电脱水.电脱盐

第四节 电脱水、电脱盐工艺设计

一、 原油脱水和脱盐的目的及标准

1. 原油脱水和脱盐的目的和方法

在石油开采过程中，通常从地下采出的原油含有水或盐，并随着开采年限的增加与注水开发，油井产水量也会不断地增加直到开采失去经济价值而废弃该油井。如果在生产过程中原油不进行脱水处理，一方面含水量较高会增加原油在生产、储存和运输等过程中设备容量，增加了开发过程中的成本；另一方面不能满足用户对含水量要求。如果达不到用户的要求，就会降低原油的销售价格或失去该原油产品的市场竞争力。脱水的最终目的是分离出油水混合液中的污水及杂质，以获得合格的商品原油，达到原油销售的含水标准。

常见的原油脱水的方法主要有：重力沉降、加热沉降、化学脱水、电脱水与电化学脱水等。这几种脱水方法在海上油田开发中均被采用，大多数的情况下是两种或以上的方法组合使用。具体采用何种流程和方法可根据油品性质、含水率及乳化程度、油田工程方案具体情况，通过试验及技术经济对比确定。由于电化学脱水具有破乳能力强，脱水效率高，占地面积小等特点，在海上油田中得到了广泛的应用。

原油含盐量过高不仅会增加原油在处理、运输和储存过程中设备或管道的腐蚀，更重要的是对下游炼油厂来说，含盐量过高不能进入炼厂进行直接加工炼制。一般情况下，炼厂在买入原油时要规定原油含盐量指标。在工艺设计过程中，应根据原油中的含水量和水中的含盐量，计算确定最终原油中的含盐量是否低于规定的指标，如果不能满足要求，则应采取经济有效的工艺方法，使原油中的含盐量低于规定的指标。

脱盐工艺主要利用原油中的盐易溶解于淡水中的原理，采用淡水“冲洗”含盐原油的方法。由于原油中盐溶于水中，在脱水的同时也脱除了大部分的盐。原油含水量减少，盐含量也相应地减少，并最终能满足用户要求。从理论上看，原油产品含水量越低，则其含盐量就越小；冲洗后水中盐浓度越低，则其含盐量就越小。所以，对于含盐原油脱水越干净，冲洗水及冲洗次数越多，最终原油含盐量越低，但这会大大增加生产成本，一般会考虑采用最经济的工艺处理方案达到能满足用户需要即可。

2. 原油脱水和脱盐的标准

按我国现行的石油天然气行业标准《原油电脱水设计规范》（SY/T 0045-1999），对脱水原油的水含量标准按轻质原油（20℃时，密度小于或等于0.8650g/cm3）、中质原油（20℃时，密度为0.8651~0.9160g/cm3）、重质原油（20℃时，密度为0.9161~0.9960g/cm3）分为三个等级标准，即为：对于轻质原油的脱水原油，其含水量指标应小于或等于0.5%（质量）；对于中质原油的脱水原油，其含水量指标应小于或等于1%（质量）；对于重质原油的脱水原油，其含水量指标应小于或等于2%（质量）；但按照1988年石油行业颁布的出矿原油技术条件（SY 7513-88），石蜡基原油含水量不大于0.5%（质量），中间基原油不大于1.0%（质量），环烷基原油不大于2.0%（质量）。国际上每个国家或企业也有各自不同的等级标准。

原油脱盐的目的是分离出原油中的盐杂质，降低原油中盐含量以获得合格的净化商品原油，满足用户要求，同时脱盐与脱水往往是同时进行的，而脱水/脱盐后原油含盐量的多少以及是否需要脱盐工艺要根据具体用户或消费者而定。美国雪夫龙石油公司编制的《海上油气田工程设计实用手册》中提到大多数炼厂购买的原油中含有10PTB（0.028 kg/m3）至20PTB（0.057 kg/m3）的盐，而将此种原油注入原油蒸馏釜前需进行脱盐处理，使其含盐量降至1 PTB

（0.003 kg/m3）至5PTB（0.014 kg/m3）。

目前原油脱盐还没有形成统一的国际规定，但是我们可以根据相关的石油行业标准中关于合格原油的定义来确定。通常我们认为合格原油的含盐量标准为：含盐量小于57mg/L（相当于0.057kg/m3）；国际上通常将原油的含盐量小于20 PTB（0.057 kg/m3）作为合格原油的含盐量指标，但该含盐量指标是一个参考指标，具体是否需进行脱盐工艺需结合原油含水和水中含盐量具体确定。

