双金属复合管内衬层液固两相流冲蚀机理

砂磨管道是油气田开发中的常见问题,持续不断的碰撞导致材料产生凹坑或者划痕,进而造成管道磨损减薄甚至泄漏等严重问题。管道内部流场多变、砂粒分布不均,导致砂粒冲蚀机理复杂。利用大型液固两相流冲蚀实验环道研究了双金属复合管内衬层316L不锈钢的冲蚀性能,并与数值计算结果进行对比分析,揭示复合管弯管部位的冲蚀机理,结果表明:(1)砂粒对弯管的冲蚀磨损主要包括微切削摩擦、犁割以及冲击变形3种形式;(2)弯管处二次流对于砂粒运动影响显著,二次流使得弯头处砂粒由外拱向内拱运动,造成内拱部分区域的冲蚀;(3)受重力及流场影响,冲蚀最严重部位出现在弯头出口处的底部。     

直角弯管内液固两相流固体颗粒冲蚀磨损分析

基于流体力学(CFD)方法,分析了直角弯管的内部流动规律,计算结果表明:直角弯管在90°转角和下游水平管路中存在流动分离现象,同时在下游水平管路中形成明显的二次环流.在流场计算的基础上,引入TulSa大学冲蚀与腐蚀联合研究中心(E/CRC)提供的冲蚀模型,对直角弯管的冲蚀磨损问题进行研究,分析了固体颗粒的空间分布特征和上下游管壁的最大冲蚀率以及总体质量损失,计算结果与实验数据具有良好的一致性.固体颗粒的空间分布特征依赖于流体流动特性,磨损最严重的位置发生在弯管转角处和下游管路的内侧壁面.流速、颗粒浓度和颗粒直径对最大冲蚀率有明显影响,其中,流速与最大冲蚀率呈指数增长关系,上下游管壁的速度指数分别为2.5和2.3.     

90°水平弯管内环状流流动特性

油气集输管道内气液两相流尤其是环状流在弯管处流动特性复杂，极易加剧管道腐蚀和破坏。为此，开展90°水平弯管环状流实验，分析表观气速20～35 m/s、表观液速0.20～0.35 m/s范围内的相分布、液膜流速及压力变化规律；再通过数值模拟研究水平弯管处相分布、压力分布及流速分布特征，对弯管处环状流流动特性规律进行验证。结果表明：弯管底部和外侧液膜厚于弯管顶部和内侧，越靠近弯管中心，内外侧差异越大；表观气速增加和液速降低使液膜分布趋于均匀；弯管内侧压力低于弯管外侧；受二次流动影响在低气速下弯管中心截面位置最大压力较入口处增加。研究成果可为弯管冲蚀机理研究、弯管设计与保护提供理论基础。（图11，表1，参29）     

LNG接收站管道弯头穿孔的失效机理及影响规律

【目的】LNG具有易燃、易爆、超低温的显著特点,且LNG接收站通常建在沿海地带,站内管道的弯头因工艺流程特殊性易处于高腐蚀、高压差环境,具有较高的穿孔失效风险。【方法】基于某LNG接收站管道弯头穿孔失效情况,采用无损检测与扫描电镜方法,对弯头、直管段、环焊缝进行宏观形貌与理化性能分析：宏观形貌分析表明,管道直管段与弯头的几何尺寸、壁厚均满足国内外标准要求;上游直管段、法兰连接环焊缝沿LNG流动方向存在明显冲刷磨损缺陷,与弯头缺陷相似。在理化性能分析中,发现环焊缝处缺陷表面、弯头缺陷表面微观形貌均为蜂窝状形貌,表明均存在冲刷磨损。利用ANSYS Fluent软件建立数值模型,模拟弯头处LNG的流动状态,发现在LNG流动情况下,焊缝余高影响管内流动,产生了节流效应及涡旋。【结果】通过宏观形貌、理化性能分析及数值模拟相结合的方法,揭示了LNG接收站管道弯头失效机理及影响规律：流体在孔板后形成气相夹带液滴的高速射流,对弯头壁面产生冲蚀。弯头内侧形成低压区、外侧为高压区,气泡破裂产生激波与空化溃灭,最终引发了弯头的穿孔失效。【结论】研究成果可为LNG接收站改善流体流动的稳定性、优化孔板设计、制定...     

