RU2675833C2 - Способ и система для предотвращения замерзания воды с низкой соленостью в морском подводящем трубопроводе для нагнетания воды с низкой соленостью - Google Patents
Способ и система для предотвращения замерзания воды с низкой соленостью в морском подводящем трубопроводе для нагнетания воды с низкой соленостью Download PDFInfo
- Publication number
- RU2675833C2 RU2675833C2 RU2016131835A RU2016131835A RU2675833C2 RU 2675833 C2 RU2675833 C2 RU 2675833C2 RU 2016131835 A RU2016131835 A RU 2016131835A RU 2016131835 A RU2016131835 A RU 2016131835A RU 2675833 C2 RU2675833 C2 RU 2675833C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- water
- supply pipe
- valve
- low salinity
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing, limiting or eliminating the deposition of paraffins or like substances
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
Abstract
Группа изобретений относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к предотвращению замерзания воды в морских трубопроводах. Способ включает обеспечение подводящего трубопровода с системой контроля давления, которая поддерживает давление среды внутри подводящего трубопровода выше 200 бар на всем протяжении эксплуатации с нагнетанием воды с низкой соленостью и временных периодов останова подводящего трубопровода, во время которых подводящий трубопровод остается заполненным неподвижной водой с низкой соленостью. Система контроля давления содержит насос, противоточный забойный клапан, поточный забойный клапан и средства для закрывания поточного и противоточного клапанов. Повышается эффективность и надежность предотвращения замерзания подводящих трубопроводов. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу и системе для предотвращения замерзания воды с низкой соленостью в морском трубопроводе для нагнетания воды с низкой соленостью.
Уровень техники
Из международных патентных заявок WO 2012/051511, WO 2010/092097 и WO 2010/092095 известно об увеличении добычи нефти (EOR) посредством нагнетания опресненной воды в нефтесодержащий пласт.
На морских объектах воду с низкой соленостью можно получать посредством опреснения морской воды на морской платформе с последующим нагнетанием потока опресненной воды по подводящему трубопроводу для нагнетания морской воды в подводное устье нагнетательной скважины для нагнетания опресненной морской воды.
В условиях Севера и глубоководных условиях обычная температура воды у морского дна может составлять -2 градуса Цельсия. При такой минусовой температуре морская вода, окружающая морской подводящий трубопровод, не замерзает, но опресненная вода, нагнетаемая в подводящий трубопровод для нагнетания морской воды, может замерзать и забивать и разрушать трубопровод, если течение воды с низкой соленостью будет временно прекращено, например, из-за нарушения режима нагнетания.
После таяния содержимое трубопровода будет выливаться в море, и подводящий трубопровод будет требовать замены, что приведет к отклонению прогнозных показателей добычи и незапланированным расходам.
Известные технические решения для предотвращения замерзания подводящих трубопроводов для нагнетания морской воды предусматривают нагрев подводящих трубопроводов, изоляцию и/или нагнетание противоморозных добавок, что является экономически неэффективным как в отношении монтажа, так и в отношении эксплуатации, и требует активного мониторинга подводящего трубопровода и/или использования систем нагнетания антифриза, которые склонны к работе с перебоями. Потенциальное обесточивание платформы является сценарием, при котором прекращается не только нагнетание опресненной воды, но и нагрев и/или нагнетание антифриза.
Существует необходимость в усовершенствованных способе и системе для предотвращения замерзания подводящих трубопроводов для нагнетания морской опресненной воды, которые являются экономически эффективными и менее подверженными выходу из строя по сравнению с имеющимися системами нагрева, изоляции и нагнетания антифриза в подводящие трубопроводы.
Сущность изобретения
По изобретению предлагается способ для предотвращения замерзания воды с низкой соленостью в подводном подводящем трубопроводе для нагнетания воды с низкой соленостью, содержащий обеспечение подводящего трубопровода с системой контроля давления, которая поддерживает повышенное давление среды внутри подводящего трубопровода на всем протяжении эксплуатации с нагнетанием воды с низкой соленостью и временных периодов останова подводящего трубопровода, во время которых подводящий трубопровод остается заполненным, по существу, неподвижной водой с низкой соленостью.
