УСТРОЙСТВО ДЛЯ ГАЗЛИФТНОГО ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ
DEVICE FOR GASLIFT TRANSPORTATION

Изобретение относится к устройствам для газлифтного транспортирования (подъема) жидкости или жидкости с твердыми включениями (гидросмеси, пульпы) и может быть эффективно использовано для глубоководной добычи полезных ископаемых со дна озер, морей и океанов, скважинной гидродобычи нефти, водозабора с больших глубин, чистки водоемов от донных отложений, водоотлива и других аналогичных видов гидроподъема.
Известно устройство для газлифтного транспортирования, содержащее опущенную в жидкость до места забора гидросмеси (жидкости) и выведенную выше поверхности жидкости подъемную трубу с подведением к ней на глубину газоподающей трубы со сжатым газом (Отт А.А. Насосы. - М. - Л.: Объединенное научно-техническое изд-во, 1937. - С. 238). Устройство отличается простотой конструкции, возможностью транспортировать жидкости с твердыми включениями (гидросмеси), работать на больших глубинах, регулировать производительность, перекачивать агрессивные жидкости, жидкости повышенных температур, не уступая по эффективности обычным насосам и грунтонасосам. Область его применения возможна в диапазоне, ограниченном с одной стороны подъемом на большую высоту по отношению к поверхности жидкости (высотный подъем), а с другой стороны - подъемом с большой глубины до поверхности жидкости (глубоководный подъем).
Для высотного подъема недостатком этого решения является необходимость подачи сжатого газа на глубину, сопоставимую с глубиной погружения в жидкость подъемной трубы, что приводит при больших глубинах к большой степени его расширения по мере подъема, переходу из оптимального снарядного режима транспортирования в стержневой режим. Это влечет за собой снижение производительности, требует больших затрат на глубинные коммуникации и их обслуживание, к усложнению конструкции за счет многоступенчатого ее исполнения или выполнения подъемной трубы с переменным по высоте диаметром.
Для глубоководного подъема необходимость подачи газа на большую глубину также сохраняется, хотя и существенно меньшую по сравнению с глубиной погружения подъемной трубы, но недостатки, связанные с большой степенью расширения газа, те же, что и для высотного подъема. Чтобы избежать больших скоростей газа на конечных участках подъемной трубы при больших глубинах погружения, требуется ее исполнение с переменным по высоте диаметром, что приводит к усложнению конструкции, повышению металлоемкости, увеличению затрат на монтаж и техническое обслуживание.
Известно, что погруженная в жидкость часть подъемной трубы условно делится смесителем, являющимся точкой ввода сжатого газа в подъемную трубу, на два участка, один из которых определяется глубиной погружения h газоподающей трубы (зона выше смесителя) и зависит от высоты подъема Н над поверхностью жидкости. Другой участок, находящийся ниже смесителя и именуемый подводящей трубой длиной L, служит для предотвращения выброса газа через ее нижний срез и захвата гидросмеси (жидкости) из придонных слоев. Подводящая труба может быть выполнена в виде наконечника, всасывающего патрубка или всасывающего устройства, соединенных либо напрямую со смесителем (при высотном подъеме), либо через трубопровод (при глубоководном подъеме). Ее длина L для высотного подъема принимается в зависимости от высоты подъема в пределах от 0 до 6 м, а для глубоководного подъема может быть и многокилометровой.
Основным показателем работы устройств газлифтного транспортирования является расходная характеристика
г
где V - объемный расход газа при нормальных условиях;
ж
V - объемный расход жидкости.
Оптимальное значение q для высотного подъема достигается при степени погружения h/(h+H)=0.7, что требует подачи сжатого газа на глубину h=2Н, используемую, как правило, для значений Н до 40 м. Чтобы избежать больших глубин погружения с ростом высоты подъема Н, обычно снижают величину h/(h+H), например, принимая ее равной 0.6 для H от 40 до 75 м (тогда h=1.5Н); 0.55 для H от 75 до 120 м (тогда h=1.25H); 0.45 для H от 120 до 180 м (тогда h=0.8H), но не менее 0.2. Однако уменьшение значений h/(h+H) приводит к повышению q, что снижает эффективность работы такого устройства. Поэтому при стремлении к снижению расходной характеристики q следует повышать степень погружения, хотя это и приводит к увеличению заглубления газоподающей трубы. Снизить степень погружения подъемной трубы возможно, если заканчивать подъем вблизи поверхности жидкости, а дальнейший подъем осуществлять насосами. Такой подъем по своей физической сущности близок к глубоководному подъему.
