海上油氣田采出水處理技術的現狀與展望*

陳家慶 劉 濤 王春升 張 明 王秀軍 姬宜朋 張敏霞

(1.北京石油化工學院 2.中海油研究總院有限責任公司)

0 引 言

在油氣田開發過程中，地層水往往會伴隨油氣井產出物一起被舉升至井口，然后經過油氣集輸處理系統對其實施多相分離，分離出來的地層水被稱為油氣田采出水(Produced Water)[1]。隨著國內油氣對外依存度的逐漸升高以及油氣增儲上產“七年行動計劃”的推進實施，中國海上油氣產量2020年首次突破6 500萬t油氣當量，貢獻了年度國內原油增產量的80%以上；與此同時，采出水處理量約2億m3，較2019年增長約4%。在中海油2019年6月發布的《綠色發展行動計劃》中，明確了2020年、2035年和2050年的綠色發展目標，以及推進實施綠色油田、清潔能源和綠色低碳3方面的具體行動計劃。由于海上平臺空間和承載能力有限，采出水處理系統難以模仿陸上油氣田“以更多設備空間換取更長處理時間”的做法，在環保標準日趨嚴格的大背景下面臨著壓力和挑戰。

本文旨在對海上油氣田采出水常規單元處理技術和典型工藝流程進行全面介紹的基礎上，闡釋我國海上油氣田采出水處理技術研發應該重點關注之處，以期推動該領域的健康可持續發展。

1 海上油氣田采出水單元處理技術

除了極少數輸送回陸上終端處理之外，目前海上油氣田采出水處理后的去向主要有達標排海和達標回注兩種?！逗Ｑ笫涂碧介_發污染物排放濃度限值》(GB 4914—2008)僅對海上油氣田采出水排海的含油質量濃度有要求，回注標準通常參考《碎屑巖油藏注水水質指標及分析方法》(SY/T 5329— 2012)。雖然根據不同油氣田油藏特性或開采方式的不同，采出水往往被冠以常規采出水、高鹽采出水、酸性采出水(含H2S/CO2等)、稠油采出水和化學驅采出水等個性化名稱，但其單元處理技術仍有共性規律可循[2]。表1給出了油氣田采出水常用各種單元處理技術與設備的分離對象和主要優缺點，主要包括重力沉降、離心分離(或旋流分離)、藥劑改性、氣浮選、聚結(粗?；?、過濾、膜分離、吸附和生化法等，暫不涉及電絮凝處理和磁性納米粒子除油等尚未得到工程實際應用的技術[3-4]。

表1 油氣田采出水常用單元處理技術與設備的分離對象和主要優缺點

1.1 重力沉降

與陸上油田不同，海上油氣田FPSO的水工藝艙(或稱生產水艙)、部分CEP平臺的凈化水緩沖罐和生產水脫氣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淺池原理和粗?；?，通過增加親油疏水材料的表面積，使分散和乳化油滴聚集上浮，從而達到從采出水中分離油和凈化水的目的。斜板除油器可分為立式和平流式兩種，海上油田常用平流式斜板除油器，水力停留時間往往不足10 min[5]?；赥形管的組合分離技術也在南海海域相關油田進行過現場試驗，但迄今并未得到工業化應用。相比立式或臥式罐類容器，目前基于T形管、傾斜單管或雙管的重力沉降技術在海上油田的應用前景似乎更為樂觀[6]。

1.2 離心分離(或旋流分離)

結構最為簡單的離心分離設備當推靜態水力旋流器。該設備起源于英國南安普頓大學Martin Thew教授的開創性研究，第一臺商用高壓Vorotil型靜態水力旋流器于1983年在澳大利亞Bass Strait油田采油平臺上成功進行油水分離試驗。中海油聯合美國阿莫科、美國科麥奇共同開發的LH11-1油田于1988年應用了國內首套處理量為125 m3/h的靜態水力旋流器，取得了很好的應用效果。從此這項技術開始受到國內科研院所的關注，并在20世紀90年代中后期形成了一股自主研發的熱潮[7]?？陀^而言，靜態水力旋流器存在進口壓力較高(需要保持在0.35～0.42 MPa)、單體處理量較小、運行工況窗口范圍較窄等不足。從入口結構形式來看，已經從最初的切向入口發展出軸向入口和混合流入口等結構形式。軸向入口結構具有壓力損失較小以及單體處理量較大等優點，近些年受到的研究關注較多，除用于采出水處理外，還被用于采出液預分水[8]。

