RU2623855C1

RU2623855C1 - Device for gaslift transportation

Info

Publication number: RU2623855C1
Application number: RU2016137372A
Authority: RU
Inventors: Евдокия Георгиевна Аксенова; Виктор Алексеевич Некрасов
Priority date: 2016-09-19
Filing date: 2016-09-19
Publication date: 2017-06-29

Abstract

FIELD: transportation.

SUBSTANCE: device contains the lifting pipe, which has been lowered into the liquid upto the hydraulic fluid intake place and brought out upper the liquid surface. The pipe consists of the lower pipeline (2), the upper pipeline (1) and the submerged container (3) into the liquid with the internal placement of the pipeline (1) lower cut in its bottom part, and the pipeline (2) upper cut - in its upper part. The device includes the gas supply pipe (5) with compressed gas. The pipe (5) is connected to the container (3), forming the gas cavity in the upper part of the pipeline (2). The container (3) can be submerged in the liquid in the depth change range: from the maximum value at which the pipeline (1) height does not exceed the comparable with lifting pipe immersion height the liquid layer height over the lower boundary of the gas cavity in the pipeline (2), upto the minimum height, estimated from the pipeline (1) height, the part determined by the ratio of the cross-sectional areas of this pipeline (1) and the container (3).

EFFECT: invention makes possible to reduce the depth of the compressed gas injection by more than two times with the slight increase in the flow characteristic, which makes it possible to use low-pressure injection machines instead of high-pressure ones, to reduce the length of gas utilities and to reduce the operation costs for its maintenance.

5 dwg, 2 tbl

Description

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.The invention relates to devices for gas-lift transportation (lifting) of a liquid or liquid with solid inclusions (hydraulic mixtures, pulps) and can be effectively used for deep-sea mining from the bottom of lakes, seas and oceans, downhole hydraulic oil extraction, water intake from great depths, and cleaning of water bodies from bottom sediments, drainage and other similar types of hydraulic lifting.

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).A device for gas-lift transportation is known, containing a lifting pipe lowered into the liquid to the place of intake of the hydraulic mixture (liquid) and a lifting pipe brought out above the surface of the liquid to bring it to the depth of the gas supply pipe with compressed gas (Ott A.A. Pumps. - M. - L .: United Scientific and Technical Publishing House, 1937. - P. 238). The device is notable for its simplicity of design, the ability to transport liquids with solid inclusions (hydraulic mixtures), operate at great depths, regulate performance, pump aggressive liquids, and liquids of elevated temperatures, not inferior in efficiency to conventional pumps and soil pumps. The scope of its application is possible in the range limited on one side by a rise to a great height relative to the surface of the liquid (high-rise), and on the other hand by a rise from a great depth to the surface of the liquid (deep-sea rise).

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.For high-altitude lifting, the disadvantage of this solution is the need to supply compressed gas to a depth comparable to the depth of immersion in the liquid of the lifting pipe, which at large depths leads to a large degree of expansion as it rises, the transition from the optimal projectile mode of transportation to the rod mode. This entails a decrease in productivity, requires large costs for deep communications and their maintenance, to complicate the design due to its multi-stage design or the implementation of a lifting pipe with a diameter that is variable in height.

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.For deep-sea lifting, the need to supply gas to a greater depth also remains, although significantly less than the depth of immersion of the lifting pipe, but the disadvantages associated with a large degree of gas expansion are the same as for high-altitude lifting. In order to avoid high gas velocities at the end sections of the riser pipe at large immersion depths, its execution is required with a diameter that is variable in height, which complicates the structure, increases the metal consumption, and increases installation and maintenance costs.

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.It is known that the part of the riser immersed in the liquid is conventionally divided by the mixer, which is the point of entry of the compressed gas into the riser, into two sections, one of which is determined by the immersion depth h of the gas supply pipe (the zone above the mixer) and depends on the elevation height H above the liquid surface. Another section, located below the mixer and referred to as an inlet pipe of length L, serves to prevent the ejection of gas through its lower section and capture the slurry (liquid) from the bottom layers. The inlet pipe can be made in the form of a tip, a suction pipe or a suction device connected either directly to the mixer (for high-rise) or through a pipeline (for deep-sea lift). Its length L for high-altitude lifting is taken depending on the lifting height in the range from 0 to 6 m, and for deep-sea lifting can be many kilometers.

Основным показателем работы устройств газлифтного транспортирования является расходная характеристикаThe main indicator of the operation of gas lift transportation devices is the flow characteristic

где V_г - объемный расход газа при нормальных условиях;where V _g is the volumetric flow rate of gas under normal conditions;

V_ж - объемный расход жидкости.V _W - volumetric flow rate.

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.The optimal q value for high-altitude lifting is achieved at an immersion degree of h / (h + H) = 0.7, which requires the supply of compressed gas to a depth of h = 2H, which is used, as a rule, for values of H up to 40 m. To avoid large immersion depths with increasing lifting heights H, usually reduce the value of h / (h + H), for example, taking it equal to 0.6 for H from 40 to 75 m (then h = 1.5N); 0.55 for H from 75 to 120 m (then h = 1.25H); 0.45 for H from 120 to 180 m (then h = 0.8H), but not less than 0.2. However, a decrease in h / (h + H) leads to an increase in q, which reduces the efficiency of such a device. Therefore, when striving to reduce the flow rate characteristic q, the degree of immersion should be increased, although this leads to an increase in the depth of the gas supply pipe. It is possible to reduce the degree of immersion of the lifting pipe if you finish the lift near the surface of the liquid, and carry out further lifting with pumps. Such a rise in its physical essence is close to a deep-sea rise.

