SU1611369A1 - Installation for collection and preparation of petroleum and gas - Google Patents
Installation for collection and preparation of petroleum and gas Download PDFInfo
- Publication number
- SU1611369A1 SU1611369A1 SU884454461A SU4454461A SU1611369A1 SU 1611369 A1 SU1611369 A1 SU 1611369A1 SU 884454461 A SU884454461 A SU 884454461A SU 4454461 A SU4454461 A SU 4454461A SU 1611369 A1 SU1611369 A1 SU 1611369A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- gas
- oil
- pipeline
- separator
- mpa
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение касаетс сбора и подготовки нефти и газа на промыслах, в том числе на месторождени х с высокими давлени ми. Целью изобретени вл етс снижение энергетических затрат на компримирование газа и повышение степени использовани естественной энергии пласта на месторождени х с высокими давлени ми. Установка содержит замерную установку 1, нефтегазовые сепараторы, отстойник 4, подогреватель 3, концевой сепаратор 7, резервуар 8 товарной нефти, трубопровод 11 рециркул ции нефти, газовый трубопровод 14, газожидкостный эжектор 13 и насос 12, дополнительный сепаратор 6 с давлением сепарации 0,08-0,3 МПа, размещенный между предпоследним и концевым сепараторами 5 и 7 на линии трубопровода 11 рециркул ции нефти из концевого сепаратора и соединенный с выходом газожидкостного эжектора 13 и входом газа на нагреватель. Газожидкостный эжектор 13 соединен трубопроводом с выходом отстойника 4. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.The invention relates to the collection and treatment of oil and gas in fields, including fields with high pressures. The aim of the invention is to reduce the energy costs of compressing gas and increasing the degree of utilization of the natural energy of the formation in high pressure fields. The installation includes a metering unit 1, oil and gas separators, a settling tank 4, a heater 3, a terminal separator 7, a tank of commercial oil 8, a pipeline 11 for oil recycling, a gas pipeline 14, a gas-liquid ejector 13 and a pump 12, an additional separator 6 with separation pressure 0.08 -0.3 MPa, located between the penultimate and end separators 5 and 7 on the line of the pipeline 11 for recycling oil from the end separator and connected to the outlet of the gas-liquid ejector 13 and the gas inlet to the heater. Gas-liquid ejector 13 is connected by pipeline to the outlet of the sump 4. 1 Cp. f-ly, 1 ill.
Description
Изобретение относится к сбору и подготовке нефти и газа на промыслах и в том числе на месторождениях с высокими давлениями, в частности может быть использовано на месторождениях, в продукции которых содержится сероводород.The invention relates to the collection and preparation of oil and gas in fields, including in fields with high pressures, in particular, can be used in fields whose products contain hydrogen sulfide.
Целью изобретения является снижение энергетических затрат на компримирование газа и повышение степени использования естественной энергии пласта на месторождениях с высокими давлениями.The aim of the invention is to reduce energy costs for gas compression and increase the degree of utilization of natural energy of the reservoir in fields with high pressures.
На чертеже изображена принципиальная схема установки сбора и подготовки нефти и газа.The drawing shows a schematic diagram of an installation for collecting and preparing oil and gas.
Установка состоит из связанных трубопроводами замерной установки 1 (для замера дебита скважин), установленных последовательно нефтегазового сепаратора 2 первой ступени сепарации, подогревателя 3 нефти, отстойника 4, нефтегазового сепаратора 5 второй ступени, дополнительного 6 и концевого 7 сепараторов, резервуара 8 товарной нефти (фиг.1).The installation consists of pipelines measuring unit 1 (for measuring the flow rate of wells), sequentially installed oil and gas separator 2 of the first separation stage, oil heater 3, sump 4, oil and gas separator 5 of the second stage, additional 6 and end 7 separators, tank 8 of commercial oil (Fig .1).
По трубопроводу 9 обрабатываемой нефти на установку подается сырая нефть, а товарная нефть отводится по трубопроводу ю.Crude oil is supplied to the unit via pipeline 9 of the processed oil, and commercial oil is diverted through pipeline y.
