Đánh giá tình trạng làm việc và những yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả làm việc của trạm bơm vận chuyển dầu tại khu vực mỏ rồng 1

Chương I: Tổng quan về công tác vận chuyển dầu khí tại khu vực
Mỏ Rồng của Vietsovpetro.
1

Khái quát về liên dooanh Vietsovpetro.

Liên doanh Vietsovpetro được thành năm 1981 trên cơ sở hiệp định Liên chính phủ
giữa VIệt Nam và Liên Xô về hợp tác thăm dò địa chất và khai thác dầu khí ở thềm
lúc địa phía nam Việt Nam, mở ra giai đoạn phát triển nghành dầu khí non trẻ của
Việt Nam.
Từ ngày thành lập đến nay, Vietsovpetro đã khảo sát hơn 115 nghìn kilomet tuyến địa
chấn 2D, trên 100 nghìn kilomet vuông địa chấn 3D, khảo sát đánh giá lại toàn bộ Lô
09-1 bằng công nghệ địa chấn tiến tiến 3D/4C; khoan trên 500 giếng khoan thăm dò
và khai thác dầu, khí; phát hiện 9 mỏ dầu, 1 mỏ khí có giá trị thương mại và nhiều cấu
tạo chứa dầu, khí. Trong đó, đặc biệt đã phát hiện mỏ Bạch Hổ có trữ lượng lớn với
đa số dầu tập trung ở tầng đá móng granite, một hiện tượng rất hiếm gặp trên thế giới.
Tính đến cuối tháng Tư năm 2016, Vietsovpetro đã khai thác trên 220 triệu tấn dầu
thô từ Lô 09-1, thu gom và vận chuyển về bờ gần 30 tỷ mét khối khí, doanh thu bán
dầu đạt gần 75 tỷ USD, nộp Ngân sách Nhà nước và lợi nhuận phía Việt Nam gần
47 tỷ USD, lợi nhuận phía Liên bang Nga gần 11 tỷ USD.

1

Tổng quan về Mỏ Rồng
1

Đặc điểm địa tầng Mỏ Rồng.

Mỏ Rồng nằm trong bể Cửu Long thuộc vùng thềm lục địa phía Nam Việt Nam. Lát
cắt địa chất chung cho một giếng khoan cụ thể vùng Rồng như sau:
2

Các thành hệ trầm tích.

Thành hệ biển Đông: Gồm Plioxen trên + Đệ Tứ (N 2 + Q1) nóc thành hệ có độ sâu
100m (Đáy biển); đáy thành hệ có độ sâu: Từ 670 - 690 m tổng chiều dày 570 - 590
m.
Các thành hệ Mioxen gồm Mioxen thượng (Đồng Nai) nóc thành hệ có độ sâu từ
670 - 690 m, đáy có độ sâu từ 1.097 -1.102 m có tổng chiều dày 412 - 427 m.
Mioxen trung (Côn Sơn) nóc thành hệ có độ sâu từ 1.097 -1.102 m đáy có độ sâu từ
1.670 - 1.697 m có tổng chiều dày 573 - 595 m
Phần giữa và dưới của Mioxen trung - cát kết thạch anh sáng màu, hạt trung gắn kết
yếu, sét kết màu xám sẫm, xám nâu gắn kết yếu, bột kết màu nâu, nâu nhạt gắn kết
yếu. Tầng chắn khu vực Rotalit sét kết màu xanh, đỏ, nâu có chứa hoá thạch cổ sinh
Rotalia thuộc nhóm trùng lỗ Foramonifera.

1


Mioxen hạ (Bạch Hổ) nóc thành hệ có độ sâu từ 1.670 -1.697 m đáy có độ sâu từ
2.030 – 2.049 m có tổng chiều dày 352 - 360 m.

