RU2376451C1 - Complex automation system of hydrat formation ihybitor distribution and dosage - Google Patents

Complex automation system of hydrat formation ihybitor distribution and dosage

Info

Publication number
RU2376451C1
RU2376451C1 RU2008113485A RU2008113485A RU2376451C1 RU 2376451 C1 RU2376451 C1 RU 2376451C1 RU 2008113485 A RU2008113485 A RU 2008113485A RU 2008113485 A RU2008113485 A RU 2008113485A RU 2376451 C1 RU2376451 C1 RU 2376451C1
Authority
RU
Grant status
Grant
Patent type
Prior art keywords
pressure
collector
control
gas
inhibitor
Prior art date
Application number
RU2008113485A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2008113485A (en )
Inventor
Григорий Александрович Ланчаков (RU)
Григорий Александрович Ланчаков
Владислав Васильевич Никаноров (RU)
Владислав Васильевич Никаноров
Вячеслав Алексеевич Ставицкий (RU)
Вячеслав Алексеевич Ставицкий
Михаил Александрович Корженко (RU)
Михаил Александрович Корженко
Алексей Васильевич Лихачев (RU)
Алексей Васильевич Лихачев
Татьяна Алексеевна Лихачева (RU)
Татьяна Алексеевна Лихачева
Валентин Александрович Пацюк (RU)
Валентин Александрович Пацюк
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой"
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
Grant date

Links

Images

Abstract

FIELD: oil-and-gas production.
SUBSTANCE: invention related to oil-and-gas production meant for control of inhibitor supply into natural gas streams, for prevention hydraling process in it. The system consists of pump with drive, pressure collector, pipeline for inhibitor withdrawal from collector, pressure stabilisation independent loops, one of which formed with pressure control instrument in pressure collector, its outlet connected with frequency transformer automatic controller, which its outlet connected with pump drive. The second stabilisation loop forms direct action pressure control block, included in group of withdrawal devices between pressure collector and production devices.
EFFECT: broadening of inhibitor streams control system functionality, supplied through independently controlled canals in every point.
1 dwg

Description

Предлагаемое изобретение относится к газодобывающим отраслям и предназначается для управления расходом подаваемого ингибитора в потоки природного газа для предупреждения в них процесса гидратообразования. The present invention relates to a gas-producing industry and is intended to control the flow inhibitor feed natural gas flows therein to prevent hydrate formation process.

Задача регулирования подачи ингибиторов для газодобывающей отрасли стала особенно актуальной в настоящее время, когда наступило время эксплуатации «старых» газоконденсатных месторождений, таких как Уренгойское, Ямбургское, которые выработали свой потенциал на 60-70 процентов. control task flow inhibitors for oil and gas industry has become particularly relevant now, when the time of operation of the "old" gas-condensate fields, such as Urengoy, Yamburg, which have developed their capacity by 60-70 per cent. Газовые скважины этих месторождений более, чем на вновь разрабатываемых, подвержены обводнению призабойной зоны, выносу влаги в газосборную сеть. Gas wells of these fields for more than newly developed, exposed watering bottom zone, removal of moisture in the gas gathering network.

При этом происходит понижение температуры газа, что приводит к образованию гидратов в скважинах, в газосборной сети промысла, шлейфах и технологических аппаратах. Thus there is a decrease in gas temperature, which leads to the formation of hydrates in the wells in the gas collecting network fishing, loops and process vessels.

Газогидратный режим при эксплуатации месторождений является одним из самых негативных явлений, обуславливающим аварийные ситуации на газопроводах, скважинах. Gas hydrate deposits in the operation mode is one of the negative phenomena that contributes to accidents at gas pipelines, wells. Это, в свою очередь, требует использования различных мер по предупреждению процесса гидратообразования, одной из которых является ввод ингибитора в газовые потоки. This, in turn, requires the use of various measures to prevent hydrate formation process, one of which is the input of an inhibitor to the gas streams.

Процесс ингибирования заключается в подаче по специальной трубопроводной сети ингибитора в защищаемые участки газопроводов, который может производиться различными способами. The process consists in feeding inhibition at inhibitor special pipeline network to the protected section of the pipeline, which can be produced in various ways.