Система контроля давления может быть выполнена с возможностью поддержания давления в подводящем трубопроводе выше 200 бар и, по усмотрению, выше 250 бар на всем протяжении эксплуатации с нагнетанием воды и периодов останова и может содержать:
- насос, который нагнетает воду с низкой соленостью при повышенном давлении в подводящий трубопровод во время эксплуатации с нагнетанием воды с низкой соленостью;
- противоточный забойный клапан, установленный рядом с передним концом морского подводящего трубопровода;
- поточный забойный клапан, установленный рядом с задним концом морского подводящего трубопровода; и
- средства для первоначального закрывания поточного клапана и последующего закрывания противоточного клапана перед выключением насоса в начале каждого периода останова.
По изобретению также предлагается система для предотвращения замерзания воды с низкой соленостью в подводном трубопроводе для нагнетания воды с низкой соленостью, содержащая систему контроля давления, выполненную с возможностью поддержания повышенного давления среды в подводящем трубопроводе на всем протяжении эксплуатации с нагнетанием воды с низкой соленостью и временных периодов останова подводящего трубопровода, во время которых подводящий трубопровод остается заполненным, по существу, неподвижной водой с низкой соленостью.
Противоточный и поточный забойные клапаны могут быть блокировочными клапанами, и система контроля давления также может содержать датчик давления, выдающий аварийный сигнал, когда давление внутри подводящего трубопровода падает ниже заданного давления.
Кроме того, трубопровод нагнетания опресненной воды может быть выполнен с возможностью нагнетания опресненной морской воды в нефтесодержащий подводный пласт для увеличения добычи нефти (EOR) из пласта.
Эти и другие отличительные признаки, варианты выполнения и преимущества способа и системы по изобретению описаны в приложенной формуле изобретения, реферате и приведенном ниже подробном описании неограничивающих вариантов выполнения, показанных на приложенном чертеже, при этом в приведенном описании используются номера позиций, которые относятся к соответствующим номерам позиций на чертеже.
Краткое описание чертежа
На фиг. 1 показан подводящий трубопровод для нагнетания морской опресненной воды, в котором замерзание опресненной воды предотвращается согласно способу и системе по изобретению.
Подробное описание показанного варианта выполнения
На фиг. 1 показана морская платформа 1 для добычи сырой нефти из морских нефтяных пластов 2, содержащих сырую нефть.
Сырая нефть добывается из одной или нескольких скважин 3 для добычи сырой нефти, и для стимулирования добычи сырой нефти в пласт 2 через скважину 4 для нагнетания воды с низкой соленостью нагнетается вода (H2O) с низкой соленостью.
Нагнетаемую воду (Н2О) с низкой соленостью получают посредством обессоливания морской воды в водоопреснительной установке 5 на платформе 1 для добычи нефти, после чего опресненная вода (Н2О) нагнетается в нагнетательную скважину с помощью насоса 6 и подводящего трубопровода 7 для нагнетания опресненной морской воды, который продолжается вдоль морского дна 8 от основания морской платформы 1 до устья нагнетательной скважины 4.
Система по изобретению также оборудована противоточным забойным клапаном 10 и поточным забойным клапаном 11, которые выполнены с возможностью закрывания перед выключением насоса 6 в конце цикла нагнетания опресненной воды.
Закрывание забойных клапанов 10 и 11 перед выключением насоса 6 обеспечивает система контроля давления, которая может поддерживать достаточно высокое давление в подводящем трубопроводе 7 таким образом, чтобы температура замерзания опресненной воды (Н2О) опускалась до/ниже обычной температуры морской воды. Для обычной температуры морской воды -2 градуса Цельсия у морского дна в подводящем трубопроводе 7 для нагнетания опресненной морской воды у морского дна требуется поддерживать минимальное давление -395,2*(((273,16-2)/273,16)∧9-1)=25,3 МПа=253 бар.
Во многих случаях это фактически означает, что во время периодов останова, когда прерывается нагнетание опресненной воды (Н2О), давление опресненной воды (Н2О) в трубопроводе 7 для нагнетания поддерживается равным или практически равным давлению, при котором опресненная вода (Н2О) нагнетается в подводное устье 9 скважины.
Забойные клапаны 10 и 11 могут состоять из комплекта блокировочных клапанов с каждого конца трубопровода 7, которые автоматически отсекают давление, как только прерывается течение опресненной воды по трубопроводу 7, например, из-за выключения нагнетательного насоса 6.
Во избежание замерзания подводного трубопровода 7 в случае прерывания течения на длительный период времени, например, более чем на день или на неделю, из трубопровода 7 может быть слита вода, и он может быть заполнен средой, которая не замерзает при обычной температуре у морского дна ниже нуля. Эта среда может содержать морскую воду или опресненную вод, к которой добавлена противоморозная добавка, например, метанол и/или моноэтиленгликоль (MEG).
