RU177393U1 - Подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки - Google Patents
Подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки Download PDFInfo
- Publication number
- RU177393U1 RU177393U1 RU2017139588U RU2017139588U RU177393U1 RU 177393 U1 RU177393 U1 RU 177393U1 RU 2017139588 U RU2017139588 U RU 2017139588U RU 2017139588 U RU2017139588 U RU 2017139588U RU 177393 U1 RU177393 U1 RU 177393U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- piston
- cylinder
- working fluid
- cavity
- compressor
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 57
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims abstract description 7
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 claims abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 101000793686 Homo sapiens Azurocidin Proteins 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B35/00—Piston pumps specially adapted for elastic fluids and characterised by the driving means to their working members, or by combination with, or adaptation to, specific driving engines or motors, not otherwise provided for
- F04B35/01—Piston pumps specially adapted for elastic fluids and characterised by the driving means to their working members, or by combination with, or adaptation to, specific driving engines or motors, not otherwise provided for the means being mechanical
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Compressor (AREA)
Abstract
Полезная модель относится к нефтяной отрасли промышленности для откачки сепарированного газа из затрубного пространства нефтяной скважины.Технической задачей предлагаемого решения является повышение надежности и ресурса работы подвесного компрессора путем снижения утечек рабочей жидкости через сальниковое уплотнение.Подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки содержит цилиндр (1), выполненный с возможностью заполнения части его полости (15) рабочей жидкостью (77), всасывающий и нагнетающий клапаны (12,13), поршень (3), установленный в цилиндре (1) с возможностью возвратно-поступательного перемещения с образованием зазора (4) между наружной цилиндрической поверхностью (31) поршня (3) и внутренней цилиндрической поверхностью (14) цилиндра (1), сальниковое уплотнение (5), установленное на внутренней поверхности (14) цилиндра и перекрывающее указанный зазор (4), при этом по крайней мере часть поршня (3), располагаемая над сальниковым уплотнением (5) в конце такта нагнетания компрессора, выполнена полой, со сквозными отверстиями (35), располагаемыми над сальниковым уплотнением (5) при положении поршня (3) в конце такта всасывания. 1 ил.
Description
Полезная модель относится к области нефтяной и газовой промышленности, в частности к установкам для механизированной добычи продукции из скважин, и может быть использована для откачки сепарированного газа из затрубного пространства нефтяной скважины, оборудованной штанговой установкой, для увеличения дебита нефти.
Известно, что скопление газа в затрубном пространстве приводит к отжиму динамического уровня вплоть до приема насоса, снижению притока нефти к забою за счет уменьшения депрессии на пласт, а в конечном итоге - к срыву подачи нефти штанговым насосом.
Известны установки штангового нефтяного насоса (патенты РФ № 49923, 122453), которые, с целью откачки газа из затрубного пространства скважин, заполненным нефтяным газом, снабжены дополнительным цилиндром с проточным плунжером, которые позволяют перепускать газ из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб.
Однако, известные штанговые установки характеризуются возникновением значительных гидравлических сопротивлений в момент хода колонны штанг вниз при добыче нефти повышенной вязкости, что существенно затрудняет добычу нефти повышенной вязкости.
Кроме того, для спуска дополнительного цилиндра с проточным плунжером в насосно-компрессорная трубу (НКТ) необходимо произвести подземный ремонт скважины.
Известно применение для отбора газа из затрубного пространства двух и более скважин подвесного компрессора с приводом от балансира станка-качалки.
Например, известен подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки по патенту RU № 2122105С1, содержащий цилиндр с установленным в его полости поршнем, всасывающей линией, соединенной с затрубным пространством скважины. Часть компрессора, ограниченная стенками цилиндра и тыльной стороной поршня, герметично соединена с затрубным пространством этой же или другой скважины. При этом, используются полости с обеих сторон поршня для нагнетания газа из затрубного пространства двух скважин.
Однако данный компрессор характеризуется невысокой надежностью работы, поскольку поршневая пара компрессора подвержена достаточно быстрому износу, что приводит к невозможности работы компрессора.
