高含蠟頁(yè)巖油智能投球收球清防蠟技術(shù)

引用格式：鄒偉，黃戰(zhàn)衛(wèi)，劉凱旋，魏迎龍，楊超，毛森，張倚綺，宮建國(guó). 高含蠟頁(yè)巖油智能投球收球清防蠟技術(shù)［J］. 石油鉆采工藝，2024，46（2）：248-257.

摘要：慶城頁(yè)巖油具有含蠟量高、析蠟溫度高、出砂量高等“三高”特征，地面集輸管道結(jié)蠟、出砂頻繁，管道縮徑嚴(yán)重，造成油井回壓升高，嚴(yán)重制約了油井高效生產(chǎn)。為降低油井回壓對(duì)頁(yè)巖油生產(chǎn)的影響，探索應(yīng)用了智能投球收球清蠟、防蠟技術(shù)。針對(duì)傳統(tǒng)的手動(dòng)投收球勞動(dòng)強(qiáng)度大、自動(dòng)投收球器故障率高、清蠟球刮蠟效果差、清蠟球運(yùn)行狀態(tài)無(wú)法追蹤及新老系統(tǒng)工藝不匹配等問(wèn)題，開展了自動(dòng)投球器6 項(xiàng)技術(shù)改進(jìn)和自動(dòng)收球器4 項(xiàng)技術(shù)優(yōu)化，清蠟球結(jié)構(gòu)、材質(zhì)改進(jìn)，自動(dòng)投收球器、清蠟球系列化設(shè)計(jì)，新老系統(tǒng)3 類工藝流程優(yōu)化，投收球智能監(jiān)控技術(shù)配套，建立了高含蠟頁(yè)巖油智能投收球清防蠟技術(shù)體系。現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明：與改造前相比，3 條輸油管道自然收球率均提升至100%，平臺(tái)油井平均回壓由2.1 MPa 下降至0.7 MPa，管道平均掃線周期由45 d 延長(zhǎng)至313d，清蠟球識(shí)別率達(dá)到97% 以上，清蠟球運(yùn)行狀況實(shí)現(xiàn)智能監(jiān)控。高含蠟頁(yè)巖油智能投收球清防蠟技術(shù)實(shí)現(xiàn)了頁(yè)巖油輸油管道投收球清防蠟智能監(jiān)控，滿足頁(yè)巖油大平臺(tái)無(wú)人值守需求，助推慶城頁(yè)巖油規(guī)模效益開發(fā)。

關(guān)鍵詞：頁(yè)巖油；油氣開采；機(jī)械清蠟；化學(xué)清蠟；高含蠟；智能；投收球

中圖分類號(hào)：TE974.9；TE832.36 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A

0 引言

頁(yè)巖油是指以頁(yè)巖為主的頁(yè)巖層系中所含的石油資源，其中包括泥頁(yè)巖孔隙和裂縫中的石油，也包括泥頁(yè)巖層系中的致密碳酸巖或碎屑巖鄰層和夾層中的石油資源［1］。頁(yè)巖油作為國(guó)家能源安全最重要的戰(zhàn)略接替資源［2］，已在慶城油田規(guī)模效益開發(fā)。慶城油田是中國(guó)頁(yè)巖油開發(fā)示范區(qū)［3］，慶城頁(yè)巖油含蠟量高（23.7%）、析蠟溫度高（23.2 ℃），由于地面與地下的溫差較大，原油被采出地面后很快便析出大量的蠟，并附著在輸油管道內(nèi)壁［4］，如果不能及時(shí)清除就會(huì)堵塞輸油管道，同時(shí)受體積壓裂開發(fā)的影響，投產(chǎn)初期出砂量較高［5］，井口回壓逐步上升［6］，造成泵效降低［7］，懸點(diǎn)載荷增加［8］，桿管斷脫的頻次上升，能耗增大［9］，油井產(chǎn)能下降［10］。為降低油井回壓，需常年頻繁熱洗掃線清蠟解堵，增加了員工勞動(dòng)強(qiáng)度、原油開采成本及安全環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)，嚴(yán)重影響正常生產(chǎn)［11］。

管道投收球清蠟技術(shù)是預(yù)防地面輸油管道堵塞、降低油井回壓的重要措施［12］。管道投球的目的是利用橡膠球在管道中的移動(dòng)來(lái)清除輸油管壁上凝固的蠟質(zhì)、沉淀的砂垢等，實(shí)現(xiàn)管道清潔暢通，保證正常輸油［13］；管道收球的目的是把輸油管道前端投放的橡膠球通過(guò)特定的收球器從密閉的管道中取出，清理并收集起來(lái)，以便下次重復(fù)使用，因此開展管道投收球能有效清除及預(yù)防管道蠟質(zhì)、砂垢堆積，防止輸油管道阻力增大、油井回壓上升，降低桿管泵故障頻次［14］。

