Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Nieudany kamuflaż stanu jakości stref kontrolowanych gazociągów w obszarach zurbanizowanych

Dziedzic Bogdan

Materiały Budowlane

|

2026

|

nr 2

76--78

2

Wodór - kolejne życie gazociągu OPAL

Nowak Zuzanna

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2025

|

R. 28, Nr 1 (311)

17-18

3

Problemy renowacji zabytkowych konstrukcji obiektów mostowych w aspekcie urządzeń obcych

Wysokowski Adam, Howis Jerzy

Przegląd Budowlany

|

2024

|

R. 95, nr 6

97--102

PL

Urządzenia, które są przeprowadzane nad różnego rodzaju przeszkodami, korzystając z istniejących, często zabytkowych eksploatowanych obiektów mostowych, stawiają przed współczesnym inżynierem mostowym wyzwania techniczne. Choć nazwa sugeruje, że są one „obce” dla konstrukcji mostów, to nie można zaprzeczyć, że pełnią one istotne funkcje społeczne. Jednocześnie urządzenia instalowane na obiektach mostowych mają istotny wpływ na trwałość i poziom bezpieczeństwa tych obiektów. Wiemy wszyscy, że te urządzenia ingerują w różnym stopniu we właściwą konstrukcję mostu oraz substancję zabytkową. W rezultacie istnieje trwały konflikt między branżą mostową, konserwatorami zabytków a zarządcami tych urządzeń, który mimo wielu prób nie został odpowiednio uregulowany, co szerzej opisano w dalszej części artykułu.

EN

„External devices”, which are installed over various types of obstacles using existing, operating bridges serve various purposes, most often for the transmission of gas, water, heat, sewage, and increasingly they are also teletechnical networks. As the name itself implies they are „external” to the bridge structure. Nevertheless, we are probably all aware that they also serve our common purposes. For this reason, there is an eternal conflict between bridge engineering and these devices, which despite many attempts has still not been properly sorted out. This problem is described in more detail way in the paper.

4

Diagnostics of the technological condition of gas pipelines based on the composition of the transported gas mixtures

Iskandarov Elman Kh., Novruzova Sudaba

Nafta-Gaz

|

2024

|

R. 80, nr 6

371--375

EN

The efficiency of natural gas transportation hinges largely on the quality of technological processes involved. Imperfect separation process can lead to the liquid particles remaining in the gas and entering the transport systems, causing various technological issues with gas pipelines (clogging, hydrate formation, corrosion wear, etc.). The presence of mechanical particles in gas mixtures accelerates the degradation of metallic components of the transport system due to erosion. Additionally, the multiphase nature of gases contributes to complications during transportation, altering the quality indicators when different gas qualities are mixed. Consequently, the composition of gas mixtures, their mechanical particles, moisture, and other indicators, deviate non-linearly from their initial values. The technological condition of the main gas pipelines significantly impacts their discharge capacity and hydraulic characteristics. Failure to clean natural gas to current standards and requirements at production stations can result in condensation of water and hydrocarbon vapours in pipelines, leading to the accumulation of the liquid phase in the cavities of the pipeline and the formation of blockages due to hydrate compounds formation, the reduction of the cross-section of the gas pipeline or its complete blockage. Sediment accumulation on the inner surfaces of gas pipelines installed in complex geographical conditions adversely affects transportation system, increasing maintenance, energy, and transportation costs. Utilizing gas composition as an auxiliary tool (indicator) for diagnosing various technological processes and predicting transport parameters has been investigated in numerous research works in the oil and gas production industry.

