大庆油田外围特低渗透区块含硫采出水的达标回注处理已有较为成熟的工业化经验^〔1〕，基于“曝气除硫→气浮除油→颗粒滤料过滤→膜式精细过滤”为主的“四段式”工艺流程已在生产站场实际应用^〔2〕，然而该流程中各构筑物庞大的体积以及零散区块较差的系统依托性给橇装一体化集成设计和运行带来了巨大的难度和挑战，本项目设计并加工成型的橇装成套装置，经现场运行效果验证，满足了单套设备处理能力要求及零散区块采出水处理单元独立运行的生产需要。

由于压裂作业、注水井及干线冲洗、钻关放溢流等作业污水的加入，使得零散区块采出水水质水量波动较大^〔3〕，分别对加入作业污水前后的水质进行了监测分析，结果见表 1和表 2。

由表 1可知，在没有其他压裂液、钻关废液等作业污水进入的情况下，对采出液脱出水进行监测化验的结果显示：含油为91.51~215.8 mg/L，悬浮固体为13.5~24.3 mg/L，硫化物为34.8~40.4 mg/L，总铁为0.42~0.61 mg/L，矿化度为3 987~4 780 mg/L。

由表 2可知，由于压裂作业返排废水、钻关泄压废水等作业废水的不定期加入，使得水质变差，主要表现为悬浮固体增加，尤其是絮状物及细小颗粒增加，此时含油为185.6~406.7 mg/L；悬浮固体为22.87~42.9 mg/L，硫化物为30.9~44.2 mg/L，总铁为0.52~ 1.75 mg/L，矿化度为4 063~6 041 mg/L。

基于技术调研、室内试验及现场跟踪测试结果，确定了橇装装置的工艺流程，形成了“曝气除硫橇”、“气浮分离橇”、“常规过滤橇”以及“精细过滤橇”为主体的成套装置，每个部分单独成橇且功能完全独立，实现了“紧凑一体化、高度自动化、耐低温严寒、可灵活搬迁”的采出水处理技术的橇装集成，橇装一体化集成处理装置工艺流程见图 1。

对每个橇体分别进行紧凑一体化设计，主要是对装置的结构形式、安装方式、尺寸布局等进行设计，具体如下：曝气释放装置采用硅胶曝气管且立式安装以匹配较高的曝气强度来弥补曝气时间的不足；机泵和仪表采用双层高架式设计及内嵌水箱式设计；工艺管道采用“多立式少水平”的布局方式以充分利用立体空间；采用电动阀门切换不同工艺流程以减少橇内管汇数量；缓冲装置采用矩形水箱且有效体积和保护高度按规范取下限值，同时提升泵排量与之精确匹配，如曝气沉降罐的有效停留时间按不大于4 h计算；缓冲水箱的有效停留时间按不大于0.5 h计算；净化水箱有效体积至少为1个滤罐（直径最大）的反冲洗水量与反洗时间内的净化水产生量之差；回收水箱的有效体积至少为1个滤罐（直径最大）的反冲洗水量与反洗时间内回收泵排量之差等。

橇体承重设计要满足设备运行总承载要求，同时可实现装置整体搬迁及多次重复利用，具体如下：橇装箱体采用标准集装箱式设计，满足公路运输尺寸要求；底座采用“井字型”重钢结构且局部加强，另配有承插式吊装点，确保整体吊装安全；侧壁采用重钢结构框架和3 mm压型钢板制作，与底座框架满焊连接，确保整体吊装不变形，橇装箱体外部预留快速连接法兰，便于现场快速安装和拆卸。

由于分散区块的系统依托性较差，当没有加热炉等伴热条件时，为保证装置一年四季连续运行，尤其是严寒低温时段的平稳运行，采取了相应保暖措施，具体如下：橇装箱体框架钢板全部满焊并做气密实验，减少冬季箱体内热量流失；采用集装箱六面双层压型板内置保温材料设计，墙体和顶板采用高密度中空岩棉板，底座采用加厚型岩棉（厚度200 mm）；采用智能温控排风换气系统，高温开启低温关闭，满足冬夏不同气候要求；缓冲装置配有水暖伴热，橇装箱体内配有电暖器，以适应不同现场条件，最终，实现处理高寒地区高凝固点原油采出水时的平稳越冬运行（零下35 ℃）。

对装置的自动化仪表、智能控制进行设计，所有缓冲装置超高低液位报警，并与动力设备连锁，流量计与执行机构（电动蝶阀开度或变频设备）连锁，所有自控信号进入中控室上位机实现“一键式”开车或故障停车，所有设备实现可同时“远程控制”和“就地控制”，具体如下：来水通过泵提升至曝气沉降罐，来水泵出口设置电动调节阀门确保沉降罐在预定的高液位运行；曝气除硫后污水提升至气浮机，气浮出水通过调节堰板后重力流至缓冲水箱（安装压力液位仪及超高液位浮子，与出口泵连锁）；然后经泵加压后进入过滤系统（两级双层过滤罐，电动阀控制其过滤及反洗流程），出水提升至超滤系统，膜出水经净化水箱提升至站内回注系统，最终实现整套装置运行流畅和液位平稳。

