CC BY
30
ГИДРАВЛИКА. ГЕОТЕХНИКА. ГИДРОТЕХНИЧЕСКОЕ СТРОИТЕЛЬСТВО
НАУЧНАЯ СТАТЬЯ / RESEARCH PAPER УДК 621.644:004.94
DOI: 10.22227/1997-0935.2023.5.717-725
Трехмерное моделирование эрозии трубопровода с двойным коленом в многофазной среде метан - вода - песок
Алиреза Тахерифард, Виктор Васильевич Елистратов
Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого (СПбПУ);
г. Санкт-Петербург, Россия
АННОТАЦИЯ
Введение. В газовой индустрии прогнозирование эрозионного повреждения трубопроводов частицами песка является сложной задачей, так как на этот процесс оказывает сильное влияние множество факторов. Твердые частицы, уносимые многофазным продуктом во время добычи, могут серьезно нарушить целостность конструкций для транспортировки жидкости, таких как трубопроводы и колена.
Материалы и методы. Использован подход трехмерного численного моделирования в трехфазных потоках «газ - жидкость - твердое тело», проанализированы процессы эрозии в коленах труб. Ключевым преимуществом использования методов CFD (Computational Fluid Dynamics — методы вычислительной гидродинамики) служит то, что они могут предоставить большой объем информации, такой как влияние различных параметров на эрозию, максимальную скорость эрозии и районы, подверженные эрозии. Для моделирования трехмерных нестационарных газоводяных кольцевых течений с наличием частиц песка применялись вариации метода Эйлера для многофазных жидкостей. Результаты. Установили, что вертикальная труба с двумя коленами более подвержена эрозии на втором колене, чем на первом колене. Однако в горизонтальной трубе с двумя коленами можно сделать вывод, что первое колено более подвержено эрозии. Эрозия при L/D = 0 показала максимальное значение скорости эрозии среди всех изу- < В ченных геометрий. s с
Выводы. В вертикальной трубе второе колено трубопровода более подвержено эрозии. Скорость эрозии на втором 3 ^ колене вертикальных и горизонтальных труб одинакова для всех исследованных геометрий. Трубопровод с L/D = 10 k S продемонстрировал оптимальный вариант выбора компоновки для вертикальной и горизонтальной трубы со средним g * значением скорости эрозии 57,9 мм/год, что представляет самую низкую скорость эрозии среди изученных вариантов. О Щ
U С
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: кольцевое течение, эрозия, многофазное течение, труба с двойным коленом, метод Эйлера, * ч вертикальный трубопровод, горизонтальный трубопровод
ДЛЯ ЦИТИРОВАНИЯ: Тахерифард А., Елистратов В.В. Трехмерное моделирование эрозии трубопровода с двойным коленом в многофазной среде метан - вода - песок // Вестник МГСУ. 2023. Т. 18. Вып. 5. С. 717-725. — 9 DOI: 10.22227/1997-0935.2023.5.717-725 0 9
r 0
Автор, ответственный за переписку: Алиреза Тахерифард, taherifard.a@edu.spbstu.ru. a 9
— со
3D Modelling of double elbow pipeline erosion in methane -water - sand multiphase medium
CO CO
о i
(Л
t —
§ 3
a g
Alireza Taherifard, Victor V. Elistratov a 6
Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University (SPbPU); St. Petersburg, Russian Federation c o
_ о
ABSTRACT
Introduction. In gas industry, predicting sand erosion damage of pipelines by sand particles is a difficult task because this • )
<
process is strongly influenced by many factors. Particulate matter carried away by the multiphase product during production
can seriously compromise the integrity of fluid handling structures such as pipelines and elbows. O O
Materials and methods. A three-dimensional numerical modelling approach in three-phase gas - liquid - solid flows was § g
used to analyze erosion processes in pipe elbows. A key advantage of using CFD is that it can provide a wealth of information 5 8
such as the effect of various parameters on erosion, maximum erosion rate, and erosion-prone areas. A variation of the Euler 1 P
method for multiphase fluids was used to simulate three-dimensional unsteady gas-water annular flows with the presence » IB of sand particles.
Results. The results showed that a vertical pipe with two elbows is more prone to erosion at the second elbow than at W "Jj
the first elbow. However, in a horizontal pipe with two elbows, it can be concluded that the first elbow is more prone o o
to erosion. On the other hand, erosion at L/D = 0 showed the maximum erosion rate among all the geometries studied. Oi Oi
Conclusions. In a vertical pipe, the second elbow of the pipeline is more susceptible to erosion. In addition, the erosion rate N N at the second elbow of vertical and horizontal pipes is the same for all studied geometries. The pipeline with L/D = 10 showed
the optimal layout choice for vertical and horizontal pipe with an average erosion rate of 57.9 mm/year, which represents 3 3 the lowest erosion rate among the options studied.
