油气集输系统出现负荷率下降、运行效率降低、能耗上升等一系列不协调现象是油田开采进入中后期和外围零散接续产量动用开发时的一种普遍现象,深化研究集输系统的优化、简化技术、落实节能降耗措施自然成为油田地面总体规划中的重点工程。大庆外围宋芳屯油田油井产量低、生产气油比低、井口出液温度低、生产原油物性较差,加之其单管环状掺水集输系统的集油半径大,使天然气单耗一直高于生产控制指标要求。因此,有必要系统研究低温集输运行技术界限及特点,优化掺水集油工艺参数,制定节能输送运行方案,以实现集油工艺的能量最优利用,降低原油生产成本,确保油田地面生产系统的安全、平稳运行。本文综合考虑集油管规格、土壤环境温度、掺水量、掺水温度及流动速度等工况条件的变化,设计了一套掺水集输室内模拟试验装置,开发了能够满足低温集输工艺参数优化试验所必要精度的试验技术。通过不同工况条件下的室内模拟试验,分类描述了低温集输管路的油水流型,认为流动介质温度、含水率和流速是影响流型的主要因素；给出了管路的沿程温降和压降变化特征,结合宋芳屯油田典型集油环的工艺特点和生产运行现状,以流动压降梯度变化为主要依据确定了安全回油温度界限及掺水量、掺水温度等工艺参数;并在对集油方案进行技术经济评价的基础上,研究了低温集油工艺中管壁的沉积状况及管路最佳清管周期。在宋芳屯油田新、老区块相继开展了降温集输现场试验,与室内模拟试验情况基本吻合,实现了在32℃安全回油,最高地温时对应阀组间掺水温度45℃,单井平均最小掺水量0.63m3/h,最低地温时对应阀组间掺水温度55℃,单井平均最小掺水量0.81m3/h。基于所确定低于原油凝固点5℃的极限回油温度界限,以宋Ⅱ-4转油站所辖区块的生产运行情况为例,年节气量可达到38.6×104m3,相当于节约运行费用35.5万元。