油井结蜡是含蜡油井生产过程中的常见问题,影响油井结蜡的因素有很多,包括温度、压力、含蜡量、流动速度、管壁特性等。南海西部涠洲6-9油田原油含蜡量11.17～21.37%、凝点34～42℃、析蜡点为59.8℃,海底温度较低、海水平均水温15℃,生产过程中随着井筒流体温度、压力的不断降低,原来溶解在原油中的天然气和原油中的轻组分从原油中逸出,降低了原油的溶蜡能力,结蜡问题严重。本文针对涠洲6-9油田存在的结蜡问题,建立了生产井筒换热物理模型、温度和压力耦合求解方法,结合保温油管的强度指标和强度校核计算方法,优化了保温管合理下入深度;评价了化学药剂对防蜡效果的影响,筛选出符合涠洲6-9油田的化学药剂。研究过程中,通过分析计算保温管或隔热油管参数对生产井筒温度场的影响,结合涠洲6-9油田原油析蜡特征,在常规的井筒温度场预测模型基础上,考虑了动液面高度及环空井液热力学因素,建立高精度的海上油田生产井井筒温度场预测模型,通过开展单因素敏感性分析,得出了影响带保温管的生产井井口温度主控因素的主次顺序及规律,并结合现场实际生产状况,建立综合多因素的生产井保温管下深方案设计技术。同时,针对涠洲6-9油田原油凝点高、易析蜡且粘稠的特性,通过配方的优化,合成出具有良好降凝、降粘及防蜡效果的含氟酯类聚合物化学药剂,通过结合实验结果、井筒温度场及压力场优化了防蜡剂注入设计思路,形成了井筒压力温度场及化学药剂评价实验结果相结合的化学药剂降粘技术。