© А. Тахерифард,, В.В. Елистратов, 2023
Распространяется на основании Creative Commons Attribution Non-Commercial (CC BY-NC)
KEYWORDS: annular flow, erosion, multiphase flow, double elbow pipe, Euler's method, vertical pipeline, horizontal pipeline
FOR CITATION: Taherifard A., Elistratov V.V. 3D Modelling of double elbow pipeline erosion in methane - water -sand multiphase medium. Vestnik MGSU [Monthly Journal on Construction and Architecture]. 2023; 18(5):717-725. DOI: 10.22227/1997-0935.2023.5.717-725 (rus.).
Corresponding author: Alireza Taherifard, taherifard.a@edu.spbstu.ru.
W (0
N N
О О
N РЧ
Ii? 10
¡É <V U 3 > (Л
с и
to eg
. г
во щ
¡I
ф ф
О ё
о
о о СО <г
Si §
(Л "
« ü ся
С
£= о
CL ° ^ с ю о
со Ц о Е
СП ^ т- ^
<л
(Л
Z «я
El
Ф (D
ta >
ВВЕДЕНИЕ
Эрозия представляет собой удаление частиц материала с поверхности трубы, вызванное столкновением твердых частиц с внутренней поверхностью труб, и является одной из основных проблем во многих промышленных системах транспортировки.
Эрозия песчаных частиц в трубопроводах приводит к серьезным отказам оборудования при добыче газа и может ограничить максимальные показатели добычи [1]. В работе [2] указано, что ущерб от износа в трубопроводах при промышленной добыче газа может составлять 8 %. О случаях, связанных с выходом из строя труб, по которым проходит легковоспламеняющееся топливо, такое как природный газ, сообщается редко. Примерами аварий трубопровода из-за эрозии являются газопровод высокого давления в северной части Пакистана [3] и сеть газопроводов на заводе по добыче газа в северной Мексике [4]. В обоих случаях разрушение материала из-за эрозии стало ключевым фактором, способствующим выходу труб из строя. Примерами выхода из строя трубопроводов по причине эрозии при прокачке газа с содержанием жидкого топлива могут служить системы транспортировки в Кувейте [5] и Бразилии [6]. На рис. 1 показаны трассы трубопроводов на восточном участке Оренбургского газоконденсатного месторождения ООО «Газпром добыча Оренбург».
Рис. 1. Газовая скважина на восточном участке ООО «Газпром добыча Оренбург» Fig. 1. Gas well in the eastern part of Orenburg
Способность прогнозировать скорость эрозии в производственных трубопроводах газа — главный фактор снижения частоты отказов. Проведены многочисленные исследования по прогнозированию скорости эрозии в однофазных и двухфазных системах. Однако остается еще много вопросов
в отношении эрозии в газожидкостно-песчаных потоках. На эрозию в них влияют такие факторы, как характер течения, свойства жидкости, форма, размер частиц, концентрация песка, а также материал и конфигурация трассы трубопровода. Один из подходов к прогнозированию скорости эрозии — использование методов вычислительной гидродинамики (CFD).
Многие аспекты моделирования процесса эрозии и ущерба, причиняемого ей, изучаются более 50 лет, начиная с работы I. Finnie [7]. Позже J.G.A. Bitter [8] улучшил модель эрозии I. Finnie. Авторы труда [9] представили описание эрозионного поведения хрупких и пластичных материалов в трубах. Впоследствии G.C. Pereira [10] обнаружил, что модель эрозии Y.I. Oka [11] в сочетании с моделью восстановления G. Grant, W. Tabakoff [12] приводит к более реалистичным результатам по сравнению с другими моделями. J. Chen [13] применил метод CFD для изучения эрозии потоком песка для различных форм трубопровода. Основным открытием было то, что скорость эрозии увеличивается с увеличением угла колена. C.A.R. Duarte [14] обсуждал эрозию через 90-градусное колено с вихревой камерой. Он показал, что вихревая камера повышает эффективность противоэрозионного воздействия, а по сравнению со стандартным коленом заметно снижается максимальная скорость эрозии. Автор работы [15] сообщил о влиянии размеров сетки CFD и моделей турбулентности на прогнозирование скорости эрозии мелких частиц в стандартном колене. Он использовал модель турбулентности с числом Рейнольдса k-e для учета эффектов турбулентности. M.R. Banakermani [16] изучал скорость эрозии для широкого диапазона углов колена от 15 до 90° при коленах от вертикального до горизонтального и от горизонтального до горизонтального. Скорость эрозии в нескольких обратных коленах, включая стандартные и удлиненные колена, численно исследовалась в публикациях [17, 18].