動態旋流油水分離設備包括動態水力旋流器和離心機兩大類。雖然法國Total石油公司和NEYRTEC公司于1984年聯合研發了采出水處理用動態水力旋流器試驗樣機，國內先后也有3家單位進行研發，但迄今并未得到工程應用[9]。用于油水分離處理的離心機主要為碟式離心機，我國PL 19-3油田“蓬勃號”FPSO為其提供了全球難得的工程應用場景?？紤]到該油田高酸、高膠質和瀝青質原油的比重大、乳化嚴重，剛投產時在原油脫水、采出水處理和油砂處理環節采用了德國Westfalia公司生產的碟式離心機共計42臺，其中13臺ODB260-71型碟式離心機用于采出水處理?！芭畈枴盕PSO于2009年夏天投產后，離心機在1年多的生產過程中就出現了不少問題。由于存在運行維護成本較高等不足，目前該離心機已經陸續進行了很多改進[10]。

1.3 氣浮選

氣浮選是利用氣泡作為載體去黏附水中的分散相油顆粒，使其隨氣泡浮升到水面后再設法予以去除。添加浮選劑主要是為了改善氣泡與油顆粒的黏附特性，有時也希望起破乳促進油顆粒聚集的作用[11]。氣泡產生方式是氣浮選工藝的核心，可以據此分為溶氣氣浮(Dissolved Gas Flotation，DGF)、引氣氣浮(Induced Gas Flotation，IGF)、微孔散氣氣浮和電解氣浮(Electrolytic Flotation)等。為避免溶解氧含量過高而造成管線腐蝕，采出水處理場合的發泡氣源往往不采用空氣而采用氮氣或井口伴生氣。兩級氮氣密閉氣浮工藝已被遼河油田率先成功應用于稠油聚驅采出水處理?？紤]到結構緊湊性要求，海上油田目前主要采用基于文丘里射流器發泡的臥式氣浮選設備，而不采用加壓溶氣氣浮選設備。當然，受文丘里射流器產生氣泡粒徑較大的制約，即便采用多艙室串聯運行模式，相應設備的除油效率仍有較大提升空間，解決之道為設計研發緊湊高效的管式微細氣泡發生器[12]。

1.4 聚結(粗?；?

嚴格意義上講，聚結(粗?；?并非一種獨立的單元處理技術，而是一種利于后續重力沉降或離心分離進行的輔助技術，可分為水力碰撞聚結和材料潤濕聚結兩大類。材料潤濕聚結是利用油水兩相對聚結材料親合力相差懸殊的特性，當采出水通過聚結材料床層時，分散相油顆粒被材料(吸附)捕獲而滯留于材料表面或孔隙內，然后逐漸聚集成油團或較大粒徑油顆粒，從而便于后續重力沉降或離心分離的進行。斜板除油器和聚結分離器堪稱將材料潤濕聚結與重力沉降作用一體化組合的典范，前者往往將聚結材料制作成平行板和波紋板，波紋板因與油水兩相的接觸面積大而使用較多；后者則在海上氣田采出水處理中應用較多。Aker Kvaerner Systems公司于2008年申請了緊湊型管式聚結器(Compact Tubular Coalescer, CTC)專利，主要是基于水力碰撞聚結作用機理，雖然開展了相關室內試驗，但未見其工程應用。英國Opus公司同期開展了Mare’s Tail管式聚結器的研究開發，產品已經得到了工程應用[13]。

