深水浮式平台新型静电聚结原油脱水技术现场试验

， ， ， ，

(中海油研究总院， 北京 100028)

深水浮式平台新型静电聚结原油脱水技术现场试验

张明，王春升，郑晓鹏，尚超，王海燕

(中海油研究总院，北京100028)

研发的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加速油水分离，能适应高含水率原油的脱水工况。将试验样机在流花11-1 FPSO和渤中34-1平台进行现场中试试验，结果表明：静电聚结原油脱水技术可适应高含水原油脱水处理工况，且比常规自由水分离器效率提高50%以上。未来新型静电聚结原油脱水技术的推广和应用，可大幅降低深水浮式平台的尺寸和重量，有力促进深水油田的开发。

深水浮式平台；静电聚结；原油脱水

ZHANG Ming， WANG Chunsheng， ZHENG Xiaopeng，SHANG Chao， WANG Haiyan

0 引 言

海上油田生产后期普遍进入高含水期，井口含水率高达90%以上。传统的自由水分离器停留时间长，设备体积庞大。海上平台空间紧张，开发成本较高，尤其对于深水浮式平台来说，平台组块重量控制是深水油田降本增效开发的关键[1]。因此，研发紧凑高效的原油处理设备以减少平台空间占用、降低组块重量、节约开发成本，成为迫切需要解决的问题。外加电场等手段可以有效促进油水分离，但是传统的电脱水分离器使用金属裸电极，在高含水率下工作容易造成电极击穿，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，并最终沉降与原油彻底分离。

近年来，国内外一些科研机构也开展了电场作用下原油脱水的相关研究工作。20世纪80年代，英国Bradford大学的BAILES教授课题组开发出了静电破乳器，可适应含水质量分数65%以上的脱水工况。1991年， BAILES等[2]开展了W/O 型原油乳化液在高压脉冲DC电场下的破乳研究，结果表明，含水质量分数高达50%的原油乳化液可以在高压脉冲DC电场中得到较好的处理。ABB研究中心与挪威科技大学、SINTEF合作，发明了容器内置式静电聚结器[3](Vessel Internal Electrostatic Coalescer, VIEC ) 。2003年，VIEC技术[4]在TrollC采油平台的第1级三相分离器上安装使用，Aible公司推出了能适应150 ℃高温环境的VIEC[5]。Vetco Aibel公司研制了处理能力39.7 m3/h 的测试分离器，对静电聚结模块组件通电后，可使分离效率由27%提高到97%[6-7]。国内各科研机构在此方面的研究工作普遍处于室内研究阶段。丁艺等[8]发明了一种新型原油电脱水、脱盐设备，其核心部分为电极组件，采用波纹板状电极，电极表面均覆盖绝缘层。张黎明等[9]设计出一种绝缘紧凑型电破乳器，采用聚四氟乙烯和环氧树脂作为绝缘材料进行了试验。何利民等[10]发明了高效静电聚结器，其电极为筒状电极，外包裹致密绝缘层，筒状电极间距小，施加电压后产生高强电场，原油乳状液中的水滴长大、沉降速度增大，实现了油水的快速分离。

国内外相关科研机构也进行了一些试验和理论研究，验证了电场作用对原油脱水处理的促进作用，但均处于小规模试验阶段。从2010年开始，中海油研究总院联合相关单位，针对新型静电聚结原油脱水技术开展了技术研发，并形成多台试验样机。在油田现场进行小试、中试试验发现，设备运行稳定，处理效果较好。通过海上油田现场试验，对原油静电聚结脱水装置的最优操作参数进行了验证和优化，为未来技术的推广和应用奠定了基础。

1 流花11-1油田现场小试试验

试验地点在流花11-1油田，油品20℃时的密度为938 kg/m3。流花11-1油田现场井口产出液平均含水率大于80%。现场一级三相分离器后，原油含水率可降至16%左右，一级分离器的沉降时间为40 min，分离器操作温度为52 ℃～58 ℃。现场小试试验设备整体尺寸为4 600 mm(L)×2 500 mm(W)×4 300 mm(H)，设计最大处理量为40 m3/h，操作压力0.25 MPa。试验装置由脱气罐和静电聚结分离器组成，采出液在脱气罐内实现气液分离，分离后的液相进入静电聚结分离器完成油水分离。此次试验内容主要包括静电聚结分离器与现场一级分离器的处理效果对比，电压对静电聚结脱水处理效果的影响和停留时间对静电聚结脱水处理效果的影响等。系统采用橇装模块化结构设计，受生产现场条件限制，试验时间为1周。设备结构如图1所示。