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_т=h+H+L), и эти ограничения также отрицательно сказываются на показателе q.During deep sea lifting, when the depth of the pipe’s deepening in the seas and oceans can be many kilometers long, the immersion depth h of the gas supply pipe has limitations associated with the formation of gas hydrates, which, for example, form in the air at a depth of two kilometers. On the other hand, according to the conditions of strength at the depths of immersion of the lifting pipe (h + L) of more than 200 m, h should not exceed 2/3 of its height (L _t = h + H + L), and these limitations also adversely affect the q .

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_ж=h/(h+L) (отношение глубины погружения h газоподающей трубы к высоте заглубления в жидкость подъемной трубы h_ж) или обратной величиной h_ж/h=(h+L)/h. Например, для h_ж=h+L=6000 м с ограничением глубины погружения до h=2000 м h/h_ж=0.333, хотя для обеспечения оптимального транспортирования необходимо поддерживать h/h_ж=0.4.Since the depth of immersion h / (h + H), which is close to unity, is characteristic of a deep sea because of the disproportionately small value of H in comparison with h, the degree of penetration becomes a more objective characteristic for it. It can be defined as h / h _x = h / (h + L) ( the ratio of the depth h of immersion of the gas delivery tube to the height of penetration in the riser fluid is h _f) or the inverse value h _x / h = (L + h) / h. For example, for h _w = h + L = 6000 m with a limitation of the depth of immersion to h = 2000 m h / h _w = 0.333, although to ensure optimal transportation it is necessary to maintain h / h _w = 0.4.

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_ж, превращается в степень погружения h/(h+H), а для глубоководного, когда H=0, в степень заглубления h_ж/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.From the analysis of the two boundary types of gas lift transportation, it follows that the most common characteristic for it is the ratio (h + L) / (h + H), which for a high-rise, when practically L = 0 and h = h _w , turns into a degree of immersion h / (h + H), and for deep-sea, when H = 0, to the degree of deepening h _w / h. The boundary of the transition from high-rise to deep-sea corresponds to the value (h + L) / (h + H) = 1 at L = H. Based on this, we will consider the dependences of q and efficiency η on this relation.

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_ж на высоту Н к затрачиваемой работе при изотермическом сжатии (расширении) по соотношениюFor any device, the most complete and objective characteristic is η - efficiency, defined for a gas lift transportation device as the ratio of the net power to lift a liquid with a capacity of V _w to a height N to the work spent under isothermal compression (expansion) by the ratio

или на подъем гидросмесиor to lift the slurry

гдеWhere

V_ж - производительность по жидкости, м³/с;V _W - liquid productivity, m ³ / s;

V_тв - производительность по твердому материалу, м³/с;V _TV - performance on solid material, m ³ / s;

(V_тв+V_ж) - производительность по гидросмеси, м³/с;(V _TV + V _W ) - slurry productivity, m ³ / s;

ρ_гд=(ρ_жV_ж+ρ_твV_тв)/(V_тв+V_ж)=[(ρ_тв-ρ_ж)V_тв/(V_тв+V_ж)]+ρ_ж - плотность гидросмеси, кг/м³;ρ _gd = (ρ _w V _w + ρ _tv V _tv ) / (V _tv + V _w ) = [(ρ _tv -ρ _w ) V _tv / (V _tv + V _w )] + ρ _w - slurry density, kg / m ³ ;

ρ_ж - плотность жидкости (воды), кг/м³;ρ _W - the density of the liquid (water), kg / m ³ ;

ρ_тв - истинная плотность твердого материала, кг/м³;ρ _tv is the true density of the solid material, kg / m ³ ;

g - ускорение свободного падения, м/с²;g is the acceleration of gravity, m / s ² ;

Н - высота подъема над поверхностью жидкости, м;H is the height of rise above the surface of the liquid, m;

p₁ - атмосферное давление, к которому приводится расход сжатого газа в устройстве (независимо от его рабочего давления), Па;p ₁ - atmospheric pressure, which is the flow rate of compressed gas in the device (regardless of its operating pressure), Pa;

V_г - расход сжатого газа при атмосферном давлении, нм³/с;V _g - flow rate of compressed gas at atmospheric pressure, nm ³ / s;

p₂=p₁+Δр - рабочее давление в точке ввода газа (в смесителе) в подъемную трубу, Па;p ₂ = p ₁ + Δр is the working pressure at the gas inlet point (in the mixer) into the riser, Pa;

Δp=ρ_жg[(h-(i_ст+i_L)L] - избыточное давление Δр в точке ввода газа (в смесителе), Па;Δp = ρ _W g [(h- (i _st + i _L ) L] - overpressure Δр at the gas inlet point (in the mixer), Pa;

i_ст=(ρ_гд-ρ_ж)/ρ_ж - удельные потери давления на преодоление веса столба гидросмеси, м вод.ст./м; _v i = (ρ _w -ρ _rA) / ρ _w - Specific pressure loss to overcome the weight of the slurry column m of water column / m;

i_L=0.0827λV_ж ²/d⁵ - удельные потери давления на преодоление сил трения при движении гидросмеси, м вод.ст./м;i _L = 0.0827λV _w ² / d ⁵ - specific pressure loss to overcome the friction forces during the movement of the hydraulic mixture, m water.article / m;

λ - коэффициент гидравлического трения жидкости;λ is the coefficient of hydraulic friction of the liquid;

d - диаметр подъемной трубы, м.d is the diameter of the lifting pipe, m

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.According to equations (2) - (3), the overestimation of the flow rate of compressed gas in order to reduce the degree of immersion or the degree of deepening leads to a shift from the optimal mode corresponding to the maximum value of η. As a result of this, energy consumption unreasonably increases and η decreases. For a high-altitude rise, the limiting value η of not more than 0.4 is achieved at an optimal degree of deepening h / (h + H) = 0.7. However, most often it is carried out at a value of η equal to 0.2–0.35, since, as indicated above, at large elevation heights H it is not always possible to provide large immersion depths of the riser pipe.