B.S. McLaury [19] представил механистический подход к прогнозированию скоростей эрозии частиц песка в коленах для пробкового и кольцевого течения [20]. D. Peng [21] отметил, что методы CFD способны предсказывать скорость эрозии в многофазных потоках. Он изучил влияние траекторий движения песка на скорость эрозии и сравнил результаты CFD с эмпирическими моделями. Автор работы [22] предложил простую процедуру, основанную на CFD, для прогнозирования ско-
рости эрозии в кольцевых потоках. Он наблюдал заметное уменьшение эрозии в колене при кольцевом потоке. M. Parsi [23] использовал модель CFD для моделирования газожидкостных потоков в стандартном колене со скоростями в начальном сечении для газа 10,3, 18,1 и 27,3 м/с, для жидкости во всех случаях моделирования была принята скорость 0,3 м/с. Он исследовал зависимость скорости эрозии и сделал вывод, что CFD-анализ может предсказать не только характер и место эрозии, но и ее величину в приемлемом временном диапазоне (рис. 2).
Величина эрозии в эксперименте Parsi The amount of erosion in Parsi's experiment
M M
M p
a *
(U ra ffl u ^ Л E—
2,50Е-05 2,00Е-05 1,50Е-05 1,00Е-05 5,00Е-06 0,00Е+00
Скорость газа, м/с Gas velocity, m/s
Рис. 2. Изменение величины эрозии многофазного потока для трубопровода с одним коленом в зависимости от скорости газа [23]
Fig. 2. Change in the amount of erosion of a multiphase flow for a pipeline with one elbow depending on the gas velocity [23]
С целью моделирования потоков «воздух - вода» с низким расходом жидкости и высокой скоростью газа в стандартной трубе [24] применялся метод Эйлера для многофазных жидкостей и Multi-Fluid VOF; полученные результаты сравнивались с экспериментальными данными. Показано, что модель Эйлера для многофазных жидкостей более стабильна и требует меньшего компьютерного времени.
В работе [25] авторы использовали методы моделирования CFD для изучения скорости эрозии в многофазных потоках. Они соединили модель Эйлера для многофазных жидкостей с лагранжевым подходом и нашли хорошее согласие с экспериментальными данными. Их результаты показали, что максимальная скорость эрозии происходит на угле 45° в стандартном колене.
Рассмотрение выполненных ранее исследований показывает, что методы CFD-анализа использовались в основном в двухфазных потоках. Некоторые исследователи численно изучили проблему эрозии в трехфазных потоках, однако анализировались характер движения и процесс эрозии в трубопроводах с одним коленом.
Цель данной работы — создание модели движения турбулентного трехфазного потока (газ - жидкость - твердая частица) в жестком трубопроводе и исследование характера эрозии в трубопроводах с двойным коленом с разным отношением длины к диаметру.
МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ
В настоящем исследовании при CFD-моделировании эрозии использованы три фазы потока: жидкости (вода); газа (метан), и твердая фаза (кварцевый песок).
Для достижения цели поток «газ - вода - песок» был смоделирован с помощью метода Эйлера для многофазных жидкостей. Для решения основных уравнений и отслеживания границы раздела для несжимаемых многофазных потоков применялся гибридный подход Эйлера [26, 27]. Расчеты выполнены в программном комплексе ANSYS.
С целью создания модели движения использованы следующие основные уравнения.
Уравнение импульса для несжимаемого потока для каждой фазы:
d/dt(ptak) + V(pkatVtVk) =
= -akVp + V [a, (xt + тл)] + pkakg+Ms¡k, (1)
где индекс k обозначает фазу (газ, вода и твердая фаза); р, а, V, т и т, — плотность, объемная доля газа, скорость движения фаз, молекулярное напряжение и турбулентное напряжение; Msk — средний межфазный момент передачи импульса.
В настоящем исследовании для анализа скорости эрозии в многофазном кольцевом потоке использованы уравнения из модели Y.I. Oka [11]:
ER(Q) = 10-9рw K(Hv)* (J [dr )" F(0); (2) F(0) = (sinS)"1 (1 + Hv(1 - sinS))"2; (3)
П = sx( Hv) n2 = s 2( Hv) q ;
k2 = 2,3(//v)"'"1*
(4)
(5)
(6)
где ER — величина эрозии; р^ и Н — плотность, кг/м3 и твердость материала трубопровода по Вик-керсу, ГПа; Ур — скорость удара частицы о трубу, м/с; dр — диаметр частиц мкм; V* = 104 м/с, контрольная скорость соударения с материалом трубопровода; d* = 326 мкм, контрольный диаметр частицы. Значения постоянных коэффициентов К, s1, s2, ql и q2 приведены в табл. 1 [11] для принятого материала трубопровода и типа частиц (кубической формы).