Для ввода метанола (наиболее распространенный ингибитор) в поток газа используют либо специальные метанольные емкости (метанольницы), либо дозировочные насосы. To enter methanol (most common inhibitor) into the gas stream using any special container methanol (metanolnitsy) or metering pumps.

Метанольницу устанавливают несколько выше точки ввода ингибитора и сообщают ее как по низу, так и по верху с газовым потоком так, что метанол самотеком может поступать в газовую линию. Metanolnitsu set somewhat higher inhibitor entry point and report it as on the bottom and on the top with a gas flow so that methanol can flow by gravity into the gas line. Расход метанола при этом регулируют вручную при помощи игольчатого вентиля или автоматически, по сигналу от электроконтактного манометра, измеряющего давление газа в трубопроводе. Methanol consumption thus adjusted manually with a needle valve or automatically by a signal from the electric contact manometer which measures the pressure of the gas in the pipeline. Недостатком данного способа является частое периодическое обслуживание и пополнение метанольной емкости, что весьма проблематично в условиях северных месторождений, особенно в зимний период года. The disadvantage of this method is part of the periodic maintenance and replenishment of methanol capacity, which is problematic in terms of northern fields, especially during the winter season.

При использовании дозировочных насосов метанол в каждую точку подают своим насосом (индивидуальное дозирование). When using metering pumps methanol fed to each point of its pump (individual dosing). Регулирование расхода при этом осуществляется вручную, изменением производительности дозировочных насосов. Flow control is then carried out manually change the performance of metering pumps.

Дозированная подача насосами в каждую точку осуществляется при использовании насосов НД отечественного производства, либо при использовании многоточечных дозаторов с общим электроприводом, например, дозирующих многоточечных агрегатов фирмы «Бран & Люббе». Dosing pumps to each point is performed using the LP pump domestic production, or using the multi-point dispenser with a common electric drive, for example, multipoint dispensing units firm "Bran & Lubbe."

Недостатком способа является высокая стоимость оборудования для дозирования, а также то, что индивидуальное дозирование требует значительных трудозатрат по обслуживанию парка насосного оборудования, поскольку количество точек ввода в одной газосборной сети составляет величину порядка 100, а с другой стороны - сложное и дорогостоящее оборудование. A disadvantage of the method is the high cost of the equipment for dosing, and that the individual dosing requires considerable labor for maintenance of pumping equipment park, as the number of input points in a single gas collecting network is of the order of 100, and on the other - a difficult and expensive equipment. Все эти факторы предопределили ограниченность применения способа. All these factors have determined the limitations of the method.

Способы централизованной подачи ингибитора от электронасосного агрегата большой производительности, перекрывающей суммарную подачу по всем точкам ввода, в общий коллектор с последующим распределением из него получил наиболее широкое распространение на отечественных промыслах. Methods centralized supply of electric pump inhibitor high performance overlapping the total flow in all the input points, to a common header, followed by distribution thereof was more widespread in domestic fields.

Известно, например, устройство управления подачей ингибитора гидратообразования в газопроводы по а.с. It is known, for example, supply management device hydrate inhibitor in pipelines by AS №1393901, которое содержит систему сбора природного газа от скважин к установке комплексной подготовки газа (УКПГ) по газопроводам. №1393901, which comprises a gas collection system for installation of wells complex gas (GPP) through pipelines. Система содержит также централизованный пункт подачи ингибитора гидратообразования, например метанола, который обеспечивает подвод его от насосного блока через коллектор к точкам ввода в газопровод. The system also comprises a central feed point hydrate inhibitor such as methanol, which ensures its supply from the pump unit through the collector to an input to the pipeline points. На каждой линии подачи ингибитора к точке ввода установлены электроуправляемые двухпозиционные клапаны, соединенные с управляющим устройством. At each supply line to the inlet point of the inhibitor installed electrically-off valves connected to the control device. Недостатком рассмотренной системы (прототипа) является то, что при распределении потока по многоканальным устройствам с независимыми каналами регулируемой подачи по каждому каналу, излишки нагнетаемой насосом жидкости требуется сбрасывать на приемную емкость, что энергетически нецелесообразно, поскольку предполагает постоянную работу насосного агрегата большой производительности на полную мощность. A disadvantage of the considered system (prior art) is that in the distribution of flow over the multichannel devices with independent channels regulated supply for each channel, the excess pumping pump liquid to be reset to a receptacle that is energetically inexpedient, as it involves continuous operation of the pump unit high performance at full capacity .

