海上油气田采出水处理技术的现状与展望*

陈家庆 刘 涛 王春升 张 明 王秀军 姬宜朋 张敏霞

(1.北京石油化工学院 2.中海油研究总院有限责任公司)

0 引 言

在油气田开发过程中，地层水往往会伴随油气井产出物一起被举升至井口，然后经过油气集输处理系统对其实施多相分离，分离出来的地层水被称为油气田采出水(Produced Water)[1]。随着国内油气对外依存度的逐渐升高以及油气增储上产“七年行动计划”的推进实施，中国海上油气产量2020年首次突破6 500万t油气当量，贡献了年度国内原油增产量的80%以上；与此同时，采出水处理量约2亿m3，较2019年增长约4%。在中海油2019年6月发布的《绿色发展行动计划》中，明确了2020年、2035年和2050年的绿色发展目标，以及推进实施绿色油田、清洁能源和绿色低碳3方面的具体行动计划。由于海上平台空间和承载能力有限，采出水处理系统难以模仿陆上油气田“以更多设备空间换取更长处理时间”的做法，在环保标准日趋严格的大背景下面临着压力和挑战。

本文旨在对海上油气田采出水常规单元处理技术和典型工艺流程进行全面介绍的基础上，阐释我国海上油气田采出水处理技术研发应该重点关注之处，以期推动该领域的健康可持续发展。

1 海上油气田采出水单元处理技术

除了极少数输送回陆上终端处理之外，目前海上油气田采出水处理后的去向主要有达标排海和达标回注两种。《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》(GB 4914—2008)仅对海上油气田采出水排海的含油质量浓度有要求，回注标准通常参考《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T 5329— 2012)。虽然根据不同油气田油藏特性或开采方式的不同，采出水往往被冠以常规采出水、高盐采出水、酸性采出水(含H2S/CO2等)、稠油采出水和化学驱采出水等个性化名称，但其单元处理技术仍有共性规律可循[2]。表1给出了油气田采出水常用各种单元处理技术与设备的分离对象和主要优缺点，主要包括重力沉降、离心分离(或旋流分离)、药剂改性、气浮选、聚结(粗粒化)、过滤、膜分离、吸附和生化法等，暂不涉及电絮凝处理和磁性纳米粒子除油等尚未得到工程实际应用的技术[3-4]。

表1 油气田采出水常用单元处理技术与设备的分离对象和主要优缺点

1.1 重力沉降

与陆上油田不同，海上油气田FPSO的水工艺舱(或称生产水舱)、部分CEP平台的净化水缓冲罐和生产水脱气罐往往扮演重力沉降式除油罐的角色。斜板除油器或斜板撇油器利用浅池原理和粗粒化原理，通过增加亲油疏水材料的表面积，使分散和乳化油滴聚集上浮，从而达到从采出水中分离油和净化水的目的。斜板除油器可分为立式和平流式两种，海上油田常用平流式斜板除油器，水力停留时间往往不足10 min[5]。基于T形管的组合分离技术也在南海海域相关油田进行过现场试验，但迄今并未得到工业化应用。相比立式或卧式罐类容器，目前基于T形管、倾斜单管或双管的重力沉降技术在海上油田的应用前景似乎更为乐观[6]。

1.2 离心分离(或旋流分离)

结构最为简单的离心分离设备当推静态水力旋流器。该设备起源于英国南安普顿大学Martin Thew教授的开创性研究，第一台商用高压Vorotil型静态水力旋流器于1983年在澳大利亚Bass Strait油田采油平台上成功进行油水分离试验。中海油联合美国阿莫科、美国科麦奇共同开发的LH11-1油田于1988年应用了国内首套处理量为125 m3/h的静态水力旋流器，取得了很好的应用效果。从此这项技术开始受到国内科研院所的关注，并在20世纪90年代中后期形成了一股自主研发的热潮[7]。客观而言，静态水力旋流器存在进口压力较高(需要保持在0.35～0.42 MPa)、单体处理量较小、运行工况窗口范围较窄等不足。从入口结构形式来看，已经从最初的切向入口发展出轴向入口和混合流入口等结构形式。轴向入口结构具有压力损失较小以及单体处理量较大等优点，近些年受到的研究关注较多，除用于采出水处理外，还被用于采出液预分水[8]。

