基于西部原油管道对北疆、吐哈和塔里木等三种混合原油进行改性顺序输送这一技术方案，结合管道的布站配置，发现其中站间距最大的玉门－张掖(285km，单站间)管段和输量最低的乌鲁木齐－鄯善(296km，3个站间)管段是整条管道能否安全停输再启的两个关键管段。此外，经添加降凝剂改性后，北疆和吐哈两种混合原油的低温流动性仍比较差；为考查其在上述管段中的流动性，采用中国石油大学(北京)储运工程系独创的管输模拟方法进行了5种不同条件下的管输模拟。本论文的研究重点是管道停输后原油性质的变化。 在模拟过程中，以将油样在程控水浴内静置降温的方法来模拟管道内原油的停输状态，测量了经过10～50h等不同停输时间后油样的屈服值、粘度、凝点和触变性等流动特性数据，共计41组。以实验数据为基础，采用课题组开发的停输再启热力水力藕和计算软件对2套不同的输送方案进行了计算，得到了停输再启动过程中管道的沿线温度、压力分布，并以此对管道能否安全再启动进行了评价。 结果表明，加剂改性的北疆和吐哈原油在停输后，凝点、粘度等流动性指标较停输前都有不同程度的提高，而且，停输时间越长，流动性越差，说明剪切停止之后，含蜡原油内的蜡晶重构现象显著。计算发现，在2月份(全年最冷月份)地温条件下，以208×104t/a的输量在乌－鄯线段输送添加50ppmXB-2降凝剂55℃处理后的北疆原油时，管段的再启动所需的压力为10.54MPa，已超过其设计压力8.4MPa，再启动困难。