Кроме того, давление газа в затрубном пространстве эксплуатируемых скважин, как правило, различно. Это приводит к тому, что через образовавшийся в результате износа зазор будет поступать газ из области высокого давления в область низкого давления, что создаст препятствия для откачки газа из обеих скважин.
Наиболее близким к предлагаемой полезной модели является подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки по патенту RU № 162632U1. Подвесной компрессор включает цилиндр, всасывающий и нагнетательный клапаны в крышке, в верхней части цилиндра, поршень, выполненный с возможностью возвратно-поступательного перемещения в цилиндре в нагнетания и всасывания. Поршень расположен в цилиндре с зазором между его боковыми цилиндрическими поверхностями, перекрытым сальниковым уплотнением, установленным в нижней части цилиндра. Наружная сторона верхнего торца цилиндра имеет шарнирную опору, выполненную с возможностью крепления на балансире станка-качалки, а нижняя часть поршня имеет шарнирную опору, выполненную с возможностью крепления на стойке станка-качалки. Полость цилиндра частично заполнена рабочей жидкостью, в частности техническим маслом. Всасывающий клапан компрессора трубопроводной линией соединен с затрубным пространством скважины, а нагнетательный клапан трубопроводной линией соединен с коллектором для дальнейшей транспортировки газа потребителю.
В такте всасывания газа из затрубного пространства скважины поршень движется от крышки цилиндра к сальниковому уплотнению, и рабочая жидкость вытесняется из зазора в цилиндр, а в такте вытеснения газа, при обратном движении поршня, рабочая жидкость под давлением входит в этот зазор. Присутствие рабочей жидкости в зазоре образует гидрозатвор, который увеличивает степень сжатия газа в компрессоре и эффективность его работы.
Однако в процессе эксплуатации такого подвесного компрессора происходят естественные утечки рабочей жидкости из компрессора через сальниковое уплотнение вследствие значительного повышения давления в цилиндре компрессора и, соответственно, в зазоре между цилиндром и поршнем в такте нагнетания газа в коллектор. Повышение давления обуславливает выдавливание рабочей жидкости из цилиндра в зазор и далее через сальниковое уплотнение из компрессора. Потеря рабочей жидкости из компрессора приводит к резкому уменьшению степени сжатия газа компрессором и выходу его из строя.
В основу настоящей полезной модели поставлена задача повышения надежности и ресурса работы подвесного компрессора к станку-качалке путем снижения утечек рабочей жидкости из компрессора через сальниковое уплотнение.
Поставленная задача решается тем, что в подвесном компрессоре с приводом от балансира станка-качалки, содержащем цилиндр, включающий всасывающий и нагнетательный клапаны, поршень, установленный в цилиндре с возможностью возвратно-поступательного перемещения с образованием зазора между наружной цилиндрической поверхностью поршня и внутренней цилиндрической поверхностью цилиндра, сальниковое уплотнение, установленное на внутренней поверхности цилиндра и перекрывающее указанный зазор, при этом цилиндр выполнен с возможностью заполнения части его полости рабочей жидкостью, согласно предлагаемой полезной модели, по крайней мере часть поршня, располагаемая над сальниковым уплотнением в конце такта нагнетания компрессора, выполнена полой, со сквозными отверстиями, располагаемыми над сальниковым уплотнением при положении поршня в конце такта всасывания.
Благодаря тому, что, по крайней мере, часть поршня выполнена полой и поршень в верхней части снабжен сквозными отверстиями, рабочая жидкость будет перетекать из цилиндра в полость поршня в такте нагнетания. При этом давление в кольцевом зазоре над сальниковым уплотнением будет поднимется незначительно, поскольку начальное давление в полом поршне соответствует примерно атмосферному значению.
Снижение давления в кольцевом зазоре практически устраняет утечки рабочей жидкости из компрессора через сальниковое уплотнение, и, соответственно, предотвращает снижение степени сжатия газа компрессором, тем самым повышает надежность и ресурс работы поршневого компрессора.
