RU2578553C1 - Pump unit, group measuring device and method for operation thereof - Google Patents
Pump unit, group measuring device and method for operation thereof Download PDFInfo
- Publication number
- RU2578553C1 RU2578553C1 RU2014154368/06A RU2014154368A RU2578553C1 RU 2578553 C1 RU2578553 C1 RU 2578553C1 RU 2014154368/06 A RU2014154368/06 A RU 2014154368/06A RU 2014154368 A RU2014154368 A RU 2014154368A RU 2578553 C1 RU2578553 C1 RU 2578553C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- bypass line
- pump unit
- ejector
- pump
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕFIELD OF THE INVENTION
Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к внутрипромысловой перекачке нефти, и, в частности, к насосному узлу для групповой замерной установки, групповой замерной установке и способу ее эксплуатации при транспортировке газожидкостной смеси с высоким газовым фактором.The present invention relates to the field of oil production, namely to field oil pumping, and, in particular, to a pumping unit for a group metering unit, a group metering unit and a method for its operation during transportation of a gas-liquid mixture with a high gas factor.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND
В настоящее время промысловая перекачка нефти в нефтедобывающих компаниях производится при помощи мультифазных насосов винтового типа. Основными недостатками указанных насосных агрегатов являются низкая наработка на отказ конструктивных элементов в виду наличия в текучей среде сероводород содержащих примесей и избыточного количества попутного нефтяного газа. При этом стоимости приобретения и сервисного обслуживания высоки, а в случае выхода из строя насосных агрегатов указанного типа или их элементов требуется продолжительный ремонт.Currently, oil pumping in oil companies is carried out using multiphase screw type pumps. The main disadvantages of these pumping units are low MTBF due to the presence in the fluid of hydrogen sulfide containing impurities and an excess of associated petroleum gas. At the same time, the acquisition and maintenance costs are high, and in case of failure of the pumping units of the specified type or their elements, a lengthy repair is required.
В уровне техники известны решения, направленные на повышение надежности работы мультифазных насосов, общая идея которых заключается в подаче дополнительной текучей среды в жидкой фазе на впуск насоса. Например, в RU 2403448 C1 (МПК F04C 2/16; опубл. 10.11.2010) описаны способ защиты мультифазного насоса, который состоит в том, что во всасывающую полость мультифазного насоса осуществляют дополнительную подачу жидкой фазы в периоды снижения доли жидкой фазы в перекачиваемой газосодержащей рабочей среде ниже допустимого значения порциями, через интервалы времени, в течение которых жидкая фаза гарантированно сохраняется в количестве, достаточном для замыкания зазоров в рабочих органах и уплотнениях валов мультифазного насоса.The prior art solutions aimed at improving the reliability of multiphase pumps, the general idea of which is to supply additional fluid in the liquid phase to the pump inlet. For example, in RU 2403448 C1 (IPC F04C 2/16; publ. 10.11.2010), a method for protecting a multiphase pump is described, which consists in the additional supply of a liquid phase to the suction cavity of a multiphase pump during periods of decreasing the proportion of the liquid phase in the gas-containing pumped the working medium is below the permissible value in batches, at intervals of time during which the liquid phase is guaranteed to be stored in an amount sufficient to close the gaps in the working bodies and shaft seals of the multiphase pump.
В качестве другого схожего примера может служить система нефтегазового мультифазного насоса, описанная в CN 203067275 U (МПК F04B 53/20; опубл. 2013-07-17), в которой предусмотрено впускное отверстие, для впрыска в насос нефтяной составляющей, отделенной на сепараторном и фильтрующем устройстве, при подаче в нефтегазовый мультифазный насос смеси с высоким отношением газа к жидкости, при этом не возникает сухого трения, а впрыснутая нефтяная взвесь служит в качестве смазки.Another similar example is the oil and gas multiphase pump system described in CN 203067275 U (IPC F04B 53/20; publ. 2013-07-17), which provides an inlet for the injection of an oil component separated into a separator and filter device, when a mixture with a high gas to liquid ratio is supplied to the oil and gas multiphase pump, dry friction does not occur, and the injected oil suspension serves as a lubricant.
Общим недостатком указанных решений является необходимость выполнения в насосе дополнительного впуска для введения жидкой фазы нефтегазовой смеси, что в свою очередь требует усложнения конструкции насосного агрегата, в том числе включением дополнительных устройств накопления и подведения текучей среды в жидкой фазе, что приводит к снижению надежности насосного агрегата.A common drawback of these solutions is the need to perform an additional inlet in the pump for introducing the liquid phase of the oil and gas mixture, which in turn requires complicating the design of the pumping unit, including the inclusion of additional accumulation and supplying devices for the fluid in the liquid phase, which reduces the reliability of the pumping unit .
Другой подход, который является наиболее близким по сущности к заявляемому изобретению, состоит в выполнении системы для нагнетания мультифазного скважинного флюида с возможностью борьбы с газовыми пробками, как это описано в WO 2014/006371 (опубл. 09.01.2014). Указанная система содержит циклонный сепаратор, имеющий выпуски в первую обогащенную газом линию и первую обогащенную жидкостью линию, гравитационный сепаратор, имеющий выпуски во вторую обогащенную газом линию и вторую обогащенную жидкостью линию, расположенный ниже по потоку от циклонного сепаратора. Указанная система также содержит газовый компрессор для повышения давления во второй обогащенной газом линии и жидкостный насос для повышения давления во второй обогащенной жидкостью линии. Нагнетаемые газ и жидкость поступают в смеситель ниже по потоку, который выдает комбинированный поток текучей среды.Another approach, which is the closest in essence to the claimed invention, is to implement a system for injecting a multiphase well fluid with the ability to deal with gas plugs, as described in WO 2014/006371 (publ. 09.01.2014). Said system comprises a cyclone separator having discharges into a first gas-enriched line and a first liquid-enriched line, a gravity separator having discharges into a second gas-enriched line and a second liquid-enriched line located downstream of the cyclone separator. The system also includes a gas compressor for increasing pressure in the second gas-rich line and a liquid pump for increasing pressure in the second liquid-rich line. The injected gas and liquid enter the mixer downstream, which produces a combined fluid stream.
