HU186511B - Method for fusing natural gas hydrate, ice, elementary sulfur or paraffin being in ducts carring hydrocarbons - Google Patents
Method for fusing natural gas hydrate, ice, elementary sulfur or paraffin being in ducts carring hydrocarbons Download PDFInfo
- Publication number
- HU186511B HU186511B HU153082A HU153082A HU186511B HU 186511 B HU186511 B HU 186511B HU 153082 A HU153082 A HU 153082A HU 153082 A HU153082 A HU 153082A HU 186511 B HU186511 B HU 186511B
- Authority
- HU
- Hungary
- Prior art keywords
- natural gas
- ice
- paraffin
- gas
- conduit
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
A találmány eljárás földgázkutakban, kútfejszerelvényekben, termeiővezetékben, gazolinvezetékben lévő földgázhidrát, jég, elemi kén vagy paraffin megolvasztására, vagy a szénhidrogéneket szállító vezetékben lévő jég vagy szénhidrátképződés megakadályozására, valamint a vezetékek falán lévő paraffin és elemi kén megolvasztására. A találmány szerint úgy járunk el, hogy 0,8-8 GHz frekvenciájú mikrohullámú energiát közlünk a vezetékben áramló anyaggal oly módon, hogy a vezetéken kialakított ablakon át mikrohullámú energiát sugárzunk a vezetékbe és azt TM01, vagy TECI, vagy TE,, módusú hullámok formájában továbbítjuk a megolvasztandó anyaghoz, illetve azzal elnyeletjük és az energia továbbítására a szénhidrogéneket szállító csővezetékeket használjuk. -1-The present invention relates to a process for melting natural gas hydrates, ice, elemental sulfur or paraffin in natural gas wells, wellhead assemblies, production pipelines, gasoline pipelines, or preventing ice or carbohydrate formation in the hydrocarbon conduit, and melting paraffin and elemental sulfur on the walls of the conductors. According to the present invention, microwave energy of 0.8 to 8 GHz is transmitted to the material flowing in the conduit by radiating microwave energy through the conduit window and in the form of TM01, or TECI, or TE ,, mode waves. transmitted to, or absorbed by, the material to be melted and using the pipelines for delivering energy to the hydrocarbon. -1-
Description
A találmány tárgya eljárás szénhidrogéneket szállító vezetékekben lévő földgázhidrát, jég, elemi kén vagy paraffin olvasztására, különösen a földgázkútban, a termelt földgázt a gázelőkészítő üzembe szállító vezetékben, a földgázüzemből a gazolint a feldolgozó üzembe szállító vezetékben leváló szilárd anyagok megolvasztására, vagy lerakódásának megakadályozására.The present invention relates to a process for melting natural gas hydrate, ice, elemental sulfur or paraffin in hydrocarbon pipelines, in particular in a natural gas well, in a pipeline for the production of natural gas, for melting or melting solids from a natural gas pipeline to a gas processing plant.
A földgáztermelés egyik leggyakoribb veszélyforrását a földgázhidrát képződés és lerakódás okozza. A földgázhidrát kristályos vegyület, melynek vízrácsában metán, etán, propán, izo-bután, szén-(lV)dioxid van.One of the most common sources of danger in natural gas production is the formation and deposition of natural gas hydrate. The natural gas hydrate is a crystalline compound having methane, ethane, propane, isobutane, carbon (IV) dioxide in the water lattice.