上述标准是在工艺设计时或在前期研究阶段应予遵循和考虑的，但在工艺方案的最终确定阶段，应与原油销售部门紧密结合，根据原油的销售去向和用途，共同确定经济合理、适合原油特性的处理指标。

二、 原油电脱水和脱盐的机理

1. 原油电脱水的机理

电脱水的过程也就是乳化原油在高压电场力（交、直流电场）的作用下经过破乳、聚结、沉降，使原油与水分离的过程。其基本原理是破坏乳化液油水界面膜的稳定性，使其破裂，促进水颗粒凝聚成大水滴，借助油水密度差将水从原油中沉降下来。电脱水器聚结段的有电栅极可诱导水滴间偶极子的吸引，从而增加它们足够大的相互碰撞机会而达到聚结的目的。具体机理是将原油乳状液置于高压直流或交流电场中，由于电场对水滴的作用，使水滴发生变形并产生静电力。水滴变形可削弱乳化膜的机械强度，静电力可使水滴的运动速度增大，动能增大，促进水滴碰撞，而碰撞时其动能和静电力位能便能够克服乳化膜的障碍而彼此聚结成粒径较大的水滴，在原油中沉降分离出来。

水滴在电场中聚结主要有三种方式，即电泳聚结、偶极聚结和振荡聚结。

1) 电泳聚结

根据异性电相吸引的原理，在直流电场中，水滴移向与其本身电荷电性相反的电极，此现象称为电泳。由于原油中各种粒径水滴的界面上都带有同性电荷，故原油乳状液中全部水滴，将以相同的方向运动。

在电泳过程中，水滴受原油的阻力作用产生拉长变形，并使界面膜机械强度削弱，同时因水滴大小不等、所带的电量不同和运动时所受的阻力各异，故各水滴在电场中运动速度不同，水滴发生碰撞，使削弱的界面膜破裂，水滴合并增大，从原油中沉降分出。未发生碰撞合并或碰撞合并后还不足以沉降的水滴将运动至与水滴相反的电极区附近。由于水滴在电极区附近密集，增加了水滴碰撞合并的机率，使原油中大量小水滴主要在电极区附近分出。电泳过程中水滴的碰撞、合并称为电泳聚结。

2) 偶极聚结

在高压直流或交流电场中，原油乳状液中水滴受电场力的极化和静电感应，使水滴两端带上不同极性的电荷即形成诱导偶极。因为水滴两端同时受正负电极的吸引，在水滴上作用的合力为零，水滴除产生拉长变形外，在电场中不产生像电泳那样的运动，但水滴的变形削弱了界面膜的机械强度，特别在水滴两端界面膜的机械强度最弱。原油乳状液中许多两端带电的水滴像电偶极子一样，在外加电场中以电力线方向呈直线排列形成“水链”，相邻水滴的正负偶极相互吸引，电的吸引力使水滴相互碰撞，合并成大水滴，从原油中沉降分离出来。这种聚结方式称为偶极聚结，偶极聚结是在整个电场中进行的。

3) 振荡聚结

在工频交流电场中，电场方向每秒改变50次，水滴内各种正负离子不断地作周期的往复

运动，使水滴两端的电荷极性发生相应的变化。离子的往复运动使水滴界面膜不断的受到冲击，使其机械强度降低甚至破裂，水滴相撞而聚结成大水滴，从原油中分离出来。这种聚结方式称为振荡聚结，振荡聚结是在整个电场中进行的。

原油乳状液在交流电场中，水滴以偶极聚结和振荡聚结为主；在直流电场中，水滴以电泳聚结为主，偶极聚结为辅。

过高的电场强度还会使水滴发生电分散作用，即由于水滴偶极矩的增大，其变形加剧，椭球形水滴两端受电场拉力过大而导致分裂。当电场强度大于4.8kV/cm时，将有电分散发生。电分散时的电场强度与油水间的界面张力有关，因此任何使油水界面张力降低的因素，如脱水温度的增高，化学破乳剂的使用，均导致电场对水滴的相对作用增强，使产生电分散时的电场强度值降低。

电脱水和脱盐所使用的电场包括交流（AC）、直流（DC）和交直流电场，表2-3-21是三种电场的适用条件、工作方式和优缺点情况比较；图2-3-36 是直流电和双电场脱水的供电示意图。