动态旋流油水分离设备包括动态水力旋流器和离心机两大类。虽然法国Total石油公司和NEYRTEC公司于1984年联合研发了采出水处理用动态水力旋流器试验样机，国内先后也有3家单位进行研发，但迄今并未得到工程应用[9]。用于油水分离处理的离心机主要为碟式离心机，我国PL 19-3油田“蓬勃号”FPSO为其提供了全球难得的工程应用场景。考虑到该油田高酸、高胶质和沥青质原油的比重大、乳化严重，刚投产时在原油脱水、采出水处理和油砂处理环节采用了德国Westfalia公司生产的碟式离心机共计42台，其中13台ODB260-71型碟式离心机用于采出水处理。“蓬勃号”FPSO于2009年夏天投产后，离心机在1年多的生产过程中就出现了不少问题。由于存在运行维护成本较高等不足，目前该离心机已经陆续进行了很多改进[10]。

1.3 气浮选

气浮选是利用气泡作为载体去黏附水中的分散相油颗粒，使其随气泡浮升到水面后再设法予以去除。添加浮选剂主要是为了改善气泡与油颗粒的黏附特性，有时也希望起破乳促进油颗粒聚集的作用[11]。气泡产生方式是气浮选工艺的核心，可以据此分为溶气气浮(Dissolved Gas Flotation，DGF)、引气气浮(Induced Gas Flotation，IGF)、微孔散气气浮和电解气浮(Electrolytic Flotation)等。为避免溶解氧含量过高而造成管线腐蚀，采出水处理场合的发泡气源往往不采用空气而采用氮气或井口伴生气。两级氮气密闭气浮工艺已被辽河油田率先成功应用于稠油聚驱采出水处理。考虑到结构紧凑性要求，海上油田目前主要采用基于文丘里射流器发泡的卧式气浮选设备，而不采用加压溶气气浮选设备。当然，受文丘里射流器产生气泡粒径较大的制约，即便采用多舱室串联运行模式，相应设备的除油效率仍有较大提升空间，解决之道为设计研发紧凑高效的管式微细气泡发生器[12]。

1.4 聚结(粗粒化)

严格意义上讲，聚结(粗粒化)并非一种独立的单元处理技术，而是一种利于后续重力沉降或离心分离进行的辅助技术，可分为水力碰撞聚结和材料润湿聚结两大类。材料润湿聚结是利用油水两相对聚结材料亲合力相差悬殊的特性，当采出水通过聚结材料床层时，分散相油颗粒被材料(吸附)捕获而滞留于材料表面或孔隙内，然后逐渐聚集成油团或较大粒径油颗粒，从而便于后续重力沉降或离心分离的进行。斜板除油器和聚结分离器堪称将材料润湿聚结与重力沉降作用一体化组合的典范，前者往往将聚结材料制作成平行板和波纹板，波纹板因与油水两相的接触面积大而使用较多；后者则在海上气田采出水处理中应用较多。Aker Kvaerner Systems公司于2008年申请了紧凑型管式聚结器(Compact Tubular Coalescer, CTC)专利，主要是基于水力碰撞聚结作用机理，虽然开展了相关室内试验，但未见其工程应用。英国Opus公司同期开展了Mare’s Tail管式聚结器的研究开发，产品已经得到了工程应用[13]。

