RU2643911C1 - Submerged centrifugal pumping unit - Google Patents
Submerged centrifugal pumping unit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2643911C1 RU2643911C1 RU2017111255A RU2017111255A RU2643911C1 RU 2643911 C1 RU2643911 C1 RU 2643911C1 RU 2017111255 A RU2017111255 A RU 2017111255A RU 2017111255 A RU2017111255 A RU 2017111255A RU 2643911 C1 RU2643911 C1 RU 2643911C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- submersible
- casing
- motor
- sem
- Prior art date
Links
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title abstract description 10
- 230000001808 coupling Effects 0.000 abstract description 4
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 5
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 210000001503 Joints Anatomy 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 239000000789 fastener Substances 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 229920001483 poly(ethyl methacrylate) polymer Polymers 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances data:image/svg+xml;base64,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 data:image/svg+xml;base64,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 O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000037250 Clearance Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000035512 clearance Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D13/00—Pumping installations or systems
- F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D13/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
- F04D13/08—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use
- F04D13/10—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use adapted for use in mining bore holes
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D29/00—Details, component parts, or accessories
- F04D29/58—Cooling; Heating; Diminishing heat transfer
- F04D29/5806—Cooling the drive system
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D29/00—Details, component parts, or accessories
- F04D29/60—Mounting; Assembling; Disassembling
- F04D29/62—Mounting; Assembling; Disassembling of radial or helico-centrifugal pumps
- F04D29/628—Mounting; Assembling; Disassembling of radial or helico-centrifugal pumps especially adapted for liquid pumps
Abstract
Description
Изобретение относится к области насосостроения и может быть использовано при изготовлении погружных центробежных насосных агрегатов, предназначенных для комплектации насосных установок, используемых в нефтедобывающей отрасли для поддержания пластового давления, а также в других отраслях при подъеме и перекачивании воды.The invention relates to the field of pump engineering and can be used in the manufacture of submersible centrifugal pumping units designed to complete the pumping units used in the oil industry to maintain reservoir pressure, as well as in other industries when lifting and pumping water.
Известен погружной центробежный насосный агрегат, содержащий погружной центробежный насос, состоящий из отдельных секций, соединенных между собой стяжными резьбовыми шпильками, головку всасывающую, погружной электродвигатель (ПЭД), сопряженный с насосом посредством фланцевого соединения. (Насосные агрегаты типа ЭЦПК, каталог продукции АО «ГМС Ливгидромаш», сайт компании http://www.hms.ru/pumps_catalog/?SECTION_ID=374&ELEMENT_ID=625).Known submersible centrifugal pump unit containing a submersible centrifugal pump, consisting of separate sections interconnected by coupling threaded rods, a suction head, a submersible electric motor (SEM), coupled to the pump through a flange connection. (Pumping units of type ЭЦПК, product catalog of JSC “HMS Livhydromash”, company website http://www.hms.ru/pumps_catalog/?SECTION_ID=374&ELEMENT_ID=625).
Погружные насосные агрегаты работают непосредственно в перекачиваемой среде, что позволяет в том числе охлаждать погружной электродвигатель агрегата перекачиваемой жидкостью.Submersible pump units operate directly in the pumped medium, which allows, among other things, to cool the submersible motor of the unit with the pumped liquid.
Одной из особенностей агрегатов типа ЭЦПК является разница в диаметрах всасывающей головки насоса и ПЭД (диаметр электродвигателя намного меньше диаметра всасывающей головки насоса). Это обусловливает повышенное расстояние от стенки обсадной трубы до ПЭД.One of the features of ECPC-type units is the difference in the diameters of the suction head of the pump and the SEM (the diameter of the electric motor is much smaller than the diameter of the suction head of the pump). This leads to an increased distance from the wall of the casing to the PED.
Вместе с тем, охлаждение, т.е. скорость потока перекачиваемой жидкости напрямую зависит от величины зазора Δ между стенкой обсадной колонны и ПЭД. Т.е., чем величина Δ больше, тем меньше скорость потока перекачиваемой жидкости, и, следовательно, ниже эффективность охлаждения ПЭД. В рассматриваемом случае величина Δ большая, что не позволяет создать необходимой скорости охлаждения. Уменьшить величину зазора не представляется возможным, так как ограничивающим фактором является наружный диаметр насоса.At the same time, cooling, i.e. The flow rate of the pumped liquid directly depends on the gap Δ between the casing wall and the SEM. That is, the larger the Δ value, the lower the flow rate of the pumped liquid, and, therefore, the cooling efficiency of the SEM is lower. In the case under consideration, Δ is large, which does not allow creating the necessary cooling rate. It is not possible to reduce the clearance value, since the outer diameter of the pump is a limiting factor.
