3月27日，在采油三厂采油管理一区10-2计转站，值岗人员正在通过观测系统压力、油水腔液位等数据，调整各节点闸门开度，对新投用的就地分水装置进行精细调参，力求进一步提高前端分水量。
“新建流程投入使用后，预计每天可以增加前端分水量约600方，实现就地分水、就近注水，大幅减轻西北油田三号联合站的处理负荷及管网压力。”该区总监刘毅介绍。
采油管理一区管理着350多口生产井，随着开发的不断推进，通过注水、注气来提高采收效率的单井占比70%，并且逐年增多。如何通过加强基础建设、升级装置输送效能，进而提高运行效率、释放油井产能，一直是基层管理人员关注的问题。
该区共有计转站9座，在汇集周边单井后，经过简单的油气分离，将油水混合物输送至十几公里外的三号联合站进行处理，经过油水分离和原油脱水，再通过管线将处理达标水返输到需要注水驱油的单井上。有的单井较为偏远，只能通过车辆进行拉运，日需供水近千方，20多车次才能满足每天的生产需要，一年下来拉运费也是比不小的开支。
由于管线运力及站库处理能力相对恒定，伴随油田开发不断深入，含水量逐年上升，管输运行压力不断上升，“水油抢道”的情况也时有发生。面对区块提液量日渐增加、站库管线高负荷运行的问题，以及油建施工和拉运费用上涨的压力。通过技术改造，实现“近水解近渴”，成为提高生产效能、降低吨油成本的关键症结。
该区于2019年，在8-3计转站首次增设了就地分水装置，并对周边计转站进行“一管双用”改造，正常生产时，原油通过管道输送至计转站，关井时，站内处理达标水增压后通过原管线返输至井口注水，只需根据开关井状态及时调整管线运行方式，就能实现油和水的双向输送。
装置和管线升级改造完成后，在管网前端可实现日分水1000立方，当年新开井20口，原油平均日增产约50吨。发挥管线油水分输的功能，“以水驱油，化水为油”在管线里变起“魔术”。
8-3计转站负责人张素梅介绍，该站原本能接收附近3个计转站的来液，就地分水装置投用后，可满足4个计转站周边单井的提液需求，总输液量提高25%，管网综合含水由80%下降至55%，管输效率大大提升。
管线里的水并不是越少越好，含水过低容易引起乳化现象，会降低油品质量。“我们在持续跟踪，反复试验后，基本掌握了含水量、粘度、温度、压力间的相互关系，为今后的高效开发积累了宝贵经验，打下坚实基础。”采油管理一区高级主管高英晗说道。
通过就地分水装置，管线里的含水量大幅下降，减少了以往“水在管线来回跑，车在路上花钱运”的情况，提升了管输效率，减缓了管网的运行压力，在生产过程中，也为后期增加开井，提升产能创造了条件。“就地分水流程的高效运行，每年可增产约2.3万吨，三年来已累计实现创效超2亿元。”刘毅说。
目前，采油三厂已在采油管理一区建成就地分水装置2座，“一管双用”管线约270公里。在下半年，还将在采油管理二区投用2座就地分水装置，继续推广这一生产模式和增效经验，不断提升管网输送效率、优化站库处理效果、释放油井生产潜能，助力油田高质量发展。
