اثرات الگو های جریانی بر حداکثر فشار در خطوط لوله فراساحلی

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

• زهرا قدم پور ¹
• محمد صادق نرگس ²

¹ استادیار دانشگاه آزاد اسلامی واحد استهبان

² گروه عمران، دانشگاه آزاد اسلامی واحد استهبان

چکیده

حفظ میزان فشار در محدوده ی معین در خطوط لوله ی فراساحلی و اطلاع از عملکرد فشار در طول مسیر یکی از مهمترین عوامل در هیدرولیک خطوط لوله و محافظت در برابر خسارات محتمل وقوع است. عملکرد فشار و میزان فشار با توجه به نوع فاز سیال (تک فازی یا چند فازی) با هم متفاوت بوده و هنگامی که فاز گاز (هوا) به درون خط لوله راه می یابد بر نوع الگوی جریان (در جریان همزمان گاز- مایع الگو های جریانی نظیر جریان روان لایه ای، لخته ای و ... هستند) و فشار اعمال شونده  به خط لوله  تاثیر می گذارد. در این مقاله به بررسی الگوهای جریانی و اثرات فازهای جریان بر حداکثر فشار  در جریان دو فازی آب – هوا به صورت شبیه سازی عددی پرداخته و به منظور ایجاد درکی بهتر از عملکرد فشار در خطوط لوله، با جریان تک فازی آب مقایسه گردیده است. نتایج حاصل نشان می‌دهد که هندسه و میزان غلظت هوای ورودی از کمیت های تاثیر گذار بر رژیم جریانی و به تبع آن فشار ایجاد شده در خط لوله بوده و هوا بسته به نحوه ی استقرار در خط لوله می تواند باعث ایجاد فشارهایی بیشتر یا کمتر نسبت به جریان تک فازی گردد. فشار در حالت تک فازی در جریان قائم رو به بالا بیشترین اختلاف را نسبت به جریان دو فازی با غلظت های مختلف هوا دارا است (26 درصد اختلاف فشار بیشتر) و جریان دو فازی در هندسه های ارائه شده در بیشترین حالت دارای افزایش 23 درصدی فشار در جریان دو فازی نسبت به حالت تک فازی است.

کلیدواژه‌ها

• حداکثر فشار
• جریان دوفازی
• خطوط لوله فراساحلی
• الگوی جریان

20.1001.1.20086377.1398.12.42.7.7

---

عنوان مقاله [English]

Effects of Flow Regimes on Maximum Pressure in Offshore Pipelines

نویسندگان [English]

• Zahra Ghadampour ¹
• Mohammad sadegh Narges ²

¹ Department of civil engineering, Islamic Azad University, Estahban Branch

² Department of civil engineering, Islamic Azad University, Estahban branch

چکیده [English]

One of the most important factors in pipeline hydraulics and its protection against probable damages is
keeping the pressure in a specific limit and also knowing how the pressure functions in the pipe
through the pipeline route. Pressure function and pressure amount differ from each other regarding the
phase of the fluid (single phase or multiple phase), and when gas phase (air) enters the pipeline, it
affects the flow regime (simultaneously when gas-liquid flows there are such regimes as stratified,
slug, etc.) and the applied pressure. The present study aims to investigate the effects of flow patterns
and phases on maximum pressures along pipelines and to compare it with those of single-phase flows.
Results show that the geometry and the percentage of entrained air are the main factors affecting flow
patterns and pressure experienced by pipeline systems. For single phase mode, pressure is increased up
to 26% in vertical upward flows compared to air-water flows with a different air percentage. Moreover,
among various geometries considered in this research for two-phase flows, pressure at most has a 23-
percent increase compared to that of single-phase flows.

کلیدواژه‌ها [English]

• Maximum pressure
• Two phase flow
• Offshore pipeline
• Flow regime

مراجع

1)       Adljo, S. Y., Ansari, M., Rostami, P., 2017. Numerical simulation of upward co-current gas-liquid two-phase flow in the vertical pipes of large diameter by volume of fluid method, Modares Mechanical Engineering, Vol. 17, Vo. 1, pp. 441-452. (In Persian).

2)       Barnea, D., Shoham, O., and Taitel, Y., 1980. Flow pattern transition for gas-liquid flow in horizontal and inclined pipes. International Journal of Multiphase Flow, Pergamon Press, Vol. 6, pp217-225.

3)       Beggs, H.D., and Brill, J.P.: “A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes,” Journal of Petroleum Technologists, p. 607, May (1973).

4)       Brill, J.P., and Beggs, H.D., 1991. TWO-PHASE FLOW IN PIPES.

5)       Frank, T., 2005. Numerical Simulation of Slug Flow Regime for an Air-Water Two-Phase Flow in Horizontal Pipes. The 11th International Topical Meeting on Nuclear Reactor Thermal-Hydraulics (NURETH-11) Popes’ Palace Conference Center, Avignon, France.

6)       Guo, B., Song, S., Ghalambor, A., Lin, T.R., 2005&20014. Offshore Pipelines, ELSEVIER       PUBLICATION.

7)       Hoogendoorn, C.J., 1959. Gas-Liquid Flow in Horizontal Pipes. Chem. Eng. Sci. 9, 205.

8)       Kyriakides, S., Corona, E., 2007. Mechanics of Offshore Pipelines (volume1), ELSEVIER PUBLICATION.

9)       Lai, Hau, K.F., Noghrehkar, R, Swartz, R., 2000. Investigation of waterhammer inpiping networks with void containing non-condensable gas, Nuclear Engineering and Design, Vol. 197, Pts 1 and 2, pp61-74

10)   Lauchlan, C.S., Escarameia, M., RWP, M., Gahan, C., 2005. Air in Pipeline (A Literature Review), HR Wallingford.

11)   Narges, M.S. and Ghadampour, Z.: “A Study of Pressure Loss and Recovery in Offshore Pipelines,” The 11th International Conference on Coasts, Ports and Marine Structures (ICOPMAS 2014) Tehran, Iran, 24-26 Nov. 2014.

12)   Pothof, I.: “Co-current air-water flow in downward sloping pipes,” The University of Delf at Switzerland (2011).

13)   Simsci, Simulation Sciences INC, 2001. Introduction to Pipephase.

14)   Taitel, Y. and Dukler, A.E., 1976. A model for predicting flow regime trans Takacs, G., 2005.Gas Lift Manual, PennWell Corp.

15)   Zeynalabedini, M., Ansari, M. R., 2017. Evaluation of the slug flow parameters in a horizontal two- dimensional duct, Modares Mechanical Engineering, Vol. 17, No. 4, pp. 349-358. (In Persian).nsition in horizontal and near horizontal liquid flow, AIChE, Journal, Vol. 22, No. 1, pp47-55.

16)   Thome, J.R., 2014, Two-Phase Flow ition in horizontal and near horizontal liquid flow, AIChE, Journal, Vol. 22, No. 1, pp47-55.

17)   Zeynalabedini, M., Ansari, M. R., 2017. Evaluation of the slug flow parameters in a horizontal two -dimensional duct, Modares Mechanical Engineering, Vol. 17, No. 4,pp.349-358. (In Persian).