Для глубоководного подъема η выше (порядка 0.5), но из-за ограничения глубины подачи сжатого газа его показатели также падают.For a deep-water rise, η is higher (of the order of 0.5), but due to the limited depth of supply of compressed gas, its indices also fall.

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_ж 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.Lowest η values obtained at lower values of h / (h + H) up to 0.4 ÷ 0.5 to lift altitude, and for deep water - in h / h values of _x less than 0.4. This is because as the gas rises in the riser, it expands, resulting in an increase in the fluid velocity. In this case, friction pressure losses, the most significant in Δр, increase in proportion to the square of this speed. As you approach the discharge point, the gas content in the slurry (liquid) increases so much that the gas becomes the predominant phase. In this case, there is a film-like flow of liquid, a drop or rod regime, as a result of which productivity decreases sharply. If the exhaust gas is emitted into the atmosphere, then it follows from equations (2) - (3) that the main reason for the low η is the high degree of gas compression, which is actually determined by the absolute pressure at the point of entry of the compressed gas (mixer) into the riser pipe.

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).The closest in technical essence is a device for gas-lift transportation (prototype), containing a lifting pipe lowered into the liquid to the point of intake of the hydraulic mixture (liquid) and a pipe raised above the surface of the liquid, consisting of lower and upper pipelines, a container immersed in the liquid with its bottom - the lower cut of the upper pipeline, and in its upper part - the upper cut of the lower pipeline, and a gas supply pipe with compressed gas brought to a depth with its outlet from the upper part of the tank (p patent of the Russian Federation 1465620, CL 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.This device has basically the same advantages as the known device. The difference is that the gas mixture (liquid) transported from the depth of the gas from the lower pipeline enters the tank, where gas is separated from the hydraulic mixture (liquid) under pressure. The hydraulic mixture (liquid) then enters the upper pipeline and moves to the place of unloading, and the separated gas under pressure is removed from the tank and sent to a booster compressor. To prevent the capture of gas in the upper pipeline, a certain level of liquid is established in the tank, which is maintained by controlling the flow rate of the exhaust gas.

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.When the gas is removed from the tank under a certain pressure supported by the control system, and returned after pressing it to the lower pipeline, the number of compression stages decreases due to the exclusion of the initial stage. Due to this, there is a decrease in the degree of expansion of gas, the possibility of working in a shell mode is created, which helps to increase productivity and reduce energy consumption. The disadvantage of this solution is the need to supply compressed gas to a depth comparable to the depth of immersion in the liquid of the riser pipe, which leads to a complication of gas communications and operating costs.

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.The objective of the invention is to reduce the depth of injection of compressed gas, which will make it possible to use low-pressure injection machines instead of high-pressure, reduce the length of gas pipelines and reduce operating costs for their maintenance.

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.The problem is solved in that in a device for gas lift transportation, containing a lifting pipe, lowered into the liquid to the point of intake of the hydraulic mixture (liquid) and brought up above the surface of the liquid, consisting of the lower and upper pipelines, immersed in the liquid of the tank with the internal placement of the lower cut of the upper pipeline in its bottom part, and the upper section of the lower pipeline in its upper part, the gas supply pipe with compressed gas, characterized in that the gas supply pipe with compressed gas is connected to the submerged d into the liquid of the tank with the formation in the upper part of the lower pipeline of the gas cavity, and the tank can be immersed in the liquid in the range of depth changes: from the maximum height at which the height of the upper pipe does not exceed the height of the liquid layer commensurate with the height of the tube’s immersion above the lower boundary of the gas cavity in the lower pipeline, to a minimum height, a fraction determined from the height of the upper pipeline, determined by the ratio of the cross-sectional areas of this pipeline and the tank.

На фиг. 1 показана общая схема предлагаемого устройства, на фиг. 2а, 2б и 3а, 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.In FIG. 1 shows a general diagram of the proposed device, FIG. 2a, 2b and 3a, 3b are diagrams illustrating the mechanism of cycling in the preparatory and working (generally) half-periods of the cycle; in FIG. Figures 4 and 5 show the dependences of the main indicators of its operation q and η on the value of (h + L) / (h + H), and for comparison, the results of studies of known devices.