т
При глубоководном подъеме, когда высота заглубления подъемной трубы в морях и океанах может иметь многокилометровую протяженность, глубина погружения h газоподающей трубы имеет ограничения, связанные с одной стороны с образованием газогидратов, которые, например, в воздухе образуются на двухкилометровой глубине. С другой стороны, по условиям прочности при глубинах погружения подъемной трубы (h+L) более 200 м h не должна превышать 2/3 от ее высоты (L=h+H+L), и эти ограничения также отрицательно сказываются на показателе q.
ж
ж
ж
ж
ж
ж
Поскольку для глубоководного подъема характерна близкая к единице степень погружения h/(h+H) из-за несоизмеримо малой величины H по сравнению с h, то более объективной характеристикой для него становится степень заглубления. Ее можно определить как h/h=h/(h+L) (отношение глубины погружения h газоподающей трубы к высоте заглубления в жидкость подъемной трубы h) или обратной величиной h/h=(h+L)/h. Например, для h=h+L=6000 м с ограничением глубины погружения до h=2000 м h/h=0.333, хотя для обеспечения оптимального транспортирования необходимо поддерживать h/h=0.4.
ж
ж
Из анализа двух граничных видов газлифтного транспортирования следует, что наиболее общей характеристикой для него является отношение (h+L)/(h+H), которое для высотного подъема, когда практически L=0 и h=h, превращается в степень погружения h/(h+H), а для глубоководного, когда H=0, в степень заглубления h/h. Граница перехода от высотного подъема к глубоководному соответствует значению (h+L)/(h+H)=1 при L=H. Исходя из этого, будут рассмотрены зависимости q и кпд η от этого соотношения.
ж
Для любого устройства наиболее полной и объективной характеристикой является η - кпд, определяемое для устройства газлифтного транспортирования как отношение полезной мощности на подъем жидкости с производительностью V на высоту Н к затрачиваемой работе при изотермическом сжатии (расширении) по соотношению
или на подъем гидросмеси
где
ж
3
V - производительность по жидкости, м/с;
тв
3
V - производительность по твердому материалу, м/с;
тв
ж
3
(V+V) - производительность по гидросмеси, м/с;
гд
ж
ж
тв
тв
тв
ж
тв
ж
тв
тв
ж
ж
3
ρ=(ρV+ρV)/(V+V)=[(ρ-ρ)V/(V+V)]+ρ - плотность гидросмеси, кг/м;
ж
3
ρ - плотность жидкости (воды), кг/м;
тв
3
ρ - истинная плотность твердого материала, кг/м;
2
g - ускорение свободного падения, м/с;
Н - высота подъема над поверхностью жидкости, м;
1
p - атмосферное давление, к которому приводится расход сжатого газа в устройстве (независимо от его рабочего давления), Па;
г
3
V - расход сжатого газа при атмосферном давлении, нм/с;
2
1
p=p+Δр - рабочее давление в точке ввода газа (в смесителе) в подъемную трубу, Па;
ж
ст
L
Δp=ρg[(h-(i+i)L] - избыточное давление Δр в точке ввода газа (в смесителе), Па;
ст
гд
ж
ж
i=(ρ-ρ)/ρ - удельные потери давления на преодоление веса столба гидросмеси, м вод.ст./м;
L
ж
2
5
i=0.0827λV/d - удельные потери давления на преодоление сил трения при движении гидросмеси, м вод.ст./м;
λ - коэффициент гидравлического трения жидкости;
d - диаметр подъемной трубы, м.
Согласно уравнениям (2)-(3) завышение расходов сжатого газа с целью снижения степени погружения или степени заглубления приводит к смещению от оптимального режима, соответствующего максимальной величине η. В результате этого неоправданно возрастают энергозатраты и происходит снижение η. Для высотного подъема предельное значение η не более 0.4 достигается при оптимальной степени заглубления h/(h+H)=0.7. Однако чаще всего он осуществляется при значении η, равном 0.2÷0.35, поскольку, как указывалось выше, при больших высотах подъема Н не всегда удается обеспечить большие глубины погружения подъемной трубы.
Для глубоководного подъема η выше (порядка 0.5), но из-за ограничения глубины подачи сжатого газа его показатели также падают.
