萨北油田开发建设经历了一次加密调整、二次加密调整、三次加密井建设,由于当时油井产液含水、温度较低,且原油的粘度高、凝点高、含蜡量高,地理位置处于严寒地区,给原油集输增加了困难。为了保证原油的正常集输,设计时采用了双管掺热水保温,热水洗井清蜡的常规掺水流程。随着萨北油田现进入高含水开发后期,油井采出液综合含水率已达到90%以上。采出液含水率的不断升高,油井产水量上升,集输系统耗气及耗电呈上升趋势,加之水的热容量比原油的热容量大,导致双管掺水集油工艺的能耗不断上升。同时由于采出液的水力特性和乳化特性等均发生变化,其掺水温度、掺水量等技术界限也发生变化,按照原有的集输技术界限运行的集油方式造成了大量能源的浪费。为了控制集输能耗,降低生产成本,对油井低温集输技术界限进行研究并应用于生产中是十分必要的本文试验研究了利用萨北油田高含水原油集输特性,开展了一系列室内试验及现场试验研究,在优化集输工艺,降低集输能耗方面取得了一定的成果,研究出一套从井口到计量间、转油站、联合站的低温油气集输油气集输工艺运行方式,并摸索出各系统在低温运行工况下的运行参数及界限,以及低温运行工况下各系统配套工艺技术,为今后油田大规模推广及新油田开发工艺规划设计提供技术参考。该项试验研究成果,有效降低了油田生产能耗的上升趋势。截至2009年底,萨北油田在运的近3000口油井中,全部实现夏季掺掺常温水,掺水炉全部停运。冬季掺低温水,掺水炉运行数量减少2/3左右,油气集输系统生产加热及处理温度大幅度降低,通过能耗的降低,取得了较好的经济效益和社会效益。