Vỏ phong hóa có chiều dày từ 12-96m ( từ 2656-2752 m)
Phân tích cột địa tầng của vùng này chúng ta nhận thấy: Lát cắt vùng Đông Nam
Rồng bị khuyết tầng Oligoxen hạ (Trà Cú). Toàn bộ vùng Đông Nam Rồng không
có tầng áp suất cao (Tầng dị thường áp suất).Toàn bộ lát cắt trầm tích của vùng này
từ biển Đông đến Trà Tân không có tầng chứa sản phẩm: Theo các quan điểm và
nhận định thì tầng sinh là các tập vỉa sét kết Mioxen và Oligoxen – Các dịch
chuyển thứ sinh sẽ đi theo các đới nứt nẻ di chuyển vào móng. Đối tượng khai thác
hoàn toàn nằm trong đá móng.
4

Khối Móng.
Phân tích sự phân bố các loại đá móng sâu ở mỏ Rồng trên cơ sở các kết quả xác
định các loại đá dựa vào thành phần thạch hoá cho thấy các đá móng sâu ở mỏ
Rồng phân bố khá phức tạp. Các đá móng trong nhiều trường hợp không tạo thành
các thể khối thuần nhất, mà đan xen vào các khối đá chính còn có các thể mạch, đai
mạch, minh chứng cho các giai đoạn hoạt động magma ở những thời kỳ khác nhau
trong phạm vi của mỏ Rồng nói riêng và toàn bộ bồn trũng Cửu Long nói chung.
Phân tích một cách tổng thể có thể chia khối móng của mỏ Rồng thành ba khối
chính là: Khối Tây-Bắc, khối giữa và khối Đông- Nam. Khối Tây- Bắc được nghiên
cứu qua các mẫu lõi ở các giếng khoan R-1, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 109, 116. Khối
giữa: R-2, 16 và R-18. Khối Đông-Nam: Nghiên cứu mẫu lõi của 6 giếng khoan: R14, 21, 201, 203, 206, 305.
5
Các đối tượng khai thác ở mỏ Rồng.
Các đối tượng khai thác ở khu vực Rồng nằm hoàn toàn trong khối móng (đới nứt
nẻ trong đá móng): Đá móng mỏ Rồng có đủ điều kiện chứa tuy khả năng chứa
thấp hơn nhiều so với mỏ Bạch Hổ, nhưng do chất lượng tầng chắn kém và các pha
phun trào xuyên cắt tới các thành tạo trầm tích tuổi Oligoxen muộn ở các phần
Đông-Bắc (trong các giếng khoan R-6, 7, 8) và phần Trung tâm (trong các giếng
khoan R-9, 4) của mỏ, nên trong móng ở đây hoặc là chứa nước, hoặc là chỉ phát
hiện được các tích tụ dầu khí không có giá trị công nghiệp.Còn ở phần Đông-Nam
của mỏ (vùng có đặt giàn RP-3, RC-2), do tầng chắn có chất lượng tốt và không bị
ảnh hưởng bởi các pha phun trào, hội tụ đủ các yếu tố chứa và chắn nên việc khai
thác dầu ở khu vực mỏ Rồng hiện nay mới chỉ tiến hành trên phần khu vực ĐôngNam Rồng.
6
Tiềm năng khai thác của mỏ Rồng.
Trong quá trình tìm kiếm và thăm dò dầu khí ở các đối tượng móng mỏ Rồng đã
phát hiện dòng dầu công nghiệp tại khối nhô Đông Nam Rồng qua các giếng khoan
R - 14, 21, 201, 203, 206, 305.
3

2


Chiều dài khoan vào móng (tính từ nóc móng), mỏng nhất là ở giàn khoan R - 206:
175m và sâu nhất là GK R - 14: 1.110m - Tính trung bình cho cả 6 giàn khoan ở
Đông Nam Rồng là 621m: Với kích thước của khối nhô này khoảng 6.500 x 5.000
ta sẽ có một trữ lượng tương đối là:
Vđá = 6500 x 5000 x 621m = 20.182,5 x 106 m3
Vdầu = Vđá x 0,051 = 304. 755. 750 m3
Như vậy trữ lương cấp C sẽ là: C = Vdầu x 0,83 = 252. 947. 272 tấn.
Trữ lượng và tiềm năng dầu khí mỏ Rồng rất lớn. Tuy nhiên cần lưu ý là khả năng
chứa dầu mới chỉ là một trong nhiều yếu tố quyết định sự hình thành bẫy chứa trong
các loại đá móng.
Phần đáy của các vỉa sản phẩm có tầng nước lót (có ranh giới dầu-nước thực sự:
Không phải nhân tạo như bên mỏ Bạch Hổ). Chính ranh giới này gây ra các phức
tạp công nghệ cho quá trình khoan và khai thác, nên trong quá trình khoan, bên
khoan hết sức tránh khoan vào ranh giới này.
Các giếng khoan vùng Đông Nam Rồng có sản lượng rất khác nhau: Một số giếng
khô hay sản lượng nghèo nàn, song một số giếng cho sản lượng khá cao.

