RU2376451C1 - Complex automation system of hydrat formation ihybitor distribution and dosage - Google Patents
Complex automation system of hydrat formation ihybitor distribution and dosage Download PDFInfo
- Publication number
- RU2376451C1 RU2376451C1 RU2008113485/03A RU2008113485A RU2376451C1 RU 2376451 C1 RU2376451 C1 RU 2376451C1 RU 2008113485/03 A RU2008113485/03 A RU 2008113485/03A RU 2008113485 A RU2008113485 A RU 2008113485A RU 2376451 C1 RU2376451 C1 RU 2376451C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- inhibitor
- supply
- well
- devices
- Prior art date
Links
Images
Abstract
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 the gas production industries and is intended to control the flow of the supplied inhibitor to the natural gas flows to prevent hydrate formation in them.
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. Газовые скважины этих месторождений более, чем на вновь разрабатываемых, подвержены обводнению призабойной зоны, выносу влаги в газосборную сеть.The task of regulating the supply of inhibitors for the gas industry has become especially urgent at the present time, when it was time to exploit the "old" gas condensate fields, such as Urengoyskoye, Yamburgskoye, which have developed their potential by 60-70 percent. The gas wells of these fields are more susceptible to flooding of the bottom-hole zone and to moisture transfer to the gas gathering network than in the newly developed ones.
При этом происходит понижение температуры газа, что приводит к образованию гидратов в скважинах, в газосборной сети промысла, шлейфах и технологических аппаратах.In this case, the gas temperature decreases, which leads to the formation of hydrates in the wells, in the gas gathering network of the field, plumes and technological devices.
Газогидратный режим при эксплуатации месторождений является одним из самых негативных явлений, обуславливающим аварийные ситуации на газопроводах, скважинах. Это, в свою очередь, требует использования различных мер по предупреждению процесса гидратообразования, одной из которых является ввод ингибитора в газовые потоки.The gas hydrate mode during field operation is one of the most negative phenomena causing emergency situations at gas pipelines and wells. This, in turn, requires the use of various measures to prevent hydrate formation, one of which is the introduction of an inhibitor into gas streams.
Процесс ингибирования заключается в подаче по специальной трубопроводной сети ингибитора в защищаемые участки газопроводов, который может производиться различными способами.The inhibition process consists in supplying an inhibitor through a special pipeline network to the protected sections of gas pipelines, 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 introduce methanol (the most common inhibitor) into the gas stream, either special methanol containers (methanol containers) or metering pumps are used.
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. Расход метанола при этом регулируют вручную при помощи игольчатого вентиля или автоматически, по сигналу от электроконтактного манометра, измеряющего давление газа в трубопроводе. Недостатком данного способа является частое периодическое обслуживание и пополнение метанольной емкости, что весьма проблематично в условиях северных месторождений, особенно в зимний период года.The methanol tank is set slightly above the entry point of the inhibitor and is communicated both on the bottom and top with the gas stream so that methanol can by gravity enter the gas line. The methanol flow rate is then controlled manually using a needle valve or automatically, according to a signal from an electric contact pressure gauge that measures the gas pressure in the pipeline. The disadvantage of this method is the frequent periodic maintenance and replenishment of methanol capacity, which is very problematic in the conditions of northern deposits, especially in the winter season.
При использовании дозировочных насосов метанол в каждую точку подают своим насосом (индивидуальное дозирование). Регулирование расхода при этом осуществляется вручную, изменением производительности дозировочных насосов.When using dosing pumps, methanol is supplied to each point with its own pump (individual dosing). At the same time, flow control is carried out manually, by changing 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».Dosed supply by pumps to each point is carried out using domestic pumps ND, or when using multipoint metering devices with a common electric drive, for example, metering multipoint units of Bran & Lyubbe company.
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. Все эти факторы предопределили ограниченность применения способа.The disadvantage of this method is the high cost of dosing equipment, as well as the fact that individual dosing requires considerable labor to maintain a fleet of pumping equipment, since the number of entry points in one gas collection network is about 100, and on the other hand, it is complex and expensive equipment. All these factors predetermined the limited application 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 of centralized supply of an inhibitor from a high-capacity electric pump unit that overlaps the total supply at all input points to a common collector with subsequent distribution from it are most widely used in domestic fields.
Известно, например, устройство управления подачей ингибитора гидратообразования в газопроводы по а.с. №1393901, которое содержит систему сбора природного газа от скважин к установке комплексной подготовки газа (УКПГ) по газопроводам. Система содержит также централизованный пункт подачи ингибитора гидратообразования, например метанола, который обеспечивает подвод его от насосного блока через коллектор к точкам ввода в газопровод. На каждой линии подачи ингибитора к точке ввода установлены электроуправляемые двухпозиционные клапаны, соединенные с управляющим устройством. 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.It is known, for example, a device for controlling the flow of an inhibitor of hydrate formation in gas pipelines along the AS No. 1393901, which contains a system for collecting natural gas from wells to an integrated gas treatment unit (UKPG) through gas pipelines. The system also contains a centralized point of supply of a hydrate inhibitor, for example methanol, which supplies it from the pumping unit through the collector to the points of entry into the gas pipeline. On each supply line of the inhibitor to the input point, electrically controlled on-off valves are installed connected to the control device. The disadvantage of the considered system (prototype) is that when the flow is distributed over multichannel devices with independent channels of controlled supply for each channel, the excess liquid pumped by the pump must be dumped to the receiving tank, which is energetically impractical, since it assumes constant operation of the pump unit with high capacity at full power .