1.5 膜分離技術

無機陶瓷膜因具有耐油耐酸堿、親水性好以及出水水質穩定等優點很早就被嘗試用于含油污水處理，雖然迄今發表的研究文獻較多，但用于陸上油氣田采出水處理的工程案例并不多，用于海上油氣田采出水的更是鳳毛麟角。中海油天津化工研究院近幾年在渤中34-24油田和南海西部低滲透油田開展了工業化應用試驗，且多用于回注水的末端處理[14]。究其原因，膜污染和濃差極化造成的運行穩定性差是應用中的“卡脖子”問題，雖然強化采出水預處理、膜材料表面改性、操作參數優化、水力條件誘導(附加湍流器或曝氣氣液兩相流)剪切和機械誘導(振動或旋轉)剪切等強化傳質方法得到了不同程度的嘗試，但成效并不顯著[15]。近幾年來，德國率先研制了軸盤式旋轉陶瓷超濾膜，陶瓷膜片隨著中空軸一起旋轉，在膜表面形成高剪切旋流掃流，進而有效避免膜污染和濃差極化，有望為采出水處理帶來驚喜[16]。

1.6 其他單元技術

藥劑改性(化學法)主要通過在采出水處理工藝流程的適當部位添加一定濃度的化學藥劑，起凝聚-絮凝或破乳等作用而提高油水可分離性[17]。藥劑類型、投加量和投加時機等因素往往會直接影響處理效果。由于海上平臺甲板空間緊張，采用靜態混合器類管式加藥混合設備更受青睞，但在海上稠油聚驅油田則暴露出容易堵塞及壓力損失較大等不足。因此對海上油氣田采出水處理而言，除了關注研發綠色可降解藥劑之外，還應該關注研發內構件簡單、不易堵塞、凝聚-絮凝階段水力條件匹配的管式靜態混合器。美國Westfall Manufacturing公司Model 7000型靜態混合器的相關設計理念值得學習借鑒。

雖然生化法在油氣田采出水處理中的應用相對較少，但陸上油田已有高礦化度采出水生化處理達標外排和回注的工程案例，例如采取“兩級除油+生化法(水解酸化+接觸氧化)+精細過濾”、“兩級除油+生化法(水解酸化+接觸氧化/氧化塘)+外排”等組合工藝流程[18-19]。在海上平臺，生化法僅有用于生活污水處理的案例。渤海綏中(SZ)36-1油田陸上終端采用CASS工藝將輸送到陸地的重油聚驅采出水處理達標后外排，以滿足《遼寧省污水綜合排放標準》(DB 21/1627—2008)的相關要求。當然，海上油田采出水在陸上終端達標排放處理時，多數還需要高級氧化，如芬頓和臭氧等工藝配合。

2 海上油田采出水的代表性處理工藝流程

人們往往根據油氣田采出水凈化處理程度的差異，將處理工藝流程劃分為一次分離(Primary Separation)、二次分離(Secondary Separation)和三次分離等階段。一次分離通常包括重力沉降和離心分離，二次分離通常包括氣浮選和聚結除油，三次分離通常包括過濾、膜分離和生化法等。不同油氣田采出水處理工藝流程的設計應該結合具體水質特點，同時考慮特殊的針對性、處理后的出路或去向。表2給出了國內海上油氣田采出水的典型處理工藝流程。渤海海域2020年底前已經實現了采出水全部回注，北部灣海域還需努力。除了某些陸上油氣田采出水單元處理設備一般不會被海上油氣田考慮選用之外，相同單元處理設備的設計水力停留時間(HRT)也往往比陸上油氣田偏小。以開采密度為0.954 g/cm3(20 ℃)重質原油的QHD 32-6油田為例，“渤海世紀”號FPSO水工藝艙的HRT為2.5 h，斜板除油器的HRT為7～9 min，臥式射流氣浮選器的HRT為8～10 min，核桃殼過濾器的HRT為8～10 min。此外，由于基本上不存在采出水處理后的長距離輸送問題，所以無需考慮水質穩定事宜。