Недостатком указанной системы является сложность конструкции, которая не обладает высокой эксплуатационной надежностью ввиду наличия множества сложных устройств, таких как сепараторы и компрессоры. Кроме того, необходимо дополнительно предусматривать средства разделения текучей среды на фазы, а также выявления газовых пробок в потоке текучей среды, которые в выбранной в качестве наиболее близкого аналога системе выполнены в виде регулирующих клапанов и детекторов режима потока.The disadvantage of this system is the design complexity, which does not have high operational reliability due to the presence of many complex devices, such as separators and compressors. In addition, it is necessary to additionally provide means for separating the fluid into phases, as well as detecting gas plugs in the fluid flow, which in the system selected as the closest analogue are made in the form of control valves and flow mode detectors.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION
Для преодоления вышеуказанных проблем, а именно обеспечения щадящего режима работы насосного агрегата посредством упрощенной конструкции насосного узла, что увеличивает межремонтный интервал оборудования при гарантировании надежности и стабильности транспортировки газожидкостной смеси с высоким газовым фактором в системах внутрипромысловой перекачки нефти, авторами в одном из аспектов изобретения был предложен насосный узел, содержащий:To overcome the above problems, namely, to ensure a gentle operation of the pumping unit through a simplified design of the pump unit, which increases the equipment overhaul interval while guaranteeing the reliability and stability of transportation of a gas-liquid mixture with a high gas factor in oil field pumping systems, the authors proposed in one aspect of the invention a pump assembly comprising:
по меньшей мере одну задвижку на впуске насосного узла,at least one valve at the inlet of the pump unit,
по меньшей мере один фильтр, расположенный ниже по потоку от по меньшей мере одной задвижки на впуске насосного узла,at least one filter located downstream of at least one valve at the inlet of the pump assembly,
насосный агрегат, расположенный в основной линии для протекания текучей среды и выполненный с возможностью нагнетания текучей среды, представляющей собой газожидкостную смесь,a pump unit located in the main line for the flow of fluid and made with the possibility of pumping a fluid, which is a gas-liquid mixture,
байпасную линию, впуск которой соединен по текучей среде с основной линией в местоположении выше по потоку от насосного агрегата, а выпуск соединен по текучей среде с основной линией в местоположении ниже по потоку от насосного агрегата,a bypass line whose inlet is fluidly connected to the main line at a location upstream of the pump unit, and the outlet is fluidly connected to the main line at a location downstream of the pump unit,
по меньшей мере одну задвижку, расположенную в байпасной линии,at least one valve located in the bypass line,
эжектор, расположенный в байпасной линии ниже по потоку от по меньшей мере одной задвижки, расположенной в байпасной линии, и выполненный с возможностью регулирования потока текучей среды через байпасную линию и через насосный агрегат, причем нагнетающий впуск эжектора соединен по текучей среде посредством участка байпасной линии с основной линией в местоположении ниже по потоку от насосного агрегата и выше по потоку от места соединения основной линии и выпуска байпасной линии, всасывающий впуск эжектора соединен по текучей среде посредством участка байпасной линии со впуском байпасной линии, а выпуск эжектора соединен по текучей среде посредством участка байпасной линии с выпуском байпасной линии,an ejector located in the bypass line downstream of at least one valve located in the bypass line and configured to control the flow of fluid through the bypass line and through the pump unit, the discharge inlet of the ejector being fluidly connected through a section of the bypass line with the main line at a location downstream of the pump unit and upstream from the junction of the main line and the outlet of the bypass line, the suction inlet of the ejector is fluidly connected dstvom portion of the bypass line to an inlet bypass line and the outlet of the ejector is in fluid communication through the bypass line portion with the release of the bypass line,
по меньшей мере одну задвижку и по меньшей мере один обратный клапан на выпуске насосного узла,at least one valve and at least one check valve at the outlet of the pump unit,
по меньшей мере одно средство измерения параметров текучей среды, расположенное в основной линии для текучей среды,at least one means of measuring the parameters of the fluid located in the main line for the fluid,
блок управления, выполненный с возможностью управления задвижками в ответ на параметры текучей среды, измеренные по меньшей мере одним средством измерения параметров текучей среды.a control unit configured to control the valves in response to fluid parameters measured by at least one fluid parameter measuring means.
В одном из вариантов предложен узел, в котором насосный агрегат представляет собой открыто-вихревой насос.In one of the options proposed site in which the pump unit is an open-vortex pump.
В одном из вариантов предложен узел, в котором насосный агрегат представляет собой насос самовсасывающего типа.In one embodiment, a unit is proposed in which the pump unit is a self-priming type pump.
В одном из вариантов предложен узел, в котором участок байпасной линии, присоединенный к нагнетающему впуску эжектора, выполнен в виде трубы диаметром не менее 60 мм.In one embodiment, a node is proposed in which a section of the bypass line connected to the discharge inlet of the ejector is made in the form of a pipe with a diameter of at least 60 mm.
В одном из вариантов предложен узел, в котором участок байпасной линии, присоединенный к всасывающему впуску эжектора, выполнен в виде трубы диаметром, составляющим не более половины диаметра участка байпасной линии, присоединенного к нагнетающему впуску эжектора.In one embodiment, an assembly is proposed in which a bypass line section connected to the suction inlet of the ejector is made in the form of a pipe with a diameter of not more than half the diameter of the bypass line section connected to the ejector inlet.
В одном из вариантов предложен узел, в котором участок байпасной линии, присоединенный к всасывающему впуску эжектора, выполнен в виде трубы диаметром 26 мм.In one embodiment, a unit is proposed in which a section of the bypass line connected to the suction inlet of the ejector is made in the form of a pipe with a diameter of 26 mm.
В одном из вариантов предложен узел, в котором участок байпасной линии, присоединенный к выпуску эжектора, выполнен в виде трубы диаметром, составляющим не менее полутора диаметров участка байпасной линии, присоединенного к всасывающему впуску эжектора, и не более двух диаметров участка байпасной линии, присоединенного к всасывающему впуску эжектора.In one embodiment, a node is proposed in which the bypass line section connected to the ejector outlet is made in the form of a pipe with a diameter of at least one and a half diameters of the bypass line section attached to the suction inlet of the ejector and not more than two diameters of the bypass line section connected to suction inlet of the ejector.
