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[摘 要]地面环境对油田生产及地面系统的影响很大，本文举例葡北6#站所辖井区主要位于康家围子泡的实际情况，通过对近几年葡北6#站地面系统突出体现问题，结合历年改造治理中取得认识和经验，联系该井区地域特点，分析康家围子泡对地面系统的影响，对该地域类型井区的生产管理及维护提供指导。
[关键词]地面系统；环境影响
中图分类号：TD22 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）31-0298-01
前言
康家围子泡位于采油七厂厂区东北4km处，自然地面标高为126.5～129.5m，南北长约9km，东西最大跨度3.7km，水域面积约21平方公里，水域边界没有堤坝阻拦，水域面积随夏季雨水量增加而增大。区域内油田已建井区为葡北6#站、7#站、8#站、9#站所辖部分井区，其中葡北6#站所辖油井几乎全部位于康家围子泡及周边低洼地中，该站井区内地面系统受康家围子泡影响较大。
一、葡北6#站地区情况
葡北6#站地区位于葡北油田中部，属大庆市大同区管辖，区域内地势低洼，所辖井全部位于水泡子及低洼地中，辖区面积15.9km2，葡北6#站1993年建成投产，2010年～2011年进行站外系统调整，截止2014年底，目前该站辖集油间6座、油井127口，采用单管冷输集油工艺与单管环状掺水集油工艺相结合的模式。生产油井产液量3721t/d，产油量240t/d，综合含水93.3%，平均单井产液量35.4t/d，平均单井产油量2.28t/d，含水油及油田气输至葡一联合站。
二、葡北6#站地面系统历年改造工程
1、2010年～2011年系统调整改造
（1）区域地势低洼，双管流程集输条件差，掺水量较大
1993～2009年底，葡北6#站站外集油流程主要采用双管掺水集油流程，由于该地区油井基本都位于水泡子及低洼地中，受环境影响严重，管道敷设环境差，同时栈桥井较多，单井管线沿栈桥敷设，管道散热面积大，为了维持冬季生产，需加大掺水量，使得集油系统运行能耗上升。
（2）埋地管道腐蚀穿孔严重，影响油田安全生产
葡北6#转油站及其站外集油系统均位于康家围子泡中，地势低洼，该区域土壤腐蚀电阻率为15.5Ω.m，属于一级土壤腐蚀地带，自1993年建站投产至2009年运行17年，集油管网腐蚀老化严重，站间及单井管线腐蚀穿孔频繁，该站集输系统腐蚀严重管线占集输管线总数85%，2009年腐蚀穿孔次数达到了840次，管道穿孔率甚至达到了2.3次/天，单日穿孔最多达到6次，每公里管线年穿孔次数达到了7.64次之多，给安全生产和环境保护带来严重的隐患。
结合上述两个主要因素，地面系统在2010年～2011年对葡北6#站外系统进行整体系统调整改造，原10座计量间调整为6座阀组间，站外集油系统采用单管冷输集油工艺与单管环状掺水集油工艺相结合的模式。调整共布置23个集油串，1个集油环，101口油井采用单管冷输集油流程，4口油井采用单管环状掺水集输流程，水泡中栈桥井管线采用加厚保温层至50mm。通过站外集油系统优化调整，转油站掺水量得到了很大的控制，能耗指标得到有效控制，年节电52.5×104kWh，年节气145×104m3。
2、康家围子泡内集油流程改造
葡北6#站系统调整后，经过近几年的生产实践发现，部分冷输油井位于水泡子及低洼地中，管线内热的介质与冷的管壁的径向温差较大，深埋后管线的散热量大，致使管线内壁结蜡严重，使得管线的管径流通截面变窄，流通口径变小，同时沿路肩敷设管线弯头多，沿程摩阻大，导致井口回压升高，平均井口回压1.0Mpa，。同时由于部分单井管道需采用沿路肩敷设的方式，采用单管深埋冷输技术，施工时路两侧有水，地下水位高，管沟挖至-1.5m后出现返水现象，无法继续深挖，管线无法按设计要求埋到冻土层（-2m）以下，需增加围堰、护坡及土方，投资较高，且冬季冷输井管道冻堵情况严重，需要频繁冲打管线，冬季生产困难。