2

Tính chất của dầu mỏ khai thác được ở Việt Nam.

Đặc trưng lý hóa cơ bản của dầu thổ ở các mỏ của Vietsovpetro.

STT

Mỏ dầu

Các thông số

Bạch

Rồng

Gấu

Hổ
Khối lượng giếng, kg/m3.

1

Trắng
831

847

880902

Nhiệt độ, 0C:
2

-

-

Nhiệt độ bắt đầu kết tinh
paraffin.
61

58 -

Nhiệt độ đông đặc.

33.1

59

-

59 - 60

30.5 -

33 - 36

18.7 –

22 - 29

60

0

33

Hàm lượng, % khối lượng:
3

-

Parafin.

27.1
25.0

3


-

Asphaltene - keo - nhựa.

2.68

7.25 –

0.102
– 0.146

8.78
Độ nhớt, mm2/s:
4

5

-

ở 500C.

4.66

7.151

32.03
– 42.49

-

ở 700C.

3.02

4.611

14.24
– 34.45

Nhiệt độ sôi ban đầu, 0C.

70.6

67.7 –

0
Hệ số khí, m3/t.

6

83.4
195 -

200

3

90
115

49

-

47 - 53

120

Sơ đồ đường ống vận chuyển dầu ở mỏ Rồng.

o Số lượng giàn khoan trong Mỏ Rồng là:


Số giàn cố định : RP1; RP2; RP3.



Số giàn di động : RC1; RC2; RC3; RC4; RC5; RC-DM.

o Các giàn khan nhẹ sau khi khai thác được dòng dầu và khí sẽ được

vận chuyển về các giàn cố đinh và giàn xử lý trung tâm để xử lý. Sau
khi được xử lý tại các giàn cố định và giàn xử lý trung tâm dầu sẽ
được vận chuyển đến tàu thu gom FSO-3 ( Ba Vì ). Tại đâu tàu thu
gom sẽ vận chuyển dầu vào bờ để xử lý tiếp thành dầu thương mại để
có thể xuất khẩu hay cung cấp cho các nhà máy lọc dầu của VN.
o Sơ đồ vận chuyển dầu từ các giàn cho nhau.


Dòng sản phẩm sau khi khai thác được ở giàn nhẹ RC7 sẽ được
vận chuyển bằng đường ống về giàn RC1 và RC3. Sau khi
dòng sản phẩm được vận chuyển về giàn nhẹ RC1 sẽ được vận
chuyển đến giàn cố định RP2 bằng hệ thống đường ống dài
9500m.



Dòng sản phẩm khai thác được ở giàn nhẹ RC5 được vận
chuyển qua đường ống dưới biển dài 9750m về giàn cố định
4

-


RP1. Khí Gas từ giàn RC5 sẽ vận chuyển về gian nhẹ RC6 và
dòng sản phẩm tài giàn RC6 sẽ được vận chuyển về giàn cố
định RP1.


Dòng sản phẩm RC-DM sau khai thác được sẽ được vận

chuyển đến giàn RC4 bằng đường ống. Tại giàn RC4 dòng sản
phẩm lại chuyển đến giàn nhẹ RC2 và cuối cùng được vận
chuyển về giàn cố định RP3.



Giàn nhẹ RC4 và RC5 có đường ống vận chuyển dòng sản
phẩm để trường hợp dòng sản phẩm tại các giàn này vận
chuyển số lượng lớn vượt quá mức chịu tải của đường ống thì
dóng sản phẩm tại các giàn này vận chuyển qua nhau để làm
giàm áp lức cho hệ thống đường ống.



Dòng sản phẩm sau khi được vận chuyển đến các giàn cố định
thì sẽ được xử lý sơ bộ và vận chuyển về tàu thu gom FSO-3
( Ba Vì ). Giàn RP3 vận chuyển về RP1bằng hệ thống được
ống dài 16828m và từ giàn RP1 về FSO-3 bằng đường ống dài
5855m. Giàn RP2 vận chuyển trực tiếp về FSP-3 bằng đường
ống dưới biển dài 8500m. tại các giàn RP2 và giàn RP3 có hệ
thống đường ống vận chuyển qua lại nhau để tránh trường hợp
quá tải cho hệ thống vận chuyển.

