油田采出液中含水率的不断上升,为不加热集油提供了便利条件。同时,高含水管道内油气水多相流体呈现出了新的流动特点,在油水混合液黏度和低温粘壁两方面对传统的水力热力计算方法提出了新的挑战。因此,有必要在重新筛选水力热力计算模型、考虑凝油粘壁特点的基础上,总结高含水期不加热集油管道的集油边界条件。本文以大港油田板北区块为研究对象,分析了高含水期油水混合液黏度计算及不加热集油管的水力热力状况,提出了不加热集油可行性的判断方法。首先,完成了板北原油及其高含水混合物的基础物性和流变性的测试,确定了原油的密度、凝点、析蜡特性以及黏温特性;将高含水油水混合液视为稳定W/O乳状液在游离水中的分散体系,对比分析了五种常用的高含水油水混合液黏度计算方法,推荐使用本项目组郁辰阳提出的模型并确定了模型中参数的值。此模型平均误差为13%,且体现了稳定乳化水对体系黏度的贡献。针对板北区块高含水集油管道的流动特点及现场数据,对9种集油管线压降计算模型进行了筛选,发现穆贾沃-饶计算模型最优,平均相对偏差为18%;综合高程损失和凝油粘壁的影响,得到适用于板北区块高含水集油管道的压降计算方法;在热力计算环节,采用考虑气体焦耳-汤姆逊效应的温降模型,针对17组工况数据,所选用模型的管道温度分布计算值与PipePhase、OLGA计算结果平均偏差分别为0.90℃、0.94℃;应用筛选得到的水力热力模型,编写了高含水期集油管线水力热力计算软件;以井口回压达到1.5MPa、节点温度不低于起始粘壁温度为边界条件,计算了板北油田集输管网各节点处的最大集油半径,并将该集油半径与实际管线长度对比,确定不加热集油可行性;根据板北区块2016年生产数据,各节点的最大集油半径均大于实际管线长度,可实现不加热集油。