Для добычи природного газа в нефтегазовых месторождениях нашей страны часто применяется газо-жидкостная транспортировка. Однако природный газ обычно содержит агрессивные газы, такие как CO2 и H2S. Если в трубопроводе присутствует большое количество конденсата, это усилит коррозию природного газопровода. Поскольку у большинства транспортных трубопроводов небольшой диаметр, нежелательно проводить внутреннюю проверку. На основе фактических эксплуатационных условий газопровода собранной сборы газа применяются расчеты параметров потока с использованием программного обеспечения OLGA, а также расчет скорости коррозии с использованием модели прогнозирования коррозии ECE. Вдоль трубопровода было выбрано 5 точек для открытия ям и прогнозирования остаточной прочности и оставшегося срока службы трубопровода. Это расширило применение MP-ICDA в многофазных трубопроводах нефтегазовых месторождений. Результаты показывают, что участок наклона с низким расходом жидкости в газовом трубопроводе имеет высокую влагоудерживающую способность, что делает его подверженным забиванию и, стало быть, увеличению скорости коррозии. На основе результатов проверки зоны высокого риска коррозии был спрогнозирован остаточный срок службы сухого газопровода на 18,7 лет. MP-ICDA имеет соответствующее направляющее воздействие на прогнозирование местоположения коррозии трубопровода и величины риска, может обеспечить технические методы и основы для реализации стратегии один трубопровод, одна политика в трубопроводах нефтегазовых месторождений.

нефтегазовые месторождения сборные газовые трубопроводы многофазный поток коррозия MP-ICDA