5


BẢNG SƠ LƯỢC VỀ TUYẾN ỐNG.
S
TT
1

Từ....

V

đến…

ận
chuyển

RCDM –RC4

O
ILGAS

RCDM –RC4

G

2

AS

RC4
– RC5
RC4
– RC5

RC4
– RC2

3

RC5
– RP1
4

RC6
– RP1

5

– RC3
6

010

G
O
ILGAS

010

325*16

550

325*16

545

325*16

160

325*15

00
273*12.
7
975
0

323.8*1
5.9

2
5.9
2

273*12.
7

2

323.8*1

011

5.9
2

010

950
0
6

219*12.
7

65
2.6

323.8*1

011

G

36
4.8

160

011

O
ILGAS

323.8*1

5.9

2

G

8.9

350

011

O
ILGAS

21

00

O
ILGAS

AS

5.9

0

2

G

328.8*1

0

2
010

Á
Th
p lực ế
tích
3
(atm) (m )

0

2

AS

RC1
- RP2

0

2

O

ILGAS

AS
RC7

327

2

010

RC7
– RC3

010
010

AS

Chi
Đường
ều dài (m) kính ống (cm)

2

AS

RC5
– RC6

ăm

G

RC4
– RC2

N


RC1
- RP2
7

O
ILGAS

RP2 RP3
RP2 -

9
1
0

RP1
– FSO3
RP2
– FSO3

4

2

G

RC2
– RP1

950
850
0

2
010

850

IL

219*12.
7

168

426*16
324*16

5

20

51

5
0

850
0

6
0

586

O

56
8.9

28
O

IL

323.8*1
5.9

0

O
IL

325*16

0

010

AS

8

010

O
IL

RP3

2

39
3

323.8*1
5.9

56
8.9

Các loại máy bơm đáng sử dụng và số lượng máy bơm ở

Vietsovpetro.

Công tác vận chuyển dầu của Vietsopetro chủ yếu là dùng máy bơm ly tâm.
Tùy theo sản lượng khai thác và vị trì công nghệ của từng giàn khoan trong hệ
thống khai thác của toàn mỏ, mà sử dụng chủng loại và số lượng bơm ly tâm
khác nhau. Hiện nay trên các giàn tại Vietsovpetro đang được sử dụng các chủng
loại máy bơm như sau:
Máy bơm ly tâm HIIC 65÷35-500.
Máy bơm ly tâm HIIC 40-400.
Máy bơm ly tâm SULZER- ký hiệu MSD 4x8x10,5.
Máy bơm ly tâm HK -200/120.
Máy bơm ly tâm kiểu IIHC 105/294.
Ngoài các loại bơm thông dụng đã nêu trên, trên 1 số giàn tùy thuộc vào vị trí công
nghệ của giàn nằm trong hệ thống mạng bơm. Được lắp thêm một số chủng loại
bơm ly tâm khác nhằm tăng cường cho công tác vận chuyển trong những trường
hợp cần thiết. Như các loại bơm sau : R360/150GM-3, R250/38M1,….. hoặc đôi
khi lắp các loại bơm thể tích như 9MTp, IIIA-320, IIIA-400, YIIH-700,….. cũng
có thể tham gia vào công tác vận chuyển dầu trên biển.
o
o
o
o
o

Số lượng máy bơm được lắp đặt trên các trạm bơm vận chuyển dầu của vietsovpetro
là:

7

STT

Chủng loại

Số lượng

1

Máy bơm HIIC65/35-500 và HIIC 40-400 41

2

Máy bơm Sulzer

24

3

Máy bơm HK

4

5

Máy bơm R360/150CM

7

Tổng

76

II. Đánh giá tình trạng làm việc và những yếu tố
ảnh hưởng đến hiệu quả làm việc của trạm bơm
vận chuyển dầu tại khu vực mỏ Rồng
2.1 Tình trạng làm việc của hệ thống thu gom vận chuyển dầu tại khu vực mỏ
Rồng
2.1.1 Tình trạng khai thác:
Mỏ Rồng được đưa vào khai thác từ năm 1994 trên vùng triển vọng đầu tiên của nó
(vùng RP – 1 quanh giếng R9). Với những tài liệu hạn chế ban đầu thì tầng 21,22
Mioxen hạ được coi là đối tượng khai thác tương đối đơn giản, thân dầu dạng khối
với một ranh giới duy nhất ở độ sâu 2059m. Đến quý I năm 1996, sản lượng dầu
khai thác cộng dồn trong 17 tháng là 155 ngàn tấn. Trong 12 giếng khoan thực tế
chỉ có 06 giếng hoạt động, lưu lượng trung bình một giếng dao động trong khoảng
50÷60 T/ng.đ, áp suất vỉa trong vùng lấy dầu giảm 25÷50% so với ban đầu, chỉ số
dầu khí rất khác nhau (một số giếng chỉ số này rất nhỏ 10÷20% m 3/T, một số giếng
khác đạt 100÷200% m3/T), nhiều giếng ngập nước với tỷ lệ cao, hầu hết các giếng
hiện nay khai thác bằng phương pháp cơ học (máy bơm ly tâm ngầm).
Mỏ Rồng được chia làm năm khu vực gồm:
- Khu vực Trung tâm Rồng sẽ bắt đầu khai thác vào năm 1994 và sản lượng
dầu sẽ đạt lớn nhất vào năm 1995 và sẽ giảm dần về các năm tiếp theo. Đến năm
2010 sản lượng dầu chỉ còn 11,2 nghìn tấn /năm.
8


- Khu vực Đông Nam Rồng là khu vực đóng góp sản lượng dầu chính cho
mỏ Rồng vào các năm 1996 đến năm 2005 và năm 2005 cũng là năm mà sản lượng
dầu khai thác của khu vực này là lớn nhất. Từ năm 2006 sản lượng sẽ giảm dần và
đến năm 2020 sản lượng dầu chỉ còn 105 nghìn tấn/năm.
- Khu vực Đông Rồng, Đông Bắc Rồng bắt đầu đưa vào khai thác từ năm

2008. Sản lượng dầu của hai khu vực này sẽ đạt lớn nhất vào năm 2011.
- Khu vực Nam Rồng được đưa vào khai thác năm 2010 và là khu vực đưa vào
khai thác muộn nhất. Sản lượng dầu lớn nhất đạt được vào năm 2013 và đến năm
2020 sản lượng dầu còn 36,8 nghìn tấn/năm.
Qua sản lượng dầu khai thác của khu vực thuộc mỏ Rồng thì sản lượng dầu
của mỏ Rồng sẽ đạt lớn nhất vào năm 2011. Lúc đó sản lượng dầu sẽ là 2740
tấn/ng.đ và tương đương với 914 nghìn tấn/năm. Các năm tiếp theo, sản lượng dầu
sẽ suy giảm rất nhanh cụ thể là vào năm 2015 sản lượng dầu là 372 nghìn tấn/năm,
năm 2020 sản lượng dầu chỉ còn 113 nghìn tấn/năm.
stt

Giếng

Thời gian lắp

tình trạng

101

Nơi nắp Loại bơm
đặt
RP-1
ND1000(REDA)

1

4/96-5/96

Bơm bị kẹt cát
cháy động cơ

2
3

104
104
106

RP-1
RP-1
RP-1

ND450(REDA)
TD 450 (ESP)
TD 650 (ESP)

1/95-12/95
10/2007- nay
6/2001-7/2001

4

105

RP-1
RP-1
RP-1
RP-1
RP-1
RP-1

RP-1
RP-1
RP-1
RP-1
RP-1
RP-1
RP-1
RP-1
RP-1

ND 450 (REDA)
TD 450 (ESP)
DN 450 (REDA)
TD450 (ESP)
DN 450 (REDA)
TD 450 (ESP)
DN 450 (REDA)
TD450 (ESP)
ND1000(REDA)
TD 450 (ESP)
DN 450 (REDA)
DN 450 (REDA)
TD 450 (ESP)
TD 450 (ESP)
TD 450 (ESP)

4/95-5/2001
3/2005- nay
10/96-7/2003
7/2003- nay

12/95-9/99
7/2006- nay
1/2005- 1/2006
7/2006- nay
1/95-10/2001
7/2004- nay
4/96- 10/98
1/95-2/96
7/2003-10/2006
10/2006- nay
4/2006-7/2007

5
6
7
8

108
109
110
112

9
10
11

115
116
117

12

318

9

Đang làm việc
Bơm bị kẹt cát
cháy động cơ
Đang làm việc
Đang làm việc
Đang làm việc
Đang làm việc
Đang làm việc
Không tiếp tục sử
dụng ESP
Đang làm việc
Ngập nước