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 drawback, and the technical result is the expansion of the functionality of the flow control system of the inhibitor supplied through independent controlled 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.This goal is achieved by the fact that the proposed system functionally combines technical means that provide centralized injection of the inhibitor to the actuators, and technical means that provide the specified injection mode for excessive working pressure in the supply and distribution system of the inhibitor.
На чертеже представлена схема предлагаемой системы, которая содержит:The drawing shows a diagram of the proposed system, which contains:
- один или несколько насосных агрегатов (поз.1) с электроприводами (поз.2), осуществляющих подачу ингибитора в общий коллектор (поз.3);- one or more pumping units (pos. 1) with electric drives (pos. 2), supplying the inhibitor to the common collector (pos. 3);
- аккумулятор давления (поз.4), установленный на нагнетательной линии насосов для сглаживания пульсаций при работе агрегатов на общий коллектор;- a pressure accumulator (pos. 4) installed on the discharge line of the pumps to smooth out pulsations during operation of the units on a common collector;
- 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);- an overpressure sensor (pos. 5) on the common collector (pos. 3), the output signal of which is supplied to the PID controller of the frequency converter (pos. 6), which controls the frequency of rotation of the electric drive (pos. 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;- direct pressure regulator of type “to oneself” (pos. 7), the input of which is connected to the discharge line of high pressure, and the output to the discharge line of low pressure;
- 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 pressure regulator of the type "after oneself" (pos. 8), connected between a common collector (pos. 3) and actuators (pos. 9) for supplying an inhibitor to technological equipment (pos. 10) and providing an allowable pressure difference per group inhibitor dosing valves to technological devices, the pressure of which is significantly lower than the total supply pressure;
- управляемые исполнительные устройства блоков ввода ингибитора (поз.11), установленные на входах индивидуальных метанолопроводов (поз.12), подающих метанол на газовые скважины (поз.13);- controlled actuators of inhibitor input units (pos. 11) installed at the inputs of individual methanol pipelines (pos. 12) that supply methanol to gas wells (pos. 13);
- неуправляемые блоки распределения ингибитора между скважинами куста (поз.14), подключенные к выходам метанолопроводов (поз.12);- uncontrolled blocks of distribution of the inhibitor between the wells of the cluster (pos. 14), connected to the outputs of the methanol pipelines (pos. 12);
- управляющее устройство (поз.15), осуществляющее управление исполнительными клапанами К1…Кn (поз.9, 11). Клапаны К1…Кn 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.- a control device (pos. 15) that controls the executive valves K 1 ... K n (pos. 9, 11). Valves K 1 ... K n provide dosing of the inhibitor to the protected points, and the valves are controlled by the inhibitor input control unit according to the specified program in a time-pulse manner, in which the valve having a limiting throttle opens for a predetermined time.
Клапаны К2.1…К2.n обеспечивают дозирование ингибитора на кусты скважин или индивидуально на скважину. Клапаны также управляются блоком управления вводом ингибитора (поз.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.Valves K 2.1 ... K 2.n provide dosing of the inhibitor to well clusters or individually to the well. The valves are also controlled by an inhibitor input control unit (key 15). The distribution of the inhibitor flow between the wells of the cluster, which does not have external power supply and remote control, is carried out by means of actuators (pos. 13), manually adjusted to a given flow rate for each well and automatically providing a predetermined flow ratio when the pressure in the common pipeline changes.
Система работает следующим образом.The system operates 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. Давление в коллекторе поддерживается на уровне заданного Рзад за счет автоматического регулирования частоты вращения приводов насосных агрегатов.The inhibitor from the receiving tank is fed by an electric pump unit to a common collector, the pressure in which is stabilized by an automatic control circuit "pressure sensor - frequency converter - pump electric drive" using the built-in PID controller in the frequency converter. The pressure in the manifold is maintained at the level set by P ass due to the automatic control of the rotational speed of the pump unit drives.
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 pipelines during transient pressure control in the supply system, a direct-acting pressure regulator is installed on the discharge manifold, which has a high speed and ensures the discharge of fluid from the manifold to the pump inlet line at the time of overshoot.
Стабилизированное давление в системе нагнетания ингибитора распределяется по точкам ввода. Точность заданного расхода по каждой точке обеспечивается регулятором расхода прямого действия, установленного на отборной линии между коллектором нагнетания и исполнительными клапанами. Регулятор давления обеспечивает поддержание требуемого перепада давления на исполнительных устройствах (клапанах).The stabilized pressure in the injection system of the inhibitor is distributed at the points of entry. The accuracy of a given flow rate at each point is ensured by a direct-acting flow regulator installed on a selective line between the discharge manifold and actuating valves. The pressure regulator ensures the maintenance of the required differential pressure on the actuators (valves).