Teljes kapacitású termelés során a földgázkulak hőmérséklete általában meghaladja a földgázhidrát képződés hőmérsékletét, de csökkent intenzitású termelés esetén, illetve üzemszünetkor a gáz lehűl és földgázhidrát keletkezik, amely elzárja az áramlás útját. A mai műszaki gyakorlat szerint a földgázkutakat általában állandóan termeltetik, hogy azok hőmérsékletét a hidrátképződési hőmérséklet felett tartsák, gyakran még akkor is, ha a termelt gázt lefáklyázzák, azaz gázfáklyaként elégetik. E műveletnél kihasználják a földgázhidrát azon tulajdonságát is, hogy a nyornáscsökkenésre bomlik.During full capacity production, the temperature of the natural gas culverts is generally higher than the temperature of the natural gas hydrate formation, but in the case of reduced intensity production or shutdown, the gas cools and the natural gas hydrate is blocked, blocking the flow path. According to the current state of the art, natural gas wells are generally produced continuously to maintain their temperature above the hydration temperature, often even when the gas produced is flared, i.e. as a gas flare. This operation also takes advantage of the property of natural gas hydrate to decompose to lean depletion.
Ezt az úgynevezett melegre fúvatást olykor órákig végzik. Ez a művelet rendkívül költséges, mert óriási gázveszteséggel jár, ugyanakkor balesetveszélyes is, mert a jégdugó vagy a földgázhidrát olvadásakor a csővezetékben nagy sebességű áramlás jön létre. Az ívekbe, szerelvényekbe ütköző jég vagy hidrátdugó törést, repedést, gázömlést okozhat.This so-called blasting is sometimes done for hours. This operation is extremely costly because of the huge loss of gas and also the risk of high velocity flow through the pipeline as the melting of the ice plug or natural gas hydrate. Ice or hydrate plugs that strike arches or fittings can cause breakage, cracking, gas leakage.
Vannak olyan gáztermelő területek, ahol a kút környezetének melegítése megengedhetetlen, mert az örökké fagyott talajra támaszkodó kútszerkezet a jég olvadásakor elsüllyed. A földgáziparban leginkább elterjedt eljárás szerint metilalkoholt vagy etilénglikolt szivattyúznak a gázáramba, mely elbontja a földgázhidrátot. Ennek a megoldásnak hátránya, hogy a metilalkohollal szennyezett víz mérgező, azt felszíni vízbe engedni nem szabad, ezért ezt a módszert csak ott alkalmazzák, ahol a szennyvizet visszanyornják a tárolóba, avagy a felhígult metilalkoholt a gázból leválasztják és desztillálják. A metanol tetemes része azonban a gázfázist telíti és elvész.There are gas producing areas where the warming of the well's environment is impermissible because the well structure, which is based on permafrost, will sink as the ice melts. The most widely used method in the natural gas industry is to pump methyl alcohol or ethylene glycol into the gas stream, which breaks down the natural gas hydrate. The disadvantage of this solution is that the water contaminated with methyl alcohol is toxic and should not be discharged into surface water, so this method is only used where the wastewater is recycled or the diluted methyl alcohol is separated from the gas and distilled. However, most of the methanol saturates the gas phase and is lost.
Jég vagy földgázhidrát képződés fennakadásokat okoz a nyers-gazolin szállításában és feldolgozásában is. Itt a földgázkondenzátum’oan (gazolinban) lévő víz koncentrációja rendszerint ezredrész nagyságrendű, mégis a mélypontokban összegyűlő, megfagyó víz üzemzavarokat okoz.Ice or natural gas hydrate formation also causes disruption in the transport and processing of crude gasoline. Here, the concentration of water in the natural gas condensate (gasoline) is usually in the order of a thousandth, but freezing water, which accumulates at the bottom, causes malfunctions.
Az úgynevezett savanyú gázt termelő kutakban elemi kén, vagy alifás szulfidok (diszulfidok) rakódnak le a termelő vezetékek falára. A lerakódást a gyűrűs téren keresztül benyomott oldószerek segítségével akadályozzák meg.In so-called acid producing wells, elemental sulfur or aliphatic sulfides (disulfides) are deposited on the walls of the production lines. Deposition is prevented by the use of solvents pushed through the annular space.