Целесообразно, чтобы поршень был выполнен с возможностью заполнения части его полости рабочей жидкостью.
Дополнительная рабочая жидкость в полости поршня играет роль демпфера и увеличивает общий объем рабочей жидкости, тем самым повышает ресурс работы рабочей жидкости в компрессоре и, соответственно, надежность работы компрессора.
С целью обеспечения максимального объема рабочей жидкости в поршне, позволяющей максимально повысить ресурс работы рабочей жидкости в компрессоре, целесообразно, чтобы весь поршень, входящий в цилиндр в такте нагнетания, был выполнен полым, а также чтобы полость поршня была заполнена рабочей жидкостью до уровня указанных сквозных отверстий при положении поршня в конце такта всасывания.
Целесообразно, чтобы площадь отверстий поршня было не меньше площади кольцевого зазора между поршнем и цилиндром.
Такое соотношение площадей позволяет избежать возникновение дополнительных сопротивлений при перетоке рабочей жидкости из полости цилиндра в полость поршня.
Для обеспечения максимального ресурса работы рабочей жидкости в компрессоре целесообразно, чтобы цилиндр был заполнен рабочей жидкости в объеме, не меньшем суммы объема полости поршня, объема кольцевого зазора, объема мертвого пространства при положении поршня в конце такта нагнетания.
Данный объем рабочей жидкости в цилиндре является максимально возможным.
В дальнейшем предлагаемая полезная модель будет более подробно раскрыта на конкретных примерах ее выполнения со ссылками на чертежи, на которых изображены:
Фиг. 1 - схема компрессора при положении поршня в конце такта всасывания;
Фиг. 2 - схема компрессора при положении поршня в конце такта нагнетания;
Фиг. 3 - схема компрессора при положении поршня в промежуточном положении в такте нагнетания .
Компрессор содержит цилиндр 1, включающий крышку 11 с установленными в ней подпружиненным всасывающим клапаном 12 и нагнетательным клапаном 13. В качестве всасывающего клапана 12 может быть использован известный подпружиненный шаровой клапан, а в качестве нагнетательного клапана 13 - известный шаровой клапан.
Всасывающий клапан 12 соединен с затрубным пространством скважины гибким рукавом высокого давления (не показан), а нагнетательный клапан 13 аналогично соединен с коллектором (не показаны).
К цилиндру 1 в области крышки 11 (далее по тексту условно - верхняя часть цилиндра) закреплен кронштейн 2, выполненный с возможностью установки в шарнире балансира станка–качалки (на рис. не показан).
Компрессор содержит поршень 3, установленный в цилиндре 1 с возможностью возвратно-поступательного перемещения с образованием зазора 4 между наружной боковой цилиндрической поверхностью 31 поршня 3 и внутренней боковой цилиндрической поверхностью 14 цилиндра 1.
Величина зазора 4 определяется группой посадки поршня в цилиндре при бесконтактном уплотнении по известным методикам.
На внутренней поверхности 14 цилиндра 1, в нижней его части, установлено сальниковое уплотнение 5, перекрывающее указанный зазор 4.
В предпочтительном варианте весь поршень 3, располагающийся в цилиндре 1 над сальниковым уплотнением 5 в конце такта нагнетания компрессора, выполнен полым. При этом полой может быть выполнена только передняя по ходу движения поршня в такте нагнетания (Фиг. 2) часть поршня (далее условно эта часть поршня будет именоваться, как верхняя часть 32).
К противоположной части поршня 3 (далее условно эта часть поршня будет именоваться, как нижняя часть 33), расположенной вне цилиндра 1 в конце такта нагнетания, закреплен кронштейн 6, выполненный с возможностью установки в шарнире стойки станка – качалки (на рис. не показан).
В верней части 32 полого поршня 3 выполнены сквозные отверстия 35. Отверстия 35 в поршне 3 расположены таким образом что при положении поршня 3 в конце такта всасывания (Фиг. 1), нижние уровни отверстий 35 располагались над верхним уровнем сальникового уплотнения 5.
