长输天然气管道内腐蚀直接评价
ICDA管道内腐蚀直接评价方法探析
ICDA管道内腐蚀直接评价方法探析在传统的管道内腐蚀评价中，采用了一些常见的方法，比如电化学法、超声波检测法，X射线检测法等。
这些方法虽然具有一定的可行性，但是在实际应用中存在着一些不足之处，例如需要大量的人力物力、高昂的成本、操作复杂等。
需要进一步探索管道内腐蚀直接评价的方法，提高评价的准确性和效率，保障管道的安全运行。
二、ICDA管道内腐蚀直接评价方法ICDA（Internal Corrosion Direct Assessment）管道内腐蚀直接评价方法是一种目前比较先进的评价方法。
该方法主要是通过对管道内壁进行直接的腐蚀评价，以确定管道内部的腐蚀情况，并进一步确定管道的安全状态。
ICDA方法主要包括以下几个步骤：1.数据收集：需要对管道进行全面的数据收集，包括管道的材质、管道使用年限、介质性质等信息，并结合实地调查记录管道的运行情况。
2.风险评估：在数据收集的基础上，对管道的腐蚀风险进行评估，包括腐蚀速率、腐蚀形式、腐蚀位置等因素进行综合分析。
3.直接评价：通过对管道内壁进行直接腐蚀评价，采用现代化的检测设备，结合实际情况对管道内部腐蚀情况进行准确评估。
4.安全评价：利用评估结果进行管道的安全评价，确定管道的安全状态，包括安全使用寿命、修复方案等。
ICDA方法的优点在于可以直接对管道内部进行腐蚀评价，减少了对外部环境的依赖，评价的准确性和可靠性更高。
而且ICDA方法相对传统方法来说，操作简单，成本低，效率高，更适合实际工程中的应用。
三、ICDA方法的不足尽管ICDA方法在管道腐蚀直接评价中具有一定的优势，但是也存在一些不足之处需要进一步改进和完善。
1.检测技术：目前，ICDA方法中所采用的检测技术还不够成熟，对于一些特殊材质和结构的管道难以有效检测，需要进一步研发和改进相关技术。
2.评价准确性：由于管道内腐蚀具有一定的随机性，ICDA方法在评价准确性上还需要不断提高，避免误判。
3.数据分析：ICDA方法中数据量大，需要进行大量的数据分析工作，当前的数据分析方法还不够完善，需要引入更多的先进技术和算法。
珠三角某天然气管段内腐蚀直接评价技术应用
66
TOTAL CORROSION CONTROL VOL.34 No.10 OCT. 2020
经验交流 Experience Exchange
完整性检测常用方法有内检测、直接评价、水压试 积液的位置；在详细检查中采用超声测厚，C扫描、
验[1-3]。
相控阵等无损检测技术测试这些最容易积液位置的
相较于内检测与水压试验，直接评价技术具 内部腐蚀情况；后评价部分是评价ICDA方法的有效 有成本低、工作量小、无清管限制、无需停输等优 性并确定再评价的时间间隔[6]。
本文挑选分输站至C工厂这一典型管段为例，
适用于正常条件下输送干气但可能遭受非经常性短 详细介绍预评估、间接评估、详细检查、后评价各
期液体侵扰而引起损坏的天然气管道，腐蚀性的水 步骤。
经验交流 Experience Exchange
珠三角某天然气管段内
腐蚀直接评价技术应用
侯向峰
（中海广东天然气有限责任公司，广东 珠海 519000）
摘 要：内腐蚀直接评价ICDA作为管道完整性管理评估技术之一，因其成本低、工作量小、
无清管条件限制、无需停输等优点而受到国内外专家学者的重视，特别是对于无法开展内检测的
Direct Assessment Technology (ICDA) has attracted the attention of experts and scholars because of
its low cost, small workload, no pigging conditions, no shutdown and other advantages, especially for
evaluation technology plays an important role in pipeline integrity.
