过低 措施：检查自力式压力调节阀是否工作正常， 调高气系统工作压力， 使其在 正常范围内。原因二：浮球阀打不开措施：检修或者更换浮球阀，参照附录四。原因三：来液量过大措施：和甲方相关部门进行沟通， 调整上游输油方式和排量， 尽可能使来液 量控制在三相分离器处理范围内。原因四：电动（气动）调节阀工作不正常（采用自动控制） 措施：检修或更换电动（气动）调节阀，参见附录三。9、就地磁翻柱液位计和液位传感器读数显示不一致 原因一：就地磁翻柱液位计显示不正常 措施：检修或更换液位计，参见 6。 原因二：液位传感器工作不正常 措施：检修或者更换
13、液位传感器。附录浮子液面调节阀常见故障分析1、出口阀座打不开原因 1 ：浮球穿孔无法正常工作。判断方法： 浮球连杆指示阀门的开度非常小， 但是液位计显示液位很高， 手动推浮球连杆比较吃力，可以判断浮球可能穿孔。措施：停产、放空，维修或更换浮球。原因 2 ：浮球连杆脱扣，导致浮球脱落。判断方法：现场显示浮球连杆指示阀门的开度非常小， 但是液位计显示液位 很高，手动推浮球连杆比较轻，可以判断浮球可能脱落措施：停产、放空，重新安装浮球。原因 3 ：阀芯及连杆机构卡。判断方法：拆开与浮球的连杆机构， 推动与阀芯连接的连杆， 如果比较吃力， 则可判断是阀座内部生锈使阀芯卡住打不开。措施：更改流程，将阀芯
14、取出，进行除锈。如果故障程度比较严重，考虑更 换阀座。2、出口阀座关闭不严原因 1 ：初次投产的时候连杆机构调整不合适。判断方法： 手动下压连杆机构可以关严， 恢复自力式状态则关闭不严， 调整连杆机构，阀门在低液位下可以关严，则判断是连杆机构调整不合适。措施：重新调整连杆机构，使阀芯开度在一个合适的位置上。原因 2 ：长时间生锈腐蚀使阀芯和阀座间隙变大，导致阀门关闭不严，泄露 量比较大。判断方法：调整连杆机构，阀门还是不能关严，上下活动连杆间隙过大，则可判断腐蚀导致故障。措施：考虑更换阀座。注：浮球阀使用时间不长的时候出现打不开的情况， 在其他条件都正常的情 况下，有可能是阀门加工质量不高或部分内部组件出现故障造成的 附录自力式压力调节阀常见故障分析1、调节阀关不严或在设定压力下打不开原因 1 ：有杂物堵塞阀芯、导气铜管或铜管及接口部分漏气。措施：首先检查导气铜管是否堵塞、损坏，管线、过滤器有无杂物，如果存 在问题则清除杂物。 然后检查阀体连接部分是否工作正常， 如果一切正常则可能 是阀体内部组件损坏。原因 2 ：调节阀内部组件损坏措施：维修或更换新阀2、调节阀开启压力调不高原因 1 ：阀前压力过低措施：检查前端气源情况，调高阀前压力。原因 2 ：调节阀关闭不严措施：参照 1原因 3 ：调压阀前端管线或设备存在泄露点措施：对泄露点进行密封处理
