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. 高含蠟頁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)。為降低油井回壓對頁巖油生產(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)無法追蹤及新老系統(tǒng)工藝不匹配等問題，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，建立了高含蠟頁巖油智能投收球清防蠟技術(shù)體系。現(xiàn)場應(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 延長至313d，清蠟球識別率達(dá)到97% 以上，清蠟球運(yùn)行狀況實(shí)現(xiàn)智能監(jiān)控。高含蠟頁巖油智能投收球清防蠟技術(shù)實(shí)現(xiàn)了頁巖油輸油管道投收球清防蠟智能監(jiān)控，滿足頁巖油大平臺無人值守需求，助推慶城頁巖油規(guī)模效益開發(fā)。

關(guān)鍵詞：頁巖油；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：TE974.9；TE832.36 文獻(xiàn)標(biāo)識碼： A

0 引言

頁巖油是指以頁巖為主的頁巖層系中所含的石油資源，其中包括泥頁巖孔隙和裂縫中的石油，也包括泥頁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］。頁巖油作為國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)。慶城油田是中國頁巖油開發(fā)示范區(qū)［3］，慶城頁巖油含蠟量高（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特定的收球器從密閉的管道中取出，清理并收集起來，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)投收球器無投收球記錄、卡球報(bào)警推送功能，無法實(shí)時(shí)監(jiān)控清蠟球運(yùn)行狀況，當(dāng)發(fā)生卡球時(shí)，無法及時(shí)發(fā)現(xiàn)；上游平臺投球時(shí)間、下游站點(diǎn)收球時(shí)間難以精準(zhǔn)記錄，管道通暢程度無法有效掌握；上游平臺、下游站點(diǎn)投收球作業(yè)信息不對稱，上游平臺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)場人工設(shè)定，卡球故障必須通過人工巡檢才能發(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、防盜功能缺失等問題，自動(dòng)收球器存在帶壓運(yùn)行等問題，制約了自動(dòng)投收球器規(guī)?；瘧?yīng)用。此外，頁巖油水平井單井產(chǎn)量較高，?76 mm 及以上的輸油管道長度占比達(dá)到56%，頁巖油平臺輸油管道與原有總機(jī)關(guān)進(jìn)口管道接口型號不匹配，為實(shí)現(xiàn)平臺來油計(jì)量，輸油管道進(jìn)站前配套了三相計(jì)量裝置，平臺及站點(diǎn)無法投收球，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，不同平臺的清蠟球匯集于收球筒內(nèi)，無法區(qū)分清蠟球來源，無法掌握每個(gè)平臺投收球時(shí)間。因此，自動(dòng)投收球技術(shù)在長慶油田仍處于探索階段，難以實(shí)現(xiàn)智能化管控。

前人對自動(dòng)投收球技術(shù)進(jìn)行了大量研究［16］，但主要針對低液量、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、長距離且進(jìn)站流程復(fù)雜的頁巖油地面工藝模式不匹配。高含蠟頁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，目前頁巖油地面系統(tǒng)主要依托平臺上的移動(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。針對以上問題，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，智能追蹤識別功能升級，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 方法和過程

1.1 室內(nèi)研究

針對自動(dòng)投收球器儲球管、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)無法監(jiān)控，工藝流程不滿足投收球條件等問題，對自動(dòng)投收球器、清蠟球、工藝流程、投收球監(jiān)測系統(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)回到原來位置，準(zhǔn)備下一個(gè)動(dòng)作。

針對自動(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，無法數(shù)字化監(jiān)控等問題，對投球器進(jìn)行了6 項(xiàng)優(yōu)化改進(jìn)。

（1） 儲球管、投球柱塞優(yōu)化。精準(zhǔn)設(shè)計(jì)與清蠟球型號相匹配的儲球管和投球柱塞，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，投球過程全密閉，不串液，不改變流程。

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

（6） 自控系統(tǒng)優(yōu)化。新增無線傳輸信號發(fā)射器，可通過電腦或智能手機(jī)，實(shí)時(shí)監(jiān)控投球器工作狀態(tài)和系統(tǒng)參數(shù)，并通過信號反饋參數(shù)，對投球器遠(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，儲存到設(shè)備儲球箱中，只需定時(shí)回收存儲在儲球箱內(nèi)的清蠟球，整個(gè)過程無需人工操作，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。

