大庆油田现已进入高含水开采阶段,原油集油能耗已占地面工程总能耗的78%,吨油平均耗气27m~3,油田年耗气达13×10~8m~3。油田工业自耗气与油田新兴的化工用气供需不平衡的矛盾日趋尖锐。因此,节能降耗已成为油田至关重要亟待解决的问题。本文从实验及理论两个方面,对降温集输水力热力计算方法及温度和压力的技术界限进行研究,并开发降温集输运行管理软件。本文主要开展了以下几方面工作:1.研究了大庆油田集油管道中油气水流动型态。研究结果表明,特高含水采油期油气水的流动型态多为冲击流,油水两相属于均相流、分层流或水为连续相的乳状—悬浮液。2.实验测定了油水乳状液的粘度,并拟合为计算公式。研究表明,油水乳状液粘度随着含水率的变化存在一个转相点:含水率在转相点之下的乳状液一般为油包水型,粘度随含水率升高而逐渐增加;在接近转相点时,粘度急剧增加,达到最高点;在含水超过转相点之后,粘度又逐渐下降。3.考虑土壤温度场的年周期性变化及时间延迟的影响,推导了油气水埋地混输管道温降计算公式,并将计算结果与实测数据进行了对比。分析结果表明,该公式适用于三相埋地管道热力计算。4.给出了降温集输温度界限及压力安全值的确定方法。研究结果表明,含水在40%～70%的油井温度界限27℃左右;含水在70%以上的油井温度界限可以降到25℃左右;合理井口回压的范围在1.0MPa至1.5MPa之间。5.用VB语言开发了“降温集输参数控制软件”。该软件能计算原油集输管道的温降及压降,模拟掺水量与井口回压的关系,给出油井不同季节合理的集油界限。该软件的开发,改变了以往凭经验进行降温集输运行管理的模式,使其更加科学、规范。