天然气长输管道内材料腐蚀原因分析及防护控制措施
天然气长输管道内材料腐蚀原因分析及防护控制措施摘要：随着社会经济水平的不断上升，促进了长输天然气管道的快速发展，并且人们对环境提出了更高的要求。
对于天然气长输管道被腐蚀这一问题而言，它不仅会对其运输产生重要影响，而且还会威胁到人们的生命财产安全。
那么，为了使该问题能够得到有效的处理和解决，就应做好管道腐蚀的预防和处理工作，对防腐处理的重要性进行充分的认识，并针对相关问题制定完善的解决方案和控制措施。
关键词：天然气长输管；防腐措施；应用引言通常情况下，长输天然气管道是以架空或填埋的方式进行铺设的，所以很容易受环境和气候因素的影响而出现管道腐蚀的问题。
一旦天然气管道遭到腐蚀，就会使大量的气体泄露出来，甚至会出现严重的火灾，不管是在资源方面，还是在人力、物力方面，都造成了极大的损失。
如果天然气管道因腐蚀而发生爆炸，就会造成严重的后果，不仅威胁到人们的财产安全，而且还污染到大气环境。
因此，需要对长输天然气管道的腐蚀问题进行深层次的分析和研究，并有针对性的选择有效的预防措施和处理方案。
在一定程度上，可以延长长输天然气管道的使用寿命，进而为长输天然气管道的安全运行提供了重要的基础保障。
1长输天然气管道防腐的重要性对于长输天然气管道，它可以对天然气能源进行长距离的传输。
在处理管道时，通常会采用地下埋设和架空敷设这两种方法，但该方法会受各种因素的影响而导致管道出现腐蚀的问题。
由于土壤具有一定的腐蚀性，所以很容易使管道的外壁被侵蚀，大大的缩短了管道的使用寿命。
如果天然气管道长时间处于腐蚀状态，就会加大天然气管道出现泄漏事件的概率，会对大气环境造成严重的污染，甚至还会发生一些危害性较高的事故，比如火灾、爆炸等，对人们的生命财产安全造成严重的威胁。
因此，需要采取合理、有效的解决办法来对长输天然气管道进行更好的预防与保护，从而提升天然气能源传输的安全性、稳定性，大幅度的降低了天然气管道出现泄漏问题，保证了人们的生命财产安全。
长输管道的腐蚀风险评价
事故抢险时间，取其平均值，也可 以根据评估要求取其最大值。
4 结束语
腐蚀管道的安全至关重要， 我国目前还缺乏完整和有效的保 证体系。管道的风险评价可以供 制定和发展我国管道安全评价体 系参考借鉴；是保证现役管道安全 可靠运行必不可少和亟待深入开 展的一项工作；对于当前热门的管 道完整性研究领域，发展有效的 完整性检测和评价技术极其重要。 因此，应加强风险评价的技术跟 踪，尽快开发适用于现役管道风 险评估的软件系统，提高我国石 化管道运行的可靠性和经济性。
在管体腐蚀的过程中，随着
56 石 油 和 化 工 设 备 2009.07
腐蚀防护
FU SHI FANG HU
时间的增加，对整条管道而言，腐 蚀缺陷点数、腐蚀区域、腐蚀程度 和失效概率呈增加趋势，如不经 维修，出现泄漏或破裂的次数会 逐年增加。但由于不同区段管体 腐蚀条件存在差异，腐蚀的发展 趋势也不尽相同。
hazard pipelines 2000
9.钱成文.牛国赞 基于风险分析的管道检测(RBI)与评价[期刊论文]-油气储运 2000(08)
相似文献(10条)
1.期刊论文 赵新潮.罗艳红.盘丁铨 基于Smart-CET技术石油长输管道内腐蚀实时在线监测系统构建 -科学时代（上半月）2010,""(4)
Smart-CET技术是美国霍尼韦尔公司旗下的InterCorr国际腐蚀公司开发的自动电化学监测专利技术,本文论述了该技术在石油长输管道的现场适用性.其可以对长输管道内腐蚀状态进 行实时检测、动态跟踪、分析和评估,反映内腐蚀变化过程,从而减小腐蚀危害.
