8月18日，吉林油田大老爷府采区应用支干线冻层内不加热集输工艺3年，自用天然气降低了50%。
吉林油田高寒地区不加热集输技术为国内首例，分为单井不加热集输和支干线不加热集输两部分，运用这项技术不但可以在低温下维持油井和管线正常生产运行，而且节能降耗效果显著。据统计，年可节气3800万立方米、节电880万千瓦时。
吉林油田所处的松嫩平原属于高寒地区，年冻结期6个月，最大冻深1.8米。区块高含水低产液，进入寒冬，从油井到计量间距离长的管线有1200米，输送过程中易发生管线内液体冻凝、滞堵、挂壁等现象，从而影响原油生产。吉林油田最初采取三管伴热方式，后为节约能源采用双管掺输流程。这两种方式虽然不会产生冻凝现象，但油井平均能耗仍居高不下。
针对上述问题，吉林油田开始单井不加热集输技术研究。由于没有前期经验可借鉴，前期先导性试验进行了近20年，终于在2001年至2005年，以扶余油田整体改造为契机，进行扩大试验，取得了良好效果。
吉林油田已进入开发后期，大多数老井含水率超过75%，部分油井达到90%以上。管道内油包水型乳状液已转变为水包油型乳状液，乳状液黏度降低，流动性大为改善。这种产液高含水的特性，为单井不加热集输提供了适宜条件。同时，技术人员将原来的无缝钢管管道，换成玻璃衬里钢管。玻璃衬里钢管亲水不亲油，在其表面能够形成一层稳定的水膜，阻止、减弱了原油在管壁的沉积，且其表面光滑，利于油液流动，可防腐蚀结垢，导热性、耐压度、可探测性等条件均好。
单井不加热集输技术依靠管道内壁这种物理化学性质，使原油与管壁的摩擦变为原油与水的摩擦，不掺水、不加药、不通球，可加大管线埋深，降低冻凝，实现了一根油管即可输油。
吉林油田2003年开始在各采油区块逐步推广应用油井不加热集输技术，不但保证了原油平稳输送，而且每口井平均能耗仅为每小时0.5万大卡。与双管相比，可节省投资30%，降低能耗42%。截至今年8月中旬，吉林油田已在9个采区的6000余口油井应用单井不加热集输技术，累计节省一次性投资3.5亿元，年可节约运行成本6000余万元。这项技术有效支撑了吉林油田所有老区的改造工程。
在单井不加热集输技术基础上，吉林油田又拓展研发了支干线不加热集输技术。2017年在大老爷府油田首先试验并应用此项技术，实现了地面集输工艺的革命性改革。这项技术取消集油配水间内采暖及支干线伴热，切断计量管汇，生产井立管以上缠电热带加保温层，加热水扫线接头、注水扫线接头。截至今年7月底，大老爷府油田共有20条18.5千米支干线实现不加热集输，可年创效400万元。
除吉林油田自主应用外，支干线不加热集输技术还推广应用到大庆油田一些边远采油厂，实现外部市场创效。
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