當然，雖然表2給出了海上平臺建造投產初期的采出水處理工藝流程，但并不意味著這些工藝流程完全科學合理、投運后完全滿足設計指標。例如，越來越多的生產運營人員開始意識到，即便是在油水密度差相同的情況下，靜態水力旋流器在南海海域的總體處理效果優于渤海海域。近來有文獻對中國南海及渤海灣近50個油田油品物性參數進行比較后認為，油溫偏低、密度較大、膠質/瀝青質含量較高以及黏度太大的油品，不適合選用靜態水力旋流器作為采出水處理單元設備[20]。另一方面，隨著油氣田開采年限的逐漸延長以及采出液含水體積分數的不斷升高，加上油田擴建、油田群(綜合)調整類工程項目的實施、環保標準要求升級等原因，往往會使已建采出水處理系統不再滿足要求。因此，相關人員應該主動重新審視反思，不斷優化采出水處理系統運行參數或流程設計，在確保油氣田開發經濟效益最大化的同時關注社會(環保)效益。

表2 國內海上油氣田采出水的典型處理工藝流程

3 我國海上油氣田采出水處理技術應該重點關注之處

3.1 瞄準“零環境污染排放”，推出新型高效采出水單元處理技術

15個東北大西洋國家及歐盟1992年共同簽署了《奧斯陸巴黎保護東北大西洋海洋環境公約》(OSPAR)，要求采取一系列措施減少石油與天然氣行業的排放物。挪威污染防治局(SFT)、挪威石油董事會(NPD)和挪威石油工業協會(OLF)在政府支持下，有步驟、有計劃、有目標地開展了環境污染控制工作。眾多新技術和設備的應用，使北海挪威海域2003年外排采出水中的平均含油質量濃度已經下降到了16.9 mg/L；而且希望在去除分散性油(脂)的同時，還能去除其他一些溶解烴類污染物，真正實現“零環境污染排放”。這里主要介紹國內仍處于空白的大孔隙聚合物萃取(Macro Porous Polymer Extraction，MPPE)和天然氣凝析液注入聚結(CTour)技術。

3.1.1 大孔隙聚合物萃取技術

MPPE技術最初由荷蘭阿克蘇諾貝爾(Akzo Nobel)公司研制開發，目前已被世界第一大水務公司法國Veolia集團兼并。MPPE技術的工藝流程如圖1所示，整套系統主要由兩個填充有大孔隙聚合物顆粒的立式罐、冷凝器、重力沉降分離器、污染物儲罐、采出水提升泵以及必要的管線閥門等組成。疏水性大孔隙聚合物顆粒的粒徑為400～1 000 μm，孔隙尺寸為0.1～10.0 μm，孔隙度為70%～80%，沸點在200 ℃以上，聚合物顆粒內部孔隙中含有不易揮發的特殊疏水性萃取劑。工作過程中，采出水自下而上地流經裝滿大孔隙聚合物顆粒的立式罐，由于大孔隙聚合物顆粒材料和萃取劑都具有較強的疏水性，對非極性化合物的親和力很強，所以使分散或溶解的油類等污染物被萃取到聚合物顆粒的孔隙內，這樣便完成了污染物的單向萃取傳質，凈化后的采出水從罐頂排出。兩個立式罐交替輪流進入萃取凈化和汽提再生階段，簡單的連續操作運行方式為各自設定工作延時1 h。汽提再生時，低壓蒸汽從立式罐頂部自上而下注入，隨著大孔隙聚合物顆粒逐漸受熱，污染物從孔隙內的萃取劑中蒸發逸出，與蒸汽一起從立式罐下部流出。流出立式罐的污染物和蒸汽混合物通過冷凝器變成液態，冷凝液在重力的作用下大致分為重質有機物、蒸汽冷凝液和輕質有機物3層。輕/重質有機物可以被重新回收利用，蒸汽冷凝液則循環回流到系統入口處，與采出水混合后再次進入立式罐凈化處理[21]。