2009.07 石 油 和 化 工 设 备 57
工 艺 创新
表 2 不同等级外腐蚀泄漏事故的发生频率[3]
天然气管道内腐蚀直接评价方法原理与范例
界倾 角 ， 预测 天 然 气管道 最 可 能积液 的部位 ， 并对该部位 的腐 蚀情况进 行检验 ， 由此推 断管道其 他部位 的腐蚀情 况。分析 了 Ｄ Ｇ—Ｉ Ｄ 的基本 原 理 ， ＣＡ 阐述 了该 方 法的 ４个 步骤 。Ｄ Ｇ—ＩＤ Ｃ Ａ不
仅 作为 一种 主要 的 内腐 蚀评 价 方法 可独立 使 用 ， 可作 为智 能检 测 器和 试 压 法的 辅 助 工具 使 也
０ 前
言
预 测 出其位 置及 数量 是 十分必 要 的 。
但 由于 检测 工 具不 易进 入 管 道 内部 ， 天然 气 天然 气管 道 中如 果 有 积 水 并 同时 含 有 Ｈ Ｓ ，，
Ｃ： Ｏ 和氯 化物 等腐 蚀 性 的有 害物 质 组 分 ， 就会 在
管 道 的 内腐 蚀通 常难 以检 测 。管线 的机 械 和几何
约束 使在 线 检测 的应 用 受 到 阻碍 ， 大概 只 有 ５ ％ ０
管道 内产 生腐蚀 。内腐蚀 是造 成管 道 系统严 重 老 化 的原 因之 一 ， 将 导 致 管 道 泄 漏 ， 低 结 构 强 它 降 度 ， 严重 威胁整 个输 气 系统 的安全 性 、 并 完整性 和 经济 性。根 据 美 国 管 道 安 全 办 公 室 的 统 计 ， １９ － ２ ０ ９ ４ ０ ０年美 国所有 输 送 管道 事故 中 ， 内腐 蚀 引起 的事 故接 近 １ ％ 。因此 ， 内腐 蚀发 生 前 ５ 在
用， 以提 高长输天 然 气管道 完整性 管理 的技 术 水平 。
关键 词 ：天 然 气管道 ；内腐蚀 直接 评 价 ；管道 完整性 管理 ； 多相 流模 型 中图分 类号 ：Ｔ ９ ８ ２ 文 献标 志码 ：Ｂ 文 章编 号 ：１０ ３ ３ （ ０ １ ０ ５— ６
试析天然气长输管道内腐蚀原因分析及控制
试析天然气长输管道内腐蚀原因分析及控制摘要：天然气长输管道在使用过程中需要加强管道内防腐控制，根据实际输送过程情况，采取针对性防腐控制措施，处理好管道内腐蚀问题，提升长输管道的防腐效能。
做好管道检测工作，及时发现潜在安全隐患，有效提升天然气长输管道使用的稳定与安全，以便为相关工作人员提供参考。
关键词：天然气长输管道；内腐蚀；原因；控制引言在天然气长输管道运行过程中，管道受外部各种因素影响突出，容易形成管道腐蚀状况，因而会降低管道的使用寿命，也可能导致大量的气体泄漏，导致严重火灾或者爆炸等威胁民众生命财产的危险事故。
因而需正视长输天然气管道内腐蚀问题，重视管道日常防腐控制工作，确保管道输送的稳定安全性能，为民众工作生活与企业安全生产运行贡献力量。
1长输天然气管道防腐的重要性长输天然气管道能够对能源实现长距离输送，通常多采用地下埋设方式，但受各种因素制约会导致管道发生腐蚀问题。
一旦周围土壤的腐蚀性侵害管道的外部，就会缩短管道使用寿命。
如果管道在使用过程中长时间被腐蚀，就会加大管道泄漏情况，导致大气环境污染，甚至发生某些高危害性事故，如火灾、爆炸等，严重威胁民众安全。
而且如果长输管道内因为腐蚀问题出现泄露，外部环境中的微生物、泥土等物质会从被腐蚀的位置进入管道，一旦混合了管道内部气体，则会降低其质量，并且制约管道的运输安全。
长输管道受腐蚀影响，如果未能针对性及时处置其问题，则导致在管道内壁位置加重腐蚀程度，制约管道运输安全。
当长输管道腐蚀情况严重时，导致管内气体泄漏，造成企业经济损失与民众安全隐患。
因此，需要采取合理、有效的控制防腐办法来对长输天然气管道进行更好的防护工作，进一步提升天然气能源传输的安全性、稳定性，有效降低天然气管道的泄漏问题，有效保障社会经济民众生活生产水平稳定发展。
2长输天然气管道内腐蚀原因2.1 内部介质因素通常情况下，天然气长输管道一方面是长距离运输，另一方面输送量较大，在整个使用过程中需要保持高温高压环境。
输气管道腐蚀控制措施及评价
输气管道腐蚀控制措施及评价摘要：输气集输管道是输气运输的的重要方式，但在输气运输的过程中，不可避免的就是会对管道造成一定的腐蚀。