В одном из вариантов предложен узел, в котором участок байпасной линии, присоединенный к выпуску эжектора, выполнен в виде трубы диаметром 48 мм.In one embodiment, a unit is proposed in which a bypass line section connected to an ejector outlet is made in the form of a pipe with a diameter of 48 mm.
В одном из вариантов предложен узел, в котором насосный агрегат выполнен с возможностью работы при производительности не менее 2,4 м3/час.In one of the options proposed site in which the pump unit is made with the ability to work with a capacity of at least 2.4 m 3 / hour.
В одном из вариантов предложен узел, в котором насосный агрегат выполнен с возможностью работы при производительности до 40 м3/час.In one of the options proposed site in which the pump unit is made with the ability to work at a capacity of up to 40 m 3 / hour.
В одном из вариантов предложен узел, в котором насосный агрегат потребляет не более 10 КВт электроэнергии.In one of the options proposed site in which the pump unit consumes no more than 10 kW of electricity.
В одном из вариантов предложен узел, в котором насосный агрегат выполнен с возможностью нагнетания текучей среды, подаваемой при давлении до 25 атм.In one of the options proposed site in which the pump unit is configured to pump a fluid supplied at a pressure of up to 25 atm.
В одном из вариантов предложен узел, в котором насосный агрегат выполнен с возможностью создания давления нагнетаемой текучей среды не менее 20 атм.In one of the options proposed site in which the pump unit is configured to create a pressure of the injected fluid of at least 20 atm.
В одном из вариантов предложен узел, в котором насосный агрегат содержит одно или более рабочих колес, причем насосный агрегат выполнен с возможностью вращения одного или более рабочих колес со скоростью до 1450 об/мин.In one embodiment, a unit is proposed in which the pump unit comprises one or more impellers, the pump unit being configured to rotate one or more impellers at a speed of up to 1450 rpm.
В одном из вариантов предложен узел, в котором средствами измерения параметров текучей среды является одно или более из датчика температуры, датчика давления, манометра, расходомера.In one of the options proposed site, in which the means of measuring the parameters of the fluid is one or more of a temperature sensor, pressure sensor, pressure gauge, flow meter.
В одном из вариантов предложен узел, который выполнен с возможностью нагнетания текучей среды с газосодержанием от 100 до 1500 и более м3 на тонну текучей среды.In one of the options proposed site, which is made with the possibility of pumping a fluid with a gas content of from 100 to 1500 or more m 3 per ton of fluid.
В одном из вариантов предложен узел, который выполнен с возможностью нагнетания текучей среды с процентным содержанием газа до 60%.In one of the options proposed site, which is configured to pump a fluid with a gas percentage of up to 60%.
В одном из дополнительных аспектов предложена групповая замерная установка для сбора и учета дебита скважин, отличающаяся тем, что содержит насосный узел, выполненный по первому аспекту изобретения.In one of the additional aspects of the proposed group metering unit for collecting and recording the flow rate of wells, characterized in that it contains a pump unit made according to the first aspect of the invention.
В одном из еще дополнительных аспектов предложен способ эксплуатации групповой замерной установки по второму аспекту изобретения, включающий в себя этапы, на которых:In one additional aspect, a method for operating a group metering plant according to a second aspect of the invention is provided, comprising the steps of:
осуществляют сбор текучей среды, представляющий собой газожидкостную смесь, со скважин,carry out the collection of fluid, which is a gas-liquid mixture from wells,
осуществляют замер параметров текучей среды для учета дебита скважин,carry out the measurement of fluid parameters to account for the flow rate of wells,
направляют текучую среду через фильтр,direct fluid through a filter,
направляют текучую среду в насосный агрегат, иdirecting fluid to the pump unit, and
одновременно направляют текучую среду в байпасную линию,at the same time direct the fluid to the bypass line,
регулируют поток текучей среды посредством блока управления для одновременной работы насосного агрегата и байпасной линии с эжектором.regulate the fluid flow through the control unit for simultaneous operation of the pump unit and the bypass line with the ejector.
В одном из вариантов предложен способ, в котором регулирование потока текучей среды включает в себя этапы, на которых:In one embodiment, a method is provided in which controlling the flow of a fluid includes the steps of:
увеличивают поток текучей среды через байпасную линию при увеличении содержания газа в нагнетаемой текучей среде;increase the flow of fluid through the bypass line with increasing gas content in the pumped fluid;
уменьшают поток текучей среды через байпасную линию при уменьшении содержания газа в нагнетаемой текучей среде.reduce the flow of fluid through the bypass line while reducing the gas content in the pumped fluid.
В одном из вариантов предложен способ, в котором регулирование потока текучей среды включает в себя этап, на котором регулируют степень открывания задвижки, установленной на участке байпасной линии, присоединенном к всасывающему впуску эжектора.In one embodiment, a method is provided in which controlling the flow of a fluid includes the step of adjusting the degree of opening of the valve installed in the bypass line section connected to the suction inlet of the ejector.
В одном из вариантов предложен способ, в котором увеличивают степень открывания задвижки, установленной на участке байпасной линии, присоединенном к всасывающему впуску эжектора, для увеличения потока текучей среды, и уменьшают степень открывания задвижки, установленной на участке байпасной линии, присоединенном к всасывающему впуску эжектора, для уменьшения потока текучей среды.In one embodiment, a method is provided in which the degree of opening of the valve installed in the bypass line section connected to the suction inlet of the ejector is increased to increase the flow of fluid, and the degree of opening of the valve installed in the section of the bypass line connected to the suction inlet of the ejector is reduced, to reduce fluid flow.
В одном из вариантов предложен способ, в котором определяют уменьшение и/или увеличение содержания газа в нагнетаемой текучей среде средствами измерения параметров текучей среды, установленными перед впуском насосного агрегата.In one embodiment, a method is provided in which a decrease and / or increase in gas content in a pumped fluid is determined by means of measuring fluid parameters installed in front of the inlet of the pump unit.
В одном из вариантов предложен способ, в котором используют средства измерения параметров текучей среды, представляющие собой одно или более из датчика давления и манометра.In one embodiment, a method is provided in which fluid measuring means are used, which are one or more of a pressure sensor and a pressure gauge.
