基于CFD的輸油管道腐蝕特性分析

李 明，蔡 亮，李 杉，李小剛，張世強，梁昌晶

（1.中國石油華北油田分公司第五采油廠，河北 辛集 052360； 2.中航油京津冀物流有限公司，天津 300300； 3.中國石油渤海裝備巨龍鋼管公司，河北 青縣 062650；4.中國石油渤海鉆探工程有限公司井下作業分公司，河北 任丘 062552）

0 前 言

近年來，因腐蝕造成的輸油管道泄漏穿孔事故頻繁發生。在腐蝕類型分析中，內腐蝕和土壤腐蝕與大氣腐蝕相比，具有腐蝕速率快、隱蔽性強等特點，是導致管道失效的主要原因[1-3]。由于原油無導電性，且管壁具有潤濕性，當原油不含水時，不具備腐蝕性，而當原油含飽和水或游離水時，因重力作用，水相沉積在管道底部，與管壁形成電化學腐蝕環境，可加快腐蝕的發生。因此，掌握管道中油水兩相的分布情況，對于預測管道腐蝕程度具有重要意義。

計算流體力學（computational fluid dynamics，CFD）方法由于計算精度高、再現性好等優點，被廣泛用于油水兩相流動的研究[4-5]。樊文娟等[6]對不同體積流量、含水量和曲率半徑下的含水原油腐蝕性進行了研究；張洋洋等[7]將CFD與OLGA軟件相結合，得到了段塞流和流型轉變處的腐蝕速率較大的結論；程振玉等[8]對油水兩相流體系下的腐蝕行為進行了研究，認為流速和含水率對腐蝕影響較大。以上研究多為定性分析，對管道腐蝕性進行定量分析的研究較少，無法用于指導現場防腐措施的制定。基于此，本研究利用Fluent軟件，基于VOF歐拉模型和k-w湍流模型，對油水兩相體系下不同含水率、流速下的管道積液情況進行了分析，為臨界流速的確定和內腐蝕直接評價技術的拓展提供實際參考。

1 模擬參數與方法

1.1 數學模型

由于涉及油水兩相的非穩態流動，為觀察兩相界面的分布情況，采用VOF 模型(volume fluent model)進行計算分析，動量守恒方程為

質量守恒方程為

式中：ρ——流體密度，kg/m3；

u——流體流速，m/s；

p——壓力，Pa；

μ——黏度，mPa·s；

F——兩相表面張力，mN/m；

t——時間變量，s；

αq—q相的體積，m3，q為油相或水相。

由于管內的雷諾數較大，屬于湍流流動，故采用k-w湍流模型模擬不同相態的流動過程，即

式中：k——湍流動能，m2/s2；

ω——湍流耗散率，m2/s3；

Pk——湍流動能生成項，由速度梯度產生；

Pkb——湍流動能源項，由浮力產生；

Pwb——湍流耗散率源項，由流體擴散產生；

t——時間變量，s；

xj——第j個坐標方向；

β、β′、α、σk、σω——常數。

1.2 多相流模擬參數設定

采用Design Modeler 軟件進行二維建模，采用Meshing 軟件進行網格劃分。為了計算簡便，利用二維流場模擬，選擇結構化網格劃分，在壁面處適當添加邊界層，并對管口兩側進行網格加密，劃分結果如圖1 所示。模擬條件見表1。

表1 多相流模擬條件

圖1 網格劃分示意圖

1.3 初始和邊界條件

為了讓流型得到充分發展，減少迭代過程造成的數據波動，進行如下假設：①假設流體不可壓縮；②模擬過程中的溫度波動對流體流動的影響忽略不計；③忽略流體與管壁之間的粘性力，忽略滑移作用；④不考慮各相之間的傳質和相變。

采用VOF 模型跟蹤油水兩相的界面位置，通過求解相連續方程完成分界面位置的確定。將油相定義為第一相，水相定義為第二相。入口處采用速度邊界，出口處采用壓力邊界。在保證各項收斂精度的前提下，采用Second Order Upwind離散求解方式，步長為0.005 s，每步最大迭代次數為100，共計1 000 個時間步長。采用Hybrid的方式進行初始化，通過拉普拉斯方程求解計算域中壓力場和速度場的初始分布情況。

2 模型驗證

2.1 網格獨立性驗證

為保證計算結果不隨網格的細化而變化，在含水率30%、流速0.05 m/s 的條件下，測試了不同網格下的最大壁面剪切應力，結果見表2。

表2 網格獨立性驗證

當網格數小于142 910 時，無法得到最大的壁面剪切力；當網格數為378 590 及以上時，最大壁面剪切力基本保持穩定。為兼顧計算速度和計算精度，選擇網格數為625 680進行后續計算。

2.2 流型驗證

為驗證CFD 數值模擬的準確性，參照Taitel和Dukler關于氣液兩相流型的劃分方法，將油水兩相流型分為分層流、油包水分散流和水包油分散流，模擬結果如圖2 所示。其中，紅色為油，藍色為水，黃色為油水混合物。

