海上油田特稠油静电聚结脱水实验研究*

张 明 王春升 郑晓鹏 尚 超 王海燕

(中海油研究总院 北京 100028)

海上油田特稠油静电聚结脱水实验研究*

张 明 王春升 郑晓鹏 尚 超 王海燕

(中海油研究总院 北京 100028)

张明,王春升,郑晓鹏，等.海上油田特稠油静电聚结脱水实验研究[J].中国海上油气，2017,29(4)：159-163.

ZHANG Ming,WANG Chunsheng,ZHENG Xiaopeng,et al.Experimental study on electrostatic coalescence dehydration of extra-heavy oil in offshore oilfields[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(4):159-163.

针对渤海特稠油的原油黏度大、油品密度高，油水分离十分困难的特点，研制了绝缘电极并开展了室内自然沉降和静电聚结脱水实验。实验结果表明，所研制的绝缘电极可以适应高含水特稠油脱水工况，对于初始含水70%～90%的乳化液，处理温度110 ℃，在适当的电场强度和药剂浓度作用下，沉降时间40 min，脱后含水可以低于30%；对于初始含水30%～60%的乳化液，处理温度130 ℃，在适当的电场强度和药剂浓度作用下，沉降时间40 min，脱后含水可以低于30%，满足相关规范中对进入常规电脱水器进一步处理的要求。通过与自然沉降脱水实验进行对比，静电聚结脱水技术能够较大幅度地提高特稠油脱水效率，大幅降低海上特稠油脱水设备的尺寸和质量。本文实验结果对海上特稠油静电聚结脱水处理工艺设计具有一定指导意义。

渤海；特稠油；自然沉降；静电聚结；脱水实验

稠油的密度与水十分接近，沥青质、胶质的含量多，黏度非常大，流动性差，且在开采过程中容易形成稳定的油包水乳状液，因此油水分离十分困难。陆上油田特稠油处理温度一般维持在80～90 ℃，沉降时间在20～30 h以上，破乳剂的使用量也较大，解决稠油脱水难题的主要方法为掺混稀油和大罐沉降。近年来，海上稠油开发越来越受到关注，但由于海上平台空间有限，脱水处理方案不能照搬陆上稠油处理经验,因此稠油脱水处理方案是制约海上稠油油田经济有效开发的瓶颈，有必要研究高效稠油脱水处理技术。

传统的电脱水分离器使用金属裸电极，在原油高含水率时容易造成电极击穿，难以正常工作；新型原油静电聚结脱水技术创新性地采用绝缘电极施加电场，利用电场作用破坏原油乳化液，使水滴互相吸引、聚结，最终与原油彻底分离。近年来，国内外一些科研机构开展了电场作用下原油脱水的相关研究工作[1]。英国Bradford大学化学工程系Bailes教授课题组在20世纪80年代开发了一种静电破乳器，能在含水质量分数65%以上正常工作[2]。BP公司的Wareham油田在1992年进行了电聚结设备的首次现场试验，该油田原油密度约为858 kg/m3，属于中质油，现场处理效果表明：在温度20 ℃、处理量为71 L/min条件下，重力沉降罐油出口含水质量分数在不施加电场时为32%，施加电场后下降到8%[3]。ABB研究中心与相关研究机构合作发明了容器内置式静电聚结器VIEC(Vessel Internal Electrostatic Coalescer)[4]，在Norsk Hydro研究中心多相流流道上分别使用 3 种不同密度的原油(分别为927.9、881.6、865.4 kg/m3)对VIEC工作性能进行了测试，测试温度55 ℃、测试压力4.0 MPa[5]，当VIEC通电时分离器油出口含水质量分数低于6%,静电聚结破乳分离能力得到很好的展示。Troll C采油平台于2003年在一级分离器安装使用VIEC技术，处理量为1 457 m3/h；Aible公司研发出能够适应150 ℃高温环境的VIEC。Vetco Aibel公司设计了橇装移动式测试分离器，处理能力为39.7 m3/h，通电后分离效率由未通电的27%提高到97%[6]。中海油研究总院研制了新型高含水原油静电聚结脱水器，并在流花11-1油田(原油密度933 kg/m3)开展了现场试验[7]。上述相关科研机构进行的试验和理论研究验证了电场作用对原油脱水处理的促进作用，但特稠油密度在950 kg/m3以上，原油黏度在10 000～50 000 mPa·s之间，原油流动性差，油水密度差小，原油脱水更加困难，目前还没有针对特稠油静电聚结脱水实验的结果公布。本文针对渤海特稠油A油田的探井油样开展了室内自然沉降和静电聚结脱水实验，对脱水效果及操作参数进行了验证，对特稠油静电聚结脱水处理工艺设计具有一定指导意义。