ж
Самые низкие η получают при снижении значений величины h/(h+H) до 0.4÷0.5 для высотного подъема, а для глубоководного - в области значений h/h меньше 0.4. Это объясняется тем, что по мере подъема газ в подъемной трубе расширяется, в результате чего повышается скорость движения жидкости. При этом потери давления на трение, наиболее значимые в Δр, возрастают пропорционально квадрату этой скорости. По мере приближения к месту разгрузки содержание газа в гидросмеси (жидкости) увеличивается настолько, что преобладающей фазой становится газ. В этом случае наблюдается пленочное течение жидкости, капельный или стержневой режим, в результате чего резко снижается производительность. Если выброс отработанного газа производится в атмосферу, то из уравнений (2)-(3) следует, что основная причина низкого η заключается в высокой степени сжатия газа, определяемой фактически абсолютным давлением в точке ввода сжатого газа (смесителе) в подъемную трубу.
Наиболее близким по технической сущности является устройство для газлифтного транспортирования (прототип), содержащее опущенную в жидкость до места забора гидросмеси (жидкости) и выведенную выше поверхности жидкости подъемную трубу, состоящую из нижнего и верхнего трубопроводов, погруженную в жидкость емкость с размещением в ее донной части - нижнего среза верхнего трубопровода, а в ее верхней части - верхнего среза нижнего трубопровода, и подведенную на глубину газоподающую трубу со сжатым газом с его отводом из верхней части емкости (патент РФ 1465620, кл. F04F 1/00, 1989).
Это устройство имеет в основном те же преимущества, что и известное устройство. Отличие состоит в том, что транспортируемая с глубины газом гидросмесь (жидкость) из нижнего трубопровода поступает в емкость, где под давлением происходит отделение газа от гидросмеси (жидкости). Гидросмесь (жидкость) далее поступает в верхний трубопровод и перемещается к месту разгрузки, а отделенный газ под давлением выводится из емкости и направляется в дожимающий компрессор. Для предотвращения захвата газа в верхний трубопровод в емкости устанавливают определенный уровень жидкости, поддерживаемый путем регулирования расхода отводимого газа.
При отводе газа из емкости под определенным давлением, поддерживаемым системой регулирования, и возврате его после дожатия в нижний трубопровод уменьшается число ступеней сжатия за счет исключения начальной ступени. Благодаря этому происходит снижение степени расширения газа, создается возможность работы в снарядном режиме, что способствует увеличению производительности и снижению энергозатрат. Недостатком такого решения является необходимость подачи сжатого газа на глубину, сопоставимую с глубиной погружения в жидкость подъемной трубы, что приводит к усложнению газовых коммуникаций и эксплуатационных затрат.
Задачей предлагаемого изобретения является снижение глубины ввода сжатого газа, что даст возможность использовать низконапорные нагнетательные машины вместо высоконапорных, сократить длину газовых коммуникаций и снизить эксплуатационные затраты на их обслуживание.
Поставленная задача решается тем, что в устройстве для газлифтного транспортирования, содержащем опущенную в жидкость до места забора гидросмеси (жидкости) и выведенную выше поверхности жидкости подъемную трубу, состоящую из нижнего и верхнего трубопроводов, погруженной в жидкость емкости с внутренним размещением нижнего среза верхнего трубопровода в ее донной части, а верхнего среза нижнего трубопровода в ее верхней части, газоподающую трубу со сжатым газом, отличается тем, что газоподающая труба со сжатым газом подведена к погруженной в жидкость емкости с образованием в верхней части нижнего трубопровода газовой полости, причем емкость может быть погружена в жидкость в диапазоне изменения глубин: от максимальной высоты, при которой высота верхнего трубопровода не превышает соизмеримую с высотой погружения подъемной трубы высоту слоя жидкости над нижней границей газовой полости в нижнем трубопроводе, до минимальной высоты, составляющей от высоты верхнего трубопровода долю, определяемую отношением площадей сечений этого трубопровода и емкости.
а
а
На фиг. 1 показана общая схема предлагаемого устройства, на фиг. 2, 2б и 3, 3б изображены схемы, иллюстрирующие механизм его циклической работы в подготовительном и рабочем (основном) полупериодах цикла; на фиг. 4 и 5 представлены зависимости основных показателей его работы q и η от величины (h+L)/(h+H), а также для сравнения - результаты исследований известных устройств.
