油田进入高含水期后,油井采出液的低温流动特性大幅改善,高含水原油的集输温度可以低于原油凝点。为实现集输过程的节能降耗和优化运行,不加热集输工艺应运而生,但随之而来的凝油粘壁问题成为制约该工艺大面积推广应用的关键因素。而在油气水三相混输管路中,溶解气和高含水的双重作用,使得高含水溶气原油的流动规律更为复杂。为了在保证安全的前提下最大限度的降低集油温度,明确高含水溶气原油的低温流动特性具有十分重要的工程意义。采用自主设计的带压搅拌模拟装置对高含水原油在低温溶气条件下的乳化特性进行深入探究。明确了高含水溶气原油在凝点温度之下的低温乳化含水率随剪切强度和温度的升高而升高,随综合含水率和溶气压力的升高而减小。基于室内实验结果,提出了适用于油气水三相混输管路在不加热集输工况下的原油乳化含水率计算式,平均误差在10%以内。采用搅拌模拟装置开展高含水原油在不同溶气压力下的粘壁实验,得出高含水溶气原油的粘壁规律:在其他条件相同时,粘壁质量随着溶气压力的升高呈下降趋势,但不同压力下,原油粘壁温度相同。根据实验所得的粘壁温度确定油井安全回油允许最低温度,指导现场进行单井降温集输试验,取得了单井回油温度降低6～12°C的成果,验证了室内粘壁实验结果的准确性。基于现场试验期间的单井运行参数,计算管输高含水原油在不加热集输工况下的粘壁速率,以期为不加热集输工艺的现场应用提供依据。