RU2456500C1 - Power supply system for hydrate formation inhibitor in pipeline - Google Patents
Power supply system for hydrate formation inhibitor in pipeline Download PDFInfo
- Publication number
- RU2456500C1 RU2456500C1 RU2011125804/06A RU2011125804A RU2456500C1 RU 2456500 C1 RU2456500 C1 RU 2456500C1 RU 2011125804/06 A RU2011125804/06 A RU 2011125804/06A RU 2011125804 A RU2011125804 A RU 2011125804A RU 2456500 C1 RU2456500 C1 RU 2456500C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- shut
- inhibitor
- nozzles
- valve
- Prior art date
Links
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способу транспортировки газовых продуктов ингибирования образования в текучей среде гидратов, а именно к системам введения ингибирующих веществ в трубопроводы, и может быть использовано при ингибировании образования гидратов газа в трубопроводе, применяемом для транспортирования газообразных углеводородов.The invention relates to a method for transporting gas products of inhibition of hydrate formation in a fluid, namely, systems for introducing inhibitory substances into pipelines, and can be used to inhibit the formation of gas hydrates in a pipeline used to transport gaseous hydrocarbons.
В природном газе, как и в других углеводородных текучих средах, присутствуют диоксид углерода, сероводород и различные углеводороды, например метан, этан, пропан, нормальный бутан и изобутан. Было обнаружено, что с такими компонентами углеводородной текучей среды обычно взаимодействует в различных количествах вода. Когда такие компоненты углеводородной текучей среды или другие вещества, способные образовывать гидраты, вступают во взаимодействие с водой в условиях повышенного давления и пониженной температуры, могут образоваться гидраты клатратов. Гидраты клатратов представляют собой водные кристаллы, которые образуют вокруг молекул "гостя", например гидратообразующих углеводородов или газов, структуру, похожую на призму, некоторые гидратообразующие углеводороды включают метан, этан, пропан, изобутан, бутан, неопентан, этилен, пропилен, изобутилен, циклопропан, циклобутан, циклопентан, циклогексан и бензол, а также другие углеводороды.Natural gas, like other hydrocarbon fluids, contains carbon dioxide, hydrogen sulfide and various hydrocarbons, such as methane, ethane, propane, normal butane and isobutane. It has been found that water is typically reacted with such components of a hydrocarbon fluid in varying amounts. When such components of a hydrocarbon fluid or other substances capable of forming hydrates interact with water under conditions of high pressure and low temperature, clathrate hydrates can form. Clathrate hydrates are aqueous crystals that form around guest molecules, such as hydrate-forming hydrocarbons or gases, a prism-like structure, some hydrate-forming hydrocarbons include methane, ethane, propane, isobutane, butane, neopentane, ethylene, propylene, isobutylene, cyclopropane , cyclobutane, cyclopentane, cyclohexane and benzene, as well as other hydrocarbons.
Кристаллы гидрата газа или гидраты газа представляют собой класс гидратов клатрата и имеют особое значение при добыче и/или транспортировании природного газа и других углеводородных газообразных сред, они могут образовывать пробки в трубопроводе. Так, например, при давлении около 1 МПа этан может образовывать гидраты газа при температурах ниже 4°С, а при давлении 3 МПа этан может образовывать гидраты газа при температурах ниже 14°С. Такие температуры и давления являются обычными для многих рабочих условий, в которых добывают и транспортируют природный газ и другие углеводородные текучие среды /жидкости/.Crystals of gas hydrate or gas hydrates are a class of clathrate hydrates and are of particular importance in the production and / or transportation of natural gas and other hydrocarbon gaseous media, they can form plugs in the pipeline. So, for example, at a pressure of about 1 MPa, ethane can form gas hydrates at temperatures below 4 ° C, and at a pressure of 3 MPa ethane can form gas hydrates at temperatures below 14 ° C. Such temperatures and pressures are common in many operating conditions in which natural gas and other hydrocarbon fluids / liquids are produced and transported.
