UA14804U - Method for prevention of hydrate formation at development of gas fields and at transportation of well product through gas pipeline - Google Patents
Method for prevention of hydrate formation at development of gas fields and at transportation of well product through gas pipeline Download PDFInfo
- Publication number
- UA14804U UA14804U UAU200600450U UAU200600450U UA14804U UA 14804 U UA14804 U UA 14804U UA U200600450 U UAU200600450 U UA U200600450U UA U200600450 U UAU200600450 U UA U200600450U UA 14804 U UA14804 U UA 14804U
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- gas
- well
- gas pipeline
- discharge line
- formation
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 34
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 230000002265 prevention Effects 0.000 title abstract 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 10
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims description 14
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 6
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 2
- 238000012876 topography Methods 0.000 claims 1
- 230000008859 change Effects 0.000 abstract description 5
- 230000003203 everyday effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 58
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N methanol Natural products OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 38
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 4
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 2
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- RVGRUAULSDPKGF-UHFFFAOYSA-N Poloxamer Chemical compound C1CO1.CC1CO1 RVGRUAULSDPKGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- 239000003568 Sodium, potassium and calcium salts of fatty acids Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N h2o hydrate Chemical compound O.O JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 230000016507 interphase Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 235000013875 sodium salts of fatty acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
Description
Опис винаходу
Корисна модель відноситься до технології розробки газових родовищ і може бути застосована для 2 запобігання утворенню гідратів під час видобутку природного газу з газових родовищ, розташованих на суші і на морі, а також при транспортуванні продукції по газопроводу.
Газові гідрати є кристалічними сполуками, які утворюються при високому тиску і порівняно низькій температурі з води і легких вуглеводнів - метану, етану, пропану, а також молекул інших газів, таких як азот, діоксид вуглецю, сірководень тощо. Вони є джерелом додаткових проблем, які виникають при розробці як морських газових родовищ (оскільки температура навколишнього середовища протягом року звичайно складає 4-52С, що при існуючому робочому тиску відповідає умовам можливого гідратоутворення), так і газових родовищ, розташованих на суші. Збитки та витрати, пов'язані із закупорюванням експлуатаційної свердловини (свердловин) або ділянок газопроводу, можуть бути досить значними через необхідність залучення додаткових плавзасобів, а також в результаті втрат газу із-за вимушеного простою свердловин. Тому ще на етапі проектування приймають рішення щодо вибору інгібітору гідратоутворення з урахуванням багатьох критеріїв, основними з яких являються: - капітальні витрати, пов'язані з придбанням технологічного устаткування, в першу чергу, для процесів регенерації; - обмеження устаткування по масі і площі; - капіталовкладення у підводне устаткування; - екологічні обмеження; - механічні домішки в газі (у газовому конденсаті, що конденсується з газу) і їх вплив на транспортування і переробку; - відповідність вимогам техніки безпеки; - забезпечення працездатності системи; 8 - локальна доступність інгібітору.
Відомий спосіб запобігання утворенню гідратів, що включає нагнітання у викидну лінію свердловини та в газопровід інгібітору гідратоутворення - метанолу |1). Метанол значно знижує температуру гідратоутворення, а його пара осушує газ від парів води та знижує їх пружність, що призводить до порушення рівноваги гідрат - т вода і руйнування гідратів. Метанол подають дозаторними насосами із спеціальних ємностей для метанолу у ав) викидну лінію свердловини та в газопровід. Недоліками відомого способу є шкідливий вплив метанолу на довкілля та його висока вартість. со
Відомий також, вибраний як найближчий аналог, спосіб запобігання утворенню гідратів, що включає «І нагнітання у викидну лінію свердловини та в газопровід термодинамічних інгібіторів гідратоутворення, таких як
Зо метанол, гліколі, а також інші агенти |2). Вищезазначені інгібітори запобігають утворенню гідратів шляхом -- зниження температури гідратоутворення. Їх ефект подібний добавці антифризу до води для зниження Її температури замерзання. Метанол і моноетіленгліколь (МЕГ) відносяться до інгібіторів, що найбільш широко використовуються, хоча не менш ефективними являються етанол, інші гліколі, а також розчини солей. Темпи « закачування цих інгібіторів залежать від кількості води, що додається, і дозування |інгібітору. Останній З7З 70 параметр визначається розрахунковими значеннями температури і тиску, а також складом флюїду. Проте об'єм с води, що видобувається, помножений на дозування метанолу, дає темп закачування інгібітору, який протягом "з терміну експлуатації родовища звичайно змінюється через зниження робочого тиску і збільшення об'єму води, що видобувається попутно.
