随着油田应用实施三次采油技术，以及开发进入高含水阶段，相应集油系统技术参数的调整和单管简化集油工艺的规模化推广具有着极其重要的作用。面对油田集输系统的优化、简化，油田开发生产过程中能耗的降低，单管串接工艺近年来在油田地面工程实践中得到了广泛的设计、研究与应用，也取得了较为明显的成效。然而，在单管串接集输工艺运行中，集输管道内壁形成凝油的现象时常发生，高回压油井数量明显增多，导致集油管道结蜡严重、局部堵塞，系统压力上升，日常生产管理中管线冲洗频繁，造成安全隐患，直接影响油田的高效开发和正常生产。为此，针对以上问题开展大庆萨北油田单管串接油井高回压成因及集输技术界限研究，具体如下：首先对原油/水两相体系的胶凝温度界限进行了研究，从体系的粘度和粘弹双重特性出发，确定了凝油形成的温度界限及高峰温度区间。同时结合低温管输凝油形成室内试验及蜡沉积动力学模型的构建，对单管串接集输过程中凝油的形成以及蜡沉积规律进行了系统的研究和预测，结果表明，在不同工况下，蜡沉积动力学模型对沉积速率的预测值与试验结果能够较好的吻合，平均相对偏差在10%左右，适用于对原油/水两相体系低温集输凝油形成及沉积规律的预测。其次，根据单管串接集油工艺适应性现场试验及高回压井生产资料，综合室内确定的胶凝温度界限，对原油/水两相体系低温集输凝油形成、沉积行为所带来油井高回压的问题及其特征进行了全面系统的比较分析。最后针对大庆萨北油田过渡带某区块所辖252口单管串接油井进行了集输技术界限研究，通过油气水多相混输管路的水力、热力计算，分类、分工况确定了满足其安全回油的管输最小流量界限与井口最低出油温度界限。