e е
(D (D
t О
ÍH
G Г
S С
0 со
n CO
1 i
y 1
J со
u -
^ I
n о
is o i
о
Q
CO CO
о
n
i 66 r 6
о о
cn
i )
ü ® «
. DO
■ T
s У с о <D *
01 Ol
2 2 О О 10 10 U W
Табл. 1. Значения эмпирических параметров в модели Y.I. Oka
Table 1. Values of empirical parameters in the Y.I. Oka model
W (0
N N
О О
N РЧ
in in
¡г <v
U 3
> (Л
С И 2
U 09
. r
00 щ
i]
<D <u
О ё
о
о о CD <r
Si §
CO "
41 Л
СЯ
С
£= о
cC °
с
ю о
S Ц
о E
cB ° со ^
CO CO
С W ■8
Sjl
Ф CD
U >
Эмпирические параметры Empirical parameters Значение Value
K 60
ki -0,12
К 0,19
si 0,71
S2 2,4
«1 0,14
«2 -0,94
Материал трубы Pipe material Сталь 316 Steel 316
Твердость материала трубопровода Hardness of pipeline material 180 ГПа 180 GP
Плотность Density 7900 кг/м3 7,900 kg/m3
Диаметр трубы (Д) Pipe diameter (D) 76,2 мм 76.2 mm
Плотность частиц Particle Density 2650 кг/м3 2,650 kg/m3
Размер частицы Particle size 300 мкм 300 ^m
Форма частиц Particle shape Сферическая Spherical
Скорость газа Gas velocity 37,5 м/с 37.5 m/s
Скорость воды Water velocity 0,3 м/с 0.3 m/s
Расход песка Sand flow rate 0,0256 кг/с 0.0256 kg/s
В этой работе для всех вариантов моделирования дискретизация процессов адвекции и диффузии выполняется методом First Order Upwind, а для отслеживания границы раздела между газовой и жидкой фазами применяется метод Compressive. Для моделирования процессов в трубе использованы k-г модели турбулентности с RANS и RNG уравнениями [29, 30]. Дополнительные настройки, использованные при моделировании, приведены в табл. 3.
Табл. 3. Методы для дополнительных настроек модели Table 3. Methods for model settings
Величина эрозии, кг/м2-с, преобразуется в скорость эрозии, мм/год, с использованием уравнения (7):
WR=ER ■ 1 ■1000 ММ ■ 3'1557е°7, (7) р 1 м 1 год
где WR — скорость эрозии; ER — величина эрозии, кг/м2-с; р — плотность стенки трубы, м3/кг. В расчетах используется материал трубы из нержавеющей стали 316 [28].
Начальные условия: в настоящем исследовании принято, что газ и вода поступают на вход трубы в кольцевой форме потока, при этом газ течет посередине, а вода течет по окружности входа трубы. Твердые частицы поступают равномерно по всей площади входа. Начальные значения скорости газа V жидкости Vl и расхода песка, а также свойства материалов приведены в табл. 2.
Табл. 2. Исходные данные по материалам и условиям течения потока
Table 2. Initial data on materials and flow conditions
Связь давления и скорости Pressure Velocity Coupling Простой алгоритм с фазовой связью Phase Coupled SIMPLE
Импульс Momentum Схема дискретизации первого порядка First Order Upwind
Объемная доля Volume Fraction Сжимающий Compressive
Движение твердых частиц Particle Treatment Дискретная фазовая модель (DPM) Discrete Phase Model
Скорость турбулентного рассеяния Turbulent Dissipation Rate Схема дискретизации первого порядка First Order Upwind
Концентрация межфазной площади Interfacial Area Concentration Схема дискретизации первого порядка First Order Upwind
Расчетная схема участка трубы представлена на рис. 3, где показаны размеры и вид трубы, вид расчетной сетки, состоящей из изогональных элементов. Значение отношения длины участка к диаметру L/D в расчетах составило 0; 5; 10 и 15 как для горизонтальных, так и для вертикальных труб. Диаметр трубы, для возможности сравнения с результатами [23], принят равным 0,0762 м, и радиус колена принят 4Б. Объемные концентрации смеси приняты следующими: газ — 52,6 %, вода — 45,7 %, песок — 1,7 %.