Следует понимать, что в предложенной групповой замерной установке и способе ее эксплуатации так же, как и в предложенном насосном узле, достигается технический результат, состоящий в обеспечении щадящего режима работы насосного агрегата посредством осуществления описанных выше этапов эксплуатации групповой замерной установки, содержащей насосный узел согласно первому аспекту изобретения. А значит, в целом увеличивается межремонтный интервал оборудования и обеспечивается надежность и стабильность транспортировки газожидкостной смеси с высоким газовым фактором в системах внутрипромысловой перекачки нефти.It should be understood that in the proposed group metering installation and the method of its operation, as well as in the proposed pump unit, the technical result is achieved, which consists in providing a sparing mode of operation of the pump unit by carrying out the above-described stages of operation of the group metering unit containing the pump unit according to the first aspect of the invention. This means that, in general, the equipment overhaul interval is increased and the reliability and stability of the transportation of a gas-liquid mixture with a high gas factor in oilfield oil transfer systems is ensured.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
Далее подробнее будут описаны наиболее предпочтительные варианты осуществления изобретения со ссылкой на чертежи, на которых:Next, the most preferred embodiments of the invention will be described in more detail with reference to the drawings, in which:
на фиг. 1 схематично показан насосный узел в соответствии с первым аспектом изобретения,in FIG. 1 schematically shows a pump assembly in accordance with a first aspect of the invention,
на фиг. 2 схематично показана групповая замерная установка, содержащая насосный узел по фиг. 1.in FIG. 2 schematically shows a group metering unit comprising the pump assembly of FIG. one.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯDESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENTS OF THE INVENTION
Последующее описание относится к насосному узлу для групповой замерной установки, групповой замерной установке и способу ее эксплуатации при транспортировке газожидкостной смеси с высоким газовым фактором при внутрипромысловой перекачке нефти.The following description relates to a pumping unit for a group metering unit, a group metering unit, and a method for operating it when transporting a gas-liquid mixture with a high gas factor during oil field pumping.
На фиг. 1 схематично показан один из предпочтительных вариантов осуществления насосного узла 1 в соответствии с первым аспектом изобретения, содержащего по меньшей мере одну задвижку на впуске насосного узла (в проиллюстрированном варианте осуществления изобретения две задвижки 2 и 3), по меньшей мере один фильтр 4, расположенный ниже по потоку от по меньшей мере одной задвижки 2, 3 на впуске насосного узла, насосный агрегат 5, расположенный в основной линии для протекания текучей среды и выполненный с возможностью нагнетания текучей среды, представляющей собой газожидкостную смесь, байпасную линию, впуск которой соединен по текучей среде с основной линией в местоположении выше по потоку от насосного агрегата, а выпуск соединен по текучей среде с основной линией в местоположении ниже по потоку от насосного агрегата, по меньшей мере одну задвижку, расположенную в байпасной линии (в проиллюстрированном варианте осуществления изобретения три задвижки 6, 7 и 8), эжектор 9, расположенный в байпасной линии ниже по потоку от по меньшей мере одной задвижки, расположенной в байпасной линии, и выполненный с возможностью регулирования потока текучей среды через байпасную линию и через насосный агрегат 5, причем нагнетающий впуск эжектора соединен по текучей среде посредством участка байпасной линии с основной линией в местоположении ниже по потоку от насосного агрегата и выше по потоку от места соединения основной линии и выпуска байпасной линии, всасывающий впуск эжектора соединен по текучей среде посредством участка байпасной линии со впуском байпасной линии, а выпуск эжектора соединен по текучей среде посредством участка байпасной линии с выпуском байпасной линии, по меньшей мере одну задвижку и по меньшей мере один обратный клапан на выпуске насосного узла (в проиллюстрированном варианте осуществления два клапана 10, 11 и две задвижки 12, 13), по меньшей мере одно средство измерения параметров текучей среды, расположенное в основной линии для текучей среды (в проиллюстрированном варианте осуществления средства 14, 15 измерения параметров текучей среды расположены выше и ниже по потоку от насосного агрегата, соответственно), блок управления (не показан), выполненный с возможностью управления задвижками в ответ на параметры текучей среды, измеренные по меньшей мере одним средством измерения параметров текучей среды.In FIG. 1 schematically shows one of the preferred embodiments of the pump assembly 1 in accordance with the first aspect of the invention, comprising at least one valve at the inlet of the pump assembly (in the illustrated embodiment, two valves 2 and 3), at least one filter 4 located below downstream of at least one valve 2, 3 at the inlet of the pump unit, the pump unit 5 located in the main line for the flow of fluid and made with the possibility of pumping fluid comprising a gas-liquid mixture, a bypass line whose inlet is fluidly connected to the main line at a location upstream of the pump unit, and the outlet is fluidly connected to the main line at a location downstream of the pump unit, at least one valve, located in the bypass line (in the illustrated embodiment, three valves 6, 7 and 8), an ejector 9 located in the bypass line downstream of at least one valve located in the bypass line, and you equipped with the ability to control the flow of fluid through the bypass line and through the pump unit 5, and the discharge inlet of the ejector is fluidly connected through a section of the bypass line with the main line at a location downstream of the pump unit and upstream from the junction of the main line and outlet the bypass line, the suction inlet of the ejector is fluidly connected through the bypass section to the bypass line inlet, and the outlet of the ejector is fluidly connected by section b a bypass line with a bypass line outlet, at least one valve and at least one non-return valve at the outlet of the pump assembly (in the illustrated embodiment, two valves 10, 11 and two valves 12, 13), at least one means of measuring the parameters of the fluid located in the main line for the fluid (in the illustrated embodiment, the means 14, 15 for measuring the parameters of the fluid are located upstream and downstream of the pump unit, respectively), a control unit (not shown), made with the ability to control valves in response to fluid parameters measured by at least one fluid parameter measuring means.
В предпочтительном варианте осуществления насосный агрегат представляет собой открыто-вихревой насос самовсасывающего типа. Например, открытовихревой насос FAS-NZ, предназначенный для перекачки чистых и мутных, а также газонесущих жидкостей без абразивных примесей, перекачки сжиженных углеводородных газов.In a preferred embodiment, the pump unit is a self-priming open-vortex pump. For example, the open-vortex pump FAS-NZ, designed for pumping clean and turbid, as well as gas-bearing liquids without abrasive impurities, pumping liquefied petroleum gases.
