萨中油田现已进入特高含水开发期，随着采出液含水率的不断升高，油井产水量上升，加之水的热容比原油的热容大，导致双管掺水集油工艺的能耗不断上升，集输系统吨油耗电已由2000年的7.3kW·h/t上升到2004年的11.8kW·h/t。为了降低能耗，而且充分利用特高含水期油井采出液含水率高、液量大、出油温度高的良好热力和水力条件，进行了特高含水期原油不加热集油处理工艺技术现场试验研究。 通过现场试验，确定了单井实现的技术界限：不加热集油井的回油压力应控制在0.8MPa以下；产液量30t/d以上、含水率85％以上的油井可实行全年单管不加热集油；产液量15-30t/d、含水率90％以上的油井可以实现季节性(4月20日至10月20日)单管不加热集油；产液量30t/d左右的特高含水油井在严寒季节停输4小时后，可以顺利实现再启动；在4月份停输6小时后可以顺利实现再启动。 油田公司不加热集油文件中，对常温站条件作了限制。为验证该条件对萨中油田转油站的可用性，在中405转油站进行掺常温水试验并获得了成功。在此基础上扩大了试验规模，在北1-2联合站系统试行了掺常温水试验，系统运行正常，脱后油、水质量均达标。 特高含水期，针对生产条件比较差的部分单井、转油站不能应用不加热集油技术问题，在生产实践中摸索出新的方法：定时不加热集油技术。对单井，只要确定适合的掺水时间，在其余时间停止掺水的情况下，不会影响该井的正常生产；对非常温站，只要确定出适合的停炉时间，其余时间加热炉正常运行，将不会影响转油站的正常生产。