針對原收球器帶壓運(yùn)行，收球時(shí)需要頻繁泄壓，無法數(shù)字化監(jiān)控等問題，對收球器開展了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。新增無線傳輸信號發(fā)射器，可通過電腦或智能手機(jī)，實(shí)時(shí)監(jiān)控收球器工作狀態(tài)和系統(tǒng)參數(shù)，并通過信號反饋參數(shù)，對收球器遠(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，油流可以通過清蠟球與管道之間的縫隙通過，對清蠟球的推力較小，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??；此外，不同平臺的清蠟球匯集于收球器內(nèi)［18］，無法精準(zhǔn)掌握清蠟球來源及投收球時(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］，通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，評價(jià)分析了清蠟球通過性能和除蠟?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)的通過性，內(nèi)置芯片可存儲讀取管道信息。

目前信號識別傳輸主要有無線連接（WirelessFidelity， WiFi）、射頻識別（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)識別技術(shù)［21］，利用無線射頻信號實(shí)現(xiàn)非接觸式的雙向數(shù)據(jù)通信和設(shè)備信息識別，識別時(shí)不需要與被識別設(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，具有無須人工干預(yù)，可以透過外部材料識別高速運(yùn)動(dòng)物體，并可同時(shí)識別多個(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 識別裝置對清蠟球UHF 電子標(biāo)簽進(jìn)行精準(zhǔn)識別、讀取。

1.1.4 自動(dòng)投收球器系列化設(shè)計(jì)

頁巖油單井液量大， 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，需對不同型號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)格的管道與對應(yīng)型號的清蠟球、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

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

（1） 投收球監(jiān)測。投球監(jiān)測裝置安裝在自動(dòng)投球器后端，收球監(jiān)測裝置安裝在自動(dòng)收球器前端，檢測探頭和驅(qū)動(dòng)電路內(nèi)置于預(yù)制短節(jié)中，用于識別清蠟球UHF 電子標(biāo)簽，信號處理電路安裝在防爆箱中，實(shí)現(xiàn)無線收發(fā)和信號處理。當(dāng)帶有UHF 電子標(biāo)簽的清蠟球通過投收球監(jiān)測裝置時(shí)，投收球監(jiān)測裝置自動(dòng)檢測、記錄清蠟球通過時(shí)間，寫入管道信息，通過4G 信號將清蠟球信息上傳至后臺處理軟件系統(tǒng)，并連入物聯(lián)網(wǎng)云平臺，實(shí)時(shí)監(jiān)控管道投收球。對投收球監(jiān)測裝置開展室內(nèi)水壓測試，投收球監(jiān)測裝置可以承受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彎頭、起伏管段，清蠟球識別率達(dá)到100%。

（2） 監(jiān)測數(shù)據(jù)處理。后臺軟件處理系統(tǒng)安裝在生產(chǎn)網(wǎng)服務(wù)器中，在物聯(lián)網(wǎng)云平臺、手持設(shè)備上通過監(jiān)控平臺投收球狀態(tài)，并實(shí)時(shí)記錄、處理投收球監(jiān)測裝置的數(shù)字信息，系統(tǒng)以報(bào)表形式在平臺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、平臺來油液量、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)測裝置RFID 讀卡器識別后，清蠟球電子標(biāo)簽中的信息被記錄，并通過4G 信號將清蠟球信息上傳至后臺處理軟件系統(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，對于管徑大于DN50 的輸油管道，因存在變徑無法收球。為實(shí)現(xiàn)順利收球，需對下游站點(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)改造難度相對較小，保留1 套作為各平臺共用計(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)量裝置對投收球的影響（圖5c）。

（2） 總機(jī)關(guān)優(yōu)化。針對輸油管道與總機(jī)關(guān)進(jìn)口管道差異，對總機(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)變徑對投收球的影響（圖6b）。

1.2 現(xiàn)場應(yīng)用

自2022 年7 月逐步開展了智能投收球現(xiàn)場試驗(yàn)。選取了掃線周期短、平臺回壓具有代表性的HH43、HH45、HH47 平臺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 平臺輸油管道歸屬于同一個(gè)集油站，由于管道規(guī)格型號均不相同，每條管道按照表2 對應(yīng)的型號安裝自動(dòng)投球器、自動(dòng)收球器及投收球監(jiān)測裝置，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，對首端HH43、HH45、HH47 等3 個(gè)平臺各安裝與管道同規(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)測裝置（見圖7）。