输气集输管道腐蚀问题一直困扰和影响着输气运输事业的发展，输气集输管道一旦被腐蚀，便会产生严重的安全问题，比如，输气集输管道的内部的管线容易穿孔、破裂，集输管道的内壁也容易发生泄漏，进而产生很严重的安全事故，对周围的居民的生命财产构成严重的危险。
由此可见，探讨加强输气集输管道腐蚀管理的方法和措施迫在眉睫。
关键词：输气管道；腐蚀控制措施；评价引言输气管道的建设，有助于输气与天然气输送成效的提升，为人们的日常生活提供便利，为生产工作的进行提供便利，促进我国经济运转效率的提升。
因此，我国愈加注重对输气管道的检查与维护，引进更为先进的腐蚀检测技术，提升腐蚀问题检测成效，及时确认腐蚀区域与大小，为相应处理措施的开展奠定基础。
同时，相关单位在进行输气管道建设时，应构建相应的防腐策略，优化管道防腐性能，延长其使用年限，提升输气输送质量。
1输气管道腐蚀原因1.1输送介质腐蚀输送介质腐蚀主要是所输送的输气中含有其它物质，在这些物质的作用下而引起的管道腐蚀问题。
众所周知，输气伴生物中，以水的比重最高，这就使得所开采的输气中含有大量的水溶液，而其中所存在的氯化物、硫化氢、二氧化碳、微生物等能与埋地输气集输管道发生反应，进而产生腐蚀问题。
输送介质所引发的腐蚀，从管道内壁开始，使得管道内壁变薄，而逐渐无法满足输气集输要求。
1.2温度的影响温度是影响输气管道运行的重要因素。
输气在实际输送过程中，其温度并不是一成不变的，而是处于时刻变化状态中，加之外界温度变化的影响，管道腐蚀的概率随之增加。
同时，输气管道位于地下的部分较多，其初始埋设深度的不同，会使得温度对其的影响有所差异，若管道设计线路不同，温度的影响也随之产生变化，温度的提高，会增加管道腐蚀概率。
同时，土壤结构成分与其含水量等均会对输气管道的外壁产生一定影响，使其产生腐蚀现象，甚至可能导致输气管道出现泄漏问题，安全风险随之增加，为人们安全带来较大威胁。
内腐蚀直接评价标准
内腐蚀直接评价标准
内腐蚀直接评价标准应包括以下方面：
1.内腐蚀程度：根据腐蚀量大小和深度来评估内腐蚀程度，可以采用
切割法、X射线透视、超声波检测等方法进行评价。
2.腐蚀分布范围：评估内腐蚀在管道、容器等设备内的分布范围，包
括局部腐蚀、范围腐蚀、点腐蚀等，以便制定相应的检修计划。
3.腐蚀速率：评估内腐蚀的速率，包括初始速率和稳态速率，以便制
定定期检查和维护计划。
4.腐蚀质量：评估腐蚀产生的物质对设备的影响，如造成管道、容器
等设备的损坏或漏气等，以便确定应采取的修理措施。
5.安全风险等级：根据内腐蚀的程度、分布范围、速率和质量等因素，评估设备的安全风险等级，以便制定相应的管控措施和预防措施。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
图 2 剪切力与重力三种条件下与液体积聚的关系
2.2 流动计算结果
通过一系列多相流模拟计算确定了压力、 温度、 气体流速和管径对水分积聚临界倾角的 影响。图 3 为压力对临界倾角的关系。压力越高，液体越容易带走，所以临界倾角随压力的 增大而增大。图 4 所示为管径与温度对临界倾角的影响。相同气体流速下，管径越大，临界 倾角越小。温度越低，临界倾角越小，但温度的影响相对较小。
图 1 气-液管道的 5 种流态
分层流是管道中最主要的液体水传送机理，任何液滴都会被气化。相对于水分，在气相
第五届全国腐蚀大会论文集(2009 年 9 月 14-17 日,北京)
中的液滴是不饱和的，在传输过程中会汽化。液滴具有高的表面/体积比，液滴表面的气体 流速非常大。 管道中薄膜流驱动力为流动气体的剪切力和管道倾角产生的重力。 图 2 列出了 3 种条件下的流动状态。气液之间剪切力与重力的平衡关系决定了液体积聚的临界倾角。倾 角大于临界倾角的位置容易积聚水分， 倾角低于临界倾角位置的积液易被带走， 直到在倾角 大于临界倾角的位置处停留下来。 水分优先在第一个倾角大于临界倾角的位置积聚， 连续的 水分进入且没有挥发，使得水分充满第一个临界倾角，然后带到下一个倾角。
图 3 临界倾角与压力之间的关系
第五届全国腐蚀大会论文集(2009 年 9 月 14-17 日,北京)
图 4 温度与管径对临界倾角的影响
Moghissi等[2]还用改进的弗劳德常数F用于计算临界倾角，其公式如下，
F