管道投收球主要分為手動(dòng)、自動(dòng)兩種方式，手動(dòng)投收球時(shí)首先要人工打開旁通，關(guān)閉設(shè)備前后的控制閥門，并對(duì)裝置進(jìn)行泄壓、排污后進(jìn)行投收球，投收球完成后再開啟控制閥門恢復(fù)流程，每日頻繁人工操作，員工勞動(dòng)強(qiáng)度大、處理成本高、安全風(fēng)險(xiǎn)大。隨著數(shù)字化、智能化技術(shù)的發(fā)展，管道投收球逐步從手動(dòng)向自動(dòng)模式發(fā)展［15］，有效降低了員工勞動(dòng)強(qiáng)度。

現(xiàn)有的自動(dòng)投收球器無(wú)投收球記錄、卡球報(bào)警推送功能，無(wú)法實(shí)時(shí)監(jiān)控清蠟球運(yùn)行狀況，當(dāng)發(fā)生卡球時(shí)，無(wú)法及時(shí)發(fā)現(xiàn)；上游平臺(tái)投球時(shí)間、下游站點(diǎn)收球時(shí)間難以精準(zhǔn)記錄，管道通暢程度無(wú)法有效掌握；上游平臺(tái)、下游站點(diǎn)投收球作業(yè)信息不對(duì)稱，上游平臺(tái)難以掌握下游收球情況，下游站點(diǎn)難以掌握上游投球制度執(zhí)行情況；投收球報(bào)表無(wú)法自動(dòng)生成，全部依靠人工統(tǒng)計(jì)填寫投收球記錄，工作量大；投球、收球間隔時(shí)間需要現(xiàn)場(chǎng)人工設(shè)定，卡球故障必須通過(guò)人工巡檢才能發(fā)現(xiàn)；自動(dòng)投球器存在密封部件質(zhì)量差、控制元件故障頻發(fā)、卡球、防盜功能缺失等問(wèn)題，自動(dòng)收球器存在帶壓運(yùn)行等問(wèn)題，制約了自動(dòng)投收球器規(guī)?；瘧?yīng)用。此外，頁(yè)巖油水平井單井產(chǎn)量較高，?76 mm 及以上的輸油管道長(zhǎng)度占比達(dá)到56%，頁(yè)巖油平臺(tái)輸油管道與原有總機(jī)關(guān)進(jìn)口管道接口型號(hào)不匹配，為實(shí)現(xiàn)平臺(tái)來(lái)油計(jì)量，輸油管道進(jìn)站前配套了三相計(jì)量裝置，平臺(tái)及站點(diǎn)無(wú)法投收球，同時(shí)傳統(tǒng)的清蠟球材質(zhì)為丁腈橡膠，由于密度大，容易在管道低洼處、總機(jī)關(guān)匯管內(nèi)沉降堆積，且清蠟球表面光滑，刮蠟效果差，不同平臺(tái)的清蠟球匯集于收球筒內(nèi)，無(wú)法區(qū)分清蠟球來(lái)源，無(wú)法掌握每個(gè)平臺(tái)投收球時(shí)間。因此，自動(dòng)投收球技術(shù)在長(zhǎng)慶油田仍處于探索階段，難以實(shí)現(xiàn)智能化管控。

前人對(duì)自動(dòng)投收球技術(shù)進(jìn)行了大量研究［16］，但主要針對(duì)低液量、小管徑、短距離的管道，且下游站點(diǎn)進(jìn)站工藝流程單一的增壓站開展技術(shù)攻關(guān)，研究成果與高液量、大管徑、長(zhǎng)距離且進(jìn)站流程復(fù)雜的頁(yè)巖油地面工藝模式不匹配。高含蠟頁(yè)巖油智能投收球清防蠟技術(shù)研究尚處于探索攻關(guān)階段，目前頁(yè)巖油地面系統(tǒng)主要依托平臺(tái)上的移動(dòng)式熱洗橇進(jìn)行加溫輸送，投資大、能耗大、安全風(fēng)險(xiǎn)高，日常維護(hù)管理難度大。針對(duì)以上問(wèn)題，急需開展自動(dòng)投收球器優(yōu)化改進(jìn)，清蠟球材質(zhì)和結(jié)構(gòu)優(yōu)化，智能追蹤識(shí)別功能升級(jí)，工藝流程優(yōu)化，并利用油氣物聯(lián)網(wǎng)技術(shù)將上下游投收球器進(jìn)行數(shù)據(jù)交互，實(shí)現(xiàn)投收球智能化管控［17］，為頁(yè)巖油安全運(yùn)行、高效開發(fā)、持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)提供關(guān)鍵技術(shù)支撐。