Колено 1 Elbow 1 * А
Колено 2 * Elbow 2
Диаметр трубы =
= 326 мкм Pipe diameter = = 326 micrometer
Рис. 3. Расчетная схема участка трубы, поперечное сечение и расчетная область
Fig. 3. Calculation diagram of the pipe section, cross section and calculation area
РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
Валидационное исследование Для настоящего исследования были проведены расчеты эрозии для многофазного потока в трубе с одним коленом, аналогичные с результатами
CFD-анализа такого же варианта, полученными М. Рага [23], которые показали хорошую сходимость с результатами его же экспериментальных исследований. В табл. 4 приведено сравнение скорости эрозии в исследовании авторов с результатами М. Рага.
Табл. 4. Сравнение скорости эрозии в колене: M. Parsi (2015) и авторов
Table 4. Comparison of the erosion rate in the pipe on elbows: Parsi (2015) and the authors
Наименование Величина эрозии, кг/м2-с Erosion amount, kg/m2-s Скорость эрозии, мм/год Erosion rate, mm/year Погрешность, % Error, %
Исследования Parsi Parsi's research 2,0E-05 79,9 -
Исследования авторов Author's research 2,17E-05 86,7 8,5
Погрешность 8,5 % показывает хорошую сходимость с данными М. Рага и свидетельствует о достоверности разработанной модели.
Дальнейшие исследования проводились для вариантов трубопроводов с двумя коленами, располагаемыми вертикально и горизонтально.
В табл. 5 показаны контуры эрозии кольцевого потока для всех изученных вариантов геометрий колен для вертикальной трубы. Красные точки на контурной диаграмме — это места максимальной эрозии. Течение для исследования использовалось как кольцевое со скоростью газа 37,5 м/с, жидкости 0,3 м/с и твердой фазы 0,0022 м/с.
Табл. 5. Эрозии в кольцевом потоке для вертикальной трубы Table 5. Erosion in the annular flow for a vertical pipe
L/D Вертикальная труба Vertical pipe
Колено 1 Elbow 1 Колено 2 Elbow 2
0 )
5 а
10 0 1
e е
<D (D
t О
iH G Г
S С
0 со
n CO
1 §
У 1
J to
u -
^ I
n о
§8 o §
=s ( n
q
CO CO
§ 3 a 0
§66 r 6
о о
cn
§ )
ii
® 8 ■Jl '
Ю DO ■ т
s У с о Ф *
01 Ol
2 2 О О 2 2 W W
о
Окончание табл. 5 /End of the Table 5
L/D Вертикальная труба Vertical pipe
Колено 1 Elbow 1 Колено 2 Elbow 2
15 1 d
О о
СЧ N О О РЧ РЧ
in 10 ¡г Ф
U 3 > to с И
U 09 . r
00 Щ
i]
<D <u
О ё
В большинстве изученных моделей в колене 1 эрозия возникла примерно на 45° на выходе колена и распространяется к выходу колена, за исключением LID = 0, в котором на входе в колено и примерно до 45° в колене наблюдается наибольшая эрозия. На геометрии с LID = 15 наблюдается место эрозии в колене 1, примерно на 40° по направлению к выходу из колена. Это указывает на то, что независимо от изменения LID колено 1 будет подвергаться наибольшей эрозии между углами 40 и 50°. Это согласуется с результатами, представленными М. Рага [31], где максимальное расположение эрозии наблюдалось под углом 45° в колене на выходе.
Во всех исследованных примерах максимальная эрозия для вертикальных труб концентрировалась в области колена 2 за исключением LID = 0. Характер эрозии и поведение в колене 2 на вертикальной трубе отличаются при варьировании отношением LID. При LID = 5 максимальная эрозия
отмечается на входе в колено, при этом эрозия распространяется по всей длине колена 2 в сторону трубы. Когда LID увеличивается до 10, картина эрозии становится более концентрированной и максимальное местоположение эрозии наблюдается примерно на 30° в колене. При LID = 15 максимальное место эрозии установлено на угле 35° и распространяется к выходу колена.
Для всех исследованных вариантов горизонтальной трубы с различным соотношением LID в табл. 6 показаны контуры эрозии кольцевого потока. Видно, что эрозия происходит в основном на колене 1, которое подвергается скоплению частиц песка из-за силы тяжести вдоль горизонтальной трубы. Место эрозии на колене 1 возникает на нижней стороне трубы, где действует сила тяжести. На колене 2 в геометрии с LID = 0 и 5 эрозия происходит в основном на 35°. На LID = 20 максимальная эрозия возникает на угле 60°.