式中，
l g g * did * * sin( ) g Vg 2
（1）
Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Transmission Pipeline Carrying Normally Dry Natural Gas (DG-ICDA)
Luo Peng, Chen Hongyuan, Zhang Yiling, Lin Lingli (1 PetroChina Pipeline R&D Center, Hebei, Langfang, 06500)
1 概述
尽管天然气在进入长输管道之前都经过了脱水、脱硫等处理，但在实际的运行过程中， 由于事故工况或其它原因(如凝析等)，管道不可避免的会进入水汽、CO 2 以及H 2 S等腐蚀性 在 2003～2004 年间， 介质， 从而导致内腐蚀的发生。 美国管道安全办公室(OPS)统计显示[1]， 美国长输天然气管道由内腐蚀引起的失效占整个腐蚀失效的 16％，直接财产损失达 198 万 美元。 由于管道输送的密闭性， 以及检测评价手段的不成熟， 管道内腐蚀具有较大的隐蔽性， 有时候内腐蚀导致的问题是灾难性的。 2000 年 8 月 19 日EI Paso公司在新墨西哥卡尔斯巴附 近的一条φ760 运营管线发生内腐蚀失效事故，引发大火并造成 12 人死亡，直接财产损失 达 100 万美元，赔偿损失高达 1550 万美元，事故原因调查表明，正是由于管线底部长期积 液导致内部腐蚀穿孔所引起的。 国内天然气管道由于运行时间不长， 内部腐蚀问题还不太严 重，但也出现了不同程度的内部腐蚀，如 2006 年对中石油某输气管道进行内检测时发现， 在不到 500 km的管段中， 出现了上千个内部金属腐蚀点， 最大内腐蚀速率达到了 0.46 mm/yr。 可以预见的是，随着我国天然气管网运行时间的延长，内部腐蚀问题将会越来越复杂。
步骤 1：计算基准状态下的气体密度：
g
P MV (3.4 0.10325) 16 0.028 g / cm 3 Z R T 0.83 (8.314 289)
步骤 2：计算基准状态下气体的表观速度
OPFlowRate
STPFlowRate T ZPSTP P TSTP
第五届全国腐蚀大会论文集(2009 年 9 月 14-17 日,北京)
到目前为止， 油气管道的内腐蚀几乎都是在既成事实之后才进行检测的， 如漏磁检测技 术、超声波检测技术、涡流检测技术、射线检测技术和导波检测技术等，这意味着公司收入 的大量流失并使管道业主的管道停产检修。 如何在内腐蚀成为问题之前就提出解决办法， 进 行预防性维护就成了管道维护的关键所在。油气管道外腐蚀直接评价技术（ECDA)已日趋 较成熟，所以，同样需要开发管道内腐蚀直接评价技术对管道的内部腐蚀情况进行评价，国 外即采用内腐蚀直接评价方法(ICDA)[2-5]。 《美国联邦法典》CFR 49-192 也规定，对存在内 腐蚀威胁的管道，应进行内腐蚀检测或ICDA评价[6]。ICDA方法适用于那些正常输送干燥天 然气，但可能遭受湿气或液体水(或其它电解质)干扰的输气管道。它通过计算预测沿线最有 可能首先积聚电解质，如水及乙二醇的位置，并进行开挖验证，以提供剩余管道的信息。本 文分析了内腐蚀直接评价输的理论基础及执行步骤， 以期为我国开展内腐蚀直接评价提供参 考。
(413000 289 0.83 0.101325) (3.4 0.101325) 273
10.5 10 3 m 3 / h
Vg
OPFlowRate OPFlowRate 2 Area [ (d id / 4)]
10.5 10 3 (1 / 3600) [0.6918] 2 / 4 6.69m / s
2 理论基础
内腐蚀直接评价技术最早是由美国西南研究院提出来的， 主要是针对于那些不能进行内 检测的天然气管道的内腐蚀评价。这个方法得到了美国完整性管理体系的大力推崇，并于 2006 年美国腐蚀工程师协会形成了标准NACE SP 0206 《干气管道内腐蚀直接评价技术》 [Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines Carryings Normally Dry Natural Gas (DG-ICDA)] [7]。 这个方法的最初目的是用来确定所选管道是否可能发生内腐蚀， 如果说最有可能发生水分积聚的位置没有发生内腐蚀，则其它位置也不太可能发生内腐蚀， 无需再进一步进行检测。
