1.一种湿天然气管道内腐蚀高风险段识别方法，其特征在于，包括如下过程(图1)：S1：建立管道三维模型，进行多相流模拟，计算管道流动参数；

S2：基于多相流模拟参数，选择适宜的腐蚀速率计算模型，计算管道沿线腐蚀速率；

S3：通过室内腐蚀实验装置实验评价计算结果的可靠性；

S4：若计算可靠则进入S5，若不可靠则回到S1重新计算；

S5：分析积液概率和腐蚀程度，确定腐蚀高风险点。

2.根据权利要求1所述的一种湿天然气管道内腐蚀高风险段识别方法，其特征在于，所述计算管道流动参数中：①所有冷凝液体积聚在管道底部；②管道中流型是气液分层流，并且在各个计算管段中流动稳定发展；③采用曲面粗糙气液界面模型描述界面形状(图2)。

3.根据权利要求1所述的一种湿天然气管道内腐蚀高风险段识别方法，其特征在于，所述计算管道流动参数按以下步骤计算(图3)：

201：建立双极柱坐标系下的动量模型

202：建立双极柱坐标系下传热模型

203：建立双极柱坐标系下相变模型

204：耦合3个模型，设定边界条件

205：计算出管内压力，温度，气、液流速，持液率等流动参数，式中：l——拉梅系数； ——轴向压降，Pa/m；ρ——气相或液相的密度，kg/m3；ω——气相或液相在轴向上的速度，m/s； ——轴向温降，℃/m；T——温度，℃；HL——持液率；

SL——液相面积，m2；S——管道横截面积，m2；R0——管道半径，m；hL——液相高度，m；Ri——液面曲率半径，m,θ为湿壁夹角，度；θ*为液面夹角。

4.根据权利要求1所述的一种湿天然气管道内腐蚀高风险段识别方法，其特征在于，提供多种腐蚀模型用于腐蚀速率计算(图4)：

301：判断天然气中是否含有CO2和H2S；

303：天然气中不存在CO2不含有H2S，按Lafayette模型进行计算：

3 2

两相流中的液相流速小于0.45m/s，CR＝-1.33VL+1.12VL+2.53VL+2.33，如果液相流速大于0.45m/s，CR＝1.92VL+6.33，式中，CR为腐蚀速率，mm/a；VL为液相流速，m/s；

302：若天然气中含有CO2，判断天然气中是否还存在H2S；

304：若天然气中即含有CO2也含有H2S，按照ECE公式预测：式中：vr——腐蚀速率，mm/s；T——介质温度，K；pHact——实际pH值，无因次；pHco2——CO2饱和溶剂的pH值，无因次；fco2——CO2的逸度系数，无因次；

305：若天然气中只含有CO2不含有H2S，按照以下De Warr95公式预测：式中：Vcorr——腐蚀速率，mm/a；Vr——反应速率，mm/a；Vm——传质速率，mm/a；t——介质温度，℃；Pco2——CO2分压，MPa；pHact——实际pH值；pHco2——CO2饱和溶剂的pH值；d——管线内直径，m；u——介质的液相流动速度，m/s，

306：得到管道沿线腐蚀速率。

5.根据权利要求1所述的一种湿天然气管道内腐蚀高风险段识别方法，其特征在于，室内腐蚀实验装置(图5)：采用3个高压气瓶，分别是N2气瓶(1)，H2S气瓶(2)和CO2气瓶(3)，分别设置开关阀一(8)，开关阀二(9)和开关阀三(10)，并结合总控阀门(4)进行高温高压反应釜进气控制，试验前高温高压反应釜中加入试验溶液，并向高温高压反应釜通入N2除氧，根据是天然气管道中的介质成分，控制CO2和H2S的通入量，通过温度控制器(5)控制试验温度，压力控制器(6)控制试验压力,将试片悬挂在旋转轴(12)上，使试片获得速度，试验时若发生意外或试验结束后，放空阀(11)可打开泄压。

6.根据权利要求1所述的一种湿天然气管道内腐蚀高风险段识别方法，其特征在于，高风险点的确定：计算管道临界倾角： 湿天然气管道倾角与临界倾角对比，大于临界倾角即存在积液风险，结合第三步预测的腐蚀速率，腐蚀速率最大且存在积液风险的区域确定为湿天然气腐蚀高风险段。