昌吉油田所辖区块油藏具有原油粘度高,储层中低渗的特点.目前采用螺杆泵冷采的举升方式生产,井口温度约在20℃左右,此时原油的表观粘度为15000mPa.s,如此高粘度的原油如采取管网远距离集输,势必导致高回压甚至凝管给油田生产带来极大困难.开发初期,昌吉油田采取井口单罐生产收油车倒油到集中处理站的集输方式,此种方法虽解决了管道长距离输送产生的高回压凝管问题,但也带来了诸如收油车卸油困难、单罐电伴热能耗高、收倒油运费高以及巡检管理不便、影响原油连续生产等困难.针对以上问题,通过对国内外油田稠油冷采集输工艺及现状的调研结合现场生产经验,最终采用了回掺热水降粘集输工艺.回掺热水降粘集输工艺，不仅解决了昌吉油田稠油远距离管网集输的难题，而且与稀油集输相比，主要是增加了相变加热炉，将掺水温度从35℃提高到60℃，与国内其他油田稠油蒸汽开发集输相比，运行成本低。停用降粘剂，不仅提高了原油的破乳效率，而且随着含水率的降低，使得回掺水完全来自油田自产水，省去了补清水带来的额外运行成本，使得整个系统进人到良性循环。另外，降粘剂的停用，也节约了系统加药及其机泵运行维护费用。目前系统自产气完全能够满足集中拉油点相变炉所需用气，弃用车载CNG，不仅节省系统运行成本，而且由于自产气的使用也有利于日常管理和环境保护，同时也为今后在各掺水配水站建设端点加热炉提供了有利的条件;昌吉油田稠油处理采用加破乳剂自然沉降24小时候后拉运至北三台联合站处理，由于原油沉降不彻底，拉油时会带走一部分回掺水，造成回掺水量不足需要补清水，不仅增加了拉运成本，而且掺水将低温清水从15℃加热到60℃耗能大，为此建议，集中拉油站增加多功能处理器，实现原油拉油含水低于0.5％，同时回掺水用油田自产水，且多功能处理后的污水温度较高.降低了相变加热炉能耗。