1.5 膜分离技术

无机陶瓷膜因具有耐油耐酸碱、亲水性好以及出水水质稳定等优点很早就被尝试用于含油污水处理，虽然迄今发表的研究文献较多，但用于陆上油气田采出水处理的工程案例并不多，用于海上油气田采出水的更是凤毛麟角。中海油天津化工研究院近几年在渤中34-24油田和南海西部低渗透油田开展了工业化应用试验，且多用于回注水的末端处理[14]。究其原因，膜污染和浓差极化造成的运行稳定性差是应用中的“卡脖子”问题，虽然强化采出水预处理、膜材料表面改性、操作参数优化、水力条件诱导(附加湍流器或曝气气液两相流)剪切和机械诱导(振动或旋转)剪切等强化传质方法得到了不同程度的尝试，但成效并不显著[15]。近几年来，德国率先研制了轴盘式旋转陶瓷超滤膜，陶瓷膜片随着中空轴一起旋转，在膜表面形成高剪切旋流扫流，进而有效避免膜污染和浓差极化，有望为采出水处理带来惊喜[16]。

1.6 其他单元技术

药剂改性(化学法)主要通过在采出水处理工艺流程的适当部位添加一定浓度的化学药剂，起凝聚-絮凝或破乳等作用而提高油水可分离性[17]。药剂类型、投加量和投加时机等因素往往会直接影响处理效果。由于海上平台甲板空间紧张，采用静态混合器类管式加药混合设备更受青睐，但在海上稠油聚驱油田则暴露出容易堵塞及压力损失较大等不足。因此对海上油气田采出水处理而言，除了关注研发绿色可降解药剂之外，还应该关注研发内构件简单、不易堵塞、凝聚-絮凝阶段水力条件匹配的管式静态混合器。美国Westfall Manufacturing公司Model 7000型静态混合器的相关设计理念值得学习借鉴。

虽然生化法在油气田采出水处理中的应用相对较少，但陆上油田已有高矿化度采出水生化处理达标外排和回注的工程案例，例如采取“两级除油+生化法(水解酸化+接触氧化)+精细过滤”、“两级除油+生化法(水解酸化+接触氧化/氧化塘)+外排”等组合工艺流程[18-19]。在海上平台，生化法仅有用于生活污水处理的案例。渤海绥中(SZ)36-1油田陆上终端采用CASS工艺将输送到陆地的重油聚驱采出水处理达标后外排，以满足《辽宁省污水综合排放标准》(DB 21/1627—2008)的相关要求。当然，海上油田采出水在陆上终端达标排放处理时，多数还需要高级氧化，如芬顿和臭氧等工艺配合。

2 海上油田采出水的代表性处理工艺流程

人们往往根据油气田采出水净化处理程度的差异，将处理工艺流程划分为一次分离(Primary Separation)、二次分离(Secondary Separation)和三次分离等阶段。一次分离通常包括重力沉降和离心分离，二次分离通常包括气浮选和聚结除油，三次分离通常包括过滤、膜分离和生化法等。不同油气田采出水处理工艺流程的设计应该结合具体水质特点，同时考虑特殊的针对性、处理后的出路或去向。表2给出了国内海上油气田采出水的典型处理工艺流程。渤海海域2020年底前已经实现了采出水全部回注，北部湾海域还需努力。除了某些陆上油气田采出水单元处理设备一般不会被海上油气田考虑选用之外，相同单元处理设备的设计水力停留时间(HRT)也往往比陆上油气田偏小。以开采密度为0.954 g/cm3(20 ℃)重质原油的QHD 32-6油田为例，“渤海世纪”号FPSO水工艺舱的HRT为2.5 h，斜板除油器的HRT为7～9 min，卧式射流气浮选器的HRT为8～10 min，核桃壳过滤器的HRT为8～10 min。此外，由于基本上不存在采出水处理后的长距离输送问题，所以无需考虑水质稳定事宜。