С учетом свойств перекачиваемой текучей среды в системе внутрипромысловой перекачки нефти, таких как наличие в перекачиваемой текучей среде сероводород содержащих примесей и избыточного количества попутного нефтяного газа, в предпочтительных вариантах осуществления изобретения необходимо предусмотреть насосный агрегат с возможностью работы при производительности не менее 2,4 м3/час и по меньшей мере до 40 м3/час.Considering the properties of the pumped fluid in the infield oil pumping system, such as the presence of hydrogen sulphide containing impurities and excess associated gas in the pumped fluid, in preferred embodiments of the invention it is necessary to provide a pump unit with the ability to operate at a capacity of at least 2.4 m 3 / hour and at least up to 40 m 3 / hour.
Для обеспечения указанных параметров производительности, с учетом в случае необходимости возможности проведения монтажных работ и последующих эксплуатационных работ стандартными средствами, предпочтительным является выполнение участка байпасной линии, присоединенного к нагнетающему впуску эжектора, в виде трубы диаметром не менее 60 мм. Тогда предпочтительным является выполнение участка байпасной линии, присоединенного к всасывающему впуску эжектора, в виде трубы диаметром, составляющим не более половины диаметра участка байпасной линии, присоединенного к нагнетающему впуску эжектора, в качестве наиболее предпочтительного варианта, диаметром 26 мм. Кроме того, предпочтительно выполнять участок байпасной линии, присоединенный к выпуску эжектора, в виде трубы диаметром, составляющим не менее полутора диаметров участка байпасной линии, присоединенного к всасывающему впуску эжектора, и не более двух диаметров участка байпасной линии, присоединенного к всасывающему впуску эжектора, в качестве наиболее предпочтительного варианта, диаметром 48 мм.To ensure the specified performance parameters, taking into account, if necessary, the possibility of carrying out installation work and subsequent maintenance work by standard means, it is preferable to carry out a section of the bypass line connected to the discharge inlet of the ejector in the form of a pipe with a diameter of at least 60 mm. Then it is preferable to make the section of the bypass line connected to the suction inlet of the ejector, in the form of a pipe with a diameter of not more than half the diameter of the section of the bypass line connected to the discharge inlet of the ejector, as the most preferred option, with a diameter of 26 mm In addition, it is preferable to perform the bypass line section connected to the ejector outlet in the form of a pipe with a diameter of at least one and a half diameters of the bypass line section connected to the suction inlet of the ejector and not more than two diameters of the bypass line section connected to the suction inlet of the ejector, in as the most preferred embodiment, with a diameter of 48 mm.
Исходя из требований энергопотребления и энергоэффективности использования насосного узла в предпочтительных вариантах осуществления изобретения насосный агрегат должен потреблять не более 10 КВт электроэнергии, при этом он должен быть выполнен с возможностью нагнетания текучей среды, подаваемой при давлении до 25 атм, а кроме того, в наиболее предпочтительных вариантах осуществления с возможностью создания давления нагнетаемой текучей среды не менее 20 атм.Based on the requirements of energy consumption and energy efficiency of the use of the pump unit in the preferred embodiments of the invention, the pump unit should consume no more than 10 kW of electricity, while it must be capable of pumping a fluid supplied at a pressure of up to 25 atm, and in addition, in the most preferred embodiments with the possibility of creating a pressure of the injected fluid of at least 20 atm.
В одном из вариантов осуществления насосный агрегат содержит одно или более рабочих колес, причем насосный агрегат выполнен с возможностью вращения одного или более рабочих колес со скоростью до 1450 об/мин, обеспечивая тем самым необходимые показатели как по энергопотреблению исходя из потребляемой мощности насосным агрегатом, так и по условиям перекачки текучей среды.In one of the embodiments, the pump unit contains one or more impellers, and the pump unit is configured to rotate one or more impellers at speeds up to 1450 rpm, thereby providing the necessary indicators both for energy consumption based on the power consumption of the pump unit, and fluid transfer conditions.
Насосный узел выполнен с различными дополнительными элементами и средствами, такими как краны, задвижки, фильтры, клапаны, эжекторы, в качестве которых могут быть использованы стандартные известные из уровня техники элементы, кроме того, в качестве средств измерения параметров текучей среды может выбираться одно или более из датчика температуры, датчика давления, манометра, расходомера.The pump unit is made with various additional elements and means, such as valves, valves, filters, valves, ejectors, which can be used standard elements known from the prior art, in addition, as a means of measuring the parameters of the fluid can be selected one or more from a temperature sensor, pressure sensor, pressure gauge, flow meter.
Указанные элементы предназначены для осуществления функций, известных специалисту в области техники, таких как предотвращение утечек, перекрытие потока текучей среды, например, для проведения ремонтных работ или других эксплуатационных нужд, грубая фильтрация от механических примесей, контроль параметров текучей среды (например, температуры, давления, расхода и т.п.).These elements are designed to perform functions known to a person skilled in the art, such as preventing leaks, blocking the flow of fluid, for example, for repair work or other operational needs, rough filtering from mechanical impurities, monitoring the parameters of the fluid (for example, temperature, pressure , flow, etc.).
Эжектор служит для отвода через байпасную линию избыточного количества газа, при образовании газовых пробок в нефтепроводе и обеспечивает щадящий режим работы насосного агрегата. Компоновка насосного узла в соответствии с первым аспектом изобретения позволяет выполнить узел с возможностью нагнетания текучей среды с газосодержанием от 100 до 1500 и более м3 на тонну текучей среды, таким образом, в предпочтительных вариантах осуществления изобретения обеспечивается возможность нагнетания текучей среды с процентным содержанием газа до 60%.The ejector serves to drain excess gas through the bypass line when gas plugs are formed in the oil pipeline and provides gentle operation of the pump unit. The arrangement of the pump assembly in accordance with the first aspect of the invention allows the assembly to be capable of pumping a fluid with a gas content of 100 to 1500 or more m 3 per tonne of fluid, thus, in preferred embodiments of the invention, it is possible to pump a fluid with a gas percentage of up to 60%
Дополнительно может быть предусмотрен корпус вокруг насосного узла для зашиты всех элементов узла от внешних воздействий окружающей среды и неправомерных действий третьих лиц, кроме того, элементы насосного узла могут быть расположены на одной несущей раме, выполненной из подходящего материала, предпочтительно металла, обработанного известными методами обработки металлов для гарантирования надежного закрепления элементов насосного узла.In addition, a housing may be provided around the pump assembly to protect all the components of the assembly from external environmental influences and illegal actions of third parties, in addition, the components of the pump assembly can be located on one carrier frame made of a suitable material, preferably metal, processed by known processing methods metals to ensure reliable fastening of the elements of the pump unit.
