L'extraction du gaz naturel dans les champs pétrolifères et gaziers de notre pays est souvent réalisée par transport gaz-liquide, mais le gaz naturel contient généralement des gaz corrosifs tels que le CO2 et le H2S. S'il y a une grande quantité d'eau condensée à l'intérieur du pipeline, cela intensifiera la corrosion du pipeline de gaz naturel. En raison du petit diamètre de la plupart des pipelines de collecte, ils ne conviennent pas à une inspection intérieure. Sur la base des conditions de fonctionnement réelles de la conduite de gaz d'assemblage sec, les paramètres d'écoulement sont calculés à l'aide du logiciel OLGA, et le taux de corrosion est calculé à l'aide du modèle de prédiction de corrosion ECE. Cinq points d'excavation ont été sélectionnés le long de la conduite pour effectuer des contrôles d'épaisseur de paroi, prédire la résistance restante du pipeline et sa durée de vie restante, élargissant ainsi l'utilisation du MP-ICDA dans les pipelines à flux diphasique des champs pétrolifères et gaziers. Les résultats montrent que la section de pente de faible débit liquide dans le pipeline de gaz a une capacité élevée de rétention d'eau, ce qui le rend sujet à l'obstruction et donc à une augmentation de la vitesse de corrosion. Sur la base des résultats du contrôle de la zone à risque élevé de corrosion, la durée de vie restante du pipeline de gaz sec a été prédite à 18,7 ans. Le MP-ICDA a un rôle directif correspondant dans la prédiction de l'emplacement et de l'ampleur du risque de corrosion du pipeline, pouvant fournir des méthodes et des bases techniques pour la mise en œuvre de la stratégie un pipeline, une politique dans les pipelines de collecte de pétrole et de gaz.

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