Еще одним фактором, неблагоприятно влияющим на работоспособность данного оборудования, является, как правило, наклонный профиль скважины или наличие в ней искривленных участков (высокая угловая интенсивность). В насосных установках, в которых наружный диаметр насоса почти в 3 раза больше диаметра ПЭД, а длина ПЭД больше длины насоса более чем в 6 раз, даже небольшое изменение угловой интенсивности может привести к неадекватной работе оборудования за счет излома оси в месте сопряжения насоса и ПЭД. В результате неминуемо появляется изгибающий момент, который совместно с высокой частотой вращения (3000 об/мин), большими линейными размерами и массовыми характеристиками порождает негативные циклические нагрузки, локализующиеся в местах сопряжения (фланцевые, шлицевые и болтовые соединения). Это приводит к непрогнозируемым поломкам различных элементов агрегата (валов, шлицевых муфт, болтов и т.д.).Another factor adversely affecting the performance of this equipment is, as a rule, the inclined profile of the well or the presence of curved sections in it (high angular intensity). In pump installations in which the outer diameter of the pump is almost 3 times the diameter of the SEM, and the length of the SEM is more than 6 times the length of the pump, even a small change in the angular intensity can lead to inadequate operation of the equipment due to a break in the axis at the interface between the pump and SEM . As a result, a bending moment inevitably appears, which, together with a high rotational speed (3000 rpm), large linear dimensions and mass characteristics, generates negative cyclic loads localized at the interface (flange, spline and bolt joints). This leads to unpredictable breakdowns of various elements of the unit (shafts, spline couplings, bolts, etc.).
Кроме того, стоит также отметить, что оборудование данного типа работает в агрессивных средах, которые оказывают негативное влияние на его работоспособность.In addition, it is also worth noting that this type of equipment operates in aggressive environments, which have a negative impact on its performance.
Решению вышеуказанных проблем способствует установка кожуха, в котором размещается ПЭД.The solution to the above problems contributes to the installation of the casing in which the SEM is located.
Известен погружной центробежный насосный агрегат, содержащий погружной центробежный насос и сопряженный с насосом посредством переходного устройства погружной электродвигатель, размещенный в наружном кожухе, выполненном в виде трубы, состоящей из отдельных секций (Патент РФ №2433307, опубл. 10.11.2011).Known submersible centrifugal pumping unit containing a submersible centrifugal pump and coupled to the pump through a transition device, a submersible motor placed in an outer casing made in the form of a pipe consisting of separate sections (RF Patent No. 2433307, publ. 10.11.2011).
Данное решение невозможно применить для погружных агрегатов типа ЭЦПК, поскольку переходное устройство предназначено для стыковки насоса и ПЭД с соизмеримыми диаметрами.This solution cannot be applied to submersible units of the ETsPK type, since the adapter is designed to dock the pump and the SEM with comparable diameters.
В насосных агрегатах типа ЭЦПК, которые имеют значительную разницу в диаметрах насоса и ПЭД, крепление кожуха за входной модуль насоса (головку всасывающую) даже после адаптации сопряжения под нее приведет к повышенным циклическим нагрузкам на крепежные элементы, локализующиеся в местах сопряжения насоса и ПЭД (фланцевые, шлицевые и болтовые соединения).In ECPK-type pumping units, which have a significant difference in the diameters of the pump and the SEM, attaching the casing to the inlet module of the pump (suction head) even after adapting the interface to it will lead to increased cyclic loads on the fasteners located at the interface of the pump and SEM (flange , spline and bolt connections).
Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является повышение надежности работы погружного центробежного насосного агрегата, имеющего значительную разницу в диаметрах насоса и ПЭД, за счет снижения образования циклических нагрузок в местах сопряжения насоса и ПЭД при креплении кожуха для ПЭД к корпусу насоса.The problem to which the claimed invention is directed is to increase the reliability of the submersible centrifugal pump unit, which has a significant difference in the diameters of the pump and the SEM, by reducing the formation of cyclic loads at the interface between the pump and the SEM when attaching the casing for the SEM to the pump housing.