PL

Efektywność transportu gazu ziemnego zależy w dużej mierze od jakości procesów technologicznych. Niewłaściwy proces separacji może skutkować pozostawaniem cząstek cieczy w gazie i przedostawaniem się ich do systemów transportowych, co z kolei może powodować różne problemy technologiczne związane z gazociągami (zatykanie, powstawanie hydratów, korozja itp.). Obecność cząstek mechanicznych w mieszaninach gazowych przyspiesza degradację metalowych elementów systemu transportowego w wyniku erozji. Ponadto wielofazowy charakter gazów przyczynia się do powstania problemów podczas transportu, ponieważ mieszanie gazów o różnych właściwościach powoduje zmianę wskaźników jakościowych. W rezultacie skład mieszanin gazowych, ich cząstki mechaniczne, wilgotność i inne wskaźniki odbiegają nieliniowo od wartości początkowych. Na przepustowość i charakterystykę hydrauliczną głównych gazociągów znacząco wpływa ich stan technologiczny. Jeśli gaz ziemny nie zostanie oczyszczony zgodnie z obowiązującymi normami i wymaganiami na stacjach produkcyjnych, może to skutkować kondensacją wody i oparów węglowodorów w rurociągach, prowadząc do gromadzenia się fazy ciekłej w pustych przestrzeniach rurociągu i powstawania zatorów z powodu tworzenia się związków hydratowych, zmniejszenia przekroju gazociągu lub jego całkowitego zablokowania. Gromadzenie się osadów na wewnętrznych powierzchniach gazociągów zainstalowanych w złożonych warunkach geograficznych niekorzystnie wpływa na system transportowy, zwiększając koszty konserwacji, energii i transportu. Wykorzystanie składu gazu jako narzędzia pomocniczego (wskaźnika) do diagnozowania różnych procesów technologicznych i przewidywania parametrów transportu było przedmiotem licznych prac badawczych w przemyśle wydobywczym ropy naftowej i gazu ziemnego.

5

Ważne gazociągi dla Mazowsza i Małopolski: ponad 70 przewiertów

Kwinta Wojciech

Inżynieria Bezwykopowa

|

2024

|

nr 3

68--71

PL

Z tekstu dowiesz się: o roli Gazociągu Warszawskiego dla regionu, na jakim etapie są prace bezwykopowe, jaki gazociąg powstaje w Małopolsce.

6

Inwestycje Gaz-Systemu : sieć gazociągów coraz większa

Kwinta Wojciech

Inżynieria Bezwykopowa

|

2024

|

nr 1

62--68

7

Innowacyjny system powłokowy to gwarancja pełnej ochrony antykorozyjnej rur podczas instalacji bezwykopowych

Bok Adam, Toczek Przemysław

Inżynieria Bezwykopowa

|

2024

|

nr 2

70--73

8

Koncepcja systemu monitorowania stanu gazociągów przesyłowych i ich otoczenia

Timofiejczuk Anna, Rzydzik Sebastian, Holewa-Rataj Jadwiga, Kukulska-Zając Ewa, Kastek Daniel, Brawata Sebastian, Gawełda Bartosz, Pawelski Daniel

Nafta-Gaz

|

2023

|

R. 79, nr 1

52--60

PL

Celem realizowanego projektu badawczo-rozwojowego jest opracowanie bezinwazyjnego systemu pozwalającego na okresowe monitorowanie szczelności gazociągów i ich otoczenia. Definiując obszar badań, który związany jest z rozległą terytorialnie siecią gazociągów przesyłowych, w projekcie przyjęto założenie, że zadanie będzie realizowane przez system składający się z podsystemu pomiarowego, którym będzie śmigłowiec załogowy z zamontowanym spektroradiometrem podczerwieni, oraz z podsystemu informatycznego, którym będzie serwer obliczeniowy z zainstalowanym oprogramowaniem do przetwarzania zarejestrowanych danych hiperspektralnych. Spektroradiometr podczerwieni wraz ze specjalistycznym oprogramowaniem do wykrywania metanu będą umieszczone na podwieszanej pod śmigłowcem platformie stabilizacyjnej. Z kolei podsystem naziemny będzie się składał m.in. z: modułu do zarządzania i przechowywania danych z nalotów inspekcyjnych, modułu do przetwarzania danych w zakresie detekcji metanu, modułu do przetwarzania danych w zakresie monitorowania innych zagrożeń potencjalnie występujących w rejonach gazociągów przesyłowych oraz modułu przeznaczonego do generowania raportów z inspekcji. Specjalnie na potrzeby projektu zostanie zbudowane stanowisko doświadczalne pozwalające na symulowanie nieszczelności gazociągu, co będzie niezbędne do przeprowadzenia badań weryfikacyjnych realizowanych przez platformę powietrzną.

EN

The aim of the research and development project is to develop a non-invasive system to periodically monitor the integrity of gas pipelines and their surroundings. By defining the research area, which is related to the territorially extensive network of transmission gas pipelines, it has been assumed in the project that the task will be carried out by a system consisting of: measurement subsystem, which will be a manned helicopter with a mounted infrared spectroradiometer and information subsystem, which will be a computing server with installed software for processing the recorded hyperspectral data. The infrared spectroradiometer with specialized software for methane detection will be placed on a stabilization platform suspended under the helicopter. The ground subsystem will consist of: module for managing and storing data from inspection flights, module for processing data on methane detection, module for processing data on monitoring other hazards potentially occurring in the region of transmission pipelines and module for generating inspection reports. Especially for the project, an experimental stand will be built to simulate a gas pipeline leak, which will be necessary to carry out verification tests carried out by the air platform.

