数值模拟油气管线弯管处固液两相流场特性及冲刷腐蚀预测

为了定量描述输油管线弯管处由于流体方向改变引起的流场特性变化和管道内部冲蚀损伤过程,在Workbench平台下利用Fluent建立了90°弯管冲蚀物理模型,获得了弯管管壁压力、剪切应力以及流体流速的分布规律。结果表明:弯管处流场变化复杂,是此处管道严重冲刷腐蚀的原因;弯管外侧冲刷腐蚀最为严重,出口直管段的冲刷腐蚀次之,入口直管段及弯管内侧几乎无冲刷腐蚀;较大直径的砂粒会携带更大的动能和冲击力,从而在管壁上形成更加严重的冲刷腐蚀。     

冰水两相流管道冲蚀磨损影响与防护

目的研究低温条件下冰晶颗粒随水流进入弯管并对弯管造成的冲蚀磨损,确定弯管关键防护区域。方法通过欧拉-拉格朗日双向耦合法,研究了冰晶颗粒的斯托克斯数、流速、粒径、质量流率以及管道弯径比对磨损特性的影响。结果冰晶颗粒的斯托克斯数会显著影响最大磨损率区域变化,当斯托克斯数由2.8增大至5.84时,最大磨损率区域由弯头内侧拱壁向弯头外拱壁与出口管道连接处转移,斯托克斯数高出或低于该范围时,最大磨损率位置不再发生变化,斯托克斯数的增加在一定范围内对最大磨损率没有绝对性影响。流速、粒径和质量流率的增大会使得最大磨损率不断升高,粒径和流速的变化会改变最大冲蚀磨损区域,而质量流率的改变对最大冲蚀磨损区域没有明显影响。弯径比的增大也会使得最大冲蚀磨损区域由弯头内拱壁向外拱壁与直管连接处转移,并降低最大磨损率。结论冰水两相流弯管的最大冲蚀磨损区域主要集中在弯头内拱壁、弯头外拱壁与出口直管连接处、靠近弯头侧壁三处,且大弯径比的管道可实现减磨防护。     

凝析气田集输管道弯管冲刷腐蚀数值计算

凝析气田集输管道中介质的流态和成分比较复杂,容易引起管道弯管发生冲刷腐蚀,导致管道事故。针对这一现象,将计算流体的方法引入到弯管的冲刷腐蚀的研究中,根据流体流动的规律,建立了弯管冲刷腐蚀的数学模型。根据气田集输管道中的实际运行参数,模拟三种工况下管道弯管中流体的运动。结果显示,管道中确实存在最大剪切应力和最大含液率的区域,并且气相介质流速越大,冲刷腐蚀越严重;弯管结构的改变,引起管道内介质流速和湍流强度等参数发生改变。研究成果可为研究流体力学因素对管道冲刷腐蚀的影响提供指导依据,还可以用以指导实际管道的腐蚀检测和结构的优化,减少气田事故的发生。     

基于实验和CFD模拟的煤气化黑水处理系统管道失效分析

目的分析煤气化黑水处理系统管道的失效行为,明确失效特征,分析失效机理及影响因素,指导弯管的失效预防,延长其服役寿命。方法采用扫描电子显微镜(SEM)对管道进行微观形貌检测,并采用能量色散谱(EDS)和X射线衍射(XRD)对腐蚀产物进行检测分析,最后通过计算流体动力学(CFD)仿真分析其流场情况。结果失效管道内壁面有着明显的流水冲蚀形貌,且布满小凹坑及疏松多孔的褐色腐蚀产物。EDS结果显示,腐蚀产物主要由Fe、S和O元素构成,XRD进一步测得腐蚀产物多为FeS、Fe3O4及FeO等。CFD仿真结果与实际失效工况吻合,二次流、粒径、速度以及斯托克斯数的变化对固体颗粒运动轨迹影响较大,并进一步影响管道冲蚀的高危区位置。结论管道失效的主要原因是黑水中的H2S腐蚀和煤粉颗粒冲蚀的耦合作用,其弯管区域外拱出口位置和下游水平管底部位置为主要高危区,同时管道高危区位置受多种因素影响,相应部位要提前做好预防准备,实际工况中适当减小流速可以实现一定减磨防护作用。     