Табл. 6. Образец эрозии в кольцевом потоке для горизонтальной трубы Table 6. Pattern of erosion in annular flow for a horizontal pipe
L/D Горизонтальная труба Horizontal pipe
Колено 1 Elbow 1 Колено 2 Elbow 2
0 f
5 i
о о со <r
S Si §
(Л "
41 Ü
ел с
£= о
CL ° ^ с Ю О
s «
о E
CO ^
о
<л
(Л
il ф ф
со >
Окончание табл. 6 / End of the Table 6
L/D Горизонтальная труба Horizontal pipe
Колено 1 Elbow 1 Колено 2 Elbow 2
10 а 1
15 $
На рис. 4 показаны максимальные скорости эрозии в мм/год для вертикальных и горизонтальных труб. Из рисунка видно, что максимальная эрозия в колене 1 для варианта с горизонтальной трубой выше, чем в вертикальной.
Максимальная скорость эрозии для вертикальной трубы наблюдается при L/D = 0 и составляет 373 мм/год в колене 1, а в колене 2 — 226 мм/год. Для горизонтальной трубы при L/D = 0 скорость
д о
о р
орк С
эрозии составляет 325 и 227 мм/год для первого и второго колена соответственно.
Кроме того, минимальная эрозия возникает при L/D = 10 в горизонтальной трубе в первом колене и составляет 96,3 мм/год, а во втором колене — 57,9 мм/год. В вертикальной трубе минимальная эрозия отмечается при L/D = 10 и составляет 77,5 мм/год в первом колене и 109 мм/год во втором колене.
Колено 1 вертикальная труба Elbow 1 vertical pipe
....... Колено 2 вертикальная труба
Elbow 2 vertical pipe
■--Колено 1 горизонтальная труба
Elbow 1 horizontal pipe
--Колено 2 горизонтальная труба
Elbow 2 horizontal pipe
0 5 10 15
Расстояние между двумя коленами Distance between two elbows
Рис. 4. Максимальная скорость эрозии в вертикальной и горизонтальной трубе Fig. 4. Maximum erosion rate in a vertical pipe and in a horizontal pipe
Скорость эрозии на втором колене для горизонтальных и вертикальных труб близка при увеличении расстояния между двумя коленами. Основываясь на результате, можно указать, что для L/D = 10 и 15 скорость эрозии для этих моделей
примерно одинакова. Для вертикальной трубы в колене 1 скорость эрозии составляет 77,5 мм/год для L/D = 10 и 165 мм/год для L/D = 15, а скорость эрозии для горизонтальной трубы в колене 2 составляет 57,9 мм/год для L/D = 10 и 138 мм/год при L/D = 15.
e е
(D (D
t О
iH
G Г
S С
0 со
n CO
1 i
У 1
J to
u-
^ I
n о
§ 3 о
=! ( n
q
q
CO CO
§ 3 a 0
§
r 6
о о
С О
§ ) f*
f 8 Ю DO
■ T
s □
s У с о <D *
01 Ol
2 2 О О 2 2 W W
ЗАКЛЮЧЕНИЕ И ОБСУЖДЕНИЕ
Суммарная скорость эрозии в горизонтальной трубе выше, чем в вертикальной для исследуемых геометрических соотношений LID 5, 10 и 15.
В вертикальной трубе эрозия происходит в основном на втором колене по мере увеличения LID,
однако при LID = 0 наблюдается высокая скорость эрозии на первом колене.
Труба с LID = 10 показала наименьшую скорость эрозии среди всех исследованных геометрий.
При увеличении LID картина скорости эрозии на втором колене для горизонтальных и вертикальных труб имеет сходный характер.
