Die Förderung von Erdgas in den Öl- und Gasfeldern unseres Landes erfolgt häufig über den Gas-Flüssig-Transport, aber Erdgas enthält in der Regel korrosive Gase wie CO2 und H2S. Wenn im Rohrleitungssystem eine große Menge Kondenswasser vorhanden ist, verstärkt dies die Korrosion der Erdgasleitung. Aufgrund des kleinen Durchmessers der meisten Sammelleitungen sind sie nicht für eine interne Prüfung geeignet. Basierend auf den tatsächlichen Betriebsbedingungen der trockenen Gasleitung wurden die Strömungsparameter mithilfe der OLGA-Software berechnet und die Korrosionsgeschwindigkeit mithilfe des Korrosionsprognosemodells ECE berechnet. An fünf Stellen entlang der Leitung wurden Aufgrabungen zur Wanddickenprüfung durchgeführt, die verbleibende Festigkeit der Leitung und die verbleibende Lebensdauer vorhergesagt und damit die Anwendung des MP-ICDA in den Mehrphasenströmungsleitungen der Öl- und Gasfelder erweitert. Die Ergebnisse zeigen, dass der Abschnitt mit geringer Flüssigkeitsrate in der Gasleitung eine hohe Feuchtigkeitsretentionskapazität aufweist, was sie anfällig für Verstopfungen und somit für eine erhöhte Korrosionsrate macht. Basierend auf den Ergebnissen des Risikobereichs für Korrosion wurde die verbleibende Lebensdauer der trockenen Gasleitung auf 18,7 Jahre prognostiziert. MP-ICDA hat eine entsprechende Steuerungsfunktion bei der Vorhersage des Korrosionsortes und des Risikos, und kann technische Methoden und Grundlagen für die Umsetzung der Strategie eine Leitung, eine Politik in den Sammelleitungen für Öl und Gas bieten.

Öl- und Gasfelder Sammelleitungen Mehrphasenfluss Korrosion MP-ICDA