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渤海X中心處理平臺接收上游某超稠油熱采平臺來液，來液含水不低于50%，經過原油加熱器加熱后，進入靜電分離器脫去大多數游離水，又經過電脫加熱器加熱，隨后進入電脫水器進行進一步脫水。含水在20%左右的原油在進入電脫水器后，按照ODP設計在電脫作用下進一步脫水，含水應降低至1%以下，但是實際運行中電脫水器油相出口化驗含水長時間在5%-8%，有時甚至可以到10%，明顯高于ODP設計，這直接導致外輸含水升高，因此如何提高脫水效率顯得尤為重要。

電脫脫水現狀調查
經過日常持續調整發現，超稠油電脫水器長時間無油水界面，電流異常高，在長時間開大水相出口后，電脫水器電流會明顯降低，油相出口含水也會逐漸降低，但是水相出口近似稀油。隨后嘗試關閉水相出口閥門，進行憋油水界面操作，但比較困難，需要近24小時才能出現油水界面，期間油相出口含水不斷升高。
超稠油有密度高、粘度大的特性，50℃時其粘度在3*10⁴mPa·s-7*10⁴mPa·s，20℃時地面原油密度在1.004g/cm³-1.011g/cm³，其密度略大于水，電脫水器中經過電場脫出的游離水為非連續相，原油為連續相，又由于超稠油特性，因此游離水和原油很難靠重力分離并沉降，嚴重影響電脫水器的正常脫水。
又通過對比ODP設計參數發現：流程日常運行溫度偏低，而原油密度和粘度都與溫度負相關，原油溫度越低密、黏度越高，因此溫度是影響脫水的一個重要因素。
超稠油脫水效率試驗
為了利用平臺現有條件以及流程提升電脫水器的脫水效果，降低外輸含水，所以進行了一系列試驗，以便有針對性的采取相關措施。
 
超稠油加熱實驗。在超稠油電脫水器油相出口，用專用取樣杯取超稠油油樣一杯，另外取渤海X油田原油油樣一杯作為對比樣，將兩杯油樣在相同環境下放置到室溫；將化驗室水浴鍋溫度設置到70℃，待水浴鍋溫度達到設置溫度70℃后將兩杯油樣放入水浴鍋內，并在兩杯油樣中各插入一個量程100℃的溫度計，確保溫度計位于油樣中部；用秒表計時，直至油樣溫度到70℃，超稠油油樣從室溫加熱至70℃用時17分鐘；渤海X油田油樣從室溫加熱至70℃用時10分25秒。從實驗結果來看：在相同的加熱條件下超稠油升溫較為緩慢。這也是在原油加熱器、電脫入口加熱器各投用一個的情況下，流程溫度普遍低于ODP設定溫度的主要原因。
 
污水穿透原油實驗。通過提升溫度降低密度可以一定程度上提高脫水效率，但是粘度是否對脫水有影響無法確認，為此我們采用不同方式摻渤海X平臺自產原油來降低其粘度，并進行了以下試驗，見圖1。
 

圖1  原油油樣及其混合示意圖
圖2 墨水穿透油樣試驗照片

取三個相同的100ml量筒，每個量筒內加注50ml的淡水，將超稠油與自產原油按照不同比例，不同形式進行混合，用注射器加注到量筒淡水上部，具體如下：超稠油與自產原油混合均勻的油樣：2.5ml注射器共加注6注射器，共15ml；
超稠油與自產原油未混合均勻的油樣：一層超稠油（2.5ml注射器一管），再一層自產原油（2.5ml注射器一管），重復三次，共2.5ml注射器6注射器，共15ml；
超稠油夾自產原油油樣：超稠油油樣2.5ml注射器加3管，資產原油加一注射器（2.5ml），上部超稠油2.5ml注射器加3注射器，共7注射器17.5ml；配置示蹤水樣，在淡水中加注幾滴墨水，以便在淡水穿過原油進入淡水層時第一時間能夠發現；將三個量筒放置到水浴鍋內，將水浴鍋設置到90℃，待水浴鍋達到設置溫度，持續加熱半小時，確保三個量筒內的介質都為90℃。向三個量筒中各滴入墨水混合液一注射器（2.5ml），注射過程中要加注到中間區域，防止示蹤水樣沿量筒壁下去；同時用秒表開始計時，持續關注量筒內淡水顏色。在4分30秒時候，裝有超稠油與X油田原油混合均勻的油樣的量筒內墨水的穿過油層進入底部淡水；在4分42秒的時候，裝有超稠油與X油田原油未混合均勻的油樣的量筒內墨水穿過油層進入底部淡水；在12分20秒的時候，裝有超稠油夾X油田原油油樣的量筒內墨水穿過油層進入底部淡水，見圖2。
  
墨水穿透混合均勻油樣   墨水穿透未混合均勻油樣     墨水穿透超稠油夾自產原油油樣
 
從上述實驗結果看，墨水穿過三個油樣用時不同，污水穿透三個油樣時間依次變長，即水穿透超稠油與自產原油均勻混合油樣的用時最短，這也說明如果將超稠油與自產原油混合均勻，其粘度較超稠油更低，游離的水更容易與原油分離，并沉降下去。

從上述試驗我們也看出超稠油加熱較為困難，因此建議增加原油加熱器、電脫入口加熱器投用數量，進一步提升流程溫度，降低超稠油的密度和粘度，更有利于其在電脫水器中依靠重力實現油水分離。上述實驗對于摻液處理有很強的指導意義，即將渤海X平臺老流程與該平臺超稠油流程互聯互通摻液處理，進一步降低電脫內原油粘度，進而利于電脫水器脫水效率提升。但是受制于設備處理能力以及其它方面的影響，所以兩種原油以何種比例均勻混合最有利于其脫水需要后面進一步研究。