Цилиндр 1 и поршень 3 выполнены с возможностью заполнения части их полостей рабочей жидкостью 7. В качестве рабочей жидкости могут быть использованы жидкости, имеющие трибологические характеристики, достаточные для работы компрессора по заданным техническим характеристикам, например техническое масло.
Рабочую жидкость 7 заливают в полость 15 цилиндра 1 и полость 36 поршня 3 перед креплением компрессора на станке-качалке (не показан).
Исходный объем рабочей жидкости 7, первоначально заливаемой в полость 15 цилиндра 1, определяют из условия равенства этого объема сумме внутреннего объема полости 36 поршня 3 , объема кольцевого зазора 4 при положении поршня 3 в конце такта нагнетания (Фиг. 2) и объема мертвого пространства 8, который поддерживают как по техническим, так и технологическим причинам для предотвращения контакта поршня 3 с цилиндром 1.
Исходный объем рабочей жидкости 7 в полости 15 цилиндра 1 может несколько превышать рассчитанную указанным образом величину, при этом излишки этой жидкости под действием газовой шапки 37 во внутренней полости 36 поршня 3 при верхнем его положении (Фиг. 1) откачиваются вместе с газом через нагнетательный клапан 13 в коллектор .
В случае, когда диаметр и длина хода поршня являются достаточно большими, объемы рабочей жидкости также будут значительными, при этом объем заливаемой в цилиндр рабочей жидкости необходимо корректировать с учетом давления в коллекторе и объема сжатого газа в верхней части внутренней полости поршня в конце такта нагнетания.
Исходный объем рабочей жидкости 7, первоначально заливаемой в полость 36 поршня 3, выбирают из условия, чтобы уровень 71 рабочей жидкости 7 в полости 36 поршня 3 немного не достигал уровня отверстий 35 при положении поршня 3 в начале такта нагнетания (Фиг.2).
При этом общий минимальный объем рабочей жидкости в компрессоре создают и поддерживают, исходя из условия, чтобы при верхнем положении поршня 3, в конце такта нагнетания (Фиг.2), уровень 71 рабочей жидкости 7 в поршне 3 был расположен выше уровня верхней части отверстий 35.
Возможно выполнение компрессора, и его работа без заливки рабочей жидкости в полость поршня в исходном состоянии компрессора, при этом полой будет выполнена только передняя часть поршня, когда плоскость нижнего торца полой части поршня находится на уровне нижней точки сквозных отверстий поршня в конце такта всасывания .
Однако наличие рабочей жидкости в поршне и больший объем полости поршня позволяют увеличить общий рабочий объем рабочей жидкости в компрессоре, что обуславливает увеличение ресурса работы рабочей жидкости и всего компрессора.
Во избежание дополнительных сопротивлений при перетоке рабочей жидкости из полости 15 цилиндра 1 в полость 36 поршня 3, в предпочтительном варианте, отверстия 35 и зазор 4 выполняют таким образом, чтобы общая площадь отверстий 35 была больше площади кольцевого зазора 4, исключающее штуцирование. При этом, параметры отверстий определяют известными методами, в зависимости от многих факторов (вязкость масла, температура, скорость поршня, наличие конденсата и т.д.).
Компрессор работает следующим образом.
При работе станка–качалки балансир совершает движение вверх и вниз, заставляя поршень 3 совершать возвратно-поступательные движения в цилиндре 1 между двумя крайними точками: в конце такта всасывания (Фиг.1), которое условно здесь по тексту называется крайним нижним положением, и в конце такта нагнетания (Фиг.2,) которое условно здесь по тексту называется крайним верхним положением.
При движении поршня 3 от крайнего верхнего к крайнему нижнему положению в полость 15 цилиндра 1 через всасывающий клапан 12 поступает газ из затрубного пространства скважины (такт всасывания газа). При этом часть рабочей жидкости постепенно вытекает через отверстия 35 из полости 36 поршня 3 в зазор 4 и далее в полость 15 цилиндра 1. В крайнем нижнем положении поршня 1 отверстия 35 поршня 3 расположены выше сальникового уплотнения 5, при этом полость 36 полого поршня 3 и полость 15 цилиндра 1, включая зазор 4, частично заполнены рабочей жидкостью 7, а полость 15 цилиндра 1 над уровнем 72 рабочей жидкости 7 заполнена газом из затрубного пространства.
