RU2329371C1 - Method of hydration control in intrafield flowlines of gas and gas-condensate pools in far north - Google Patents

Method of hydration control in intrafield flowlines of gas and gas-condensate pools in far north Download PDF

Info

Publication number
RU2329371C1
RU2329371C1 RU2006137680/03A RU2006137680A RU2329371C1 RU 2329371 C1 RU2329371 C1 RU 2329371C1 RU 2006137680/03 A RU2006137680/03 A RU 2006137680/03A RU 2006137680 A RU2006137680 A RU 2006137680A RU 2329371 C1 RU2329371 C1 RU 2329371C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
temperature
loop
gas temperature
inhibitor
Prior art date
Application number
RU2006137680/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2006137680A (en
Inventor
Олег Петрович Андреев (RU)
Олег Петрович Андреев
Зульфар Салихович Салихов (RU)
Зульфар Салихович Салихов
Ба зетдин Са хетдинович Ахметшин (RU)
Баязетдин Саяхетдинович Ахметшин
Анатолий Кузьмич Арабский (RU)
Анатолий Кузьмич Арабский
Геннадий Евгеньевич Вить (RU)
Геннадий Евгеньевич Вить
Этибар Гурбанали-оглы Талыбов (RU)
Этибар Гурбанали-оглы Талыбов
Original Assignee
ООО "Ямбурггаздобыча"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ООО "Ямбурггаздобыча" filed Critical ООО "Ямбурггаздобыча"
Priority to RU2006137680/03A priority Critical patent/RU2329371C1/en
Publication of RU2006137680A publication Critical patent/RU2006137680A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2329371C1 publication Critical patent/RU2329371C1/en

Links

Landscapes

  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)

Abstract

FIELD: mining.
SUBSTANCE: method includes indication of starting moment of hydration process in flowline by means of temperature control of gas transmitted to the inlet of gas processing facility from flowline and supply of inhibitor to well clusters via the separate pipeline. In this case, actual temperature (tu) of gas at the output of flowline, gas temperature (tH) at the well mouth and ambient temperature (t0) are measured. According to the values of tH and t0, value of gas temperature at the output from flowline (tp) is calculated and momentum of its variation in time is compared with momentum of the actual gas temperature variation (tu). Depending on the result of the said comparison, hydration starting moment and necessity for hydrate inhibitor supply into flowline are defined.
EFFECT: more accurate indication of hydration starting moment and reduced hydrate inhibitor loss.
2 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к предупреждению гидратообразования и разрушению гидратов в системах сбора газа в условиях Крайнего Севера.The invention relates to the field of natural gas production and, in particular, to the prevention of hydrate formation and the destruction of hydrates in gas collection systems in the Far North.

Известен способ предупреждения гидратообразования и разрушения гидратов путем подачи ингибитора на кусты скважин по отдельному ингибиторопроводу (см., например, Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. - М.: Недра, 1985, 232 с.). Способ заключается в том, что ингибитор подают в шлейф на устье скважины с установки комплексной подготовки газа (УКПГ). В качестве ингибитора применяется метанол.There is a method of preventing hydrate formation and destruction of hydrates by supplying an inhibitor to well clusters through a separate inhibitor line (see, for example, Makogon Yu.F. Gas hydrates, preventing their formation and use. - M .: Nedra, 1985, 232 pp.). The method consists in the fact that the inhibitor is fed into the loop at the wellhead from the installation of integrated gas treatment (UKPG). Methanol is used as an inhibitor.

Существенным недостатком указанного способа является неоправданно высокий расход ингибитора (метанола).A significant disadvantage of this method is the unreasonably high consumption of inhibitor (methanol).

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ предупреждения гидратообразования и разрушения гидратов путем подачи ингибитора на кусты скважин по отдельному ингибиторопроводу (см., например, В.А.Истомин, В.Г.Квон. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. - Москва, ООО «ИРЦ Газпром», 2004). Способ заключается в том, что определяют начало процесса гидратообразования в шлейфе путем контроля температуры газа, поступающего на вход установки из шлейфа. При понижении температуры газа на входе УКПГ, сигнализирующем о возможном начале процесса гидратообразования в шлейфе, подают ингибитор в шлейф. В качестве ингибитора применяется метанол.Closest to the technical nature of the claimed invention is a method of preventing hydrate formation and hydrate destruction by supplying an inhibitor to well clusters through a separate inhibitor line (see, for example, V. A. Istomin, V. G. Kvon. Prevention and elimination of gas hydrates in production systems gas - Moscow, IRC Gazprom LLC, 2004). The method consists in determining the beginning of the hydrate formation process in the loop by controlling the temperature of the gas entering the installation input from the loop. When lowering the gas temperature at the inlet of the gas treatment plant, indicating a possible start of the hydrate formation process in the loop, the inhibitor is fed into the loop. Methanol is used as an inhibitor.

