管线事故成因复杂,其中天然气管路的腐蚀问题尤为突出。主要原因之一是管线内凝析水作用生成液滴、液膜,进而腐蚀管道内壁。尽管经过脱水处理,但由于脱除技术问题、运输环境复杂等因素,管道内依然存在少量的水和杂质,通过电化学、化学、传质等反应腐蚀管道。低含液率天然气管道内液滴、液膜、水汽凝结过程以及局部腐蚀问题不容忽视。本文从理论分析、数值研究、实验测量三个方面入手,对低含液天然气管道内管道内液滴运动轨迹和变化情况、液膜分布规律、液滴发展特性、水汽冷凝特性以及薄液膜下CO₂局部腐蚀的腐蚀电位、电流随时空分布规律等展开研究,主要研究结论和成果如下:首先,依据相似准则,采用实验方法构建低含液气液输送管路,利用螺旋测微器和探针探测气液两相瞬时液膜分布状态,研究管线内液膜厚度分布特性,借助高速摄影技术记录液膜剥落过程,并结合液膜理论分析液膜剥落、液膜分离的临界条件。结果表明:低含液两相管路中液膜波动明显;水平管内液膜的分布范围受表观液速影响显著,在相同的表观气速水平管内,表观液速越大,液膜分布更广,厚度最大值先变小后增大;同一表观液速的水平管内,表观气速的增加导致液膜最厚值减小;另外,降低表面张力有助于提高水平管内液膜厚度,减少分布范围。其次,针对生产中提供的实际参数以及典型天然气管道模型,依据相似准则,建立模拟管道尺寸。研究采用Eulerian wall film模型,针对低含液率管路内液膜分布特性展开数值模拟,分析弯管结构对于气相分布特性的影响以及液膜沿截面轴向的变化趋势。结果显示:在弯管流动中流体受到离心力作用形成迪恩涡;弯管弯曲角度对气相分布影响明显,弯管处内侧近壁面速度较大,而弯管外侧近壁面速度较小;经过弯管后的直管段,管路外侧的近壁面速度大于内侧近壁面速度;天然气管道中液相主要以液滴和液膜的形式存在,同一截面上,因重力作用下壁面附近的液膜厚度要大于上壁面液膜厚度;液膜厚度在弯管外壁面处较大且随着弯管角度增大而增大。再次,利用群平衡模型,考虑液滴破碎与团聚,研究了弯管角度、气液比例等参数对液滴发展的影响规律。结果显示:管道内液滴分布、液滴粒径分布受弯头角度影响不明显,液滴发展特性对管道结构变化的敏感度较低。含液率对液滴分布特性影响明显,进口处含液率高于0.52 g/m³时,管道内部液滴粒径大小分布明显不同,而含液率低于0.52 g/m³时,液滴在管道内分布的粒径大致相同。另外,与直管段相比较,弯管结构是引起液滴分布不均的关键,气液混合相流经弯头,产生涡旋,内部流动方向对壁面上液滴粒径的大小分布也有着影响,使得弯头管道内下壁面沿流动方向粒径明显减小,上壁面粒径基本不变。而后,编写冷凝模型程序,研究了弯管结构等参数对管路内水蒸气冷凝特性的影响规律。结果表明:各种弯头处不规则流动的产生,引起管路内流场的变化,影响冷凝分布进而致使管路内出现分布随机、程度不一的腐蚀;二次环流的产生致使管道内流体速度不均,流速越快,冷凝量越大;冷凝量分布还与管道弯头角度直接相关,角度越大,分布越不均匀,反之则分布越均匀;不论弯头角度如何变化,弯头外侧一边较之内侧一边的冷凝量明显偏高;相较于弯头结构对冷凝量的影响,壁温温差对管路影响也比较明显,温差越大,冷凝量越大,且弯头角度对管内冷凝量影响越大,当管内温差较小时,弯头结构对管内冷凝量影响减弱。最后,基于丝束电极测试装置,结合11×11矩阵丝束电极,开展薄液膜下CO₂局部腐蚀萌生-发展的微区电化学研究和常用缓蚀剂2-（1-甲基壬基）喹啉的实验室评价。结果表明:常温条件（30℃）下,模拟管道中的丝束电极电位分布随时间变化灵敏,局部腐蚀程度严重,腐蚀严重度随时间延长而进一步增强;高温条件（40℃）下,模拟管道中的丝束电极腐蚀电流更强,电位差值更大,部分电极点电位差值变化明显,局部腐蚀程度更为严重;电位分布区间进一步扩大,且呈不连续性二项分布,出现电位集中区;丝束电极随时间变化更为灵敏,达到稳态的过程耗时更短。此外,与不加缓蚀剂相比,加入缓蚀剂后,pH值增大,自腐蚀电位发生负偏移,极化曲线向左偏移,腐蚀电流密度减小,且随着温度和浓度的增加,缓蚀效率逐渐变大,有效减缓腐蚀速率。