A megoldás hátránya, hogy az oklat regenerálásakor rendkívül korrozív közeg keletkezik, melynek ellenálló berendezések költségesek. Az alacsony hőmérsékletű gazolinkinyerő üzemekben kiváló paraffin a hűtőket eltörni. A paraffinképződés sok üzemben korlátozza a hűtés mértékét, és így a gazolin és propán-bután kinyerést.The disadvantage of this solution is that the regeneration of the occluder produces a highly corrosive medium which is expensive to resist. In low-temperature gasoline extraction plants, it is excellent to break paraffin coolers. Paraffin formation in many plants limits the degree of cooling and thus the recovery of gasoline and propane-butane.
Történtek már - megfelelő eredményre nem vezető - kísérletek nagyfrekvenciás erőtér alkalmazására is.Attempts have also been made to use a high-frequency force field that has failed to produce satisfactory results.
A jelen találmány célja olyan eljárás kialakítása a kén-, paraffin-, föidgázhidrát, illetve jégkiválás megakadályozására, illetve megszüntetésére, amely az ismeri eljárásoknál hatékonyabb és alkalmazása a szerkezetek roncsolódásának veszélyével, illetve vegyi környezetszennyezéssel nem jár.It is an object of the present invention to provide a method for preventing or eliminating sulfur, paraffin, sodium gas hydride and ice which is more effective than known processes and does not involve the risk of destruction of structures or chemical pollution.
A fenti cél elérésével kialakított eljárás az ismerteknél szélesebb körben alkalmazható.The process of achieving the above object can be used more widely than is known in the art.
A kitűzött cél elérése érdekében megoldandó feladat a gázvezetékben olyan hömérsékietviszonyok biztosítása, hogy kiválások ne jöjjenek létre, illetve a már létrejött kiválások hatékonyan megszüntethetők legyenek.In order to achieve the set objective, the task to be solved is to ensure temperature conditions in the gas pipeline so that no precipitation occurs, or that already existing precipitation can be effectively eliminated.
A találmány tehát eljárás föidgázkutakban, kútfejszerelvényekben, termelővezetékben, gazolinvezetékben lévő föidgázhidrát, jég, elemi kén vagy paraffin megolvasztására, vagy a szénhidrogéneket szállító vezetékben lévő jég vagy szénhidrátképződés megakadályozására, valamint a vezetékek falán lévő paraffin és elemi kén megolvasztására, melynek meghatározója, hogy 0,8-8. GHz frekvenciájú mikrohullámú energiát közlünk a vezetékben áramló anyaggal oly módon, hogy a vezetéken kialakított ablakon át mikrohullámú energiát sugárzunk a vezetékbe és azt TM01, vagy TE01, vgv TE,, 'módusú hullámok formájában továbbítjuk a megolvasztandó anyaghoz, illetve azzal elnyelctjük és az energia továbbítására a szénhidrogéneket szállító csővezetékeket használjuk.The present invention thus provides a process for melting excess gas hydrate, ice, elemental sulfur or paraffin in gas wells, wellheads, production pipeline, gasoline pipeline, or preventing the formation of ice or carbohydrate in the hydrocarbon pipeline, 8-8. GHz microwave energy is transmitted to the material flowing in the conduit by transmitting microwave energy into the conduit through a window formed in the conduit and transmitting and absorbing it in the form of TM 01 or TE 01 , vgv TE 1, waves and We use hydrocarbon pipelines to transport energy.
Az előnyös kivitel szerint a földgázból a mikrohullámú besugárzás előtt a vizet - célszerűen önmagában ismert módon - leválasztjuk.In a preferred embodiment, the water is removed from the natural gas prior to microwave irradiation, preferably in a manner known per se.
A találmány azzal az előnnyel jár, hogy a csővezeték gázzal érintkező falfelületének hőmérsékletét emelhetjük, ezáltal visszaszorítjuk a szén-(IV)dioxid oldódását és disszociációját, a vaskarbonát képződését, csökkentjük a korrózió mértékét és megakadályozzuk a gáz áramlását gátló tényezők kialakulását.The invention has the advantage of raising the temperature of the gas-contacting wall surface of the pipeline, thereby suppressing the dissolution and dissociation of carbon (IV) dioxide, the formation of iron carbonate, the reduction of corrosion and the prevention of gas flow inhibitors.