圖1 MPPE技術的工藝流程示意圖

MPPE技術在原法國Elf Petroland公司天然氣加工廠成功進行了首次示范應用后，Akzo Noble公司便開始著手將該技術推廣應用到其他工業廢水處理領域，法國Veolia集團收購該版塊的業務后更是加大了其在油氣田采出水處理領域的推廣應用力度[22]。到目前為至，法國道達爾(Total)石油公司、荷蘭天然氣生產商NAM(Nederlandse Aardolie Maatschappij)公司、挪威國家石油公司(Equinor)、美國雅保(Albemarle)公司、比利時索爾維(Solvay)公司及法國燃氣公司(EDF)等都訂購過MPPE水處理裝置，知名安裝場合包括挪威Ormen Lange深水凝析氣田和全球最大浮式液化天然氣裝置(FLNG)“前奏號”(Prelude)等。

需要強調的是，要想真正實現“零環境污染排放”，吸附法之類的深度水處理技術與設備必不可少，而研發具有良好吸附能力和容易再生的吸附劑就顯得至關重要。美國ProSep公司在2018年左右推出了基于OSORB吸附顆粒介質的OMS采出水處理技術。該技術處理目標與MPPE技術有一定相似之處，但吸附劑可以通過蒸汽再生和凝析液物理再生兩種方法來實現[23]。美國MYCELX Technologies公司MYCELX采出水處理技術(包含MYCELX Polisher和MYCELX REGEN)的目標是去除粒徑小于1 μm的乳化油，并使處理出水含油質量濃度小于1 mg/L。其中MYCELX Polisher主體采用濾芯式過濾器結構，但在每根濾芯表面沉積固化有能對烴類污染物發揮特殊吸附作用的聚合物薄膜。

3.1.2 天然氣凝析液注入聚結技術

美國ProSep公司CTour技術的基本工作原理如圖2所示。將井口天然氣或伴生氣壓縮冷凝后產生凝析液，注入混合到采出水中，注入比在0.5%～1.0%之間；然后基于萃取以及相似親和原理，可使得分散相油顆粒聚結長大，利于后續分離。CTour技術可以作為一種增大分散相油滴粒徑的預處理手段，與靜態水力旋流器和氣浮選設備等處理單元串聯組合使用，提高目標設備的工作性能。能使分離設備出油口的總石油烴(TPH)質量濃度小于5 mg/L，同時去除80%～95%的溶解性有害有機物，如PAH和BTEX等[24]。目前，CTour技術在挪威北海海域油氣開發中已經得到了廣泛應用，近70%的采出水使用該工藝處理。

圖2 CTour技術的基本工作原理示意圖

除了壓縮冷凝設備之外，CTour技術的前端工作設備主要是凝析液注入及其與采出水混合設備，混合設備應該在實現凝析液與采出水均勻混合的同時不加重油水乳化程度。從目前美國ProSep公司官網上有關混合技術的介紹來看，該公司研發了ECLIPSE(Enhanced Center Located Injection Pipe Spool)、MAX+(Multiphase Adjustable Xtreme Mixer)、AIM(Annular Injection Mixer)和EBS(Enhanced Blending System)4種在線管式混合設備，配套使用MAX+混合器的可能性較大[25]。

