多相流流動(dòng)對(duì)管道腐蝕狀況研究

張洋洋，劉志慧，耿光偉，張魯飛

(中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院，山東 青島 266580)

伴隨油氣田開采進(jìn)程，產(chǎn)出氣含水率逐漸升高，同時(shí)氣中含有CO2生成碳酸[1-3]，形成多相流的交變侵蝕，對(duì)油管具有極強(qiáng)的腐蝕性[4-5]，嚴(yán)重影響著實(shí)際生產(chǎn)。因此，明確多相流對(duì)油管腐蝕的影響，預(yù)測油管腐蝕發(fā)展規(guī)律及速率特性對(duì)管道的維護(hù)、治理達(dá)到二次應(yīng)用具有重要指導(dǎo)意義。

國內(nèi)外學(xué)者對(duì)多相流流動(dòng)及管道腐蝕分別做了大量的研究，主要表現(xiàn)為流型變化機(jī)理劃分依據(jù)，溫度、壓力、流體介質(zhì)等方面對(duì)管道腐蝕的影響，但對(duì)于管道腐蝕速率與多相流狀態(tài)關(guān)系的綜合研究較少。Taitel、Shoham[6]利用有限元的方法，離散分析氣液兩相流型的變化過程。Ramdin Henkes[7]采用FLUENT軟件模擬計(jì)算豎直管道內(nèi)泰勒泡的運(yùn)動(dòng)過程，并分析管道內(nèi)部氣泡的影響因素。Kosterin[8]提出流型圖的概念，根據(jù)該理論可以判斷流體的結(jié)構(gòu)特征；Baker[9]在前者研究基礎(chǔ)上進(jìn)一步改進(jìn)了流型判斷方法。Hilliard H M[10]認(rèn)為腐蝕管道的主要原因是CO2分壓、流速、溫度等；1983年Crolet，Jean-Louis[11]等人在前人成果基礎(chǔ)上又探索流動(dòng)條件和腐蝕的關(guān)系；任呈強(qiáng)[12]等人認(rèn)為CO2和H2O兩種介質(zhì)對(duì)管道腐蝕有重要影響；Fierro G(1989)、Dugstad A(1994)、Ma Houyi(2003)等人進(jìn)一步探討管道腐蝕影響因素；2013年Jepson發(fā)現(xiàn)了流型的變化對(duì)于腐蝕有重要影響。

文章基于FLUENT-OLGA軟件，結(jié)合某氣田開發(fā)工程背景，在Jepson的研究基礎(chǔ)上通過數(shù)值模擬流相分布特性及腐蝕發(fā)展規(guī)律進(jìn)一步研究多相流流動(dòng)對(duì)管道腐蝕速率的影響。

1 控制方程

管道內(nèi)部流動(dòng)比較簡單，內(nèi)部流場沒有運(yùn)動(dòng)構(gòu)件干擾，無強(qiáng)湍流狀態(tài)。流體流動(dòng)均遵循能量守恒、動(dòng)量守恒和質(zhì)量守恒方程：

(1)

式中：ρ——流體密度，kg/m3；φ——通量變量；Γ為擴(kuò)散系數(shù)；S——源項(xiàng)。

管內(nèi)流動(dòng)屬于非穩(wěn)態(tài)湍流運(yùn)動(dòng)，可采用k-ε模型預(yù)測不同流相運(yùn)動(dòng)軌跡。

k方程：

(2)

ε方程：

(3)

式中：k、ε——湍流動(dòng)能和耗散率；μ——?jiǎng)恿φ扯?；μt——湍流粘度；σε、σk——耗散率和湍流動(dòng)能對(duì)應(yīng)的普朗特?cái)?shù)；Gb、Gk——由浮力影響和平均速度梯度產(chǎn)生的湍流動(dòng)能[13]；Sk、Sε——用戶自定義源項(xiàng)；Cε1、Cε2、Cε3——經(jīng)驗(yàn)常數(shù)。

VOF方法來追蹤氣—液兩相自由界面。第q項(xiàng)流體在控制體內(nèi)的流體體積分?jǐn)?shù)函數(shù)Fq滿足如下方程和控制條件：

(4)

∑Fq=1

(5)

