本文主要研究1500m-2000m水深的安哥拉深水油气田集输过程面临的流动安全保障问题,通过对深水集输过程流动风险的调研,建立深水集输参数预测模型,对深水集输过程中典型的流动安全问题进行研究,为安哥拉深水浊积岩油藏开发提供技术支持。首先通过对深水油气田不同集输模式的对比与分析,结合西非地区工程实际,针对安哥拉目标深水油气田所处海域条件、原油性质等特点,选择FPSO+SPS+SHUTTLE的开发集输方式,并利用数值模拟技术,进行立管底部气举和增压泵设计,使之适用于深水集输系统生产流动保障。具体内容包括不同生产年份的注气量、泵的安装位置、泵功率、泵增压值等参数的设计;对影响立管底部气举效果的参数进行敏感性分析,在一定范围内,注气量的增加和含水率的提高有助于立管气举的增压效果,而气油比及输量的增加则减弱立管气举的增压效果;在井口压力、产液量、含水率等参数的影响下,每年的注气量和多相泵增压值和功率不同,但大致呈上升趋势。建立了深水集输过程流动参数预测的稳态模型,针对目标深水油藏连续多年的运行工况,分析了温降、压降、积液量等关键参数的变化规律及其影响因素,发现由于生产过程中,目标深水油藏气油比变化不大,含水率显著增大,含水率的变化起主导地位,所以导致目标深水管线的总压降逐年增大,总温降逐年降低。对水合物和蜡沉积预测模型进行研究,并用实验数据进行验证。对不同年份正常工况下水合物及蜡沉积进行预测并提出应对措施。重点对深水油气集输系统水合物抑制剂注入流程进行设计,确定注入量、注入点及抑制剂再生工艺,并针对Gengibre油田海底管道蜡沉积风险较大的情况提出合理的防蜡和清蜡措施。建立了目标深水管线的瞬态计算模型,通过对入口流量突变、停输再启动、清管等瞬态工况的计算分析,明确各瞬变过程对集输系统流动安全构成的威胁,能够在设计及操作过程中进行应对。首先进行海底管道不同输量下的流动安全保障研究,研究发现输量越大,越能有效地避免海管中水合物的生成,存在析蜡风险的管道长度也变小。之后通过对不同输量下气体流量突变、停输再启动、清管等瞬变过程的模拟计算,研究各瞬态过程中存在的管道压力超限、段塞流捕集器溢流等流动保障问题,以及输量、管径等变量对海底管道安全停输时间的影响等问题,保证瞬变过程中海底管道的安全稳定运行,对现场操作具有指导意义。