浅析定时自动投球装置现场应用分析.pdf

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1、设备管理浅析定时自动投球装置现场应用分析高生赵(长庆油田分公司第八采油厂718500)一、简介油管线，由于单井集油管线远高于管道周围的环境温度，在径向随着现在对石油需求量的增加，油田开采量继续增大，数字温差的推动下，油流所携带的热量将不断地往管外散失，油流不化无人看护油井数量成倍增长，管道输送有着成本低、运量大、连断地降温，这就使得蜡晶逐渐析出，并在管道中沉积，使投球口出续平稳、安全可靠等特点，因而在国民经济中发挥着愈来愈大的管径缩小，储球筒的清蜡球在重力作用下不能掉入取球通道从而作用。管道输送原油是当前

2、普遍采用的输油方式，也是运行费用导致卡球，卡球后无法自动投球，相反从表中可以看出，自动投球较低，最为经济有效的输油方法。装置之前加装热系统，卡球现象概率较低，所以自动头球装置需目前，各油田采油、集油方式都是从油井利用单井管线输送要在投球口加装加热系统。到增压点或转油站，一般的集油管线通常采用常温输油，因地面每月冬季投球统计数据与地下温差很大，管道结蜡随着温度的降低及输油量的增加而增多，原油被抽出地面后,很快便析出大量的蜡附着在输油管内壁卡球数量/次.月上，堵死输油管线，因此集油站、集中处理站等站间管线以及

3、长输序备井组投次数量/次.月管线都需要投球清蜡。采油工人需要每天到井场向输油管内投号热油投球冷油投球注球清蜡，一个大油田约有几万口油井，每天人工投球，需要大量的人员以及车辆配合。所以，对正常输油造成影响，给油田基层生产单位带来一定困难。1铁6-1973017二、定时自动投球装置为解决油井集油管线结蜡问题，实现无人看护，油田上采用多种方法实现自动投球，解决输油管线清蜡装置经常出现的排2铁6-201349空、卸压、倒流程、冬季冻堵等问题，但是它们都存在腔体积腊、摩擦阻力大、卡阻现象，性能不稳定，同时，在自动投

4、球装置上方管线结蜡现象，难以实现自动化和无人职守。下面我们将以某公司3铁6-87313研制的自动投球装置现场使用情况进行分析说明。4铁6-37342121.某型号自动投球装置工作原理：该型号自动投球装置，按照设定好的程序，两活塞停于所示5铁6-40318位置，当需要取球时，右边的活塞，向左移动，与左边活塞碰上后，6铁6-22316左边活塞和右边活塞一起向左移动，当右边活塞通过两道密封装置（这样可确保储球筒内无压力油），停止运动，左边活塞继续向2.自动投球装置前部单井集油管线蜡堵左运动，直到走过储球筒到达取

5、球位，停止运动。这时储球筒的根据下表中的情况可以看出，当井组原油输送在天气温度较清蜡球在重力作用下掉入取球通道从而完成取球过程。低时，投球器前部油井1、油井2、油井3、油井4输送压力较高，油经短暂停止后，一起向右夹着清蜡球移动，当左边活塞通过井5、油井6、油井7压力较低，在油井4和油井5之间蜡堵，自动投左边的密封圈5～8mm后，右边活塞才开始从右边的密封处逐渐球装置安装不合理。退出，这样能确保储球筒内无压力油实现常压装球。当两活塞带着清蜡球一起走到石油管道中心时，停止运动，清蜡球在石油管道压力的推动下进入

6、管道，从而实现清蜡功能。2.某型号自动投球装置技术参数：承压范围0~10MPa输油管径Φ60*（5内径50mm）工作温度-30~55℃清蜡球球规格直径42~46mm工作电压AC380V电机功率2*0.37kw投取球精确度≤0.1mm在2012年和2013年冬季，该例发生在长庆油田第八采油厂三、现场使用及运行不足吴定采油作业区铁6-41井场，经过现场开挖后，在油井4和油井由于长庆油田大部分采油区块原油蜡质较高，井口原油平均5之间管线蜡堵，该区域无法投球，安装选择存在不足之处。含蜡率为8%～24%，2008年

7、前，管线清蜡主要是采取井场人结语工投球、场站人工收球方式，并配合加药及定期热洗。长庆油田定时自动清管投球装置的使用，可以降低人力、车辆及车辆开始实行数字化，在第八采油厂吴定采油作业区全部安装该型号的运行费用，经济效益显著，具有很高的推广应用价值；定时自动自动投球装置，根据冬季运行，有很大的优点，但是还有不足。清管投球的投用，也为油田的自动化、数字化管理打下了坚实基1.自动投球装置卡球现象频繁础。但是，井组原油在外界温度较低时，该设备也存在不足之处，根据下表中的数据可以分析，当原油外输温度出口较高时，没有预

8、热系统，以及合理的安装位置，定时自动清管投球装置的投球卡球现象较低，井组原油冷输时，卡球现象严重。使用效果会低于预期，需要在以后的使用中逐渐进一步改进。原油管道向前输送的过程中，原油从井口开始汇集到单井集1582014年7月