圖2 不同條件下的流型模擬結果

在流速0.1 m/s、含水率30%時，流型為分層流（圖2（a））；在流速0.5 m/s、含水率50%時，流型為波浪流（圖2（b））；在流速1 m/s、含水率20%時，流型為油包水分散流（圖2（c））；在流速1 m/s、含水率80%時，流型為水包油分散流（圖2（d））。可見，流速和含水率決定了流型轉變和流相分布特征，其結果與文獻[9]中的試驗結果基本一致。此外，根據Ostwald 的乳狀液轉相觀點，當含水率小于26%時，只可能形成油包水型乳狀液；當含水率超過74%時，最大可能形成水包油型乳狀液。因此，采用CFD方法預測油水兩相流的分布特征，進而描述管內積液情況和腐蝕強弱具有一定的科學性。

3 結果與討論

3.1 含水率對積液的影響

原油中只有含有一定量的游離水，當管道底部潤濕時才會發生腐蝕。根據GB 50350—2015《油田油氣集輸設計規范》中關于原油經濟流速的規定，分別考察低流速（0.5 m/s）和高流速（1.5 m/s）條件下，不同含水率的流相分布特征，如圖3 和圖4 所示。當流速較低時，無論含水率或低或高，管道底部均形成一層積液，不同的是含水率高的管道，形成的積液厚度更大，說明此時的原油流速不具備攜水性。當流速較高時，在含水率為5%和20%的條件下，管道底部不形成連續水相，說明此時的原油流速具備攜水性；在含水率為40%和60%時，由于水量較大，原油中的水被夾帶并分散在原油中，造成管底和管頂形成部分連續水相，腐蝕性增強。綜上所述，只有在低含水高流速的條件下，管道的腐蝕性才較弱，流速對積液的影響較含水率更強。

圖3 低流速（0.5 m/s）下不同含水率的流相分布特征

圖4 高流速（1.5 m/s）下不同含水率的流相分布特征

3.2 流速對積液的影響

在含水率20%的條件下，考察不同流速的流相分布特征，結果如圖5所示。隨著流速的增加，管內流型從分層流（0.2 m/s）向分散流（2.0 m/s）轉變，水在管道中的離散現象加強，不會形成積液，管道內壁被原油潤濕保護，腐蝕性逐漸減弱。為了讓流型在管內充分發展，取3 m 處管道的徑向截面，做徑向截面-含水率的散點圖，如圖6所示。其中，橫坐標0點代表管道中心，0點以上代表管道中心到管頂的距離，0 點以下代表管道中心到管底的距離，橫坐標的取值范圍為（-0.084，0.084）。

圖5 低含水率下不同流速的流相分布特征

圖6 不同流速下管道徑向截面-含水率散點圖

從圖6可以看出，流速為0.2 m/s時，管底積液較厚，管頂無游離水；流速增加至0.5 m/s時，管底積液厚度進一步減小；流速增加至1.0 m/s 時，管底幾乎無連續的離散點，說明此時管底沒有連續水相存在，此時的速度即為臨界流速。當原油流速低于臨界流速時，腐蝕嚴重；反之，腐蝕較輕。

3.3 原油密度對臨界流速的影響

參照圖6的表示方法，考察不同原油密度下的臨界流速，結果如圖7所示。從圖7可以看出，原油密度越大，所需的臨界流速越小，當原油密度大于800 kg/m3，臨界流速減小的速度變緩。這是由于原油密度越大，水相受重力及黏性作用的效果越弱，原油的攜帶作用越強，管內流型越容易形成分散流型。

圖7 原油密度對臨界流速的影響

3.4 溫度、壓力對臨界流速的影響

同理，考察不同壓力、溫度對臨界流速的影響，結果如圖8所示。從圖8可見，隨著壓力的升高，臨界流速不斷增加，壓力從0.2 MPa 升高至2.2 MPa，臨界流速增加了34%，但變化幅度遠小于原油密度；隨著溫度上升，臨界流速呈上下波動，說明溫度與臨界流速之間無明顯關聯，這與模擬時未考慮溫度對流動特性的影響有關。相關研究[10-11]也表明，在溫度＜60 ℃時，溫度不會對腐蝕產物膜產生影響，因此溫度對腐蝕的影響較小。

圖8 壓力、溫度對臨界流速的影響

4 結 論

（1）在網格劃分和邊界條件設置合理的基礎上，采用CFD預測油水兩相流的分布特征，可實現分層流、油包水分散流和水包油分散流等流型的模擬仿真，證明了CFD方法的科學性和準確性。

（2）對于低含水原油，流速越大，原油對水的離散作用越強，腐蝕危險性越弱；對于高含水原油，無論流速大小，管壁處均會形成連續水膜，腐蝕危險性增大。

（3）流速增加會降低管底積液厚度，當管底幾乎無連續含水率離散點時可確定臨界流速，當原油流速低于臨界流速時，腐蝕嚴重；反之，腐蝕較輕。

（4）原油密度、壓力對臨界流速有一定影響，而溫度與臨界流速之間無明顯的關聯特征。