9

Analiza numeryczna zachowania się gazociągu podziemnego w warunkach zadanych wymuszeń dynamicznych

Okroj Paweł, Hulimka Jacek

Inżynieria i Budownictwo

|

2023

|

R. 79, nr 11-12

599--604

PL

W artykule omówiono metodę oceny wpływów dynamicznych obciążających podziemny gazociąg w całości osadzony w podłożu gruntowym, bazującą na numerycznej analizie obliczeniowej układu grunt + gazociąg i pomiarze drgań wierzchniej płaszczyzny gruntu ponad ocenianym przewodem. Przedstawione podejście, poparte przykładowymi wynikami, jest zgodne z aktualną normą i bezpieczne - nie wymaga bowiem wykonania odkrywek w celu osadzenia czujników pomiarowych bezpośrednio na konstrukcji gazociągu.

EN

The paper discusses a method for evaluation of the dynamic loads acting on an underground gas pipeline fully embedded in the ground. The method is based on a numerical computational analysis of the soil with pipeline system and the measurement of vibrations of the top ground plane above the pipeline analysed. The approach, supported by exemplary results, complies with the current standard and is a safe alternative to direct vibration measurements which require excavating and placing measurement sensors directly on the pipeline structure.

10

Najdłuższy przewiert HDD w Polsce na budowie gazociągu

Kwinta Wojciech

Inżynieria Bezwykopowa

|

2023

|

nr 4

86--87

11

Nic się nie ukryje

Ziemnicki Paweł

Geodeta : magazyn geoinformacyjny

|

2023

|

nr 1

36--39

12

Zastosowanie płyt systemowych typu Kopras oraz słupów z profili szerokostopowych do zabezpieczeń ścian tymczasowych wykopów liniowych związanych z wykonywaniem gazociągów

Kopras Marek

Przegląd Budowlany

|

2022

|

R. 93, nr 7-8

110--115

PL

W artykule opisano znane i stosowane metody obliczania parcia gruntu na opinkę wraz z jej doborem. Ponadto poddano analizie zjawisko przesklepienia gruntu powstające za opinką opisywane szeroko w literaturze naukowej według metod proponowanych między innymi przez Perko, Vermeer, Li, Macnab, Hosseinian. Wyniki obliczeń parcia gruntu działającego na opinkę wykonanych wg różnych autorów porównano z przeprowadzonymi badaniami terenowymi na obiekcie w skali rzeczywistej przeprowadzonymi przez Koprasa.

EN

The article describes well known and used methods of calculating the earth pressure acting on the lagging together with its selection. In addition the Article describes arching effects developed behind the lagging, widely described in the scientific literature, according to the methods proposed, among others, by Perko, Vermeer, Li, Macnab, Hosseinian. The calculation results of the earth pressure acting on the lagging according to various authors were compared with the field research carried out on the object on the real scale carried out by Kopras.

13

Powłoki izolacyjne a naprężeniowe pękanie korozyjne stalowych gazociągów – część II

Fiedorowicz Marek

Ochrona przed Korozją

|

2022

|

nr 8

242--250

PL

W artykule poruszono niektóre kwestie dotyczące naprężeniowego pękania korozyjnego gazociągów, uwypuklając rolę powłok izolacyjnych w zapobieganiu korozji tego rodzaju (pominięto omówienie badań). W pierwszej części pracy opisano kilka spektakularnych katastrof gazociągów wywołanych przez naprężeniowe pękanie korozyjne (SCC), omówiono mechanizm powstawania tego zjawiska, w tym warunki niezbędne do wystąpienia korozji naprężeniowej, oraz przeanalizowano wpływ na tę korozję następujących czynników: rodzaju stali, naprężenia, temperatury, powłok izolacyjnych, przygotowania powierzchni, ochrony katodowej. W prezentowanej drugiej części artykułu skupiono się na tematyce zapobiegania SCC istniejących i projektowanych gazociągów. Omówiono także pokrótce regulacje prawne obowiązujące w tym zakresie w USA i w Polsce. Powłoki izolacyjne i przygotowanie powierzchni stalowych odgrywają kluczową rolę zarówno w umożliwianiu inicjacji i przebiegu naprężeniowego pękania korozyjnego (jeśli są niewłaściwe), jak i w przeciwdziałaniu mu (jeżeli są odpowiednie), w sytuacji gdy naprężenia w ściankach są większe niż 60% minimalnej granicy plastyczności. W pracy używa się zamiennie terminów „korozja naprężeniowa” i „naprężeniowe pękanie korozyjne”.

