延长油田处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西缘，发育有侏罗系延安组及三叠系延长组油藏，其中延安组油藏为构造-岩性油藏，边底水较为发育；延长组属低压、低孔、特低渗岩性油藏。开发层位自上而下，依次为侏罗系延安组延6至延10，三叠系延长组长1至长10，五套层系分别为：延安组（延9、延10）、长2（长1、长2、长3）、长6（长4+5、长6）、长7-长8、长9-长10。特别是延长油田西部油田，由于含油层系多，普遍存在多层系混采混输问题，随着开发工作不断深入，层位动用混乱问题**，给地下和地面调整带来诸多问题。延长油田和长庆油田，都面临多层系混合开发、地面工程配套相对复杂的问题。从地面工程运行情况看，多层系混采混输，各层系水型、矿化度、离子成份等差异较大，不同层系产出水随意混合后管输，发生较强的离子反应而结垢，其危害有：一是地面管网、站点设备结垢腐蚀十分严重，后期维护成本非常高；二是对地下储层造成不可逆转的伤害，后期治理难度大、费用高。针对西部油田联合站、增压站、注水站站内结垢的问题，引进处理器除垢阻垢技术处理器除垢阻垢技术，为解决油田原油集输、注水管线中结垢，节约集输管线清洗、防腐防垢药剂添加成本等方面探索出一条出路。在该项目实施过程中将选择西部油田具有代表性的站点，并对设备管线结垢原因进行分析，和处理器的现场试验和应用，系统评价处理器在油田除垢阻垢方面的作用效果，为延长油田解决集输、注水系统结垢问题提供新思路。（1）站内系统结垢严重，系统压力不断升高，影响正常生产。吴起采油厂柳二计量接转站，自2009年9月份投产后， 经一段时间的运行后，由于多层系混输的存在，不可避免出现了“结垢”“压力升高”等问题，影响正常生产活动，主要表现在站内集输系统不同程度因结垢造成管线通量减小，设备故障频繁等一系列生产问题，生产压力逐年上升，一年内由初期的0.2-0.3MPa可上升到1-1.2MPa，平均上升0.8-0.9MPa，严重影响输油生产。由于站内系统结垢的原因，采油厂多次尝试投加多种化学阻垢药剂、酸洗等方法除垢防垢，均未良好的效果，只好采取平均两年换站内系统管线，以维持正常生产。2012年12月全面换一次站内管线，投加化学药剂方法维持到2015年11月在站内压力无法维持正常生产的情况下，又进行一次站内全面的管线换工作。站内管线及加热炉盘管换一次费用在25**民币左右，而化学法加药成本每年也需投入12多**民币。换管线及加药成本为接转站带来了巨大的费用成本及人工负担。处理器设备安装前：2015年11月份换管线后，随着一年多运行，整个系统管线的压力情况逐步上升，已经处于一个堵塞状态，加热炉进出口压力持续在：进口0.20-0.30 MPa之间、出口0.03-0.05 MPa之间、压差高达到0.25MPa，如果不采取措施，系统压力逐步升高，终导致系统瘫痪，只有换系统管线来解决结垢堵塞问题。处理器设备安装后：2017年01月09日，在站内关键部位安装水处理器五套，并调试完毕。从下图可以看出，随着水处理器不断的作用于系统管线内部结垢体，管壁内已经形成的垢进行分解从管壁上慢慢剥落下来，在遇到结垢管径较小的地方会导致压力不同程度的升高，站内系统压力在4-5月出现高峰值，但随着分解后的结构物夹杂在原油中被输送，系统压力逐步恢复正常，在处理器的作用下，锅炉进口压力基本平衡，压差不大于0.1MPa，整体系统压力逞平稳状态运行。 项目未实施前，该站点每日添加缓蚀阻垢剂为50kg，每20天便用掉1吨，全年不停车生产耗费药剂总量约18.25吨。项目实施后，根据生产实际情况逐步减少加药量，由项目实施前的每日50kg加药量到减少到10kg。预计到2018年低，可减少至每天5kg的投药量。由此可以说明水处理器在安装后可以有效减少缓蚀阻垢剂的使用量，减少药量的同时系统管线压力一直处于正常状态。从柳二计量结转站安装处理器后效果明显，主要表现在：（1）系统压力上升得到有效控制，运行一年压力基本保持总体平稳。（2）系统加药数量明显减少，由安装前的50kg/天下降到10kg/天。总体上来说，该产品具有安装简便，人工操作管理，不占地不耗能，无污染，能够有效的解决了原油集输、特别是多层系混输过程中的管道系统结垢的技术难题，从而有效延长了集输系统管线的使用寿命，符合解决延长油田集输系统问题的现状。鉴于该产品在集输系统良好的阻垢除垢效果，和其它油田在注水系统、水处理系统中的应用成果，建议在延长油田注水系统中进一步推广应用，为企业节支降耗、油田低成本发展贡献力量。
http://xiantetradom.b2b168.com