T
ж
н
н
а
а
Предлагаемое устройство для газлифтного транспортирования (фиг. 1) содержит опущенную в жидкость до места забора гидросмеси (жидкости) и установленную выше поверхности жидкости подъемную трубу высотой L. Она состоит из верхнего 7 и нижнего 2 трубопроводов, имеющих высоты (h+H) и (h+h-h) соответственно, концы которых размещены в емкости 3, погруженной в жидкость на глубину h. Нижний срез верхнего трубопровода 7 расположен в донной части емкости 3, а верхний срез нижнего трубопровода 2 - в ее верхней части с перекрытием их концов между собой (с нахлестом) на высоте h. Устройство также содержит соединенную с компрессором 6 газоподающую трубу 5 и приемник 4 для сбора гидросмеси (жидкости), поступающей из верхнего трубопровода 7. Газоподающая труба 5 может быть подведена к емкости 3 либо непосредственно в ее внутреннюю полость в верхней зоне (под ее крышку), как показано на фиг. 1, либо в верхнюю зону нижнего трубопровода 2, находящуюся вблизи емкости 3 (фиг. 2; 2б; 3; 3б).
а
а
max
гп
Устройство для газлифтного транспортирования работает следующим образом. При подаче сжатого газа от компрессора 6 по газоподающей трубе 5 в емкость 3 (фиг. 2) жидкость из нее вытесняется в верхний трубопровод 7, уровень жидкости в котором постоянно повышается. Одновременно идет частичное вытеснение жидкости из нижнего трубопровода 2 через его нижний срез (фиг. 2б). Уровень жидкости в емкости 3 понижается до нижнего среза верхнего трубопровода 1, давление в ней достигает максимального значения p. В тоже время граница газовой полости в верхней части нижнего трубопровода опускается на максимальную высоту h, отсчитываемую от нижнего среза верхнего трубопровода 1 (фиг. 3), что соответствует завершению подготовительного полупериода цикла работы устройства. Затем происходит прорыв газа в верхний трубопровод 7 и формирование газожидкостного потока, увлекающего с собой твердые частицы со дна емкости 3 и транспортирование их к приемнику 4 (фиг. 3б). Это отвечает рабочему (основному) полупериоду цикла.
min
тж
гп
а
В результате этого давление в емкости 3 понижается до минимального значения p, что приводит к повышению уровня жидкости (гидросмеси) в нижнем трубопроводе 2 (фиг. 2) и ее вбросу в емкость 3, сопровождающемуся повышением уровня жидкости в ней до максимальной высоты h. Из-за перекрытия жидкостью нижнего среза трубопровода 1 процесс транспортирования прекращается. При этом в емкости 3 начинает увеличиваться избыточное давление, а в нижнем трубопроводе 2 происходит вытеснение жидкости через его нижний срез с образованием газовой полости высотой h (фиг. 2б). Далее цикл повторяется.
гр
Подача газа может осуществляться непосредственно во внутреннюю полость емкости 3 или в верхнюю зону нижнего трубопровода 2, находящуюся вблизи емкости 3 и отстоящую на незначительной (по сравнению с высотой нижнего трубопровода 2) высоте h от нижнего среза верхнего трубопровода 1.
гп
гр
н
гр
а
а
Нижняя граница газовой полости в нижнем трубопроводе 2 не зависит от способа подачи газа и располагается на высоте h (фиг. 3), которая значительно ниже точки ввода газа h (фиг. 2) (при его вводе в верхнюю зону нижнего трубопровода 2). Кроме того, в нижнем трубопроводе 2 образующийся газожидкостной поток (фиг. 2б) способствует лишь подаче гидросмеси (жидкости) в емкость 3 в подготовительном полупериоде, когда транспортирование в верхнем трубопроводе 1 отсутствует. Поскольку граница газожидкостного потока располагается на малой высоте (h+h) по сравнению с высотой нижнего трубопровода 2, а формирование газожидкостного потока в верхнем трубопроводе 1 осуществляется в рабочем (основном) полупериоде, то влиянием можно пренебречь. В этом случае за точку отсчета высоты погружения можно принять нижний срез верхнего трубопровода 1 (при определении степени погружения).
Сущность предлагаемого изобретения заключается в подведении газоподающей трубы со сжатым газом к погруженной в жидкость емкости.