1 油品基本物性

渤海A油田探井油样基本物性如表1所示，包含馆陶组(G)和明化镇组(M)2个层位，馆陶组和明化镇组原油50 ℃下的黏度分别为53 203、36 427 mPa·s，都属于特稠油。馆陶组和明化镇组的配产比例为4∶1，2个层位混合油样黏温曲线如图1所示。在15 ℃室温环境下A油田原油流动性非常差，如图2所示。从原油(馆陶组∶明化镇组=4∶1)黏温曲线可以看到，油样的黏温敏感性非常强，油水乳化的反相点含水率在40%左右。

表1 渤海A油田馆陶组及明化镇组原油性质Table 1 Oil property of Guantao Formation and Minghuazhen Formation in A oilfield in Bohai sea

图1 渤海A油田原油黏温曲线(馆陶组∶明化镇组=4∶1)Fig .1 Viscosity-temperature curve of A oilfield in Bohai sea (G∶M=4∶1)

图2 渤海A油田原油室温环境下油样照片(15 ℃)Fig .2 Photo of oil sample at ambient temperature of A oilfield in Bohai sea(15 ℃)

2 室内实验

海上特稠油开发将面临原油脱水的巨大难题，如果无法解决，会成为制约海上特稠油开发的技术瓶颈。目前海上油田还没有特稠油规模开发的具体工程经验，尤其在原油处理流程和设计参数上无经验可循，因此非常有必要利用室内实验方法开展特稠油脱水实验研究，探索处理温度、停留时间、药剂浓度等具体设计参数，指导海上特稠油工艺处理方案设计。

2.1 实验方法

根据目标油水比例，用烧杯称取油样，加入相应水量，在90 ℃水浴中预热30 min左右，用数显搅拌机搅拌10 min左右，制成实验用含水乳化液。将乳化液放入不锈钢脱水罐中，在设定的水浴温度下进行脱水实验。不锈钢脱水罐与实验所用电极照片如图3所示，万能击穿实验仪器的高压端连接到电极上，不锈钢脱水罐的外壁接地，实验中施加设定好的电压。实验完成后，从脱水罐下部排出水量并进行计量，最后计算出剩余油中的含水量。由于在高含水原油中利用裸电极施加电场会造成电流击穿，因此，为了测试高含水原油静电聚结脱水效果，制作了绝缘电极。制作时需要将不锈钢电极套上绝缘管，绝缘管材料为全氟乙烯丙烯共聚物(FEP)，底部用玻璃珠密封，放入烘箱中逐渐升温至150～220 ℃，在此温度下烘烤30～60 min，绝缘材料完全收缩均匀，紧密的包覆在不锈钢电极上，形成绝缘层。

图3 不锈钢脱水罐与实验所用电极照片Fig .3 Photo of stainless steel dehydration tank and electrodes