原油乳状液采用电破乳方法脱水时，应充分利用化学破乳剂的作用，提高脱水效果。由于各种原油性质不同，其形成乳状液性质也不同，需要选择不同品种的化学破乳剂与之相匹配才能有较好的破乳效果。选择破乳剂的品种和用量应通过室内破乳剂试验和现场工业试验，根据成本和效能合理的原则确定。

2. 原油脱盐的机理

原油脱盐通常采用水洗的方法。原油脱盐的机理是利用盐易溶解于水的特点，用淡水稀释原油中的盐分，使得水中含盐浓度降低，再经过脱水后，残留的水中盐的浓度也较低，从而达到所规定的要求。由于盐基本上以伴生水的溶解盐形式出现，因此原油的最终含盐量可以通过原油所含水量和剩余水中的含盐量多少通过公式计算来确定。

表2-3-21 AC、DC和交直流电场的技术特征

图2-3-36 直流电和双电场脱水的供电示意图

（a） 直流电脱水的供电 （b）双电场脱水的供电

KG-调整初级线圈电压的可控硅 B-脱水变压器 ZL-整流硅堆 TS-脱水器

三、 原油电脱水和脱盐工艺参数的确定

电脱水器和电脱盐都是油气水处理系统中的重要设备，在常规工艺中，它们是两个独立的处理系统，分别完成各自的电脱水和脱盐任务。电脱盐工艺要增加一套原油与淡水混合设备，该设备的作用是加入淡水去“冲洗”原油，便于淡水吸收原油中的盐。

1. 原油电脱水主要工艺参数的确定

原油电脱水主要工艺参数包括：操作温度、操作压力及乳化原油的停留时间、功率等。在设计时应考虑以下几个方面：

1) 原油电脱水工艺适宜处理含水小于30%的原油。如果原油乳状液的含水率太高，例如超过40%~50%时，由于乳状液电导率的上升，不易维持稳定的电场，使脱水质量急剧降低，严重时会产生电击穿，使电脱水器操作不稳定，造成事故发生。因而，对高含水率原油乳状液往往采用二段脱水，即先用沉降或热化学脱出部分的水后再进电脱水器进一步降低原油含水率。

2) 电脱水操作温度应根据原油的粘温特性确定，宜使原油的运动粘度在低于50mm2/s的条件下进行脱水。温度对乳化原油稳定性有很大影响，随着温度的增高，乳化原油稳定性下降。其主要原因为：乳化原油的主要乳化剂，如沥青质、胶质、石蜡等，在原油中的溶解度增加，减弱了由这些乳化剂构成的内相颗粒界面膜机械强度，使水滴易于在相互碰撞时合并下沉；有助于破乳剂弥散；可以增加破乳剂地反应能力；内相颗粒体积膨胀，使界面膜变薄，机械强度减弱；加强了内相颗粒的布朗运动，增加了相互碰撞合并成大颗粒的几率；油水体积膨胀系数不同，原有体积膨胀系数较大，使水和油的密度差增大，水滴易于在油相中下沉；降低了原油的粘度，水滴易于沉降。由此可见，对乳化原油加热，能使乳化原油稳定性降低，有利于原油脱水。但是加热需要消耗燃料；增加原油的蒸汽压，从而增加原油集输过程中的原油蒸发损耗；加热使乳化原油平均体积电导率增加，增加了电脱水过程中的电耗；加热还使得水滴的电分散加剧。因此，选择合适的电脱水温度很重要。实践证明，原油的粘温特性与原有电脱水的效果有密切关系，当原油在粘度为50mm2/s以下进行电脱水时，各种原油基本上均可获得很好的脱水效果。所以电脱水操作温度的确定，以使原油的粘度低于50mm2/s为条件。总之，应本着节能的原则，在达到脱水质量的前提下，尽可能对乳化原油少加热或不加热。

3) 电脱水器操作压力与原油饱和蒸汽压有关。《原油电脱水设计规范》（SY/T0045-1999）中规定：在设计时电脱水器操作压力应比操作温度下的原油饱和蒸汽压高0.15MPa。在海上油田电脱水器设计时通常也按此规范执行，但需要考虑原油工艺处理流程实际情况，综合考虑电脱水器操作压力。虽然电脱水器的操作压力对电脱水过程的诸因素没有直接影响，但根据原油在电脱水器之后进入不同的单元而选择合适的操作压力。如果原油处理流程经电脱水器后直接进储罐或船舱储存，电脱水器的操作压力只需满足原油进储罐或船舱储存的压力要求即可；若原油处理流程经电脱水器后直接经管道外输，电脱水器的操作压力可以适当提高。电脱水器入口可设置分气设施，脱除少量气体，但电脱水器的操作压力不能太低，否则出现大量气体后会影响脱水效果。