1 方法和過(guò)程

1.1 室內(nèi)研究

針對(duì)自動(dòng)投收球器儲(chǔ)球管、收球筒帶壓，密封性功能差、控制元件故障率高，卡球、防盜功能差，智能化程度低，常規(guī)清蠟球清蠟效果差，且運(yùn)行狀態(tài)無(wú)法監(jiān)控，工藝流程不滿足投收球條件等問(wèn)題，對(duì)自動(dòng)投收球器、清蠟球、工藝流程、投收球監(jiān)測(cè)系統(tǒng)開展優(yōu)化改造及數(shù)字化配套。

1.1.1 自動(dòng)投球器改造

自動(dòng)投球器主要由電機(jī)、傳動(dòng)絲桿、本體、導(dǎo)向機(jī)構(gòu)、柱塞、儲(chǔ)球管、壓力表、組合密封圈、排污口、感應(yīng)開關(guān)等組成，如圖1 所示。當(dāng)投球器達(dá)到設(shè)定的投球時(shí)間時(shí)，投球器中的導(dǎo)向機(jī)構(gòu)開始動(dòng)作，使一個(gè)清蠟球推動(dòng)至輸油管道中，執(zhí)行過(guò)程不影響正常采油，在設(shè)定的時(shí)間內(nèi)，電動(dòng)執(zhí)行機(jī)構(gòu)回到原來(lái)位置，準(zhǔn)備下一個(gè)動(dòng)作。

針對(duì)自動(dòng)投球器密封部件質(zhì)量差、控制元件故障頻發(fā)、卡球、防盜功能缺失，無(wú)法數(shù)字化監(jiān)控等問(wèn)題，對(duì)投球器進(jìn)行了6 項(xiàng)優(yōu)化改進(jìn)。

（1） 儲(chǔ)球管、投球柱塞優(yōu)化。精準(zhǔn)設(shè)計(jì)與清蠟球型號(hào)相匹配的儲(chǔ)球管和投球柱塞，避免卡球。

（2） 投球器出口優(yōu)化。由同心結(jié)構(gòu)改造為偏心結(jié)構(gòu)，避免投入管道的清蠟球在投出裝置后因管道回壓再次返回至裝置內(nèi)或裝置前端。

（3） 驅(qū)動(dòng)方式優(yōu)化。將投球柱塞由垂直、水平2 個(gè)柱塞優(yōu)化為1 個(gè)水平柱塞，控制電機(jī)優(yōu)化為1 個(gè)，減小投球器運(yùn)行功率。

（4） 柱塞密封優(yōu)化。將投球柱塞上的O 型密封圈更換為油封與格萊圈配套使用的組合式密封圈，并設(shè)置為6 道交替密封，投球過(guò)程全密閉，不串液，不改變流程。

（5） 儲(chǔ)球管密封優(yōu)化。儲(chǔ)球管底部設(shè)置密封圈，投球無(wú)需泄壓，實(shí)現(xiàn)常壓操作。

（6） 自控系統(tǒng)優(yōu)化。新增無(wú)線傳輸信號(hào)發(fā)射器，可通過(guò)電腦或智能手機(jī)，實(shí)時(shí)監(jiān)控投球器工作狀態(tài)和系統(tǒng)參數(shù)，并通過(guò)信號(hào)反饋參數(shù)，對(duì)投球器遠(yuǎn)程控制或參數(shù)修正，實(shí)現(xiàn)自動(dòng)化、智能化、數(shù)字化和遠(yuǎn)程化管理。

1.1.2 自動(dòng)收球器改造

自動(dòng)收球器主要由電機(jī)、缸體、柱塞、導(dǎo)向機(jī)構(gòu)、組合密封圈、感應(yīng)開關(guān)、旁通管等組成， 如圖2 所示。當(dāng)清蠟球由輸油管道進(jìn)入設(shè)備內(nèi)部，電控系統(tǒng)通過(guò)程序控制電機(jī)向?qū)驒C(jī)構(gòu)做功，導(dǎo)向機(jī)構(gòu)通過(guò)運(yùn)動(dòng)，將清蠟球從輸油管道內(nèi)部輸送至收球器出口，排出清蠟球，儲(chǔ)存到設(shè)備儲(chǔ)球箱中，只需定時(shí)回收存儲(chǔ)在儲(chǔ)球箱內(nèi)的清蠟球，整個(gè)過(guò)程無(wú)需人工操作，利用柱塞機(jī)構(gòu)、信息數(shù)據(jù)RTU 系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)自動(dòng)化控制，定時(shí)自動(dòng)收球。

針對(duì)原收球器帶壓運(yùn)行，收球時(shí)需要頻繁泄壓，無(wú)法數(shù)字化監(jiān)控等問(wèn)題，對(duì)收球器開展了4 項(xiàng)優(yōu)化改進(jìn)。

