本文選題：深海溫 + 深海長輸管線��； 參考：《東北石油大學(xué)》2017年碩士論文

【摘要】：巴西某深海油氣田處于剛剛探明開發(fā)方案設(shè)計(jì)階段,為減少運(yùn)行設(shè)備降低運(yùn)營成本,舍棄了 FPSO平臺(tái)選擇井口至海岸的集輸方式,但是深海長距離輸送面臨著深海溫度低,管內(nèi)壓力高的影響,使得在輸送過程中管道內(nèi)極易生成水合物,水合物的積累會(huì)造成管線堵塞,對(duì)管道的安全運(yùn)行構(gòu)成了巨大的威脅,因此,針對(duì)目標(biāo)油氣田水下長輸管線進(jìn)行水合物的生成預(yù)測(cè)尤為重要。目前,對(duì)于陸地長輸管道水合物的預(yù)測(cè)及防治措施已經(jīng)相對(duì)成熟。但深海長輸管道與陸地長輸管道之間最大的差別便是存在溫度的變化,溫度梯度的存在,會(huì)影響整個(gè)長輸管道運(yùn)行過程中管內(nèi)流體的流動(dòng)規(guī)律,導(dǎo)致對(duì)水合物的生成情況無法準(zhǔn)確的預(yù)測(cè)。本文主要針對(duì)存在溫度梯度場(chǎng)的情況下,對(duì)巴西目標(biāo)油氣田水深1900m直至陸地的長輸管道進(jìn)行水合物預(yù)測(cè),應(yīng)用OLGA全動(dòng)態(tài)數(shù)值模擬軟件研究在4種溫度梯度存在的情況下水合物的生成量及生成位置,并通過對(duì)4種情況下水合物生成的最大值位置的生成速率及生成量進(jìn)行數(shù)據(jù)監(jiān)測(cè),研究溫度梯度對(duì)水合物生成的影響。并且在溫度梯度存在的情況下,針對(duì)目標(biāo)油氣田不同開采階段的幾種典型輸量及含水率進(jìn)行水合物生成量及生成位置進(jìn)行預(yù)測(cè),并且本文也探索性的研究了氣液混輸管道輸量對(duì)水合物生成位置的沉積及沖刷作用。為巴西目標(biāo)油氣田深海長輸管道水合物的防治措施的設(shè)計(jì)具有現(xiàn)實(shí)的指導(dǎo)意義。
[Abstract]:A deep sea oil and gas field in Brazil is just in the design stage of proven development plan. In order to reduce the operating equipment and reduce the operating cost, FPSO platform has been abandoned to choose the gathering and transportation mode from the well head to the coast, but the deep-sea long-distance transportation is faced with low deep-sea temperature. The influence of high pressure in the pipe makes it easy to form hydrate in the pipeline during the transportation process. The accumulation of hydrate will cause pipeline blockage and pose a great threat to the safe operation of the pipeline. It is very important to predict the formation of hydrates for long distance underwater pipelines in target oil and gas fields. At present, the prediction and prevention measures of gas hydrate in long distance terrestrial pipeline have been relatively mature. However, the biggest difference between deep-sea long-distance pipeline and land long-distance pipeline is the existence of temperature change, and the existence of temperature gradient will affect the flow of fluid in the whole long distance pipeline. The formation of hydrate can not be accurately predicted. In this paper, based on the existence of temperature gradient field, the hydrate prediction is carried out for the pipeline with a depth of 1900 m to the land in the target oil and gas field in Brazil. The formation and location of hydrates in the presence of four temperature gradients were studied by using OLGA full dynamic numerical simulation software, and the formation rate and formation amount of the maximum position of hydrate formation under four conditions were monitored. The effect of temperature gradient on hydrate formation was studied. Under the condition of the existence of temperature gradient, the hydrate formation quantity and the formation position of the gas hydrate are predicted according to several typical transportation and water cut in different production stages of the target oil and gas field. The deposition and scour of gas-liquid mixed pipeline on hydrate formation position are also studied in this paper. It has practical guiding significance for the design of hydrates prevention measures for deep sea long distance pipeline in Brazil's target oil and gas fields.
【學(xué)位授予單位】：東北石油大學(xué)
【學(xué)位級(jí)別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2017
【分類號(hào)】：TE832

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本文編號(hào)：2098600