我国所产原油大多属于含蜡原油，加热输送是含蜡原油的主要输送工艺。由于原油的高凝特性，较长时间停输后的凝管风险一直是含蜡原油管道安全运行的心腹之患。凝管的危害丝毫不比管道破裂来得轻。热含蜡原油管道流动方面的另一个风险是低输量运行进入不稳定工作区，处理不当也将导致管道停流。 上述流动风险都与原油流动特性密切相关。多年的研究表明，含蜡原油的低温(析蜡点温度以下)流动特性与其所经历的热历史和剪切历史有关，但此前对此规律的认识主要停留在定性的层次。本研究针对含蜡原油管道工艺设计、运行仿真和流动安全性评价的需要，以大庆原油为例，通过对管输模拟试验数据的分析，研究了凝点、粘度、屈服应力和触变性随加热温度、管输过程剪切率和动冷终温的变化规律并加以模型化描述。研究表明，加热温度和动冷终温是影响大庆原油低温流动特性的主要因素，输量变化导致的管流剪切率变化对加热输送大庆原油流动性参数的影响不明显；建立了大庆原油凝点与加热温度、动冷终温关系的经验数学模型，以及不同温度下大庆原油粘度与热处理温度关系的预测方法；研究了屈服应力、触变性与动冷终温的关系并建立了相应的经验模型。 通过数值模拟，对不同地温、不同停输时间、不同输量、不同站间距、不同管径、不同原油流变特性等条件下，进站温度比凝点高3℃时原油管道的停输再启动特性进行了较详细的对比分析。定义了“无量纲排空时间”用以评价管内存油排空的难易程度；定义了“无量纲流量”和“无量纲时间”，通过它们之间的关系评价再启动过程流量恢复的难易程度，从而实现了对不同条件下管道再启动特性的合理对比。地温低、停输时间长、正常运行时输量大、站间距短、管径小、原油结构强时，无量纲排空时间较长；不同条件下流量恢复特性的主要区别表现在触变性原油排出管道之前，而这此之后，各种条件下的流量恢复过程趋近。 与含蜡原油管道流动安全性相关的许多因素都具有不确定性。本研究借鉴“基于可靠性的设计与评价”方法的思想、以及新近颁布的针对油气管道结构的ISO16708《石油与天然气工业-管道输送系统-基于可靠性的极限状态方法》的具体做法，在改进课题组前期工作的基础上，提出了“基于可靠性的热含蜡原油管道流动安全性评价和输油温度确定方法”的框架；基于管道运行数据和试验数据，统计分析了原油粘度、屈服应力、输量和出站温度4个随机变量的不确定性；重点讨论了两种主要失效模式(停输再启动、低输量管道运行进入不稳定工作区)的极限状态函数和最大可接受失效概率的取值。这些工作为今后进一步开展含蜡原油管道流动安全性评价的研究打下了重要基础。