随着世界原油需求量的增加,常规原油已经不能满足生产发展的需要,需不断增加高凝原油的开采来填补缺口。但是高凝、高黏性严重制约了原油的管道输送,不仅使管输能耗增加、输送工艺变得复杂,而且在管道停输时容易发生凝管等事故,影响管道系统的正常运行。因此,如何有效的降低原油的凝固点,改善原油的流动特性,确定管道停输再启动的方式及原油输送工艺就显得尤为重要。本文以东海宝云亭BYT2号井P14层产出原油物性参数为基础,以配制的模拟油为研究对象,以降低原油的凝点和黏度为突破口,研究制定适合东海海洋环境的高凝原油管输工艺方案。采用流变测试和分析技术,测定了模拟原油中蜡、胶质、沥青质的含量,以及模拟油的凝点、析蜡点、屈服值和黏温关系。在此基础上,结合原油的物性分析,以加剂前后原油的凝点和表观黏度为评价指标,进行了降凝剂筛选试验,得出了降凝剂的最佳处理条件,并对降凝剂的注入工艺进行了研究,确定了降凝剂的注入方式、加剂量以及出站温度和处理温度；对模拟油和稀释后的模拟油碳数分布进行了测定,采用偏光影像分析系统对模拟油和稀释加剂后的模拟油微观蜡晶结构进行了观测;建立了管道沿线的温度和压力分布模型,利用OLGA软件模拟分析了管道运行和停输再启动期间管线的温降压降变化规律；最后利用室内可视化流体环道装置对停输再启动进行试验。研究表明：利用惠州油田提供的油样HZ26-1和HZ32-3,按体积比3：2混合配制的模拟油含蜡量与宝云亭BYT2号井P14层产出原油的含蜡量相同,凝点为32℃,比实际油样的凝点高5℃,符合实验要求；由于模拟油单纯加剂不能取得较好的降凝效果,考虑到宝云亭和武云亭产出原油中凝析油的比例为34.37%,用30%凝析油稀释模拟油后降凝效果明显,降凝效果最好的降凝剂HYJN-04可以使油样凝点降低至12℃,满足安全输送要求(凝点不高于15℃)。降凝剂的最佳加剂量为700ppm,热处理温度为70℃。稀释加剂后模拟油的反常点为31.7℃,析蜡点为45.35℃,析出的蜡晶颗粒形状相对较大,并且有明显的聚集成团趋势,蜡晶对称性变好。管道运行期间沿线温降梯度越来越小,距离管道入口100km之后油温接近海水温度18℃,温降曲线变得平缓。再启动过程中,管道起点和末端的压力、温度都会出现波动,压力的波动更加明显。室内环道实验测得的启动压力对应于实际管道中的压力和OLGA软件模拟的结果比较吻合。