Целью предлагаемого изобретения является устранение этого недостатка, а техническим результатом - расширение функциональных возможностей системы управления потоками ингибитора, подаваемого по независимым управляемым каналам к каждой точке. The aim of the invention is to eliminate this disadvantage, and the technical result - expanding functionality flow control system inhibitor, supplied by independent control channels to each point.

Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемой системе функционально объединены технические средства, обеспечивающие централизованное нагнетание ингибитора к исполнительным устройствам, и технические средства, обеспечивающие заданный режим нагнетания по избыточному рабочему давлению в системе подачи и распределения ингибитора. The goal is achieved by the fact that in the proposed system is functionally combined technical means providing centralized injection of the inhibitor to the actuators, and means providing a predetermined discharge mode operating pressure in the system of supply and distribution of the inhibitor.

На чертеже представлена схема предлагаемой системы, которая содержит: The drawing shows a diagram of the proposed system, which comprises:

- один или несколько насосных агрегатов (поз.1) с электроприводами (поз.2), осуществляющих подачу ингибитора в общий коллектор (поз.3); - one or several pump units (position 1) with electric (item 2), carrying out the supply of the inhibitor to a common header (item 3);

- аккумулятор давления (поз.4), установленный на нагнетательной линии насосов для сглаживания пульсаций при работе агрегатов на общий коллектор; - a pressure accumulator (item 4) mounted on the pump discharge line for smoothing pulsations during operation units on a common manifold;

- датчик избыточного давления (поз.5) на общем коллекторе (поз.3), выходной сигнал которого подается на ПИД-регулятор преобразователя частоты (поз.6), осуществляющего регулирование частоты вращения электропривода (поз.5); - the excess pressure sensor (item 5) at the common manifold (item 3), the output of which is fed to the PID controller of the frequency converter (item 6), performing control actuator speed (item 5);

- регулятор давления прямого действия типа «до себя» (поз.7), вход которого соединен с нагнетательной линией высокого давления, а выход - со сбросной линией низкого давления; - a pressure regulator "prior" direct acting type (position 7), whose input is connected to the high pressure discharge line, and an output - with low pressure relief line;

- регулятор давления прямого действия типа «после себя» (поз.8), включенный между общим коллектором (поз.3) и исполнительными устройствами (поз.9) подачи ингибитора на технологическое оборудование (поз.10) и обеспечивающий допустимый перепад давлений на группу дозирующих клапанов подачи ингибитора в технологические аппараты, давление в которых значительно ниже общего давления подачи; - direct acting pressure regulator such as "behind" (position 8) connected between the common collector (item 3) and the actuators (position 9) feeding inhibitor on the process equipment (position 10) and providing the allowable pressure drop across the group inhibitor feed metering valve technology apparatus, in which the pressure is significantly below the total feed pressure;

- управляемые исполнительные устройства блоков ввода ингибитора (поз.11), установленные на входах индивидуальных метанолопроводов (поз.12), подающих метанол на газовые скважины (поз.13); - controllable actuators inhibitor input blocks (item 11) mounted on the individual inputs metanoloprovodov (position 12), feeding methanol at a gas well (pos.13);

- неуправляемые блоки распределения ингибитора между скважинами куста (поз.14), подключенные к выходам метанолопроводов (поз.12); - unmanaged inhibitor blocks distribution between wells bush (pos.14) connected to the outputs metanoloprovodov (position 12);

- управляющее устройство (поз.15), осуществляющее управление исполнительными клапанами К 1 …К n (поз.9, 11). - the control device (poz.15) performing executive control valves K 1 ... K n (position 9, 11). Клапаны К 1 …К n обеспечивают дозирование ингибитора в защищаемые точки, а управление клапанами осуществляется блоком управления вводом ингибитора по заданной программе времяимпульсным способом, при котором клапан, имеющий ограничивающий дроссель, открывается на заданное время. Valves K 1 ... K n provide dosing of the inhibitor in the protected point, and valve control is an input control unit inhibitor for a given program transit-time method in which a valve having a limiting throttle is opened for a predetermined time.