Далее обращаясь к фиг. 2, на которой схематично показана групповая замерная установка 21 (ГЗУ), содержащая насосный узел 1 по фиг. 1. Групповая замерная установка, как правило, предназначена для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка, кроме того, позволяет осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.Further referring to FIG. 2, which schematically shows a group metering unit 21 (GZU) containing the
Общий принцип работы ГЗУ 21 заключается в следующем. Текучая среда из скважин по сборным коллекторам, через обратные клапаны и линии задвижек (не показаны) поступает в переключатель 22 скважин многоходовой (ПСМ). Посредством ПСМ 22 текучая среда из одной из скважин направляется через задвижку (не показана) в измерительный узел 23, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод через задвижку (не показана).The general principle of operation of
При этом для нагнетания текучей среды в общий трубопровод используется насосный узел 1, который согласно второму аспекту настоящего изобретения выполнен в соответствии с первым аспектом изобретения.In this case, for pumping the fluid into the common pipeline, the
Тогда согласно третьему аспекту изобретения, способ эксплуатации ГЗУ 21 включает в себя этапы, на которых осуществляют сбор текучей среды, представляющий собой газожидкостную смесь, со скважин, осуществляют замер параметров текучей среды для учета дебита скважин, направляют текучую среду через фильтр 4, направляют текучую среду в насосный агрегат 5 и одновременно направляют текучую среду в байпасную линию, регулируют поток текучей среды посредством блока управления для одновременной работы насосного агрегата 5 и байпасной линии с эжектором 9. В иллюстративных целях общее направление текучей среды через насосный узел 1 ГЗУ 21 показано стрелками.Then, according to the third aspect of the invention, the method of operating the
Регулирование потока текучей среды включает в себя этапы, на которых увеличивают поток текучей среды через байпасную линию при увеличении содержания газа в нагнетаемой текучей среде; уменьшают поток текучей среды через байпасную линию при уменьшении содержания газа в нагнетаемой текучей среде. В предпочтительных вариантах осуществления способа регулирование потока текучей среды включает в себя этап, на котором регулируют степень открывания задвижки, установленной на участке байпасной линии, присоединенном к всасывающему впуску эжектора. Причем в способе эксплуатации групповой замерной установки, содержащей насосный узел, описанный выше, увеличивают степень открывания задвижки, установленной на участке байпасной линии, присоединенном к всасывающему впуску эжектора, для увеличения потока текучей среды, и уменьшают степень открывания задвижки, установленной на участке байпасной линии, присоединенном к всасывающему впуску эжектора, для уменьшения потока текучей среды.The regulation of the fluid flow includes the steps of increasing the flow of fluid through the bypass line while increasing the gas content in the pumped fluid; reduce the flow of fluid through the bypass line while reducing the gas content in the pumped fluid. In preferred embodiments of the method, controlling the flow of fluid includes the step of adjusting the degree of opening of the valve installed in the bypass line section connected to the suction inlet of the ejector. Moreover, in the method of operating a group metering installation containing a pump assembly described above, the degree of opening of the valve installed in the bypass line section connected to the suction inlet of the ejector is increased to increase the flow of fluid, and the degree of opening of the valve installed in the section of the bypass line is reduced, attached to the suction inlet of the ejector to reduce fluid flow.
Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления способа изменение содержания газа в нагнетаемой текучей среде определяют средствами измерения параметров текучей среды, установленными перед впуском насосного агрегата, и предпочтительно, используют средства измерения параметров текучей среды, представляющие собой одно или более из датчика давления и манометра.According to one preferred embodiment of the method, the change in gas content in the injected fluid is determined by means of measuring the parameters of the fluid installed in front of the inlet of the pump unit, and preferably, the means of measuring the parameters of the fluid, which are one or more of a pressure sensor and a manometer.
Устройство управления может быть выполнено в виде микроконтроллера, хранящего в постоянной памяти команды для осуществления этапов описанного выше способа. Подобный вариант осуществления изобретения может позволить оптимизировать и автоматизировать этапы описанного выше способа. В целом может быть дополнительно сокращено время, необходимое, например, для перенаправления потока текучей среды через байпасную линию с эжектором, минуя насосный агрегат при увеличении содержания газа в нагнетаемой текучей среде.The control device can be made in the form of a microcontroller, which stores in a read-only memory the instructions for carrying out the steps of the method described above. A similar embodiment of the invention can optimize and automate the steps of the method described above. In general, the time required, for example, to redirect the fluid flow through a bypass line with an ejector, bypassing the pump unit with increasing gas content in the pumped fluid, can be further reduced.