Так как гидраты газа склонны к накапливанию, они могут образовывать в трубе или трубопроводе, применяемом для добычи и/или транспортирования природного газа или другой углеводородной текучей среды, гидратные пробки. Образование таких гидратных пробок может привести к простою оборудования при добыче, транспортировке и переработке углеводородного сырья и вследствие этого к существенным финансовым расходам. Кроме того, повторный запуск находящегося в простое оборудования, в частности оборудования в открытом море или транспортного оборудования, может быть затруднен вследствие того, что для безопасного удаления гидратных пробок необходимы значительные количества времени, энергии и материалов, а также различные механические приспособления.Since gas hydrates are prone to accumulation, they can form hydrate plugs in the pipe or pipe used to produce and / or transport natural gas or other hydrocarbon fluids. The formation of such hydrated plugs can lead to equipment downtime during the extraction, transportation and processing of hydrocarbon raw materials and, as a result, to significant financial costs. In addition, the re-launch of idle equipment, in particular equipment on the high seas or transport equipment, can be difficult due to the fact that significant amounts of time, energy and materials, as well as various mechanical devices, are required to safely remove hydrated plugs.
Для предотвращения образования гидратных пробок в потоках углеводородной текучей среды или природного газа применяют разные меры. Такие меры включают поддержание внешних температуры и/или давления, препятствующих образованию гидратных пробок, а также введение ингибиторов гидратообразования, в качестве которых могут быть использованы антифриз, одноатомные спирты (например, метанол, этанол, пропанол, изопропанол), а также многоатомные спирты (этиленгликоль). С инженерно-технической точки зрения для поддержания внешних температуры и/или давления необходима модификация оборудования, например применение изолированного или снабженного рубашкой трубопровода. Такие модификации очень дорого осуществлять и воспроизводить.Various measures are used to prevent the formation of hydrate plugs in hydrocarbon fluid or natural gas streams. Such measures include maintaining external temperatures and / or pressures that prevent the formation of hydrate plugs, as well as the introduction of hydrate inhibitors, which can be used antifreeze, monohydric alcohols (e.g. methanol, ethanol, propanol, isopropanol), as well as polyhydric alcohols (ethylene glycol ) From an engineering point of view, equipment modification is necessary to maintain external temperature and / or pressure, for example, using an insulated or jacketed pipeline. Such modifications are very expensive to implement and reproduce.
В настоящее время в газовой промышленности в трубопроводы, в местах, где расположена различная арматура, на которой предпочтительно образуются гидраты, преимущественно подают метанол, а также моноэтиленгликоль и диэтиленгликоль для предотвращения гидратообразования (т.е. образования кристаллической структуры С+Н2О на узлах арматуры внутри трубопровода). Однако не исключено использование и других спиртов. Впрыск производится обычно через одну форсунку, которая устанавливалась по оси трубопровода.Currently, in the gas industry, pipelines, in places where various valves are located, on which hydrates are preferably formed, mainly supply methanol, as well as monoethylene glycol and diethylene glycol to prevent hydrate formation (i.e., the formation of a C + H 2 O crystalline structure at the nodes fittings inside the pipeline). However, the use of other alcohols is not excluded. Injection is usually carried out through one nozzle, which was installed along the axis of the pipeline.
Недостатком указанной системы впрыска метанола следует признать ее механическую уязвимость, поскольку по трубопроводу вместе с перемещаемым с большой скоростью (около 20÷40 м/с) газом перемещается значительное количество механических примесей, разрушающих как саму форсунку, так и систему, подводящую к форсунке метанол. Кроме того, регулировать расход метанола через одну форсунку невозможно, т.к. хороший распыл жидкости на форсунке происходит только при определенных параметрах и, в частности, при заданном расходе. При других расходах распыла жидкости через форсунку не будет.The disadvantage of this methanol injection system should be recognized as its mechanical vulnerability, since a significant amount of mechanical impurities that destroy both the nozzle itself and the system leading to the methanol nozzle moves along the pipeline along with the gas moving at high speed (about 20 ÷ 40 m / s). In addition, it is impossible to control the flow of methanol through one nozzle, because good atomization of the liquid at the nozzle occurs only at certain parameters and, in particular, at a given flow rate. At other costs, there will be no liquid spray through the nozzle.