Существенным недостатком указанного способа является низкая точность определения начала процесса гидратообразования и, как следствие, значительный перерасход метанола на УКПГ.A significant disadvantage of this method is the low accuracy of determining the beginning of the hydrate formation process and, as a result, a significant cost overrun of methanol at UKPG.

Многолетний опыт эксплуатации газоконденсатных месторождений на Крайнем Севере показывает, что причиной понижения температуры газа во внутрипромысловых шлейфах, регистрируемой на входе УКПГ, может быть не только образование гидратов, но также и ряд других факторов (например, понижение температуры окружающей среды, изменение направления и скорости ветра, снегозанесенность шлейфа и т.д.). Именно поэтому в реальных ситуациях обслуживающий персонал часто вынужден подавать метанол в шлейф, не зная истинной причины снижения температуры газа. Как следствие, это ведет к значительному перерасходу метанола на УКПГ.Many years of experience in the exploitation of gas condensate fields in the Far North show that the cause of lowering the gas temperature in the infield loops recorded at the inlet of the gas treatment facility may be not only the formation of hydrates, but also a number of other factors (for example, lowering the ambient temperature, changing direction and speed of the wind , snow cover, etc.). That is why in real situations, maintenance personnel are often forced to supply methanol to the loop, not knowing the true reason for the decrease in gas temperature. As a result, this leads to a significant overspending of methanol at the gas treatment facility.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение точности определения момента начала гидратообразования и снижения расхода ингибитора гидратообразования.The problem to which the present invention is directed, is to increase the accuracy of determining the moment of onset of hydrate formation and reduce the consumption of a hydrate inhibitor.

Поставленная задача решается за счет того, что способ управления процессом предупреждения гидратообразования во внутрипромысловых шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера включает определение начала процесса гидратообразования в шлейфе путем контроля температуры газа, поступающего на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ) из шлейфа и подачу ингибитора на кусты скважин по отдельному трубопроводу, при этом измеряют фактическую температуру tu газа на выходе его из шлейфа, температуру газа на устье скважины tн и температуру воздуха окружающей среды t0, по значениям tн и t0 вычисляют расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа tp и сравнивают динамику ее изменения во времени с динамикой изменения фактической температуры газа tu и по результату сравнения судят о начале процесса гидратообразования и необходимости подачи в шлейф ингибитора гидратообразования.The problem is solved due to the fact that the method of controlling the process of hydrate formation in the infield loops of gas and gas condensate fields of the Far North includes determining the beginning of the hydrate formation process in the loop by monitoring the temperature of the gas entering the complex gas treatment unit (UKPG) input from the loop and supplying the inhibitor to well clusters through a separate pipeline, while measuring the actual temperature t u of the gas at its outlet from the plume, the gas temperature at the mouth of the important t n and ambient air temperature t 0 , from the values of t n and t 0 calculate the calculated value of the gas temperature at the outlet of the loop t p and compare the dynamics of its change in time with the dynamics of changes in the actual gas temperature t u and the result of the comparison judge the beginning of the hydrate formation process and the need to supply a hydrate inhibitor to the loop.

Для сравнения динамики изменения tp и tu контролируют разность температур tp-tu, а о начале процесса гидратообразования судят по динамике ее изменения во времени, а точнее по началу проявления динамики разности температур tp-tu.For comparison, the dynamics of changes in t p and t u control the temperature difference t p -t u , and the beginning of the hydrate formation process is judged by the dynamics of its change in time, or rather, by the beginning of the manifestation of the dynamics of the temperature difference t p -t u .

Расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа tp определяют из соотношения tp=tk-Δt, где Δt - поправка, учитывающая влияние факторов (скорость и направление ветра, занесение шлейфа снегом и качество изоляции шлейфа), которое невозможно оценить в рамках детерминированной модели, a tk - расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа, определяемое из детерминированной модели. В качестве детерминированной модели используют, например, модель ШуховаThe calculated value of the gas temperature at the outlet of the loop t p is determined from the relation t p = t k -Δt, where Δt is a correction that takes into account the influence of factors (wind speed and direction, snow plowing and the quality of loop insulation), which cannot be estimated within the deterministic models, at k is the calculated value of the gas temperature at the loop exit, determined from the deterministic model. As a deterministic model, for example, the Shukhov model is used.

tk=t0+(tн-t0)е-al,t k = t 0 + (t n -t 0 ) e -al ,

где

Figure 00000002
l - длина газопровода, КT - коэффициент теплопередачи в окружающую среду, D - диаметр газопровода, cр - теплоемкость газа при постоянном давлении, ρ - плотность газа, Q - объемный расход газа в нормальных условиях.Where
Figure 00000002
l is the length of the gas pipeline, K T is the coefficient of heat transfer to the environment, D is the diameter of the gas pipeline, c p is the heat capacity of the gas at constant pressure, ρ is the gas density, Q is the volumetric gas flow rate under normal conditions.

На чертеже показана динамика изменения расчетной tp и фактической tu температур газа на выходе его из шлейфа (на входе УКПГ). Специально выделена область, характеризующая начало процесса гидратообразования, когда динамика температур tp и tu становится различной.The drawing shows the dynamics of changes in the estimated t p and actual t u gas temperatures at the outlet of the loop (at the input of the gas treatment plant). The region characterizing the beginning of the hydrate formation process is specially highlighted when the temperature dynamics t p and t u become different.

Способ осуществляют следующим образом. Используя телеметрию производят непрерывное или с заданным шагом квантования измерение базовых параметров работы скважины или куста газовых скважин. В том числе измеряют температуру газа на устье скважины tн, температуру воздуха окружающей среды t0 и фактическую температуру tu газа на выходе его из шлейфа (на входе в УКПГ). Используя измеренные значения tн и t0 вычисляют расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа tp. При расчетах учитывают, что на расчетную температуру будут оказывать влияние скорость и направление ветра, занесение шлейфа снегом и качество изоляции шлейфа. Для их учета расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа tp определяют из соотношения tp=tk-Δt, где Δt - поправка, учитывающая влияние выше указанных факторов, при этом величина указанной поправки составляет от 1°С до 10°С (меньшая величина поправки, не больше 5°С, принимается в летний период, когда отсутствует занесение шлейфа снегом и хорошее состояние изоляции, а величина поправки более 5°С используется в зимний период и при изношенной изоляции шлейфа), a tk - расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа, определяемое из детерминированной модели.The method is as follows. Using telemetry, continuous or with a given quantization step measurement of the basic parameters of a well or a cluster of gas wells is performed. Including measure the gas temperature at the wellhead t n , the ambient air temperature t 0 and the actual gas temperature t u at the outlet of the loop (at the entrance to the gas treatment facility). Using the measured values of t n and t 0 calculate the calculated value of the gas temperature at the outlet of the loop t p . In the calculations, it is taken into account that the design temperature will be influenced by the speed and direction of the wind, snow plowing and the quality of the loop insulation. To take them into account, the calculated value of the gas temperature at the outlet of the loop t p is determined from the relation t p = t k -Δt, where Δt is the correction that takes into account the influence of the above factors, while the magnitude of this correction is from 1 ° C to 10 ° C ( a smaller correction value, not more than 5 ° С, is adopted in the summer period, when there is no snow entry and a good insulation condition, and a correction value of more than 5 ° С is used in the winter period and with worn-out cable insulation), at k is the calculated value of the gas temperature at the output of the loop, determined from eterminirovannoy model.

В качестве детерминированной модели используют, например, модель ШуховаAs a deterministic model, for example, the Shukhov model is used.

tk=t0+(tн-t0)е-al,t k = t 0 + (t n -t 0 ) e -al ,

где

Figure 00000002
l - длина газопровода, КT - коэффициент теплопередачи в окружающую среду, D - диаметр газопровода, cр - теплоемкость газа при постоянном давлении, ρ - плотность газа, Q - объемный расход газа в нормальных условиях.Where
Figure 00000002
l is the length of the gas pipeline, K T is the coefficient of heat transfer to the environment, D is the diameter of the gas pipeline, c p is the heat capacity of the gas at constant pressure, ρ is the gas density, Q is the volumetric gas flow rate under normal conditions.