При обратном движении поршня 3, в период движения поршня 3 в цилиндре 1, как показано на Фиг. 3, давление газа в цилиндре 1 повышается и достигает давления нагнетания в коллектор, при котором газ из полости 15 цилиндра 1 вытесняется через нагнетательный клапан 13 в коллектор. Рабочая жидкость из полости 15 цилиндра 1 поступает в кольцевой зазор 4 между ним и поршнем 3. Благодаря тому, что полость 36 поршня 3 только частично заполнена рабочей жидкостью 7, образуя газовую подушку над уровнем 71 рабочей жидкости 7, рабочая жидкость перетекает из зазора 4 в полость 36 поршня 3 через отверстия 35, сжимая газ в газовой подушке поршня 3.
При этом давление в кольцевом зазоре 4 ниже отверстий 35 будет подниматься незначительно за счет поступления рабочей жидкости в полость 36 поршня 3, поскольку начальное давление в полости 36 поршня 3 соответствует примерно атмосферному значению. Незначительное повышение давления в кольцевом зазоре 3 ниже отверстий 35 предупреждает утечки рабочей жидкости из компрессора через сальниковое уплотнение 5, тем самым обеспечивая высокую надежность и ресурс работы компрессора.
В момент подхода поршня 3 в крайнее верхнее положение (Фиг.2) вся рабочая жидкость из полости 15 цилиндра 1 войдет в полость 36 поршня 3, сжав в нем газ на максимальную величину. Предельное значение этого давления может соответствовать давлению в коллекторе.
Излишки жидкости в полости 15 цилиндра 1 над поршнем 3 (если они образуются) при достижении поршнем 3 крайнего верхнего положения вытесняются в коллектор через нагнетательный клапан 13. Такой случай будет иметь место при первом качании балансира после запуска его в работу.
Далее описанные циклы будут повторяться. При этом при ходе поршня 3 вниз давление газовой подушки в полости 36 поршня 3 помогает вытеснению рабочей жидкости из полости 36 поршня 3 в полость 15 цилиндра 1.
Таким образом, работа компрессора позволяет постепенно откачивать газ из затрубного пространства и снижать в нем давление, что благоприятно отражается на работе установки и увеличивает депрессию на пласт.
Claims (4)
1. Подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки, содержащий цилиндр, всасывающий и нагнетающий клапаны, поршень, установленный в цилиндре с возможностью возвратно-поступательного перемещения с образованием зазора между наружной цилиндрической поверхностью поршня и внутренней цилиндрической поверхностью цилиндра, сальниковое уплотнение, установленное на внутренней поверхности цилиндра и перекрывающее указанный зазор, при этом цилиндр выполнен с возможностью заполнения части его полости рабочей жидкостью, отличающийся тем, что по крайней мере часть поршня, расположенная над сальниковым уплотнением в конце такта нагнетания, выполнена полой, со сквозными отверстиями, выполненными с возможностью расположения над сальниковым уплотнением при положении поршня в конце такта всасывания.
2. Подвесной компрессор по п. 1, отличающийся тем, что поршень выполнен с возможностью заполнения части его полости рабочей жидкостью до уровня указанных сквозных отверстий при положении поршня в конце такта всасывания.
3. Подвесной компрессор по п. 1, отличающийся тем, что площадь отверстий поршня не меньше площади кольцевого зазора между поршнем и цилиндром.