Наиболее близким аналогом разработанного технического решения можно признать (патент RU 2413900) систему подачу метанола в трубопровод. Разработанная система содержит магистраль-источник метанола, на которой установлен первый регулирующий вентиль, до регулирующего вентиля магистраль-источник метанола содержит два патрубка подключения, к каждому из которых последовательно подключены первый запорный вентиль, фильтр и второй запорный вентиль, выходы вторых запорных вентилей подключены к входу диафрагмы замерной, выход которой подключен посредством второго регулирующего вентиля к входу обратного клапана, выход которого подключен через запорные вентили к входам форсунок.The closest analogue of the developed technical solution can be recognized (patent RU 2413900) a system for supplying methanol to the pipeline. The developed system contains a methanol supply line, on which the first control valve is installed, up to a control valve, a methanol supply line contains two connection pipes, to each of which a first shut-off valve, a filter and a second shut-off valve are connected in series, the outputs of the second shut-off valves are connected to the input measuring diaphragm, the output of which is connected by means of a second control valve to the input of the non-return valve, the output of which is connected through shut-off valves to the nozzle inputs a.
Недостатком известной системы следует признать отсутствие связи количества вводимого метанола и влажности транспортируемого по трубопроводу углеводородного газа, что может привезти как к излишнему расходу метанола, так и к образованию газогидрата в трубопроводе из-за недостатка метанола.A disadvantage of the known system is the lack of a relationship between the amount of methanol introduced and the humidity of the hydrocarbon gas transported through the pipeline, which can lead to both excessive methanol consumption and the formation of gas hydrate in the pipeline due to the lack of methanol.
Техническая задача, решаемая посредством разработанной системы, состоит в улучшении условий транспортирования углеводородных газов по трубопроводам.The technical problem solved by the developed system is to improve the conditions for the transportation of hydrocarbon gases through pipelines.
Технический результат, получаемый при реализации разработанной системы, состоит в увеличении ресурса безаварийной работы за счет уменьшения отложения газогидрата на стенках трубопровода и запорной арматуре, а также оптимизации расхода метанола.The technical result obtained by the implementation of the developed system is to increase the resource of trouble-free operation by reducing the deposition of gas hydrate on the walls of the pipeline and valves, as well as optimizing the consumption of methanol.
Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанную систему подачи метанола в трубопровод природного газа. Разработанная система содержит магистраль-источник ингибитора, далее два патрубка, подключенные к указанной магистрали, к каждому из которых последовательно подключены первый запорный кран, фильтр и второй запорный кран, выходы вторых запорных кранов подключены к входу датчика расхода ингибитора, выход которого подключен к входу обратного клапана, выход которого подключен через запорные краны с приводами к входам форсунок. Кроме того, система дополнительно содержит блок управления, а также, по меньшей мере, один из датчиков давления, температуры, расхода, влагосодержания и количества углеводородного газоконденсата в единице объема транспортируемого газа, установленных на трубопроводе, предпочтительно, но не исключительно, в районе точки ввода ингибитора, которые подключены к входу блока управления, выходы блока управления подключены к приводам запорных кранов, причем блок управления выполнен с возможностью в зависимости от измеренных параметров транспортируемого газа устанавливать оптимальный расход ингибитора, гарантирующего отсутствие гидратообразования, за счет включения необходимых запорных кранов, которые установлены на патрубках ввода ингибитора, а форсунки использованы различной производительности или с различными расходными характеристиками.To achieve the specified technical result, it is proposed to use the developed system for supplying methanol to the natural gas pipeline. The developed system contains an inhibitor source line, then two nozzles connected to the indicated line, each of which has a first shut-off valve, a filter and a second shut-off valve connected in series, the outputs of the second shut-off valves are connected to the input of the inhibitor flow sensor, the output of which is connected to the return input valve, the output of which is connected through shut-off valves with actuators to the nozzle inputs. In addition, the system further comprises a control unit, as well as at least one of the sensors of pressure, temperature, flow, moisture and the amount of hydrocarbon gas condensate per unit volume of transported gas installed on the pipeline, preferably, but not exclusively, in the vicinity of the input point inhibitors that are connected to the input of the control unit, the outputs of the control unit are connected to the actuators of the shut-off valves, and the control unit is configured to, depending on the measured parameters Convertible establish optimum inhibitor gas flow rate, ensuring no hydrate formation, due to the incorporation of the necessary stopcocks which are mounted on the input branch pipes inhibitor and nozzles used various capacities or with different flow rate characteristics.