Bảng 2.1 : Tình trạng làm việc của một số máy bơm tai giàn CP-1

10


/

Hình 2.2: Sản lượng khai thác hằng năm của khu vực mỏ Rồng

11

Các chỉ số công nghệ khai thác dầu bằng phương pháp tự phun và cơ học Tổng mỏ Rồng
Bảng 2.3: Các chỉ số công nghệ khai thác dầu tổng mỏ Rồng từ năm 2005 đến 2013
TT Các tham số

Đơn vị tính

1

Tổng lượng dầu khai thác

2

Năm khai thác
2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Nghìn tấn

780

708

595

589

821

957

914

677

481

Sản lượng dầu

Tấn/ngđ

2446

2554

1753

2105

2160

2670

2740

1983

1302

3

Sản lượng chất lỏng

Tấn/ngđ

3227

4388

4786

5811

5981

6483

6261

5264

3772

4

Độ ngậm nước trung bình

%

24,2

44,1

63,7

63,8

63,9

58,8

56,2

62,3

65,5

5

Yếu tố khí

m3/tấn

59

59

59

279

200

185

219

260

300

6

Lượng khí đồng hành

Nghìn m3/ngđ

143,1

143,8

101,6

587,5

432,5

494,5

600,3

515,5

390,0

7

Sản lượng dầu khai thác tự
Tấn/ngđ
phun

2320

2016

1110

1556

1643

2198

2322

1632

1028

8

Sản lượng chất lỏng khai thác
Tấn/ngđ
tự phun

3029

3606

3101

3516

3012

3119

2970

2478

1931

9

Sản lượng dầu khai thác bằng
Tấn/ngđ
máy bơm

438

625

549

517

472

418

351

274

10

Sản lượng chất lỏng khai thác
Tấn/ngđ
bằng máy bơm

781

1685

2295

2969

3364

3291

2786

1841

11

Số lượng máy bơm DN450 Chiếc

8

10

11

13

14

11

9

6

6

12


hoặc TD610
12

Tổng công suất
TT

Các
tham số

Kw
Đơn
tính

180

480

900

1170

1470

1620

1650

1350

790

vị Năm khai thác
2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

1

Tổng lượng dầu khai thác

Nghìn tấn

402

372

253

211

185

165

133

87

85

2

Sản lượng dầu

Tấn/ngđ

1047

1022

648

550

483

433

347

220

209

3

Sản lượng chất lỏng

Tấn/ngđ

3343

3274

3685

3659

2660

2655

2495

1485

1485

4

Độ ngậm nước trung bình

%

68,7

68,8

75,9

79,3

81,8

83,7

86,1

85,2

85,9

5

Yếu tố khí

m3/tấn

311

117

125

127

126

123

112

135

135

6

Lượng khí đồng hành

Nghìn m3/ngđ

326,0

119,5

81,1

70,1

61,0

53,4

38,9

29,7

28,2

7

Sản lượng dầu khai thác tự
Tấn/ngđ
phun

547

230

114

32

8

Sản lượng chất lỏng khai
Tấn/ngđ
thác tự phun

1240

680

405

135

9

Sản lượng dầu khai thác
Tấn/ngđ
bằng máy bơm

500

792

534

518

483

443

347

220

209

10

Sản lượng chất lỏng khai
Tấn/ngđ
thác bằng máy bơm

2103

2594

2280

2524

2660

2655

2495

1485

1485

13


11

Số lượng máy bơm DN450
Chiếc
hoặc TD610

9

13

13

15

16

16

14

11

11

12

Tổng công suất

853

1245

1080

1211

1269

1314

1245

674

715

Kw

Bảng 2.4: Các chỉ số công nghệ khai thác dầu bằng phương pháp tự phun và cơ học Tổng mỏ Rồng từ năm 2014 đến 2022

14


2.2 - Phân tích, đánh giá kết quả làm việc của máy bơm NPS 65/35-500 dùng
trong công tác vận chuyể dầu tại giàn RC2-RP3 khu vực Nam mỏ Rồng
2.2.1 Sơ đồ tổng thể của bơm:
Sơ đồ bên ngoài của bơm được thể hiện như hình
Bơm và động cơ được kết lối với nhau bằng bánh rang có trục trung gian