水砂射流冲蚀作用下临近燃气管道可靠性

为研究水砂射流冲蚀作用导致临近燃气管道的失效概率,分析了管材的临界应变与砂粒在管壁表面形成塑变脊的影响,推导出冲蚀磨损率预测方程。利用Fluent 软件模拟计算水管泄漏射流速度、冲蚀面积分布,并结合冲蚀磨损率预测方程构建冲蚀磨损速率方程。最后基于最小壁厚准则,建立了燃气管道失效概率的计算方法。研究结果表明:①通过临界间距判定分析,可获得不同水管内压、冲蚀时间下的临界间距;②增大水管内压、冲蚀时间、砂粒粒径,减少管道间距、管道壁厚均会导致燃气管道的失效概率增大,其中,管道间距对失效概率影响最为显著。研究结果可为失效场景定量风险评估以及水管与燃气管道并行敷设的间距设计提供参考。     

小半径热煨弯管加工工艺与截面畸变的相关性

为了研究小半径无模热煨弯管截面畸变的影响因素,掌握工艺参数对截面尺寸的影响规律,优化和控制小半径弯管截面的几何形变尺寸,减小畸变,通过研究管径610 mm、壁厚11 mm的L415M小半径3D弯管加工工艺参数(加热温度、推进速度、弯曲半径)与截面畸变参数(壁厚减薄率、壁厚增厚率、椭圆度)之间的关系,揭示了两者的相关性。结果表明:弯管的弯曲半径对截面畸变影响显著,弯曲半径越小截面畸变越严重;随着推进速度的加快,弯管壁厚减薄率减小、增厚率增加,椭圆度减小;随着弯管加热温度的升高,弯管壁厚减薄率增加、增厚率减小,椭圆度增加。研究成果可为小半径热煨弯管的设计加工提供技术参考。     

X70高应变钢管现场冷弯试验

冷弯管通常采用普通钢管进行现场冷弯,从而达到符合设计要求的弯管角度。为研究高应变钢管作为冷弯管母管的可行性,采用3种弯制工艺对X70高应变钢管进行了现场冷弯试验。通过拉伸试验、夏比冲击试验及落锤撕裂试验等分析了弯制工艺对X70高应变钢管的几何尺寸与性能的影响。结果表明:弯制工艺对钢管壁厚变化的影响不大,弯制前后的椭圆度有较小变化,横向性能变化不明显,而弯管外弧侧的纵向屈服强度和屈强比明显增大,内弧侧的纵向屈服强度和屈强比随曲率半径的增大而减小。采用高应变钢管弯制的冷弯管性能优良,为冷弯管在复杂服役环境的应用提供了新的途径。(图8,表4,参13)     

直接模拟蒙特卡罗方法在CFD冲蚀预测中的应用

为研究气固两相流中固体颗粒间碰撞对冲蚀的影响,提出一种利用直接模拟蒙特卡罗(Direct Simulation Monte Carlo,DSMC)方法和计算流体力学(CFD)计算颗粒间碰撞的冲蚀预测方法。使用Eulerian-Lagrangian方法,将气相作为连续相,通过Navier-Stokes方程求解,颗粒平移运动由离散相模型(DPM)求解。颗粒平移运动由Eulerian-Lagrangian框架下的DPM求解,计算颗粒间碰撞运动时采用DSMC方法以少量采样颗粒代替真实颗粒,碰撞的发生条件通过修正的Nanbu方法判定。分析气固两相流中颗粒间碰撞对弯管冲蚀速率和颗粒分布的影响,结果表明:使用DSMC方法计算颗粒间碰撞,Oka模型的平均百分误差从39.2%降低至27.4%;计算颗粒间碰撞时弯管内拱侧的无颗粒区变小,最大冲蚀位置沿外拱轴线后移5°,同时V形冲蚀痕迹的两翼向外侧扩大。使用DSMC方法计算颗粒间碰撞可以明显降低模型误差,考虑颗粒间碰撞的Oka模型与实验结果偏差最小,是冲蚀预测的最佳模型。     

不同断层对埋地管道受力性能的影响

为了研究埋地管道在不同形式断层作用下的受力性能,自制了土箱试验装置,借此装置模拟断层的错动,测量得到埋地管道在断层错动作用下的应变分布和整体变形特点,分析了管道轴向应变和竖向位移随断层错动量变化的特征,探究了断层错动量、管道埋深、管径、断层倾角等参数对埋地管道力学性能的影响规律,采用FEM有限元方法进行数值模拟分析,并与试验结果进行对比。结果表明:在该试验的参数范围内,随着断层错动量和管道埋深的增加,管道轴向应变增大;管径较大的管道,抵抗变形的能力较强;当断层倾角小于90°时,管道轴向峰值拉应变大于峰值压应变,此时管道以受拉为主;当断层倾角大于90°时,管道轴向峰值拉应变小于峰值压应变,此时管道以受压为主;对于走滑断层,管道轴向应变近似呈中心对称分布,两侧变形趋于一致。逆断层对于管道应变的影响最大,正断层其次,走滑断层对于管道应变的影响最小。(图17,表3,参21)     