EN

This article focuses on some aspects related to gas pipeline SCC (excluding research) and stresses out the role of insulating coatings in the development and prevention of this type of corrosion. Part 1 presents a couple of spectacular gas pipeline disasters caused by SCC, it discusses the mechanism (including necessary conditions for the occurrence of stress corrosion) and an impact on stress corrosion by such factors as: steel type, stress, temperature, insulating coatings, surface preparation, cathodic protection. Part 2 focuses on SCC prevention of gas pipelines that already exist and those that are being designed and briefly describes the legal status in this matter – in the USA and in Poland. Insulating coatings, together with steel surfaces, play an important role both in enabling course initiation (when they are not adequate) and in SCC prevention (when they are adequate) when stress corrosion is higher than 60% of minimum yield strength (SMYS). In this work, terms like stress corrosion and stress corrosion cracking are used interchangeably.

14

Materiały budowlane stosowane do realizacji gazociągów przesyłowych i dystrybucyjnych

Myrczek Józef, Kosmalski Sebastian

Materiały Budowlane

|

2022

|

nr 10

86--89

PL

Polskie przepisy dopuszczają stosowanie do budowy gazociągów wyroby stalowe i polietylenowe. Parametry wytrzymałościowe stali przewyższają odpowiednie wartości parametrów polietylenu. Gazociągi wysokiego ciśnienia wykonywane są wyłącznie ze stali. Gazociągi niskiego i średniego ciśnienia o maksymalnym ciśnieniu roboczym do 1 MPa mogą być wykonane z polietylenu. Obiekty towarzyszące wykonuje się tylko w technologii stalowej. Wybór odpowiedniego materiału uwzględnia również wiele innych parametrów, takich jak odporność na korozję, łatwość i koszt montażu, proces spajania, odporność na wzrost naprężeń, niezawodność. W artykule opisano cechy obu materiałów w kontekście uwarunkowań formalnych i technicznych.

EN

According to polish regulations two materials can be used in gas pipeline construction, namely steel and polyethylene. The strength parameters of the steel exceed the corresponding values of polyethylene. High pressure gas pipelines are made only of steel. Low pressure and medium pressure gas pipelines with a maximum working pressure up to 1 MPa may be made of polyethylene. The accompanying facilities are made only in steel technology. The selection of the appropriate material takes into account also a number of other parameters, such as corrosion resistance, ease and cost of assembly, the bonding and welding process, resistance to crack, and reliability. The article describes the main features of the materials in relation to formal and technical requirements.

15

Kryteria doboru materiałów do wytwarzania gazociągów przesyłowych i dystrybucyjnych

Kosmalski Sebastian, Myrczek Józef

Materiały Budowlane

|

2022

|

nr 11

13--15

PL

W konstrukcji gazociągów można stosować stal lub polietylen. W artykule przeanalizowano czynniki wpływające na wybór preferowanego materiału konstrukcyjnego. Uwzględniono: wymagania formalne, normatywne, techniczne, ekonomiczne, środowiskowe, bezpieczeństwa, czasu realizacji, warunki operatora/zleceniodawcy oraz występujące ryzyko. Gdy możliwe jest zamienne stosowanie polietylenu i stali, preferowane jest użycie polietylenu. W przypadku wysokiego ciśnienia w gazociągu jedynym dopuszczalnym materiałem jest stal.

EN

Both steel and polyethylene can be used in the construction of gas pipelines. The articles concerns the factors determining the choice of preferred construction material. The following factors were taken into account: formal and normative requirements, technical, economic, environmental, safety, implementation time, operator’s / investor’s requirements and the risk involved. Where polyethylene and steel can be used interchangeably, polyethylene should be preferred. Steel is the only acceptable material for high pressures pipelines.