基于Fluent的异径偏心弯管环烷酸冲蚀分析

在高温环烷酸腐蚀环境中,应用Fluent软件对不同结构尺寸的异径偏心弯管弯头与变径后直管段内的流场进行了数值模拟。根据流速、剪切力等流体力学参数的变化情况,结合高温环烷酸腐蚀机理,分析了流场对异径偏心弯管冲蚀的影响,预测并验证了异径偏心弯管易腐蚀的部位。结果表明:异径偏心弯管弯头两侧与外侧还有变径后直管段180°~360°附近壁面上的剪切力较大,易发生环烷酸冲蚀;弯头内侧剪切力随直管段长度增大而增大,弯头两侧剪切力随直管段长度增大而减小,弯头外侧剪切力不随直管段长度改变而改变。因此,在实际检测中,对于直管段较长的异径偏心弯管,除了弯头两侧与外侧,还要注意弯头内侧的检查。     

固液两相流管道冲蚀试验分析及防护方案

目的 分析液相流动、颗粒、管道结构参数对固液两相流弯管冲蚀的影响,设计一种弯管防蚀减磨防护方案。方法 通过循环管路试验分析流速、颗粒粒径和颗粒形状对弯管冲蚀率的影响,并通过数值模拟探讨渐扩式防护方案对固液两相流在弯管段流场分布的影响。结果 采用失重法分析试验结果,在含砂(质量分数2.5%,砂粒直径20~40目)的X80钢管结构下,冲蚀后贴片的质量损失率达到6.85%。经分析,试验贴片表面的主要损伤特征为弯头外拱壁的冲蚀率高于内拱壁,两侧壁面的质量损失率介于内外壁之间。采用数值模拟渐扩管(3∶4、3∶5、1∶2)对冲蚀的影响,在高流速(2.5 m/s)时,扩径比为1∶2渐扩管的冲蚀率下降了约30%,效果最为明显;在流体流速低于0.5 m/s时,粒径为200 μm的颗粒沉积增大了弯管外壁的局部磨损。尖角颗粒和球形颗粒对壁面的冲蚀效果不同,模拟的壁面冲击力有明显区别。结论 弯管段是典型的三维螺旋流动,在弯管段外拱壁的壁面附近为流动的高压低速区,内拱壁面附近流动为低压高速区。在冲蚀–腐蚀交互的过程中,管道外拱壁的局部损伤主要是因多次受到固体颗粒的冲击而积累的冲刷和磨损作用,内拱壁的损伤机理以腐蚀增重作用更为显著,而固体颗粒受到流体沿管壁方向轴对称的二次流剪切作用,对管道两侧壁面的损伤主要贡献了犁削和磨蚀作用,颗粒形状也影响了壁面损伤机制。防护方案是弯管段采用渐扩段圆管。数值试验表明,在颗粒粒径和流速一定时,采用特定比例的渐扩弯管段降低了流体通过弯管时的流速和湍流强度,能够达到减小冲蚀率的效果。     

集气站集气管道内冲刷特性的数值模拟

基于管内气液两相流动理论,对集气管道内流速、液相体积分数、壁面剪切力及湍动能分布规律进行了研究。结果表明:埋地集气管道内,水平段底部及弯头外侧区域有液相聚集,存在腐蚀风险;弯头外侧区域的湍动能和壁面剪切力较大,加速流体传质,对腐蚀促进作用较大,存在腐蚀与冲刷共同作用,面临穿孔风险较大。地面以上集气管道内,闸阀后第一个弯头外侧存在腐蚀与冲刷共同作用;闸阀前第一个弯头、闸阀后第二个和第三个弯头,液相容易聚集在弯头内侧,诱发腐蚀。     

液压管道在不同弯曲角度下流固耦合特性仿真研究

管道的弯曲角度影响流体流动特性与管道应力分布。利用有限元方法对不同曲率情况下管道的流固耦合特性进行了分析,研究了流固耦合作用下不同曲率管道的等效应力、位移变形和流体流动特性规律。结果表明:弯曲角度大于135°时对管道的固有频率影响较大;流体对弯曲管道壁面产生的作用力导致管道发生变形,管道的最大位移变形和管道内流体的最大流速随着弯曲角度的增加均先增加后减小。     

管道参数对液/固两相流弯管流场及冲蚀影响分析

采用计算流体动力学(CFD)方法分析不同管道参数包括管道直径、弯径比、弯曲角度条件下含砂液/固两相流管道的冲蚀规律,并结合颗粒碰撞模型分析了砂粒对于管壁的冲蚀作用。结果表明:不同管道参数变化影响冲蚀速率的效果是不同的,其中改变管径的影响最大、弯径比次之、弯管角度的影响最小;弯管冲蚀最严重区域有弯头侧壁及下游直管段与弯头连接处外侧,冲蚀最严重区域并不是确定的,随着弯管参数的改变,冲蚀最严重区域会发生移动。     