式中：u，v——在x，y方向的速度分量，m/s；Fq——第q種物質(zhì)在單元格中所在體積分?jǐn)?shù)，F(xiàn)q=0，表示單元格中沒有此相，F(xiàn)q=1表示充滿，在交界面上0

VOF方法中，流體物性參數(shù)由控制體單元內(nèi)各相物性參數(shù)共同決定，表達(dá)式為：

φ=∑φqFq

(6)

2 計(jì)算模型

2.1 幾何模型簡化

管道的幾何模型較為簡單，簡化示意圖如圖1。管道內(nèi)徑0.082 4 m，管長9 m，管道內(nèi)部氣相、水相從井底部自下往上流動(dòng)，模擬過程中存在壁面黏附作用。嚴(yán)格意義上，仿真模擬管內(nèi)多相流流動(dòng)采用三維模型更貼近實(shí)際工程，但對(duì)于網(wǎng)格劃分、迭代收斂時(shí)間的要求，加上氣、液兩相在管道內(nèi)部許多參數(shù)是不相等的，因此按照三元問題去解決又存在一定的局限性，文章選用二維流場模擬。管道材料屬性如表1。

圖1 幾何示意圖Fig.1 Geometric diagram

表1 管道參數(shù)Tab.1 Pipe parameters

2.2 網(wǎng)格劃分及邊界條件

對(duì)所建幾何模型做以下簡化：(1)氣田現(xiàn)場油管較長，為方便計(jì)算，將管道長度取短；(2)井筒中流體的特點(diǎn)，表現(xiàn)形式為不可壓縮；(3)模擬過程中熱交換為零，保證恒溫恒壓；(4)忽略流體與壁面的粘性力。

在二維網(wǎng)格劃分過程中，考慮到管壁面的粘附作用，在壁面適當(dāng)添加邊界層，并對(duì)井底和井口進(jìn)行適當(dāng)?shù)木W(wǎng)格加密，網(wǎng)格劃分如圖2。

圖2 計(jì)算網(wǎng)格劃分Fig.2 Computational meshing

相態(tài)的設(shè)置中以氣體作為主相，液態(tài)水作為第二相。流相的物理性質(zhì)表如表2，數(shù)值模擬過程中，液相和氣相同時(shí)從井筒管道底部向上流動(dòng)，底部設(shè)置為流量入口，井口設(shè)置為壓力出口。

表2 氣液兩相流體的物性組成Tab.2 Physical composition of gas-liquid two-phase fluid

液相和氣相的相互流動(dòng)為紊流，雷諾數(shù)，選擇k-e模型；在確保收斂前提下，使用Second Order Upwind的離散方式，這種格式可以獲得較精確的解[14-15]，時(shí)間步長設(shè)置成2×10-5s。歐拉法將各不相同相態(tài)比作相互貫通的介質(zhì)，主要包含VOF、Eulerian、Mixture[16-20]，文章選擇VOF方法。此次模擬基于實(shí)際工況的參考下，忽略凝析油的產(chǎn)量，將含水率直接定義為含液率，水的質(zhì)量流量粗略當(dāng)成液相質(zhì)量流量。

2.3 網(wǎng)格無關(guān)性驗(yàn)證

考慮計(jì)算機(jī)的容量問題，為保證模擬結(jié)果的真實(shí)性，對(duì)網(wǎng)格進(jìn)行無關(guān)性檢驗(yàn)，定性分析氣相在管道徑向位置(x方向)上的體積數(shù)分布特性，根據(jù)圖3計(jì)算可知，隨著網(wǎng)格數(shù)的增加，氣相流速精確度越高，網(wǎng)格數(shù)量在150 000～240 000區(qū)間內(nèi)，計(jì)算結(jié)果相差無異，網(wǎng)格數(shù)110 000時(shí)，計(jì)算精度不滿足要求，因此從計(jì)算耗時(shí)角度考慮，網(wǎng)格數(shù)量低迭代速度快，最終網(wǎng)格總數(shù)為160 000個(gè)，可以滿足計(jì)算的精度要求。