3.2 發揮耦合協同作用，推出基于常規單元處理技術集成的高效處理技術

鑒于常規單元處理技術都有各自的優缺點，基于耦合效應和協同作用，將其進行一體化有機集成以揚長避短，自然早就引起了研究人員的廣泛關注?？赡艿募煞绞桨ǎ孩賹⒅亓Τ两岛蜌飧∵x兩種單元處理技術集成，代表性做法就是在現有水工藝艙、外排水緩沖罐和重力沉降罐內增配氣浮選功能[19]；②將粗?；?聚結)和重力沉降兩種單元處理技術集成，代表性做法除了前面已經提及的壓力斜板除油器(罐)和聚結分離器外，美國MYCELX Technologies公司的MYCELX Coalescer、美國ProSep公司的TORRTM以及華東理工大學的組合纖維聚結除油器(Combined Fiber Coalescence，CFC)都屬于此類，區別在于聚結材料的理化特性及其外觀結構形式[26-27]；③將粗?；?聚結)和靜態旋流分離兩種單元處理技術集成，代表性做法就是原英國Cyclotech公司推出的PECT-F技術(現為美國Schlumberger公司擁有)，將聚結材料填充在多管并聯靜態水力旋流器入口區域的空隙處，主要基于材料潤濕聚結增大進入靜態水力旋流器單體內的油顆粒粒徑，從而改善油水分離效果；④將粗?；?聚結)和氣浮選兩種單元處理技術集成，代表性做法就是高梯度聚結氣浮(HCF)；⑤將靜態旋流分離和重力沉降兩種單元技術集成，代表性做法就是旋流與重力沉降一體化技術，其中“罐中罐”技術在國內煉化污水處理領域已有不少工程案例[28]；⑥將靜態旋流分離和氣浮選兩種單元技術集成，代表性做法就是離心氣浮和緊湊型氣浮裝置(Compact Flotation Unit，CFU)等；⑦將靜態旋流分離和過濾兩種單元技術集成，代表性做法就是錯流過濾水力旋流器(CFFH)；⑧將靜態旋流分離、氣浮選和粗?；?聚結)3種單元技術集成，代表性做法就是旋流氣浮聚結一體化技術，如原美國NATCO公司的TridairTMVersafloTM立式誘導氣浮(IGF)裝置、德國Siemens Energy公司的VorsepTM緊湊型氣浮裝置和美國Energy Speciaties International(ESI)公司的VertiFloat緊湊型氣浮裝置等。此外，國內陸上油田還使用過微渦旋氣浮過濾技術，特點是在過濾器內集成微渦旋和氣浮技術，提高過濾效果。當然，從結構復雜程度、體積緊湊性、加工制造成本和運行維護成本等方面綜合考慮，并非集成的單元處理技術越多就代表技術水平越高，國內陸上油田正在推廣的懸浮污泥凈化裝置(SSF)、高效成套極化過濾裝置和分級多重聚結裝置未必能夠適用于海上油氣田。相比較而言，過去十多年在海上采出水處理領域得到推廣應用的高效集成處理技術首推緊湊型氣浮裝置(CFU)，因此這里予以重點介紹。

3.2.1 國外緊湊型氣浮裝置的正本溯源

從技術溯源的角度來看，第一臺CFU產品由1999年成立的挪威EPCON Offshore AS公司研發，2000年推出海上試驗樣機，2001年在Brage和Troll C油田進行全尺寸現場試驗，短短數年便在以歐洲北海海域為主的海上平臺實施了幾十個工程應用案例[29]。Epcon CFU(見圖3a)在國內的首個應用案例出現在西江(XJ)30-2油田，該油田2007年的采出水排放量高達4 600萬t，為緩解采出水量不斷上升但平臺空間有限的矛盾而不得不考慮選用Epcon CFU。2007年1月完成了Epcon CFU的前期現場試驗，兩級除油率都大于90%；2008年第三季度末在XJ 30-2平臺上安裝了價值800多萬美元的CFU。得益于Epcon CFU緊湊的占地面積和良好的運行效果，很快引發了一股CFU設計研發熱潮，先后出現了包括英國Cyclotech公司DeepSweepTM、法國Veolia集團CophaseTM、美國CETCO Energy Services公司CrudeSep?、英國Enhydra公司Vortixx?、美國Enviro-Tech Systems公司的Enviro-Cell CFUTM等在內的10多種產品。由于國內缺乏對不同公司CFU內部結構和工作原理的深入探究，或者由于缺乏組織統籌等，DeepSweepTM和CrudeSep?等CFU產品在2010年后通過代理商在國內海上油田得到了使用，但運行效果存在較大差異。