Claims (22)
1. Способ для предотвращения замерзания воды с низкой соленостью в морском подводящем трубопроводе, включающий в себя обеспечение подводящего трубопровода с системой контроля давления, которая поддерживает давление среды внутри подводящего трубопровода выше 200 бар на всем протяжении эксплуатации с нагнетанием воды с низкой соленостью и временных периодов останова подводящего трубопровода, во время которых подводящий трубопровод остается заполненным, по существу, неподвижной водой с низкой соленостью, при этом система контроля давления содержит насос, противоточный забойный клапан, поточный забойный клапан и средства для закрывания поточного и противоточного клапанов.
2. Способ по п. 1, в котором система контроля давления поддерживает давление внутри подводящего трубопровода выше 250 бар на всем протяжении эксплуатации с нагнетанием и периодов останова.
3. Способ по любому из пп. 1, 2, в котором:
- насос нагнетает воду с низкой соленостью при давлении в подводящий трубопровод во время эксплуатации с нагнетанием воды с низкой соленостью;
- противоточный забойный клапан установлен рядом с передним концом морского подводящего трубопровода;
- поточный забойный клапан установлен рядом с задним концом морского подводящего трубопровода; и
- средства для закрывания поточного и противоточного клапанов первоначально закрывают поточный клапан и после закрывают противоточный клапан перед включением насоса в начале каждого периода останова.
4. Способ по п. 3, в котором противоточный и поточный забойные клапаны являются блокировочными клапанами.
5. Способ по п. 1, в котором система контроля давления также содержит датчик давления, выдающий аварийный сигнал, когда давление внутри подводящего трубопровода падает ниже заданного давления.
6. Способ по п. 5, в котором датчик давления соединен с насосом и противоточным клапаном и выполнен с возможностью повторного пуска насоса и открывания противоточного клапана, когда давление падает ниже заданного давления во время периода останова, и закрывания противоточного клапана и последующей остановки насоса, когда датчик давления показывает, что давление в подводящем трубопроводе снова достигло заданного давления.
7. Способ по п. 1, в котором подводящий трубопровод для нагнетания опресненной воды выполнен с возможностью нагнетания опресненной морской воды в нефтесодержащий подводный пласт для увеличения добычи нефти (EOR) из пласта.
8. Система для предотвращения замерзания воды с низкой соленостью в подводном трубопроводе для нагнетания воды с низкой соленостью, содержащая систему контроля давления, выполненную с возможностью поддержания давления среды в подводящем трубопроводе выше 200 бар на всем протяжении эксплуатации с нагнетанием воды с низкой соленостью и временных периодов останова подводящего трубопровода, во время которых подводящий трубопровод остается заполненным, по существу, неподвижной водой с низкой соленостью, при этом система контроля давления содержит насос, противоточный забойный клапан, поточный забойный клапан и средства для закрывания поточного и противоточного клапанов.
9. Система по п. 8, в которой система контроля давления выполнена с возможностью поддержания давления внутри подводящего трубопровода выше 250 бар как во время эксплуатации с нагнетанием, так и периодов останова.
10. Система по любому из пп. 8-10, в которой:
- насос нагнетает воду с низкой соленостью при давлении в подводящий трубопровод во время эксплуатации с нагнетанием воды с низкой соленостью;
- противоточный забойный клапан установлен рядом с передним концом морского подводящего трубопровода;
- поточный забойный клапан установлен рядом с задним концом морского подводящего трубопровода; и
- средства для закрывания поточного и противоточного клапанов первоначально закрывают поточный клапан и после закрывают противоточный клапан перед выключением насоса в начале каждого периода останова.
11. Система по п. 8, в которой противоточный и поточный забойные клапаны являются блокировочными клапанами.
12. Система по п. 8, в которой система контроля давления также содержит датчик давления, выдающий аварийный сигнал, когда давление внутри подводящего трубопровода падает ниже заданного давления.
13. Система по п. 12, в которой датчик давления соединен с насосом и противоточным клапаном и выполнен с возможностью повторного пуска насоса и открывания противоточного клапана, когда давление падает ниже заданного давления во время периода останова, и закрывания противоточного клапана и последующей остановки насоса, когда датчик давления показывает, что давление в подводящем трубопроводе снова достигло заданного давления.