图1 高含水采出液静电聚结脱水处理设备结构

首先在不加电场停留时间40 min的条件下，开展与现场一级分离器脱水效果的对比试验，从而验证静电聚结脱水设备的有效性。试验结果见表1。现场的一级分离器入口含水率为85%左右，沉降时间40 min，出口原油含水率可达16%，操作温度为56 ℃。同样沉降时间为40 min，静电聚结脱水设备在不施加电场时，处理后原油含水率可达4%左右。这主要是两个方面的原因：一是结构上采用了气液分离和油水分离分开的设计，这样油水分离过程不会受到气相的干扰，罐内液体波动较小，提高了油水自然沉降分离的效果；另一方面设备采取下进上出的进料方式和进料分布系统，提高了相同空间内的油水分离级数和油水分离效率。在停留时间10 min条件下，开展了静电聚结分离器不加电场的试验，脱水后原油含水率为16%～22%。为了验证施加电场后的脱水效果，在停留时间10 min，7 kV电压下开展了脱水试验，脱水效果大大提升，脱水后含水率达到7.2%～8.5%。

表1 卷制冷成型钢管接长后的最终公差和测量基准

在不同电压条件下开展试验。静电聚结脱水分离器在不同电场强度下的脱水效果如图2所示。由图2可知：随着电场强度的增加，脱水后原油的含水率显著降低。电压从5 kV升高到8 kV的作用效果并不十分明显，随着继续升高电压，脱水效率明显提高。在电压8 kV时，脱水后原油含水率为1.6%；在电压为10 kV时，脱水后原油含水率为0.75%。试验过程中进入聚结分离器的含水率在80%～97%范围内波动，没有对静电聚结脱水设备的分离效果造成影响，说明该设备在含水率波动较大范围内都具有良好的适应性。

图2 在不同电压条件下，试验设备处理效果(停留时间40 min，处理温度56℃)

分别在停留时间为10 min，20 min，30 min，40 min时开展试验，研究在不同停留时间下静电聚结设备的处理效果，结果如图3所示。由图3可知：在试验的停留时间范围内，静电聚结脱水分离器均有较好的脱水效果，脱水效果随着停留时间的延长而提高。在停留时间为10 min时，设备出口原油含水率为7.8%；随着停留时间延长，原油脱后含水逐渐降低，在停留时间为40 min时，出口原油含水率仅为1.3%。

图3 不同停留时间下，试验设备处理效果(电压7 kV，处理温度56℃)

2 渤中34-1油田现场中试试验

现场中试试验在渤中34-1油田WHPD平台开展，设备制造和控制系统设计完全按照海上平台供货设备要求执行，设备拟在WHPD平台长时间运行，以检验设备连续运行的处理效果和可靠性。渤中34-1油田属于中质油，20℃油品密度为893 kg/m3。静电聚结原油脱水处理系统的结构示意图如图4所示。设备整体尺寸8 000 mm(L)×2 700 mm(W)×4 496 mm(H)，系统采用橇装模块化设计。静电聚结脱水器的最大液体处理量为60 m3/h，气体处理量为0.3×104Sm3/d。

图4 静电聚结脱水器中试设备结构示意图

渤中34-1油田WHPD平台现场一级分离器处理停留时间为20 min，操作温度59 ℃，入口含水率在20%左右，油出口含水率为6%～8%，水出口含油量为20～40 mg/L。为了验证处理效果，与WHPD平台的一级分离器开展了对比试验。

静电聚结中试装置的操作参数见表2。由表2可知：在与平台现场一级分离器相同的操作条件下，静电聚结分离器的油出口含水率为0.2%～0.8%，水出口含油量为32～81 mg/L，大大提高了分离效率。试验设备连续运行3个月，达到了中试试验的目标。