Настройка регулятора (поз.8) обеспечивает задание необходимого давления P1 в широком диапазоне, что придает системе универсальность при использовании на различных по технологическому режиму объектах газодобычи.Setting the regulator (pos. 8) ensures that the required pressure P 1 is set in a wide range, which gives the system universality when used at various gas production facilities according to the technological mode.
Если давление в точках ввода Р2 выше, чем давление Р1, то ввод ингибитора производится непосредственно из общего коллектора со стабилизированным давлением Р.If the pressure at the entry points P 2 is higher than the pressure P 1 , then the input of the inhibitor is made directly from a common reservoir with a 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 combination of the proposed devices and their interconnection make it possible to ensure the supply of an inhibitor and to quickly manage its value at each point or group of points with minimal energy and pumping equipment resources.
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008113485/03A 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 |
---|---|---|---|
RU2008113485/03A 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 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 |
---|---|---|---|
RU2008113485/03A 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 (25)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2013085410A1 (en) * | 2011-12-09 | 2013-06-13 | Schlumberger Canada Limited | Well treatment |
US8490699B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
US8490698B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
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 |
US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
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 |
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 |
RU2705977C1 (en) * | 2019-05-08 | 2019-11-12 | Николай Дмитриевич Войтех | Method of dispensing liquid chemical reagents into process media and system for its implementation |
RU2761000C1 (en) * | 2020-10-02 | 2021-12-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for preventing ice formation in a gas collecting pipeline |
RU2762323C1 (en) * | 2021-05-05 | 2021-12-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Ice formation prevention system in the gas gathering pipeline |
RU2804451C1 (en) * | 2022-12-01 | 2023-09-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Оренбург" | Dosing device for corrosion and hydrate inhibitor |
-
2008
- 2008-04-07 RU RU2008113485/03A patent/RU2376451C1/en active
Cited By (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
US8490699B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
US8490698B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
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 |
US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
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 |
US10351762B2 (en) | 2011-11-11 | 2019-07-16 | 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 |
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 |
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 |
RU2705977C1 (en) * | 2019-05-08 | 2019-11-12 | Николай Дмитриевич Войтех | Method of dispensing liquid chemical reagents into process media and system for its implementation |
RU2761000C1 (en) * | 2020-10-02 | 2021-12-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for preventing ice formation in a gas collecting pipeline |
RU2761000C9 (en) * | 2020-10-02 | 2021-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for preventing ice formation in a gas collecting pipeline |
RU2762323C1 (en) * | 2021-05-05 | 2021-12-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Ice formation prevention system in the gas gathering pipeline |
RU2804451C1 (en) * | 2022-12-01 | 2023-09-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Оренбург" | Dosing device for corrosion and hydrate inhibitor |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2008113485A (en) | 2009-10-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2376451C1 (en) | Complex automation system of hydrat formation ihybitor distribution and dosage | |
CN101275459B (en) | Controlling flows in a well | |
CN108104208B (en) | Method for controlling a reservoir water supply pump device and reservoir water supply pump device | |
RU2637245C1 (en) | System for automatic feed of inhibitor of hydrate formation into lines of gas field | |
JP7418288B2 (en) | Water supply and distribution management systems, field water management equipment, and irrigation water management equipment | |
RU2709044C1 (en) | Method of automatic control of capacity of installation of low-temperature gas separation in conditions of extreme north | |
RU127809U1 (en) | DISTRIBUTION AND DOSING SYSTEM FOR HYDRATE FORMATION INHIBITOR | |
Montazar et al. | Centralized controller for the Narmada main canal | |
CN109442817B (en) | Water power balance system of plant chilled water supply network | |
RU2545204C1 (en) | System of cluster water injection to reservoir | |
Darvini et al. | Pressure control for WDS management. A case study | |
RU2559383C1 (en) | Hydrate formation inhibitor supply device | |
RU2520119C1 (en) | Reservoir pressure maintenance system | |
CN201071325Y (en) | Oxygen supply system for aeration tank | |
RU164342U1 (en) | DISTRIBUTION AND DOSING BLOCK FOR HYDRATE FORMATION INHIBITOR | |
RU2278248C2 (en) | Method and device to control formation pressure keeping system | |
US5710717A (en) | Method for predicting and adjusting the distribution of two-phase fluids flowing through a piping network | |
RU2687519C1 (en) | Inhibitor supply automatic control method for the hydrates formation prevention in located in the far north regions integrated / preliminary gas preparation installations gathering systems | |
Rogers et al. | Subsurface drip irrigation (SDI) components: Minimum requirements | |
CN203930457U (en) | Power plant water total digitalization monitoring system and self-equilibrating water utilities system | |
CN105672962A (en) | Air foam flow distribution device and method | |
CN205444317U (en) | Integration feed water treatment equipment | |
RU2634754C1 (en) | Method of automatic distribution of total gas flow through pressure wells in water-gas method effect on formation | |
CN219429740U (en) | Sewage multipath water taking control system | |
RU107450U1 (en) | NUTRITIONAL IRRIGATION SYSTEM |