Клапаны К 2.1 …К 2.n обеспечивают дозирование ингибитора на кусты скважин или индивидуально на скважину. Valves A 2.1 ... 2.n To ensure dosing inhibitor wells bushes or individually per well. Клапаны также управляются блоком управления вводом ингибитора (поз.15). The valves are also controlled by the input control unit inhibitor (poz.15). Распределение потока ингибитора между скважинами куста, не имеющего внешнего энергообеспечения и дистанционного управления, осуществляется посредством исполнительных устройств (поз.13), настраиваемых на заданную величину расхода для каждой скважины вручную и автоматически обеспечивающих заданное соотношение расходов при изменении давления в общем трубопроводе. The distribution between the bush inhibitor wells stream having no external power supply and a remote control is carried out by actuators (pos.13) adjustable to a predetermined flow rate for each well manually and automatically providing a predetermined flow ratio as the pressure changes in the common duct.

Система работает следующим образом. The system works as follows.

Ингибитор из приемной емкости подается электронасосным агрегатом в общий коллектор, давление в котором стабилизируется автоматическим контуром регулирования «датчик давления - частотный преобразователь - электропривод насоса» с использованием встроенного ПИД-регулятора в частотном преобразователе. The inhibitor of the receiving container is supplied electric pump unit in common collector, wherein the pressure control loop is stabilized automatic "pressure sensor - inverter - Electric pump" by using the built-in PID frequency converter. Давление в коллекторе поддерживается на уровне заданного Р зад за счет автоматического регулирования частоты вращения приводов насосных агрегатов. The pressure in the reservoir is maintained at a predetermined butt P by automatically adjusting the rotational speed of pump drive units.

С целью защиты оборудования и трубопроводов в переходных режимах регулирования давления в системе подачи, на коллекторе нагнетания установлен регулятор давления прямого действия, обладающий большим быстродействием и обеспечивающий сброс жидкости из коллектора на входную линию насосов в момент перерегулирования. In order to protect equipment and piping in transient pressure control mode in the feeding system is installed on the discharge manifold direct acting pressure regulator having a large operating speed and providing a fluid discharge from the manifold to the input line at the time of pumps overshoot.

Стабилизированное давление в системе нагнетания ингибитора распределяется по точкам ввода. Stable pressure in the inhibitor injection system is distributed to the input points. Точность заданного расхода по каждой точке обеспечивается регулятором расхода прямого действия, установленного на отборной линии между коллектором нагнетания и исполнительными клапанами. Accuracy predetermined rate for each point provided by the flow regulator directly acts on the set of selected discharge line between the collector and the actuating valves. Регулятор давления обеспечивает поддержание требуемого перепада давления на исполнительных устройствах (клапанах). The pressure regulator maintains the desired differential pressure at the actuators (valves).

Настройка регулятора (поз.8) обеспечивает задание необходимого давления P 1 в широком диапазоне, что придает системе универсальность при использовании на различных по технологическому режиму объектах газодобычи. Controller adjustment (position 8) provides a reference pressure P 1 necessary in a wide range, giving the system versatility for use in different technological mode gas production facilities.

Если давление в точках ввода Р 2 выше, чем давление Р 1 , то ввод ингибитора производится непосредственно из общего коллектора со стабилизированным давлением Р. If the pressure in the inlet points P 2 higher than the pressure P 1, the inhibitor administered is made directly from a common manifold with stabilized pressure P.

Совокупность предлагаемых устройств и их взаимосвязь позволяют обеспечивать подачу ингибитора и оперативно управлять ее величиной в каждой точке или группе точек при минимальных затратах энергоресурсов и ресурсов насосного оборудования. The set of the devices and their interconnection allows to provide the inhibitor supply and efficiently manage its magnitude at each point or group of points at the minimum cost of energy resources and pumping equipment.