A továbbiakban a találmányt részleteiben is ismertetjük gyakorlati tapasztalatok alapján.The invention will now be described in more detail on the basis of practical experience.
Ismeretes, hogy a mikrohullámú sávba eső térben terjedő elektromágneses hullámok elnyelődése a szóban forgó'anyagok közt minőségileg különböző A dielektromos elnyelődés a vízben, a földgázhidráiban és a csővezeték belső falán lerakódott korróziótermékben - vaskarbonátban, vasszulfidban és az elemi kénben, vagy a kristályos paraffinban - nagyságrendekkel nagyobb, mint a gáznemü vagy folyékony szénhidrogénben1. (A földgáz dielektromos vesztesége gyakorlatilag nulla. Ezért igen kis energia felhasználásával a csőfallal érintkező teret az olvadáspontnál magasabb hőmérsékleten tarthatjuk.) Az időben változó elektromágneses energia szállítására magát a gáz- vagy folyadékvezetéket használjuk, azokat hengeres csőtápvonalként, hullámvezetőként alkalmazva.It is known that the absorption of electromagnetic waves propagating in the microwave band is qualitatively different between the materials in question. greater than that of the gaseous or liquid hydrocarbons 1 . (The dielectric loss of natural gas is virtually zero. Therefore, using very little energy, the space in contact with the tube wall can be maintained at a temperature above the melting point.)
A találmány lényege az a felismerés, hogy a földgázvezetékekben iévő hidrátok, elemi kén és paraf-21The present invention is based on the discovery that hydrates, elemental sulfur and paraffin-21 in natural gas pipelines
186 511 fin bontására, ületve olvasztására a 0,8-8 GHz frekvenciájú, TE0! vagy TE,, vagyTM0] módusú elektromágneses teret alkalmazva a földgáziparban használt bármely csővezetékben lévő lerakódást a legkisebb energiabefektetéssel tudjuk megszüntetni. Találmányunk az elektromágneses energia elnyelödési és a hullámterjedés törvényszerűségein alapul. Az elemzést tömören az alábbiakban, foglaljuk össze:186 511 fin breaking down, melting above the 0.8-8 GHz TE 0! or TE, or TM 0] mode, any deposits in the pipeline used in the natural gas industry can be eliminated with the least amount of energy. The present invention is based on the laws of electromagnetic energy absorption and wave propagation. The analysis is summarized below:
Az elektromágneses térerősség disszipációjának teljesítménye Pd - V térfogatban:The dissipation power of the electromagnetic field in the volume P d - V:
Pd = 5,56 · 10’ f Ér tg δ Ε2 V ahol f = a frekvenciaP d = 5.56 · 10 'f E r tg δ Ε 2 V where f = frequency
E = az elektromos térerősségE = electric field strength
Ér = a relatív permittivitás valós része tg<5 — a veszteségi szögtangense.É r = the real part of the relative permittivity tg <5 - the angular tangent to the loss.
A földgázvezetékben lévő földgázban, gazolinban és vízben, illetve a vezeték falán lévő közegekben disszipálódó energia az egyes közegekben diszszipálódott energia algebrai összege. Egységnyi térfogatban:The energy dissipated in the natural gas, gasoline and water in the gas pipeline and in the media on the wall of the pipeline is the algebraic sum of the energy dissipated in each medium. In unit volume:
Pd (Pd gáz · mgáz + PdCil - mCH + PdH;o ' »bi;o) v + 2r π · 1 h · ρ · Pdsz, ahol r — a vezeték belső átmérője, = a vezeték belső hossza, h = a szennyező réteg vastagsága, ρ = a szennyező réteg sűrűsége.P d (P d gas · mg gas + P dCil - m CH + P dH; o '»bi ; o) v + 2r π · 1 h · ρ · Pdsz, where r - internal diameter of the conductor, = internal length of the conductor , h = thickness of the pollutant layer, ρ = density of the pollutant layer.
