海上油田稠油静电聚结高效脱水实验研究

60卷增刊1 中国造船Vol.60 Special 1 2019年1月SHIPBUILDING OF CHINA Jan. 2019文章编号：1000-4882（2019）S1-0286-05海上油田稠油静电聚结高效脱水实验研究尚超1，王春升1，张明1，郑晓鹏1，王海燕1，申明周2，崔新安2（1. 中海油研究总院有限责任公司，北京100027;2. 中石化炼化工程（集团）股份有限公司洛阳技术研发中心，洛阳471003）摘要针对海上油田稠油原油黏度大、密度高，仅靠重力分离油水停留时间长的特点，开展了静电聚结技术研究，该技术借助电场作用加速稠油的油水分离，大大缩短油水分离时间，为海上油田稠油脱水提供可行的技术手段。

试验研究结果表明，同等条件下，52%含水稠油在静电聚结作用下停留时间40 min的脱水效果，与依靠重力沉降停留7 h的脱水效果相当。

论文研究结果对海上油田稠油静电聚结高效脱水处理工艺研究和设计具有一定指导意义。

关键词：海上油田；稠油；静电聚结中图分类号：TE868 文献标识码：A0 引言稠油的黏度大、密度高，一些特稠油黏度甚至在10000 mpa·s以上，密度却与水十分接近，仅靠重力分离十分困难。

而且稠油一般含沥青质、胶质较多，容易形成乳化液，进一步增加了分离难度。

目前陆上油田针对稠油处理的主要方法为掺混稀油和大罐沉降，特稠油的脱水沉降时间通常在20~30h 以上，意味着处理设备水力停留时间长、尺寸和重量大。

但寸土寸金的海上平台空间有限，尤其深水浮式平台对重量和空间非常敏感，因此稠油脱水处理模式不能完全照搬陆上稠油脱水处理模式，有必要研究高效稠油脱水处理技术，为海上油田稠油高效脱水探寻有效的处理手段和技术方案。

常规的电脱水技术经过了几十年的发展，已获得业界广泛认可。

该技术利用电场作用使水滴加速聚结、沉降，加速与原油分离。

目前，无论陆上油田还是海上油田，应用较为广泛。

但常规电脱水技术采用裸电极，当原油含水率超过30%时，难以建立起稳定的电场，使其应用场合有一定局限性。

为打破高含水率条件下不能顺利建立电场的技术瓶颈，中海油研究总院联合相关单位研制了新型原油静电聚结脱水器，该脱水器内部采用独特的复合电极结构，使其适用于高含水工况。

该脱水器在流花11-1油田（原油密度933 kg/m3）开展了现场试验[1-3]，验证了静电聚结脱水器能够在原油高含水（原油综合含水率95%以上）工况下建立稳定电场，并有高效的原油脱水效果。

针对目前海上油田稠油脱水困难的局面，考虑到静电聚结脱水的高效性，作者所在课题组也针对渤海某油田稠油（特稠油）开展了静电聚结脱水试验研究，为海上油田稠油脱水处理提供一定的技术支持。

60卷增刊1 尚 超，等：海上油田稠油静电聚结高效脱水实验研究287 1 稠油油品物性渤海某稠油油田采出液，其主要性质分析见表1和图1所示。

表1 渤海某稠油油田采出液主要性质分析结果参数水含量/% 盐含量（NaCl）/(mg/L) 酸值（KOH）/(mg/g) 粘度（80℃）/(mm2/s)数值52 2794 4.81 2278注：酸值是指中和1g油样中含酸所需的KOH的mg数。

图1 渤海某稠油油田采出液试样在显微镜下的形态从表1分析数据和图1可以看出：该稠油油田采出的原油含水较高，形成的乳化液非常稳定，加上粘度很大，油水分离难度会非常大。

2 稠油脱水试验研究2.1重力自然沉降脱水试验首先，在不同温度下，对该油田含水52%的稠油采出液进行了重力自然沉降脱水试验，将等量稠油采出液分别预热到指定温度，停留40min，记录出水量。

试验结果见表2所示。

表2 含水52%稠油采出液重力自然沉降脱水试验结果温度/℃50 60 70 80 90 100 110 120 130 140液量/g 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70油/g 34.6 34.6 34.6 34.6 34.6 34.6 34.6 34.6 34.6 34.6水/g 35.4 35.4 35.4 35.4 35.4 35.4 35.4 35.4 35.4 35.4出水/g 0 0 0 0 0 0 0 0 2 4.8油含水/% 52 52 52 52 52 52 52 52 49.1 46.9从表2试验数据可以看出：含水52%的稠油采出液，单靠重力自然沉降，温度120℃以下，几乎没有水沉降出来，即使温度升高到140℃，脱水效果也非常差，只有少量水脱出，脱后含水仍高达46.9%。

另外，作为对比，针对含水52%的稠油采出液在温度90℃下，又进行了长时间重力沉降的试验，试验发现：在90℃条件下，重力沉降1.5h才开始有少量水脱出，重力沉降超过7小时脱后含水才＜30%288 中 国 造 船 学术论文（根据《SY/T0045-2008原油电脱水设计规范》进入电脱水器的原油水含量不宜大于30%[4]）。

因此仅依靠常规分离器通过重力沉降对该稠油油田的稠油采出液进行处理，根本无法保证正常生产，寻求更加高效的脱水技术极其必要。

2.2 静电聚结脱水试验为验证静电聚结技术对稠油脱水的作用效果，针对该稠油油田含水52%的稠油采出液进行静态静电聚结脱水试验，试验过程中，在重力自然沉降试验条件基础上，通过对变化温度、施加电压、停留时间等工艺参数进行测试，验证静电聚结对稠油脱水效果的影响。