当然，虽然表2给出了海上平台建造投产初期的采出水处理工艺流程，但并不意味着这些工艺流程完全科学合理、投运后完全满足设计指标。例如，越来越多的生产运营人员开始意识到，即便是在油水密度差相同的情况下，静态水力旋流器在南海海域的总体处理效果优于渤海海域。近来有文献对中国南海及渤海湾近50个油田油品物性参数进行比较后认为，油温偏低、密度较大、胶质/沥青质含量较高以及黏度太大的油品，不适合选用静态水力旋流器作为采出水处理单元设备[20]。另一方面，随着油气田开采年限的逐渐延长以及采出液含水体积分数的不断升高，加上油田扩建、油田群(综合)调整类工程项目的实施、环保标准要求升级等原因，往往会使已建采出水处理系统不再满足要求。因此，相关人员应该主动重新审视反思，不断优化采出水处理系统运行参数或流程设计，在确保油气田开发经济效益最大化的同时关注社会(环保)效益。

表2 国内海上油气田采出水的典型处理工艺流程

3 我国海上油气田采出水处理技术应该重点关注之处

3.1 瞄准“零环境污染排放”，推出新型高效采出水单元处理技术

15个东北大西洋国家及欧盟1992年共同签署了《奥斯陆巴黎保护东北大西洋海洋环境公约》(OSPAR)，要求采取一系列措施减少石油与天然气行业的排放物。挪威污染防治局(SFT)、挪威石油董事会(NPD)和挪威石油工业协会(OLF)在政府支持下，有步骤、有计划、有目标地开展了环境污染控制工作。众多新技术和设备的应用，使北海挪威海域2003年外排采出水中的平均含油质量浓度已经下降到了16.9 mg/L；而且希望在去除分散性油(脂)的同时，还能去除其他一些溶解烃类污染物，真正实现“零环境污染排放”。这里主要介绍国内仍处于空白的大孔隙聚合物萃取(Macro Porous Polymer Extraction，MPPE)和天然气凝析液注入聚结(CTour)技术。

3.1.1 大孔隙聚合物萃取技术

MPPE技术最初由荷兰阿克苏诺贝尔(Akzo Nobel)公司研制开发，目前已被世界第一大水务公司法国Veolia集团兼并。MPPE技术的工艺流程如图1所示，整套系统主要由两个填充有大孔隙聚合物颗粒的立式罐、冷凝器、重力沉降分离器、污染物储罐、采出水提升泵以及必要的管线阀门等组成。疏水性大孔隙聚合物颗粒的粒径为400～1 000 μm，孔隙尺寸为0.1～10.0 μm，孔隙度为70%～80%，沸点在200 ℃以上，聚合物颗粒内部孔隙中含有不易挥发的特殊疏水性萃取剂。工作过程中，采出水自下而上地流经装满大孔隙聚合物颗粒的立式罐，由于大孔隙聚合物颗粒材料和萃取剂都具有较强的疏水性，对非极性化合物的亲和力很强，所以使分散或溶解的油类等污染物被萃取到聚合物颗粒的孔隙内，这样便完成了污染物的单向萃取传质，净化后的采出水从罐顶排出。两个立式罐交替轮流进入萃取净化和汽提再生阶段，简单的连续操作运行方式为各自设定工作延时1 h。汽提再生时，低压蒸汽从立式罐顶部自上而下注入，随着大孔隙聚合物颗粒逐渐受热，污染物从孔隙内的萃取剂中蒸发逸出，与蒸汽一起从立式罐下部流出。流出立式罐的污染物和蒸汽混合物通过冷凝器变成液态，冷凝液在重力的作用下大致分为重质有机物、蒸汽冷凝液和轻质有机物3层。轻/重质有机物可以被重新回收利用，蒸汽冷凝液则循环回流到系统入口处，与采出水混合后再次进入立式罐净化处理[21]。