4. Подвесной компрессор по п. 1, отличающийся тем, что цилиндр заполнен рабочей жидкостью в объеме, не меньшем суммы объема полости поршня, объема кольцевого зазора, объема мертвого пространства за вычетом объема сжатого газа во внутренней полости поршня при положении поршня в конце такта нагнетания.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017139588U RU177393U1 (ru) | 2017-11-14 | 2017-11-14 | Подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017139588U RU177393U1 (ru) | 2017-11-14 | 2017-11-14 | Подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU177393U1 true RU177393U1 (ru) | 2018-02-20 |
Family
ID=61227377
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017139588U RU177393U1 (ru) | 2017-11-14 | 2017-11-14 | Подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU177393U1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2724721C1 (ru) * | 2020-03-27 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Подвесной компрессор для откачки газа из затрубного пространства нефтяной скважины |
| RU2725396C1 (ru) * | 2020-01-29 | 2020-07-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Компрессор к станку-качалке для отвода газа из затрубного пространства нефтяной скважины |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2122105C1 (ru) * | 1997-01-21 | 1998-11-20 | Галимов Разиф Хиразетдинович | Установка для добычи нефти |
| RU101491U1 (ru) * | 2010-07-22 | 2011-01-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Установка для добычи нефти |
| RU162632U1 (ru) * | 2015-11-18 | 2016-06-20 | Марат Давлетович Валеев | Подвесной компрессор к станку-качалке нефтяной скважины |
-
2017
- 2017-11-14 RU RU2017139588U patent/RU177393U1/ru active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2122105C1 (ru) * | 1997-01-21 | 1998-11-20 | Галимов Разиф Хиразетдинович | Установка для добычи нефти |
| RU101491U1 (ru) * | 2010-07-22 | 2011-01-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Установка для добычи нефти |
| RU162632U1 (ru) * | 2015-11-18 | 2016-06-20 | Марат Давлетович Валеев | Подвесной компрессор к станку-качалке нефтяной скважины |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| FAIRCHIF P.W. et al, Weellhead gas compression extends life of beam-pumped wells, J., World Oil, July, 1992, p. 71. * |
| U1, 20.01.2011. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2725396C1 (ru) * | 2020-01-29 | 2020-07-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Компрессор к станку-качалке для отвода газа из затрубного пространства нефтяной скважины |
| RU2724721C1 (ru) * | 2020-03-27 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Подвесной компрессор для откачки газа из затрубного пространства нефтяной скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU118371U1 (ru) | Поршневой насос-компрессор | |
| RU162632U1 (ru) | Подвесной компрессор к станку-качалке нефтяной скважины | |
| RU2553689C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтяной скважины | |
| RU176900U1 (ru) | Подвесной компрессор для откачки газа из затрубного пространства нефтяной скважины | |
| RU52125U1 (ru) | Скважинный электрогидроприводный насосный агрегат | |
| RU177393U1 (ru) | Подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки | |
| RU164585U1 (ru) | Скважинная штанговая насосная установка | |
| RU123857U1 (ru) | Плунжерный погружной объемный насос | |
| RU123858U1 (ru) | Плунжерный погружной объемный насос с гидрокомпенсатором | |
| RU101491U1 (ru) | Установка для добычи нефти | |
| RU92916U1 (ru) | Штанговый насос для добычи высоковязкой нефти | |
| RU2578758C1 (ru) | Поршневой насос-компрессор | |
| RU74672U1 (ru) | Нефтяной диафрагменный насосный агрегат | |
| RU101492U1 (ru) | Установка для добычи нефти | |
| RU153600U1 (ru) | Скважинный насос двойного действия | |
| RU2683051C1 (ru) | Способ работы поршневого насос-компрессора и устройство для его осуществления | |
| RU2380570C1 (ru) | Насосная установка нагнетательная, объемная, регулируемая | |
| RU2812819C1 (ru) | Способ скважинной добычи нефти | |
| RU2576560C1 (ru) | Скважинный штанговый насос | |
| CN101082333A (zh) | 异径双缸软柱塞排液泵 | |
| RU55894U1 (ru) | Гидравлический привод скважинного насоса | |
| RU2393367C1 (ru) | Насосная глубинная установка | |
| RU184474U1 (ru) | Установка для откачки сепарированного газа из нефтяной скважины | |
| RU2456475C1 (ru) | Многоступенчатая штанговая насосная установка | |
| RU169890U1 (ru) | Подвесной компрессор к станку-качалке для отвода газа из затрубного пространства нефтяной скважины |