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_T. Она состоит из верхнего 7 и нижнего 2 трубопроводов, имеющих высоты (h+H) и (h_ж+h_н-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_н. 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. 2а; 2б; 3а; 3б).The proposed device for gas-lift transportation (Fig. 1) contains a lifting pipe with a height L _T lowered into the liquid to the place of intake of the hydraulic mixture (liquid) and installed above the surface of the liquid. It consists of upper 7 and lower 2 pipelines having heights (h + H) and (h _w + h _n -h), respectively, the ends of which are placed in a vessel 3 immersed in a liquid to a depth of h. The lower section of the upper pipeline 7 is located in the bottom of the tank 3, and the upper section of the lower pipeline 2 is in its upper part with overlapping ends between them (with an overlap) at a height of h _n . The device also includes a gas supply pipe 5 connected to the compressor 6 and a receiver 4 for collecting the slurry (liquid) coming from the upper pipe 7. The gas supply pipe 5 can be brought to the tank 3 or directly into its internal cavity in the upper zone (under its cover), as shown in FIG. 1 or in the upper zone of the lower pipe 2, near the container 3 (Figure 2 a;. 2b; 3a; 3b).

Устройство для газлифтного транспортирования работает следующим образом. При подаче сжатого газа от компрессора 6 по газоподающей трубе 5 в емкость 3 (фиг. 2а) 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_max. В тоже время граница газовой полости в верхней части нижнего трубопровода опускается на максимальную высоту h_гп, отсчитываемую от нижнего среза верхнего трубопровода 1 (фиг. 3а), 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.A device for gas lift transportation is as follows. When compressed gas is supplied from the compressor 6 through the gas supply pipe 5 to the tank 3 (Fig. 2 a ), the liquid is displaced from it into the upper pipeline 7, the liquid level in which is constantly increasing. At the same time, there is a partial displacement of liquid from the lower pipeline 2 through its lower section (Fig. 2b). The liquid level in the tank 3 decreases to the lower cut of the upper pipe 1, the pressure in it reaches a maximum value of p _max . At the same time, the boundary of the gas cavity in the upper part of the lower pipeline drops to the maximum height h _gp , counted from the lower cut of the upper pipeline 1 (Fig. 3 a ), which corresponds to the completion of the preparatory half-cycle of the device. Then there is a breakthrough of gas in the upper pipeline 7 and the formation of a gas-liquid flow, carrying with it solid particles from the bottom of the tank 3 and transporting them to the receiver 4 (Fig. 3b). This corresponds to the working (main) half cycle of the cycle.

В результате этого давление в емкости 3 понижается до минимального значения p_min, что приводит к повышению уровня жидкости (гидросмеси) в нижнем трубопроводе 2 (фиг. 2а) и ее вбросу в емкость 3, сопровождающемуся повышением уровня жидкости в ней до максимальной высоты h_тж. 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_гп (фиг. 2б). Далее цикл повторяется.As a result, the pressure in the tank 3 decreases to a minimum value of p _min , which leads to an increase in the level of liquid (slurry) in the lower pipe 2 (Fig. 2 a ) and its injection into the tank 3, accompanied by an increase in the liquid level in it to the maximum height h _tz . Due to the overlap of the lower section of the pipeline with liquid 1, the transportation process is terminated. At the same time, overpressure begins to increase in the tank 3, and in the lower pipeline 2 the liquid is forced out through its lower section with the formation of a gas cavity with a height of h _gp (Fig. 2b). Next, the cycle repeats.

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_гр от нижнего среза верхнего трубопровода 1.Gas can be supplied directly to the internal cavity of the vessel 3 or to the upper zone of the lower pipeline 2, which is located near the vessel 3 and is located at an insignificant (compared to the height of the lower pipeline 2) height _hg from the lower cut of the upper pipeline 1.

Нижняя граница газовой полости в нижнем трубопроводе 2 не зависит от способа подачи газа и располагается на высоте h_гп (фиг. 3а), которая значительно ниже точки ввода газа h_гр (фиг. 2а) (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_н+h_гр) 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).The lower boundary of the gas cavity in the lower pipeline 2 does not depend on the gas supply method and is located at a height of h _gp (Fig. 3 a ), which is significantly lower than the gas inlet point h _gr (Fig. 2 a ) (when it is introduced into the upper zone of the lower pipeline 2). In addition, in the lower pipeline 2, the resulting gas-liquid flow (Fig. 2b) only contributes to the supply of slurry (liquid) to the tank 3 in the preparatory half-cycle, when there is no transportation in the upper pipeline 1. Since the boundary of the gas-liquid flow is located at a low height (h _n + h _g ) compared with the height of the lower pipeline 2, and the formation of the gas-liquid flow in the upper pipe 1 is carried out in the working (main) half-life, the effect can be neglected. In this case, the lower cut of the upper pipeline 1 (when determining the degree of immersion) can be taken as the reference point of the immersion height.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в подведении газоподающей трубы со сжатым газом к погруженной в жидкость емкости.The essence of the invention consists in bringing a gas supply pipe with compressed gas to a container immersed in a liquid.

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.In the prototype, compressed gas is supplied to a depth in the lower pipeline 2 and the gas-liquid flow formed in it, rising upward, enters the tank, where, under the influence of pressure, it takes place: 1 - gas is separated from the hydraulic mixture (liquid) and it is diverted to the booster compressor; 2 - transportation of hydraulic mixtures (liquids) through the upper pipeline. In the proposed solution, in contrast to the prototype, when supplying compressed gas to a tank immersed in a liquid, transportation of the slurry (liquid) by gas-liquid flow is carried out in the upper pipe 1. This eliminates the high degree of gas compression and expansion as it rises, since the compressed gas is supplied to the final section of the lifting pipe and enters the upper pipe 1 through its lower slice. In the lower pipeline 2 there is a transportation of the hydraulic mixture (liquid) captured from the bottom of the reservoir. A vessel 3 immersed in a liquid with the ends of the upper 1 and lower 2 pipelines located in its internal cavity, when compressed gas is supplied to it, acts as a self-adjusting pressure regulator (pressure adapter) or a pulsating chamber, due to which the device operates in a cyclic mode, although the compressed gas in it is served constantly.