（1） 泄壓流程優(yōu)化。采用常開式旁通設(shè)計(jì)，消除了管道收球時(shí)存在的憋壓泄漏風(fēng)險(xiǎn)，收球時(shí)不需放空。

（2） 收球結(jié)構(gòu)優(yōu)化。采用管道式收球設(shè)計(jì)，規(guī)避了傳統(tǒng)收球筒作為壓力容器存在的操作風(fēng)險(xiǎn)、安全風(fēng)險(xiǎn)、管理風(fēng)險(xiǎn)。

（3） 進(jìn)出口流程優(yōu)化。全密閉收球設(shè)計(jì)，進(jìn)出口之間設(shè)置有泄油管，不影響油液的流量。

（4） 自控系統(tǒng)優(yōu)化。新增無(wú)線傳輸信號(hào)發(fā)射器，可通過(guò)電腦或智能手機(jī)，實(shí)時(shí)監(jiān)控收球器工作狀態(tài)和系統(tǒng)參數(shù)，并通過(guò)信號(hào)反饋參數(shù)，對(duì)收球器遠(yuǎn)程控制或參數(shù)修正，實(shí)現(xiàn)自動(dòng)化、智能化、數(shù)字化和遠(yuǎn)程化管理。

1.1.3 清蠟球改進(jìn)

由于普通清蠟球密度大（1.2～1.3 g/cm3），且尺寸較小，易在管道低洼處沉降堆積，油流可以通過(guò)清蠟球與管道之間的縫隙通過(guò)，對(duì)清蠟球的推力較小，清蠟球遇阻時(shí)容易卡堵，管道掃線時(shí)光滑球面擠壓蠟質(zhì)附著在管壁上，縮徑加劇；此外，不同平臺(tái)的清蠟球匯集于收球器內(nèi)［18］，無(wú)法精準(zhǔn)掌握清蠟球來(lái)源及投收球時(shí)間，因此開展了清蠟球球徑、外觀、材質(zhì)、智能識(shí)別追蹤改進(jìn)。

如圖3 所示，新型清蠟球由高彈性球體、耐磨凸釘、內(nèi)置芯片、多層漸變填充層組成，采用精細(xì)聚焦光斑快速熔化預(yù)置金屬粉末制作出14 種不同結(jié)構(gòu)、不同材質(zhì)的新型清蠟球［19］，通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，評(píng)價(jià)分析了清蠟球通過(guò)性能和除蠟?zāi)芰?，定型了球體材質(zhì)為丁腈橡膠、凸釘材質(zhì)為邵氏硬度45D 的聚氨酯。

新型清蠟球體能封堵流體增加向前動(dòng)力，耐磨凸釘可刮除蠟垢，多層漸變填充層增強(qiáng)清蠟球在管道內(nèi)的通過(guò)性，內(nèi)置芯片可存儲(chǔ)讀取管道信息。

目前信號(hào)識(shí)別傳輸主要有無(wú)線連接（WirelessFidelity， WiFi）、射頻識(shí)別（Radio Frequency Identification，RFID） 等6 種通信技術(shù)［20］，見表1。RFID是一種非接觸式的自動(dòng)識(shí)別技術(shù)［21］，利用無(wú)線射頻信號(hào)實(shí)現(xiàn)非接觸式的雙向數(shù)據(jù)通信和設(shè)備信息識(shí)別，識(shí)別時(shí)不需要與被識(shí)別設(shè)備直接接觸就能完成信息的處理，且信息處理快速準(zhǔn)確，具有無(wú)須人工干預(yù)，可以透過(guò)外部材料識(shí)別高速運(yùn)動(dòng)物體，并可同時(shí)識(shí)別多個(gè)標(biāo)簽等優(yōu)點(diǎn)，因此選取RFID 技術(shù)，在清蠟球中植入超高頻（Ultra High Frequency， UHF） 電子標(biāo)簽，RFID 識(shí)別裝置對(duì)清蠟球UHF 電子標(biāo)簽進(jìn)行精準(zhǔn)識(shí)別、讀取。

1.1.4 自動(dòng)投收球器系列化設(shè)計(jì)

頁(yè)巖油單井液量大， 井口至下游站點(diǎn)采用DN50～DN100 鋼制管道輸油，為防止管道結(jié)蠟，需對(duì)不同型號(hào)的輸油管道配套相匹配的投球器，根據(jù)輸油管道管徑，開展了自動(dòng)投收球器系列化設(shè)計(jì)，定型了管道、清蠟球、投收球器規(guī)格，不同規(guī)格的管道與對(duì)應(yīng)型號(hào)的清蠟球、投收球器相匹配，實(shí)現(xiàn)自動(dòng)投收球技術(shù)規(guī)?；瘧?yīng)用（見表2）。

1.1.5 投收球智能監(jiān)測(cè)