Технический результат достигается тем, что в погружном центробежном насосном агрегате, содержащем погружной центробежный насос, состоящий из отдельных ступеней, соединенных между собой резьбовыми стяжными шпильками, головку всасывающую и погружной электродвигатель, размещенный в трубном кожухе, последний прикреплен к насосу своим верхним фланцем за резьбовые стяжные шпильки, пропущенные через его отверстия и зафиксированые относительно них. Кроме того, в нижней части погружного электродвигателя установлен центратор, выполненный преимущественно демпферного типа.The technical result is achieved in that in a submersible centrifugal pump unit containing a submersible centrifugal pump, consisting of separate stages interconnected by threaded tie rods, a suction head and a submersible motor located in the tube casing, the latter is attached to the pump with its upper flange for the threaded tie rods studs passed through its holes and fixed relative to them. In addition, a centralizer is installed in the lower part of the submersible electric motor, made mainly of the damper type.
Крепление кожуха к насосу посредством верхнего фланца за резьбовые стяжные шпильки, пропущенные через его отверстия и зафиксированные относительно них, позволяет без использования лишних дополнительных деталей осуществить надежное соединение насоса с ПЭД, при котором входной модуль (головка всасывающая) находится в разгруженном состоянии от циклических нагрузок, обычно локализующихся в местах сопряжения насоса и ПЭД (фланцевые, шлицевые и болтовые соединения).Fastening the casing to the pump by means of the upper flange for the threaded tie rods passed through its openings and fixed relative to them allows reliable connection of the pump and the SEM without using extra parts, in which the input module (suction head) is unloaded from cyclic loads, usually localized at the interface between the pump and the SEM (flanged, spline and bolted joints).
Установка кожуха позволяет уменьшить величину зазора Δ между стенкой обсадной колонны и ПЭД до необходимого значения, тем самым создав регламентируемую скорость охлаждения ПЭД. Также, в случае существенных дефектов обсадной колонны (смещение, сдавливание и т.д.) кожух не позволит спускать агрегат дальше по обсадной колонне, исключая тем самым изгиб и поломку ПЭД и, следовательно, предотвращая возможную аварию.The installation of the casing allows reducing the gap Δ between the casing wall and the PEM to the required value, thereby creating a regulated cooling rate of the PEM. Also, in case of significant defects in the casing (displacement, squeezing, etc.), the casing will not allow the unit to be lowered further along the casing, thereby eliminating the bending and breakdown of the SEM and, therefore, preventing a possible accident.
Центратор, установленный в нижней части ПЭД, выполненный преимущественно демпферного типа, за счет постоянного ориентирования оси агрегата относительно оси кожуха позволяет исключить излом оси в месте сопряжения насоса и ПЭД даже в случае отклонения оси скважины от вертикали (высокой угловой интенсивности).The centralizer installed in the lower part of the SEM, made mainly of the damper type, due to the constant orientation of the axis of the unit relative to the axis of the casing, eliminates the kink of the axis at the interface between the pump and the SEM even in case of deviation of the well axis from the vertical (high angular intensity).
Изобретение поясняется чертежом, на котором изображен погружной насосный агрегат.The invention is illustrated in the drawing, which shows a submersible pump unit.
Погружной центробежный агрегат содержит погружной центробежный насос 1, состоящий из отдельных ступеней, соединенных резьбовыми стяжными шпильками 2, головку 3 всасывающую, погружной электродвигатель 4, сопряженный с насосом 1 посредством фланцевого соединения, кожух 5, представляющий собой ориентирующую трубу, состоящую из отдельных секций, в котором размещен погружной электродвигатель 4. Узел крепления кожуха 5 к насосу 1 представляет собой фланец 6 верхней секции электродвигателя 4, через отверстия которого пропущены резьбовые стяжные шпильки 2 и зафиксированы в них крепежными элементами, например гайками. В нижней части электродвигателя 4 установлен центратор 7 демпферного типа.Submersible centrifugal unit contains a submersible centrifugal pump 1, consisting of separate stages connected by threaded tie rods 2, a suction head 3, a submersible motor 4, coupled to the pump 1 by means of a flange connection, a casing 5, which is an orienting pipe, consisting of separate sections, in which contains a submersible motor 4. The attachment unit of the casing 5 to the pump 1 is a flange 6 of the upper section of the electric motor 4, through the holes of which are threaded coupling Pilkov 2 and secured therein by fasteners such as nuts. In the lower part of the electric motor 4, a centralizer 7 of the damper type is installed.