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_max, уравновешивающего гидростатическое давлении столба жидкости, заполняющей верхний трубопровод 1. В то же время высота газовой полости в нижнем трубопроводе 2 достигает максимального значения h_гп. 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_min, близкого к атмосферному давлению. За счет давления внешнего столба жидкости (h+h_гп), 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_тж, нижний срез верхнего трубопровода 1 для выхода газа. Поскольку подача сжатого газа осуществляется непрерывно, то в емкости 3 снова происходит увеличение давления до p_max и далее цикл повторяется.The cycle consists of two half-cycles. In the preparatory half-cycle, there is a set of pressure in the tank with simultaneous ejection of liquid from it into the upper pipe 1 and partial displacement of the liquid through the lower cut of the lower pipe 2 with the simultaneous formation of a gas cavity in it, increasing the volume of compressed gas in the container 3. In this case, the liquid level in the tank decreases to the lower cut of the upper pipe 1 due to the maximum pressure p _max balancing the hydrostatic pressure of the liquid column filling the upper pipe 1. At the same time, the height of the gas cavity in the lower pipe 2 reaches the maximum value of h _gp . Next comes the working (main) half-life. When a gas breaks into the upper pipeline 1, a gas-liquid flow is formed in it, entraining solid particles from the bottom of the tank 3 and transporting them to the receiver 4. In this case, the pressure in the tank 3 decreases to p _min , close to atmospheric pressure. Due to the pressure of the external liquid column (h + h _gp ) located at the level of the lower boundary of the gas cavity in the lower pipe 2, the hydraulic mixture (liquid) from the lower pipe 2 enters the tank 3, in which the liquid level rises to a height, blocking h _tzh , lower section of the upper pipe 1 for the exit of gas. Since the supply of compressed gas is carried out continuously, then in the tank 3 again there is an increase in pressure to p _max and then the cycle repeats.

В таком случае средний за цикл объем транспортируемой гидросмеси (жидкости), поступившей из нижнего трубопровода 2, определяется высотой h_тж в емкости 3. Общая продолжительность цикла складывается из двух полупериодов, один из которых определяется временем набора максимального давления p_max, 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.In this case, the average per cycle volume of transported slurry (liquid) received from the lower pipeline 2 is determined by the height h _tj in the tank 3. The total cycle time is composed of two half-periods, one of which is determined by the maximum pressure set up time p _max , depending on the height of the upper pipeline 1 and the flow rate of compressed gas. The lower the height (h + H) of the upper pipe 1, the shorter the cycle time. A similar character of the dependence will be observed on the flow rate of compressed gas, however, it is necessary to increase it within certain limits, since, as is known, the optimal transportation of the slurry (liquid) is achieved with the optimal ratio of gas and liquid flow rates q.

Производительность V_ж по жидкости предлагаемого устройства определится как V_ж=υ_жц⋅n, где υ_жц - объем транспортируемой жидкости за цикл; n - количество циклов в единицу времени.Productivity V _w for the liquid of the proposed device is defined as V _w = υ _zh ⋅n, where υ _zh is the volume of transported liquid per cycle; n is the number of cycles per unit time.

В то же время υ_жц=h_тж F_ад, где F_ад=0.785⋅(D²-2⋅d²) - площадь сечения внутренней полости емкости за исключением двух площадей сечений труб верхнего и нижнего трубопроводов.At the same time, υ _ЖЦ = h _tzh F _hell , where F _hell = 0.785⋅ (D ² -2⋅d ² ) is the cross-sectional area of the internal cavity of the tank with the exception of two cross-sectional areas of the pipes of the upper and lower pipelines.

Объемная производительность V_тв по твердому материалу при транспортировании гидросмеси определяется аналогично V_тв=υ_твц⋅n, где υ_твц - объем поднятого твердого материала за цикл; а массовая - G_тв=V_тв ρ_тв=m_твц⋅n, где ρ_тв - истинная плотность твердого материала; m_твц - масса поднятого твердого материала за цикл.Volumetric productivity V _tv hard material during transportation of the slurry is determined similarly V _tv = υ _TVC ⋅n, where υ _TVC - volume of solid material raised over the cycle; and mass - G _tv = V _tv ρ _tv = m _tvts ⋅n, where ρ _tv is the true density of solid material; m _TWC is the mass of the raised solid material per cycle.

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.Compared with the known device and with the prototype in the proposed device, we can expect a decrease in these indicators only to the extent that the batch process is inferior to the continuous one.

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_гп 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.When compressed gas is supplied to a container 3 immersed in liquid, in which the lower 2 and upper 1 pipelines are located with the lower cut of the upper pipe 1 in its bottom part, and the upper cut of the lower pipe 2 in its upper part, a gas cavity is formed in the lower pipe 2 height h _GP as a result of displacement of the liquid through its lower slice. Due to this, the gas cavity increases its volume to the maximum value at the time of completion of the preparatory half-cycle, when the pressure reaches the maximum value. By means of a gas cavity located in the lower pipe 2, lowering below the liquid level in the tank 3, the displaced volumes of the liquid are balanced from the tank and from the lower pipe 2.