图1 MPPE技术的工艺流程示意图

MPPE技术在原法国Elf Petroland公司天然气加工厂成功进行了首次示范应用后，Akzo Noble公司便开始着手将该技术推广应用到其他工业废水处理领域，法国Veolia集团收购该版块的业务后更是加大了其在油气田采出水处理领域的推广应用力度[22]。到目前为至，法国道达尔(Total)石油公司、荷兰天然气生产商NAM(Nederlandse Aardolie Maatschappij)公司、挪威国家石油公司(Equinor)、美国雅保(Albemarle)公司、比利时索尔维(Solvay)公司及法国燃气公司(EDF)等都订购过MPPE水处理装置，知名安装场合包括挪威Ormen Lange深水凝析气田和全球最大浮式液化天然气装置(FLNG)“前奏号”(Prelude)等。

需要强调的是，要想真正实现“零环境污染排放”，吸附法之类的深度水处理技术与设备必不可少，而研发具有良好吸附能力和容易再生的吸附剂就显得至关重要。美国ProSep公司在2018年左右推出了基于OSORB吸附颗粒介质的OMS采出水处理技术。该技术处理目标与MPPE技术有一定相似之处，但吸附剂可以通过蒸汽再生和凝析液物理再生两种方法来实现[23]。美国MYCELX Technologies公司MYCELX采出水处理技术(包含MYCELX Polisher和MYCELX REGEN)的目标是去除粒径小于1 μm的乳化油，并使处理出水含油质量浓度小于1 mg/L。其中MYCELX Polisher主体采用滤芯式过滤器结构，但在每根滤芯表面沉积固化有能对烃类污染物发挥特殊吸附作用的聚合物薄膜。

3.1.2 天然气凝析液注入聚结技术

美国ProSep公司CTour技术的基本工作原理如图2所示。将井口天然气或伴生气压缩冷凝后产生凝析液，注入混合到采出水中，注入比在0.5%～1.0%之间；然后基于萃取以及相似亲和原理，可使得分散相油颗粒聚结长大，利于后续分离。CTour技术可以作为一种增大分散相油滴粒径的预处理手段，与静态水力旋流器和气浮选设备等处理单元串联组合使用，提高目标设备的工作性能。能使分离设备出油口的总石油烃(TPH)质量浓度小于5 mg/L，同时去除80%～95%的溶解性有害有机物，如PAH和BTEX等[24]。目前，CTour技术在挪威北海海域油气开发中已经得到了广泛应用，近70%的采出水使用该工艺处理。

图2 CTour技术的基本工作原理示意图

除了压缩冷凝设备之外，CTour技术的前端工作设备主要是凝析液注入及其与采出水混合设备，混合设备应该在实现凝析液与采出水均匀混合的同时不加重油水乳化程度。从目前美国ProSep公司官网上有关混合技术的介绍来看，该公司研发了ECLIPSE(Enhanced Center Located Injection Pipe Spool)、MAX+(Multiphase Adjustable Xtreme Mixer)、AIM(Annular Injection Mixer)和EBS(Enhanced Blending System)4种在线管式混合设备，配套使用MAX+混合器的可能性较大[25]。