В прототипе сжатый газ подается на глубину в нижний трубопровод 2 и образующийся в нем газожидкостной поток, поднимаясь вверх, поступает в емкость, где под воздействием давления происходит: 1 - отделение газа от гидросмеси (жидкости) и его отвод в дожимающий компрессор; 2 - транспортирование гидросмеси (жидкости) через верхний трубопровод. В предлагаемом решении в отличие от прототипа при подведении сжатого газа к погруженной в жидкость емкости транспортирование гидросмеси (жидкости) газожидкостным потоком осуществляется в верхнем трубопроводе 1. Благодаря этому исключаются высокие степени сжатия газа и его расширения по мере подъема, так как сжатый газ подводится к конечному участку подъемной трубы и поступает в верхний трубопровод 1 через его нижний срез. В нижнем трубопроводе 2 происходит транспортирование гидросмеси (жидкости), захватываемой со дна водоема. Погруженная в жидкость емкость 3 с размещенными в ее внутренней полости концами верхнего 1 и нижнего 2 трубопроводов при подведении к ней сжатого газа выполняет функции самонастраивающегося регулятора давления (адаптера давления) или пульсационной камеры, благодаря чему работа устройства происходит в циклическом режиме, хотя сжатый газ в нее подается постоянно.
max
гп
min
гп
тж
max
Цикл состоит из двух полупериодов. В подготовительном полупериоде идет набор давления в емкости с одновременным выталкиванием жидкости из нее в верхний трубопровод 1 и частичным вытеснением жидкости через нижний срез нижнего трубопровода 2 с одновременным образованием в нем газовой полости, увеличивающей объем находящегося в емкости 3 сжатого газа. При этом происходит понижение уровня жидкости в емкости до нижнего среза верхнего трубопровода 1 вследствие достижения максимального давления p, уравновешивающего гидростатическое давлении столба жидкости, заполняющей верхний трубопровод 1. В то же время высота газовой полости в нижнем трубопроводе 2 достигает максимального значения h. Далее наступает рабочий (основной) полупериод. При прорыве газа в верхний трубопровод 1 в нем формируется газожидкостной поток, увлекающий с собой твердые частицы со дна емкости 3 и транспортирующий их к приемнику 4. При этом происходит понижение давления в емкости 3 до p, близкого к атмосферному давлению. За счет давления внешнего столба жидкости (h+h), находящегося на уровне нижней границы газовой полости в нижнем трубопроводе 2, гидросмесь (жидкость) из нижнего трубопровода 2 поступает в емкость 3, в которой уровень жидкости повышается до высоты, перекрывая h, нижний срез верхнего трубопровода 1 для выхода газа. Поскольку подача сжатого газа осуществляется непрерывно, то в емкости 3 снова происходит увеличение давления до p и далее цикл повторяется.
тж
max
В таком случае средний за цикл объем транспортируемой гидросмеси (жидкости), поступившей из нижнего трубопровода 2, определяется высотой h в емкости 3. Общая продолжительность цикла складывается из двух полупериодов, один из которых определяется временем набора максимального давления p, зависящим от высоты верхнего трубопровода 1 и расхода сжатого газа. Чем меньше высота (h+H) верхнего трубопровода 1, тем меньше продолжительность цикла. Аналогичный характер зависимости будет наблюдаться и от расхода сжатого газа, однако увеличивать его необходимо в определенных пределах, поскольку, как известно, оптимальное транспортирование гидросмеси (жидкости) достигается при оптимальном соотношении расходов газа и жидкости q.
ж
ж
жц
жц
Производительность V по жидкости предлагаемого устройства определится как V=υ⋅n, где υ - объем транспортируемой жидкости за цикл; n - количество циклов в единицу времени.
жц
тж
ад
ад
2
2
В то же время υ=h F, где F=0.785⋅(D-2⋅d) - площадь сечения внутренней полости емкости за исключением двух площадей сечений труб верхнего и нижнего трубопроводов.
тв
тв
твц
твц
тв
тв
тв
твц
тв
твц
Объемная производительность V по твердому материалу при транспортировании гидросмеси определяется аналогично V=υ⋅n, где υ - объем поднятого твердого материала за цикл; а массовая - G=V ρ=m⋅n, где ρ - истинная плотность твердого материала; m - масса поднятого твердого материала за цикл.
По сравнению с известным устройством и с прототипом в предлагаемом устройстве можно ожидать снижения этих показателей лишь в той мере, в какой периодический процесс уступает непрерывному.
гп
При подаче сжатого газа в погруженную в жидкость емкость 3, в которой расположены нижний 2 и верхний 1 трубопроводы с размещением нижнего среза верхнего трубопровода 1 в ее донной части, а верхнего среза нижнего трубопровода 2 в ее верхней части, в нижнем трубопроводе 2 образуется газовая полость высотой h в результате вытеснения жидкости через его нижний срез. Благодаря этому газовая полость увеличивает свой объем до максимального значения в момент завершения подготовительного полупериода, когда и давление достигает максимальной величины. Посредством находящейся в нижнем трубопроводе 2 газовой полости, опускающейся ниже уровня жидкости в емкости 3, происходит уравновешивание вытесняемых объемов жидкости из емкости и из нижнего трубопровода 2.