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_гп) над верхним уровнем жидкости в нижнем трубопроводе 2, соизмеримой с высотой погружения h_ж 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.However, in the proposed device, there are restrictions on the limit (maximum) depth h deep, associated with the resistance of the upper pipeline. If he exceeds the height of the external liquid column (h + h _gp ) above the upper liquid level in the lower pipeline 2, which is commensurate with the immersion height h _{w of the} lifting pipe in the liquid, a gas breakthrough through its lower section and its subsequent gas rise to the liquid surface outside the bottom pipeline. In this case, the transportation of slurry (liquid) through the riser will be absent.

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).The minimum penetration of the tank 3 into the liquid is determined by the need to initially fill it with liquid to a height of 1 fraction of the height of the upper pipeline, determined by the ratio of the cross-sectional areas of this pipeline and the tank, and counted from its lower cut. This is because the condition for the formation of a gas-liquid flow in the upper pipe 1 is the need for it to be completely filled with liquid to a height close to (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.Therefore, before starting the transportation of liquid in the tank, there should be enough to fill it with the upper pipe 1. In case of excess, at the time of starting it will be poured into the receiver 4 until the lower section of the upper pipe 1 opens for gas breakthrough and subsequent formation gas-liquid flow transporting the hydraulic mixture (liquid) to the receiver 4.

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 (d²/D²) - 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.Therefore, the minimum depth of deepening of the tank h must be such that the liquid level in it is a fraction of the height (h + H) of the upper pipe 1, determined by the ratio (d ² / D ² ) - the square of the diameters of the upper pipe and the tank itself. Otherwise, only gas transport through the liquid layer without its capture (bubbling) will be observed, and in the absence of a liquid layer, gas outflow.

Естественно, что при минимальной величине заглубления h_min производительность устройства будет минимальной, но его работоспособность очевидна, поскольку выполняется требование, обеспечивающее начало транспортирования.Naturally, with a minimum amount of penetration h _{min, the} productivity of the device will be minimal, but its performance is obvious, since the requirement is fulfilled, which ensures the beginning of transportation.

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.The possibility of the proposed device in a wide range of changes in the height of immersion of the tank is its indisputable advantage compared to the height of the lift that is strictly regulated in the known solution.

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.In the proposed solution, for small lifting heights (less than 5 m) for large immersion depths of a lifting pipe of 1000-5000 m, one can limit oneself to even a small depth of capacity h, which is about 0.1 of the depth of immersion of the lifting pipe.

Примеры осуществления предлагаемого изобретения.Examples of the invention.

Пример 1. Устройство для газлифтного транспортирования выполнено из стеклянной подъемной трубы диаметром 10 мм, опущенной в воду на h_ж=1.11 м. Стеклянная емкость 3 диаметром 40 мм и высотой 0.21 м, в которой размещены внахлест высотой h_н=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_гр=0.11 м.Example 1. A device for gas-lift transportation is made of a glass lifting pipe with a diameter of 10 mm, lowered into the water by h _w = 1.11 m. Glass container 3 with a diameter of 40 mm and a height of 0.21 m, in which the ends of the lap with the height h _n = 0.15 m are placed, the ends of the upper 1 and lower 2 pipelines spaced 30 mm from the bottom and cover. The gas supply pipe 5 is connected to the lower pipe 2 at a point spaced from the lower cut of the upper pipe 1 at a height h _gr = 0.11 m.

При высоте подъемной трубы L_т=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_ж=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.When the height of the lifting pipe L _t = 1.51 m, the deepening of the lower cut of the upper pipe 1 (its length (h + H) = 0.65 m) from the surface of the liquid is h = 0.24 m, which corresponds to the degree of immersion (the ratio of the height of the submerged part of the upper pipe 1 to its height) h / (h + H) = 0.37, dimensionless deepening h / h _w = 0.22 or the ratio (h + L) / (h + H) = 1.7. Compressed air supply is provided by AEN-4 microcompressor with a flow rate of 40 to 80 nl / h (according to rating data), depending on the discharge pressure. The actual air flow depends on the operating conditions of the compressor 6, determined by the parameters of the device, is measured based on the pressure in the tank 3, and corresponds to an average value of 17.5 nml / s. Excessive pressures in the tank 3 and in the gas supply pipe 5 are measured by differential pressure gauges. Productivity for liquid and solid material are determined by volume and weight methods, respectively.

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.The duration of the cycle τ, measured by a stopwatch over the time interval for fixing the boundaries of the gas cavity in the lower pipeline 2, under the above conditions is 7.7 s. Excessive pressures within the cycle fluctuate on the discharge line (in the receiver) in the range 470–650 mm water column, in the tank 3 in the range 0–540 mm water column.

Работа устройства газлифтного транспортирования сопровождается образованием газовой полости в нижнем трубопроводе 2 высотой h_гп=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_тв=1050 кг/м³ 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.The operation of the gas lift transportation device is accompanied by the formation of a gas cavity in the lower pipeline 2 with a height of h _gp = 0.36 m. In this case, the ratio of the volumetric flow rates of gas and liquid q = 3.6 is established, which is quite explainable by the possible mismatch between the optimum mode and the dependence of q in degree 2.5 on the diameter of the pipeline. In this case, transportation of solid inclusions (polystyrene with a density of ρ _TV = 1050 kg / m ³ with a granule size of 3 × 3.5 mm) is carried out with a ratio of volumetric flow rates of solid and liquid T: W = 1: 10 or a multiplicity ratio of k = 10 (showing how many times the mixture contains more water than solid). In known solutions, with such a degree of immersion, q is greater than 10, and to obtain k = 7, for example, for q = 4, h / (h + H) = 0.6 is required.

