SU1662357A3 - Способ восстановлени дра в зкой нефти в трубопроводе - Google Patents
Способ восстановлени дра в зкой нефти в трубопроводе Download PDFInfo
- Publication number
- SU1662357A3 SU1662357A3 SU884356436A SU4356436A SU1662357A3 SU 1662357 A3 SU1662357 A3 SU 1662357A3 SU 884356436 A SU884356436 A SU 884356436A SU 4356436 A SU4356436 A SU 4356436A SU 1662357 A3 SU1662357 A3 SU 1662357A3
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- low
- flow
- viscosity
- flow rate
- pipeline
- Prior art date
Links
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F15—FLUID-PRESSURE ACTUATORS; HYDRAULICS OR PNEUMATICS IN GENERAL
- F15D—FLUID DYNAMICS, i.e. METHODS OR MEANS FOR INFLUENCING THE FLOW OF GASES OR LIQUIDS
- F15D1/00—Influencing flow of fluids
- F15D1/02—Influencing flow of fluids in pipes or conduits
- F15D1/06—Influencing flow of fluids in pipes or conduits by influencing the boundary layer
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
- F17D1/088—Pipe-line systems for liquids or viscous products for solids or suspensions of solids in liquids, e.g. slurries
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/0318—Processes
- Y10T137/0391—Affecting flow by the addition of material or energy
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Public Health (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Other Liquid Machine Or Engine Such As Wave Power Use (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к способам восстановлени дра из в зкой нефти в потоке после длительного просто . Согласно изобретению на вход трубопровода подают малов зкую жидкость и постепенно увеличивают скорость подачи до достижени кольцевого режима течени в соответствии с зависимостью Q = (Qмакс/T0).T, где Q - увеличение скорости потока массы малов зкой жидкости
Qмакс - максимальна скорость потока массы малов зкой жидкости в установившемс состо нии
T0 - врем , затраченное на формирование дра в потоке
T - врем , прошедшее после восстановлени дра в потоке T0 = K.TS, где TS - врем просто
K - посто нный коэффициент, а затем после достижени установившегос состо ни во входной участок подают поток в зкой нефти. 5 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Изобретение относитс к способу восстановлени дра в зкой нефти в потоке, проход щем по трубопроводу, после прерывани и может примен тьс в области транспортировки жидких материалов с повышенной в зкостью, таких как сыра неочищенна нефть, битум или смола.
Сначала в трубопровод при помощи насоса закачивают жидкость с низкой в зкостью, обычно воду, постепенно в линейной зависимости увеличива поток до тех пор, пока скорость движени воды не достигнет значени , при котором поток становитс стабильным и приобретает форму кольца. Затем начинаетс подача в трубопровод в зкой нефти, поток которой регулируетс скоростью вращени нефт ного
насоса или клапаном, установленным на байпасной линии нефтепровода. Дл снижени пиковых нагрузок при возобновлении прерванного потока в жидкость с низкой в зкостью добавл ют тензоактивное вещество. Дл воды, например, чтобы уменьшить пиковые нагрузки до мининмума, достаточно 500 мг увлажн ющего агента на 1 л воды.
Было установлено, что при такой последовательности пусковое давление получаетс значительно меньшее, чем при подаче в зкой нефти и малов зкой жидкости одновременно, а также если нефть начинать подавать сразу « большим потоком. Преимуществом способа вл етс исключение больших перепадов давлени в системе, возможо
05
1C
оэ
СП
1
ы
ность восстанавливать дро потока после длительных перерывов в работе вплоть до одной недели, и сравнительно быстрое формирование дра в пото- ке.
На фиг.1 схематично изображена система дл формировани дра из в зкой нефти в потоке, проход щем по трубопроводу на фиг.2 - то же, вариант; на фиг.З - график давлени на входе трубопровода при осуществлении способа; на фиг.4 - график давлени на входе трубопровода при повторном осуществлении известного способа; на фиг.З - график давлени на входе трубопровода при повторном осуществлении способа.
В системе создани дра в потоке в трубопроводе 1 в зка нефть поступа ет во входной участок трубопровода через впускной инжектор 2. Поток нефти , проход щий через инжектор 2, регулируетс насосом 3, производительность которого определ етс скоростью вращени двигател 4. Инжектор 2 может иметь произвольную форму.