В трубопроводе 11 рециркуляции нефти, соединяющем нефтяную зону концевого сепаратора 7 с газовой зоной дополнительного сепаратора 6, установлены насос 12 и газожидкостный эжектор 13, на прием которого подключен трубопровод 14 из концевого сепаратора 7. По газовой линии 15 газ из дополнительного сепаратора 6 подается на форсунки огневого подогревателя 3. Избыток этого газа подается на прием газового эжектора 16, размещенного на линии 15, или на компрессорную станцию. Эжектор 16 соединен трубопроводом 17 с первым сепаратором 2. Трубопровод 11 рециркуляции нефти соединен с трубопроводом 9 нефти перед дополнительным сепаратором 6. По газопроводам 18 и 19 газ отводится из сепараторов 2 и 5 потребителям.In the oil recirculation pipeline 11 connecting the oil zone of the end separator 7 with the gas zone of the additional separator 6, a pump 12 and a gas-liquid ejector 13 are installed, to which a pipe 14 is connected from the end separator 7. Gas is supplied from the additional separator 6 to the nozzles through a gas line 15 fire heater 3. An excess of this gas is fed to the reception of the gas ejector 16, placed on line 15, or to the compressor station. The ejector 16 is connected by a pipe 17 to the first separator 2. The oil recirculation pipe 11 is connected to the oil pipe 9 in front of the additional separator 6. Gas is discharged from the separators 2 and 5 to pipelines 18 and 19.
На вход сепаратора 2 первой ступени сепарации осуществляется ввод реагентадеэмульгатора с помощью дозаторной установки 20. По трубопроводу 21 часть нефти отводится из отстойника 4 и подается на газожидкостный эжектор 13 в качестве рабочего агента. Вода из отстойника 4 сбрасывается по трубопроводу 22 на установку подготовки сточных вод.At the inlet of the separator 2 of the first separation stage, the reagent demulsifier is introduced using a metering unit 20. Through the pipeline 21, part of the oil is discharged from the sump 4 and fed to the gas-liquid ejector 13 as a working agent. Water from the sump 4 is discharged through a pipe 22 to the wastewater treatment plant.
На случай выхода из строя насоса 12 предусмотрен компрессор 23. Давление в дополнительном сепараторе 6 должно составлять 0,08-0,3 МПа. Если давление сепарации в дополнительном сепараторе меньше 0.08 МПа, то возникают затрудне ния с подачей газа на подогреватель, что нежелательно, так как не позволяет использовать газ на собственные нужды. Если давление сепарации в дополнительном сепараторе больше значений 0,3 МПа, то увеличивается количество газа на концевой ступени сепарации, что ведет к возрастанию энергетических затрат на компримирование газа концевой ступени сепарации, а следовательно, нецелесообразно.In case of failure of the pump 12, a compressor 23 is provided. The pressure in the additional separator 6 should be 0.08-0.3 MPa. If the separation pressure in the additional separator is less than 0.08 MPa, then there are difficulties with the gas supply to the heater, which is undesirable since it does not allow the gas to be used for own needs. If the separation pressure in the additional separator is greater than 0.3 MPa, then the amount of gas at the end separation stage increases, which leads to an increase in energy costs for compressing the gas at the end separation stage, and therefore, is impractical.
Давление на дополнительной ступени сепарации влияет на количество газа, поступающего на концевую ступень сепарации: чем оно выше и чем большее количество нефти поступает на концевую ступень сепарации, тем большее количество газа выделяется на концевой ступени, причем дегазированная нефть, подаваемая на эжектор насосом, также насыщается газом и выносит его на концевую ступень сепарации.The pressure at the additional separation stage affects the amount of gas entering the end separation stage: the higher it is and the greater the amount of oil supplied to the final separation stage, the more gas is released at the final stage, and the degassed oil supplied to the ejector by the pump is also saturated gas and carries it to the end stage of separation.
