SU1295137A1 - Method for diagnosis of hydrate formation in gas line - Google Patents
Method for diagnosis of hydrate formation in gas line Download PDFInfo
- Publication number
- SU1295137A1 SU1295137A1 SU843689306A SU3689306A SU1295137A1 SU 1295137 A1 SU1295137 A1 SU 1295137A1 SU 843689306 A SU843689306 A SU 843689306A SU 3689306 A SU3689306 A SU 3689306A SU 1295137 A1 SU1295137 A1 SU 1295137A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- inhibitor
- gas pipeline
- gas
- hydrate
- formation
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к контролю технологических процессов и может быть использовано в газовой промышленности при добыче и транспорте газа . Целью изобретени вл етс повышение надежности и обеспечение возможности определени участка загидра- чивани . Дл этого перепад давлени - измер ют в каналах подачи ингибитора гидратообразовани в две последовательные точки газопровода, предварительно перекрыв подачу по ним ингибитора , затем сравнивают это значение перепада с нормирующим и при превышении результата сравнени суд т о наличии гидратов в газопроводе между двум точками ввода, а при уменьшении - после второй точки. 1 ил. I (Л со This invention relates to process control and can be used in the gas industry for gas production and transportation. The aim of the invention is to increase the reliability and to make it possible to determine the site of the hardening. For this, the pressure drop is measured in the supply channels of the hydrate formation inhibitor to two successive points of the pipeline, having previously shut off the inhibitor feed through them, then this difference value is compared with the normalizing one and when the comparison result is exceeded, the presence of hydrates in the pipeline between the two entry points is compared, and when decreasing - after the second point. 1 il. I (L co
Description
Изобретение относитс к гаэодо- бывагощей промьшленности.This invention relates to a geological and mining industry.
Цель изобретени - повышение надежности и возможности определени участка загидрачивани путем использовани в качестве импульсных линий дл контрол перепада давлени в газопроводе каналов подачи ингибитора в интервалах прекращени подачи по ним потока ингибитора.The purpose of the invention is to increase the reliability and the ability to determine the site of hydrification by using as the impulse lines to control the pressure drop in the gas pipeline of the inhibitor supply channels in the intervals of stopping the flow of inhibitor through it.
На чертеже представлена схема реализации способа.The drawing shows a diagram of the implementation of the method.
Газопровод 1, по которому природный газ транспортируетс от скважин 2 к установке 3 комплексной подготовки газа (УКПГ) и далее в магистральный газопровод 4, имеет на входе газопровода 1 в УКПГ 3 запорно-регули- рующую арматуру 5. УКПГ 3 предусматривает комплект оборудовани 6 абсорбционной или низкотемпературной осушки газа.Gas pipeline 1, through which natural gas is transported from wells 2 to installation 3 of complex gas treatment (GTU) and further to main gas pipeline 4, has inlet gas pipeline 1 into GTU 3 shut-off and control valves 5. GTU 3 provides for a set of equipment 6 or low-temperature gas drying.
Дл предотвращени образовани гидратов при транспорте газа от сква- йсины до магистрального газопровода УКПГ 3 обустраиваетс централизованным пунктом подачи ингибитора гидра- тообразовани , например метанола, обеспечивающим подвод его от насосного блока 7 к точкам 8 и 9 впрыска газопровода 1 соответственно на устье скважины 2 и перед запорно-ре- гулирующей арматурой 5, подача ментола к этим точкам осуществл етс по отдельным каналам 10 и 11.To prevent the formation of hydrates during gas transportation from the well to the main gas pipeline, GPP 3 is equipped with a central supply point for a hydrate formation inhibitor, such as methanol, ensuring its supply from the pumping unit 7 to points 8 and 9 of the gas pipeline injection 1, respectively, at the wellhead 2 and in front of shut-off valves 5, menthol is supplied to these points through separate channels 10 and 11.
В калсдом из этих каналов 10 и 1 1 установлены запорные устройства клапаны s2 и 13. К каналам 10 и II в точках 14 и 15 подсоединен импульсными лини ми измеритель 16 перепада давлени . При этом каналы 10 и 11 подачи ингибитора служат продолжением импульсных линий измерител I6. Выход последнего св зан с первым входом элемента 17 сравнени , второй вход которого соединен с выходом за- датчи:ка 18. Элемент 17 сравнени фикси:рует положительное и отрицательное рассогласование входных сигналовShut-off devices, valves s2 and 13, are installed in the switchgear of these channels 10 and 1-1. Pressure gauge 16 is connected to channels 10 and II at points 14 and 15 by impulse lines. In this case, channels 10 and 11 of the inhibitor supply serve as a continuation of the pulse lines of the meter I6. The output of the latter is connected with the first input of the comparison element 17, the second input of which is connected to the output of the sensor: ka 18. Comparison element 17 is fixed: it draws positive and negative mismatch of the input signals
Диагностику гидратообразовани в гйзопроводе I осуществл ют путем из мерени с помощью измерител 16 величины разности давлений в точках 14 и 15 подачи ингибитора. Измерение производ т в то врем , когда клапаны 12 и 13 закрывают.The diagnosis of hydrate formation in the pipeline I is carried out by measuring the value of the pressure difference at the points 14 and 15 of the inhibitor supply with a meter 16. The measurement is made while the valves 12 and 13 are closed.