Получаемые значения tp строят в виде графика временной функции (см. чертеж). На этот же график наносят синхронизированную временную функцию фактически измеренной температуры газа tu. Если оба графика идут параллельно, т.е. их динамика одинакова и разность температур tp-tu постоянна, то гидратообразования в шлейфе нет и подавать метанол на вход шлейфа не нужно. Как только динамика изменения tp и tu становится разной, т.е. разность температур tp-tu начинает меняться во времени (на чертеже эта область обозначена как «Область гидратообразования»), на вход шлейфа начинают подавать метанол для предупреждения гидратообразования. Таким образом, заявленное техническое решение позволяет существенно повысить точность определения начала процесса гидратообразования и, благодаря этому, существенно снизить расход ингибитора гидратообразования.The obtained values of t p are plotted as a graph of the time function (see drawing). A synchronized time function of the actually measured gas temperature t u is plotted on the same graph. If both graphs go parallel, i.e. their dynamics are the same and the temperature difference t p -t u is constant, there is no hydrate formation in the loop and it is not necessary to supply methanol to the loop input. As soon as the dynamics of changes in t p and t u becomes different, i.e. the temperature difference t p -t u begins to change in time (in the drawing, this region is indicated as the "Hydrate formation region"), methanol is fed to the loop input to prevent hydrate formation. Thus, the claimed technical solution can significantly improve the accuracy of determining the beginning of the hydrate formation process and, due to this, significantly reduce the consumption of the hydrate inhibitor.

Claims (2)

1. Способ управления процессом предупреждения гидратообразования во внутрипромысловых шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера, включающий определение начала процесса гидратообразования в шлейфе путем контроля температуры газа, поступающего на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ) из шлейфа и подачу ингибитора на кусты скважин по отдельному трубопроводу, отличающийся тем, что измеряют фактическую температуру tu газа на выходе его из шлейфа, температуру газа на устье скважины tн и температуру воздуха окружающей среды t0, по значениям tн и t0 вычисляют расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа tp и сравнивают динамику ее изменения во времени с динамикой изменения фактической температуры газа tu и по результату сравнения судят о начале процесса гидратообразования и необходимости подачи в шлейф ингибитора гидратообразования.1. A method for controlling the process of hydrate formation prevention in in-field plumes of gas and gas condensate fields of the Far North, including determining the start of the hydrate formation process in the plume by monitoring the temperature of the gas supplied to the input of the complex gas treatment unit (UKPG) from the plume and supplying the inhibitor to the well clusters through a separate pipeline characterized in that the actual gas temperature t u is measured at its outlet from the plume, the gas temperature at the wellhead t n and the air temperature environment t 0 , from the values of t n and t 0 calculate the calculated value of the gas temperature at the outlet of the loop t p and compare the dynamics of its change in time with the dynamics of changes in the actual gas temperature t u and judge by the result of the comparison the beginning of the hydration process and the need filing a hydrate inhibitor in the loop. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что контролируют разность температур tp-tu, а о начале процесса гидратообразования судят по динамике ее изменения во времени, причем расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа tp определяют из соотношения2. The method according to claim 1, characterized in that the temperature difference t p -t u is controlled, and the hydrate formation process is judged by the dynamics of its change in time, and the calculated value of the gas temperature at the outlet of the loop t p is determined from the relation tp=tk-Δt,t p = t k -Δt, где Δt - поправка, учитывающая влияние факторов (скорость и направление ветра, занесение шлейфа снегом и качество изоляции шлейфа), которое невозможно оценить в рамках детерминированной модели, a tk - расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа, определяемое из детерминированной моделиwhere Δt is the correction that takes into account the influence of factors (wind speed and direction, snow plume loading and loop insulation quality), which cannot be estimated within the deterministic model, at k is the calculated value of the gas temperature at the loop exit, determined from the deterministic model tk=t0+(tн-t0)·e-al,t k = t 0 + (t n -t 0 ) · e -al , где
Figure 00000003
Where
Figure 00000003
 l - длина газопровода,l is the length of the pipeline КT - коэффициент теплопередачи в окружающую среду, D - диаметр газопровода,K T is the coefficient of heat transfer to the environment, D is the diameter of the gas pipeline, cр - теплоемкость газа при постоянном давлении,c p is the heat capacity of the gas at constant pressure, ρ - плотность газа,ρ is the gas density, Q - объемный расход газа в нормальных условиях.Q is the volumetric gas flow rate under normal conditions.
RU2006137680/03A 2006-10-26 2006-10-26 Method of hydration control in intrafield flowlines of gas and gas-condensate pools in far north RU2329371C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2006137680/03A RU2329371C1 (en) 2006-10-26 2006-10-26 Method of hydration control in intrafield flowlines of gas and gas-condensate pools in far north