圖3 網(wǎng)格線無關(guān)性驗(yàn)證Fig.3 Verification of grid line independence

3 計(jì)算流態(tài)分析

設(shè)置氣相質(zhì)量流量為1.7 kg/s，改變?nèi)肟谔幒郝蕯?shù)值，模擬計(jì)算豎直向上的管內(nèi)氣液兩相流型，得到不同工況下的氣液兩相分布云圖。為便于觀察，將管道自下而上分為a、b、c、d、e五段。當(dāng)管內(nèi)持液率為0.05%時(shí)，管內(nèi)依次出現(xiàn)氣泡流、離散氣泡流等典型流型。各流型特征如圖4。

圖4 含液率0.05%的相分布云圖Fig.4 Cloud diagram of phase distribution with liquid holdup of 0.05%

a、b管段表現(xiàn)為氣泡流。液相流速較小，氣相流速較大，氣相流體連續(xù)流動(dòng)，液相以小液滴的形式分散其中。隨著流體不斷上升，從c管段開始，伴隨氣相帶動(dòng)液相向上流動(dòng)過程，部分小液滴聚合形成大液滴，聚集在管壁附近，形成離散氣泡流，管內(nèi)流型主要呈現(xiàn)氣泡流的形式。

持液率增至0.09%，如圖5。管內(nèi)依次出現(xiàn)分層流、氣泡流、離散氣泡流、攪混流及環(huán)狀流等幾種典型流型。a管段底部出現(xiàn)分層流，液相與氣相相界面光滑，分層明顯。離散小液滴在氣相帶動(dòng)下不斷向上運(yùn)動(dòng)呈現(xiàn)氣泡流狀態(tài)；b管段小液滴雜亂運(yùn)動(dòng)，不斷聚合、破碎形成離散氣泡流；c、d管段氣相和液相主要分布在管內(nèi)中心位置，兩相界面不規(guī)則，整個(gè)流動(dòng)為攪混流；在e管段以上，發(fā)現(xiàn)在壁面附著一層液膜，中部為氣相分布，氣相會(huì)夾雜小液滴。

圖5 含液率0.09%的相分布云圖Fig.5 Cloud diagram of phase distribution with liquid holdup of 0.09%

持液率增至0.11%，管內(nèi)流型主要為彈狀流，如圖6，包含有段塞流、環(huán)狀流、氣泡流、分層流等典型流型。底部分層流較為明顯，液相分離出小水滴，形成氣泡流。液滴與氣相不斷碰撞，氣液相界面不規(guī)則，呈現(xiàn)攪混流。壁面出現(xiàn)規(guī)整液膜，同時(shí)伴有大量氣泡或大液滴繼續(xù)流動(dòng)，管道中心位置流動(dòng)紊亂，整體表現(xiàn)為環(huán)狀流。伴隨流動(dòng)影響及重力作用，離散液滴聚合生長成為大水滴或水泡，如子彈頭模式的彈狀流，管內(nèi)環(huán)狀流—彈狀流交替出現(xiàn)。

圖6 含液率0.11%相分布云圖Fig.6 Cloud diagram of phase distribution with liquid holdup of 0.11%

持液率增至0.16%，在管道底部幾乎充滿流體，液相流量不斷增多，隨著流體不斷向上移動(dòng)，氣液兩相邊界逐漸清晰可見，雖然比較混亂，但依然可以看到大氣泡，即為泰勒泡，這時(shí)管道流型主要呈現(xiàn)段塞流形式，如圖7。

圖7 含液率0.16%相分布云圖Fig.7 Cloud diagram of phase distribution with liquid holdup of 0.16%

4 不同流型的腐蝕分析

表3是通過FLUENT模擬計(jì)算得到的不同質(zhì)量流量下的流型分布特性，利用OLGA軟件來分析不同流型對(duì)管道腐蝕速率的影響。

由表3可知，氣液兩相流動(dòng)狀態(tài)隨液相質(zhì)量流量變化而變化，先后有氣泡流、環(huán)狀流、段塞流等流型出現(xiàn)，與之前Fluent模擬計(jì)算基本吻合。流型的種類繁多，不止包括以上這幾種，對(duì)于流型的分類只能粗略的劃分，通過計(jì)算云圖可以很清晰的觀察到管道內(nèi)部流型的分布情況。