4) 电脱水器的处理能力，应根据原油乳状液在电脱水器内的停留时间确定。电脱水器

的处理能力按下式计算：

ViV=t （公式2-3-15）

式中：V-单台电脱水器处理的含水原油体积流量，m3/(h·台)；

Vi-电脱水器空罐容积，m3/台；

t-选定的含水原油在电脱水器内的停留时间，h。

5) 电脱水器的台数应按下列原则确定：

运行台数按下式计算：

n=V （公式2-3-16） V

式中 n-电脱水器台数，台；

∑V-经脱水器处理的含水原油体积流量，m3/h；

V-单台电脱水器处理的含水原油体积流量，m3/(h·台)

6) 原油乳状液在电脱水器内的停留时间，一般与乳化原油的性质有关。一般的对于轻质、中质原油停留时间为20~40min，重质原油或稠油停留时间不宜超过60min。在设计时最好按电脱试验的数据确定。

7) 电脱水器的功率按电破乳时需要加热到的温度和处理液量来确定。

8) 电脱水器内电场强度的设计，强电场部分的电场强度设计值一般为0.8~2.0kV/cm；弱电场部分的电场设计值一般为0.3~0.5kV/cm。

2. 原油脱盐工艺参数的确定

原油脱盐的主要工艺参数有：原油的含盐量计算、稀释水的量、脱盐级数选择及压力、温度等。

脱盐工艺主要分为单级脱盐工艺和二级循环的脱盐工艺。单级脱盐工艺具体流程，参见图2-3-37。二级循环的脱盐工艺是在单级脱盐工艺基础上，将电脱盐器分别处理后的污水与电脱水器入口原油重新混合，参见图2-3-38。加入第二级脱盐器，可使水再循环使用，从而减少总的淡水量。

图2-3-37 单级脱盐流程图

图2-3-38 二级循环脱盐流程图

1) 原油的含盐量计算

原油的含盐量Z（PTB）可用以下公式确定：

Z=1000⨯X1⨯K1 （公式2-3-17）

式中：

Z—原油含盐量，磅/千桶纯原油，PTB

X1=

K1=桶水=脱盐器出口端原油中的水分数，按体积计算 桶油350⨯K⨯SGw=水的含盐量，磅/桶 1000000

SGw=含盐水的比重，若未知，可假设为1.07

K=盐的浓度，百万分之几，按重量计算，ppm

2) 稀释水量的确定

处理后的原油含盐量若超过规定要求，则必须在处理过程中进行一级或多级脱盐。为了使含盐量达到可接受的标准，可以减少油中残余水量或可采用淡水稀释以降低残余水中的含盐量，或综合考虑这两个因素。稀释水也尽可能要与原油混合充分，达到稀释盐分的目的。

(1) 单级脱盐需要淡水量的计算

单级脱盐需要淡水量可以按下面公式求得：

Z=B⨯K3 （2-3-18）

A⨯K1+E⨯Y⨯K2K3=A+Y⨯E

A=1000⨯X1 1-X1

B=1000⨯X2

1-X2

C=A+Y

式中：

Z—脱盐器出口油流中每1000桶纯油的含盐量，磅/千桶纯原油，PTB

A—来流中每1000桶原油中的水量，桶

X1—来流中水的分数，按体积计算

K1—来流中每桶水的含盐量，磅

B—脱盐器出口油流中每1000桶原油中的水，桶

X2—脱盐器出口油流中水的分数，按体积计算

C—每1000桶原油中进脱盐器入口的水量，桶

K3—每桶进入第一级脱盐器水中的总盐量，磅

E—稀释水与产出水的混合效率，以分数表示（假设为0.8）

K2—每桶稀释水中的盐，磅

Y—每1000桶原油中所需的稀释水量，桶

根据公式2-3-18，若单级脱盐后原油的含盐量合格，可以推导出稀释水的量；计算公式中X2的取值一般考虑电脱水器脱水后的实际情况，若采用电脱水器脱水可以将原油中的残余水含量降低到0.2%~0.5%的范围内。在设计时，若试验室测试的相关数据为国际单位制，采用上述公式进行计算需要进行单位转换。