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2006137680/03A RU2329371C1 (en) 2006-10-26 2006-10-26 Method of hydration control in intrafield flowlines of gas and gas-condensate pools in far north

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2006137680A RU2006137680A (en) 2008-05-10
RU2329371C1 true RU2329371C1 (en) 2008-07-20

Family

ID=39799445

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006137680/03A RU2329371C1 (en) 2006-10-26 2006-10-26 Method of hydration control in intrafield flowlines of gas and gas-condensate pools in far north

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2329371C1 (en)

Cited By (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2556482C2 (en) * 2012-12-24 2015-07-10 Игорь Иванович Грициненко Method to control hydrate formation degree and technical state of operating gas equipment
RU2560028C1 (en) * 2014-08-05 2015-08-20 Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург" Method to control hydrate formation process in gas-gathering flow lines of far north gas and gas condensate deposits
RU2573654C1 (en) * 2014-08-05 2016-01-27 Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург" Method to control hydrate formation process in gas-gathering flow lines connected to common manifold at far north gas and gas condensate deposits
RU167606U1 (en) * 2016-06-24 2017-01-10 Игорь Иванович Грициненко DEVICE FOR AUTOMATIC CONTROL OF THE DEGREE OF HYDROGENING AND CHANGE OF THE TECHNICAL CONDITION OF THE WORKING GAS EQUIPMENT
WO2017089846A1 (en) * 2015-11-24 2017-06-01 Farkas Pál Process for feeding an inhibitor into a gas pipeline for preventing gas hydrate formation
RU2626098C1 (en) * 2016-01-20 2017-07-21 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for determining hydraulic resistance coefficient in gas well bore
RU2637541C1 (en) * 2016-10-10 2017-12-05 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method for preventing hydrate formation in field systems of gas collection
RU2644433C2 (en) * 2016-08-04 2018-02-12 Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург" Method of rational back allocation of gas by wells on the locust of oil and gas condensate deposits of the extreme north
RU2661500C1 (en) * 2017-07-21 2018-07-17 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method of inhibitor supply automatic control for prevention of the hydrates formation in gas gathering tails of gas condensate deposits located in the far north regions
RU2683336C1 (en) * 2018-03-29 2019-03-28 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Hydrates formation processes in the production flowlines monitoring method
RU2687519C1 (en) * 2018-04-17 2019-05-15 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Inhibitor supply automatic control method for the hydrates formation prevention in located in the far north regions integrated / preliminary gas preparation installations gathering systems
RU2705935C1 (en) * 2019-05-07 2019-11-12 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Дальневосточный федеральный университет" (ДВФУ) Hydrate formation monitoring reactor
RU2764944C2 (en) * 2020-05-22 2022-01-24 Игорь Олегович КУЗЯКИН Method for determining the beginning of formation of liquid or hydrate plugs in a gas collecting field network
RU2778763C1 (en) * 2021-06-03 2022-08-24 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Иркутск" (ООО "Газпром добыча Иркутск") Method for preventing hydrate formation in a gas collection system of gas condensate fields

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ИСТОМИН В.А. И ДР. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2004, с.328-408. *