Как уже отмечалось, вокруг дра потока образуетс наружный слой из жидкости меньшей в зкости, который вл етс прослойкой между стенкой трубы и дром потока. Этот слой образуетс путем впрыскивани малов зкой жидкости, например воды, во входной участок 5 трубопровода в районе выпускного отверсти нефт ного инжекто- ра 2. Малов зка жидкость поступает в трубопровод через насос. Произво- дитачьность насоса 6, а следовательно , и поток малов зкой жидкости могут регулироватьс с помощью соответ ствующих устройств (не показаны). При необходимости регулировать поток малов зкой жидкости можно с помощью клапана , который устанавливаетс на трубопроводе , подающем эту жидкость.
При нарушении подачи нефти или малов зкой жидкости в трубопроводе происходит расслоение двух компонентов потока и после длительного просто бывает трудно, восстановить дро в потоке. Например, если подача малов зкой жидкости и в зкой нефти происходит одновременно, то на выходе насосов могут по вл тьс большие пиковые нагрузки 0 Эти нагрузки могут привести к поломке насосов и трубопровода, что еще более задержит восстановление процесса перекач
п
5
0
ки. Избежать эти трудности позвол ет процесс запуска, описанный в данном изобретении.
Согласно данному изобретению дл восстановлени дра потока сначала необходимо через насос 6 подать малов зкую жидкость, например воду, в трубопровод 1. Затем поток воды постепенно увеличивают и, регулиру подачу насоса 6, довод т до устойчивого состо ни . В таком состо нии объемна скорость потока малов зкой жидкости должна быть равной объемной скорости потока до прерывани . Это усто вшеес состо ние со временем не измен етс и соответствует тому, которое было до прерывани .
Большое значение имеет скорость, с которой идет нарастание потока малов зкой жидкости, так как при внезапном увеличении потока в зка нефть блокирует все сечение трубы, создава большие пиковые нагрузки. Скорость нарастани потока зависит от в зкости нефти, продолжительности остановки, длины трубопровода, концентрации малов зкой жидкости в установившемс состо нии и наличи в ней добавок, диаметра трубы.
Необходимое значение скорости увеличени потока можно определить из следующего уравнени :
Q «Wc/VT,
(D
40
45
50
где Q
макс
-увеличение объемной скорости малов зкой жидкости;
-максимальное значение
объемной скорости малов зкой жидкости в установившемс состо нии;
Т0 - врем , необходимое на
формирование дра в потоке;
Т- продолжительность потока
после его возобновлени или врем , прошедшее после восстановлени дра в потоке.
Значение Т0 можно определить из уравнени
Т0 KTs(2)
где TS - врем просто , ч, К - посто нный коэффициент, завис щий от параметров нефти и качества поверхности стенок трубопровода. В данном случае .
Данный расчет делаетс с целью определени критической скорости на границе между сло ми в зкой нефти и малов зкой жидкости, при которой нефть, наруша линию раздела, начинает частично вытесн ть малов зкую жидкость и вызывает некоторое боковое смещение кольцевого сло потока. Согласно данному процессу давление на выходе насоса 6 постепенно доводитс до максимального значени , а затем со временем снижаетс и доводитс до установившегос состо ни . Величина максимального давлени и врем , необходимое на выполнение данной стадии процесса, также зависит от скорости увеличени потока насосом 6.
После получени установившегос кольцевого потока через насос 3 и инжектор 2 начинают подавать в трубопровод поток в зкой нефти. Подачу можно регулировать скоростью вращени двигател 4 насоса 3 (фиг.1) или с помощью регулирующего клапана 7 на байпасной линии 8 (фиг.2). Увеличение давлени после включени насоса 3 зависит о т скорости подачи нефти насосом 3. Его величина намного меньше, чем значение пикового давлени потока малов зкой жидкости и зависит от длины и диаметра трубы и параметров в зкой нефти.
Установлено, что снизить пиковое давление можно с помощью естественных поверхностно-активных веществ, присутствующих в нефти, добавл в малов зкую жидкость щелочи. Когда в качестве малов зкой жидкости используетс вода, то можно добавл ть до 0,04% силиката натри .
Установлено, что с помощью процесса- , описанного в предлагаемом изобретении, особенно легко восстанавливать дро из потока битума и т желой нефти с плотностью 0,96 - 1,02 г/мм3 и в зкостью до 2000000 сП Кроме того, данный процесс позвол ет исключить большую пульсацию давлени в системе и значительно снизить давление на выходе насосов 3 и 6.
Пример 1. Дл восстановлени дра в потоке согласно предлагаемому изобретению использовали трубу диаметром 20,32 см и длиной 1 км после 121 ч просто . Сначала расход воды с
0
5
0
5
0
5
0
5
нормальной температурой составл л 3,785 л/мин. Затем скорость потока воды увеличили до максимального значени 61 л/мин. Скорость увеличени потока составила 7,571 л/мин за
Iмин. Дол воды на входе трубы составила 4%. После установлени стабильного состо ни начали подачу неочищенной нефти, у которой плотность около 1,01 и в зкость около 100000 сП. Ядро было восстановлено в потоке за
IIмин. На фиг .3 показан график изменени во времени статического давлени на вводе трубы.