14. Система по п. 8, в которой подводящий трубопровод для нагнетания опресненной воды выполнен с возможностью нагнетания опресненной морской воды в нефтесодержащий подводный пласт для увеличения добычи нефти (EOR) из пласта.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP14150141.1 | 2014-01-03 | ||
| EP14150141 | 2014-01-03 | ||
| PCT/US2014/072025 WO2015103017A1 (en) | 2014-01-03 | 2014-12-23 | Method and system for inhibiting freezing of low salinity water in a subsea low salinity water injection flowline |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016131835A RU2016131835A (ru) | 2018-02-08 |
| RU2016131835A3 RU2016131835A3 (ru) | 2018-07-24 |
| RU2675833C2 true RU2675833C2 (ru) | 2018-12-25 |
Family
ID=49955191
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016131835A RU2675833C2 (ru) | 2014-01-03 | 2014-12-23 | Способ и система для предотвращения замерзания воды с низкой соленостью в морском подводящем трубопроводе для нагнетания воды с низкой соленостью |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9951586B2 (ru) |
| EP (1) | EP3090123B1 (ru) |
| CN (1) | CN105899754B (ru) |
| AU (1) | AU2014374091B2 (ru) |
| CA (1) | CA2935133A1 (ru) |
| RU (1) | RU2675833C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015103017A1 (ru) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10160662B2 (en) | 2016-03-15 | 2018-12-25 | Onesubsea Ip Uk Limited | Subsea fluid injection system |
| US10859084B2 (en) | 2016-04-26 | 2020-12-08 | Onesubsea Ip Uk Limited | Subsea process lubricated water injection pump |
| WO2018093456A1 (en) | 2016-11-17 | 2018-05-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Subsea reservoir pressure maintenance system |
| WO2018102008A1 (en) | 2016-12-01 | 2018-06-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Subsea produced non-sales fluid handling system and method |
| EP3427813A1 (en) * | 2017-07-12 | 2019-01-16 | BP Exploration Operating Company Limited | Method of controlling salinity of a low salinity injection water |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2213205C2 (ru) * | 2001-06-19 | 2003-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Оборудование устья водонагнетательной скважины |
| RU2213853C2 (ru) * | 2001-08-22 | 2003-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть" | Способ разработки массивной нефтяной залежи |
| WO2010092095A1 (en) * | 2009-02-13 | 2010-08-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Aqueous displacement fluid injection for enhancing oil recovery from a limestone or dolomite formation |
| RU116599U1 (ru) * | 2010-12-13 | 2012-05-27 | Федеральное Государственное Автономное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Сибирский Федеральный Университет" | Устройство для предотвращения замерзания трубопроводов |
| WO2013117741A1 (en) * | 2012-02-09 | 2013-08-15 | Bp Exploration Operating Company Limited | Enhanced oil recovery process using low salinity water |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2953204A (en) * | 1957-07-23 | 1960-09-20 | Shell Oil Co | Filtering method and apparatus for water flooding process |
| GB0124616D0 (en) * | 2001-10-12 | 2001-12-05 | Alpha Thames Ltd | A system and method for injecting water into a hydrocarbon reservoir |
| WO2005119007A1 (en) * | 2004-05-28 | 2005-12-15 | Bp Exploration Operating Company Limited | Desalination method |
| GB0416310D0 (en) * | 2004-07-21 | 2004-08-25 | Bp Exploration Operating | Method |
| WO2006062893A2 (en) * | 2004-12-06 | 2006-06-15 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for preventing slug flow in pipelines |
| GB0611710D0 (en) * | 2006-06-14 | 2006-07-26 | Vws Westgarth Ltd | Apparatus and method for treating injection fluid |
| BRPI1008278B1 (pt) | 2009-02-13 | 2019-05-21 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Método para intensificar a recuperação de óleo cru de uma formação subterrânea porosa. |
| EP2516797A4 (en) * | 2009-12-21 | 2015-05-20 | Chevron Usa Inc | SYSTEM AND METHOD FOR FLOWING WATER FROM RESERVOIRS AT SEA |
| US20120090833A1 (en) * | 2010-10-15 | 2012-04-19 | Shell Oil Company | Water injection systems and methods |
| NO20101793A1 (no) * | 2010-12-21 | 2012-01-16 | Seabox As | Teknisk system, fremgangsmåte og anvendelser for dosering av minst ett flytende behandlingsmiddel i injeksjonsvann til en injeksjonsbrønn |
