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Subsea pipelines form an integral part of the infrastructure associated with offshore oil and gas developments. These pipelines fulfill a range of functions from linking extraction wells to other subsea infrastructure to transporting products onshore, or to a central processing facility. Ancillary pipelines may also be present for gas or water injection to the reservoir or transporting additives. Pipelines are typically installed directly onto the seabed and, in the absence of significant drivers to undertake burial operations, they may remain on the seabed for the remainder of their design life. This is typically the case for deepwater developments. Subsea pipelines are subjected to a wide range of load cases including, self weight, installation loads, thermal and pressure driven expansion and hydrodynamic loading. Design of pipeline systems to accommodate these load cases requires an understanding of pipe-soil interaction. This thesis reports the results of a research study investigating pipe-soil interaction on a clay seabed, as relevant to the design of subsea pipeline systems. This study has utilised numerical analysis techniques based on the finite difference code FLAC to investigate a range of problem definitions. These problem definitions include pipelines subject to both vertical loading (V) and combined vertical and horizontal (V-H) loading. Factors such as variation in interface conditions, large strain and large displacement effects, soil unit weight effects and variation in shear strength conditions were considered in these problem definitions. Reliability based analysis techniques have also been used to investigate both V and V-H loading problem definitions. The analyses and investigations undertaken as part of this study generally achieved the following; reproduction and validation of earlier research with additional interpretation, extension of problem definitions to deeper pipeline embedment depths and investigation of pipe-soil interaction problem definitions that have not previously been considered. Reliability based analysis techniques have also provided some interesting insights into the impact of soil shear strength variation as well as providing a fundamental link between safety factors and probability of failure. Application to design practice of this, and similar studies, has been considered as part of this thesis and potential areas for future research have also been suggested.

[pt] No processo de transporte e produção de petróleo e seus derivados em linhas submarinas, o controle da transferência de calor entre o produto quente e o mar frio, é fundamental para a garantia do escoamento. Se a temperatura do produto cair abaixo de determinados valores críticos, problemas como formação de hidratos ou deposição de parafina nas paredes da tubulação podem ocorrer, levando ao bloqueio da linha e interrupção de produção, demandando altos custos. A perda de calor para o ambiente é minimizada, através de isolantes térmicos projetados para operações em regime permanente. Nestes casos, devido às altas velocidades do escoamento axial, o qual é tipicamente turbulento, o processo de transferência de calor dominante é o de convecção forçada. Porém, durante uma operação de manutenção de algum equipamento, a produção pode ser interrompida e o fluido ficando parado no interior da linha, tende a resfriar-se podendo atingir uma temperatura crítica. Durante este resfriamento, na ausência de bombeio, o processo de convecção natural passa a dominar. O presente trabalho analisa o processo de transferência de calor após a parada de bombeio, considerando os efeitos da convecção natural no resfriamento do produto, assim como a influência da capacidade térmica da parede do duto e das camadas de revestimento no transiente térmico. Inicialmente, considera-se que o escoamento axial é rapidamente levado ao repouso e utiliza-se um modelo bidimensional da seção transversal do duto, utilizando três produtos típicos: um óleo leve, um óleo pesado, e um gás. Os campos de velocidade e temperatura são obtidos numericamente utilizando o software FLUENT, considerando a hipótese de Boussinesq para avaliar a convecção natural. A taxa de resfriamento obtida é comparada com a previsão de um modelo unidimensional na direção axial, que utiliza correlações empíricas para avaliar a transferência de calor entre o fluido a parede da tubulação, em função do regime de escoamento. Boa concordância entre as simulações para a seção central da linha é obtida. No entanto, como as variações axiais para o caso do gás são maiores, para este produto, um modelo tridimensional também foi analisado, onde se considerou os efeitos combinados da convecção forçada e natural. Adicionalmente, a hipótese de Boussinesq foi eliminada, e a equação de gás ideal foi considerada. / [en] Heat transfer control is crucial for flow assurance in transport as well as production operations of oil and its derivatives in subsea lines. If the product temperature falls below certain critical values, problems such as hydrate