Az irodalmi mérésadatok szerint a gázok permitíivitása és veszteségszöge igen kicsi, bennük gyakorlatilag az elektromágneses térerő nem disszipálódik.According to the literature, the permittivity and the loss angle of the gases are very small and practically do not dissipate the electromagnetic field.
A gazolin permittivitása várhatóan törésmutatója négyzetével egyenlő és frekvencia független, számértéke 1,2-1,7; veszteségi szögének 104-szerese 1-5 GHz tartományban 20-200 közt várható.The gasoline permittivity is expected to have a refractive index squared and a frequency independent of 1.2-1.7; 10 to 4 times its loss angle in the 1-5 GHz range is expected between 20-200.
A víz permittivitása és veszteségi szöge és szorzatuk a hőmérséklet függvényében, a hidrátképződés szempontjából érdekes 0 °C-25 ’C tartományban, rendre 0,3; 3,0; 10 GHz frekvencián:The permittivity and loss angle of the water and their product versus temperature are in the range of 0 ° C to 25 ° C, which is interesting for the hydrate formation, respectively 0.3; 3.0; At 10 GHz:
Látható, hogy a víz dielektromos vesztesége (az Ér · tg δ szorzat) a frekvencia növekedtével rohamosan nő. Emiatt célszerűnek látszana minél nagyobb frekvencia alkalmazása, mert egységnyi besugárzott teljesítményből így nagyobb részt nyel el a víz. Például az egyik gázmezőből termelt gázt szállító vezetékre végzett számítások szerint 84 bar nyomáson és 15 °C-on a gáz sűrűsége: 81,6 kg/m3 a szénhidrogén kondenzátum sűrűsége: 631,3 kg/m3 a földgáz (az elegy) fajtérfogata: 1,22 · 10'2 m3/kg.It can be seen that the dielectric loss of water (the product of É r · tg δ) increases rapidly with increasing frequency. For this reason, it would seem advisable to use as much frequency as possible, since a greater proportion of the irradiated power is absorbed by water. For example, for a gas pipeline from one of the gas fields, it is calculated at 84 bar and 15 ° C gas density: 81.6 kg / m 3 density of hydrocarbon condensate: 631.3 kg / m 3 specific volume of natural gas (mixture) : 1.22 · 10 ′ 2 m 3 / kg.
A gázt rétegállapotban ! 80 bar nyomáson, 120 ’C-on telítettnek tekintjük. Telítési vízgőztartaima 0,3125 kg H2O/kmól földgáz 1,59 · 10’2 kg H2O/’ kg földgáz.Gas in Layer State! It is considered saturated at 80 bar at 120 ° C. Saturation water vapor content 0.3125 kg H 2 O / km natural gas 1.59 · 10 ' 2 kg H 2 O /' kg natural gas.
Ha a gázt nem szeparálják mezőben, akkor a hidráiban 0,3065 kg/kmó! víz épül be, míg a hidratta! egyensúlyt tartó gázfázisban 0,0060 l^g/kmól a víztartalom.If the gas is not separated in a field, then in its hydrates 0.3065 kg / km! water builds in while hydrated! the water content in the equilibrium gas phase is 0.0060 l / g / km.
Á csővezetékben lévő közeg 1 m3 térfogatában elnyelődő energia (a csőfalon lévő szennyezésben elnyelődő energiát nem számítva),A energy absorbed in volume of 1 m 3 of medium in the pipeline (excluding energy absorbed in the contamination of the pipe wall),
p. , ,p. ,,
-- = 5,56 · 10 11 fE2(E,gáz · tg δ gáz · mgáz + + ÉrC(l tg r5c„ mCH + ÉrHlo tg «5 HjO · mH2O)- = 5.56 · 10 11 fE 2 (E, gas · tg δ gas · mg gas + + ÉrC (l tg r5 c „m CH + ÉrHl o tg« 5 HjO · m H2O )
A zárójelben lévő, közegtől függő tényezőt K-val jelölve, melynek számértéke fenti üzemállapotra 3 GHz-en:The medium-dependent factor in parentheses is denoted by K, the numerical value for the above operating state at 3 GH z :
K = 1 1 · 10 5 0,928 81,6 kg/m3 gáz m csőterf. _____ m3 K = 1 1 · 10 5 0.928 81.6 kg / m 3 gas m tube head. _____ m 3
1,3 · I · 10 2 0,072 θ'— 631,3 kg/CH + m csolerf.1.3 · I · 10 2 0.072 θ′— 631.3 kg / CH + m csolerf.
