稠油资源是缓解未来原油短缺的重要手段,因此,油田开发中稠油所占比重越来越大,高粘度的稠油在管壁上的严重粘附给稠油生产和输送带来了极大的困难。稠油输送经常采用掺稀、伴热或掺水输送。由于稀油资源比较少,而且配套设施投资昂贵并影响后续油品的炼制,因此使用很受局限。伴热输送成本太高,只可能用于较短距离的输送。而掺水输送由于其较好的经济、社会效益,近年来,备受关注。新疆油田红003井区,目前主要采用蒸汽伴热集输工艺,由于伴热工艺能耗高,本项目利用稠油“反相点,,的特性,以红003井区两种油样为研究对象,围绕稠油掺采出水的油水混合液的流动特性、乳化程度与微观形态的变化规律,采用流变学测试技术、影像分析技术与环道模拟技术相结合的实验研究方法,测试分析稠油掺水混合液的反相点或乳化程度、混输流型、压降(或压差)规律,确定最佳掺水量和掺水温度,从而提出红003井区掺水集输工艺方案并进行了经济评价。全文主要开展了以下几方面工作：(1)通过环道实验测试高含水油水混合液粘度：在不同温度、流量等条件下,测定红003井区井稠油掺水混合液单位测试管长的压差,基于现有油水流模型反算稠油管流粘度,绘制管流粘温特性曲线；(2)根据管流粘温曲线,结合乳化油宏观、微观特性分析,确定含水稠油反相点及单井最佳掺水量；(3)通过高含水低温流动模拟实验,研究油水混合液的低温流动性,确定最佳掺水温度；(4)根据实验结果确定的最佳掺水量、最佳掺水温度,结合现场实际,对该区掺水集输工艺方案进行设计；(5)结合后续的原油处理工艺,计算单井掺水集输能耗,与蒸汽伴热能耗进行对比。从技术、经济性的角度对掺水工艺进行综合评价。研究结果表明：红003井区油水混合液可以采用均相流压降模型,反算高含水油水混合液的管流粘度；掺水集输的最佳含水率60%,掺水至单井的温度应高于60℃；现场试验掺水量与室内实验数据基本吻合,掺水后单井含水率在50%-65%,井口回压比蒸汽伴热低,在技术上可行；选取该区的336口井实施掺水集输,投资为2271.08万元；与蒸汽伴热相比,项目实施可节约天然气439.85×104m3/a,节水5.88×104m3/a,C02减排量0.92×104t,年节约费用931×104元,净现值为3177.17×104元;动态追加投资回收期为3.23年,静态投资回收期为2.56年,节能效益显著,经济可行。