Давление сепарации (Pi) на дополнительной ступени связано с количеством циркулирующей нефти, параметрами эжектора и растворимостью газа в нефти выражениемThe separation pressure (Pi) at the additional stage is related to the amount of circulating oil, the parameters of the ejector and the solubility of the gas in oil by the expression
р. (qi+q2)«' где Кэ - коэффициент эжекции эжекторной установки, м3/ч;R. (qi + q2) “” where Ke is the coefficient of ejection of the ejector installation, m 3 / h;
щ - количество дегазированной нефти, подаваемой насосом на эжектор, м3/ч;u - the amount of degassed oil supplied by the pump to the ejector, m 3 / h;
q2 - количество дегазированной нефти, поступающей на сепарационную установку с промысла, м3/ч;q2 is the amount of degassed oil entering the separation unit from the field, m 3 / h;
а - коэффициент растворимости газа' в нефти.a is the solubility coefficient of gas' in oil.
Коэффициент эжекции зависит от конструкции эжектора и может изменяться в пределах 3,5-8 м3/т.The ejection coefficient depends on the design of the ejector and can vary between 3.5-8 m 3 / t.
Установка работает следующим образом.Installation works as follows.
Газожидкостная смесь из скважин по приемному трубопроводу 9 поступает на групповую замерную установку 1, где осуществляется замер дебита скважин. После замера продукция скважин поступает на центральный пункт промысловых сооружений в сепаратор 2 первой ступени сепарации, где смесь при давлении 1,8-2,0 МПа разделяется на газ и водонефтяную эмульсию.The gas-liquid mixture from the wells through the intake pipe 9 enters the group metering unit 1, where the flow rate of the wells is measured. After measurement, the production of wells goes to the central point of the field facilities in the separator 2 of the first separation stage, where the mixture at a pressure of 1.8-2.0 MPa is divided into gas and oil-water emulsion.
Газ с давлением 1,8-2,0 МПа. по газопроводу 18 направляется потребителю (на газоперерабатывающий завод) или на газовый эжектор Тб по трубопроводу 17, Газоводонефтяная смесь, поступающая в сепаратор 2 первой ступени сепарации, обрабатывается реагентом-деэмульгатором с помощью дозаторной установки 20. Водо нефтяная эмульсия из сепаратора 2 поступает через подогреватель 3 в отстойник 4, где при давлении 1,6-1,7 МПа осуществля- 5 ется обезвоживание нефти.Gas with a pressure of 1.8-2.0 MPa. through a gas pipeline 18 it is sent to the consumer (to a gas processing plant) or to a gas ejector Tb through a pipe 17, the gas-oil mixture entering the separator 2 of the first separation stage is treated with a reagent-demulsifier using a batcher 20. Water-oil emulsion from the separator 2 enters through a heater 3 into sump 4, where at a pressure of 1.6-1.7 MPa, 5 oil is dehydrated.
Обеспечение оптимального гидродинамического и теплового режима подготовки (40-80°С) и необходимого времени отстоя эмульсии в отстойнике 4 (в зависимости от 10 физико-химических свойств нефти, типа и устойчивости эмульсии) позволит на выходе из отстойника 4 получить обезвоженную нефть и сточную воду высокого качества.Ensuring the optimal hydrodynamic and thermal regime of preparation (40-80 ° C) and the necessary emulsion sedimentation time in settler 4 (depending on 10 physicochemical properties of the oil, type and stability of the emulsion) will allow dehydrated oil and wastewater to be obtained at the outlet of settler 4 High Quality.
Вода из отстойника 4 по трубопроводу 15 22 направляется на установку подготовки сточных вод, Обезвоженная нефть последовательно разгазируется в сепараторах 5-7 при давлениях соответственно 0,6; 0,8-0,3 и 0,01-0,005 МПа. 20Water from the sump 4 through the pipeline 15 22 is sent to the wastewater treatment plant. The dehydrated oil is sequentially degassed in separators 5-7 at pressures of 0.6 respectively; 0.8-0.3 and 0.01-0.005 MPa. 20
Газ из сепаратора 5 под давлением 0,6 МПа по газопроводу 19 направляется потребителю (на газоперерабатывающий завод, газораспределительную станцию или компрессорную установку). Газ из сепаратора 6 25 дополнительной ступени с давлением 0,080,3 МПа по линии 15 подается на форсунки огневого подогревателя 3 (при его работе). При отключении подогревателя 3 газ из сепаратора 6 с давлением 0,08-0,3 МПа посту- 30 пает на прием газового эжектора 16, где он газом из сепаратора 2 с давлением 1,8-2,0 МПа дожимается до давления 0,6 МПа и по газопроводу 18 подается потребителю.Gas from the separator 5 under a pressure of 0.6 MPa is sent to the consumer through a gas pipeline 19 (to a gas processing plant, gas distribution station or compressor installation). Gas from the separator 6 25 of an additional stage with a pressure of 0.080.3 MPa is supplied through line 15 to the nozzles of the fire heater 3 (during its operation). When the heater 3 is turned off, the gas from the separator 6 with a pressure of 0.08-0.3 MPa 30 is received by the gas ejector 16, where it is pressurized with gas from the separator 2 with a pressure of 1.8-2.0 MPa to a pressure of 0.6 MPa and through the pipeline 18 is supplied to the consumer.