投收球智能監(jiān)測(cè)系統(tǒng)主要由投收球監(jiān)測(cè)裝置、智能芯片球、后臺(tái)軟件處理系統(tǒng)組成，投收球監(jiān)測(cè)裝置自動(dòng)監(jiān)測(cè)、讀取清蠟球內(nèi)置智能芯片信息，并將監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)通過(guò)4G 網(wǎng)絡(luò)實(shí)時(shí)上傳到后臺(tái)軟件處理系統(tǒng)，并接入物聯(lián)網(wǎng)云平臺(tái)，實(shí)現(xiàn)投收球智能監(jiān)測(cè)。

（1） 投收球監(jiān)測(cè)。投球監(jiān)測(cè)裝置安裝在自動(dòng)投球器后端，收球監(jiān)測(cè)裝置安裝在自動(dòng)收球器前端，檢測(cè)探頭和驅(qū)動(dòng)電路內(nèi)置于預(yù)制短節(jié)中，用于識(shí)別清蠟球UHF 電子標(biāo)簽，信號(hào)處理電路安裝在防爆箱中，實(shí)現(xiàn)無(wú)線收發(fā)和信號(hào)處理。當(dāng)帶有UHF 電子標(biāo)簽的清蠟球通過(guò)投收球監(jiān)測(cè)裝置時(shí)，投收球監(jiān)測(cè)裝置自動(dòng)檢測(cè)、記錄清蠟球通過(guò)時(shí)間，寫入管道信息，通過(guò)4G 信號(hào)將清蠟球信息上傳至后臺(tái)處理軟件系統(tǒng)，并連入物聯(lián)網(wǎng)云平臺(tái)，實(shí)時(shí)監(jiān)控管道投收球。對(duì)投收球監(jiān)測(cè)裝置開展室內(nèi)水壓測(cè)試，投收球監(jiān)測(cè)裝置可以承受8 MPa 壓力不發(fā)生泄漏，同時(shí)開展1 000次投收球?qū)嶒?yàn)，清蠟球可以正常通過(guò)彎頭、起伏管段，清蠟球識(shí)別率達(dá)到100%。

（2） 監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)處理。后臺(tái)軟件處理系統(tǒng)安裝在生產(chǎn)網(wǎng)服務(wù)器中，在物聯(lián)網(wǎng)云平臺(tái)、手持設(shè)備上通過(guò)監(jiān)控平臺(tái)投收球狀態(tài)，并實(shí)時(shí)記錄、處理投收球監(jiān)測(cè)裝置的數(shù)字信息，系統(tǒng)以報(bào)表形式在平臺(tái)界面直觀顯示投球時(shí)間、收球時(shí)間、收球周期、收球率、管道內(nèi)原油流速、平臺(tái)來(lái)油液量、收球器球數(shù)等參數(shù)，并以曲線圖顯示其隨時(shí)間變化情況，在線監(jiān)測(cè)輸油管道內(nèi)是否正常投用清蠟球、清蠟球運(yùn)行情況，實(shí)現(xiàn)智能投收球管理。圖4 為投收球智能監(jiān)測(cè)示意圖，攜帶UHF 電子標(biāo)簽的清蠟球先后被投球、收球監(jiān)測(cè)裝置RFID 讀卡器識(shí)別后，清蠟球電子標(biāo)簽中的信息被記錄，并通過(guò)4G 信號(hào)將清蠟球信息上傳至后臺(tái)處理軟件系統(tǒng)分析處理后，自動(dòng)生成投收球報(bào)表，實(shí)時(shí)監(jiān)控投收球及管道運(yùn)行狀況。

1.1.6 工藝流程優(yōu)化

為監(jiān)控每條輸油管道液量變化，建站時(shí)在下游站內(nèi)總機(jī)關(guān)前端配套了三相計(jì)量裝置；總機(jī)關(guān)進(jìn)口管道均采用DN50 接口，對(duì)于管徑大于DN50 的輸油管道，因存在變徑無(wú)法收球。為實(shí)現(xiàn)順利收球，需對(duì)下游站點(diǎn)三相計(jì)量裝置、總機(jī)關(guān)接口優(yōu)化改造。

（1） 三相計(jì)量裝置流程優(yōu)化。根據(jù)三相計(jì)量裝置已配套數(shù)量，主要開展了站內(nèi)3 類工藝改造。當(dāng)總機(jī)關(guān)前端已安裝1 套三相計(jì)量裝置，三相計(jì)量裝置進(jìn)出口流程改為直通式流程（圖5a）；當(dāng)總機(jī)關(guān)前端已安裝2 套及以上三相計(jì)量裝置，站內(nèi)改造難度相對(duì)較小，保留1 套作為各平臺(tái)共用計(jì)量裝置，其余三相計(jì)量裝置全部拆除（圖5b）；當(dāng)總機(jī)關(guān)前端已安裝3 套及以上三相計(jì)量裝置，站內(nèi)改造難度大，每臺(tái)三相計(jì)量裝置前端各安裝1 套收球器，消除總機(jī)關(guān)前端三相計(jì)量裝置對(duì)投收球的影響（圖5c）。