Технічні переваги і недоліки застосування метанолу і МЕГ відображені в таблиці 1. Метанол і МЕГ є -з 15 ефективними інгібіторами за умови їх нагнітання в досить великих кількостях. Стосовно глибоких свердловин дозування інгібітору звичайно складає 0,7-1,0л на 1,0л води. Метанол може забезпечити більш значне зниження їх температури гідратоутворення, але його дія супроводжується великими втратами газової фази. со о
І розрахунку на одиницю маси фази можуть бути значними із зменшенням регенерованих об'ємів ов
Й конденсації водяної пари во в газову фазу і при переході з початком конденсації водяної пари в конденсаційну фазу залишається разом з водною фазою в нижній частині труб
Але існують певні ризики при використанні термодинамічних інгібіторів, зокрема: - занижене дозування інгібітору у випадках, коли невідомі темпи відбору води; бо - інгібітор не поступає в заплановане місце (через помилку оператора або пошкодження устаткування);
- недотримання вимог охорони довкілля, особливо у зв'язку з наявними обмеженнями на скидання метанолу в умовах плавзасобів; - перевищення проектних об'ємів видобутку води, що супроводжується зниженням видобутку газу і закінчується ухваленням рішення про нерентабельність подальшої експлуатації свердловини; - забезпечення доставок інгібітору у віддалені місця.
В основу корисної моделі поставлено завдання удосконалити спосіб запобігання утворенню гідратів при розробці газових родовищ та транспортуванні продукції свердловин по газопроводу шляхом штучного порушення умов утворення газогідратів (співвідношення між кількістю молекул води та молекул газу), що дасть 7/0 Змогу на тривалий період часу унеможливити утворення гідратних каркасів (клатратів) і, тим самим, дозволить забезпечити безперебійну експлуатацію газових свердловин і газопроводу.
Поставлене завдання вирішується тим, що у способі запобігання утворенню гідратів при розробці газових родовищ та транспортуванні продукції свердловин по газопроводу, що включає нагнітання у викидну лінію свердловини та в газопровід інгібітору гідратоутворення, згідно з корисною моделлю як інгібітор 7/5 Підратоутворення використовують 0,0596-ий розчин поверхнево-активної речовини у прісній воді, при цьому 0,0596-ий розчин поверхнево-активної речовини у прісній воді щодоби рівномірно нагнітають у викидну лінію свердловини та в газопровід у кількості від 3,0 до 5,0 мо'добу, яку встановлюють у зазначених межах в залежності від результатів спостережень за змінами градієнтів тиску у викидній лінії свердловини та в газопроводі. Як поверхнево-активну речовину використовують аніоноактивну і/або неіоногенну 2о поверхнево-активну речовину.
Суть корисної моделі полягає в наступному.
Фізико-хімічна природа утворення клатратів постульована наступною умовою їх існування на молекулярному рівні: наявність 46 молекул води і 8 молекул газу ІЗЇ. Газову складову змінити неможливо, оскільки по газопроводу та у викидній лінії свердловини газ тече при встановлених постійних параметрах, тому, з метою ов порушення вищезазначеного співвідношення між водою і газом, можна змінити тільки кількість молекул води, наприклад шляхом їх збільшення або зменшення. Проте, осушування газу шляхом подачі метанолу та інших о, термодинамічних інгібіторів гідратоутворення в газоводяний потік має ряд недоліків, що вказані вище.
Збільшення кількості молекул води дозволить при незначних витратах забезпечити стабільний режим роботи газопромислових систем без утворення гідратних каркасів і росту гідратів. «г зо З другого боку, експериментальні дослідження показали, що при додаванні до води незначної кількості поверхнево-активної речовини (ПАР), співвідношення між молекулами води і газу не змінюється, але о зменшується кут змочування обробленої води з газовою фазою. Внаслідок цього краплі води не змінюють свого со агрегатного стану та продовжують рух під впливом градієнту тиску, що ускладнює появу клатратів, збільшуючи період до початку їх утворення (індукційний період), а на стадії росту кристалів перешкоджає утворенню -
Зв Великих за розмірами газогідратів. Це пов'язано з виникненням розвинутих міжфазних поверхонь газ - гідрат та «- рідина - гідрат. Адсорбуючись на поверхні кристалів газогідратів, ПАР перешкоджає злипанню окремих зерен гідратів. При цьому відбувається зменшення розмірів кристалів в результаті збільшення кількості центрів кристалізації.