Claims (4)

  1. 1. Комплексная автоматизированная система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования, содержащая насосный агрегат с электроприводом, напорный коллектор, трубопроводы отбора ингибитора из коллектора, отличающаяся тем, что она содержит независимые контуры стабилизации давления, один из которых образуется датчиком давления в напорном коллекторе, выход которого соединен с автоматическим регулятором частотного преобразователя, а выход последнего соединен с электроприводом насосного агрегата, второй контур стабилизации 1. Integrated automatic distribution system and dosing hydrate inhibitor comprising a pump unit with electric discharge manifold inhibitor selection lines from the manifold, characterized in that it comprises independent circuits stabilize the pressure, one of which is formed a pressure sensor in the pressure reservoir, whose output is connected with automatic control of the frequency converter and the output of the latter is connected with the electric pump unit, the second stabilizing circuit авления образует блок регуляторов давления прямого действия, включенный в группу отборных устройств между напорным коллектором и исполнительными устройствами. ION unit forms a direct-operated pressure regulator, included in the group of selected devices between the pressure manifold and the actuators.
  2. 2. Система по п.1, отличающаяся тем, что содержит регулятор давления «после себя», образующий совместно с исполнительными устройствами одну управляемую группу устройств, обеспечивающих подачу ингибитора в защищаемые точки технологического оборудования по заданному алгоритму и программе. 2. The system according to claim 1, characterized in that the regulator comprises "behind" pressure forming, together with the actuators one manageable device group providing flow inhibitor in the protected point of the process equipment by a given algorithm and a program.
  3. 3. Система по п.1, отличающаяся тем, что содержит группу исполнительных устройств, обеспечивающих прямую управляемую программную подачу ингибитора на кусты скважин от общего коллектора. 3. The system of claim 1, characterized in that it comprises a group of actuators that provide direct control software flow inhibitor bushes wells from a common header.
  4. 4. Система по п.1, отличающаяся тем, что содержит на каждом трубопроводе подачи ингибитора на куст регулируемые устройства, обеспечивающие распределение потока ингибитора между скважинами куста в соответствии с индивидуальной настройкой для каждой скважины и автоматически поддерживающие заданное соотношение перепадов давлений. 4. The system according to claim 1, characterized in that it comprises in each supply pipe of the inhibitor on the bush adjustable devices providing flow distribution inhibitor bush between wells in accordance with individual settings for each well and automatically maintaining a predetermined ratio of pressure differences.
RU2008113485A 2008-04-07 2008-04-07 Complex automation system of hydrat formation ihybitor distribution and dosage RU2376451C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008113485A RU2376451C1 (en) 2008-04-07 2008-04-07 Complex automation system of hydrat formation ihybitor distribution and dosage

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008113485A RU2376451C1 (en) 2008-04-07 2008-04-07 Complex automation system of hydrat formation ihybitor distribution and dosage

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2008113485A true RU2008113485A (en) 2009-10-20
RU2376451C1 true RU2376451C1 (en) 2009-12-20

Family

ID=41262400

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008113485A RU2376451C1 (en) 2008-04-07 2008-04-07 Complex automation system of hydrat formation ihybitor distribution and dosage

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2376451C1 (en)

Cited By (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2013085410A1 (en) * 2011-12-09 2013-06-13 Schlumberger Canada Limited Well treatment
US8490698B2 (en) 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content methods and slurries
US8490699B2 (en) 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods
US8505628B2 (en) 2010-06-30 2013-08-13 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurries, systems and methods
US8511381B2 (en) 2010-06-30 2013-08-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods and systems
US8607870B2 (en) 2010-11-19 2013-12-17 Schlumberger Technology Corporation Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well
US8662172B2 (en) 2010-04-12 2014-03-04 Schlumberger Technology Corporation Methods to gravel pack a well using expanding materials
US8936082B2 (en) 2007-07-25 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry systems and methods
US9080440B2 (en) 2007-07-25 2015-07-14 Schlumberger Technology Corporation Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
RU2559268C1 (en) * 2014-02-12 2015-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" (ООО "Газпром добыча Ноябрьск) Adaptive control system for productivity of gas well pad
RU2559383C1 (en) * 2014-05-28 2015-08-10 Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" Hydrate formation inhibitor supply device
US9133387B2 (en) 2011-06-06 2015-09-15 Schlumberger Technology Corporation Methods to improve stability of high solid content fluid
US9388335B2 (en) 2013-07-25 2016-07-12 Schlumberger Technology Corporation Pickering emulsion treatment fluid
US9528354B2 (en) 2012-11-14 2016-12-27 Schlumberger Technology Corporation Downhole tool positioning system and method
US9803457B2 (en) 2012-03-08 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
RU2637245C1 (en) * 2016-10-10 2017-12-01 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" System for automatic feed of inhibitor of hydrate formation into lines of gas field
US9850423B2 (en) 2011-11-11 2017-12-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
US9863228B2 (en) 2012-03-08 2018-01-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid

Cited By (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8490698B2 (en) 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content methods and slurries
US8490699B2 (en) 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods
US8936082B2 (en) 2007-07-25 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry systems and methods
US9080440B2 (en) 2007-07-25 2015-07-14 Schlumberger Technology Corporation Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
US8662172B2 (en) 2010-04-12 2014-03-04 Schlumberger Technology Corporation Methods to gravel pack a well using expanding materials
US8505628B2 (en) 2010-06-30 2013-08-13 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurries, systems and methods
US8511381B2 (en) 2010-06-30 2013-08-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods and systems
US8607870B2 (en) 2010-11-19 2013-12-17 Schlumberger Technology Corporation Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well
US9133387B2 (en) 2011-06-06 2015-09-15 Schlumberger Technology Corporation Methods to improve stability of high solid content fluid
US9850423B2 (en) 2011-11-11 2017-12-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
WO2013085410A1 (en) * 2011-12-09 2013-06-13 Schlumberger Canada Limited Well treatment
US9803457B2 (en) 2012-03-08 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US9863228B2 (en) 2012-03-08 2018-01-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US9528354B2 (en) 2012-11-14 2016-12-27 Schlumberger Technology Corporation Downhole tool positioning system and method
US9388335B2 (en) 2013-07-25 2016-07-12 Schlumberger Technology Corporation Pickering emulsion treatment fluid
RU2559268C1 (en) * 2014-02-12 2015-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" (ООО "Газпром добыча Ноябрьск) Adaptive control system for productivity of gas well pad
RU2559383C1 (en) * 2014-05-28 2015-08-10 Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" Hydrate formation inhibitor supply device
RU2637245C1 (en) * 2016-10-10 2017-12-01 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" System for automatic feed of inhibitor of hydrate formation into lines of gas field

Also Published As

Publication number Publication date Type
RU2008113485A (en) 2009-10-20 application

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US5520333A (en) Tube metering control system
US5728287A (en) Method and apparatus for generating oxygenated water
US5193744A (en) Automatic water-spray fertilizing apparatus
US6245224B1 (en) Water quality management system
US2362747A (en) Irrigation system
US3917174A (en) Drip irrigation system
US3917166A (en) Drip irrigation method
US4243522A (en) Method and apparatus for utilizing heat content in waste water
GB2430856A (en) Vertically arranged plant containers
KR101090279B1 (en) Nutrient solution supply system
CN101803507A (en) Bypass automatic fertigation device and method thereof
US4917535A (en) Pressure compensating flow rate control device with dual operating modes
CN2566604Y (en) Pipe fertilizer filling type variable frequency fertilizer applicator
CN201376921Y (en) Multi-channel paratactic combination feed-water automatic oxygenation device for power plant boiler
RU2340835C2 (en) Automated data system for control and monitoring of heating boiler-house with hot-water boilers operation
RU2329371C1 (en) Method of hydration control in intrafield flowlines of gas and gas-condensate pools in far north
Merriam et al. Flexible irrigation systems: Concept, design, and application
CN2640213Y (en) Full automatic integrated machine for irrigating, fertilizing and filtering
CN202379790U (en) Neutralization reactor
JPH0947121A (en) Chemical mixing apparatus
KR101407857B1 (en) nutrient solution supply system with ventury
CN103155755A (en) Pump injection type water-saving irrigation and fertilization device
JP2000209964A (en) Method and device for equally sprinkling irrigation water and enhancing freedom of irrigation time
EP1428800A1 (en) Process and device for controlling and regulating a waste water treatment process
CN102174882A (en) Medium-pressure gas collection technique based on cluster well