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稠油的高黏特性给稠油的生产和集输带来了极大的困难。新疆油田部分稠油单井均采用掺蒸汽伴热集输技术,造成大量高品质蒸汽的余能资源浪费。针对这一现象新疆油田开始研究单井掺水集输工艺并开展了先导试验,节能效果显著。但仍存在进一步节约高品质蒸汽、提高掺水工艺的性价比的空间,其关键在于目前尚不明确新疆热采稠油在不同油品性质、不同含水条件下的集输边界。针对以上问题,通过室内环道模拟实验的系统研究,结合理论分析,建立适合热采稠油的集输工艺及其主要操作参数边界,最终为新疆油田热采稠油集输工艺的合理设计及其操作运行优化提供理论依据与技术支撑。本研究主要开展了以下工作:(1)按照相关标准规范,测试分析了新疆980195井稠油和T98170井稠油的基本组分、密度、凝点、含水率、流变与黏温特性。结果表明,980195井稠油为普通稠油,T98170井稠油为特稠油;两种含水原油在低温时为假塑性流体,高温时为牛顿流体;两种脱水原油在测试温度范围内均为牛顿流体。(2)通过环道系统模拟了两种稠油加热及油水混输管流特性,分析了流速和温度对稠油加热管流压降梯度和有效黏度的影响;测定了混合液在不同含水率、温度和流速下测试管道内的压降,基于现有的油水两相流模型反算管流有效黏度,确定了两种稠油的反相点,分析压降、流速与循环时间的变化关系,分析流速、含水率、温度对稠油管流压降梯度和有效黏度的影响。结果表明,980195井稠油温度高于65℃可以正常输送,T98170井稠油温度高于85℃可以正常输送;两种稠油的反相点均为50%,反相前,两种稠油的流动性较差,需要掺水至高于反相点20%～25%来保证集输安全。(3)基于环道和现场集输管道的流动相似准则,预测了混合液在不同工况下集输的单位管长压降,并根据井口回压要求,预测了两种稠油的集输半径。根据实验数据制作了掺水图版,建立了稠油反相点的预测模型,确定了两种稠油的集输边界。结合现场实际,从技术和经济性的角度对掺水工艺进行综合评价。结果表明,980195井稠油的最佳掺水率为60%,T98170井稠油最佳掺水率为70%,掺水温度应高于65℃。工艺实施可节约天然气 1579.89× 1 04 m3/a,节约用水 27.36× 1 04 m3/a,减少 CO2 排放 101.11 × 104 t/a,节能效果显著,经济可行。