Насос, подающий нефть, был включен только через 30 с после того, как вод ной насос достиг максимальной подачи 42 л/мин.
Сравнива фиг.З и 4, видно, что процесс, описанный в предлагаемом изобретении, носит более плавный характер , с меньшим значением максималь ного давлени на вводе трубы.
П р и м е р 2. Дл восстановлени дра использовали тот же процесс и ту же трубу, как в примере 1. Врем просто составило 97 ч. Нефт ной насос включили через 3 мин после достижени максимальной подачи воды 90,85 л/мин. Процесс имеет оп ть сравнительно плавный характер (фиг.5).
Claims (6)
- Формула изобретени| 1. Способ восстановлени дра в зкой нефти в трубопроводе, предусматривающий формирование кольцевого малов зкого пристенного сло , отличающийс тем, что, с целью повышени эффективности, скорость подачи малов зкой жидкости во входной участок трубопровода постепенно увеличивают до достижени кольцевого режима течени , в соответствии с зависимостью(Qмакс/т0).где Qмдксувеличение скорости потока массы малов зкой жидкости;максимальна скорость потока массы малов зкой жидкости в установившемс состо нии; врем , затраченное на формирование дра в потоке;- врем , прошедшее после . восстановлени дра в потоке,ЧгТо К Т5где TS - врем просто ; К - посто нный коэффициент, а затем после достижени установившегос состо ни во входной участок подают поток в зкой нефти„
- 2.Способ поп.1, отличающийс тем, что скорость потока в зкости нефти регулируют с помощью двигател .
- 3.Способ поп.1, отличающийс тем, что регулирование подачи нефти производ т с помощьюрегулирующего клапана на байпас- ной линии.
- 4.Способ по п.1, отличающий с тем, что пусковое давление снижают введением в малов зкую жидкость силиката натри . .
- 5.Способ по пп.1 и 4, отличающийс тем, что малов зка жидкость содержит воду с содер- . жанием силиката натри не более 0,04%,
- 6.Способ поп.1, отличающийс тем, что скорость потока малов зкой жидкости увеличивают до тех пор, пока дол этой жидкости и скорость ее потока не будут равны первоначальным значени м до остановки с,Р ///8Фиг.1/Фаг.2302010 (PS1)8050- (Psi)0Рмакс0Pui.3118 РигЛ12пакеРиг.5 2i
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884356436A SU1662357A3 (ru) | 1987-11-02 | 1988-09-20 | Способ восстановлени дра в зкой нефти в трубопроводе |
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US07/116,480 US4745937A (en) | 1987-11-02 | 1987-11-02 | Process for restarting core flow with very viscous oils after a long standstill period |
SU884356436A SU1662357A3 (ru) | 1987-11-02 | 1988-09-20 | Способ восстановлени дра в зкой нефти в трубопроводе |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1662357A3 true SU1662357A3 (ru) | 1991-07-07 |
Family
ID=22367421
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU884356436A SU1662357A3 (ru) | 1987-11-02 | 1988-09-20 | Способ восстановлени дра в зкой нефти в трубопроводе |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4745937A (ru) |
BE (1) | BE1003083A3 (ru) |
CA (1) | CA1276210C (ru) |
DK (1) | DK347188A (ru) |
FR (1) | FR2622645B1 (ru) |
GB (1) | GB2211911B (ru) |
IT (1) | IT1224455B (ru) |
NL (1) | NL192931C (ru) |
NO (1) | NO168552C (ru) |
SU (1) | SU1662357A3 (ru) |
Families Citing this family (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5105843A (en) * | 1991-03-28 | 1992-04-21 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Isocentric low turbulence injector |
US5159977A (en) * | 1991-06-10 | 1992-11-03 | Shell Oil Company | Electrical submersible pump for lifting heavy oils |
CN1060853C (zh) * | 1996-06-27 | 2001-01-17 | 徐长安 | 一种用管道输送原油的方法 |
US6076599A (en) * | 1997-08-08 | 2000-06-20 | Texaco Inc. | Methods using dual acting pumps or dual pumps to achieve core annular flow in producing wells |
US6131660A (en) * | 1997-09-23 | 2000-10-17 | Texaco Inc. | Dual injection and lifting system using rod pump and an electric submersible pump (ESP) |
