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渤海某油田WHPA平台的3口高含蜡原油油井在生产中出现了结蜡问题,对正常生产造成了严重的影响,即便在过去加注了防蜡剂后依然存在结蜡问题,效果不理想。为了缓解该平台油井的蜡沉积问题,论文自制实验装置,通过蜡沉积实验和析蜡过程实验研究,试图找到油井蜡沉积较严重的主要原因,并提出相应的蜡控制措施。含蜡原油性质分析表明,A3、A7和A10井原油都是高含蜡原油,析蜡点较高,均超过20℃；气相色谱分析表明A3的蜡样高碳数组分比A7和A10少,其石蜡组分相对含量比A7和A10多出很多,在析蜡点以下,析出的蜡量将比A7和A10更多。蜡熔点试验表明要对油井进行热洗,其温度需在85℃以上。传统的“I”形冷指改进为“U”形冷指后,表面结蜡更均匀。用改进的冷指法和数据处理方法获得的蜡沉积速率能反映WHPA平台含蜡原油的蜡沉积基本特点。A3和A10井速率为115.2 g/m2·h,而A7井的速率为230.3g/m2·h；蜡沉积实验从宏观角度表明蜡沉积是一个动态的过程,在不同时间段其蜡沉积速率存在明显的差异。蜡沉积速率总的趋势是逐渐增长,并趋于平缓。但在第1天的增长后,第2天出现显著的下降,随后又继续增长；随着蜡沉积时间的延长,沉积物颜色也在不断的变深、变黑。利用显微图像分析系统可直接观测原油的析蜡过程,获得原油的析蜡高峰期。通过观测,可知A3、A7和A10井原油的蜡晶析出温度与析蜡高峰期分别为：36℃与12-18℃、34℃与14-22℃、38℃与12～20℃；研究发现,WHPA平台的井筒结蜡的原因主要有：一是靠近井口段时,溶解气析出带走部分热量导致温度降低,使得蜡晶析出；二是靠近井口段的环境温度较低(低于析蜡点),导致油温高于析蜡点时依然会结蜡；三是3口井的井口温度均低于其蜡晶析出温度,增加了井筒结蜡的风险。通过对蜡控制技术的对比分析,并结合WHPA平台的实际情况,优先推荐的油井防蜡方案为：真空隔热油管与注防蜡剂联合使用；或A10井采用真空隔热油管,A3与A7井采用真空隔热油管与掺稀油联合使用。模拟计算表明,真空隔热油管能显著被动提升井口温度。推荐的清蜡方案为：注入清蜡剂、掺清蜡剂热洗或机械清蜡。通过实验筛选评价出的防蜡剂为OGW-1与LOGW-3,这两种效果均比原来的BHFL-01的效果要好。清蜡剂方案为：当蜡沉积时间较短时,使用YFJNC-05、YFJNC-04、BHFL-01或OGW-1；当蜡沉积时间较长时,使用YFJNC-05、YFJNC-04或BHFL-01。