гп
ж
Однако в предлагаемом устройстве существуют ограничения по предельной (максимальной) высоте h заглубления, связанные с сопротивлением верхнего трубопровода. В случае превышения им высоты внешнего жидкостного столба (h+h) над верхним уровнем жидкости в нижнем трубопроводе 2, соизмеримой с высотой погружения h подъемной трубы в жидкость, то произойдет прорыв газа через его нижний срез и последующий его подъем газа к поверхности жидкости за пределами нижнего трубопровода. В таком случае транспортирование гидросмеси (жидкости) через подъемную трубу будет отсутствовать.
Минимальное же заглубление емкости 3 в жидкость определяется необходимостью первоначального ее заполнения жидкостью на высоту, составляющую от высоты верхнего трубопровода 1 долю, определяемую отношением площадей сечений этого трубопровода и емкости, и отсчитанной от его нижнего среза. Это вызвано тем, что условием формирования газожидкостного потока в верхнем трубопроводе 1 является необходимость его полного заполнения жидкостью до высоты, близкой к (h+H).
Поэтому перед началом транспортирования жидкости в емкости должно быть достаточное количество для заполнения ею верхнего трубопровода 1. В случае же ее избытка в момент запуска она будет переливаться в приемник 4 до тех пор, пока не откроется нижний срез верхнего трубопровода 1 для прорыва газа и последующего формирования газожидкостного потока, транспортирующего гидросмесь (жидкость) в приемник 4.
2
2
Следовательно, минимальная высота заглубления емкости h должна быть такой, чтобы уровень жидкости в ней составлял долю от высоты (h+H) верхнего трубопровода 1, определяемую отношением (d/D) - квадратов диаметров верхнего трубопровода и самой емкости. В противном случае будет наблюдаться лишь транспорт газа через слой жидкости без ее захвата (барботаж), а при отсутствии слоя жидкости - истечение газа.
min
Естественно, что при минимальной величине заглубления h производительность устройства будет минимальной, но его работоспособность очевидна, поскольку выполняется требование, обеспечивающее начало транспортирования.
Возможность работы предлагаемого устройства в широком диапазоне изменения высоты погружения емкости является его неоспоримым преимуществом по сравнению с жестко регламентируемой в известном решении высотой подъема.
В предлагаемом решении при небольших высотах подъема (менее 5 м) для больших глубин погружения подъемной трубы 1000-5000 м можно ограничиться даже небольшим заглублением емкости h, составляющим порядка 0.1 от глубины погружения подъемной трубы.
Примеры осуществления предлагаемого изобретения.
ж
н
гр
Пример 1. Устройство для газлифтного транспортирования выполнено из стеклянной подъемной трубы диаметром 10 мм, опущенной в воду на h=1.11 м. Стеклянная емкость 3 диаметром 40 мм и высотой 0.21 м, в которой размещены внахлест высотой h=0.15 м концы верхнего 1 и нижнего 2 трубопроводов, отстоящие от днища и крышки на расстоянии 30 мм. Газоподающая труба 5 подсоединена к нижнему трубопроводу 2 в точке, отстоящей от нижнего среза верхнего трубопровода 1 на высоте h=0.11 м.
т
ж
При высоте подъемной трубы L=1.51 м заглубление нижнего среза верхнего трубопровода 1 (его длина (h+H)=0.65 м) от поверхности жидкости составляет h=0.24 м, что соответствует степени погружения (отношению высоты погруженной части верхнего трубопровода 1 к его высоте) h/(h+H)=0.37, безразмерному заглублению h/h=0.22 или отношению (h+L)/(h+H)=1.7. Подача сжатого воздуха обеспечивается микрокомпрессором АЭН-4 с расходом от 40 до 80 нл/ч (согласно паспортным данным), зависящим от давления нагнетания. Фактический расход воздуха зависит от условий работы компрессора 6, определяемых параметрами устройства, измеряется, исходя из давления в емкости 3, и соответствует среднему значению 17.5 нмл/с. Избыточные давления в емкости 3 и в газоподающем трубопроводе 5 измеряются дифманометрами. Производительности по жидкости и твердому материалу определяются объемным и весовым методами соответственно.
