我国海洋油田所产原油多为含蜡原油,海底管道在正常生产停输或清管作业中面临较高的堵塞风险。相比开孔、注剂等传统解堵方式,直接电加热(Direct Electrical Heating,DEH)技术可大幅节省解堵时间和成本,有望成为处理海底管道蜡堵事故的高效、便捷的应急手段。本文对海底管道在DEH应急解堵中的相变过程及传热规律进行了较全面的研究,论证了DEH方法用于疏通海底蜡堵管道的可行性、高效性与经济性,可为我国海底管道蜡堵事故的应急抢险提供理论参照。设计、搭建了海底含蜡原油管道DEH解堵实验平台,开展了1300A电流下含蜡量分别为20%、35%、50%和100%含蜡量下电流分别为1300A、1100A和900A共6组实验。结果表明蜡堵熔化中液相分率的上升速率近似与含蜡量成反比、与加热电流成正比,同时由于固液界面的下降,测温热电偶不能很好的捕捉相变过程中的温度不变现象,温度反而出现突跃。冷却凝固时间远长于加热熔化时间,使DEH技术具备用于海管多段接力解堵的可行性。6组实验整体规律性良好,验证了DEH解堵原理和本实验平台的科学性。建立了海底含蜡原油管道DEH解堵过程的物理模型和数学模型,利用FLUENT软件模拟了管内蜡堵的流动传热过程,根据实验数据从液相分率变化、蜡堵形态变化两方面对该数值模型进行了验证。基于钢管壁最高安全温度的限制,从提高海上作业时效性和经济性的角度,研究了直接电加热解堵的最大安全功率、高效解堵分率、高效解堵时间、最低解堵费用等工程关注的安全经济问题,并与常用管道直径(152.4mm~813mm)之间建立了数学关联。以文昌8-3油田海底管道局部蜡堵事故为例,完成了DEH解堵的工程方案研究。结果表明,电源输出功率在2000kW时,1.1km长度单程管段高效解堵时间约3.33h,解堵成本约47.93万元,整条海底管道解堵总成本约为240万元。