本报讯 （通讯员田彩霞 周静 丁进善） 7月2日7时， 随着含水2%的原油从采油四厂古大站输向采油二厂龙一转油站， 油田公司北部油田输油正式以调整后的方式运行， 标志着油田公司地面系统向整体简化、 优化、 提质增效迈出了关键一步。

2018年初， 油田公司创新思维， 提出 “将冀中油区按照一个功能单元配置地面系统， 以原油流向确定区域功能调整， 跨区域前端输送低含水油、 末端集中处理， 实现油气田开发生产与计量功能分离” 的新思路、 新部署。 “北部输油方式调整” 是其中一个重要组成部分， 即输油线前端4个站输含水油到岔转站脱水， 来自多个站点、 不同含水率的原油汇聚到岔转站集中处理。岔转站原有2座3000立方米沉降罐作为主要脱水设备， 调整项目特增加岔转站备用脱水流程， 以确保岔转站脱后原油净化合格， 外输原油达标。该流程对重新整合油田公司北部油田集输系统站场功能、 简化外输油沿线前端站场工艺、 降低地面集输系统整体运行能耗具有重大意义。

7月1日9时， 相关单位负责人齐聚采油二厂龙一转油站， 协调含水原油交接计量工作。其中， 公司相关部门现场确认含水油交接系统的初始赋值、 交接化验频次、 自动交接和人工交接双系统并轨运行期间的数据录入等， 并要求原油交接双方透明交接、 多沟通， 确保外输系统控制平稳、 含水稳定， 尽早摸准含水油交接系统的可靠性， 为油田公司含水油交接系统的全面投运提供充分、 精准的计量数据。22时， 采油四厂古大站电脱水器停止供电， 初期的低含水原油不再进行深度脱水， 经外输泵直接输向采油二厂。7月2日一早， 通过人工化验验证自动计量数据， 人工、 自动计量双系统运行正常， 含水原油调运宣告成功。

下一步， 工程技术人员将继续跟踪系统运行情况， 结合计量数据及时调整运行参数， 确保原油交接准确、 可靠运行。