Нефть из сепаратора 7 по трубопроводу 35 11 насосом 12 подается в газожидкостный эжектор 13, которым газ низкого давления (близкого к атмосферному) по газопроводу 14 отбирается из сепаратора 7 концевой ступени сепарации и подается на вход сепа- 40 ратора 6 с давлением 0,08-0,3 МПа.Oil from the separator 7 through a pipeline 35 11 is pumped by a pump 12 to a gas-liquid ejector 13, by which low-pressure gas (close to atmospheric) is taken through a gas pipeline 14 from a separator 7 of the final separation stage and is fed to the inlet of the separator 40 with a pressure of 0.08- 0.3 MPa.
При отключении эжектора 13 предусмотрен компрессор 23, которым газ концевой ступени сепарации компримируется до давления 0,08-0,3 МПа и подается на вход 45 дополнительного сепаратора 6.When the ejector 13 is turned off, a compressor 23 is provided, by which the gas of the final separation stage is compressed to a pressure of 0.08-0.3 MPa and fed to the input 45 of the additional separator 6.
На месторождениях с высокими давлениями (1,8-2,0 МПа и выше) с целью повышения степени использования естественной энергии пласта предусмотрен 50 трубопровод 21, по которому обезвоженная газонасыщенная нефть с давлением 1,6-1,7 МПа после отстойника 4 подается на эжектор 13 в качестве рабочего агента.In fields with high pressures (1.8-2.0 MPa and higher), in order to increase the degree of utilization of the reservoir’s natural energy, 50 pipeline 21 is provided, through which dehydrated gas-saturated oil with a pressure of 1.6-1.7 MPa after settler 4 is supplied to ejector 13 as a working agent.
П р и м е р 1. На месторождении ГойтКорт ПО Грознефть производится трехступенчатая сепарация нефти при давлениях 1,8; 0,8 и 0,05 МПа. Газ концевой ступени сепарации в количестве около 40 тыс.м3 газа ' в сутки сбрасывается на факел.PRI me R 1. At the GoytKort PO Grozneft field, three-stage oil separation is performed at pressures of 1.8; 0.8 and 0.05 MPa. Gas of the final separation stage in an amount of about 40 thousand m 3 of gas per day is discharged to the flare.
Применение предлагаемой системы с установкой дополнительной ступени'сепарации, на которой поддерживается давление Pi = у|-у|=1,25 кгс/см2 или 0,125 МПа, а газ концевой ступени сепарации компримируется эжектором (Кэ = 4,5) до этого же давления, позволит утилизировать весь газ и использовать его на собственные нужды (для подогрева нефти). При этом потребуется компримировать до давления 0,125 МПа не весь газ (в количестве 40 тыс. м3), а только около 1,5-2,0 тыс.м3/сут, причем для утилизации этого газа потребуется рецеркулировать только 380-500 м3/сут нефти вместо 10000 м3/сут при применении известного способа.The application of the proposed system with the installation of an additional separation stage at which the pressure Pi = y | -y | = 1.25 kgf / cm 2 or 0.125 MPa is maintained, and the gas of the final separation stage is compressed by the ejector (Ke = 4.5) pressure, will allow to utilize all gas and use it for your own needs (for heating oil). In this case, it will be necessary to compress not all gas (in the amount of 40 thousand m 3 ) to a pressure of 0.125 MPa, but only about 1.5-2.0 thousand m 3 / day, and only 380-500 m will need to be recirculated to utilize this gas 3 / day oil instead of 10,000 m 3 / day when applying the known method.