3.2 发挥耦合协同作用，推出基于常规单元处理技术集成的高效处理技术

鉴于常规单元处理技术都有各自的优缺点，基于耦合效应和协同作用，将其进行一体化有机集成以扬长避短，自然早就引起了研究人员的广泛关注。可能的集成方式包括：①将重力沉降和气浮选两种单元处理技术集成，代表性做法就是在现有水工艺舱、外排水缓冲罐和重力沉降罐内增配气浮选功能[19]；②将粗粒化(聚结)和重力沉降两种单元处理技术集成，代表性做法除了前面已经提及的压力斜板除油器(罐)和聚结分离器外，美国MYCELX Technologies公司的MYCELX Coalescer、美国ProSep公司的TORRTM以及华东理工大学的组合纤维聚结除油器(Combined Fiber Coalescence，CFC)都属于此类，区别在于聚结材料的理化特性及其外观结构形式[26-27]；③将粗粒化(聚结)和静态旋流分离两种单元处理技术集成，代表性做法就是原英国Cyclotech公司推出的PECT-F技术(现为美国Schlumberger公司拥有)，将聚结材料填充在多管并联静态水力旋流器入口区域的空隙处，主要基于材料润湿聚结增大进入静态水力旋流器单体内的油颗粒粒径，从而改善油水分离效果；④将粗粒化(聚结)和气浮选两种单元处理技术集成，代表性做法就是高梯度聚结气浮(HCF)；⑤将静态旋流分离和重力沉降两种单元技术集成，代表性做法就是旋流与重力沉降一体化技术，其中“罐中罐”技术在国内炼化污水处理领域已有不少工程案例[28]；⑥将静态旋流分离和气浮选两种单元技术集成，代表性做法就是离心气浮和紧凑型气浮装置(Compact Flotation Unit，CFU)等；⑦将静态旋流分离和过滤两种单元技术集成，代表性做法就是错流过滤水力旋流器(CFFH)；⑧将静态旋流分离、气浮选和粗粒化(聚结)3种单元技术集成，代表性做法就是旋流气浮聚结一体化技术，如原美国NATCO公司的TridairTMVersafloTM立式诱导气浮(IGF)装置、德国Siemens Energy公司的VorsepTM紧凑型气浮装置和美国Energy Speciaties International(ESI)公司的VertiFloat紧凑型气浮装置等。此外，国内陆上油田还使用过微涡旋气浮过滤技术，特点是在过滤器内集成微涡旋和气浮技术，提高过滤效果。当然，从结构复杂程度、体积紧凑性、加工制造成本和运行维护成本等方面综合考虑，并非集成的单元处理技术越多就代表技术水平越高，国内陆上油田正在推广的悬浮污泥净化装置(SSF)、高效成套极化过滤装置和分级多重聚结装置未必能够适用于海上油气田。相比较而言，过去十多年在海上采出水处理领域得到推广应用的高效集成处理技术首推紧凑型气浮装置(CFU)，因此这里予以重点介绍。

3.2.1 国外紧凑型气浮装置的正本溯源

从技术溯源的角度来看，第一台CFU产品由1999年成立的挪威EPCON Offshore AS公司研发，2000年推出海上试验样机，2001年在Brage和Troll C油田进行全尺寸现场试验，短短数年便在以欧洲北海海域为主的海上平台实施了几十个工程应用案例[29]。Epcon CFU(见图3a)在国内的首个应用案例出现在西江(XJ)30-2油田，该油田2007年的采出水排放量高达4 600万t，为缓解采出水量不断上升但平台空间有限的矛盾而不得不考虑选用Epcon CFU。2007年1月完成了Epcon CFU的前期现场试验，两级除油率都大于90%；2008年第三季度末在XJ 30-2平台上安装了价值800多万美元的CFU。得益于Epcon CFU紧凑的占地面积和良好的运行效果，很快引发了一股CFU设计研发热潮，先后出现了包括英国Cyclotech公司DeepSweepTM、法国Veolia集团CophaseTM、美国CETCO Energy Services公司CrudeSep®、英国Enhydra公司Vortixx®、美国Enviro-Tech Systems公司的Enviro-Cell CFUTM等在内的10多种产品。由于国内缺乏对不同公司CFU内部结构和工作原理的深入探究，或者由于缺乏组织统筹等，DeepSweepTM和CrudeSep®等CFU产品在2010年后通过代理商在国内海上油田得到了使用，但运行效果存在较大差异。