表2 静电聚结分离器渤中34-1油田现场中试试验结果

3 结 论

新型原油静电聚结脱水技术能适应高含水原油脱水处理工况，与常规重力沉降式自由水分离器相比，可以大大提高油水分离效率。通过绝缘电极的研发和室内测试，海上油田现场的小试、中试验证，设备运行稳定，取得了较好的处理效果，研究工作得到的主要结论如下：

(1) 静电聚结原油脱水技术可适应含水率高达98%的含水原油脱水处理工况，可以用于海上油田高含水井液高效油水分离；

(2) 静电聚结脱水设备比常规自由水分离器分离效率提高50%以上；

(3) 现场试验结果表明，静电聚结脱水设备对含水率波动具有较强的适应性，且长时间连续运行工况下运行稳定；

(4) 新型静电聚结原油脱水设备经过中试试验的验证，具备了推广应用的条件，如未来应用于深水浮式平台可大幅降低深水油田的开发成本。

[ 1 ] 《海洋石油工程设计指南》编委会. 海洋石油工程设计概论与工艺设计(海洋石油工程设计指南第1册)[M]. 北京：石油工业出版社, 2007.

[ 2 ] BAILES P J, LARKAI S K L.An Experimental Investigation into the Use of High Voltage D.C. Fields for Liquid Phase Separation. TransI. Chem. Eng, 1981, 59 (03):229-235.

[ 3 ] LESS S, HANNISDAL A, BJФRKLUND E, et al. Electrostatic Destabilization of Water-in-Crude Oil Emulsions: Application to a Real Case and Evaluation of the Aibel VIEC Technology[J]. Fuel, 2008, 87(12):2572-2581.

[ 4 ] WALSH J M, SAMS G W, LEE J M. Field Implementation of New Electrostatic Treating Technology[C]//Offshore Technology Conference,Houston,USA,2012.

[ 5 ] ALQAHTANI A, PETROLEUM Q. Vessel Internal Electrostatic Coalescer Technology[C]//Society of Petroleum Engineers, Doha,Qatar,2012.

[ 6 ] SELLMAN E L, SAMS G, MANDEWALKAR P. Benefits of Using Advanced Electrostatic Fields in Crude Oil Dehydrators and Desalters[C]//Society of Petroleum Engineers, Doha,Qatar,2012.

[ 7 ] KRALOVA I, SJФBLOM J, ФYE G, et al. Heavy Crude Oils/Particle Stabilized Emulsions[J]. Advances in Colloid and Interface Science, 2011(169): 106-127.

[ 8 ] 丁艺, 陈家庆, 尚超, 等. W/O型乳化液在矩形流道中的静电聚结破乳研究[J]. 石油化工高等学校学报， 2010(3)：11-16.

[ 9 ] 张黎明, 何利民, 张晶, 等. 电极结构及绝缘层对静电聚结器的影响[J]. 油气田地面工程. 2010(10)：18-20.

[10] 何利民, 杨东海, 罗小明, 等. 新型电聚结器结构参数对液滴聚结特性的影响[J]. 中国石油大学学报(自然科学版) ，2011(6)：105-111.

FieldTestofNewCrudeOilElectrostaticCoalescenceDehydrationTechnologyonDeepwaterFloatingPlatform

( CNOOC Research Institute，Beijing 100028, China)

The new crude oil electrostatic coalescence dehydration technology uses insulated electrodes which can adapt to the high water content crude oil dehydration. The field tests are implemented at LH11-1 FPSO and BZ34-1 platform. In the field test, the electrostatic coalescence dehydration equipment work stability in high water cut crude oil and efficiency is increased by 50% than that of conventional gravity separator. The application of this new technology will greatly reduce the size and weight of deepwater floating platform.

deepwater floating platform; electrostatic coalescence; oil dehydration

TE56

A

2016-05-13

“十三五”国家科技重大专项“海上稠油高效开发新技术” (2016ZX05025)

张 明(1981-)，男，高级工程师

1001-4500(2017)05-0049-06