Система может дополнительно содержать первый контрольный манометр, установленный с возможностью измерения давления в магистрали-источнике ингибитора. Также система может дополнительно содержать второй контрольный манометр, установленный с возможностью измерения давления на выходе обратного клапана. Кроме того, система может дополнительно содержать запорный кран, установленный с возможностью сброса газа из трубопровода через форсунки для их очистки. В некоторых вариантах реализации расстояние между местами размещения форсунок в одном трубопроводе составляет от 0,03 до 5 м. Форсунки могут быть размещены по оси трубопровода и/или по диаметру трубопровода. Однако в некоторых вариантах реализации форсунки могут быть размещены в разных трубопроводах. Предпочтительно угол наклона форсунки относительно оси трубопровода составляет от 5° до 85°. Преимущественно каждая форсунка расположена на расстоянии от стенки трубопровода h=2H/D=0,02÷1,The system may further comprise a first control pressure gauge mounted to measure pressure in the inhibitor source line. Also, the system may further comprise a second control pressure gauge mounted to measure pressure at the outlet of the check valve. In addition, the system may further comprise a shut-off valve installed with the possibility of venting gas from the pipeline through nozzles for cleaning them. In some embodiments, the distance between the locations of the nozzles in the same pipeline is from 0.03 to 5 m. The nozzles can be placed along the axis of the pipeline and / or along the diameter of the pipeline. However, in some embodiments, nozzles may be placed in different pipelines. Preferably, the angle of the nozzle relative to the axis of the pipe is 5 ° to 85 °. Advantageously, each nozzle is located at a distance from the pipe wall h = 2H / D = 0.02 ÷ 1,
где Н - расстояние оси отверстия форсунки от внутренней стенки трубопровода;where H is the distance of the axis of the nozzle hole from the inner wall of the pipeline;
D - диаметр трубопровода.D is the diameter of the pipeline.
Выход регулирующего клапана (КлР1) предпочтительно подключен к магистрали-источнику ингибитора.The output of the control valve (Cl1) is preferably connected to the inhibitor source line.
Сущность разработанного технического решения состоит в использовании двух и более форсунок, установленных в стенках трубопровода для нескольких точек ввода ингибитора, при этом средства подачи ингибитора размещены, предпочтительно, вне трубопровода. При этом расход ингибитора через форсунки регулируют с использованием датчиков, определяющих характеристики проходящего по трубопроводу углеводородного газа, и блока управления, содержащего программное обеспечение, позволяющее регулировать расход ингибитора через форсунки в зависимости от измеренных характеристик транспортируемого газа. Оптимизация расхода ингибитора, с одной стороны, практически исключает перерасход ингибитора и, с другой стороны, появление газогидрата.The essence of the developed technical solution consists in the use of two or more nozzles installed in the walls of the pipeline for several points of entry of the inhibitor, while the means for supplying the inhibitor are preferably located outside the pipeline. At the same time, the flow rate of the inhibitor through the nozzles is controlled using sensors that determine the characteristics of the hydrocarbon gas passing through the pipeline and a control unit containing software that allows you to control the flow rate of the inhibitor through the nozzles depending on the measured characteristics of the transported gas. Optimization of the inhibitor consumption, on the one hand, practically eliminates the over-consumption of the inhibitor and, on the other hand, the appearance of gas hydrate.
