油井产出液中含水率的显著上升改善了产出液的流动性,为油田实施不加热集油提供了良好的前提条件。为避免采用不加热集输工艺后,出现井口高回压现象,需要确定摩阻上升的关键因素,给出不加热集油的边界条件。以大港油田板北区块地面集输系统为研究对象,利用PipePhase模型对集油管道摩阻的影响因素进行敏感性分析。考察了油水混合液黏度、产液量、气液比和管径等4个因素,确定了集输管道流通面积减小是摩阻上升、井口高回压的关键因素。而不加热集油条件下的凝油粘壁是导致流通面积减小的根本原因。为研究原油粘壁规律,在传统冷指装置的基础上发明了新的实验装置和方法。该装置通过设置循环储罐,实现了搅拌槽中油样的持续更新,弥补了传统冷指装置中蜡分子沉积后得不到补充的的缺陷。通过控制搅拌转速,以搅拌剪切模拟了管流冲刷作用下的凝油粘壁过程。从油温、温差、含水率、剪切强度、持续时间5个方面对原油粘壁的发展情况及规律进行了深入探究。通过3种含蜡原油和3种稠油的实验结果发现,随油温的降低,普遍存在粘壁速率迅速上升的温度转折点——起始粘壁温度。对于3种含蜡原油,起始粘壁温度低于凝点0~4℃。此外,当油温高于起始粘壁温度,凝油粘壁现象不明显,建议将起始粘壁温度作为不加热集输的边界温度。凝油粘壁是凝油黏附和管流冲刷共同作用的结果,在实验中发现,当二者达到平衡时,粘壁层厚度达到极限值并不再发展。该极限厚度引起的井口回压变化是不加热集输工艺可行性判别的重要依据。以限定井口回压上限1.5MPa为边界条件,在掌握油田产出液流动性和管道中凝油粘壁规律的基础上,借助PipePhase模型计算,可实现不加热集输工艺可行性的判断。将该方法应用大港板北区块,发现其能够实施不加热集输工艺。