(2) 两级脱盐需要淡水量的计算

仅用一级脱盐工艺来除去非常高的含盐量是不实用和不经济的，因为所需的稀释水量太大。加入第二级脱盐器，可使水再循环使用，从而减少总的淡水量。通常在二级脱盐器中，稀释水是在第二级脱盐器前注入原油的，从第二级脱盐器底部分离出的排出水在第一级脱盐器前循环至原油来流中（参见图2-3-38）。将该水循环回第一级入口，便可降低盐的浓度，而且改进了从第一级出来的脱水效果。

两级脱盐需要的淡水量的计算方法与单级脱盐相同，但二级脱盐器入口参数需选用一级脱盐器出口参数，并利用物质平衡原理进行计算。

3) 脱盐工艺级数的选择

当需要进行脱盐处理时，必须确定级数。级数的确定取决于原油性质、水中含盐量、合同要求、是否有冲洗水以及冲洗水的质量。确定合适系统的一般步骤如下：

(1) 采用传统的加热脱水器时，确定原油的含盐量（公式2-3-17，正常范围为原油含0.5%~1%的水）。若有实际试验数据，计算时则可以采用；若无数据，可假设为1%的水。

(2) 将计算结果与合同要求相比较。若含盐量高于规格书中所允许的，确定使用电脱水器能达到的含盐量（正常范围为含0.2%~0.5%的水）。若无实际实验数据，假设为0.5%的水。若计算结果满足规格书的要求，则无须进一步进行处理。若结果不能满足规格书的要求，必须采用稀释/冲洗水脱盐系统。

(3) 求出单级脱盐系统所需冲洗水。一般而言，冲洗水的体积百分数为3%—8%。

(4) 确定满足考虑冲洗水量的脱盐器尺寸（若所需量合理）。

(5) 若单级脱盐器尺寸太大，而且所需冲洗水量过大，则计算二级处理器所需冲洗水量。

(6) 确定满足二级处理能力的脱盐器的尺寸。

(7) 评价设备的经济性、尺寸、冲洗水量、可获得的空间以及上述各方案的有关费用，并做出决定。

(8) 由于原油脱盐器的效率随着脱盐的多少而变化，因此获得现场实际数据则可优化原油脱盐器的设计。

脱盐器的效率、冲洗水量和级数均相互关联，因此，设计人员必须评价由增加几何尺寸和冲洗水量而增加的费用与多级系统费用之间的关系。

4) 稀释水的压力、温度要求

稀释水的压力、温度要满足流程物流平衡。冲洗水压应高于原油1.2×103 kPa（25磅/英寸2），混合阀的压降一般为0.24~0.48×103 kPa（5—10磅/英寸2）。

5) 混合效率

脱盐系统最重要的是混合冲洗水和原油的方法及设备的效率。分散在原油中的冲洗水滴直径越小，它们与夹带的盐水液滴接触和聚结的可能性越大。脱盐系统的混合效率实际上是产出水与冲洗水混合的百分率。70%~85%的混合效率便可认为是达到合理范围。

6) 脱盐计算的实例

已知：原油流量=50，000桶/天，原油比重=0.875，入口油温=80℉

产出水：含盐量= 3000mg/L，比重=1.02

冲洗水：含盐量=2000ppm

脱盐器出口处：原油含水率=0.5%

来液中：原油含水率=10%

处理后达到的标准：原油含盐量=10PTB （0.028 kg/m3）

解：根据公式1，计算脱盐器出口油流中的含盐量：

Z=1000⨯X1⨯K1

K1=350⨯K⨯SGw350⨯30000⨯1.02=10.71磅 =[1**********]000

Z=1000⨯0.005⨯10.71=54 PTB

因此，为了达到含盐量要求，需要将出口油流中的残留含水率降低至X1=10=0.093%，工艺处理上通常无法达到。因此，需要通过水冲洗，稀释并降低1000⨯10.71

残留水的含盐量的方法或综合采用这两种方法。

单级脱盐器：

将原油含盐量降低到10PTB，根据公式2， A=1000⨯0.11000⨯0.005=111桶（水），B==5.025桶（水），E=0.8 1-0.11-0.005