В дальнейшем сущность заявленного технического решения будет рассмотрена с использованием блок-схемы, на которой использованы следующие обозначения: КлР1 - клапан игольчатый регулирующий, Кр1-Кр8 - краны шаровые запорные, Ф1, Ф2 - фильтры, КлО1 - клапан обратный, PI - манометр, КрЗ1-КрЗ3 - краны шаровые запорные с электроприводом, FT - датчик расхода, Рф1-Рф3 - форсунки распылительные, Кр5 - кран продувки форсунок.In the future, the essence of the claimed technical solution will be considered using a block diagram that uses the following notation: КлР1 - control needle valve, Кр1-Кр8 - shutoff ball valves, Ф1, Ф2 - filters, КлО1 - check valve, PI - pressure gauge, КрЗ1 -KrZ3 - ball valves with electric actuator, FT - flow sensor, Rf1-Rf3 - spray nozzles, Kr5 - nozzle blow-off valve.
Ингибитор (в частном случае - метанол) от насоса через магистраль поступает по патрубкам на запорные краны Кр1 и Кр3, которые соединены соответственно с фильтрами очистки метанола Ф1 и Ф2 и запорными кранами Кр2 и Кр4. В рабочем состоянии открыт один из кранов Кр1 или Кр3, другой закрыт. При необходимости очистки одного из фильтров закрывают соседние с ним краны, например, для фильтра Ф1 - краны Кр1 и Кр2, фильтр извлекают и прочищают (или заменяют на другой, чистый), при этом краны Кр3 и Кр4 открыты, т.е. работает фильтр Ф2. Манометры до и после фильтров служат для определения степени загрязнения фильтров по перепаду давления на них.The inhibitor (in a particular case, methanol) from the pump through the line enters the nozzles to shut-off valves Кр1 and Кр3, which are connected respectively to methanol purification filters F1 and Ф2 and shut-off valves Кр2 and Кр4. In working condition, one of the cranes Kr1 or Kr3 is open, the other is closed. If it is necessary to clean one of the filters, the taps adjacent to it are closed, for example, for the filter F1, the taps Кр1 and Кр2, the filter is removed and cleaned (or replaced by another, clean), while the taps Кр3 and Кр4 are open, i.e. filter F2 works. Pressure gauges before and after the filters are used to determine the degree of pollution of the filters by the pressure drop across them.
Датчик давления FT и датчик параметров транспортируемого газа (на схеме не показан) служат, с использованием блока управления, для определения расхода ингибитора, необходимого для удаления гидратообразования при текущем расходе газа в магистральном трубопроводе.The FT pressure sensor and the transported gas parameter sensor (not shown in the diagram) are used, using the control unit, to determine the inhibitor flow rate necessary to remove hydrate formation at the current gas flow rate in the main pipeline.
Расход метанола регулируют открытием или закрытием кранов шаровых запорных КрЗ1-КрЗ3 с электроприводом, набирая соответствующее сочетание форсунок с разными расходными характеристиками. Обратный клапан КлО1 служит для предотвращения попадания газа в систему из магистрального трубопровода. Запорные краны КрЗ1-КрЗ3 служат для перекрытия подачи метанола на форсунки Рф1-Рф3. Клапан КлР1 предназначен для сброса избыточного расхода метанола в магистраль подачи метанола.The methanol consumption is regulated by opening or closing the ball valves KrZ1-KrZ3 with electric drive, gaining the appropriate combination of nozzles with different flow characteristics. The KlO1 check valve serves to prevent gas from entering the system from the main pipeline. Shut-off valves KrZ1-KrZ3 serve to shut off the supply of methanol to the nozzles Rf1-Rf3. The KlR1 valve is designed to discharge excess methanol flow into the methanol supply line.
Форсунки Рф1-Рф3 могут включаться как совместно, так и по отдельности. Распыл может осуществляться как в направлении потока, так и против направления (предпочтительно).Nozzles Rf1-Rf3 can be included both jointly and separately. Spray can be carried out both in the direction of flow and against the direction (preferably).