2.2 自然沉降脱水实验

针对馆陶组∶明化镇组=4∶1比例的特稠油，开展了不施加电场条件下自然沉降脱水实验。初始含水为60%，不同处理温度、不同破乳剂浓度条件下的实验结果如图4所示。可以看到,室内制备的特稠油乳化液较为稳定，在90 ℃处理温度、不加破乳剂时，静置沉降300 min后没有水分离出；加入200 mg/L破乳剂后，脱水效果有明显改善，但是油水分离需要长时间的沉降，沉降300 min后油中含水为34%左右；提高处理温度至110 ℃，脱水效果进一步改善，经过300 min沉降后油中含水在31%左右。由于海上平台空间紧张，如此长的脱水沉降时间会造成平台甲板面积的增加和投资上升，因此重点开展了电场作用对特稠油脱水效果的促进实验研究。

图4 特稠油自然沉降脱水处理后原油含水率 (无电场作用，馆陶组∶明化镇组=4∶1)Fig .4 Water content of crude oil at different residence time (no electric field,G∶M=4∶1)

2.3 静电聚结脱水实验

静电聚结脱水实验同样针对馆陶组∶明化镇组=4∶1比例的特稠油开展。根据自然沉降脱水试验结果，升高处理温度可以明显提高脱水效率，但是也会大幅增加原油处理的加热负荷，因此首先针对处理温度影响开展了脱水试验，结果如图5所示。该实验原油的初始含水为20%，破乳剂浓度200 mg/L，电压1 100 V，停留时间40 min。从图5可以看到，随着处理温度的增加，处理后原油含水率不断降低，温度为130 ℃时脱后原油含水为5.8%；温度继续增加到135 ℃，脱水效果提升不明显，脱后原油含水率为5.2%；温度进一步升高到140 ℃，脱后原油含水反而上升至14%。分析认为，升高温度虽然可以降低特稠油的黏度，但同时也会使特稠油和水的密度差减小，因此特稠油脱水处理温度不是越高越好。

图5 特稠油不同处理温度电聚结脱水后原油含水率 (有电场作用，馆陶组∶明化镇组=4∶1)Fig .5 Water content of crude oil at different dehydration temperature(with electric field，G∶M=4∶1)

图6给出了不同停留时间下电聚结脱水后原油含水率的实验结果。该实验所用原油的初始含水率为40%，破乳剂浓度200 mg/L，电压3 500 V，温度130 ℃。从图6可以看到，静电聚结脱水处理的停留时间越长，处理后原油的含水率越小，但是含水率降低的变化趋势随着停留时间的延长而变缓。

图6 特稠油不同停留时间电聚结脱水后原油含水率 (有电场作用，馆陶组∶明化镇组=4∶1)Fig .6 Water content of crude oil at different residence time(with electric field，G∶M=4∶1)

图7 给出了不同破乳剂浓度下电聚结脱水后原油含水率实验结果。该实验所用原油初始含水为60%和80%，电压2 500 V,处理温度90～130 ℃,停留时间40 min。从图7可以看到，破乳剂可以较为有效地提高特稠油脱水处理效果，且随着破乳剂浓度的增加，脱水处理后原油含水率随之降低。

图7 特稠油不同破乳剂浓度电聚结脱水后原油含水率 (有电场作用，馆陶组∶明化镇组=4∶1)Fig .7 Water content of crude oil at different emulsion concentration(with electric field，G∶M=4∶1)

图8给出了不同电压等级下电聚结脱水后原油含水率实验结果。该实验所用原油初始含水分别为40%、50%和80%，破乳剂浓度为200 mg/L，处理温度90～130 ℃，停留时间40 min。从图8可以看到，由于采用了绝缘电极，避免了传统电极在高含水下会造成击穿的问题，在不同的含水率范围都可以通过施加电场促进油水分离效率，而且电压越高，电场强度越大，静电聚结脱水效果也越好。

图8 特稠油不同电压等级电聚结脱水后原油含水率 (有电场作用，馆陶组∶明化镇组=4∶1)Fig .8 Water content of crude oil at different voltage (with electric field，G∶M=4∶1)