СПИСОК ИСТОЧНИКОВ / REFERENCES
о о
N N О О N РЧ
1П 10 К (V U 3
> (Л
с и
НО 09 . г
00 щ
II
ф ф
О ё
о
о о СО <г
Si §
(Л "
41 Ü
ся
С
£= о
CL ° ^ с ю о
S ¡1
о Е
СП ^ т- ^
<л
(Л
И «Я ■8
il
CD CD CO >
1. Li Y., Yang J., Pan Z., Meng S., Wang K., Niu X. Unconventional natural gas accumulations in stacked deposits: a discussion of upper Paleozoic coal-bearing strata in the east margin of the Ordos basin, China. Acta Geologica Sinica — English Edition. 2019; 93(1):111-129. DOI: 10.1111/1755-6724.13767
2. Waterman N.A. Treatise on materials science and technology volume 13 wear. Tribology International. 1979; 12(6):281. DOI: 10.1016/0301-679x(79)90149-x
3. Hasan F., Iqbal J., Ahmed F. Stress corrosion failure of high-pressure gas pipeline. Engineering Failure Analysis. 2007; 14(5):801-809. DOI: 10.1016/j. engfailanal.2006.11.002
4. Hernandez-Rodriguez M.A.L., Martinez-Delgado D., Gonzalez R., Unzueta A.P., Mercado-Solis R.D., Rodriguez J. Corrosive wear failure analysis in a natural gas pipeline. Wear. 2007; 263(1-6):567-571. DOI: 10.1016/j.wear.2007.01.123
5. Shalaby H.M., Riad W.T., Alhazza A.A., Be-hbehani M.H. Failure analysis of fuel supply pipeline. Engineering Failure Analysis. 2006; 13(5):789-796. DOI: 10.1016/j.engfailanal.2005.02.004
6. Azevedo C.R.F. Failure analysis of a crude oil pipeline. Engineering Failure Analysis. 2007; 14(6):978-994. DOI: 10.1016/j.engfailanal.2006.12.001
7. Finnie I. Erosion of surfaces by solid particles. Wear. 1960; 3(2):87-103. DOI: 10.1520/stp35794s
8. Bitter J.G.A. A study of erosion phenomena Part I. Wear. 1963; 6(1):5-21. DOI: 10.1016/0043-1648(63)90003-6
9. Sheldon G.L., Finnie I. On the ductile behavior of nominally brittle materials during erosive cutting. Journal of Engineering for Industry. 1966; 88(4):387-392. DOI: 10.1115/1.3672666
10. Pereira G.C., de Souza F.J., de Moro Martins D.A. Numerical prediction of the erosion due to particles in elbows. Powder Technology. 2014; 261:105-117. DOI: 10.1016/j.powtec.2014.04.033
11. Oka Y.I., Ohnogi H., Hosokawa T., Matsu-mura M. The impact angle dependence of erosion damage caused by solid particle impact. Wear. 1997; 203204:573-579. DOI: 10.1016/s0043-1648(96)07430-3
12. Grant G., Tabakoff W. Erosion prediction in turbomachinery resulting from environmental solid particles. Journal of Aircraft. 1975; 12(5):471-478. DOI: 10.2514/3.59826
13. Chen J., Wang Y., Li X., He R., Han S., Chen Y. Reprint of "Erosion prediction of liquid-particle two-phase flow in pipeline elbows via CFD-DEM coupling method". Powder Technology. 2015; 282:2531. DOI: 10.1016/j.powtec.2015.05.037
14. Duarte C.A.R., de Souza F.J., dos Santos V.F. Mitigating elbow erosion with a vortex chamber. Powder Technology. 2016; 288:6-25. DOI: 10.1016/j.pow-tec.2015.10.032
15. Karimi S., Shirazi S.A., McLaury B.S. Predicting fine particle erosion utilizing computational fluid dynamics. Wear. 2017; 376-377:1130-1137. DOI: 10.1016/j.wear.2016.11.022
16. Banakermani M.R., Naderan H., Saffar-Avval M. An investigation of erosion prediction for 15° to 90° elbows by numerical simulation of gas-solid flow. Powder Technology. 2018; 334:9-26. DOI: 10.1016/j.pow-tec.2018.04.033
17. Farokhipour A., Mansoori Z., Saffar-Avval M., Ahmadi G. Numerical modeling of sand particle erosion in return bends in gas-particle two-phase flow. Sci-entia Iranica. 2018; 25(6):3231-3242. DOI: 10.24200/ SCI.2018.50801.1871
18. Farokhipour A., Mansoori Z., Rasteh A., Rasoulian M.A., Saffar-Avval M., Ahmadi G. Study of erosion prediction of turbulent gas-solid flow in plugged tees via CFD-DEM. Powder Technology. 2019; 352:136-150. DOI: 10.1016/j.powtec.2019.04.058
19. McLaury B.S., Shirazi S.A., Rybicki E.F. Sand erosion in multiphase flow for slug and annular flow regimes. CORROSION 2010. 2010.
20. Kolev N.I. Multiphase flow dynamics. Springer, 2005.
21. Peng D., Pak A., Chinello L., Wood T., Low A. Advances in multiphase flow CFD erosion analysis. All Days. 2013. DOI: 10.4043/24114-ms
22. Liu M., Liu H., Zhang R. Numerical analyses of the solid particle erosion in elbows for annular flow. Ocean Engineering. 2015; 105:186-195. DOI: 10.1016/j.oceaneng.2015.06.024
23. Parsi M., Agrawal M., Srinivasan V., Vieira R.E., Torres C.F., McLaury B.S. et al. CFD simulation of sand particle erosion in gas-dominant multiphase flow. Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2015; 27:706-718. DOI: 10.1016/j.jngse.2015.09.003
24. Zahedi P., Zhang J., Arabnejad H., McLau- 28. Parsi M., Vieira R.E., Torres C.F., Ke-ry B.S., Shirazi S.A. CFD simulation of multiphase sana N.R., McLaury B.S., Shirazi S.A. et al. Ex-flows and erosion predictions under annular flow perimental investigation of interfacial structures and low liquid loading conditions. Wear. 2017; 376- within churn flow using a dual wire-mesh sen-377:1260-1270. DOI: 10.1016/j.wear.2017.01.111 sor. International Journal of Multiphase Flow.