针对存在上述问题的冷输串，在2012年～2015年期间，结合当年产能建设、生产维修及长生产成本等投资渠道，对葡北6#站康家围子泡及周边低洼地的冷输油井调整为单管环状掺水集油流程，同时对部分辖井较多、液量上升较快、拐点较多的集油环管线进行扩径，目前，该部分油井井口回压降至合理范围，生产运行平稳。
3、电力线路杆基扶正治理
由于葡北6#站井区大部分处于康家围子泡及低洼地的特殊性，大多数油田供电线路位于低洼地带，部分线路建成年限较长，且电杆多为土埋，杆基不牢固，长时间经过雨水冲刷和风力作用，基础松动，杆基倾斜严重。同时，由于部分年份雨水过多，内涝严重，多数电杆长期处在水质浸泡中，基础不牢固，多数已经发生倾斜，极易出现倒杆、断线事故，存在严重安全隐患，目前处于水泡等低洼地带的线路有13.48km，近200多基低壓线杆处于水泡中。
针对康家围子泡水域中、低洼地带倾斜的电杆，首先做5m×5m围堰，抽出水泡中污水，清淤，扶正后进行基层处理，使用混凝土固化，并加装涵管
4、油田道路及采油井场改造治理
葡北6#站井区内道路在低洼、泡中道路存在无护坡或护坡损坏，易造成路基水侵，道路无法承重，雨季路肩受雨水冲刷流失量大、水冲溶洞较多；同时部分采油井场没有护坡，夏季雨水大的时候，受水浪冲击，造成井场土方流失。
针对康家围子泡水域中油田道路，采用增加道路和井场护坡，部分路段扩大路肩，井场回填土方，保证油田正常生产。
三、葡北6#站地面系统仍然存在的问题
1、集油阀组间掺水压力及温度较低，集输条件较差
葡北6#站所辖阀组间6座，平均掺水进间温度54℃，其中601#间、602#间掺水压力仅为1.5～1.7Mpa，阀组间站间集油掺水管线因管道敷设环境差，温降损失较大，沿路敷设拐点多沿程压力损失大、到间掺水压力及温度较低，尤其对部分辖井数较多、单环管道较长的集油环，无法满足集输要求，造成集油阀组间部分油井回压上升较快。在生产管理中，均采用加大集油环掺水量，从而引发阀组间“抢水”问题，同时热洗化清“治标不治本”，这部分油井存在生产困难情况。 2、部分单管冷输生产油井有回压高现象
葡北6号转油站2#巡井间所辖17口油井均采用冷输集油工艺，组成1个大的冷输链，从近年的生产来看，2#巡井间油井由于地势低洼导致土壤长时期潮湿，因而集油链热力条件差，管道易发生结蜡、原油冷凝等事故，使得集油链经常冻堵，需要在生产中随时观测井口回压、频繁对冷输管道进行热洗，影响正常生产。
3、井区处于环境敏感区，安全环保压力大
葡北6#站所辖油井大部分位于康家围子泡中，单井集油注水管道基本采用沿路肩敷设，由于油田道路一侧为电力线路，高压注水管道与集油掺水管道在同侧敷设，存在较大安全环保隐患，仅仅通过对泡子内阀组间和配水间设混凝土油围堰、集水池，场地硬化，防止油水泄漏污染水域的措施还远远不够。
四、下一步解决措施
1、针对回压高井问题根源，提出对应改造措施
因集油环辖井较多，集油半径过长，采取拆环方式减少集油环辖井数，缩短集油半径；集油环因油井液量增加引起的油井回压高，采取更换末端集油管线管径，解决管线憋压问题；在葡北601#、602#阀组间增设掺水增压泵，提高集油环掺水压力，保障集输系统平稳运行
2、结合2015年产能建设，改造2#冷输链
2#巡井间目前为葡北6号油站2#冷输集油链管理间，辖老井17口，冷输集油串1个，由于油井分布位置整体地势低洼，冷输困难。结合2015年葡北五、六、七断块加密区块产能建设新井布局，将其中7口冷输井改为单管环状掺水集油工艺，将该间改为葡北606集油阀组间，配套建设站间掺水管道。新建葡北606#阀组间后，为今后2#集油链冷输井改造提供硬件保障。
3、加大管道预判力度，规范管道检测管理
针对葡北6#站井区处于康家围子泡中集油管道腐蚀速度快的情况，下步需要改变“重更换，轻维护”的思想，坚持加大预判力度，规范管道检测管理，加强管道技術保护，加强阴极保护日常管理，同时做好补漏维修过程后防腐层修复，降低管道的腐蚀作用和管道腐蚀穿孔率，最大限度地延长管道使用寿命，减少管道穿孔造成的安全隐患和环境污染。
五、结论
