热油管道一旦遭遇突然停电或系统故障时,必将造成其停运,在管道停输过程中管内原油流动性将随油温降低而不断恶化,严重时可能造成凝管事故。因此,热油管道的停输再启动问题已成为其安全流动保障的热点课题之一,但现有研究多局限于陆地含蜡原油热输管道上,而稠油管道的停输再启动研究却较少。然而,随着海洋油气资源特别是海上稠油资源的不断开发,其油水混输已成为海上稠油的常用输送方式之一,由于稠油黏度与剪切应力在较高温度下都较高,且海管环境温度低,在稠油井开采初期往往需要掺水来实现稠油减阻输送,其海管停输再启动同样存在较大的安全风险。为此,以LD热采稠油为研究对象,采用环道实验、数值模拟与理论分析相结合的研究方法,研究海上稠油掺水管道停输与再启动行为,为保障油水混输海管停输再启动安全奠定理论基础。主要研究工作与认识如下:(1)采用相关标准规范及配套仪器设备,测试分析LD稠油的SARA四组分、凝点、密度等基本组成性质参数;采用安东帕Rheolab QC黏度计,测试分析LD稠油及其掺水10%～40%的W/O型乳状液在不同温度下的流变特性和黏温特性。结果表明,LD稠油沥青质与胶质含量较高,凝点低,50℃、10 s-1的表观黏度为164.4 mPa·s,20℃密度为945 kg/m3,属于普通稠油;LD稠油及其W/O型乳状液在研究温度范围内多呈非牛顿流体特性,可用幂律模式很好地拟合。(2)采用安东帕Rheolab QC黏度计,测试不同条件下的LD稠油及其W/O型乳状液的启动应力特性,分析含水率、恒温静置时间、温度、剪切速率对其最大启动应力的影响。结果发现,稠油最大启动应力在反相前随含水率增大而增大,在反相后随含水率的增大而显著降低,且随剪切速率增大而增大、随启动温度升高而减小,而恒温静置时间的影响较小。(3)采用环道实验装置,模拟研究不同条件下稠油管道停输再启动过程及压力与流量变化,分析含水率、恒温停输时间、管内油温、启动流量等因素对再启动压力的影响;对比分析环道计算压降与实测环道再启动压力、环道数据计算的壁面应力与实测最大启动应力;利用环道测试的再启动压力,预测海上稠油输送管道在相同工况下所需的再启动压力。结果发现,稠油管道再启动压力主要取决于黏度和结构参数,实测最大启动应力约为按环道数据计算值的三倍;预测所得的现场管道再启动压力较大。(4)采用多相流软件OLGA,模拟分析海上稠油掺水管线的停输再启动过程、停输温降规律及其再启动压力。结果表明,模拟管道的最佳掺水率以及安全停输时间分别为 50%和 32 h。