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伴随着酸性油气藏的大量开发,天然气集输管道内CO2和H2S腐蚀引起人们的极大关注。而弯头作为管道集输系统的薄弱环节,弯头处的腐蚀极易引发天然气泄漏事故,对管道运行安全和周边环境会造成极大的影响。弯头内的腐蚀过程离不开CO2、H2S等酸性组分(气相)与液态水(液相),故弯头内的流动为典型的气液两相流。同时弯头内天然气输送压力、温度、流速和流态变化相互作用,管道弯头内的内腐蚀问题复杂,因此有必要开展CO2、H2S对天然气集输管道弯头的内腐蚀影响规律研究。本文通过调研总结CO2和H2S腐蚀的机理、影响因素与腐蚀模型,通过比较腐蚀速率预测经验模型、半经验模型和机理模型的优缺点;结合实际工况条件,采用数值模拟的方法进行研究,优选得出模拟中采用的DWM模型与H2S腐蚀速率预测经验模型。通过调研现场实际情况选定了模拟所采用的弯头规格和输送天然气参数及气质组分,并利用三维CAD软件建立了弯头的三维模型。弯头的结构化网格划分采用ICEM CFD软件完成。基于ANSYS Fluent软件,采用VOF气液两相流模型,选择基于压力的求解器和PISO算法进行流场压力-速度耦合计算。计算了天然气集输管道弯头内气流两相流场分布,并加载CO2和H2S腐蚀模型,模拟了天然气集输管道弯头内腐蚀分布。通过数值模拟得到了如下结论:(1)发现液体进入弯头后将出现向四周扩散的现象,该过程中液滴破碎向四周壁面扩散的过程,是弯头内腐蚀发生的关键因素。(2)弯头内CO2和H2S的分布无明显规律性,总的来说弯头外侧面酸性组分含量高于内侧面,上述现象可能与切向速度有一定关联。弯头内C02和H2S的分布是相关联的,C02和H2S的分布对弯头内壁面的腐蚀特征有决定性影响。(3)随着弯头内CO2浓度的增加,弯头壁面最大腐蚀速率和壁面平均腐蚀速率均增大。C02浓度的增加不仅增大了局部最大腐蚀深度,还增大了整个壁面的腐蚀状况。(4)随着入口流速的增加,弯头壁面最大腐蚀区域(弯头外侧拱面)面积明显扩大,最大腐蚀速率的增量明显大于平均腐蚀速率增量,表明入口速率增加所提高的传质过程对局部腐蚀的影响更大一些,而对整个弯头内壁面的腐蚀影响则需要更长的时间来强化CO2的扩散进程。(5)含水率的变化(0.002～0.1)不仅对弯头壁面腐蚀速率影响较小,而且对弯头内壁面腐蚀分布的影响也较小。本文通过数值模拟出弯头H2S、CO2腐蚀速率分布,以及浓度、流速、含水率等因素对弯头H2S、CO2腐蚀的影响。所得结论为天然气集输管道弯头腐蚀防护与控制方案制定提供了参考,对天然气管道系统的安全运行具有重要意义。