水平弯管含砂分散泡状流冲蚀机理分析

目的揭示水平弯管含砂分散泡状流的冲蚀机理。方法构建气液固多相流冲蚀实验环道,研究管道内流体流动状态及管道三维冲蚀速率。采用显微分析方法研究管道冲蚀形貌,并提出基于VOF模型和DPM模型耦合的瞬态冲蚀仿真方法。实验与仿真相结合分析管道内部气液分布、颗粒运动对冲蚀形貌的影响。结果弯管冲蚀最严重区域出现在弯头出口处(θ=90?),而冲蚀最严重位置则出现在该截面φ=45?以及φ=90?两个位置上。仿真可知整个弯管冲蚀严重的区域边界呈现出较为均匀的抛物线形状。砂粒对弯管的冲蚀作用主要以冲击变形和微切削摩擦为主,砂粒的直接冲击碰撞导致试样表面产生密集冲蚀坑,冲蚀坑周围有基体材料外翻形成的"唇片"。分散泡状流中的固体颗粒大部分分散在液相中,弯头处滞止区使得弯头处截面的含液率及颗粒含量大于上下游直管段截面。气体的存在改变了砂粒在管道中的运动状态,大大加剧了弯管的冲蚀。结论水平弯管含砂分散泡状流冲蚀严重区域、冲蚀形貌与管道内部气液分布及砂粒运动直接相关,多相流冲蚀瞬态仿真方法可准确地预测管道冲蚀。     

高产天然气井放喷管汇弯管冲蚀磨损特性研究

目的 研究高产天然气井气固两相流对放喷管汇的冲蚀机理及规律.方法 利用CFD软件对放喷管汇冲蚀进行研究,使用雷诺平均Navier-Stokes(RANS)方程求其气相的运动状态,并用离散相模型(DPM)计算出颗粒运动轨迹.然后使用Oka冲蚀磨损模型开展弯管角度、弯管位置、放喷量等5种因素与壁面冲蚀规律研究,最后使用最大冲蚀速率、壁面质量损失以及管汇刺漏时间等3种指标评价管汇的冲蚀特性.结果 在控制单因素变量的前提下,随着含砂率从1％增长到5％时,弯管最大冲蚀速率增加了约4倍;随着放喷量从3.0×105 m3/d增加到5.1×106 m3/d时,最大值出现在1.0×106 m3/d附近,弯管最大冲蚀速率相比3.0×105 m3/d增加了3.7倍;当弯管角度从90°增加到165°时,最大冲蚀速率下降了85％,但120°弯管最大冲蚀速率最大;随着弯管距出口距离从5 m增加到30 m时,最大冲蚀速率下降了86％;当颗粒形状系数从0.67增加到1时,最大冲蚀速率增大了5倍.结论 含砂率与最大冲蚀速率相关度最大,弯管位置与最大冲蚀速率的相关度最小.最大冲蚀速率随含砂率、颗粒形状系数的增加而增大,随弯管角度和距出口直管段长度的增加而减小,但120°弯管冲蚀最严重.随放喷量的增加,弯管最大冲蚀速率呈现出先增大、后减小、最后趋于平稳的规律.     

Electrochemical characterization and computational fluid dynamics simulation of flow-accelerated corrosion of X65 steel in a CO2-saturated oilfield formation water

The flow-accelerated corrosion (FAC) of an X65 pipeline steel was investigated in a CO₂-saturated formation water by electrochemical measurements and computational fluid dynamics (CFD) simulation on micro-electrodes installed on an impingement jet system. The surface morphology of the electrodes after corrosion test was characterized by scanning electron microscopy. Results demonstrated that the role of fluid hydrodynamics in FAC of the steel depends on its effect on the carbonate corrosion scale formed on the electrode surface. An increasing flow velocity and shear stress would thinner, degrade or even remove completely the scale, increasing corrosion of the steel. An oblique impact of fluid would generally result in a high corrosion rate of the steel. The effect of impact angle on corrosion of the steel is attributed to the distribution of fluid flow field and shear stress on the electrode surface. At the normal impact, a low flow velocity and shear stress and thus a low mass transfer rate would be generated at the centric region. Consequently, a compact corrosion scale can be formed on the electrode surface to protect the steel from corrosion. The highest corrosion rate is observed on micro-electrodes that are adjacent to the center, with the highest flow velocity and shear stress. At the oblique impact angles, the fluid flow velocity and shear stress, and the corrosion rate of the micro-electrodes are higher at the side far away from the nozzle than those at the side close to nozzle. The corrosion activity of the steel electrode located at the center of the sample holder generally increases with the decreasing impact angle due to the enhancing shear effect on the corrosion scale.     