| NO333264B1 (no) * | 2011-04-18 | 2013-04-22 | Siemens Ag | Pumpesystem, fremgangsmate og anvendelser for transport av injeksjonsvann til en undervanns injeksjonsbronn |
-
2014
- 2014-12-23 AU AU2014374091A patent/AU2014374091B2/en not_active Ceased
- 2014-12-23 RU RU2016131835A patent/RU2675833C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2014-12-23 CN CN201480072054.7A patent/CN105899754B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2014-12-23 CA CA2935133A patent/CA2935133A1/en not_active Abandoned
- 2014-12-23 US US15/109,296 patent/US9951586B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2014-12-23 WO PCT/US2014/072025 patent/WO2015103017A1/en active Application Filing
- 2014-12-23 EP EP14824328.0A patent/EP3090123B1/en not_active Not-in-force
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2213205C2 (ru) * | 2001-06-19 | 2003-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Оборудование устья водонагнетательной скважины |
| RU2213853C2 (ru) * | 2001-08-22 | 2003-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть" | Способ разработки массивной нефтяной залежи |
| WO2010092095A1 (en) * | 2009-02-13 | 2010-08-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Aqueous displacement fluid injection for enhancing oil recovery from a limestone or dolomite formation |
| RU116599U1 (ru) * | 2010-12-13 | 2012-05-27 | Федеральное Государственное Автономное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Сибирский Федеральный Университет" | Устройство для предотвращения замерзания трубопроводов |
| WO2013117741A1 (en) * | 2012-02-09 | 2013-08-15 | Bp Exploration Operating Company Limited | Enhanced oil recovery process using low salinity water |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2935133A1 (en) | 2015-07-09 |
| WO2015103017A1 (en) | 2015-07-09 |
| AU2014374091A1 (en) | 2016-06-30 |
| US20160326847A1 (en) | 2016-11-10 |
| US9951586B2 (en) | 2018-04-24 |
| EP3090123B1 (en) | 2019-03-13 |
| RU2016131835A (ru) | 2018-02-08 |
| CN105899754A (zh) | 2016-08-24 |
| EP3090123A1 (en) | 2016-11-09 |
| AU2014374091B2 (en) | 2017-04-20 |
| RU2016131835A3 (ru) | 2018-07-24 |
| CN105899754B (zh) | 2018-03-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2675833C2 (ru) | Способ и система для предотвращения замерзания воды с низкой соленостью в морском подводящем трубопроводе для нагнетания воды с низкой соленостью | |
| US5490562A (en) | Subsea flow enhancer | |
| EA011377B1 (ru) | Способ ингибирования образования гидратов | |
| NO336067B1 (no) | Fremgangsmåte for å beskytte hydrokarbonledninger | |
| US20190226303A1 (en) | Subsea methane production assembly | |
| US20050137432A1 (en) | Method and system for preventing clathrate hydrate blockage formation in flow lines by enhancing water cut | |
| GB2518065A (en) | Apparatus for controlling injection pressure in offshore enhanced oil recovery | |
| BRPI0904210A2 (pt) | processo para produção de óleo bruto | |
| CN109973060B (zh) | 一种提高油田采收率的装置和方法 | |
| Wilson et al. | Ormen lange-Flow assurance challenges | |
| CN204877402U (zh) | 一种油田交替注水及co2的装置 | |
| AU2017234997B2 (en) | Pressure sensing system | |
| CN104196495A (zh) | 三元复合驱防垢井口掺水加药装置 | |
| Yi et al. | A Study of Hydrate Inhibition for Deepwater Gas Field Development | |
| Kim et al. | Risk Management of Hydrate Reformation Using Synergistic Inhibition During Methane Hydrate Production | |
| RU2473779C2 (ru) | Способ глушения фонтана флюида из скважины | |
| RU2706980C1 (ru) | Способ эксплуатации газовой или газоконденсатной скважины с автономным насосом для подачи поверхностно-активных веществ для удаления жидкости с забоя | |
| GB2550325A (en) | Subsea seabed power generation system and chemical inhibitors storage and injection | |
| Joseph et al. | Use of drag reducer in improving water (flooding) injectivity in ukpokiti field, niger delta | |
| Brahmi | Recommended Solutions for ESP Installed in Very High Salinity Reservoirs and Severe Corrosive Media | |
| RU2641152C1 (ru) | Способ предупреждения отложения хлорида натрия в призабойной зоне пласта и стволах скважин подземных хранилищ газа | |
| US9435181B1 (en) | Retrievable gas lift valve system | |
| Ahmed et al. | Actively Managing Hydrates Without Compromising on Production and Safety Will Reduce OPEX | |
| CN116696283A (zh) | 一种水下井口水合物抑制剂注入系统及方法 | |
| Furlow | LDHI advances enable longer tiebacks. Topsides, logistical savings highlight advantages. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191224 |