從Epcon CFU的發展歷程來看，Epcon Offshore AS公司經歷了多次兼并重組：2006年2月23日被專業鉆井液公司M-I SWACO正式宣布收購，改名為M-I Epcon AS公司；2010年8月，M-I SWACO被美國Schlumberger(斯倫貝謝)公司兼并。開發Epcon CFU的骨干技術人員J?rn Folkvang于2009年左右離開挪威Epcon Offshore公司，加盟挪威Technology Solutions Group(簡稱TS-Group)公司，研制開發了其技術生涯中的第二代CFU產品，簡稱為TST-CFU(見圖3b)，TS-Group公司后來被美國Cameron公司兼并[30]。面對TST-CFU的市場競爭，美國Schlumberger公司于2014年底在其官方網站上宣稱，研制開發了第二代緊湊型氣浮裝置Epcon Dual CFU，以便在總體結構和外廓尺寸基本不變的情況下進一步提高除油效率。2016年2月4日，美國Schlumberger公司在兼并美國Cameron公司后，同時擁有了Epcon CFU(包括Epcon Dual CFU)和TST CFU兩大系列CFU技術[31]。2014年下半年，J?rn Folkvang以技術經理的身份成立了挪威Stauper Offshore公司，并啟動了其技術生涯中第三代CFU產品(見圖3c)的研發工作，第三代CFU簡稱Stauper CFU。在國內代理公司的協助下，目前該產品已經在南海海域文昌(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。J?rn Folkvang參與研發的Epcon CFU、TST-CFU以及Stauper CFU雖然都采取立式結構布局，但在內部結構上存在著較大不同。

圖3 三代緊湊型氣浮裝置的結構示意圖

3.2.2 國內緊湊型氣浮裝置的自主研發

CFU在國內又被稱為旋流氣浮組合裝置、旋流氣浮一體化裝置或氣旋浮裝置，筆者較早在國內撰文對其出現背景、研發應用及發展前景進行了介紹。雖然迄今國內有近20家單位申請了相關專利，部分單位還推出了試驗樣機甚至得到了安裝應用，但從研究工作的系統性和深入度來看，應該首推北京石油化工學院-中海油研究總院聯合團隊；從工程應用案例的角度來看，當推原寧波威瑞泰默賽多相流儀器設備有限公司、巨濤海洋石油服務有限公司以及研發人員從其離職后創立的深圳科力邇科技有限公司。

深入分析CFU的本質內涵，其技術關鍵主要體現在如下兩個方面：①CFU罐體結構方案布局和內構件尺寸優化。旋流首先是為了促進氣泡和分散相油顆粒的碰撞黏附，然后才是為了促進大粒徑重相機械雜質的去除。系統梳理國內各家單位業已公開的專利結構方案不難看出，結構方案布局總體上可以分為不設內筒式、內筒內旋式和內筒外旋式氣旋浮3大類[32]。②高效緊湊型管式微細氣泡發生器的設計研制，無論采用氣液多相混合泵、文丘里管式氣泡發生器還是基于微孔介質管的氣泡發生器，都存在不足。反觀J?rn Folkvang先后在挪威設計研發三代CFU過程，都配套使用瑞士蘇爾壽(Sulzer)公司的薄板型靜態混合器進行注氣分散，目前正進一步完善以保持流量波動下成泡質量的穩定性[33]。

從公開申請的專利和發表的學術論文來看，國內迄今在上述兩個方面的關注與投入不足，重視市場訂單而疏于“跟跑→并跑→領跑”式研發工作，致使目前國內海上油田所安裝的CFU運行效果普遍不夠理想，有時甚至出現入口和出口含油質量濃度基本持平的現象。

3.3 關注海油發展大勢，努力攻克高效緊湊型稠油聚驅采出水處理技術

稠油在我國海洋石油開發中占主導地位，但目前水驅采收率僅18%～20%，提高采收率潛力巨大，同時也面臨著極大挑戰。從中海油已經實施了聚驅強化采油的幾個油田來看，在解決了開發模式、驅油體系及配注技術等問題后，目前的瓶頸性問題在于平臺聚驅采出液的全流程達標處理。海上稠油聚驅采出水具有污水穩定性高、含油量高以及油泥量高等特點，尤其是含油量往往數十倍于“斜板除油器→臥式氣浮選器→核桃殼過濾器”工藝流程的入口設計指標[34]。