1.2.2 L12 轉(zhuǎn)站內(nèi)工藝改造

原HH43、HH45、HH47 平臺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，按照圖5b 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 平臺輸油管道規(guī)格與總機(jī)關(guān)接口管道型號一致，總機(jī)關(guān)接口管道不需要改造，HH43、HH47 平臺輸油管道規(guī)格與總機(jī)關(guān)接口管道型號不匹配，HH47 平臺輸油管道按照圖6a 更換總機(jī)關(guān)接口管道，HH43 平臺輸油管道按照圖6b 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)測平臺建設(shè)

為實(shí)現(xiàn)自動(dòng)投收球在線監(jiān)控，對HH43、HH45、HH47 平臺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，物聯(lián)網(wǎng)云平臺對各個(gè)平臺投收球記錄進(jìn)行關(guān)聯(lián)，形成投收球日志信息和統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，管理人員可通過物聯(lián)網(wǎng)云平臺，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、剩余清蠟球數(shù)量監(jiān)測、閥位監(jiān)測、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_輸油管道通過油井井口堵頭或簡易自制投球器投常規(guī)清蠟球，常規(guī)清蠟球直徑為46 mm，由于平臺輸油管道分別進(jìn)入L12 轉(zhuǎn)后，必須經(jīng)過三相計(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，無法進(jìn)入下游總機(jī)關(guān)上的收球器。通過對平臺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 平臺輸油管道變徑短節(jié)、增設(shè)HH43 平臺輸油管道集油閥組，確保了HH43、HH45、HH47 平臺輸油管道全線暢通，因此在平臺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 平臺油井回壓呈下降趨勢，如圖9 所示，其中HH47 平臺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，平臺油井回壓均逐步降低。

2.3 管道掃線周期討論

HH43、HH45、HH47 平臺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 平臺輸油管道掃線周期由30 d 延長至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)無法收球，人員投球積極性不高，投球后管道內(nèi)的蠟塊無法從管道完全清除，隨著清蠟球及蠟塊持續(xù)增加，HH43、HH45、HH47 平臺輸油管道運(yùn)行阻力不斷增加。HH47 平臺輸油管道內(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 平臺輸油管道內(nèi)徑為79 mm，管道縮徑速度相對最小，平均掃線周期為60 d；HH45 平臺輸油管道內(nèi)徑居中，平均掃線周期為45 d。通過自動(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)來油閥組，HH43、HH45、HH47 平臺輸油管道實(shí)現(xiàn)每日連續(xù)、穩(wěn)定自動(dòng)投球、收球，同時(shí)不同型號的管道配套與之型號匹配的新型清蠟球。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 清蠟球識別率討論

通過對比，投球、收球監(jiān)測裝置均可識別安裝有UHF 電子標(biāo)簽的清蠟球，清蠟球在投球監(jiān)測裝置的識別率高于收球監(jiān)測裝置的識別率，如圖11 所示。

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

3 結(jié)論

（1） 通過自動(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)測技術(shù)配套，定型了高含蠟頁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巖油輸油管道無法自動(dòng)投收球，自然收球率、清管效率低，清蠟球無法識別，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)控難度大等瓶頸問題，高含蠟頁巖油輸油管道投收球?qū)崿F(xiàn)了智能化管控，為頁巖油大平臺無人值守提供了技術(shù)支撐。

（2） 投收球監(jiān)測裝置安裝于自動(dòng)投球器出口、自動(dòng)收球器進(jìn)口，只能監(jiān)測到清蠟球通過輸油管道起點(diǎn)和終點(diǎn)的時(shí)間，無法對清蠟球每一處的運(yùn)動(dòng)軌跡進(jìn)行實(shí)時(shí)定位、跟蹤，目前頁巖油均采用鋼質(zhì)管道輸送，金屬管道對RFID 信號具有較大的屏蔽作用；此外，含水原油介電常數(shù)比較高，對RFID 信號有較強(qiáng)的吸收作用，影響清蠟球識別準(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〕