US6092600A (en) * | 1997-08-22 | 2000-07-25 | Texaco Inc. | Dual injection and lifting system using a rod driven progressive cavity pump and an electrical submersible pump and associate a method |
US6123149A (en) * | 1997-09-23 | 2000-09-26 | Texaco Inc. | Dual injection and lifting system using an electrical submersible progressive cavity pump and an electrical submersible pump |
US6105671A (en) * | 1997-09-23 | 2000-08-22 | Texaco Inc. | Method and apparatus for minimizing emulsion formation in a pumped oil well |
US6092599A (en) * | 1997-08-22 | 2000-07-25 | Texaco Inc. | Downhole oil and water separation system and method |
WO1999015755A2 (en) | 1997-08-22 | 1999-04-01 | Texaco Development Corporation | Dual injection and lifting system |
CA2220821A1 (en) * | 1997-11-12 | 1999-05-12 | Kenneth Sury | Process for pumping bitumen froth thorugh a pipeline |
FR2878018B1 (fr) * | 2004-11-18 | 2008-05-30 | Inst Francais Du Petrole | Methode de transport d'un produit visqueux par ecoulement en regime de lubrification parietale |
US8322430B2 (en) * | 2005-06-03 | 2012-12-04 | Shell Oil Company | Pipes, systems, and methods for transporting fluids |
US8327942B2 (en) * | 2006-09-21 | 2012-12-11 | Vetco Gray Scandinavia As | Method and an apparatus for cold start of a subsea production system |
CA2766188C (en) * | 2009-07-08 | 2018-02-13 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of transporting fluids and reducing the total acid number |
BR112012009711A2 (pt) * | 2009-10-26 | 2018-03-20 | Commw Scient Ind Res Org | dispositivo para aperfeiçor fluxo de um fluido viscoso em um conduto de tranporte de fluido conjunto sistema de transporte de fluido metodo para aperfeiçoar o fluxo de um fluido viscoso em um conduto de transporte de fluido |
US8146667B2 (en) * | 2010-07-19 | 2012-04-03 | Marc Moszkowski | Dual gradient pipeline evacuation method |
RU2561555C1 (ru) * | 2014-05-07 | 2015-08-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Южно-Уральский государственный университет" (национальный исследовательский университет) (ФГБОУ ВПО "ЮУрГУ" (НИУ)) | Жидкостно-газовый эжектор |
US11192128B2 (en) * | 2015-09-17 | 2021-12-07 | Cnh Industrial America Llc | Independent nozzle injection control system for sprayers |
GB2561379B (en) * | 2017-04-12 | 2020-03-04 | Equinor Energy As | Inflow device for changing viscosity and transporting of oil |
AU2018404213A1 (en) | 2018-01-25 | 2020-08-13 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Auxiliary system and method for starting or restarting the flow of gelled fluid |
US20210332951A1 (en) * | 2020-04-22 | 2021-10-28 | Indian Institute Of Technology Bombay | Method for restarting flow in waxy crude oil transporting pipeline |
CN112253063A (zh) * | 2020-09-15 | 2021-01-22 | 广州大学 | 一种环状流发生器 |
CN114427549B (zh) * | 2022-01-27 | 2023-11-14 | 广州大学 | 一种楔形波环状流发生器 |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2821205A (en) * | 1952-10-31 | 1958-01-28 | Shell Dev | Method and apparatus for lubricating pipe lines |
NL154819B (nl) * | 1967-05-10 | 1977-10-17 | Shell Int Research | Inrichting voor het aanbrengen van een laag vloeistof met lage viscositeit tussen een stroom vloeistof met hoge viscositeit en de wand van een pijpleiding. |
NL7105971A (ru) * | 1971-04-29 | 1972-10-31 | ||
NL7105973A (ru) * | 1971-04-29 | 1972-10-31 | ||
US3904248A (en) * | 1972-01-06 | 1975-09-09 | Shell Oil Co | Procedures for restart and shutdown of slurry pipelines |
US3791395A (en) * | 1972-12-15 | 1974-02-12 | Atlantic Richfield Co | Restarting flow of gelled oil |
US3892252A (en) * | 1972-12-18 | 1975-07-01 | Marathon Oil Co | Micellar systems aid in pipelining viscous fluids |
US3886972A (en) * | 1973-12-06 | 1975-06-03 | Shell Oil Co | Core flow nozzle |
US4047539A (en) * | 1973-12-21 | 1977-09-13 | Shell Oil Company | Method for establishing core-flow in water-in-oil emulsions or dispersions |