Експериментально підтверджено, що для досягнення поставленої мети достатньо рівномірно закачувати « 70 щодоби в зону утворення гідратів від 3,0 до 5.Ом З 0,0596 -го розчину поверхнево-активної речовини у прісній З с воді. За результатами досліджень при мінімальній масовій долі ПАР у газорідинному потоці в кількості 0,0190 ц утворення гідратної кірки не відбувається. Враховуючи втрати ПАР на її адсорбцію на металевій поверхні "» трубопроводів, за оптимальну масову долю ПАР у прісній воді прийнято значення 0,05905.
Технічний результат - порушення умов створення клатратів, що забезпечить безперебійну роботу свердловини та газопроводу, економію витрат на експлуатацію газового родовища і дотримання екологічних - вимог.
Спосіб, що заявляється, реалізують наступним чином. ве Для введення у газопровід і у викидну лінію 0,0595-го розчину поверхнево-активної речовини у прісній воді (ее) на головній ділянці газопроводу та у викидній лінії свердловини встановлюють спеціальні пристрої, які використовують для введення інгібіторів. Через вказані пристрої у газопровід, а також у викидну лінію о свердловини спочатку щодоби рівномірно нагнітають 0,0596-ий розчин поверхнево-активної речовини у прісній їз» воді у кількості З,ОмУ/добу.
Протягом 5-10 днів проводять спостереження за режимом роботи свердловини і газопроводу, зокрема за розподілом тиску у викидній лінії свердловини і по довжині газопроводу. Якщо за цей час у викидній лінії свердловини та в газопроводі не створюватимуться умови для утворення кристалів гідратів, тоді цей режим необхідно підтримувати постійним як оптимальний режим експлуатації. с Якщо ж в газопроводі або у викидній лінії свердловини буде помічено гідратоутворення (різке збільшення перепаду тисків на певних ділянках газопроводу або у викидній лінії свердловини), тоді об'єм рідини, яку нагнітають, необхідно збільшити. В залежності від даних спостережень за роботою свердловини та газопроводу 60 об'єм нагнітання інгібітору поступово змінюють від З,ОмЗ/добу до 5,ОмУ/добу.
Результати експериментальних досліджень показали, що для повного виключення гідратоутворення протягом тривалого періоду часу і забезпечення нормальної роботи свердловини та газопроводу при розробці газових родовищ цілююм достатньо рівномірно закачувати у газопровід і у викидну лінію інгібітор гідратоутворення, що пропонується, з максимальною витратою 5,Ом/добу. бо Як поверхнево-активну речовину використовують аніоноактивні ПАР на основі алкилсульфатів,
алкилсульфонатів та алкиларилсульфонатів (сульфанол, сульфоріпокс, САФО-9, натрієві солі СЖК, мирол-1,
ДОС-РАС, сульфонат), а також неіоногенні ПАР, створені на основі різних похідних поліетиленгліколевих ефірів (савенол, жиринокс, ріпокс, барвацел, проксанол, ОП-10 та інші), які досить широко застосовуються у нафтогазовій промисловості.
Катіоноактивні ПАР використовуються переважно як інгібітори корозії, крім того вони є дефіцитними та мають високу вартість.
Таким чином, застосування 0,0595-го розчину ПАР у прісній воді як інгібітору гідратоутворення з техніко-економічної і екологічної точок зору перевершує показники існуючих способів запобігання 7/0 "Підратоутворення при експлуатації газових свердловин та газопроводів.
Джерела інформації 1. Справочная книга по добьіче нефти "Под редакцией д-ра техн.наук Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1974, с.628. 2. Кочран С., Гудиметла Р. (Компания ІМТЕС Епдіпеегіпдо, Хьюстон, шт. Техас). Борьба с образованием /5 гидратов для успешной разработки глубоководньїх газовьїх месторождений. М.: НТЖ "Нефтегазовне технологи",
Мов, 2005, С.28-34.
З. Ю.Н. Бугай, Ю.А. Балакирев. Газогидратнье месторождения. К.: МНТУ, ""«АРАНТ-СЕРВИС", 2001, С.76-83.
Claims (2)
1. Спосіб запобігання утворенню гідратів при розробці газових родовищ та транспортуванні продукції свердловини по газопроводу, що включає нагнітання у викидну лінію свердловини та в газопровід інгібітору гідратоутворення, який відрізняється тим, що як інгібітор гідратоутворення використовують 0,05 90-ий розчин поверхнево-активної речовини у прісній воді, при цьому 0,05 90-ий розчин поверхнево-активної речовини у прісній воді щодоби рівномірно нагнітають у викидну лінію свердловини та в газопровід у кількості від 3,0 до 5,0 м - З/добу, яку встановлюють у зазначених межах в залежності від результатів спостережень за змінами градієнтів тиску у викидній лінії свердловини та в газопроводі.