表 1 临界值计算参数条件 流量 kNm3/h 最大值 平均值 最小值 413 313 0 压力 MPa 5.9 4.8 3.4 温度 ℃ 16 16 16
第五届全国腐蚀大会论文集(2009 年 9 月 14-17 日,北京)
表 2 临界值计算所需其它参数 管径 mm 数 16 重力常数 m/s2 9.81 8.314 0.83 气体常数 压缩因子
Abstract: As a part of pipeline integrity management technologies, internal corrosion direct assessment methodology plays an import role in pipeline management. The theory basis, application conditions and implementing procedure were discussed in detail. The indirect inspection calculation case was also developed. Finally, the development of DG-ICDA in China was foreseen, pointing out that the research and application of ICDA technology should be enhanced. Keyword: internal corrosion, direct assessment, pipeline, integrity management
3.2 间接检测
间接检测的目标是在一定的 DG-ICDA 管段区间内，用流动模拟结果预测最可能发生内 腐蚀的位置。间接检测的理论依据是基于管道内部介质为分层流（气体和液体单独流动） ， 通过对可能积水位置的识别，预测出内腐蚀的高风险位置。其主要内容包括以下三个方面： 1) 2) 3) 使用所收集的数据资料进行多相流计算，确定持液的最大临界倾角。 绘制管道高程剖面图和倾角分布图。 对比分析流动模拟计算结果和管道高程剖面和倾角分布图， 判断内腐蚀可能出现的 位置。 NACE SP 0206-2006 内腐蚀直接评价标准中推荐使用的临界角计算式就是该经验公 式，即
（3）
第五届全国腐蚀大会论文集(2009 年 9 月 14-17 日,北京)
arcsin(
(elevation) ) (distance)
（4）
3 内腐蚀直接评价执行步骤
3.1 预评价
天然气管道内腐蚀直接评价仍是一种基于风险（risk-based）的评价方法，所以在预评 价阶段需收集管道的基本运行数据(包括历史和当前数据)，进行综合分析和风险量化，确定 DG-ICDA 是否可行，并对评价区域进行分区。其需收集的资料包括设计资料，建设记录， 运行与维护历史，线路图，腐蚀调查报告，气质分析报告以及以前的完整性评价报告和维修 记录等，具体可参见 NACE SP 0206。
2.1 气-液两相流流态分析
对于天然气管道，液体积聚主要取决于气体流速和管道倾角。气-液管道存在 5 种基本 的流态形式，如图 1 所示，光滑分层流、波浪分层流、间歇流（活塞流和栓塞流） 、液体分 散环状流、气泡分散两相流。输气管道中液体相非常的少，而且无序间断分布。当液体速率 增加，才会发生间歇流；气泡分散两相流需要大量连续液体相；液体分散环状流需要大量液 体覆盖管道所有内壁，即使只有很少量被气体带走；所以，输送管道只可能会产生分层流和 分散液滴。
ρ 为密度；g 为重力加速度；V 为气体表观速度；θ 为临界倾角。
图 5 为流动模型计算的弗劳德常数分布图。当倾角小于 0.5 度时，F=0.33±0.07；当倾角 大于 2 度时，F=0.56±0.02。倾角在 0.5 度至 2 度之间，与层流与湍流的转变有关。压缩因子 可以通过下面公式计算，