Значение измеренного перепада давлени сравнивают в элементе.17 сравThe value of the measured pressure drop is compared in item 17 to compare
5five
00
5five
нени с нормирующим значением, сформированным задатчиком 18. Величину нормирующего значени определ ют заранее по показани м измерител 16 при закрытых клапанах 12 и 13 в услови х заведомо обеспеченного безгид- ратного режима транспорта газа по газопроводу 1.The values of the normalization value are determined in advance by the indications of the meter 16 with the valves 12 and 13 closed, under the conditions of the deliberately supplied without gas transport mode through the gas pipeline 1.
Безгидратный режим достигаетс за счет того, что перед контрольным замером в газопровод 1 по каналам 10 и 11 подают насосом повьшенную дозу ингибитора гидратообразовани (путем открыти клапанов 12 и 13 в течение заведомо увеличенного времени). При изменении дебита газа в газопроводе 1 контроль нормирующего значени перепада провод т вновь.The hydrate-free mode is achieved due to the fact that before the control metering into the gas pipeline 1 through channels 10 and 11 a higher dose of hydrate formation inhibitor is pumped by the pump (by opening valves 12 and 13 for a deliberately extended time). When changing the gas flow rate in the pipeline 1, the control of the normalizing value of the differential is carried out again.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU843689306A SU1295137A1 (en) | 1984-01-06 | 1984-01-06 | Method for diagnosis of hydrate formation in gas line |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU843689306A SU1295137A1 (en) | 1984-01-06 | 1984-01-06 | Method for diagnosis of hydrate formation in gas line |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1295137A1 true SU1295137A1 (en) | 1987-03-07 |
Family
ID=21099265
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU843689306A SU1295137A1 (en) | 1984-01-06 | 1984-01-06 | Method for diagnosis of hydrate formation in gas line |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1295137A1 (en) |
Cited By (4)
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 |
RU2662738C1 (en) * | 2017-09-13 | 2018-07-30 | АО "Сигма-Оптик" | Method of solid inclusions and moisture drops rates levels change monitoring in the gas stream in the pipeline |
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 |
RU2808982C1 (en) * | 2023-08-28 | 2023-12-05 | Акционерное общество "Научно-исследовательский и конструкторский институт центробежных и роторных компрессоров им. В.Б. Шнеппа" | Method for automatically diagnosing presence of deposits on walls of recovery heat exchanger |
-
1984
- 1984-01-06 SU SU843689306A patent/SU1295137A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР № 1038693, кл. F 17 D 5/00, 1980. Макагон Ю.Ф. и др. Предупреждение образовани гидратов при добыче и транспорте газа. - М.: Недра, 1966, с. 44. * |
Cited By (4)
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 |
RU2662738C1 (en) * | 2017-09-13 | 2018-07-30 | АО "Сигма-Оптик" | Method of solid inclusions and moisture drops rates levels change monitoring in the gas stream in the pipeline |
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 |
RU2808982C1 (en) * | 2023-08-28 | 2023-12-05 | Акционерное общество "Научно-исследовательский и конструкторский институт центробежных и роторных компрессоров им. В.Б. Шнеппа" | Method for automatically diagnosing presence of deposits on walls of recovery heat exchanger |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10697273B2 (en) | Method for scale treatment optimization | |
SU1295137A1 (en) | Method for diagnosis of hydrate formation in gas line | |
CN112668206A (en) | Multi-factor-considered acid gas field corrosion prediction model and parameter determination method | |
CN110905480A (en) | Oil-gas wellhead productivity measuring device and productivity assessment method | |
JPS5827041A (en) | Detecting method for leakage at pipe line | |
US20240011388A1 (en) | Flow measuring and monitoring apparatus for a subsea tree | |
US20220290543A1 (en) | Systems and Methods For Simultaneously Fracturing Multiple Wells From a Common Wellpad | |
US11162319B2 (en) | Injection systems for subterranean wellbores | |
CN113669049B (en) | Application method of water injection well full-well tube column dissolved oxygen corrosion simulation device | |
CN110274987A (en) | A kind of gas detecting system and its calibrating installation | |
CN109681187B (en) | System and method for measuring single-hole gas micro-flow of coal seam based on accumulation principle | |
CN109630100B (en) | Automatic coal seam permeability testing device and method | |
US20170115143A1 (en) | Examination process for the in situ determination of rate of feeding an inhibitor into a gas pipeline for preventing hydrate formation | |
RU2637541C1 (en) | Method for preventing hydrate formation in field systems of gas collection | |
RU2826995C1 (en) | Method for conducting gas-dynamic studies of gas and gas condensate wells | |
Byars et al. | Injection water+ oxygen= corrosion and/or well plugging solids | |
SU976315A1 (en) | Device for checking gas pressure at the neck of gas well | |
US2948142A (en) | Apparatus for impelling objects within a pipeline | |
CN211777377U (en) | Accurate metering device for oil field well head liquid production amount and oil production amount | |
SU1411720A1 (en) | Method of checking formation of hydrates in gas pipe-line | |
RU48025U1 (en) | PIPE CONNECTION OF THE INDIVIDUAL ACCOUNTING UNIT FOR INDIVIDUAL OIL | |
WO2020194031A1 (en) | Use of chemical in-flow tracers for early water breakthrough detection | |
CN107339092A (en) | Underground coal gasification(UCG) monitoring system | |
CN115308376B (en) | Method and equipment for online detection of PH of high-concentration and high-Wen Xiaosuan ammonium solution | |
RU2770023C1 (en) | Method for monitoring the production rate of a gas borehole |