2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що як поверхнево-активну речовину використовують аніоноактивну « зо або неіоногенну поверхнево-активну речовину. «в) Офіційний бюлетень "Промислоава власність". Книга 1 "Винаходи, корисні моделі, топографії інтегральних оз мікросхем", 2006, М 5, 15.05.2006. Державний департамент інтелектуальної власності Міністерства освіти і науки України. - - -
с . и? - щ» (ее) о 50 с» с 60 б5
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAU200600450U UA14804U (en) | 2006-01-17 | 2006-01-17 | Method for prevention of hydrate formation at development of gas fields and at transportation of well product through gas pipeline |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAU200600450U UA14804U (en) | 2006-01-17 | 2006-01-17 | Method for prevention of hydrate formation at development of gas fields and at transportation of well product through gas pipeline |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA14804U true UA14804U (en) | 2006-05-15 |
Family
ID=37458537
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UAU200600450U UA14804U (en) | 2006-01-17 | 2006-01-17 | Method for prevention of hydrate formation at development of gas fields and at transportation of well product through gas pipeline |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| UA (1) | UA14804U (uk) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2017089846A1 (en) * | 2015-11-24 | 2017-06-01 | Farkas Pál | Process for feeding an inhibitor into a gas pipeline for preventing gas hydrate formation |
-
2006
- 2006-01-17 UA UAU200600450U patent/UA14804U/uk unknown
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2017089846A1 (en) * | 2015-11-24 | 2017-06-01 | Farkas Pál | Process for feeding an inhibitor into a gas pipeline for preventing gas hydrate formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9551462B2 (en) | System and method for transporting hydrocarbons | |
| Olajire | A review of oilfield scale management technology for oil and gas production | |
| US5741758A (en) | Method for controlling gas hydrates in fluid mixtures | |
| US8329965B2 (en) | Method and system for preventing clathrate hydrate blockage formation in flow lines by enhancing water cut | |
| AU2011383248B2 (en) | Composition and method for reducing hydrate agglomeration | |
| BRPI0809479A2 (pt) | Método para tratar um furo de poço em uma formação contendo sulfeto de hidrogênio | |
| Kim et al. | Economic evaluation of MEG injection and regeneration process for oil FPSO | |
| Svenningsen et al. | Modeling of top of line corrosion with organic acid and glycol | |
| Meshram et al. | Investigation on the effect of oxalic acid, succinic acid and aspartic acid on the gas hydrate formation kinetics | |
| Dugstad et al. | pH-stabilisation, a reliable method for corrosion control of wet gas pipelines | |
| US20130012751A1 (en) | System and Method For Inhibiting Corrosion | |
| Olsen et al. | Corrosion control by pH stabilization | |
| Kim et al. | Kinetic hydrate inhibition performance of MEG in under-inhibition system: reduction opportunities of MEG injection for offshore gas field developments | |
| UA14804U (en) | Method for prevention of hydrate formation at development of gas fields and at transportation of well product through gas pipeline | |
| Chen et al. | New Insight into the Mechanisms of Iron Sulfide Deposition in Carbonate Reservoir during Acid Stimulation | |
| WO2020101744A1 (en) | Low dosage hydrate inhibitor | |
| Nyborg | Pipeline corrosion prevention by ph stabilization or corrosion inhibitors | |
| AU2019427771B2 (en) | Low dosage hydrate inhibitor | |
| Kanu et al. | Mitigating Hydrates in Subsea Oil Flowlines: Consider Production Flow Monitoring & Control. | |
| Penkala et al. | Acrolein application to mitigate biogenic sulfides and remediate injection-well damage in a gas-plant water-disposal system | |
| Shipovalov et al. | Developing a Method of Calculating the Operational Flow of Methanol to Prevent the Formation of Crystalline Hydrates in the Operation of Underground Gas Storage Facilities | |
| Chen et al. | New Insight into the Mechanisms of Iron Carbonate Formation in Sweet Gas Carbonate Reservoirs during Acid Stimulation | |
| Chen et al. | Systematic Risk Evaluation of Calcium Sulfate Formation in Production System | |
| Seo et al. | Optimization of MEG injection and regeneration system for offshore gas fields using multiphase simulation and synergistic inhibition strategies | |
| Kumar | Evaluation of Gas Hydrate Mitigation by Chemical Injection Method |