通过对康家围子泡对葡北6#站地面系统的影响分析，总结在该地区历年我厂地面系统对其生产改造实践中成功经验，制定未完善内容的解决措施，这为今后类似环境敏感区域站外系统调整改造起到一定的指导作用，对于我厂相似地区的油田建设也会有很好的借鉴意义。
[关键词]地面系统；环境影响
中图分类号：TD22 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）31-0298-01
前言
康家围子泡位于采油七厂厂区东北4km处，自然地面标高为126.5～129.5m，南北长约9km，东西最大跨度3.7km，水域面积约21平方公里，水域边界没有堤坝阻拦，水域面积随夏季雨水量增加而增大。区域内油田已建井区为葡北6#站、7#站、8#站、9#站所辖部分井区，其中葡北6#站所辖油井几乎全部位于康家围子泡及周边低洼地中，该站井区内地面系统受康家围子泡影响较大。
一、葡北6#站地区情况
葡北6#站地区位于葡北油田中部，属大庆市大同区管辖，区域内地势低洼，所辖井全部位于水泡子及低洼地中，辖区面积15.9km2，葡北6#站1993年建成投产，2010年～2011年进行站外系统调整，截止2014年底，目前该站辖集油间6座、油井127口，采用单管冷输集油工艺与单管环状掺水集油工艺相结合的模式。生产油井产液量3721t/d，产油量240t/d，综合含水93.3%，平均单井产液量35.4t/d，平均单井产油量2.28t/d，含水油及油田气输至葡一联合站。
二、葡北6#站地面系统历年改造工程
1、2010年～2011年系统调整改造
（1）区域地势低洼，双管流程集输条件差，掺水量较大
1993～2009年底，葡北6#站站外集油流程主要采用双管掺水集油流程，由于该地区油井基本都位于水泡子及低洼地中，受环境影响严重，管道敷设环境差，同时栈桥井较多，单井管线沿栈桥敷设，管道散热面积大，为了维持冬季生产，需加大掺水量，使得集油系统运行能耗上升。
（2）埋地管道腐蚀穿孔严重，影响油田安全生产
葡北6#转油站及其站外集油系统均位于康家围子泡中，地势低洼，该区域土壤腐蚀电阻率为15.5Ω.m，属于一级土壤腐蚀地带，自1993年建站投产至2009年运行17年，集油管网腐蚀老化严重，站间及单井管线腐蚀穿孔频繁，该站集输系统腐蚀严重管线占集输管线总数85%，2009年腐蚀穿孔次数达到了840次，管道穿孔率甚至达到了2.3次/天，单日穿孔最多达到6次，每公里管线年穿孔次数达到了7.64次之多，给安全生产和环境保护带来严重的隐患。
结合上述两个主要因素，地面系统在2010年～2011年对葡北6#站外系统进行整体系统调整改造，原10座计量间调整为6座阀组间，站外集油系统采用单管冷输集油工艺与单管环状掺水集油工艺相结合的模式。调整共布置23个集油串，1个集油环，101口油井采用单管冷输集油流程，4口油井采用单管环状掺水集输流程，水泡中栈桥井管线采用加厚保温层至50mm。通过站外集油系统优化调整，转油站掺水量得到了很大的控制，能耗指标得到有效控制，年节电52.5×104kWh，年节气145×104m3。
2、康家围子泡内集油流程改造
葡北6#站系统调整后，经过近几年的生产实践发现，部分冷输油井位于水泡子及低洼地中，管线内热的介质与冷的管壁的径向温差较大，深埋后管线的散热量大，致使管线内壁结蜡严重，使得管线的管径流通截面变窄，流通口径变小，同时沿路肩敷设管线弯头多，沿程摩阻大，导致井口回压升高，平均井口回压1.0Mpa，。同时由于部分单井管道需采用沿路肩敷设的方式，采用单管深埋冷输技术，施工时路两侧有水，地下水位高，管沟挖至-1.5m后出现返水现象，无法继续深挖，管线无法按设计要求埋到冻土层（-2m）以下，需增加围堰、护坡及土方，投资较高，且冬季冷输井管道冻堵情况严重，需要频繁冲打管线，冬季生产困难。
针对存在上述问题的冷输串，在2012年～2015年期间，结合当年产能建设、生产维修及长生产成本等投资渠道，对葡北6#站康家围子泡及周边低洼地的冷输油井调整为单管环状掺水集油流程，同时对部分辖井较多、液量上升较快、拐点较多的集油环管线进行扩径，目前，该部分油井井口回压降至合理范围，生产运行平稳。