formation or wax deposition in the pipelines walls can occur, inducing line blockage and interruption of production, demanding high costs. The heat loss to the environment is minimized by employing thermal insulation, which are designed for stead state operations. For these cases, due to high axial velocities, the flow is typically turbulent, and the dominant heat transfer mechanism is due to convection forced. However, during maintenance operation of some equipment, the production can be interrupted and the stagnant fluid in the interior of the line tends to cool down and it can reach a critical temperature. During this cooling, in the absence of pumps, the process of natural convection begins to dominate. The present work analyzes the heat transfer process after flow shutdown, considering the effect of the natural convection, as well as the influence in the thermal transient of the thermal capacity of the duct wall and insulation layers. Initially, it is considered that the axial flow is set to rest very quickly and a two-dimensional model of the transversal section of the duct is employed, using three typical products: light oil, heavy oil and pressurized gas. The velocity and temperature filed are obtained using the numerical software FLUENT, considering the hypothesis of Boussinesq to evaluate the natural convection. The cooling rate is compared with the forecast of a unidimensional model in the axial direction based on empirical correlations, function of the flow regime, to evaluate the heat transfer between the fluid and the duct wall. Good agreement is obtained between the solutions of the 2-D model and the pipeline central cross section of the 1-D model. However, as the axial variations for the gas case are significant, for this product, a three-dimensional model also was analyzed, where it was considered the effects of the forced and natural convection. Additionally, the hypothesis of Boussinesq was eliminated, and the ideal gas equation was considered.

[pt] Bloqueio total de linhas submarinas de produção de petróleo devido ao depósito de parafina é um problema relevante para a indústria. Esse problema tem levado a perdas significativas associadas à diminuição de produção e à substituição de linhas obstruídas. O presente trabalho é um estudo sobre a viabilidade técnica de um procedimento para remoção de bloqueios ocasionados por depósitos de parafina. Nesse procedimento, a seção da linha de petróleo obstruída com parafina é aquecida por indução utilizando-se uma bobina externa posicionada sobre a linha no fundo do mar. O objetivo do trabalho é estimar o nível de potência elétrica necessária para amolecer a obstrução de parafina dentro da linha. Com esta finalidade, foi empregado um modelo numérico para simular o processo de condução de calor transiente para prever a distribuição de temperatura na parede da linha e na parafina sólida. Essa informação foi usada para estimar as dimensões básicas da seção da bobina de aquecimento e isolamento térmico empregado para minimizar as perdas de calor para o ambiente gelado da água do mar. Um estudo experimental de laboratório com uma seção de um duto submarino bloqueado com parafina foi conduzido para verificar as previsões do modelo numérico e para testar o desempenho da bobina de indução de aquecimento. Os resultados mostraram que as soluções numéricas obtidas apresentaram boa concordância com o experimento. Ainda, foi observado que os níveis de temperatura necessários para produzir o amolecimento da parafina na região bloqueada somente serão obtidos se toda a extensão da região bloqueada for aquecida pela ferramenta de indução. / [en] Total blockage of subsea petroleum production lines due to wax deposition is a relevant problem for the industry. This problem has led to significant capital losses associated with the loss of production and the substitution of plugged lines. The present work is a study of the feasibility of a remediation procedure aimed at helping the removal of wax plugs. In this procedure, the section of the oil line plugged with wax is inductively heated by means of an external coil positioned over the line at sea bed.The objective of the work is to estimate the level of electrical power required to soften the wax plug inside the line. To this end, a transient heat conduction model was employed to predict the temperature distribution in the line wall and solid wax. This information was employed to estimate the basic dimensions of the heating coil section and thermal insulation employed to minimize the heating losses to the cold sea water environment. A laboratory experimental study with a subsea pipeline section plugged with wax was conducted to verify the numerical model predictions and to test the performance of the inductive heating coil.The results showed that the numeric solutions obtained presented good agreement with the experiments. It was also observed that the necessary temperature levels to produce the paraffin softening in the blocked region will only be attained if the whole extension of the blocked region is heated by the induction tool.

