私たちの国の油ガス田のガスはしばしば気液混合輸送を採用していますが、天然ガスにはCO2およびH2Sの腐食性ガスが含まれることがよくあります。もしパイプ内に凝縮水が多量存在すると、天然ガスのパイプラインの腐食が悪化することがあります。ほとんどの集計パイプラインは口径が小さいため、内部検査は適していません。特定のガス幹線パイプラインの実際の運行状況に結合して、OLGAソフトウェアを使用して流動パラメータを計算し、ECE腐食予測モデルを使用して腐食速度を計算しました。パイプライン沿いに5つの掘削ポイントを選択し、パイプラインの残余強度と残余寿命を予測し、油ガス田集計多相流パイプラインにおけるMP-ICDAの応用範囲を拡大しました。結果は次のとおりです：気体パイプラインの低地および上り坂の段階において、保持液率が高く、液体がたまりやすく、その結果、腐食速度が高くなります。高腐食リスクエリアの検査結果に基づいて、特定のガス幹線パイプラインの残り寿命は18.7年です。MP-ICDAはパイプラインの腐食位置およびリスクの大きさを予測するため、油ガス田の集計パイプラインでの「一本のパイプに一本の方針」の実施に技術的手法と根拠を提供する役割があります。

油ガス田 集計パイプライン 多相流 腐食 MP-ICDA