350⨯30000⨯1.02350⨯2000⨯1=10.71磅（盐），K2==0.7磅（盐） [1**********]000K1=

K3 =Z

B=10

5.025=1.99，K3 =111⨯10.7+Y⨯(0.7⨯0.8) 111+Y⨯0.8

所以，Y=936.8桶（水）/1000桶纯油，所需的稀释水=936.8×50=46842桶水/天

当电脱盐器的出口含水率降低时（由5%降为0.2%），所需的稀释水量可大大降低， B=101000⨯0.002=2.00桶（水）, K3 ==5.00，Y=183.9桶（水） 2.001-0.002

所需的稀释水=183.9×50=9196桶水/天

可以看出，当电脱盐器的出口含水率由5%降低到0.2%时，可以减少80%的稀释水量。 若还无法接受所需稀释水量，可以考虑多级脱盐工艺，降低稀释的水量。具体计算参考美国雪夫龙公司《海上油气田工程设计实用手册》（第九分册）原油脱盐工艺计算部分内容。

四、 电脱水和脱盐设备的选型

1. 电脱水设备的选型

电脱水的选型主要是根据电脱水器的容积大小确定的。而原油电脱水器的容积主要是由原油电脱水器的处理能力、乳化原油处理的难易程度、在电脱水器内的停留时间及台数。 电脱水选型和计算的步骤一般如下所示：确定油田在生产过程需要进电脱水器中最大液量→选择电脱水器的操作温度→确定电脱水器的操作压力→选择原油在电脱水器内的停留时间→根据公式确定电脱水器所需的容积大小→根据容积大小选择电脱水器的台数及备用情况→参照直径、长度系列确定单台电脱水器的直径和长度→校核电脱水器的处理能力直到满足要求。具体如下：

1) 电脱水器的类型：电脱水器按供电方式可分为交流电脱水器、直流电脱水器、交直流双重电场脱水器；电脱水器按外形分为卧式、椭圆形封头、双鞍式支座支撑式。原油采用直流电脱水，其脱水效果要比交流电脱水器效果好，但是直流电的脱出水含油量，要比交流电的多，所以原油电脱水的供电方式，应优先采用交直双重电场（参见表2-3-22）。在海上平台上，通常采用卧式电脱水器。

表2-3-22 交、直流电脱水器效果对比

2) 电脱水器筒体公称直径、长度系列及容积参见表2-3-23

表2-3-23 筒体公称直径、长度系列及容积

需要超常规的尺寸规格的电脱水器，也可以单独制造使用，但需要考虑吊装、运输等问题。

4) 电脱水器内电极的设置宜采用平挂电极，当电极垂直悬挂比平挂有更好的脱水效果时，也可采用竖挂电极。

海上油田部分电脱水器设计参数与实际生产处理参数对比情况参见表2-3-24。可以看出，有的设计参数与实际生产参数存在比较大的差别,这就要求在设计过程中要考虑到各种不同的情况,以满足不同的生产要求。

表2-3-24 电脱水器/脱水器设计参数与实际生产处理参数对比表

2. 脱盐设备的选型

普通脱盐器的尺寸计算方法与沉降脱水设备相同，主要考虑处理量及停留时间，具体可参考本手册的有关章节。当工艺处理过程中既需要电脱水和脱盐时，可考虑选择电脱水和脱盐合二为一的技术—电动态脱盐技术，该技术可靠性较大，又可以减少设备占用空间，易于工艺甲板布置，而且节约开发费用和生产操作费用，在流花油田的使用经验表明其效果较好。电动态脱盐技术优缺点如表2-3-25所示。流花油田电动态脱盐装置示意图参见图2-3-39。

表2-3-25 电动态脱盐技术的优点与不足

图2-3-39 流花油田电动态脱盐装置

脱盐工艺在海上油田上的应用较少，目前在渤海海域埕北油田上采用了两台普通的脱盐器（V-204），设备尺寸（S/S）为2.290×6.100m，油处理量为：520kg/d，停留时间1小时，处理后含水率不超过0.5%，盐含量低于10PTB。流花油田采用电动态脱盐，使用经验表明其脱盐效果较好。

参考资料：

1． 胜利石油管理局勘察设计研究院主编.原油电脱水器设计规范.石油工业出版社，1999年 2． 海洋石油总公司.海上采油工程手册（下）.石油工业出版社， 2001年

3． 路美瑞等译.海上油气工程设计实用手册（第九分册）.海洋石油总公司海洋石油开发工程

设计公司等翻译出版，1992年

4． 冯叔初等编.油田油气集输设计手册.石油工业出版社，1995年