（2） 總機(jī)關(guān)優(yōu)化。針對(duì)輸油管道與總機(jī)關(guān)進(jìn)口管道差異，對(duì)總機(jī)關(guān)開展2 類改造。當(dāng)輸油管道管徑與總機(jī)關(guān)接口管徑保持一致，總機(jī)關(guān)維持現(xiàn)狀，不需要改造；對(duì)于輸油管道管徑小于總機(jī)關(guān)接口管徑，將總機(jī)關(guān)接口處來(lái)油管道更換為與總機(jī)關(guān)接口同規(guī)格的管道（圖6a）；當(dāng)輸油管道管徑大于總機(jī)關(guān)接口管徑，在總機(jī)關(guān)上增設(shè)同管徑的集油閥組，消除總機(jī)關(guān)變徑對(duì)投收球的影響（圖6b）。

1.2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

自2022 年7 月逐步開展了智能投收球現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。選取了掃線周期短、平臺(tái)回壓具有代表性的HH43、HH45、HH47 平臺(tái)3 條輸油管道，3 條輸油管道首端均未配套投球器，管線末端L12 轉(zhuǎn)已安裝1 套DN100 手動(dòng)收球器，試驗(yàn)管道基本信息見表3。HH43、HH45、HH47 平臺(tái)輸油管道歸屬于同一個(gè)集油站，由于管道規(guī)格型號(hào)均不相同，每條管道按照表2 對(duì)應(yīng)的型號(hào)安裝自動(dòng)投球器、自動(dòng)收球器及投收球監(jiān)測(cè)裝置，由于總機(jī)關(guān)前端3 條輸油管道均配套三相計(jì)量裝置，因此需對(duì)總機(jī)關(guān)、三相計(jì)量裝置進(jìn)行優(yōu)化改造。

1.2.1 設(shè)備配套

為實(shí)現(xiàn)自動(dòng)投收球及其監(jiān)控，對(duì)首端HH43、HH45、HH47 等3 個(gè)平臺(tái)各安裝與管道同規(guī)格的自動(dòng)投球器，自動(dòng)投球器出口端安裝1 套投球監(jiān)測(cè)裝置；將末端L12 轉(zhuǎn)手動(dòng)收球器更換為DN100 的自動(dòng)收球器，自動(dòng)收球器進(jìn)口端安裝1 套收球監(jiān)測(cè)裝置（見圖7）。

1.2.2 L12 轉(zhuǎn)站內(nèi)工藝改造

原HH43、HH45、HH47 平臺(tái)3 條輸油管道進(jìn)入L12 轉(zhuǎn)總機(jī)關(guān)前均各安裝了1 套三相計(jì)量裝置，按照?qǐng)D5b 進(jìn)行流程改造，拆除2 套三相計(jì)量裝置，保留1 套三相計(jì)量裝置作為3 條輸油管道的計(jì)量裝置；HH45 平臺(tái)輸油管道規(guī)格與總機(jī)關(guān)接口管道型號(hào)一致，總機(jī)關(guān)接口管道不需要改造，HH43、HH47 平臺(tái)輸油管道規(guī)格與總機(jī)關(guān)接口管道型號(hào)不匹配，HH47 平臺(tái)輸油管道按照?qǐng)D6a 更換總機(jī)關(guān)接口管道，HH43 平臺(tái)輸油管道按照?qǐng)D6b 在總機(jī)關(guān)一側(cè)增設(shè)DN100 的集油閥組（見圖8）。

1.2.3 投收球監(jiān)測(cè)平臺(tái)建設(shè)

為實(shí)現(xiàn)自動(dòng)投收球在線監(jiān)控，對(duì)HH43、HH45、HH47 平臺(tái)RTU、L12 轉(zhuǎn)站控系統(tǒng)進(jìn)行擴(kuò)容， 以RS485 接口、Modbus for RTU 協(xié)議將自動(dòng)投球器、自動(dòng)收球器識(shí)別采集的清蠟球運(yùn)行參數(shù)上傳至物聯(lián)網(wǎng)投收球管理平臺(tái)，物聯(lián)網(wǎng)云平臺(tái)對(duì)各個(gè)平臺(tái)投收球記錄進(jìn)行關(guān)聯(lián)，形成投收球日志信息和統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，管理人員可通過(guò)物聯(lián)網(wǎng)云平臺(tái)，遠(yuǎn)程設(shè)置投收球時(shí)間，遠(yuǎn)程實(shí)現(xiàn)已投球數(shù)量監(jiān)測(cè)、剩余清蠟球數(shù)量監(jiān)測(cè)、閥位監(jiān)測(cè)、卡球故障報(bào)警等。