从Epcon CFU的发展历程来看，Epcon Offshore AS公司经历了多次兼并重组：2006年2月23日被专业钻井液公司M-I SWACO正式宣布收购，改名为M-I Epcon AS公司；2010年8月，M-I SWACO被美国Schlumberger(斯伦贝谢)公司兼并。开发Epcon CFU的骨干技术人员Jørn Folkvang于2009年左右离开挪威Epcon Offshore公司，加盟挪威Technology Solutions Group(简称TS-Group)公司，研制开发了其技术生涯中的第二代CFU产品，简称为TST-CFU(见图3b)，TS-Group公司后来被美国Cameron公司兼并[30]。面对TST-CFU的市场竞争，美国Schlumberger公司于2014年底在其官方网站上宣称，研制开发了第二代紧凑型气浮装置Epcon Dual CFU，以便在总体结构和外廓尺寸基本不变的情况下进一步提高除油效率。2016年2月4日，美国Schlumberger公司在兼并美国Cameron公司后，同时拥有了Epcon CFU(包括Epcon Dual CFU)和TST CFU两大系列CFU技术[31]。2014年下半年，Jørn Folkvang以技术经理的身份成立了挪威Stauper Offshore公司，并启动了其技术生涯中第三代CFU产品(见图3c)的研发工作，第三代CFU简称Stauper CFU。在国内代理公司的协助下，目前该产品已经在南海海域文昌(WC)油田群“海洋石油116”FPSO以及渤海海域曹妃甸(CFD)11-1/11-6油田得到了使用。Jørn Folkvang参与研发的Epcon CFU、TST-CFU以及Stauper CFU虽然都采取立式结构布局，但在内部结构上存在着较大不同。

图3 三代紧凑型气浮装置的结构示意图

3.2.2 国内紧凑型气浮装置的自主研发

CFU在国内又被称为旋流气浮组合装置、旋流气浮一体化装置或气旋浮装置，笔者较早在国内撰文对其出现背景、研发应用及发展前景进行了介绍。虽然迄今国内有近20家单位申请了相关专利，部分单位还推出了试验样机甚至得到了安装应用，但从研究工作的系统性和深入度来看，应该首推北京石油化工学院-中海油研究总院联合团队；从工程应用案例的角度来看，当推原宁波威瑞泰默赛多相流仪器设备有限公司、巨涛海洋石油服务有限公司以及研发人员从其离职后创立的深圳科力迩科技有限公司。

深入分析CFU的本质内涵，其技术关键主要体现在如下两个方面：①CFU罐体结构方案布局和内构件尺寸优化。旋流首先是为了促进气泡和分散相油颗粒的碰撞黏附，然后才是为了促进大粒径重相机械杂质的去除。系统梳理国内各家单位业已公开的专利结构方案不难看出，结构方案布局总体上可以分为不设内筒式、内筒内旋式和内筒外旋式气旋浮3大类[32]。②高效紧凑型管式微细气泡发生器的设计研制，无论采用气液多相混合泵、文丘里管式气泡发生器还是基于微孔介质管的气泡发生器，都存在不足。反观Jørn Folkvang先后在挪威设计研发三代CFU过程，都配套使用瑞士苏尔寿(Sulzer)公司的薄板型静态混合器进行注气分散，目前正进一步完善以保持流量波动下成泡质量的稳定性[33]。

从公开申请的专利和发表的学术论文来看，国内迄今在上述两个方面的关注与投入不足，重视市场订单而疏于“跟跑→并跑→领跑”式研发工作，致使目前国内海上油田所安装的CFU运行效果普遍不够理想，有时甚至出现入口和出口含油质量浓度基本持平的现象。

3.3 关注海油发展大势，努力攻克高效紧凑型稠油聚驱采出水处理技术

稠油在我国海洋石油开发中占主导地位，但目前水驱采收率仅18%～20%，提高采收率潜力巨大，同时也面临着极大挑战。从中海油已经实施了聚驱强化采油的几个油田来看，在解决了开发模式、驱油体系及配注技术等问题后，目前的瓶颈性问题在于平台聚驱采出液的全流程达标处理。海上稠油聚驱采出水具有污水稳定性高、含油量高以及油泥量高等特点，尤其是含油量往往数十倍于“斜板除油器→卧式气浮选器→核桃壳过滤器”工艺流程的入口设计指标[34]。