В качестве неограничивающего примера далее рассматривается частный пример реализации описанного способа, а именно на стадии ввода описанного насосного узла в эксплуатацию. С запуском насосного агрегата 5, текучую среду пропускают через фильтр 4 (задвижки 2, 3 и 13 полностью открыты, задвижка 12 полностью закрыта), далее текучую среду направляют в насосный агрегат 5 и одновременно в байпасную линию (задвижки 6, 7 и 8 полностью открыты). Давление, определенное средством 14 измерения параметров текучей среды - манометром, установленным на впуске насосного агрегата, составляет 23 атм. Давление, определенное средством 15 измерения параметров - манометром, установленным на выпуске насосного агрегата в местоположении ниже по потоку от места соединения основной линии нагнетания текучей среды и байпасной линии, составляет 23 атм. Постепенно содержание газа в нагнетаемой текучей среде снижается, что определяют по падению давления, определенного средством 14 измерения параметров текучей среды. Задвижку 6 при этом постепенно закрывают, вплоть до обеспечения минимального потока текучей среды через эжектор 9, необходимого для втягивания избытка сероводорода, содержащего в нагнетаемой текучей среде. После часа работы насосного узла устанавливается стабильный режим работы, при этом давление, определяемое средством 14 измерения параметров текучей среды, составляет 13 атм, а давление, определяемое средством 15 измерения параметров текучей среды составляет 24 атм. В дальнейшем избыток сероводорода, содержащегося в нагнетаемой текучей среде, отводят через байпасную линию через эжектор 9.As a non-limiting example, the following is a particular example of the implementation of the described method, namely, at the stage of putting the described pump unit into operation. With the start of the pump unit 5, the fluid is passed through the filter 4 (valves 2, 3 and 13 are fully open, the valve 12 is completely closed), then the fluid is sent to the pump unit 5 and simultaneously to the bypass line (valves 6, 7 and 8 are fully open ) The pressure determined by the means 14 measuring the parameters of the fluid medium - a pressure gauge installed at the inlet of the pump unit is 23 atm. The pressure determined by the parameter measuring means 15 — a manometer installed at the outlet of the pump unit at a location downstream of the junction of the main fluid injection line and the bypass line — is 23 atm. Gradually, the gas content in the injected fluid decreases, which is determined by the pressure drop determined by the means 14 for measuring the parameters of the fluid. The valve 6 is then gradually closed, up to ensuring a minimum fluid flow through the ejector 9, which is necessary to draw in the excess hydrogen sulfide contained in the pumped fluid. After an hour of operation of the pump unit, a stable operation mode is established, while the pressure determined by the fluid parameter measuring means 14 is 13 atm, and the pressure determined by the fluid parameter measuring means 15 is 24 atm. Subsequently, the excess of hydrogen sulfide contained in the injected fluid is discharged through a bypass line through an ejector 9.
Таким образом, посредством упрощенной конструкции насосного узла обеспечен щадящий режим работы насосного агрегата, при этом увеличивается межремонтный интервал для оборудования и гарантируется надежность и стабильность транспортировки газожидкостной смеси с высоким газовым фактором в системах внутрипромысловой перекачки нефти.Thus, through the simplified design of the pump unit, a gentle operation mode of the pump unit is ensured, while the overhaul interval for the equipment is increased and the reliability and stability of the transportation of the gas-liquid mixture with a high gas factor in the oil field pumping systems are guaranteed.
Следует понимать, что в предложенной групповой замерной установки и способе ее эксплуатации так же, как и в предложенном насосном узле обеспечивается щадящий режим работы насосного агрегата посредством осуществления описанных выше этапов эксплуатации групповой замерной установки, содержащей насосный узел согласно первому аспекту изобретения. А значит, в целом увеличивается межремонтный интервал оборудования и обеспечивается надежность и стабильность транспортировки газожидкостной смеси с высоким газовым фактором в системах внутрипромысловой перекачки нефти.It should be understood that in the proposed group metering unit and the method of its operation, as well as in the proposed pump unit, the gentle operation of the pump unit is ensured by carrying out the above-described operation steps of the group metering unit containing the pump unit according to the first aspect of the invention. This means that, in general, the equipment overhaul interval is increased and the reliability and stability of the transportation of a gas-liquid mixture with a high gas factor in oilfield oil transfer systems is ensured.
Следует также понимать, что конструкции и способы, раскрытые в материалах настоящего описания, являются примерными по сути, и что эти специфичные варианты осуществления не должны рассматриваться в ограничительном смысле, так как возможны многочисленные варианты. Предмет настоящего описания включает в себя все новые и неочевидные комбинации и подкомбинации различных систем и способов, и другие признаки, функции и/или свойства, раскрытые в материалах настоящего описания. Последующая формула изобретения подробно указывает некоторые комбинации и подкомбинации, рассматриваемые в качестве новых и неочевидных.It should also be understood that the structures and methods disclosed herein are exemplary in nature, and that these specific embodiments should not be construed in a limiting sense, since numerous variations are possible. The subject of this description includes all new and non-obvious combinations and subcombinations of various systems and methods, and other features, functions and / or properties disclosed in the materials of the present description. The following claims detail certain combinations and subcombinations considered as new and non-obvious.
Claims (24)
по меньшей мере одну задвижку на впуске насосного узла,
по меньшей мере один фильтр, расположенный ниже по потоку от по меньшей мере одной задвижки на впуске насосного узла,
насосный агрегат, расположенный в основной линии для протекания текучей среды и выполненный с возможностью нагнетания текучей среды, представляющей собой газожидкостную смесь,
байпасную линию, впуск которой соединен по текучей среде с основной линией в местоположении выше по потоку от насосного агрегата, а выпуск соединен по текучей среде с основной линией в местоположении ниже по потоку от насосного агрегата,
по меньшей мере одну задвижку, расположенную в байпасной линии,
эжектор, расположенный в байпасной линии ниже по потоку от по меньшей мере одной задвижки, расположенной в байпасной линии, и выполненный с возможностью регулирования потока текучей среды через байпасную линию и через насосный агрегат, причем нагнетающий впуск эжектора соединен по текучей среде посредством участка байпасной линии с основной линией в местоположении ниже по потоку от насосного агрегата и выше по потоку от места соединения основной линии и выпуска байпасной линии, всасывающий впуск эжектора соединен по текучей среде посредством участка байпасной линии со впуском байпасной линии, а выпуск эжектора соединен по текучей среде посредством участка байпасной линии с выпуском байпасной линии,
по меньшей мере одну задвижку и по меньшей мере один обратный клапан на выпуске насосного узла,
по меньшей мере одно средство измерения параметров текучей среды, расположенное в основной линии для текучей среды,
блок управления, выполненный с возможностью управления задвижками в ответ на параметры текучей среды, измеренные по меньшей мере одним средством измерения параметров текучей среды.1. A pump assembly for a group metering installation, comprising:
at least one valve at the inlet of the pump unit,
at least one filter located downstream of at least one valve at the inlet of the pump assembly,
a pump unit located in the main line for the flow of fluid and made with the possibility of pumping a fluid, which is a gas-liquid mixture,
a bypass line whose inlet is fluidly connected to the main line at a location upstream of the pump unit, and the outlet is fluidly connected to the main line at a location downstream of the pump unit,
at least one valve located in the bypass line,
an ejector located in the bypass line downstream of at least one valve located in the bypass line and configured to control the flow of fluid through the bypass line and through the pump unit, and the discharge inlet of the ejector is fluidly connected through a section of the bypass line with the main line at a location downstream of the pump unit and upstream from the junction of the main line and the outlet of the bypass line, the suction inlet of the ejector is fluidly connected dstvom portion of the bypass line to an inlet bypass line and the outlet of the ejector is in fluid communication through the bypass line portion with the release of the bypass line,
at least one valve and at least one check valve at the outlet of the pump unit,
at least one means of measuring the parameters of the fluid located in the main line for the fluid,
a control unit configured to control the valves in response to fluid parameters measured by at least one fluid parameter measuring means.