2 結(jié)果與討論

2.1 自然收球率討論

與改造前相比，HH43、HH45、HH47 平臺(tái)3 條輸油管道自然收球率均提高到100%。主要原因?yàn)楦脑烨捌脚_(tái)輸油管道通過(guò)油井井口堵頭或簡(jiǎn)易自制投球器投常規(guī)清蠟球，常規(guī)清蠟球直徑為46 mm，由于平臺(tái)輸油管道分別進(jìn)入L12 轉(zhuǎn)后，必須經(jīng)過(guò)三相計(jì)量裝置進(jìn)行計(jì)量，而三相計(jì)量裝置前端未配套收球器，清蠟球及清蠟球攜帶的蠟塊全部滯留在三相計(jì)量裝置前端，無(wú)法進(jìn)入下游總機(jī)關(guān)上的收球器。通過(guò)對(duì)平臺(tái)輸油管道上游配套自動(dòng)投球器、L12 轉(zhuǎn)站內(nèi)配套自動(dòng)收球器、新型清蠟球，拆除L12 轉(zhuǎn)站內(nèi)HH43、HH45、HH47 平臺(tái)輸油管道三相計(jì)量裝置，優(yōu)化計(jì)量流程，同時(shí)更換L12 轉(zhuǎn)總機(jī)關(guān)H45 平臺(tái)輸油管道變徑短節(jié)、增設(shè)HH43 平臺(tái)輸油管道集油閥組，確保了HH43、HH45、HH47 平臺(tái)輸油管道全線暢通，因此在平臺(tái)輸油管道前端投球后，清蠟球及清蠟球攜帶的蠟塊全部進(jìn)入下游L12 轉(zhuǎn)自動(dòng)收球器中被清除，HH43、HH45、HH47 自然收球率由改造前的0% 提升至改造后的100%。

2.2 油井回壓討論

與改造前相比，HH43、HH45、HH47 平臺(tái)油井回壓呈下降趨勢(shì)，如圖9 所示，其中HH47 平臺(tái)油井回壓下降率最大，達(dá)到76%。主要原因?yàn)榍笆龈脑旌?，每日定時(shí)投球、收球，輸油管道內(nèi)壁附著的蠟質(zhì)含量逐漸減少，管徑逐漸恢復(fù)，原油流動(dòng)阻力減小，平臺(tái)油井回壓均逐步降低。

2.3 管道掃線周期討論

HH43、HH45、HH47 平臺(tái)3 條輸油管道改造前后掃線周期變化如圖10 所示。

從圖10 可以看出，3 條管線平均掃線周期由改造前的45 d 提高到313 d，其中HH47 平臺(tái)輸油管道掃線周期由30 d 延長(zhǎng)至240 d，掃線周期上升率達(dá)到700%。主要原因?yàn)楦脑烨?，完全依托人工向油井井口堵頭或簡(jiǎn)易自制投球器投清蠟球，倒改流程工作量大，且下游L12 轉(zhuǎn)無(wú)法收球，人員投球積極性不高，投球后管道內(nèi)的蠟塊無(wú)法從管道完全清除，隨著清蠟球及蠟塊持續(xù)增加，HH43、HH45、HH47 平臺(tái)輸油管道運(yùn)行阻力不斷增加。HH47 平臺(tái)輸油管道內(nèi)徑僅50 mm，因蠟塊持續(xù)堆集，管道縮徑最快，表現(xiàn)為油井回壓升高最快，掃線周期最短，平均掃線周期為30 d；HH43 平臺(tái)輸油管道內(nèi)徑為79 mm，管道縮徑速度相對(duì)最小，平均掃線周期為60 d；HH45 平臺(tái)輸油管道內(nèi)徑居中，平均掃線周期為45 d。通過(guò)自動(dòng)投球器、自動(dòng)收球器、新型清蠟球配套，L12 轉(zhuǎn)三相計(jì)量裝置拆除、計(jì)量流程優(yōu)化，總機(jī)關(guān)變徑接口更換、增設(shè)來(lái)油閥組，HH43、HH45、HH47 平臺(tái)輸油管道實(shí)現(xiàn)每日連續(xù)、穩(wěn)定自動(dòng)投球、收球，同時(shí)不同型號(hào)的管道配套與之型號(hào)匹配的新型清蠟球。用清蠟球直徑d 與管道內(nèi)徑D 的比值S 表征清蠟球推蠟強(qiáng)度，S 越大，清蠟球封堵油流的截面積越大，清蠟球刮蠟效果越好，統(tǒng)計(jì)結(jié)果見表4。