25. Ogunsesan O.A., Hossain M., Iyi D., Dhrou- 2015; 73:155-170. DOI: 10.1016/j.ijmultiphase-bi M.G. CFD modelling of pipe erosion due to sand flow.2015.03.019
transport. Proceedings of the 1st International Confe- 29. Markatos N.C. The mathematical mode-rence on Numerical Modelling in Engineering. 2019; lling of turbulent flows. Applied Mathematical Mo-274-289. DOI: 10.1007/978-981-13-2273-0_22 delling. 1986; 10(3):190-220. DOI: 10.1016/030726. Hirche D., Birkholz F., Hinrichsen O. A hy- 904x(86)90045-4 brid Eulerian-Eulerian-Lagrangian model for gas-solid 30. Yakhot V., Orszag S.A. Renormalization simulations. Chemical Engineering Journal. 2019; group analysis of turbulence. I. Basic theory. Journal 377:119743. DOI: 10.1016/j.cej.2018.08.129 of Scientific Computing. 1986; 1(1):3-51. DOI: 10.1007/
27. Adaze E., Badr H.M., Al-Sarkhi A. CFD bf01061452
modeling of two-phase annular flow toward the onset 31. Vieira R.E., Parsi M., Kesana N.R., Shira-
of liquid film reversal in a vertical pipe. Journal of Pe- zi S.A., McLaury B.S. Effects of flow pattern and flow
troleum Science and Engineering. 2019; 175:755-774. orientation on sand erosion in elbows for multiphase
DOI: 10.1016/j.petrol.2019.01.026 flow conditions. CORROSION2015. 2015.
Поступила в редакцию 6 февраля 2023 г. Принята в доработанном виде 20 марта 2023 г. Одобрена для публикации 19 апреля 2023 г.
Об авторах: Алиреза Тахерифард — аспирант; Санкт-Петербургский политехнический университет
Петра Великого (СПбПУ); 195251, г. Санкт-Петербург, ул. Политехническая, д. 29; РИНЦ ID: 1103454, Scopus: < В
Ф ф
57191530010, ORCID: 0000-0001-5973-7419; taherifard.a@edu.spbstu.ru; t О
Виктор Васильевич Елистратов — доктор технических наук, профессор, профессор Высшей школы k и
гидротехнического и энергетического строительства; Санкт-Петербургский политехнический университет ^ Я
Петра Великого (СПбПУ); 195251, г. Санкт-Петербург, ул. Политехническая, д. 29; РИНЦ ID: 36278, Scopus: О Щ
57189578726, ORCID: 0000-0001-7051-6027; elistratov@spbstu.ru. С 2
Contribution of the authors:
Alireza Taherifard — the product of analytical calculations, writing the source text, final conclusions.
Viktor V. Elistratov — idea, concept of research, development of methodology, scientific guidance, scientific text editing.
The authors declare that there is no conflict of interest.
CO CO
Вклад авторов:
Тахерифард А. — проведение аналитических расчетов, написание исходного текста, итоговые выводы. Елистратов В.В. — идея, концепция исследования, развитие методологии, научное руководство, научное _ 9
редактирование текста. П 0
Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов. — 5
Received February 6, 2023. О
o
o
Adopted in revised form on March 20, 2023. t I
u S
Approved for publication on April 19, 2023. t N
o 2
Bionotes: Alireza Taherifard — postgraduate student; Peter the Great St. Petersburg Polytechnic ^ 0
University (SPbPU); 29 Politekhnicheskaya st., 195251, Saint Petersburg, Russian Federation; ID RSCI: -
1103454, Scopus: 57191530010, ORCID: 0000-0001-5973-7419; taherifard.a@edu.spbstu.ru; > 6
o ^
Viktor V. Elistratov — Doctor of Technical Sciences, Professor, Professor of the Higher School of Hydrotechnical t ( and Power Engineering; Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University (SPbPU); 29 Politekhnicheskaya st., t ° 195251, Saint Petersburg, Russian Federation; ID RSCI: 36278, Scopus: 57189578726, ORCID: 0000-0001-7051- U ° 6027; elistratov@spbstu.ru.
cd cd
mi
Ф
00
ю n
■ T
s У с о Ф * Ol Ol
M 2
о о 10 10 U W