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_ж-h+h_н)=1.26 м; степень погружения h/(h+H)-0.31; безразмерное заглубление h/h_ж=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_гп=0.25 м, незначительным понижением q=3.2 и уменьшением продолжительности цикла до 4 с (транспортирование твердого не проводилось).Example 2. In the conditions of example 1, but with a reduced depth of the tank to h = 0.13 m, the main parameters of the device are: the height of the upper 1 pipeline (h + H) = 0.42 m; the height of the lower 2 pipeline (h _w -h + h _n ) = 1.26 m; degree of immersion h / (h + H) -0.31; dimensionless deepening h / h _w = 0.12; the ratio (h + L) / (h + H) = 2.64. With these parameters of the device, the gas flow increases to 19 ml / s (n.o.). His work accompanied by the formation of a gas cavity in the lower conduit 2 of a height h _r = 0.25 m, minor decrease in q = 3.2 and a decrease in cycle time through 4 (transport solid not conducted).

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.Excessive pressures within the cycle fluctuate on the discharge line (in the receiver) in the range of 220 ÷ 430 mm of water.art., In the tank 3 in the range of 0 ÷ 340 mm of water.

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_ж-h+h_н)=1.31 м; степень погружения h/(h+H)=0.11; безразмерное заглубление h/h_ж=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_гп=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.Example 3. In the conditions of example 1, but with a reduced depth of the tank to h = 0.035 m, the main parameters of the device are: the height of the upper 1 pipeline (h + H) = 0.325 m; the height of the lower 2 pipeline (h _w -h + h _n ) = 1.31 m; degree of immersion h / (h + H) = 0.11; dimensionless deepening h / h _w = 0.32; the ratio (h + L) / (h + H) = 3.41. With these device parameters, the gas flow rate decreases to 12 ml / s (n.o.). His work is accompanied by the formation of a gas cavity in the lower pipeline with a height of h _gp = 0.11 m, as well as a significant increase in q = 8 and a reduction in the duration of the cycle to 2 s (no solid was transported). Excessive pressures within the cycle fluctuate on the discharge line (in the receiver) in the range of 240 ÷ 260 mm water column, in the vessel in the range 50 ÷ 100 mm water column.

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.This example confirms the possibility of the proposed device at low degrees of immersion (of the order of 0.1), which is impossible in the known solution, since for its normal operation, the ratio h / (h + H) is greater than 0.4.

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_т=1.82 м; высота верхнего трубопровода (h+H)=0.99 м; степень погружения h/(h+H)=0.26; безразмерное заглубление h/h_ж=0.24; отношение (h+L)/(h+H)=1.12. При этих параметрах устройства требуется увеличение расхода газа до 10⁴ нм³/с, обеспечиваемого медицинским компрессором УК 40-2М. При этих условиях работа предлагаемого устройства сопровождается образованием газовой полости в нижнем трубопроводе 2 высотой h_гп=0.39 м, существенным увеличением значений q свыше 10 и повышением продолжительности цикла до 5.5 с (транспортирование твердого не проводилось).Example 4. In the conditions of example 1, but with an increased lifting height H of 0.32 m and a depth of immersion of the tank to h = 0.26 m, the main parameters of the device are: the height of the lifting pipe L _t = 1.82 m; height of the upper pipeline (h + H) = 0.99 m; degree of immersion h / (h + H) = 0.26; dimensionless deepening h / h _w = 0.24; the ratio (h + L) / (h + H) = 1.12. With these device parameters, an increase in gas flow rate to 10 ⁴ nm ³ / s is required, provided by a medical compressor UK 40-2M. Under these conditions, the operation of the proposed device is accompanied by the formation of a gas cavity in the lower pipeline 2 with a height h _gp = 0.39 m, a significant increase in q values over 10 and an increase in the cycle time to 5.5 s (no solid transportation).

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).The results obtained in examples 1 ÷ 4 (table. 1) are shown in FIG. 4. Here, for comparison, the results of studies of known gas-lift transportation devices for high-altitude and deep-sea lifting are presented (Table 2, sub-item No. 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.From the analysis of the results obtained, it is possible to determine the area of use of the proposed device, which is in the range of changes (h + L) / (h + H) from 1 to 3.5, and evaluate the effectiveness of its use.

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.In FIG. 5 shows comparative results on the η values of the proposed device (examples 1 ÷ 3 table. 1) and known devices for the item No. 1 ÷ 8, 73 ÷ 77, 106 ÷ 114 table. 2.

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_ж-h+h_н)=0.71 м; степень погружения h/(h+H)=0.49; безразмерное заглубление h/h_ж=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_ж (в этом примере (h+H)=1.26 м против h_ж=1.11 м) или их отношения (h+Н)/h_ж больше 1.Example 5. On the same device used in example 4, but with the following parameters: immersion of the tank to a depth of h = 0.62 m; height of the upper 1 pipeline (h + H) = 1.26 m; the height of the lower 2 pipeline (h _w -h + h _n ) = 0.71 m; degree of immersion h / (h + H) = 0.49; dimensionless deepening h / h _w = 0.56; the ratio (h + L) / (h + H) = 0.88. In this case, due to a breakthrough of gas through the lower section of the lower pipeline 2, the liquid is not transported. The rise of gas in the water column (outside the riser pipe) occurs in the form of large mushroom-shaped bubbles. Obviously, you should not allow the deepening of the tank to a depth at which the height of the upper 1 pipeline (h + H) exceeds the depth of the depth of the lifting pipe h _w (in this example (h + H) = 1.26 m versus h _w = 1.11 m) or their ratio (h + H) / h _{w is} greater than 1.