（1）不同温度在加电2000 V ，停留时间40 min 的条件下，测试静电聚结脱水过程中，温度对脱水效果的影响。

试验情况如图2所示。

脱后含水量/%温度/℃图 2 静电聚结与自然沉降在不同温度下的脱水对比从图2可以看出：含水52%的稠油采出液，采用静电聚结技术后，油水分离速度明显加快，温度越高，油水分离越快，130℃时脱后含水达到16.58%。

鉴于在静电聚结作用下，90℃脱后含水已接近30%，考虑到现场生产条件及尽量降低能耗的需求，后续试验以90℃进行工艺优化。

（2）不同电压在稠油采出液温度90℃，加电40 min 。

测试不同电压对静电聚结脱水试验结果的影响，结果如图3所示。

脱后含水量/%电压/V图 3 脱后含水与施加电压的关系60卷 增刊1 尚 超，等：海上油田稠油静电聚结高效脱水实验研究 289从图3所示的结果可以看出：在相同试验条件下，含水52%的稠油采出液脱后含水量随施加电压的升高而降低（剩余水逐渐减少），2000V 之前脱后含水降低幅度不大；当电压加大至2000V 之后，脱后含水开始大幅下降，电压在2500V 以后，脱后含水降幅趋于平缓，继续增加电压，脱后剩余水基本不再减少，甚至可能会因电压过高、电场强度过大使原本聚结的水滴再次破裂引起脱后含水微升的情况，而且继续增加电压能耗也会相应增大。

因此，本次稠油静电聚结脱水试验可将2500V 电压作为最优电压。

加电2500V 电压下，含水52%的稠油采出液脱后含水率小于30%，达到了可进入电脱进一步处理的条件。

（3）不同停留时间在温度90℃、加电2500V 的条件下，测试不同停留时间对静电聚结脱水的影响，具体试验结果如图4所示。

脱后含水量/%时间/min图4 脱后含水与停留时间的关系从图4所示试验结果可以看出：在相同试验条件下，含水52%的稠油采出液脱后含水随停留时间的增加而降低，在20～40 min 之间，脱后含水降幅最大，停留时间大于40 min 后，脱后含水降幅趋于平缓；停留时间40 min 时，脱后含水已降低到25%以下，鉴于停留时间与设备体积正相关，兼顾设备紧凑性和脱后含水需求（若进入电脱水器进一步处理，含水率要求＜30%），停留时间可优选为40 min 。

3 结 语（1）本次试验的含水52%的渤海某油田稠油（粘度：2278 mm 2/s(80℃)），温度＜120℃情况下，仅靠重力自然沉降40 min ，无法脱出水分。

在90℃下，重力沉降超过7 h 脱后含水才＜30%。

因此，对于海上油田稠油（尤其特稠油）的处理，不能照搬陆上油田依靠大罐长时间重力沉降的模式，需要更加高效的脱水方式以减小处理设备体积，进而减小平台规模和工程投资。

（2）通过本次试验研究可知，静电聚结技术促进稠油脱水效果明显。

经过不同温度、不同电压、不同停留时间参数对脱水效果的影响试验，以及最佳参数的优选，含水52%稠油在90℃、2500V 电压、停留时间40 min 的条件下，脱后含水＜25%，达到了进入电脱进一步处理的条件，为海上油田稠油脱水提供了一种有效的技术手段，可进一步研究和应用，促进海上油田稠油规模开发。

290 中国造船学术论文参考文献[1]郑晓鹏, 王春升, 张明, 等.新型高含水原油静电聚结脱水器在流花11-1油田的现场试验[J].中国海上油气, 2015,27(1): 102-106.[2]崔新安, 彭松梓, 申明周, 等. 静电聚结原油脱水技术现场应用[J]. 石油化工腐蚀与防护, 2013, 30(3): 44-47.[3]彭松梓, 崔新安, 王春升, 等. 静电聚结原油脱水试验研究[J]. 石油化工腐蚀与防护, 2012, 29(5): 3-6.[4]石油工业标准化技术委员会石油工程建设专标委. 原油电脱水设计规范: SY/T0045—2008[S].北京: 石油工业出版社,2008.Experimental Study on Electrostatic Coalescence Technology for Dehydration of Heavy Oil in Offshore OilfieldsSHANG Chao1, WANG Chunsheng1, ZHANG Ming1, ZHENG Xiaopeng1, WANG Haiyan1,SHEN Mingzhou2, CUI Xinan2(1. CNOOC Research Institute, Beijing 100027, China;2. SEG Luoyang R&D Center of Technology, Luoyang 471003, China)AbstractHeavy oil in offshore oilfields has the characteristics of high viscosity, high density, and long retention time for separation by only gravity. In order to solve the problem of hydration of heavy oil, electrostatic coalescence technology was researched. The experimental results show that, under the same conditions, it takes 40 minutes by electrostatic coalescence technology for hydration of heavy oil with 52% of water content, but it will take 7 hours by the effect of gravity settlement for dehydration. The research results have certain guiding significance for the study and design of highly efficient dehydration process of electrostatic coalescence for heavy oil in offshore oil fields.Keywords: offshore oilfield; heavy oil; electrostatic coalescence dehydration作者简介尚超男，1984年生，工程师。