为了保证原油正常集输,油气集输系统普遍采用以油田气为燃料的加热输送工艺,每集输It原油一般要烧掉20～30m3油田气。随着油田进入开发后期,大部分油井已进入特高含水期,平均含水在90%左右,由于集油系统采用加热集输,使得集输系统能耗高,热损失大。另外,随着油田产液量的逐年降低,产气量也随之下降,随着产量任务的加重,完成天然气任务也很艰巨。2010年,杏北油田水驱综合含水在90%以上,已进入高含水期开发阶段,采出液流动性得到改善,具备了开展季节性低温、常温集输试验的条件。目前,杏北油田的耗气主要集中在转油站和脱水站,其中转油站耗气约占总耗气的84%。实施不加热集输技术既能够大大降低转油系统的耗气,也为原油产量的完成起到积极的促进作用。因此,季节性低温、常温集输工作势在必行。本项目是杏北油田《高含水管输特性及不加热集输界限试验探索》、《油气水三相混输压降及温降计算软件完善》的基础上,选择杏十联地区开展季节性低温常温集输现场试验研究,通过开展不加热集输前改区块能耗效率测试,查明以联合站为单位的集输系统能耗现状、能耗分布规律及节能潜力,在调查研究杏十联地区集输系统生产现状及油品基本特性的基础上,编制杏十联地区季节性不加热集输实施方案,并组织现场实施,针对单井、计量间、中转站、脱水站、污水站各节点实施过程中的出现的问题,研究对策,确保方案顺利实施,为油田全面实施季节性低温、常温集输积累经验。