Пример2. На месторождении Махачкала-Тарки ПО Дагнефть производится трехступенчатая сепарация газа при давлениях 1,8; 0,4 и 0,05 МПа. При этом около 10600 м3/сут сжигается на факеле из-за невозможности его использовать(ввиду низкого давления этого газа).Example 2. At the Makhachkala-Tarki field, Dagneft PO produces a three-stage gas separation at pressures of 1.8; 0.4 and 0.05 MPa. At the same time, about 10,600 m 3 / day is flared because of the inability to use it (due to the low pressure of this gas).
Применение предлагаемой системы с установкой дополнительной ступени сепарации, на которой поддерживается давление Pi =та — 1,218 кгс/см2 или 0,122 МПа, позволит утилизировать весь газ на собственные нужды (для подогрева нефти при ее подготовке). При этом потребуется компримировать до давления 0,05 -0,122 МПа около 1000 м3/сут газа (вместо 10600 м3), причем для утилизации этого газа потребуется рециркулировать около 250-300 м3 нефти в сутки вместо 2150-2200 м3/сут.The application of the proposed system with the installation of an additional separation stage, at which the pressure Pi = ta - 1.218 kgf / cm 2 or 0.122 MPa is maintained, will allow to utilize all the gas for own needs (for heating oil during its preparation). In this case, it will be necessary to compress about 1000 m 3 / day of gas (instead of 10600 m 3 ) to a pressure of 0.05 -0.122 MPa, and for the utilization of this gas it will be necessary to recycle about 250-300 m 3 of oil per day instead of 2150-2200 m 3 / day .
П р и м е р 3. На ЦППС Брагуны сепарация нефти осуществляется в три ступени при давлениях 3,2; 1,2 и 0,05 МПа. На последней ступени сепарации выделяется 85-87 тыс. м3 газа в сутки. При этом осложняется сепарация нефти и газа и часть аклюдированного газа уносится нефтью в резервуар, что приводит к потерям нефтяного газа.PRI me R 3. At BPSC Braggs oil separation is carried out in three stages at pressures of 3.2; 1.2 and 0.05 MPa. At the last stage of separation, 85-87 thousand m 3 of gas are released per day. At the same time, the separation of oil and gas is complicated and part of the occluded gas is carried away by the oil into the reservoir, which leads to oil gas losses.
Применение предлагаемой установки с дополнительной ступенью сепарации с давлением 0,2 МПа позволит улучшить условия сепарации на концевой ступени, утилизировать весь газ при минимальных затратах на компримирование газа концевой ступени о 4,8-1 сепарации до давления Pi = + 2 = =2 кгс/см2 или 0,2 МПа. При этом потребуется компримировать до давления 0,05 -0,2 МПа около 22,5 тыс.м3 газа в сутки (вместо 85-87 тыс.м3) с рециркуляцией около 5,6 тыс,м3/сут нефти вместо 16- 18 тыс.м3/сут при применении известного способа.The application of the proposed installation with an additional separation stage with a pressure of 0.2 MPa will improve the separation conditions at the end stage, utilize all gas at the minimum cost of compression of the end stage gas of 4.8-1 separation to a pressure Pi = + 2 = = 2 kgf / cm 2 or 0.2 MPa. In this case, it will be necessary to compress to a pressure of 0.05-0.2 MPa about 22.5 thousand m 3 of gas per day (instead of 85-87 thousand m 3 ) with recirculation of about 5.6 thousand, m 3 / day of oil instead of 16 - 18 thousand m 3 / day when using the known method.
