渤海X中心处理平台接收上游某超稠油热采平台来液，来液含水不低于50%，经过原油加热器加热后，进入静电分离器脱去大多数游离水，又经过电脱加热器加热，随后进入电脱水器进行进一步脱水。含水在20%左右的原油在进入电脱水器后，按照ODP设计在电脱作用下进一步脱水，含水应降低至1%以下，但是实际运行中电脱水器油相出口化验含水长时间在5%-8%，有时甚至可以到10%，明显高于ODP设计，这直接导致外输含水升高，因此如何提高脱水效率显得尤为重要。

电脱脱水现状调查
经过日常持续调整发现，超稠油电脱水器长时间无油水界面，电流异常高，在长时间开大水相出口后，电脱水器电流会明显降低，油相出口含水也会逐渐降低，但是水相出口近似稀油。随后尝试关闭水相出口阀门，进行憋油水界面操作，但比较困难，需要近24小时才能出现油水界面，期间油相出口含水不断升高。
超稠油有密度高、粘度大的特性，50℃时其粘度在3*10⁴mPa·s-7*10⁴mPa·s，20℃时地面原油密度在1.004g/cm³-1.011g/cm³，其密度略大于水，电脱水器中经过电场脱出的游离水为非连续相，原油为连续相，又由于超稠油特性，因此游离水和原油很难靠重力分离并沉降，严重影响电脱水器的正常脱水。
又通过对比ODP设计参数发现：流程日常运行温度偏低，而原油密度和粘度都与温度负相关，原油温度越低密、黏度越高，因此温度是影响脱水的一个重要因素。
超稠油脱水效率试验
为了利用平台现有条件以及流程提升电脱水器的脱水效果，降低外输含水，所以进行了一系列试验，以便有针对性的采取相关措施。
 
超稠油加热实验。在超稠油电脱水器油相出口，用专用取样杯取超稠油油样一杯，另外取渤海X油田原油油样一杯作为对比样，将两杯油样在相同环境下放置到室温；将化验室水浴锅温度设置到70℃，待水浴锅温度达到设置温度70℃后将两杯油样放入水浴锅内，并在两杯油样中各插入一个量程100℃的温度计，确保温度计位于油样中部；用秒表计时，直至油样温度到70℃，超稠油油样从室温加热至70℃用时17分钟；渤海X油田油样从室温加热至70℃用时10分25秒。从实验结果来看：在相同的加热条件下超稠油升温较为缓慢。这也是在原油加热器、电脱入口加热器各投用一个的情况下，流程温度普遍低于ODP设定温度的主要原因。
 
污水穿透原油实验。通过提升温度降低密度可以一定程度上提高脱水效率，但是粘度是否对脱水有影响无法确认，为此我们采用不同方式掺渤海X平台自产原油来降低其粘度，并进行了以下试验，见图1。
 

图1  原油油样及其混合示意图
图2 墨水穿透油样试验照片

取三个相同的100ml量筒，每个量筒内加注50ml的淡水，将超稠油与自产原油按照不同比例，不同形式进行混合，用注射器加注到量筒淡水上部，具体如下：超稠油与自产原油混合均匀的油样：2.5ml注射器共加注6注射器，共15ml；
超稠油与自产原油未混合均匀的油样：一层超稠油（2.5ml注射器一管），再一层自产原油（2.5ml注射器一管），重复三次，共2.5ml注射器6注射器，共15ml；
超稠油夹自产原油油样：超稠油油样2.5ml注射器加3管，资产原油加一注射器（2.5ml），上部超稠油2.5ml注射器加3注射器，共7注射器17.5ml；配置示踪水样，在淡水中加注几滴墨水，以便在淡水穿过原油进入淡水层时第一时间能够发现；将三个量筒放置到水浴锅内，将水浴锅设置到90℃，待水浴锅达到设置温度，持续加热半小时，确保三个量筒内的介质都为90℃。向三个量筒中各滴入墨水混合液一注射器（2.5ml），注射过程中要加注到中间区域，防止示踪水样沿量筒壁下去；同时用秒表开始计时，持续关注量筒内淡水颜色。在4分30秒时候，装有超稠油与X油田原油混合均匀的油样的量筒内墨水的穿过油层进入底部淡水；在4分42秒的时候，装有超稠油与X油田原油未混合均匀的油样的量筒内墨水穿过油层进入底部淡水；在12分20秒的时候，装有超稠油夹X油田原油油样的量筒内墨水穿过油层进入底部淡水，见图2。
  
墨水穿透混合均匀油样   墨水穿透未混合均匀油样     墨水穿透超稠油夹自产原油油样
 
从上述实验结果看，墨水穿过三个油样用时不同，污水穿透三个油样时间依次变长，即水穿透超稠油与自产原油均匀混合油样的用时最短，这也说明如果将超稠油与自产原油混合均匀，其粘度较超稠油更低，游离的水更容易与原油分离，并沉降下去。

从上述试验我们也看出超稠油加热较为困难，因此建议增加原油加热器、电脱入口加热器投用数量，进一步提升流程温度，降低超稠油的密度和粘度，更有利于其在电脱水器中依靠重力实现油水分离。上述实验对于掺液处理有很强的指导意义，即将渤海X平台老流程与该平台超稠油流程互联互通掺液处理，进一步降低电脱内原油粘度，进而利于电脱水器脱水效率提升。但是受制于设备处理能力以及其它方面的影响，所以两种原油以何种比例均匀混合最有利于其脱水需要后面进一步研究。