解決稠油聚驅采出水達標處理的首要切入點應該放在“斜板除油器→臥式氣浮選器→核桃殼過濾器”工藝流程的前端而非中后段，而且從單元處理技術來看，除重力沉降外也僅有離心分離可供選擇[35]。結合圖4所示BIPTVAS系列管式動態旋流分離器進行的計算流體動力學(CFD)數值模擬結果，設定處理流量為1.0 m3/h、分散相油滴粒徑為158 μm，采出水中油相相對密度為0.871、0.900、0.934、0.970和0.985時，所對應的除油效率分別為99.9%、99.3%、91.6%、52.9%和25.8%；設定處理流量為1.0 m3/h、油相相對密度為0.871，采出水中分散相油滴粒徑為158、120、100、80和50 μm時，所對應的除油效率分別為99.9%、98.5%、94.4%、82.9%和39.2%。由此可見，旋流分離效果與待去除分散相的等效密度和粒徑大小密切相關[36]。對于稠油聚驅采出水處理而言，只有充分發揮“設備+藥劑+氣浮”的協同作用，在通過化學破乳實現分散相油滴粒徑聚并變大的同時，促使微細氣泡與大粒徑油滴顆粒發生有效黏附，進而形成等效密度較小的“攜氣復合體”，才能夠在旋流場中實現“攜氣復合體”的有效分離[37]。上述理念已經于2020年下半年得到證實，將BIPTVAS系列管式動態旋流分離器安裝在某海上稠油聚驅油田一級和二級三相分離器的出水口運行，當處理量為5.6～7.5 m3/h、轉速為800 r/min、注氣比為4%、分流比為5%、加BH531C和水相清水劑兩種藥劑時，除油效率可達70%以上，入口含油質量濃度4 000～2 000 mg/L時，出口含油質量濃度可降低到1 000 mg/L以下。

1—葉柵；2—輪轂；3—旋流增強錐臺；4—分離機筒；5—渦控制臺。

值得一提的是，美國Schlumberger公司于2017年推出了Voraxial葉片誘導旋流分離器(Voraxial Impeller-induced cyclonic separator)，通過使用無剪切、無堵塞三維螺旋葉片的旋轉，誘導多相混合物產生徑向和軸向的流動，從而實施水、油以及固相的分離。美國Baker Hughes公司于2018年開始研發與BIPTVAS系列管式動態旋流分離器類似理念的油、氣、水三相動態旋流分離技術，并有可能將其推廣應用于井下油水分離(DOWS)[38]。

4 結論和建議

(1)在油氣田采出水常規單元處理技術的高效化以及不同單元處理技術的集成化方面，目前國內外的差距較為明顯。軸盤式旋轉陶瓷超濾膜分離、非活性炭類材料吸附處理、天然氣凝析液注入聚結和緊湊型氣浮等技術理應在“十四五”期間得到更多關注，尤其應該抓好消化吸收再創新工作。當然，任何一項技術都難以徹底去除油氣田采出水通常包含的各種污染物，推廣應用時必須減少誤導性宣傳。

(2)隨著對海上高含水油田和深水油氣田開發力度的不斷加大，建議更加關注單元處理技術的緊湊化、一體化集成以及對已有處理工藝流程的評價優化，必須盡量降低建造投資成本和運行維護費用。同時，建議關注原油集輸處理流程中三相分離器和電脫水器等設備的高效運行，在從源頭降低采出水含油質量濃度的同時盡量減少藥劑投加量，諸如電場強化三相分離器等新技術能夠在這方面發揮重要作用。

(3)海洋油氣開發歷來是集多學科、多領域于一體的龐大系統工程，因此建議關注工藝設計與設備選型、設備研發和藥劑配方等不同專業之間的協同配合，在關注實現采出水“零排?！钡耐瑫r關注實現采出水的“零環境污染排放”；同時關注對海上邊際斷塊油氣田井口平臺預處理能力的挖掘、對水下生產系統水下井口預分離以及海底分離回注處理的創新，減輕中心平臺或水面平臺的處理載荷。最后建議減少技術研發環節的內卷化現象，助推低油價新常態下采出水處理的降本增效。