16

Baltic Pipe gotowy

Madej Łukasz

Inżynieria Bezwykopowa

|

2022

|

nr 3

74--77

17

Powłoki izolacyjne a naprężeniowe pękanie korozyjne stalowych gazociągów – Cz. I

Fiedorowicz Marek

Ochrona przed Korozją

|

2021

|

nr 8

248--259

PL

W artykule omówiono niektóre aspekty dotyczące naprężeniowego pękania korozyjnego gazociągów, z wyłączeniem kwestii badań, uwypuklając rolę powłok izolacyjnych w rozwoju i zapobieganiu korozji tego rodzaju. Powłoki izolacyjne łącznie z przygotowaniem powierzchni stalowych pełnią kluczową rolę zarówno w umożliwieniu inicjacji i przebiegu (gdy są niewłaściwe), jak i przeciwdziałaniu naprężeniowemu pękaniu korozyjnemu (gdy są odpowiednie) w sytuacji, gdy naprężenia w ściankach są większe niż 60% minimalnej granicy plastyczności. W niniejszej pracy używa się zamiennie terminów korozja naprężeniowa i naprężeniowe pękanie korozyjne (SCC).

EN

This article focuses on some aspects related to gas pipeline SCC (excluding research) and stresses out the role of insulating coatings in the development and prevention of this type of corrosion. Insulating coatings, together with steel surfaces, play an important role both in enabling course initiation (when they are not adequate) and in SCC prevention (when they are adequate) when stress corrosion is higher than 60% of minimum yield strength (SMYS). In this work, terms like stress corrosion and stress corrosion cracking are used interchangeably.

18

Modyfikacja znormalizowanej metody prowadzenia prób ciśnieniowych celem jej wykorzystania do badania szczelności gazociągów z poliamidu PA 12

Szewczyk Piotr

Nafta-Gaz

|

2021

|

R. 77, nr 6

383--388

PL

Gazociągi przed oddaniem do eksploatacji poddawane są ciśnieniowym próbom szczelności i wytrzymałości. W przypadku gazociągów z tworzyw sztucznych wykonuje się próbę łączoną szczelności i wytrzymałości przy ciśnieniu 1,5 × MOP. W Polsce, zgodnie z obowiązującymi przepisami, tworzywem sztucznym, z którego można budować gazociągi, jest polietylen. Za granicą gazociągi budowane są również z innego materiału, jakim jest poliamid PA 12. Systemy rurowe z PA 12 wykorzystywane są do przesyłania gazu pod ciśnieniem 1,6 MPa. Zarówno gazociągi z polietylenu, jak i z poliamidu, po obciążeniu ich ciśnieniem wewnętrznym wraz z upływem czasu będą podlegały odkształceniom, co nazywane jest zjawiskiem pełzania materiału. Powoduje to, że w ciśnieniowych próbach szczelności gazociągów z tworzyw termoplastycznych, jakimi są polietylen i poliamid, wymagane jest uwzględnienie tego zjawiska. Ze względu na odmienne właściwości polietylenu i poliamidu wielkość odkształceń w jednostce czasu będzie różna i dlatego procedury prób, które stosowane są w przypadku gazociągów z polietylenu, nie mogą być wprost wykorzystane do prób w przypadku gazociągów z poliamidu. Przykładem takiej procedury jest ta opisana w punkcie A.27 normy PN-EN 805:2002. Jest ona stosowana głównie do badania szczelności wodociągów z polietylenu i wykorzystanie jej do badania szczelności gazociągów z poliamidu PA 12 o MOP = 1,6 MPa wymaga zmiany warunków próby. W artykule przedstawiono koncepcję modyfikacji parametrów metody hydrostatycznej uwzględniającą odmienne właściwości rur z PA 12 w stosunku do rur z polietylenu. Szczególną uwagę zwrócono na większą wartość modułu Younga i związaną z nim sztywność obwodową rur z poliamidu PA 12 w porównaniu z rurami z polietylenu. Aby uzyskać odpowiednie odkształcenie rury wynikające ze zjawiska pełzania materiału, doświadczalnie wydłużano czas utrzymywania próbki pod ciśnieniem przed przystąpieniem do próby właściwej. Po ustaleniu wymaganych warunków próby, które wyznaczono dla układu szczelnego, przeprowadzono próby z symulowanymi nieszczelnościami. Uzyskane wyniki badań na próbkach szczelnych oraz z symulowaną nieszczelnością potwierdziły możliwość wykorzystania zmodyfikowanej metody do badania szczelności gazociągów z poliamidu PA 12 o MOP = 1,6 MPa.