Продолжительность цикла τ, измеряемая секундомером по временному промежутку фиксации границ газовой полости в нижнем трубопроводе 2, при указанных выше условиях составляет 7.7 с. Избыточные давления в пределах цикла колеблются на линии нагнетания (в ресивере) в диапазоне 470÷650 мм вод.ст., в емкости 3 в диапазоне 0÷540 мм вод.ст.
гп
тв
3
Работа устройства газлифтного транспортирования сопровождается образованием газовой полости в нижнем трубопроводе 2 высотой h=0.36 м. При этом устанавливается соотношение объемных расходов газа и жидкости q=3.6, что вполне объяснимо возможным несоответствием оптимальному режиму и зависимостью q в степени 2.5 от диаметра трубопровода. При этом транспортирование твердых включений (полистирол плотностью ρ=1050 кг/м с размером гранул 3×3.5 мм) осуществляется при соотношении объемных расходов твердого и жидкости Т:Ж=1:10 или коэффициенте кратности k=10 (показывающем во сколько раз в смеси содержится больше воды по сравнению с твердым). В известных решениях при такой степени погружения q больше 10, а для получения k=7, например, при q=4 требуется h/(h+H)=0.6.
ж
н
ж
гп
Пример 2. В условиях примера 1, но при уменьшенном заглублении емкости до h=0.13 м основные параметры устройства составляют: высота верхнего 1 трубопровода (h+H)=0.42 м; высота нижнего 2 трубопровода (h-h+h)=1.26 м; степень погружения h/(h+H)-0.31; безразмерное заглубление h/h=0.12; отношение (h+L)/(h+H)=2.64. При этих параметрах устройства расход газа увеличивается до 19 мл/с (н.у.). Его работа сопровождается образованием газовой полости в нижнем трубопроводе 2 высотой h=0.25 м, незначительным понижением q=3.2 и уменьшением продолжительности цикла до 4 с (транспортирование твердого не проводилось).
Избыточные давления в пределах цикла колеблются на линии нагнетания (в ресивере) в диапазоне 220÷430 мм вод.ст., в емкости 3 в диапазоне 0÷340 мм вод.ст.
ж
н
ж
гп
Пример 3. В условиях примера 1, но при уменьшенном заглублении емкости до h=0.035 м, основные параметры устройства составляют: высота верхнего 1 трубопровода (h+H)=0.325 м; высота нижнего 2 трубопровода (h-h+h)=1.31 м; степень погружения h/(h+H)=0.11; безразмерное заглубление h/h=0.32; отношение (h+L)/(h+H)=3.41. При этих параметрах устройства расход газа уменьшается до 12 мл/с (н.у.). Его работа сопровождается образованием газовой полости в нижнем трубопроводе высотой h=0.11 м, а также существенным увеличением q=8 и сокращением продолжительности цикла до 2 с (транспортирование твердого не проводилось). Избыточные давления в пределах цикла колеблются на линии нагнетания (в ресивере) в диапазоне 240÷260 мм вод.ст., в емкости в диапазоне 50÷100 мм вод.ст.
Этот пример подтверждает возможность работы предлагаемого устройства при малых степенях погружения (порядка 0.1), что невозможно в известном решении, так как для его нормальной работы требуется отношение h/(h+H) больше 0.4.
т
ж
гп
4
3
Пример 4. В условиях примера 1, но при увеличенных высоте подъема Н на 0.32 м и глубине погружения емкости до h=0.26 м, основные параметры устройства составляют: высота подъемной трубы L=1.82 м; высота верхнего трубопровода (h+H)=0.99 м; степень погружения h/(h+H)=0.26; безразмерное заглубление h/h=0.24; отношение (h+L)/(h+H)=1.12. При этих параметрах устройства требуется увеличение расхода газа до 10 нм/с, обеспечиваемого медицинским компрессором УК 40-2М. При этих условиях работа предлагаемого устройства сопровождается образованием газовой полости в нижнем трубопроводе 2 высотой h=0.39 м, существенным увеличением значений q свыше 10 и повышением продолжительности цикла до 5.5 с (транспортирование твердого не проводилось).
Результаты, полученные в примерах 1÷4 (табл. 1), приведены на фиг. 4. Здесь же для сравнения представлены результаты исследований известных устройств газлифтного транспортирования для высотного и глубоководного подъема (табл. 2 п/п №№1÷117).
Из анализа полученных результатов можно определить область использования предлагаемого устройства, которая находится в диапазоне изменения (h+L)/(h+H) от 1 до 3.5, и оценить эффективность его использования.