3、电力线路杆基扶正治理
由于葡北6#站井区大部分处于康家围子泡及低洼地的特殊性，大多数油田供电线路位于低洼地带，部分线路建成年限较长，且电杆多为土埋，杆基不牢固，长时间经过雨水冲刷和风力作用，基础松动，杆基倾斜严重。同时，由于部分年份雨水过多，内涝严重，多数电杆长期处在水质浸泡中，基础不牢固，多数已经发生倾斜，极易出现倒杆、断线事故，存在严重安全隐患，目前处于水泡等低洼地带的线路有13.48km，近200多基低壓线杆处于水泡中。
针对康家围子泡水域中、低洼地带倾斜的电杆，首先做5m×5m围堰，抽出水泡中污水，清淤，扶正后进行基层处理，使用混凝土固化，并加装涵管
4、油田道路及采油井场改造治理
葡北6#站井区内道路在低洼、泡中道路存在无护坡或护坡损坏，易造成路基水侵，道路无法承重，雨季路肩受雨水冲刷流失量大、水冲溶洞较多；同时部分采油井场没有护坡，夏季雨水大的时候，受水浪冲击，造成井场土方流失。
针对康家围子泡水域中油田道路，采用增加道路和井场护坡，部分路段扩大路肩，井场回填土方，保证油田正常生产。
三、葡北6#站地面系统仍然存在的问题
1、集油阀组间掺水压力及温度较低，集输条件较差
葡北6#站所辖阀组间6座，平均掺水进间温度54℃，其中601#间、602#间掺水压力仅为1.5～1.7Mpa，阀组间站间集油掺水管线因管道敷设环境差，温降损失较大，沿路敷设拐点多沿程压力损失大、到间掺水压力及温度较低，尤其对部分辖井数较多、单环管道较长的集油环，无法满足集输要求，造成集油阀组间部分油井回压上升较快。在生产管理中，均采用加大集油环掺水量，从而引发阀组间“抢水”问题，同时热洗化清“治标不治本”，这部分油井存在生产困难情况。 2、部分单管冷输生产油井有回压高现象
葡北6号转油站2#巡井间所辖17口油井均采用冷输集油工艺，组成1个大的冷输链，从近年的生产来看，2#巡井间油井由于地势低洼导致土壤长时期潮湿，因而集油链热力条件差，管道易发生结蜡、原油冷凝等事故，使得集油链经常冻堵，需要在生产中随时观测井口回压、频繁对冷输管道进行热洗，影响正常生产。
3、井区处于环境敏感区，安全环保压力大
葡北6#站所辖油井大部分位于康家围子泡中，单井集油注水管道基本采用沿路肩敷设，由于油田道路一侧为电力线路，高压注水管道与集油掺水管道在同侧敷设，存在较大安全环保隐患，仅仅通过对泡子内阀组间和配水间设混凝土油围堰、集水池，场地硬化，防止油水泄漏污染水域的措施还远远不够。
四、下一步解决措施
1、针对回压高井问题根源，提出对应改造措施
因集油环辖井较多，集油半径过长，采取拆环方式减少集油环辖井数，缩短集油半径；集油环因油井液量增加引起的油井回压高，采取更换末端集油管线管径，解决管线憋压问题；在葡北601#、602#阀组间增设掺水增压泵，提高集油环掺水压力，保障集输系统平稳运行
2、结合2015年产能建设，改造2#冷输链
2#巡井间目前为葡北6号油站2#冷输集油链管理间，辖老井17口，冷输集油串1个，由于油井分布位置整体地势低洼，冷输困难。结合2015年葡北五、六、七断块加密区块产能建设新井布局，将其中7口冷输井改为单管环状掺水集油工艺，将该间改为葡北606集油阀组间，配套建设站间掺水管道。新建葡北606#阀组间后，为今后2#集油链冷输井改造提供硬件保障。
3、加大管道预判力度，规范管道检测管理
针对葡北6#站井区处于康家围子泡中集油管道腐蚀速度快的情况，下步需要改变“重更换，轻维护”的思想，坚持加大预判力度，规范管道检测管理，加强管道技術保护，加强阴极保护日常管理，同时做好补漏维修过程后防腐层修复，降低管道的腐蚀作用和管道腐蚀穿孔率，最大限度地延长管道使用寿命，减少管道穿孔造成的安全隐患和环境污染。
五、结论
通过对康家围子泡对葡北6#站地面系统的影响分析，总结在该地区历年我厂地面系统对其生产改造实践中成功经验，制定未完善内容的解决措施，这为今后类似环境敏感区域站外系统调整改造起到一定的指导作用，对于我厂相似地区的油田建设也会有很好的借鉴意义。