中俄东线直径1422mmX80钢级冷弯管设计参数的确定

为了满足中俄东线工程建设的实际需求,需要开展直径1 422 mm、X80钢级管道冷弯管设计参数的相关研究。采用AS 2885.1-2012《管道-天然气和石油管道第1部分:设计和建造》中的公式计算得出冷弯管的最大弯曲角度为6.48°;再通过冷弯管弯制过程中的应力应变有限元模拟分析,得到当弯曲角度为6~8°时,管道处于弹塑性区,满足变形要求。经过实验室及中俄东线试验段的现场验证,弯制的6.4°冷弯管回弹量及变形量均匀稳定,椭圆度、壁厚及内弧波浪度等指标均控制良好,能够满足工程要求。经过相关计算、分析及验证,最终确定中俄东线直径1 422 mm、X80钢级冷弯管的最大弯曲角度为6°,曲率半径不小于50倍钢管外径(71 100 mm)。该结果可为中俄东线天然气管道工程建设提供指导。     

中低压天然气管道弯头处泄漏流场和声场模拟仿真

城市天然气中低压管道弯头处一旦遭受破坏,后果严重,修复过程复杂。为了更好地对城市管道进行泄漏监测、定位、维护,开展了中低压管道弯头处泄漏流场和声场的研究。将弯头简化成弯管,采用软件联合模拟仿真,使用ICEM软件进行结构网格划分,在Fluent软件中进行流场分析,将脉动数据导入Virtual.Lab Acoustics软件进行泄漏管道的声学分析。建立弯管孔泄漏试验台,将模拟结果与试验结果进行对比,结果表明:泄漏孔处气体流动复杂,流向多变;泄漏声波能量主要集中在10 Hz以下,声压级随管道压力的升高而升高;声源主要是喷流区域的四极子声源和泄漏孔壁的偶极子声源。研究结果可为城市天然气管道发展和安全运行提供参考。     

爆炸载荷作用下海底管道动力响应数值模拟

为研究爆炸载荷对海底管道破坏作用机理,考虑爆心距、管中所充流体等因素,利用有限元软件ANSYS/LS-DYNA对爆炸载荷作用下的裸露充流体、埋地充流体、空管裸露、空管埋地4种工况下的管道分别进行动力学响应的数值模拟。研究表明:海底管道在裸露时受到的爆炸载荷作用力明显比埋地时大;在相同条件下,充流体管道比空管更能抵抗爆炸冲击;当受爆炸载荷冲击时,管道迎爆面和背爆面均可能发生破坏失效;爆心距越小,海管正对爆心垂向加速度越大,加速度峰值产生的时间越短,对管道破坏力越大。研究结果可为海底管道优化设计、安全施工及运行提供参考。     

兰成渝输油管道沉管应力应变监测技术

兰成渝输油管道东峪沟沉管治理工程中采用了应力应变监测技术.以沉管区管道的应变监测作为基本出发点,分析了边界点、弯管区、过渡段、最大挠度区管道单元的轴向、环向、45°方向应力及最大主应力变化趋势,并结合弹性破坏理论,对沉管区管道安全状况做出了评价,提出了基于应变测试技术的管道沉降过程力学监测理论.     

管径1422mm、X80管道的风险水平北大核心

为了研究管径增大对天然气管道安全可靠性的影响,分析管径1 422 mm、X80管道方案的可行性,基于管道风险评估理论,从止裂韧性、潜在危害影响范围、临界缺陷尺寸、刺穿抗力、失效概率、个体风险及运行风险等方面,对比分析了0.72设计系数下管径1 422 mm、X80管道与0.72和0.8设计系数下的1 219 mm、X80管道的风险水平。结果表明:在同等运行条件下,与设计系数为0.8和0.72、管径1 219 mm、X80管道相比,设计系数为0.72、管径1 422 mm、X80管道临界缺陷尺寸和刺穿抗力有所提高,外腐蚀和设备撞击引起的管道失效概率有所下降,潜在危害影响区域半径增大,对应的失效后果可能增加,总体风险水平相应提高,但相差不大。研究结果可为大输量管道方案优选提供决策依据,为管径1 422 mm、X80管道工程设计与建设提供技术支撑。     

管径1422mm、X80管道的风险水平

为了研究管径增大对天然气管道安全可靠性的影响,分析管径1 422 mm、X80管道方案的可行性,基于管道风险评估理论,从止裂韧性、潜在危害影响范围、临界缺陷尺寸、刺穿抗力、失效概率、个体风险及运行风险等方面,对比分析了0.72设计系数下管径1 422 mm、X80管道与0.72和0.8设计系数下的1 219 mm、X80管道的风险水平。结果表明:在同等运行条件下,与设计系数为0.8和0.72、管径1 219 mm、X80管道相比,设计系数为0.72、管径1 422 mm、X80管道临界缺陷尺寸和刺穿抗力有所提高,外腐蚀和设备撞击引起的管道失效概率有所下降,潜在危害影响区域半径增大,对应的失效后果可能增加,总体风险水平相应提高,但相差不大。研究结果可为大输量管道方案优选提供决策依据,为管径1 422 mm、X80管道工程设计与建设提供技术支撑。     