2.4 清蠟球識(shí)別率討論

通過(guò)對(duì)比，投球、收球監(jiān)測(cè)裝置均可識(shí)別安裝有UHF 電子標(biāo)簽的清蠟球，清蠟球在投球監(jiān)測(cè)裝置的識(shí)別率高于收球監(jiān)測(cè)裝置的識(shí)別率，如圖11 所示。

從圖11 中可以看出，當(dāng)清蠟球分別通過(guò)HH43、HH45、HH47 平臺(tái)投球監(jiān)測(cè)裝置時(shí)，投球監(jiān)測(cè)裝置中的RFID 識(shí)別裝置對(duì)安裝有UHF 電子標(biāo)簽的清蠟球進(jìn)行精準(zhǔn)識(shí)別、讀取，清蠟球識(shí)別率均達(dá)到100%；當(dāng)清蠟球分別通過(guò)L12 轉(zhuǎn)收球監(jiān)測(cè)裝置時(shí)，HH43 平臺(tái)清蠟球識(shí)別率最高，達(dá)到100%，HH45 平臺(tái)、HH47 平臺(tái)清蠟球識(shí)別率相對(duì)較低， 分別為98%、97%。分析原因，投球、收球監(jiān)測(cè)裝置識(shí)別率與流速呈負(fù)相關(guān)， 當(dāng)清蠟球經(jīng)過(guò)HH43、HH45、HH47 平臺(tái)投球監(jiān)測(cè)裝置時(shí)，清蠟球運(yùn)動(dòng)速度均較小，分別為0.38 m/s、0.35 m/s、0.47 m/s，投球監(jiān)測(cè)裝置監(jiān)測(cè)靈敏度較高，清蠟球全部被識(shí)別；而L12 轉(zhuǎn)總機(jī)關(guān)匯管處，HH43、HH45、HH47 平臺(tái)原油全部匯集在一起，清蠟球運(yùn)動(dòng)速度增大，當(dāng)清蠟球通過(guò)L12 轉(zhuǎn)收球監(jiān)測(cè)裝置時(shí)，H43、HH45、HH47 平臺(tái)清蠟球運(yùn)動(dòng)速度分別達(dá)到0.89 m/s、1.28 m/s、1.99m/s，與HH45、HH47 平臺(tái)清蠟球運(yùn)動(dòng)速度相比較，HH43 平臺(tái)清蠟球運(yùn)動(dòng)速度最小，HH43 平臺(tái)清蠟球識(shí)別率表現(xiàn)為最高。

3 結(jié)論

（1） 通過(guò)自動(dòng)投球器、自動(dòng)收球器優(yōu)化改進(jìn)，清蠟球結(jié)構(gòu)優(yōu)化、材質(zhì)改進(jìn)、UHF 電子標(biāo)簽植入，投收球系列化設(shè)計(jì)、工藝流程優(yōu)化，投收球監(jiān)測(cè)技術(shù)配套，定型了高含蠟頁(yè)巖油輸油管道智能投收球清防蠟技術(shù)體系，有效解決了高含蠟頁(yè)巖油輸油管道無(wú)法自動(dòng)投收球，自然收球率、清管效率低，清蠟球無(wú)法識(shí)別，油井回壓高，掃線周期短、掃線頻次高，投收球跟蹤報(bào)表填寫工作量大，勞動(dòng)強(qiáng)度高，投收球監(jiān)控難度大等瓶頸問(wèn)題，高含蠟頁(yè)巖油輸油管道投收球?qū)崿F(xiàn)了智能化管控，為頁(yè)巖油大平臺(tái)無(wú)人值守提供了技術(shù)支撐。

（2） 投收球監(jiān)測(cè)裝置安裝于自動(dòng)投球器出口、自動(dòng)收球器進(jìn)口，只能監(jiān)測(cè)到清蠟球通過(guò)輸油管道起點(diǎn)和終點(diǎn)的時(shí)間，無(wú)法對(duì)清蠟球每一處的運(yùn)動(dòng)軌跡進(jìn)行實(shí)時(shí)定位、跟蹤，目前頁(yè)巖油均采用鋼質(zhì)管道輸送，金屬管道對(duì)RFID 信號(hào)具有較大的屏蔽作用；此外，含水原油介電常數(shù)比較高，對(duì)RFID 信號(hào)有較強(qiáng)的吸收作用，影響清蠟球識(shí)別準(zhǔn)確率，為實(shí)現(xiàn)清蠟球位置在線全流程追蹤，下步繼續(xù)探索基于磁學(xué)、聲學(xué)、壓力學(xué)的清蠟球識(shí)別、定位技術(shù)，準(zhǔn)確監(jiān)控清蠟球運(yùn)動(dòng)軌跡，及時(shí)發(fā)現(xiàn)卡球事故，精準(zhǔn)處理。

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（修改稿收到日期 2024-01-09）

〔編輯 朱 偉〕