осуществляют сбор текучей среды, представляющий собой газожидкостную смесь, со скважин,
осуществляют замер параметров текучей среды для учета дебита скважин,
направляют текучую среду через фильтр,
направляют текучую среду в насосный агрегат, и
одновременно направляют текучую среду в байпасную линию,
регулируют поток текучей среды посредством блока управления для одновременной работы насосного агрегата и байпасной линии с эжектором.19. A method of operating a group metering installation according to claim 18, comprising the steps of:
carry out the collection of fluid, which is a gas-liquid mixture from wells,
carry out the measurement of fluid parameters to account for the flow rate of wells,
direct fluid through a filter,
directing fluid to the pump unit, and
at the same time direct the fluid to the bypass line,
regulate the fluid flow through the control unit for simultaneous operation of the pump unit and the bypass line with the ejector.
увеличивают поток текучей среды через байпасную линию при увеличении содержания газа в нагнетаемой текучей среде;
уменьшают поток текучей среды через байпасную линию при уменьшении содержания газа в нагнетаемой текучей среде.20. The method according to p. 19, in which the regulation of the fluid flow includes the steps in which:
increase the flow of fluid through the bypass line with increasing gas content in the pumped fluid;
reduce the flow of fluid through the bypass line while reducing the gas content in the pumped fluid.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014154368/06A RU2578553C1 (en) | 2014-12-30 | 2014-12-30 | Pump unit, group measuring device and method for operation thereof |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014154368/06A RU2578553C1 (en) | 2014-12-30 | 2014-12-30 | Pump unit, group measuring device and method for operation thereof |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2578553C1 true RU2578553C1 (en) | 2016-03-27 |
Family
ID=55656723
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014154368/06A RU2578553C1 (en) | 2014-12-30 | 2014-12-30 | Pump unit, group measuring device and method for operation thereof |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2578553C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2747387C2 (en) * | 2018-10-30 | 2021-05-04 | Игорь Александрович Малыхин | Method for reducing gas pressure in annulus of marginal wells |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2020371C1 (en) * | 1992-05-09 | 1994-09-30 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Method for transportation of water-gas-oil mixture |
| RU2236639C1 (en) * | 2003-02-10 | 2004-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | System for collecting and transporting products of oil wells |
| CN203067275U (en) * | 2012-12-13 | 2013-07-17 | 重庆明珠机电有限公司 | Oil-gas multiphase pump set system |
| WO2014006371A2 (en) * | 2012-07-03 | 2014-01-09 | Caltec Limited | A system to boost the pressure of multiphase well fluids to handle slugs |
-
2014
- 2014-12-30 RU RU2014154368/06A patent/RU2578553C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2020371C1 (en) * | 1992-05-09 | 1994-09-30 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Method for transportation of water-gas-oil mixture |
| RU2236639C1 (en) * | 2003-02-10 | 2004-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | System for collecting and transporting products of oil wells |
| WO2014006371A2 (en) * | 2012-07-03 | 2014-01-09 | Caltec Limited | A system to boost the pressure of multiphase well fluids to handle slugs |
| CN203067275U (en) * | 2012-12-13 | 2013-07-17 | 重庆明珠机电有限公司 | Oil-gas multiphase pump set system |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2747387C2 (en) * | 2018-10-30 | 2021-05-04 | Игорь Александрович Малыхин | Method for reducing gas pressure in annulus of marginal wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9784075B2 (en) | Gas compression system | |
| GB2478259A (en) | A compressor | |
| CN110905863B (en) | Multiphase pump | |
| NO337108B1 (en) | Multiphase pressure amplification pump | |
| US20120087808A1 (en) | Liquid ring compressors for subsea compression of wet gases | |
| US20160138595A1 (en) | Subsea fluid processing system with intermediate re-circulation | |
| RU2578553C1 (en) | Pump unit, group measuring device and method for operation thereof | |
| RU2586225C1 (en) | Discharge unit for transportation of oil well products with high gas factor and operation method thereof | |
| US20120195740A1 (en) | Drain Discharge Equipment for Compressor and Gas Turbine System | |
| AU2015202855B2 (en) | Gas compression system and method of flow conditioning | |
| US10385673B2 (en) | Fluid driven commingling system for oil and gas applications | |
| RU2236639C1 (en) | System for collecting and transporting products of oil wells | |
| RU158480U1 (en) | PUMPING DEVICE FOR HANDLING OIL WELL PRODUCTS WITH HIGH GAS FACTOR | |
| RU2406917C2 (en) | Method of acquisition and transportation of production of oil wells with high gas factor and system for its implementation | |
| CN205422673U (en) | Three -phase separator's air feed voltage regulator device | |
| RU2006115701A (en) | METHOD AND SYSTEM FOR REDUCING FLUID CONSUMPTION IN A MULTI-PHASE FLOW PIPELINE | |
| CN206715381U (en) | A kind of oily formula vavuum pump Oil-gas Separation bucket | |
| EP3274593B1 (en) | Wet gas compression | |
| CN105422419B (en) | A kind of compressor and oil return switching method | |
| RU141217U1 (en) | MULTI-STAGE CENTRIFUGAL PUMP | |
| RU2741165C2 (en) | Multiphase mixture pumping station | |
| CN204877970U (en) | Water pump operation auxiliary assembly | |
| RU113796U1 (en) | MULTI-PHASE PUMP PROTECTION DEVICE | |
| RU2474729C1 (en) | Pump unit | |
| JPH0538400U (en) | Gas-liquid two-phase pump |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171231 |