煤层气采气平台埋地弯管腐蚀行为及应对措施

针对延川南煤层气田采气平台埋地管道弯管因腐蚀穿孔而产生泄漏的现象，对埋地管道的输送介质、土壤环境、腐蚀产物、弯管与直管的金相组织进行分析，并采用电化学手段研究弯管和直管段的腐蚀趋势。结果表明，煤层气井口采出水溢出增加了土壤的含水量和氯离子含量，增大了管道埋设环境的腐蚀性，促使埋地管道防腐层失效。弯管段材料晶粒粗大，电化学反应活性高于直管段，致使弯管区发生严重的局部腐蚀。由此，提出煤层气地面排水管道整改与埋地管道加强防腐层修复及阴极保护相结合的综合腐蚀治理对策，相关成果可为煤层气田采气平台的安全管理提供借鉴。（图7，表4，参30）     

河流穿越段水流冲刷作用下输气管道应力分析

河流穿越段输气管道在不同环境介质作用下易产生弯曲变形,是威胁管道运行安全的重要隐患。对河流穿越段不同环境介质作用下的输气管道进行应力分析,建立漂浮管段静力学分析物理模型,运用ANSYS软件对漂浮管段应力分布进行模拟,得到管道应力与应变分布情况,并讨论管道内压和水流速度对不同管径管道最大应力的影响及其变化规律。研究结果表明:管道内压或水流流速的增加会使管道受到的最大应力增加,且随着管道内压或流速的增大,管道最大应力的增长速度也变快;在流速或管道内压不变的情况下,随着管径的增加,管道受到的最大应力增大。(图9,表2,参20)     

温度和不均匀沉降耦合作用下埋地管道力学性能

埋地油气管道一旦发生泄漏、爆炸等事故,其危害巨大,因此研究温度和不均匀沉降耦合作用下埋地管道的力学性能,开展安全风险评价十分重要。建立管道-地层整体模型,采用有限元分析软件ABAQUS进行非线性求解。通过间接耦合法实现温度作用和隧道开挖作用的耦合,分别模拟了不同管径、壁厚、埋深条件下的埋地管道应力应变状态,得出在不同影响因素下管道Mises应力和纵向位移的变化规律。分析结果表明:在温度变化和不均匀沉降耦合作用下,管径和壁厚对埋地管道应力应变状态有较大影响,管径越大,管道Mises应力越大,纵向位移越小,壁厚越大,管道Mises应力越大,纵向位移越大;当管道处在隧道上方时,一定埋深范围内,埋深对管道的应力应变状态影响较小,管道Mises应力和纵向位移随着埋深的增加并无明显变化;管道接口与直管连接处出现应力集中现象,实际运行过程中应注重该部位的检测和维护。     

长距离地上输油管道保温层厚度设计

科学设计管道保温层厚度,既能保障原油正常输送,也能做到成本有效控制.建立了长距离地上管道保温层设计的传热有限元模型,考虑了管道及保温层内外膜阻、外部空气对流换热及管道与保温层传热的综合作用.以管道出口温度为目标迭代求解管道保温层的最小厚度,讨论了保温层导热系数、管径和管道流量3个因素对保温层厚度的影响.结果表明,原油内摩擦产生的热量能够小幅提高原油输送温度;保温层导热系数的增加主要影响管道的热传导性能;管径的增加则加强了对流散热而降低了流体内摩擦做功产热,对隔热层设计影响较大;而输送流量增加则减少原油与管壁的传热时间,流速增加也增加了流体内摩擦做功产热,可以有效降低保温层厚度需求.在工程实践中,应综合考量保温层导热系数、管径和管道流量的设计,平衡三者与热传导和热对流之间的关系.     

热应力及外压影响下长输管道固定墩推力有限元计算分析

建立固定墩附近直管线热应力及结构力学模型,根据西气东输二线的现场资料,应用Ansys有限元分析软件,计算管道在上覆压力、管道内输气压力及管线内温度作用,管线在固定墩处的应力及应变的大小,分析热应力及外压管线应力及固定墩推力的大小分布。结果表明,管道在地层均匀地应力变化不大及管道正常输送油气时,外挤载荷作用对管线的应力影响较小;管线内温度变化时,造成管线产生了较大的热应力及并在固定墩处产生较大的推力;在弯头附近直管应布置固定墩外,在直管段可以按照一定的距离布置固定墩,以减小管线局部集中应力及轴向变形位移。