US3977469A (en) * | 1975-02-03 | 1976-08-31 | Shell Oil Company | Conservation of water for core flow |
US4259977A (en) * | 1979-04-16 | 1981-04-07 | Atlas Powder Company | Transportation and placement of water-in-oil emulsion explosives and blasting agents |
DE3605723A1 (de) * | 1986-02-22 | 1987-08-27 | Uhde Gmbh | Verfahren und vorrichtung zur foerderung von fest-fluessig-gemischen |
-
1987
- 1987-11-02 US US07/116,480 patent/US4745937A/en not_active Expired - Lifetime
-
1988
- 1988-06-21 NO NO882742A patent/NO168552C/no unknown
- 1988-06-22 CA CA000570106A patent/CA1276210C/en not_active Expired - Fee Related
- 1988-06-23 DK DK347188A patent/DK347188A/da not_active Application Discontinuation
- 1988-06-29 GB GB8815465A patent/GB2211911B/en not_active Expired - Fee Related
- 1988-07-04 NL NL8801691A patent/NL192931C/nl not_active IP Right Cessation
- 1988-07-15 FR FR888809637A patent/FR2622645B1/fr not_active Expired - Fee Related
- 1988-08-09 BE BE8800913A patent/BE1003083A3/fr not_active IP Right Cessation
- 1988-09-20 SU SU884356436A patent/SU1662357A3/ru active
- 1988-09-28 IT IT67870/88A patent/IT1224455B/it active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Патент US № 3886972, кл. F 17 D 1/16, 1975. * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2211911A (en) | 1989-07-12 |
DK347188D0 (da) | 1988-06-23 |
GB8815465D0 (en) | 1988-08-03 |
GB2211911B (en) | 1991-07-31 |
DK347188A (da) | 1989-05-03 |
NL192931C (nl) | 1998-05-07 |
NL8801691A (nl) | 1989-06-01 |
FR2622645A1 (fr) | 1989-05-05 |
NL192931B (nl) | 1998-01-05 |
CA1276210C (en) | 1990-11-13 |
NO168552C (no) | 1992-03-04 |
NO882742L (no) | 1989-05-03 |
NO168552B (no) | 1991-11-25 |
FR2622645B1 (fr) | 1992-06-12 |
US4745937A (en) | 1988-05-24 |
IT1224455B (it) | 1990-10-04 |
NO882742D0 (no) | 1988-06-21 |
BE1003083A3 (fr) | 1991-11-19 |
IT8867870A0 (it) | 1988-09-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
SU1662357A3 (ru) | Способ восстановлени дра в зкой нефти в трубопроводе | |
EA019421B1 (ru) | Оборудование для перехвата и изменения направления жидкого циркулирующего потока | |
US3977469A (en) | Conservation of water for core flow | |
CN112761583A (zh) | 一种井下水力举升原位防砂除砂采油采气系统及方法 | |
JPS61160676A (ja) | 油中水型乳化スラリ−爆破組成物をポンプ輸送及び装填する方法 | |
NO331727B1 (no) | Filterarrangement | |
US3269401A (en) | Transporting wax-bearing petroleum fluids in pipelines | |
RU2349749C2 (ru) | Способ и устройство для разделения нефти и воды при их добыче из подземных или морских месторождений | |
RU2057907C1 (ru) | Способ эксплуатации малодебитной скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом | |
CN103225496A (zh) | 一种分注井不动管柱调剖方法 | |
RU2119578C1 (ru) | Способ эксплуатации малодебитной скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом | |
SU1225923A1 (ru) | Способ регулировани расхода системы "насос-трубопровод | |
RU2310102C2 (ru) | Способ подъема многокомпонентной смеси с больших глубин и система для его реализации | |
SU1536066A1 (ru) | Способ откачивани газожидкостной смеси из скважины | |
SU1102902A1 (ru) | Способ эксплуатации нефт ной скважины | |
SU1709079A1 (ru) | Способ управлени процессом растворени солей через рассолодобычную скважину | |
SU1423142A1 (ru) | Установка предварительного сброса пластовой воды | |
JPS6287721A (ja) | 高濃度石炭水スラリ−パイプラインの再起動方法 | |
SU1213177A1 (ru) | Способ тампонировани поглощающих и водопро вл ющих пластов | |
SU1301442A1 (ru) | Система подготовки нефти и воды на промысле | |
RU2346160C2 (ru) | Способ запуска и функционирования морского эрлифта и система для его реализации | |
SU610976A1 (ru) | Устройство дл управлени фонтанирующей скважиной | |
JP2000356169A (ja) | ディーゼルエンジンにおけるエマルジョン燃料のパイロット噴射方法 | |
RU2074952C1 (ru) | Устройство для регулирования режима работы фонтанных и компрессорных скважин | |
RU2008508C1 (ru) | Топливная система высокого давления дизеля |