Секции кожуха 5 соединяются болтовыми соединениями по фланцам и спускаются в скважину таким образом, чтобы верхний (присоединяемый к насосу) фланец 6 был на поверхности. Затем в кожух 5 опускается электродвигатель 4 с центратором 7. Верхний фланец 6 кожуха крепится к насосу за резьбовые стяжные шпильки 2, без крепления его за входной модуль, в результате чего головка 3 всасывающая находится в разгруженном состоянии. После сборки насос 1 опускается в скважину по существующей в отрасли технологии.The sections of the casing 5 are bolted to the flanges and lowered into the well so that the top (attached to the pump) flange 6 is on the surface. Then, the motor 4 with the centralizer 7 is lowered into the casing 5. The upper flange 6 of the casing is attached to the pump by the threaded tie rods 2, without fixing it to the input module, as a result of which the suction head 3 is in the unloaded state. After assembly, pump 1 is lowered into the well using existing industry technology.
Технологическим приемом, способным замедлить процесс коррозии рабочих механизмов, является закачка в скважину химического реагента, который снижает процесс корродирования. Однако учитывая тот факт, что всасывающая головка 3 насоса 1 находится выше электрооборудования, данный реагент будет проходить через насос 1 и НКТ, не достигая области работы электродвигателя 4. Кожух 5 принудительно направляет поток реагента таким образом, чтобы он проходил вдоль оси всего агрегата. Жидкость попадает в кольцевую полость между кожухом 5 и электродвигателем 4. В силу сформированного зазора Δ жидкость, перемещаясь вдоль стенок электрооборудования с заданной скоростью охлаждения, попадает во всасывающую головку 3 насоса 1. За счет того, что головка 3 всасывающая находится в разгруженном состоянии, возникновение циклических нагрузкок на крепежные элементы, локализующиеся в местах сопряжения насоса и электродвигателя 4 (фланцевые, шлицевые и болтовые соединения), сводится к минимуму. Центратор 7, ориентируя электродвигатель 4 в кожухе 5, исключает возникновение несоосности осей валов насоса 1 и электродвигателя 4.A technological technique capable of slowing down the corrosion process of working mechanisms is the injection of a chemical reagent into the well, which reduces the process of corrosion. However, given the fact that the suction head 3 of the pump 1 is located above the electrical equipment, this reagent will pass through the pump 1 and tubing, not reaching the area of operation of the electric motor 4. The casing 5 forcibly directs the reagent flow so that it passes along the axis of the entire unit. The liquid enters the annular cavity between the casing 5 and the electric motor 4. Due to the formed gap Δ, the liquid, moving along the walls of the electrical equipment with a given cooling rate, enters the suction head 3 of pump 1. Due to the fact that the suction head 3 is in the unloaded state, the occurrence cyclic loads on the fasteners located in the interface between the pump and the motor 4 (flange, spline and bolt joints) is minimized. The centralizer 7, orienting the electric motor 4 in the casing 5, eliminates the occurrence of misalignment of the axes of the shafts of the pump 1 and the electric motor 4.
Кожух 5 в условиях воздействия на насосный агрегат агрессивных сред (например, при перекачивании сеноманской воды), защищая элементы погружного оборудования от интенсивной коррозии, обеспечивает их работоспособность.The casing 5 in conditions of exposure to the pumping unit of aggressive environments (for example, when pumping Cenomanian water), protecting the elements of the submersible equipment from intense corrosion, ensures their performance.