Cited By (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2556482C2 (en) * 2012-12-24 2015-07-10 Игорь Иванович Грициненко Method to control hydrate formation degree and technical state of operating gas equipment
RU2560028C1 (en) * 2014-08-05 2015-08-20 Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург" Method to control hydrate formation process in gas-gathering flow lines of far north gas and gas condensate deposits
RU2573654C1 (en) * 2014-08-05 2016-01-27 Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург" Method to control hydrate formation process in gas-gathering flow lines connected to common manifold at far north gas and gas condensate deposits
WO2017089846A1 (en) * 2015-11-24 2017-06-01 Farkas Pál Process for feeding an inhibitor into a gas pipeline for preventing gas hydrate formation
RU2626098C1 (en) * 2016-01-20 2017-07-21 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for determining hydraulic resistance coefficient in gas well bore
RU167606U1 (en) * 2016-06-24 2017-01-10 Игорь Иванович Грициненко DEVICE FOR AUTOMATIC CONTROL OF THE DEGREE OF HYDROGENING AND CHANGE OF THE TECHNICAL CONDITION OF THE WORKING GAS EQUIPMENT
RU2644433C2 (en) * 2016-08-04 2018-02-12 Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург" Method of rational back allocation of gas by wells on the locust of oil and gas condensate deposits of the extreme north
RU2637541C1 (en) * 2016-10-10 2017-12-05 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method for preventing hydrate formation in field systems of gas collection
RU2661500C1 (en) * 2017-07-21 2018-07-17 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method of inhibitor supply automatic control for prevention of the hydrates formation in gas gathering tails of gas condensate deposits located in the far north regions
RU2683336C1 (en) * 2018-03-29 2019-03-28 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Hydrates formation processes in the production flowlines monitoring method
RU2687519C1 (en) * 2018-04-17 2019-05-15 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Inhibitor supply automatic control method for the hydrates formation prevention in located in the far north regions integrated / preliminary gas preparation installations gathering systems
RU2705935C1 (en) * 2019-05-07 2019-11-12 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Дальневосточный федеральный университет" (ДВФУ) Hydrate formation monitoring reactor
RU2764944C2 (en) * 2020-05-22 2022-01-24 Игорь Олегович КУЗЯКИН Method for determining the beginning of formation of liquid or hydrate plugs in a gas collecting field network
RU2778763C1 (en) * 2021-06-03 2022-08-24 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Иркутск" (ООО "Газпром добыча Иркутск") Method for preventing hydrate formation in a gas collection system of gas condensate fields

Also Published As

Publication number Publication date
RU2006137680A (en) 2008-05-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2329371C1 (en) Method of hydration control in intrafield flowlines of gas and gas-condensate pools in far north
CN106127599B (en) A point method is split for gas well yield of the tight gas reservoir under gas gathering station production model
CN106322121B (en) Deep water gas well liquid loading pipeline Hydrate Plugging early monitoring device and method
CA2645253C (en) Method for production metering of oil wells
US7395864B2 (en) Method and apparatus for preventing slug flow in pipelines
CA2927234C (en) Well testing and monitoring
EP4102027A1 (en) Additive management system
NO341307B1 (en) Procedure for optimizing production from a group of wells
CN108518204A (en) A kind of gap gas lift liquid drainage gas production control method and system
CN103217457A (en) Method for predicting hydrates in natural gas pipeline running and cleaning processes
US20090095351A1 (en) Pipeline additive control device and method
RU2532490C1 (en) Method and installation for flow rate measurement of products from gas-condensate and oil wells
RU2607004C1 (en) Method for operational control of technical state of gas and gas condensate wells
RU2637541C1 (en) Method for preventing hydrate formation in field systems of gas collection
US10947818B2 (en) System and method for detection and control of the deposition of flow restricting substances
Prakhova et al. Cognitive model application for automatic system of methanol supply to flowlines
RU2474685C2 (en) Method of on-line monitoring of water and sand carry-over with extracted product from well in apcs of gas-field sites of oil and gas condensate deposits of far north
CN116658122A (en) Intelligent scale removal system for scale formation of geothermal well bore
RU101731U1 (en) AUTOMATED SYSTEM OF GAS-DYNAMIC RESEARCHES OF WELLS
RU2313081C2 (en) Device to provide automatic natural gas hydrate formation point control
RU2671013C1 (en) Method and installation for measuring liquid and gas components of oil, gas and gas-condensate wells
RU2568737C1 (en) Method of determination of hydraulic resistance factor of gas gathering line in apcs of gas treatment units of gas condensate fields at far north
RU2602774C1 (en) System for monitoring operation of submersible pump equipment
RU2764944C2 (en) Method for determining the beginning of formation of liquid or hydrate plugs in a gas collecting field network
Messer et al. Enhanced Optimization of Deviated Wells Utilizing Greenshot: A Permanent, Automated Fluid Level System

Legal Events

Date Code Title Description
PD4A Correction of name of patent owner
PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20141007