Пример реализации системыSystem implementation example
Метанол распыляют в трубе ⌀426×22, по которой идет природный газ. Давление газа в трубопроводе - 13,5 МПа, давление подачи - до 16,0 МПа. Фильтры обеспечивают тонкость очистки подаваемого метанола не выше 100 мкм, тонкость распыливания форсунками подаваемого метанола не более 100 мкм, что обеспечивает расход метанола от 30 до 200 кг/час.Methanol is sprayed into a 26426 × 22 pipe through which natural gas flows. The gas pressure in the pipeline is 13.5 MPa, the supply pressure is up to 16.0 MPa. Filters ensure the fineness of purification of the supplied methanol is not higher than 100 microns, the fineness of atomization by nozzles of the supplied methanol is not more than 100 microns, which ensures a methanol consumption of 30 to 200 kg / h.
Такой широкий диапазон распыла с использованием одной форсунки реализовать невозможно, поэтому используют форсунки с расходными характеристиками 15%, 25% и 60% от номинала, открывая эти форсунки клапанами КрЗ1-КрЗ3, получаем соотношения от номинала: 15%, 25%, 40%, 60%, 75%, 85%, 100% или 30, 50, 80, 120, 150, 170 и 200 кг/час соответственно, величина расхода определяется по датчику FT. Более тонкое регулирование может осуществляться клапаном игольчатым регулирующим КлР1.It is impossible to realize such a wide spray range using a single nozzle, therefore, nozzles with flow characteristics of 15%, 25% and 60% of the nominal value are used, opening these nozzles with KrZ1-KrZ3 valves, we obtain ratios from the nominal value: 15%, 25%, 40%, 60%, 75%, 85%, 100% or 30, 50, 80, 120, 150, 170 and 200 kg / h, respectively, the flow rate is determined by the FT sensor. Finer regulation can be carried out by the needle valve regulating KlR1.
Использование разработанной системы позволяет увеличить работу трубопровода между операциями очистки, по меньшей мере, в 2,9 раза.Using the developed system allows to increase the pipeline between cleaning operations, at least 2.9 times.
Claims (9)
где Н - расстояние оси отверстия форсунки от внутренней стенки трубопровода;
D - диаметр трубопровода. 9. The system according to claim 1, characterized in that the nozzle is located at a distance from the pipe wall h = 2H / D = 0.02 ÷ 1,
where H is the distance of the axis of the nozzle hole from the inner wall of the pipeline;
D is the diameter of the pipeline.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011125804/06A RU2456500C1 (en) | 2011-06-24 | 2011-06-24 | Power supply system for hydrate formation inhibitor in pipeline |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011125804/06A RU2456500C1 (en) | 2011-06-24 | 2011-06-24 | Power supply system for hydrate formation inhibitor in pipeline |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2456500C1 true RU2456500C1 (en) | 2012-07-20 |
Family
ID=46847472
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011125804/06A RU2456500C1 (en) | 2011-06-24 | 2011-06-24 | Power supply system for hydrate formation inhibitor in pipeline |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2456500C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2528462C1 (en) * | 2013-02-20 | 2014-09-20 | Андрей Юрьевич Беляев | Method and apparatus for feeding paraffin inhibitor into hydrocarbon pipeline |
| RU2574159C2 (en) * | 2014-05-28 | 2016-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Hydrate growth inhibitor delivery method |
| NO20150896A1 (en) * | 2015-06-22 | 2016-12-23 | Future Subsea As | Wax and / or hydrate inhibitor injection system in subsea, oil and gas facilities |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2237214C1 (en) * | 2003-08-07 | 2004-09-27 | Калининградский государственный технический университет | Method of controlling natural gas supply |
| JP2008157582A (en) * | 2006-12-26 | 2008-07-10 | Miura Co Ltd | Corrosion inhibitor supplying method in steam boiler device |
| RU2340771C1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Facility for control and regulating of process of gas production in gas and/or gas condensate wells |
| CN201268691Y (en) * | 2008-08-20 | 2009-07-08 | 北京首钢国际工程技术有限公司 | Automatic explosion suppression apparatus of converter gas dry cleaning apparatus |