На фиг. 5 приведены сравнительные результаты по значениям η предлагаемого устройства (примеры 1÷3 табл. 1) и известных устройств по п/п №№1÷8, 73÷77, 106÷114 табл. 2.
ж
н
ж
ж
ж
ж
Пример 5. На том же устройстве, использованном в примере 4, но при следующих параметрах: погружение емкости на глубину h=0.62 м; высота верхнего 1 трубопровода (h+H)=1.26 м; высота нижнего 2 трубопровода (h-h+h)=0.71 м; степень погружения h/(h+H)=0.49; безразмерное заглубление h/h=0.56; отношение (h+L)/(h+H)=0.88. При этом из-за прорыва газа через нижний срез нижнего трубопровода 2 транспортирование жидкости не осуществляется. Подъем газа в толще воды (за пределами подъемной трубы) происходит в виде больших грибообразных пузырей. Очевидно, следует не допускать заглубления емкости на глубину, при которой высота верхнего 1 трубопровода (h+H) превышает высоту заглубления подъемной трубы h (в этом примере (h+H)=1.26 м против h=1.11 м) или их отношения (h+Н)/h больше 1.
-2.2
-2.5
Результаты испытаний известных установок, приведенные в табл. 2, обработаны с точностью ±20% в виде зависимостей q=1.5⋅[(h+L)/{h+H)] для высотного подъема до (h+L)/(h+H)=1 и q=1.2+0.3⋅(h+L)/(h+H) для глубоководного подъема при (h+L)/(h+H) больше 1. Их графическая иллюстрация представлена на фиг. 4. Для высотного подъема полученная зависимость согласуется с известной q=[h/(h+H) [8] (при максимальном режиме). Наличие этих зависимостей позволяет оценить область использования устройств газлифтного транспортирования и прогнозировать их рабочие характеристики, в том числе и предлагаемого устройства.
Анализ результатов исследований для значения (h+L)/(h+H)=2.7 предлагаемого устройства (см. п/п №2 табл. 1) и известного (см. п/п №54 табл. 2) показывает, что в предлагаемом устройстве снижение степени погружения более чем в два раза (0.873:0.31=2.82) достигается при незначительном увеличении расходной характеристики q (3.2 против 2.7).
Результаты обработки немногочисленных опытных данных известных устройств с целью установления закономерности кпд от отношения (h+L)/(h+H) представлены на фиг. 5 и свидетельствуют об их несогласованности из-за отсутствия прозрачности их получения. В связи с этим можно сделать вывод лишь о том, что рассчитанные по уравнению (2) данные предлагаемого устройства находятся в области существующих значений кпд известных устройств.
Таким образом, использование предлагаемого технического решения позволяет снизить глубину ввода сжатого газа более чем в два раза при незначительном увеличении расходной характеристики, что дает возможность использовать низконапорные нагнетательные машины вместо высоконапорных, сократить длину газовых коммуникаций и снизить эксплуатационные затраты на их обслуживание.
Источники информации
1. Папаяни, Ф.А., Козыряцкий, Л.Н., Пащенко, B.C., Кононенко, А.П. Энциклопедия эрлифтов. Донецк: Информатик, 1995 - 592 с.
2. Суреньянц, Я.С. Эрлифты. М - Л.: Стройиздат, 1940 - 84 с.
3. Спотт, С. Содержание рыбы в замкнутых системах. / Пер. с англ. М.: Легкая и пищевая промышленность, 1983 - 192 с.
4. Логвинов, Н.Г. Исследование динамики эрлифтов с целью создания автоматизированных гидроподъемов шахт большой глубины / Автореферат дисс. на соиск. уч. ст. д.т.н. Донецк, 1972 - 62 с.
5. Аренс, В.Ж., Исмагилов, Б.В., Шпак, Д.Н. Скважинная гидродобыча твердых полезных ископаемых. М.: Недра, 1980 - 229 с.
6. Антонов, Я.К., Козыряцкий, Л.Н., Малашкина, В.А., Холмогоров, А.П., Хунис, Я.Е. Гидроподъем полезных ископаемых. М.: Недра, 1995 - 173 с.
7. Эрлифт. Производственная компания «Горный родник». [Электронный ресурс] - Режим доступа: http://www.nasosnaya-stantsiya.ru/zdanie-nasosnoj-stanczii.html
8. Смолдырев, А.Е. Трубопроводный транспорт / изд. 3-е, перер. и дополн. – М.: Недра, 1980. - 214 с.