Таким образом, предлагаемая установка на месторождениях с высокими давлени- 5 ями позволяет снизить энергетические затраты на компримирование газа концевых ступеней сепарации и более рационально использовать естественную энергию пласта. Кроме того, установка сепарации позволяет эффективно использовать нефтяной газ концевых ступеней сепарации, который на многих месторождениях в настоящее время сжигается в факелах. На месторождениях, в продукции которых содержится сероводород, применение предлагаемой системы позволит также обеспечить охрану окружающей среды.Thus, the proposed installation in fields with high pressures of 5 yields reduces the energy costs of compressing the gas of the end separation stages and makes more rational use of the natural energy of the formation. In addition, the separation unit allows the efficient use of petroleum gas of the final stages of separation, which is currently flared in many fields. At fields containing hydrogen sulfide, the application of the proposed system will also ensure environmental protection.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU884454461A SU1611369A1 (en) | 1988-07-04 | 1988-07-04 | Installation for collection and preparation of petroleum and gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU884454461A SU1611369A1 (en) | 1988-07-04 | 1988-07-04 | Installation for collection and preparation of petroleum and gas |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1611369A1 true SU1611369A1 (en) | 1990-12-07 |
Family
ID=21387217
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU884454461A SU1611369A1 (en) | 1988-07-04 | 1988-07-04 | Installation for collection and preparation of petroleum and gas |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1611369A1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2496550C1 (en) * | 2012-06-01 | 2013-10-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет" | Method of preliminary oil preparation at oil-fields at multistage separation |
| NO20181475A1 (en) * | 2018-11-19 | 2020-05-20 | Straen Energy As | System and method for processing hydrocarbons |
-
1988
- 1988-07-04 SU SU884454461A patent/SU1611369A1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР №829129. кл. В 01 017/02,1979. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2496550C1 (en) * | 2012-06-01 | 2013-10-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет" | Method of preliminary oil preparation at oil-fields at multistage separation |
| NO20181475A1 (en) * | 2018-11-19 | 2020-05-20 | Straen Energy As | System and method for processing hydrocarbons |
| WO2020106160A1 (en) * | 2018-11-19 | 2020-05-28 | Straen Energy As | System and method for processing hydrocarbons |
| NO346262B1 (en) * | 2018-11-19 | 2022-05-16 | Straen Energy As | System and method for compression of gas |
| EP3883664A4 (en) * | 2018-11-19 | 2022-07-20 | Straen Energy AS | System and method for processing hydrocarbons |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2412336C1 (en) | Procedure for utilisation of low pressure gas | |
| SU1611369A1 (en) | Installation for collection and preparation of petroleum and gas | |
| EP0169007A2 (en) | Method and apparatus for the production of liquid gas products | |
| RU2046931C1 (en) | Apparatus for oil deposit development (versions) | |
| US6120254A (en) | Jet pump for creating the vacuum conditions required for liquid product distillation | |
| RU122304U1 (en) | SYSTEM OF COLLECTION, TRANSPORT AND PREPARATION OF OIL, GAS AND WATER | |
| CN110668926A (en) | Propylene glycol methyl ether rectification purification system and method thereof | |
| SU1707189A1 (en) | Method of gas-lift well operation | |
| CN220724051U (en) | Petroleum atmospheric and vacuum distillation device | |
| RU34393U1 (en) | System for the preparation and transportation of gas and oil wells | |
| RU2602099C1 (en) | System for separation of water, oil and gas mixture | |
| RU2073123C1 (en) | Pump-ejector plant | |
| SU1721218A2 (en) | Oil and gas gathering method | |
| SU1233898A1 (en) | System for separating gas from petroleum | |
| RU2283681C1 (en) | Oil preconditioning plant | |
| RU2215931C1 (en) | Method of gathering of oil deposit well production with help of multiphase pumps | |
| SU1407507A1 (en) | Installation for collecting and preparing the products of oil wells | |
| RU2615699C1 (en) | System of collection, transportation and treatment of oil, gas and water | |
| RU2049520C1 (en) | Method of catching of light fractions from reservoirs and apparatuses of low and atmospheric pressures and system for its accomplishment | |
| RU27185U1 (en) | GAS PREPARATION AND TRANSPORTATION SYSTEM | |
| SU789129A1 (en) | Sealed system of collection, separation, preparation and delivery of crude oil at oil fields | |
| RU2259511C2 (en) | Method of preparing and utilizing low-pressure gas | |
| RU75450U1 (en) | WATER WATER PRODUCT COLLECTION SYSTEM | |
| SU1649086A1 (en) | Method for oil and gas gathering | |
| RU2283680C1 (en) | Method for oil pre-conditioning at oil field |