表3 不同質(zhì)量流量下的流型分布Tab.3 Flow pattern distribution under different mass flow

當(dāng)溫度不變時(shí)，管道腐蝕程度沿井筒方向降低；小于80 ℃，進(jìn)口溫度不斷升高，管道破壞逐漸增大；高于80 ℃，進(jìn)口溫度不斷升高，腐蝕程度呈現(xiàn)降低趨勢。綜上，管道腐蝕速率先增大后減小，此時(shí)以局部腐蝕最為嚴(yán)重，溫度變化對(duì)壁面腐蝕有影響較大。

圖8中縱坐標(biāo)數(shù)值2、3分別代表環(huán)狀流和段塞流的分布狀態(tài)。溫度不同，對(duì)應(yīng)的管內(nèi)流型分布大致相同，溫度變化對(duì)于內(nèi)部流型的改變影響不大。

不論溫度高低，井口位置腐蝕都遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于井底位置腐蝕，對(duì)比發(fā)現(xiàn)：當(dāng)流型為環(huán)狀流時(shí)，其腐蝕速率遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于段塞流時(shí)的腐蝕速率，且在流型轉(zhuǎn)變位置，壁面腐蝕速率發(fā)生較大變化，反映出在不同溫度條件下，流型的變化對(duì)于壁面腐蝕程度起到很大的影響。

圖8 流型和腐蝕速率的關(guān)系Fig.8 Relationship between flow pattern and corrosion rate

圖9為不同壓力條件下，流型沿管道的分布情況，分析可知：隨著壓力的變化，管內(nèi)流型的變化趨勢不大。管口四周區(qū)域多為段塞流，管道底部四周多為環(huán)狀流。隨著壓力越來越小，環(huán)狀流覆蓋范圍增多，段塞流覆蓋范圍減少。綜合分析，不同壓力對(duì)應(yīng)的流型分布大致相同，壓力變化對(duì)于管道內(nèi)部流型的改變影響較小。

圖9 管道流型分布Fig.9 Distribution of pipeline flow pattern

圖10為不同進(jìn)口壓力條件下，壁面腐蝕程度沿管道的分布情況。管道底部壓力不斷增大，其腐蝕程度也相應(yīng)逐漸增大。同一壓力條件下，管道在井底腐蝕較為嚴(yán)重；靠近管口位置，破壞性比較顯著，且井口破壞程度遠(yuǎn)大于井底。

圖10 管道腐蝕速率分布Fig.10 Corrosion rate distribution of pipeline

對(duì)壁面侵蝕破壞作用最強(qiáng)的是段塞流，平均腐蝕速率為0.21 mm/a；其次為環(huán)狀流，平均腐蝕速率為0.18 mm/a。同時(shí)隨著壓力的增大，流體速度增大的位置越趨向于管口位置，導(dǎo)致此位置發(fā)生流型的轉(zhuǎn)變，從而使得壁面腐蝕速率發(fā)生巨變。這表示隨壓力不同條件，流型的變化對(duì)管道腐蝕程度有重要影響。

5 結(jié)論

文章在Jepson的研究基礎(chǔ)上基于FLUENT-OLGA數(shù)值模擬流相分布特性及腐蝕發(fā)展規(guī)律進(jìn)一步分析流型對(duì)管道腐蝕速率的影響。

1)通過模擬計(jì)算直觀的解釋氣液兩相流流型變化規(guī)律，引起流型轉(zhuǎn)變的本質(zhì)原因是液率的變化。

2)管內(nèi)壓力、溫度對(duì)管壁腐蝕影響很大，同時(shí)管內(nèi)流型轉(zhuǎn)變的存在加劇了管壁腐蝕程度。環(huán)狀流腐蝕速度低于段塞流，在流型改變的位置，壁面的腐蝕速率發(fā)生巨變，反映流型變化對(duì)壁面腐蝕程度的影響。

3)段塞流對(duì)管道壁面腐蝕最嚴(yán)重，其次為環(huán)狀流，氣泡流的腐蝕程度表較弱。此外，在計(jì)算過程中發(fā)現(xiàn)液相流速和壁面剪切力的變化對(duì)腐蝕存在一定影響，也是下一步的主要研究方向。