24,67 1,56- 10”2 kg H2O/kg földgáz;24.67 1.56-10 ” 2 kg H 2 O / kg natural gas;
K,G11z = 7,6 10 ’40,59 + 28,17 = 28,76,K, G11z = 7.6 10 '40, 59 + 28.17 = 28.76,
GHz-enGHz
K10GIlz = 7,6· 10’5 + 0,59 + 28,70 · 1,3 kg = 37,9K 10GIlz = 7.6 · 10 ’ 5 + 0.59 + 28.70 · 1.3 kg = 37.9
E két számadatot összevetve látható, hogy minden mikrohullámú frekvencián az energia zömét a víz, illetve jég vagy hidrát nyeli el, jóllehet nagyobb frekvencián az arány eltolódik a víz javára. Azonban a közegfüggő K tényezők, illetve a frekvenciák szorzataiComparing these two figures, it can be seen that at each microwave frequency most of the energy is absorbed by water, or ice, or hydrate, although at higher frequencies the ratio shifts to the benefit of water. However, they are multiples of medium-dependent K factors and frequencies
10° - 28,76= 8,63 10'°, illetve · 109 37,9 = 37,9 · 1010 értékűek,10 ° - 28.76 = 8.63 10 '° and · 10 9 37.9 = 37.9 · 10 10 ,
A magasabb fekvencia alkalmazása tehát mintegy négyszeres disszipációs veszteséggel járna. Ezt az arányt még fokozza a falon lévő rozsdában, szennyezésben elnyelődő energia. Fenti meggondolások alapján választottuk a mikrohullámú sáv alsó frekvenciáit. E választás ugyanakkor azzal a hátránnyal jár, hogy a nagyobb hullámhossz korlátozza a besugározható csővezeték méretet, de ez megfelelő módus alkalmazásával kiküszöbölhető. Az a kritikus hullámhossz, mely a tápvonalnak megfelelő csővezetékben még terjed, az elektromágneses tér szerkezetének, irányának, az úgynevezett módusnak függvénye. A szabványos ipari frekvenciájú (hullámhosszú) sugárzók által meghatározott kritikus átmérők:Hence, the application of a higher stool would result in a loss of dissipation of approximately four times. This ratio is further increased by the energy absorbed by rust and pollution on the wall. Based on the above considerations, we selected the lower frequencies of the microwave band. However, this choice has the disadvantage that the larger wavelength limits the size of the irradiated pipeline, but this can be eliminated by using the appropriate mode. The critical wavelength that still extends in the pipeline corresponding to the power line depends on the structure, direction, and mode of the electromagnetic field. Critical diameters defined by standard industrial frequency (wavelength) emitters:
-3186 51 1-3186 51 1
Mint látható, e frekvencia tartomány előnye, hogy a földgáziparban alkalmazott, általában 50 mm-2500 mm közti csővezetékeket hullámvezetőként alkalmazni tudjuk anélkül, hogy a csővezeték nyitásakor (például mintavételnél vagy lefúvatásná!) káros sugárzás lépne ki a környezetbe.As can be seen, the advantage of this frequency range is that the pipelines used in the natural gas industry, generally between 50 mm and 2500 mm, can be used as waveguides without damaging the environment when the pipeline is opened (for example, during sampling or blow-off).
