[发明专利]一种湿天然气管道内腐蚀高风险段识别方法

权利要求书

1.一种湿天然气管道内腐蚀高风险段识别方法，其特征在于，包括如下过程：

S1：建立管道双极柱坐标下的动量、传热和相变三维模型，进行多相流模拟，计算管道流动参数；

201：建立双极柱坐标系下的动量模型

202：建立双极柱坐标系下传热模型

203：建立双极柱坐标系下相变模型

204：耦合3个模型，设定边界条件

205：计算出管内压力，温度，气、液流速，持液率流动参数，

式中：l——拉梅系数；——轴向压降，Pa/m；ρ——气相或液相的密度，kg/m³；ω——气相或液相在轴向上的速度，m/s；——轴向温降，℃/m；T——介质温度，℃；H_L——持液率；S_L——液相面积，m²；S——管道横截面积，m²；R₀——管道半径，m；h_L——液相高度，m；R_i——液面曲率半径，m,θ为湿壁夹角，度；θ^*为液面夹角；

S2：基于多相流模拟参数，选择适宜的腐蚀速率计算模型，计算管道沿线腐蚀速率；

301：判断天然气中是否含有CO₂和H₂S；

302：天然气中不存在CO₂不含有H₂S，按Lafayette模型进行计算：

两相流中的液相流速小于0.45m/s，如果液相流速大于0.45m/s，CR＝1.92V_L+6.33，式中，CR为腐蚀速率，mm/a；V_L为液相流速，m/s；

303：若天然气中含有CO₂，判断天然气中是否还存在H₂S；

304：若天然气中即含有CO₂也含有H₂S，按照ECE公式预测：

式中：T——介质温度，℃；pH_act——实际pH值，无因次；——CO₂饱和溶剂的pH值，无因次；——CO₂的逸度系数，无因次；

305：若天然气中只含有CO₂不含有H₂S，按照以下De Warr95公式预测：

式中：V_r——反应速率，mm/a；v_m——传质速率，mm/a；——CO₂分压，MPa；d——管线内直径，m；u——介质的液相流动速度，m/s；

306：得到管道沿线腐蚀速率；

S3：通过室内腐蚀实验装置实验评价计算结果的可靠性；

S4：若计算可靠则进入S5，若不可靠则回到S1重新计算；

S5：分析积液概率和腐蚀程度，确定腐蚀高风险点。

2.根据权利要求1所述的一种湿天然气管道内腐蚀高风险段识别方法，其特征在于，所述计算管道流动参数中：

①所有冷凝液体积聚在管道底部；②管道中流型是气液分层流，并且在各个计算管段中流动稳定发展；③采用曲面粗糙气液界面模型描述界面形状。

3.根据权利要求1所述的一种湿天然气管道内腐蚀高风险段识别方法，其特征在于，高风险点的确定：

湿天然气管道倾角与临界倾角对比，大于临界倾角即存在积液风险，结合S2预测的腐蚀速率，腐蚀速率最大且存在积液风险的区域确定为湿天然气腐蚀高风险段。