La extracción de gas natural en los campos petrolíferos y de gas de nuestro país se realiza frecuentemente a través del transporte de gas-líquido, pero el gas natural suele contener gases corrosivos como CO2 y H2S. Si hay una gran cantidad de agua condensada dentro del gasoducto, esto intensificará la corrosión del gasoducto de gas natural. Debido al pequeño diámetro de la mayoría de los gasoductos de recolección, no son adecuados para inspección interna. Basándose en las condiciones reales de operación del gasoducto de recolección, se calculan los parámetros de flujo utilizando el software OLGA, y la velocidad de corrosión se calcula utilizando el modelo de predicción de corrosión ECE. Se seleccionaron 5 puntos de excavación a lo largo del gasoducto para realizar pruebas de espesor de pared, predecir la resistencia restante del gasoducto y su vida útil restante, ampliando así el uso del MP-ICDA en los gasoductos de flujo multifásico de los campos petrolíferos y de gas. Los resultados muestran que la sección de pendiente de bajo caudal de líquido en el gasoducto tiene una alta capacidad de retención de agua, lo que lo hace propenso a la obstrucción y, por lo tanto, a un aumento en la velocidad de corrosión. Sobre la base de los resultados de la zona de alto riesgo de corrosión, se predijo que la vida útil restante del gasoducto seco es de 18.7 años. El MP-ICDA tiene un papel directivo correspondiente en la predicción de la ubicación y el tamaño del riesgo de corrosión del gasoducto, y puede proporcionar métodos técnicos y fundamentos para la implementación de la estrategia un gasoducto, una política en los gasoductos de recolección de petróleo y gas.

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