Результаты испытаний известных установок, приведенные в табл. 2, обработаны с точностью ±20% в виде зависимостей q=1.5⋅[(h+L)/{h+H)]^-2.2 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)^-2.5 [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.The test results of the known installations are given in table. 2, processed with an accuracy of ± 20% in the form of dependences q = 1.5⋅ [(h + L) / {h + H)] ^-2.2 for a high-rise rise to (h + L) / (h + H) = 1 and q = 1.2 + 0.3⋅ (h + L) / (h + H) for deep sea lifting with (h + L) / (h + H) greater than 1. Their graphical illustration is presented in FIG. 4. For a high-rise rise, the obtained dependence is consistent with the known q = [h / (h + H) ^-2.5 [8] (at maximum mode). The presence of these dependencies allows us to evaluate the area of use of gas-lift transportation devices and to predict their performance, including the proposed device.

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).An analysis of the research results for the value (h + L) / (h + H) = 2.7 of the proposed device (see paragraph 2 of Table 1) and the known one (see paragraph 54 of Table 2) shows that the proposed device, a reduction in the degree of immersion by more than two times (0.873: 0.31 = 2.82) is achieved with a slight increase in the flow rate q (3.2 versus 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.The results of processing a few experimental data of known devices in order to establish the pattern of efficiency of the ratio (h + L) / (h + H) are presented in FIG. 5 and indicate their inconsistency due to the lack of transparency in their receipt. In this regard, we can only conclude that the data calculated by equation (2) of the proposed device are in the range of existing values of the efficiency of known devices.

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.Thus, the use of the proposed technical solution allows to reduce the depth of the compressed gas in more than two times with a slight increase in the flow rate, which makes it possible to use low-pressure injection machines instead of high-pressure ones, reduce the length of gas lines and reduce the operating costs of their maintenance.

Источники информацииInformation sources

1. Папаяни, Ф.А., Козыряцкий, Л.Н., Пащенко, B.C., Кононенко, А.П. Энциклопедия эрлифтов. Донецк: Информатик, 1995 - 592 с.1. Papayani, F.A., Kozyryatsky, L.N., Pashchenko, B.C., Kononenko, A.P. Encyclopedia of airlifts. Donetsk: Computer, 1995 - 592 p.

2. Суреньянц, Я.С. Эрлифты. М - Л.: Стройиздат, 1940 - 84 с.2. Surenyants, Ya.S. Airlifts. M - L .: Stroyizdat, 1940 - 84 p.

3. Спотт, С. Содержание рыбы в замкнутых системах. / Пер. с англ. М.: Легкая и пищевая промышленность, 1983 - 192 с.3. Spot, C. Fish keeping in closed systems. / Per. from English M .: Light and food industry, 1983 - 192 p.

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.4. Logvinov, N.G. A study of the dynamics of airlifts in order to create automated hydraulic lifts of mines of great depth / Abstract of diss. for a job. student Art. Doctor of Technical Sciences Donetsk, 1972 - 62 s.

5. Аренс, В.Ж., Исмагилов, Б.В., Шпак, Д.Н. Скважинная гидродобыча твердых полезных ископаемых. М.: Недра, 1980 - 229 с.5. Arens, V.Zh., Ismagilov, B.V., Shpak, D.N. Downhole hydraulic mining of solid minerals. M .: Nedra, 1980 - 229 p.

6. Антонов, Я.К., Козыряцкий, Л.Н., Малашкина, В.А., Холмогоров, А.П., Хунис, Я.Е. Гидроподъем полезных ископаемых. М.: Недра, 1995 - 173 с.6. Antonov, Ya.K., Kozyryatsky, L.N., Malashkina, V.A., Kholmogorov, A.P., Khunis, Y.E. Hydraulic lifting of minerals. M .: Nedra, 1995 - 173 p.

7. Эрлифт. Производственная компания «Горный родник». [Электронный ресурс] - Режим доступа: http://www.nasosnaya-stantsiya.ru/zdanie-nasosnoj-stanczii.html7. Airlift. Production company "Mountain Spring". [Electronic resource] - Access mode: 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.8. Smoldyrev, A.E. Pipeline transport / ed. 3rd, break and add. - M .: Nedra, 1980 .-- 214 p.

Claims

A device for gas-lift transportation, containing a lifting pipe, lowered into the liquid to the place of intake of the hydraulic mixture and brought up above the surface of the liquid, consisting of the lower and upper pipelines, immersed in the liquid of the tank with the internal placement of the lower cut of the upper pipe in its bottom, and the upper cut of the lower pipe in its upper part, a gas supply pipe with compressed gas, characterized in that the gas supply pipe with compressed gas is connected to a container immersed in a liquid with the formation in the upper part the lower pipeline of the gas cavity, and the container can be immersed in liquid in the range of depths: from the maximum value at which the height of the upper pipeline does not exceed the height of the liquid layer above the lower boundary of the gas cavity in the lower pipeline, comparable to the height of the tube’s immersion, to the minimum height constituting a fraction of the height of the upper pipeline, determined by the ratio of the cross-sectional areas of this pipeline and the tank.