页岩气输送用转角弯头内腐蚀减薄原因分析

目的针对某页岩气输送平台用转角弯头发生严重内腐蚀减薄的问题开展原因分析,明确腐蚀类型及机理,指导防腐处理,提高转角弯头的服役安全性。方法以页岩气输送用转角弯头为研究对象,针对转角弯头内腐蚀减薄行为开展基础研究,通过宏观观察及尺寸测量分析内腐蚀的腐蚀形貌及分布,并进行理化检测、微观观察、物相分析,探究腐蚀产物,综合分析转角弯头内腐蚀减薄的原因。结果宏观分析发现,转角弯头内壁外弧侧与中性区过渡区域有壁厚发生突变而产生的腐蚀台阶,最大壁厚减薄率达63.4%。电子显微形貌与金相分析表明,弯头内壁的腐蚀坑呈纵深发展,逐层剥离,腐蚀产物疏松、形貌多样,且可观察到细菌形貌。腐蚀产物的能谱及XRD分析发现,管体内壁的腐蚀产物主要是Fe S、Fe2O3、Fe CO3等,内腐蚀可能与CO2、H2S、SRB等有关。结论弯头腐蚀减薄是硫酸盐还原菌(SRB)-CO2腐蚀协同作用的结果,SRB的存在对CO2腐蚀起催化作用。此外,Cl-对腐蚀产物膜的破坏和弯头外弧侧的冲刷加速了腐蚀作用。建议确定SRB细菌来源,以便有效投放杀菌剂,同时对管线内壁定期进行清理,避免菌落长期附着于管体内壁。此外,建议添加多级气液分离装置,严格控制气相中的含水量。     

Frechet分布的海底油气管道腐蚀预测

应用Frechet极值分布建立管道最大腐蚀深度预测模型,然后用马尔科夫链蒙特卡罗(MCMC)方法估计预测模型的参数值,通过模型预测出可能的最大腐蚀深度,并结合钢质管道管体腐蚀损伤评价方法和马尔科夫链模型对管壁腐蚀的最大概率状态进行分析和预测,实现对海底油气管道腐蚀现状和运行情况的科学评价和预测。结果表明:管道腐蚀进入状态3以后,腐蚀速率加快,在管道运行到第10年时,就需要更换新管。该组合模型能够很好地预测油气管道的最大腐蚀深度和腐蚀状况,从而为合理确定管道的检测、维护、维修和更换周期提供科学的依据。     

A novel method to determine the flow accelerated corrosion rate in the elbow

Flow‐accelerated corrosion (FAC) is the most common failure in nuclear power plants. The FAC rate conforms to the experimental results in lab, which are calculated by some other FAC rate prediction models. However, when these models are employed to calculate the FAC rate of the elbow, the result is opposite to actual situation of failure of the elbow. In this paper, a new prediction model is proposed to calculate the flow accelerated corrosion (FAC) rate in the elbow, which combine the steady‐state mass transfer model of electrochemical theory and one‐dimensional galvanic corrosion model. Firstly, the distribution of velocity in the elbow is counted by FLUENT. Secondly, the free corrosion potential and the free corrosion current density are calculated by steady‐state mass transfer model. At last, the novel model is used to obtain the FAC rate of the elbow. The result will show that the FAC rate of the outward bend of the elbow is two‐orders than the inward bend of the elbow. The outward bend of elbow is the defective position, which accords with the statistical result of Kuen Ting et al.     

16Mn钢油气集输管线弯管失效分析

用金相显微镜、扫描电镜和X射线衍射分析方法对油气井集输用16Mn钢弯管失效件的显微组织、宏观形貌和产物组成进行了分析.结果表明,输送介质中的CO2腐蚀引起弯管内壁变形处出现腐蚀坑,并在输送压力和油、气、固多相流的冲刷作用下使弯管顶端内表面产生应力腐蚀,从而导致弯管发生破裂.