喇嘛甸油田从1996年进入特高含水期开发阶段后，吨油耗气最高达13.48m<3>/t，能耗高的矛盾日益突出，生产操作成本逐年增加。而油气集输过程中能耗约占总能耗的90～97％，因而，降低油气集输过程中的热能消耗是有效控制能源消耗、降低生产操作成本的有效途径。另外，随着油井产出液含水的不断升高，流体在管道中的“流态”也随之发生改变，其流动性能相应变好，冬季不加热集输的适应性也逐渐加强。但目前还缺乏具有代表性的油气水三相混输特性及不加热集输界限的研究，单井大规模不加热集输缺少相应理论依据，中转站和联合站系统由于受压降、温降的影响及原油析蜡点高的限制，也制约着大规模不加热集输的开展。因此，喇嘛甸油田特高含水期管输特性的研究和不加热集输界限的确定是该项研究的重点。 本文针对喇嘛甸油田特高含水开发现状及存在的主要问题，重点开展了特高含水期管输特性现场试验，得出了不同含水、不同流量、不同温度下的原油管输流态及其特征，总结出在原油凝固点以下可以安全集输，并确定出单井不加热集输的最低温度界限为20℃。同时，对单井一计量间-中转站-联合站系统进行了压降和温降分析预测，得出了喇嘛甸油田集油系统可以实现不加热集输的结论。在此基础上，开展了中转站系统区域不加热集输试验，并对中转站系统的适应性进行分析，得出了在目前工艺条件下最佳不加热集输方式是掺常温水不加热集输；开展了联合站系统区域不加热集输试验，并对联合站系统的适应性进行分析，得出了联合站系统可以实现不加热集输，但需要有效的保障措施和添加低温化学药剂，为此开展了联合站低温化学药剂试验，并从中优选出适合低温条件的化学药剂，明确了联合站系统不加热集输的最低温度为36.5℃。