EN

Before being put into operation, gas pipelines are subjected to leakage and strength pressure testing. In the case of plastic gas pipelines, a combined leakage and strength test is performed at a pressure of 1.5 × MOP. In Poland, in accordance with the applicable regulations, the plastic material from which gas pipelines can now be built is polyethylene. In other countries gas pipelines are also built of another material, which is PA12 polyamide. Piping systems made of this material are used to transmit gas at a pressure of 1.6 MPa. Both polyethylene and polyamide gas pipelines, after loading them with internal pressure, will undergo deformation with time, which is called the material creep phenomenon. As a result, in pressure leakage tests of gas pipelines made of thermoplastics, such as polyethylene and polyamide, it is necessary to take this phenomenon into account. Due to the different properties of polyethylene and polyamide, the amount of deformation per unit time will be different, and therefore the test procedures that are used for polyethylene gas pipelines cannot be directly used for testing polyamide gas pipelines. An example of such a procedure is the one described in point A.27 of PN-EN 805: 2002. It is mainly used for leakage testing of polyethylene water pipelines and its application for leakage testing of PA12 polyamide gas pipelines with a MOP of 1.6 MPa requires changes in the test conditions. The article presents the concept of modifying the parameters of the hydrostatic method, taking into account the different properties of PA12 pipes compared to polyethylene pipes. Particular attention was paid to the higher value of Young's modulus and the related ring stiffness of PA12 polyamide pipes compared to polyethylene pipes. In order to obtain the appropriate deformation of the pipe resulting from the material creep, the time of holding the sample under pressure was experimentally extended before starting the actual test. After establishing the required test conditions for the sealed system, tests with simulated leaks were carried out. The obtained results of tests on airtight samples and with simulated leakage confirmed the possibility of using the modified method to test the tightness of PA 12 polyamide gas pipelines with a MOP of 1.6 MPa.

19

Gazociąg Baltic Pipe: bezwykopowy początek

Madej Łukasz

Inżynieria Bezwykopowa

|

2021

|

nr 2

76--82

20

Developing a complex of measures for liquid removal from gas condensate wells and flowlines using surfactants

Volovetskyi V.B., Doroshenko Ya.V., Kogut G.M., Rybitskyi I.V., Doroshenko J.I., Shchyrba O.M.

Archives of Materials Science and Engineering

|

2021

|

Vol. 108, nr 1

24--41

EN

Purpose: The purpose of this work is to consider the complications that arise while operating gas condensate wells, in particular, the accumulation of hydrocarbon condensate, formation and condensation water at wells and flowlines, to develop a method for removing liquid from wells and flowlines before it entering a gas treatment unit and being treated with surfactants and to develop a method for the foam destruction in the gas-liquid flow. Design/methodology/approach: The operational parameters of gas-condensate wells of the Yuliivske oil and gas condensate field (OGCF) have been analysed. Wells have been identified that are operated in difficult conditions due to the accumulation of the liquid at the bottom hole and in flowlines. The volume of the liquid accumulated at the bottom hole of gas condensate wells is estimated. The quantity of surfactants, the volume and concentration of the solution required to remove the liquid were calculated individually for each well. The program of experimental researches has been made. The efficiency of the application of surfactant solution was experimentally determined and a positive result was achieved in the form of an increase in production by 10%. A new approach to the use of surfactant solution, as well as the foam destruction, has been proposed. The studies were performed within the framework of research and development work by the specialists of the Ukrainian Scientific Research Institute of Natural Gases. Findings: Comprehensive measures are proposed to increase the efficiency of gas condensate wells operation. They are monitoring of operational parameters of wells by pressure and temperature gauges installed at the wellhead and at the inlet gas pipelines of the gas treatment unit; calculation of the volume of accumulated fluid in the wellbore and flowline; installation of a complex of automated feeding a surfactant solution of both in the annulus of the wells and in the flowline. For this purpose, two options for the complex and and have a different principle of operation. To prevent foam from entering the gas treatment unit, a method of its destruction has been proposed. The implementation of the proposed comprehensive measures will allow controlling the well operation mode, timely liquid removal from the well and the flowline and ensure stable hydrocarbon production. Research limitations/implications: The obtained results of laboratory and experimental studies have shown that using a surfactant solution is reasonable to remove the liquid from gas condensate wells. To increase the efficiency of the measure, a new method of feeding surfactant solution was developed by installing a unit for automated feeding (UAF) of a surfactant solution at the mouth. Practical implications: The results of laboratory tests allow using a surfactant solution reasonably in order to remove the liquid from gas condensate wells, as well as possible further destruction of foam in the gas-liquid flow for increasing both the efficiency of the extraction and production volume. Originality/value: On the basis of previously performed experimental research, it has been established that it is advisable to use a surfactant solution to remove the liquid from gas condensate wells and flowlines. A new method of removing liquid from gas condensate wells and flowlines has been developed, as well as a method of destroying foam in a gas-liquid flow, which are original and can be implemented.