喇嘛甸油田地处中国东北部的黑龙江省大庆市境内，冬季漫长，气候寒冷。原油物性具有含蜡量高（23～25％）、凝固点高（28～33℃）的特点，为保证其有较好的流动性，油田自1973年开发一直采用加热集输流程，以确保油气集输及处理过程的安全平稳运行。　　喇嘛甸油田从1996年进入特高含水期开发阶段后，吨油耗气高达13.48m3/t，能耗高的矛盾日益突出，生产操作成本逐年增加。同时，大量天然气燃烧排放的二氧化碳气体对地球的温室效应也有较大影响，因此，节能降耗和保护大气环境已成为油田亟待解决的问题。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，流动性能显著提升，不加热集输的适应性也逐渐提高。因此，喇嘛甸油田开展大规模不加热集输的时机逐渐成熟。　　本文根据喇嘛甸油田在特高含水开发期开展不加热集输方式下，针对生产管理过程中存在的采出液集输与处理存在的薄弱环节、原有管理模式不适应、生产管理流程不顺畅、生产管理制度不规范的问题，进行了深入的剖析、研究。从国内外油气水三相冲击模型、采出液管输特性、不加热集输界限的分析入手，结合油田生产管理实际，采取油井不同集油方式工艺、保证低温计量间运行、改进转油站生产流程及建立专业化的团队管理模式、精细化的生产管理流程、规范化的生产管理制度等对策，形成一套较为完整的不加热集输方式下油田生产管理正常平稳运行的研究模式，以确保特高含水期油田不加热集输规模性开展应用的整体节能效果。