解决稠油聚驱采出水达标处理的首要切入点应该放在“斜板除油器→卧式气浮选器→核桃壳过滤器”工艺流程的前端而非中后段，而且从单元处理技术来看，除重力沉降外也仅有离心分离可供选择[35]。结合图4所示BIPTVAS系列管式动态旋流分离器进行的计算流体动力学(CFD)数值模拟结果，设定处理流量为1.0 m3/h、分散相油滴粒径为158 μm，采出水中油相相对密度为0.871、0.900、0.934、0.970和0.985时，所对应的除油效率分别为99.9%、99.3%、91.6%、52.9%和25.8%；设定处理流量为1.0 m3/h、油相相对密度为0.871，采出水中分散相油滴粒径为158、120、100、80和50 μm时，所对应的除油效率分别为99.9%、98.5%、94.4%、82.9%和39.2%。由此可见，旋流分离效果与待去除分散相的等效密度和粒径大小密切相关[36]。对于稠油聚驱采出水处理而言，只有充分发挥“设备+药剂+气浮”的协同作用，在通过化学破乳实现分散相油滴粒径聚并变大的同时，促使微细气泡与大粒径油滴颗粒发生有效黏附，进而形成等效密度较小的“携气复合体”，才能够在旋流场中实现“携气复合体”的有效分离[37]。上述理念已经于2020年下半年得到证实，将BIPTVAS系列管式动态旋流分离器安装在某海上稠油聚驱油田一级和二级三相分离器的出水口运行，当处理量为5.6～7.5 m3/h、转速为800 r/min、注气比为4%、分流比为5%、加BH531C和水相清水剂两种药剂时，除油效率可达70%以上，入口含油质量浓度4 000～2 000 mg/L时，出口含油质量浓度可降低到1 000 mg/L以下。

1—叶栅；2—轮毂；3—旋流增强锥台；4—分离机筒；5—涡控制台。

值得一提的是，美国Schlumberger公司于2017年推出了Voraxial叶片诱导旋流分离器(Voraxial Impeller-induced cyclonic separator)，通过使用无剪切、无堵塞三维螺旋叶片的旋转，诱导多相混合物产生径向和轴向的流动，从而实施水、油以及固相的分离。美国Baker Hughes公司于2018年开始研发与BIPTVAS系列管式动态旋流分离器类似理念的油、气、水三相动态旋流分离技术，并有可能将其推广应用于井下油水分离(DOWS)[38]。

4 结论和建议

(1)在油气田采出水常规单元处理技术的高效化以及不同单元处理技术的集成化方面，目前国内外的差距较为明显。轴盘式旋转陶瓷超滤膜分离、非活性炭类材料吸附处理、天然气凝析液注入聚结和紧凑型气浮等技术理应在“十四五”期间得到更多关注，尤其应该抓好消化吸收再创新工作。当然，任何一项技术都难以彻底去除油气田采出水通常包含的各种污染物，推广应用时必须减少误导性宣传。

(2)随着对海上高含水油田和深水油气田开发力度的不断加大，建议更加关注单元处理技术的紧凑化、一体化集成以及对已有处理工艺流程的评价优化，必须尽量降低建造投资成本和运行维护费用。同时，建议关注原油集输处理流程中三相分离器和电脱水器等设备的高效运行，在从源头降低采出水含油质量浓度的同时尽量减少药剂投加量，诸如电场强化三相分离器等新技术能够在这方面发挥重要作用。

(3)海洋油气开发历来是集多学科、多领域于一体的庞大系统工程，因此建议关注工艺设计与设备选型、设备研发和药剂配方等不同专业之间的协同配合，在关注实现采出水“零排海”的同时关注实现采出水的“零环境污染排放”；同时关注对海上边际断块油气田井口平台预处理能力的挖掘、对水下生产系统水下井口预分离以及海底分离回注处理的创新，减轻中心平台或水面平台的处理载荷。最后建议减少技术研发环节的内卷化现象，助推低油价新常态下采出水处理的降本增效。