SDPSO平台结合了―Spar平台的结构形式、FDPSO平台的钻采储功能、油水置换工艺,其一体化技术降低了深海边际油田的开发成本。本文对SPSDO平台储油舱油水置换传质、传热问题进行了研究,主要结论如下:为探究储油舱模型的缩尺尺度对油水置换工艺的影响,定义了原油在水中的―扩散强度‖参数γ进行试验研究的缩尺设计,采用3种原油、3种缩尺模型进行了33次无间断的室内油水置换循环试验。研究发现,模型缩尺比的减小强化了油水置换中原油向海水的传质和原油向舱外的传热过程,对其产生的不利影响体现在以下几个方面:置换排出水的平均含油浓度与模型的缩尺比呈负相关,与原油中密度大于海水的沥青质含量呈正相关,与原油密度无关。结合实际生产的特点,测量并定义油水界面的厚度小于储油舱高度的1%;通过对收油过程温度数据的滤波、导数处理,对比了油水界面在不同时刻、不同缩尺模型中的热通量变化规律。结合界面厚度测量、凝油挂壁观测以及发油过程温度数据的处理,验证了高凝原油因模型缩尺比减小而导致的严重―舱壁凝油‖问题。传热模拟在考虑内封管(固体域)与原油海水(流体域)流固耦合效应的前提下,通过温度云图分析、热损模型计算及安全流动容积计算等方法研究置换过程中的热量传递规律。内封管的布置形式导致了45°轴向切面上的固体域平均温度大于0°切面,而流体区域平均温度则相反。收油结束时,海水区域平均温度几乎不变,高于凝点10℃以上的可安全流动原油容积占76.88%。基于热平衡理论推导出油水置换过程中移动壁面的热损模型,并利用Fluent的瞬态数据以及CFD-POST的后处理数据对其进行计算,原油系统动壁面热损占比97.51%,界面热损占比2.49%;以储油舱系统(包括海水)为壁面热损占比99.95%。在1:102缩尺比例模型传热模拟结果的基础上,对室内试验未能涉及的参数进行研究。结合收油过程壁面热损曲线的特征,提出了入口原油降温的最大时间与升温的最小时间。结合安全容积变化率曲线特征,提出合理的贮油时间范围。收油速度的提升与模型缩尺比例的扩大(1:40)均能改善储油舱的温度场。