通过上述系列实验，关键参数下的馆陶组∶明化镇组=4∶1 特稠油静电聚结脱水实验结果如表2所示。

表2 特稠油静电聚结脱水实验结果 (馆陶组∶明化镇组=4∶1)Table 2 Experimental results of electrostatic coalescence dehydration for crude oil(G∶M=4∶1)

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%[8]，过高的原油含水量会造成电脱水器内电极击穿，存在电场无法建立的问题。因此，在静电聚结脱水实验中重点关注了在初始含水30%～90%条件下，使脱后含水降低到30%以下的具体参数情况。对于初始含水70%～90%范围内的乳化液，温度110 ℃，电压3 000 V左右，破乳剂浓度200～300 mg/L，沉降时间40 min，静电聚结处理脱后含水可以满足小于30%的要求。对于初始含水30%～60%范围内的乳化液，由于低含水率时油水的乳化程度增强，需要升高处理温度至130 ℃，电压3 000～3 500 V，破乳剂浓度200～300 mg/L，沉降时间40 min，使静电聚结脱后含水小于30%，满足进入常规电脱水器进一步处理的要求。

3 结论

针对海上油田特稠油研制了绝缘电极并进行了自然沉降和室内静电聚结脱水实验，结果表明，所研制的绝缘电极可以适应高含水特稠油脱水工况，对于初始含水70%～90%范围内的乳化液，处理温度110 ℃，在适当的电场强度和药剂浓度作用下，沉降时间40 min，脱后含水可以低于30%；对于初始含水30%～60%范围内的乳化液，处理温度130 ℃，在适当的电场强度和药剂浓度作用下，沉降时间40 min，脱后含水可以低于30%，满足相关规范中对进入常规电脱水器进一步处理的要求。通过与自然沉降脱水实验进行对比，静电聚结脱水技术能够较大幅度的提高特稠油脱水效率，大幅降低海上特稠油脱水设备的尺寸和质量。本文实验结果对海上特稠油静电聚结脱水处理工艺设计具有一定指导意义。

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[8] 石油工业标准化技术委员会石油工程建设专标委.SY/T0045—2008原油电脱水设计规范 [S].北京：石油工业出版社，2008.收稿日期：2016-09-14 改回日期：2016-11-21

(编辑：叶秋敏)

Experimental study on electrostatic coalescence dehydration of extra-heavy oil in offshore oilfields

ZHANG Ming WANG Chunsheng ZHENG Xiaopeng SHANG Chao WANG Haiyan

(CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China)

Bohai extra-heavy oil has the characteristics of high viscosity and high density.In order to solve the problem of the oil dehydration, an insulated electrode was developed and experiments on natural precipitation and electrostatic coalescence dehydration were carried out.The experimental results show that the insulated electrode is applicable in the dehydration operation conditions of high WOR emulsion.For emulsions with initial water content ranging from 70% to 90%, at operation temperature of 110 ℃, the water content would be lower than 30% after 40 min precipitation under appropriate electric field intensity and chemical concentration.If the initial water content ranges from 30% to 60%, the same results could be achieved under similar operation conditions except a high temperature of 130 ℃.The dehydration results meet the requirements in related specifications for further processing in conventional electrostatic dehydrators.Compared with the experimental results of natural precipitation dehydration, the electrostatic coalescence technology can greatly improve the dehydration efficiency of heavy oil, and greatly reduce the size and weight of offshore equipment.The experimental results have important guiding significance for the design of electrostatic coalescence dehydration process of extra-heavy oil.

Bohai sea； extra-heavy oil； natural precipitation； electrostatic coalescence； dehydration experiment

*“十三五”国家科技重大专项“海上稠油热采技术(编号：2016ZX05025-004)”、中海油研究总院技术支持课题“旅大5-2北油田稠油集输方案研究 ”部分研究成果。

张明，男，高级工程师，毕业于北京工业大学，获博士学位，主要从事海上油气工艺技术研究与设计工作。地址：北京市朝阳区太阳宫南街6号院海油大厦(邮编:100028)。E-mail：zhangming3@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)04-0159-05

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.04.021

TE868

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