Предлагаемое техническое решение позволяет повысить надежность работы погружного центробежного насосного агрегата типа ЭЦПК, имеющего существенную разницу в диаметрах насоса и электродвигателя.The proposed technical solution allows to increase the reliability of the submersible centrifugal pump unit type ETSPK, which has a significant difference in the diameters of the pump and electric motor.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017111255A RU2643911C1 (en) | 2017-04-04 | 2017-04-04 | Submerged centrifugal pumping unit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017111255A RU2643911C1 (en) | 2017-04-04 | 2017-04-04 | Submerged centrifugal pumping unit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2643911C1 true RU2643911C1 (en) | 2018-02-06 |
Family
ID=61173864
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017111255A RU2643911C1 (en) | 2017-04-04 | 2017-04-04 | Submerged centrifugal pumping unit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2643911C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE9218915U1 (en) * | 1992-04-22 | 1996-05-02 | Johann Kupp Motorenbau | Submersible pump arrangement |
| RU2136970C1 (en) * | 1997-05-06 | 1999-09-10 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Electromersible pump |
| RU2230181C2 (en) * | 2002-08-20 | 2004-06-10 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании" | Immersible centrifugal pumping device |
| RU2381352C1 (en) * | 2008-10-29 | 2010-02-10 | Николай Иванович Парийчук | Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production |
| WO2011017075A1 (en) * | 2009-07-27 | 2011-02-10 | Flowserve Management Company | Pump with integral caisson discharge |
| RU2433307C1 (en) * | 2010-08-17 | 2011-11-10 | Николай Иванович Парийчук | Drive of electric submersible pump with outer jacket |
-
2017
- 2017-04-04 RU RU2017111255A patent/RU2643911C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE9218915U1 (en) * | 1992-04-22 | 1996-05-02 | Johann Kupp Motorenbau | Submersible pump arrangement |
| RU2136970C1 (en) * | 1997-05-06 | 1999-09-10 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Electromersible pump |
| RU2230181C2 (en) * | 2002-08-20 | 2004-06-10 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании" | Immersible centrifugal pumping device |
| RU2381352C1 (en) * | 2008-10-29 | 2010-02-10 | Николай Иванович Парийчук | Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production |
| WO2011017075A1 (en) * | 2009-07-27 | 2011-02-10 | Flowserve Management Company | Pump with integral caisson discharge |
| RU2433307C1 (en) * | 2010-08-17 | 2011-11-10 | Николай Иванович Парийчук | Drive of electric submersible pump with outer jacket |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7409997B2 (en) | Electric submersible pump with specialized geometry for pumping viscous crude oil | |
| US10280929B2 (en) | Multistage centrifugal pump with integral abrasion-resistant axial thrust bearings | |
| US9494022B2 (en) | Gas restrictor for a horizontally oriented submersible well pump | |
| US20150023805A1 (en) | Labyrinth Chamber with Helical Blade for a Submersible Well Pump and Method of Use | |
| US8696327B2 (en) | Submersible pump motor cooling through external oil circulation | |
| RU2591754C2 (en) | Blade profile diffuser with local bulge | |
| CN1754047A (en) | Oscillation-optimised tubular pump | |
| US20150132159A1 (en) | Instrument Subs for Centrifugal Well Pump Assemblies | |
| RU2643911C1 (en) | Submerged centrifugal pumping unit | |
| US20180313359A1 (en) | Integrated Heat Exchanger and Thrust Bearing Base | |
| US8282365B2 (en) | Pump for pumping fluid in a wellbore using a fluid displacer means | |
| US20190085667A1 (en) | Electric submersible pump configuration | |
| RU196510U1 (en) | Pump installation | |
| EP3623636A1 (en) | System for the circulation of gas in air gaps of rotating machines | |
| RU2732655C1 (en) | Centrifugal sectional pump with two parallel flows of pumped medium | |
| RU2672991C2 (en) | Multistage high pressure flanged pump assembly | |
| RU2693077C2 (en) | Multi-stage centrifugal pump with compression bulkheads | |
| RU205411U1 (en) | PUMP UNIT | |
| RU43320U1 (en) | DEVICE FOR COOLING ELECTRIC MOTOR OF SUBMERSIBLE PUMP UNIT | |
| US20150118067A1 (en) | Upthrust Module for Well Fluid Pump | |
| US20190264553A1 (en) | Separator and method for removing free gas from a well fluid | |
| RU69959U1 (en) | SUBMERSIBLE CENTRIFUGAL PUMP | |
| US20200158125A1 (en) | High Flow and Low NPSHr Horizontal Pump | |
| CN203655620U (en) | High-flow double-suction three-screw pump | |
| RU2088809C1 (en) | Submergible centrifugal high-pressure electric pump |