我国大多数油田开采出的原油具有高含蜡、高凝点和高粘度的特点。温度较高时,蜡处于溶解状态,原油呈现牛顿流体流变性质;随着温度降低,蜡逐渐结晶析出,原油粘度流变性随之增大,转变为非牛顿流体。当蜡晶达2%-3%时,便可形成三维网状结构,导致原油整体失去流动性,出现蜡沉积问题,如管道流通面积减少,流动压降增大,管道输送能力下降,清关频率增加,严重者会造成蜡堵事故。在掌握蜡沉积特性的基础上,开发经济高效清蜡技术对保证原油安全生产,降低运行能耗具有重要意义。目前采用的清蜡技术都存在局限性,热清蜡技术经济实惠但花费时间长,化学清蜡技术清蜡效果好但费用高。开发热-化学协同清蜡技术可在保证高效清蜡同时控制成本,达到节能减排的效果。本文采用模拟和实验方法研究了热洗清蜡规律,明确了热洗清蜡薄弱环节。探究了不同表面活性剂的化学清蜡特性。在此基础上,分析了热-化学协同清蜡基本规律及促进方法。(1)采用VOF的方法追踪两相流在清蜡过程中的界面变化,应用数值模拟的方法研究不同热洗介质温度及流速下的多相流流态及清蜡速率,并选取8个特征点作为定量研究的基础,定量分析水温或水流速度对流型及清蜡速率的影响。结果表明,与水温相比,流速对流型的影响较大,流速为0.5m/s时,液态蜡的流动形态主要呈悬浮流。此时,有利于和化学药剂结合。(2)采用自制旋转清(结)蜡系统,对相同结蜡量的结蜡管进行热洗清蜡实验,并通过气相色谱分析其不同时间溶化蜡的成分。研究不同热力参数下(包括水温、壁温、蜡层厚度、转速及温差)对清蜡效果的影响。研究结果表明,当水温为30-40℃时,20min的清蜡速率仅为0.092g/min;水温为40-70℃时,清蜡速率近似与热水温度呈线性增加关系;当热水温度超过70℃以后,随时间增加,清蜡速率增加幅度明显变小。壁温越高,平均清蜡速率越快。当水温和壁面温度之间温差保持60℃恒定时,清蜡速率随壁面温度升高呈现先降低后增大的规律。流速增加,清蜡速率增加。在清蜡过程中存在最不利结蜡厚度。(3)实验研究了不同表面活性剂的清蜡效果,优选出适合大庆原油析出蜡的表面活性剂,并对表面活性剂进行复配实验,分析不同配比的清蜡效果,优选出合适的复配比例。研究结果表明,阴离子表面活性剂AES和乳化剂OP-10对大庆原油石蜡有很好的效果。经过比较,在不考虑加温的条件下,AES和OP-10这两种表面活性剂复配比例为1:2时,清蜡效果最明显。(4)实验分析了优选后的单一表面活性剂在热-化学协同作用下的清蜡效果,分析温度(包括水温、壁温、恒定温差)对其清蜡效果的影响。重点分析了复配表面活性剂在温度影响下的清蜡效果,得到每种情况下的最佳条件。结果表明,与单一化学清蜡技术相比,复配表面活性剂AES和OP-10(2:1),水温为50℃效果最佳,清蜡效率提升了1.7倍。与单一热洗清蜡技术相比,复配比例为2:1,水温为50℃的清蜡效果比水温为60℃条件下清蜡效果好。可见,热-化学协同对清蜡有明显的影响,可以显著降低清蜡水温,节约加热能耗。