| RU2413900C1 (en) * | 2009-09-25 | 2011-03-10 | Андрей Юрьевич Беляев | System of methanol supply into pipeline |
-
2011
- 2011-06-24 RU RU2011125804/06A patent/RU2456500C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2237214C1 (en) * | 2003-08-07 | 2004-09-27 | Калининградский государственный технический университет | Method of controlling natural gas supply |
| JP2008157582A (en) * | 2006-12-26 | 2008-07-10 | Miura Co Ltd | Corrosion inhibitor supplying method in steam boiler device |
| RU2340771C1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Facility for control and regulating of process of gas production in gas and/or gas condensate wells |
| CN201268691Y (en) * | 2008-08-20 | 2009-07-08 | 北京首钢国际工程技术有限公司 | Automatic explosion suppression apparatus of converter gas dry cleaning apparatus |
| RU2413900C1 (en) * | 2009-09-25 | 2011-03-10 | Андрей Юрьевич Беляев | System of methanol supply into pipeline |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2528462C1 (en) * | 2013-02-20 | 2014-09-20 | Андрей Юрьевич Беляев | Method and apparatus for feeding paraffin inhibitor into hydrocarbon pipeline |
| RU2574159C2 (en) * | 2014-05-28 | 2016-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Hydrate growth inhibitor delivery method |
| NO20150896A1 (en) * | 2015-06-22 | 2016-12-23 | Future Subsea As | Wax and / or hydrate inhibitor injection system in subsea, oil and gas facilities |
| NO342457B1 (en) * | 2015-06-22 | 2018-05-22 | Future Subsea As | Wax and / or hydrate inhibitor injection system in subsea, oil and gas facilities |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7976613B2 (en) | Dehydration of natural gas in an underwater environment | |
| CA2840842C (en) | A method and system for lowering the water dew point of a hydrocarbon fluid stream subsea | |
| US9939114B2 (en) | Method of pipeline interior drying | |
| RU2456500C1 (en) | Power supply system for hydrate formation inhibitor in pipeline | |
| NO346520B1 (en) | PIPE TRANSPORT SYSTEM WITH HYDROPHOBIC WALL | |
| KR20120014575A (en) | Method of producing a combined gaseous hydrocarbon component stream and liquid hydrocarbon component streams, and an apparatus therefor | |
| CN104034122A (en) | System and method for re-condensing boil off gas (BOG) of liquefied natural gas | |
| RU2413900C1 (en) | System of methanol supply into pipeline | |
| KR101525679B1 (en) | A Liquefied Gas Treatment System | |
| Igboanusi et al. | The advancement from thermodynamic inhibitors to kinetic inhibitors and anti-agglomerants in natural gas flow assurance | |
| RU2336932C1 (en) | Plant to prepare natural and associated oil gas for transportation | |
| US20100145115A1 (en) | Method and Device for Formation and Transportation of Gas Hydrates in Hydrocarbon Gas and/or Condensate Pipelines | |
| EP3042844B1 (en) | System and method for preventing liquid cargo in ship from evaporating | |
| RU2559383C1 (en) | Hydrate formation inhibitor supply device | |
| RU2709590C1 (en) | Method of feeding reagent into pipeline | |
| Soliman Sahweity | Hydrate Management Controls In Saudi Aramco’s Largest Offshore Nonassociated Gas Fields | |
| RU2435099C1 (en) | System for controlled build-up of pressure of low pressure gas | |
| GB2587658A (en) | Reduced pressure drop in wet gas pipelines by injection of condensate | |
| EA018316B1 (en) | Deadleg | |
| KR102682134B1 (en) | Gas treatment system and Offshore plant having the same | |
| CN103990563A (en) | Wrapping agent spraying device convenient and fast to use | |
| KR20150019958A (en) | Device for controling temperature of liquefied gas carrier | |
| RU2574159C2 (en) | Hydrate growth inhibitor delivery method | |
| CN205192085U (en) | Cryrogenic system for natural gas liquefaction | |
| KR101732563B1 (en) | Power generating apparatus |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20130816 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170625 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20190710 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20191029 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20200623 Effective date: 20200623 |