利用橇装成套装置进行了某零散区块达到“5.1.1”特低渗透指标的为期13个月的现场运行，验证装置的实际运行效果，运行工艺流程为：“来水→曝气沉降→气浮→两级双层滤料过滤→PVC中空纤维膜→出水”。

运行参数：处理量为9.7 m³/h；曝气沉降气水比为7/1；气浮回流比为20%；颗粒滤料一级滤速为11 m/h，二级滤速为8 m/h，采用变强度水洗（最大强度为16 L/（s·m²），反洗时间15 min，反洗周期24 h）；膜通量20~30 L/（m²·h），跨膜压差在0.02~0.08 MPa，膜反冲洗时间间隔60 min，膜在运行60 d后通量下降至5.8 m³/h，压力损失达到0.19 MPa，进行化学清洗，而后通量恢复至9 m³/h以上（再生恢复率达到95%以上），运行过程中平均过滤周期达到2个月以上，另外前端硫化物去除剂的投加，能大幅提升膜通量。

当来液介质中不含作业废水时，装置空白（不投加任何药剂）运行，即可满足出口指标要求，对整套装置进水及出水的含油量、悬浮固体、粒径中值、硫化物进行取样监测，结果见图 2。

由图 2可知，来水含油＜132 mg/L，悬浮固体＜24.5 mg/L，硫化物＜32.8 mg/L时，经过采出水成套装置处理后，最终出水平均含油为0.59 mg/L，悬浮固体平均值为0.95 mg/L，粒径中值平均值为0.832 μm，硫化物平均值为1.12 mg/L，整个系统运行稳定，效果较好。

当来液介质中含作业废水时，来水水质变差，尤其是每年夏季施工高峰期，水质随着作业污水中大量化学药剂的汇入而恶化，主要矛盾是来液悬浮固体增加并且颗粒变得细小，装置空白运行很难满足出口水质的特低渗透指标要求，投加去硫化物型水质稳定剂后，出水得到明显改善。对整套装置进水及出水的含油量、悬浮固体、粒径中值、硫化物进行取样监测，结果见图 3。

由图 3可知，来水含油＜382 mg/L，悬浮固体＜34.7 mg/L，硫化物＜45.5 mg/L时，经过采出水成套装置处理后，最终出水含油平均值为0.89 mg/L以下，悬浮固体平均值为0.85 mg/L，粒径中值平均值为0.874 μm，硫化物平均值为1.14 mg/L，整个系统运行稳定，经现场试验摸索，此时药剂投加量为23 mg/L左右。

水质稳定剂的投加主要是确保最终出水悬浮固体达标，因此应依据来液中悬浮固体浓度的不同，确定不同的药剂投加量，加药点为曝气除硫段后端。根据现场运行情况，当来水平均悬浮固体小于25 mg/L，时，药剂投加量为10 mg/L左右；当来液悬浮固体平均值介于25~35 mg/L之间时，去硫化物型水质稳定剂投加量一般为20~30 mg/L；当来水平均悬浮固体大于35 mg/L时，药剂投加量最高需达到40 mg/L左右。依据不同进口水质进行水质稳定剂的投加，提高了整套装置对水质冲击负荷的适应性，确保了装置最终出水水质平稳达标。

橇装一体化装置13个月的现场运行费用合计33.96万元，折合吨水的运行费用为3.4元。其中，设备折旧费25.2万元，其他费用（药剂费+电费+滤料维护费）为8.76万元。

将油田在用成熟的特低渗透采出水处理工艺及设备进行橇装一体化集成后就地处理并达标回注，经实践验证是可行的：

（1）为避免硫化物对后续有机膜的毒性并能有效控制其出水的悬浮固体，在工艺前段必须有效除硫^〔4〕。一体化集成装置可利用增加曝气强度来弥补曝气停留时间的不足，当来水硫化物＜45 mg/L且曝气时间为4 h时，气水比最低限为7:1，出水可稳定达到2 mg/L以下的辅助注水指标。另外，气浮对于硫化物也有一定去除作用。

（2）常规水处理流程中的橇装集成设计中，应注意规避一些不利于紧凑一体化设计的因素^〔5〕，缓冲水箱体积和提升泵的排量要经过精确计算并严格匹配，以确保流程的连续顺畅。另外，由于空间局限性，橇装设计中都采用压力管线（无重力管线），无溢流事故流程，因此高度依赖自动化，应特别注意水箱高低液位与泵的启停进行连锁，以及调节阀与流量计进行连锁。

（3）大庆外围零散区块采出水总体表现为硫化物含量偏高^〔3〕，并且当有油田综合废液进入时，水质变得复杂（悬浮固体增加）且水量波动较大，采用“曝气沉降-溶气气浮-两级双层滤料过滤-PVC中空纤维膜”处理流程（前端投加药剂10~40 mg/L），吨水处理成本不高于3.4元。

（4）利用具有流程顺畅平稳、布局紧凑合理、自动化程度高（一键启停）、抗高寒天气、可移动搬迁等特点的“采出水橇装一体化成套处理装置”在相应零散区块进行了13个月的生产应用，累计处理了1× 10⁵ m³含油污水，并且相比于新建固定站，占地面积减少70%以上，施工周期缩短70%以上，搬迁一次工程费用节省60%以上。