Hydrates, wax, and other fluids forms in cold subsea pipelines which restrict flow of petroleum products during operation. This thesis analyses the global buckling behaviour of subsea pipelines with Direct Electric Heating cables (DEH) through a combination of analytical and FEM simulations. A subsea pipeline with an attached DEH cable has limited impact on the pipelines initial global buckling behaviour. The DEH cable holds back and reduces the buckle size. Strap distance and cable rotational location has very limited impact on buckling behaviour. Analytical and FEM model has in places low convergence, this is likely due to limitations in the models. / Hydrater, vax, och andra fluider formas i kalla undervattensrörledningar som begränsar flödet av petroleumprodukter i drift. Detta examensarbete analyserar global buckling av undervattensrörledningar med Direct Electric Heating (DEH) kabel med en kombination av analytisk och FEM simuleringar. En undervattensrörledning med tillhörande DEH kabel har begränsad påverkan på en rörlednings initiala globala bucklingsbeteende. DEH kabeln håller tillbaka och reducerar bucklingsstorleken. Avstånd mellan remmar och kabelns läge har mycket begränsad påverkan på bucklingsbeteendet. Den analytiska och FEM‐modellen har i vissa fall låg konvergens, troligen på grund av begränsningar i modellerna.

[pt] Linhas submarinas são utilizadas na produção e transporte de petróleo e seus derivados. Em ambas as situações, o controle da transferência de calor do fluido para o ambiente externo pode ser um fator determinante para o escoamento. No caso de produção em águas profundas, o fluido aquecido perde calor para a água do mar gelada. A perda de calor é controlada através do isolamento térmico, o qual é projetado para operações de escoamento em regime permanente. Durante eventuais paradas de operação, o fluido estagnado no interior da tubulação ao perder calor para o ambiente frio, pode atingir níveis críticos de temperatura, acarretando graves problemas, tais como formação de hidratos ou deposição de parafina nas paredes da tubulação, o que pode levar ao bloqueio da linha e interrupção de produção. No transporte de produtos, o reinício de bombeio de fluidos muitos viscosos também é um problema crítico, devido ao aumento significativo da viscosidade com a redução da temperatura. O presente trabalho apresenta uma análise da influência da capacidade térmica da parede do tubo e das camadas de revestimento no transiente térmico de linhas com muito isolamento. A perda de calor da linha para o ambiente é determinada resolvendo-se a equação transiente de condução de calor para as camadas de revestimento da tubulação, utilizando um modelo uni-dimensional na direção radial. O método de volumes finitos é empregado para resolver o escoamento transiente no interior da tubulação acoplado com o transiente térmico na parede da tubulação, a partir do instante em que uma válvula é fechada na extremidade da tubulação interrompendo o fluxo. Comparações com as previsões de softwares comerciais foram realizadas e suas limitações são discutidas. Resultados obtidos das simulações para o escoamento tanto de líquidos quanto de gases, considerando e desprezando a capacidade térmica, mostram que o efeito da mesma é relevante na determinação do tempo de resfriamento da linha e do fluido em seu interior. / [en] Subsea pipelines are employed not only for production but also for transportation. In both situations, warm oil loses heat to the cold sea water. The heat loss to the ambient is controlled by means of thermal insulation, which is designed for steady state operations. During shutdowns, the stagnant fluid in the pipeline loses heat to the cold surrounding, eventually reaching some critical temperature. As a result, several problems can occur, such as formation of hydrates or deposition of high molecular weight paraffins on the inner wall of the subsea line, which can lead to flow line blockage and production shutdown. Restart of very viscous fluid after shutdown is also critical, since viscosity increases significantly with the reduction of the temperature. This work presents an analysis of the influence of the pipe wall thermal capacitance on the transient behavior of heavily insulated lines. The heat loss from the pipeline is determined, by solving the transient heat conduction equation for the pipewall layers, utilizing a simple one-dimensional model in the radial direction. The finite volume method is employed to solve the transient flow inside the pipeline, from the time instant that a valve at the end point of the line is closed, coupled with the pipe wall thermal transient. Comparisons with the prediction of commercial softwares were performed and their limitations are addressed. Numerical results obtained for flows of both liquid and gases, considering and neglecting the thermal capacitance, revealed that accounting for the thermal capacity of the wall is relevant to the determination of cooldown times