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
HU153082A HU186511B (en) | 1982-05-14 | 1982-05-14 | Method for fusing natural gas hydrate, ice, elementary sulfur or paraffin being in ducts carring hydrocarbons |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
HU153082A HU186511B (en) | 1982-05-14 | 1982-05-14 | Method for fusing natural gas hydrate, ice, elementary sulfur or paraffin being in ducts carring hydrocarbons |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
HU186511B true HU186511B (en) | 1985-08-28 |
Family
ID=10954891
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
HU153082A HU186511B (en) | 1982-05-14 | 1982-05-14 | Method for fusing natural gas hydrate, ice, elementary sulfur or paraffin being in ducts carring hydrocarbons |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
HU (1) | HU186511B (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5625178A (en) * | 1994-11-08 | 1997-04-29 | Institut Francais Du Petrole | Process and system using an electromagnetic wave to prevent the formation of hydrates |
-
1982
- 1982-05-14 HU HU153082A patent/HU186511B/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5625178A (en) * | 1994-11-08 | 1997-04-29 | Institut Francais Du Petrole | Process and system using an electromagnetic wave to prevent the formation of hydrates |
GB2294885B (en) * | 1994-11-08 | 1998-11-04 | Inst Francais Du Petrole | Method and system using electromagnetic waves to prevent the formation of hydrates |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10786780B2 (en) | Method and system for lowering the water dew point of a hydrocarbon fluid stream subsea | |
US10821398B2 (en) | Combined dehydration of gas and inhibition of liquid from a well stream | |
US9399899B2 (en) | System and method for transporting hydrocarbons | |
WO1998029369A1 (en) | Method for recovering gas from hydrates | |
CA1279280C (en) | Choke cooling waxy oil | |
US9868910B2 (en) | Process for managing hydrate and wax deposition in hydrocarbon pipelines | |
US11697103B2 (en) | Sulfur production through the use of microwave and ultraviolet light energy | |
US20160115775A1 (en) | Entraining Hydrate Particles in a Gas Stream | |
HU186511B (en) | Method for fusing natural gas hydrate, ice, elementary sulfur or paraffin being in ducts carring hydrocarbons | |
US5160045A (en) | Process for removing elemental sulfur from fluids | |
Efiong et al. | Use of locally formulated inhibitor from agro waste for gas hydrate inhibition in a mini flow loop | |
US20100145115A1 (en) | Method and Device for Formation and Transportation of Gas Hydrates in Hydrocarbon Gas and/or Condensate Pipelines | |
CA2875491A1 (en) | Exfoliation of asphaltenes | |
AU2015330970A1 (en) | System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas | |
KR102372751B1 (en) | The System and Method for Carbon Dioxide Separation from Natural Gas before Gas Liquefaction Process on LNG-FPSO | |
Bahadori et al. | Predicting hydrate forming pressure of pure alkanes in the presence of inhibitors | |
EP3274106A1 (en) | Process, method, and system for removing mercury from pipelines | |
WO2022098983A1 (en) | Methods of dissolving gas hydrates | |
Hartono et al. | Hydrate mitigation for subsea production multiphase pipeline by flow assurance approach | |
WO2008035090A1 (en) | Method of inhibiting hydrate formation | |
US20240060411A1 (en) | Photolytic conversion of hydrogen sulfide in a gas mixture produced by a hydrocarbon producing well and/or a gas treatment unit | |
Lysne et al. | Hydrate problems in pipelines: a study from norwegian continental waters | |
Wilson | Hydrogen sulphide scavengers: recent experience in a major North Sea field | |
GB2117370A (en) | Use of microwave radiation in separating emulsions and dispersions of hydrocarbons and water | |
Shallsuku | Preparation and Application of Poly (methyl methacrylate)/alkyl imidazolium Modified Bentonite Nanocomposites for Deposition Mitigation of Nigerian Waxy Crude Oil |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
HU90 | Patent valid on 900628 | ||
HMM4 | Cancellation of final prot. due to non-payment of fee |