2.2.2 Đối tượng và mục đích thực nghiệm
Đối tượng thực nghiệm được chọn là máy bơm ly tâm NPS 65/35-500 là loại máy
bơm được sử dụng rộng rãi trong hệ thống vận chuyển dầu mỏ tại Bạch Hổ cũng
như mỏ Rồng. Máy bơm ly tâm NPS 65/35-500 do Liên Bang Nga sản xuất hang
loạt theo tiêu chuẩn kỹ thuật TU 26-02-768-78. Đặc tính kỹ thuật của máy bơm
NPS 65/35-500 được cho dưới bảng 3.3
Bảng 2.5 . Đặc tính kỹ thuật của máy bơm NPS 65/35-500
1
2
3

4
5
6

35 65 m3/h
500m
2950 vòng/phút
150 Kw
4,2 + 0,5m
59%

Lưu lượng Q
Cột áo H
Tốc độ vòng quay của trục(n)
Công suất thủy lực
Dự trữ xâm thực cho phép
Hiệu suất bơm
15


7
8
9
10
11
12
13
14
15
16

Cột áp hút chân không cho phép
Bố trí cục
Số bánh công tác
Số cửa hút
Công suất động cơ điện
Điện áp làm việc của động cơ
Tần số dòng điện
Dòng điện
Khối lượng máy bơm
Kích thước toàn bộ máy kể cả
dộng cơ

4,7m
Nằm ngang
8
1
160Kw
380 V
50Hz
Thay đổi
1260 kg
1970 x 600 x 585 mm

H m.v.cl

2

3

1

350
300
250
200
150

-8 -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 0 1

h m.c.cl

Hình2.6 : đặc tính xâm thực riêng của máy bơm NPS 65/35-500 DBHK ở mỏ
rồng.
Đường 1,2,3 lần lượt ứng với : Pbt = 1,5;2 ; 2,5 bar.a
Mục đích của quá trinhg thực nghiệm là nhằm khảo sát, đánh giá sự thay đổi thuộc
tính làm việc của máy bơm ly tâm vận chuyển dầu làm việc với điều kiện sản
phẩm khai thác là dầu nhiều paraffin có độ nhớt cao tại khu vực mỏ Rồng ( đối
tượng cụ thể trong ngiên cứu đề cập là giàn khai thác RP3)
16


2
5

1
8

1

Bình tách áp suất thấp

4

67
3

9

2. Van điều chỉnh

3.Máy bơm ly tâm

4. Lưu lượng kế

5.6.7 áp kế

8.9 van vào van ra máy bơm ly tâm

Hình 2.7. Sơ đồ hệ thống thửu đặc tính làm việc của máy bơm ly tâm trên giàn
khoan khai thách dầu

Dầu thô từ giếng khai thách lên, qua bình tách áp suất cap đến bình tách áp suất
thấp 1. Nhờ van tiết lưu 2, ta có thể điều chỉnh áp suất trong bình tách ở giá trị
mong muốn. Trong quá trình tiếp theo, dầu từ bình tách chuyển động theo đường
ống vào của hút máy bơm ly tâm. Dầu thô từ bình tách 1 được máy bơm ly tâm 3
bơm đến giàn trung tâm hoặc tàu chứa dầu. Nhờ các áp kế 5,6,7 lưu lượng kế dạng
tuốc bin 4 và ampe kế, vôn kế ở trạm điều khiểm, các thông số H,Q,N, Ƞ của máy
bơm ly tâm được xác định với độ chính xác mong muốn

Thiết bị đo sử dụng
1

Lưu lượng kế dạng tuốc bin:

- Dài đo:
0-90 /h
- Cấp chính xác: 0,4
- Ký hiệu:
Nord
- Chế tạo:
Nga
2. đồng hồ đo áp suất bình tách:
- Dài đo:
0-6 bar
17


- Cấp chính xác: 0,4
- Ký hiệu :
11202
- Chế tạo:
Nga
3. Đồng hồ đo áp suất đường vào máy bơm
- Dài đo: 0-4 bar
- Cấp chính xác: 0,4
- Ký hiệu: 11202
- Chế tạo: Nga
4. Đồng hồ đo áp suất đường ra máy bơm
- Dài đo: 0-60 bar

- Cấp chính xác: 0,4
- Ký hiệu: 11202
- Chế tạo: Nga
5. Vôn Kế
- Dài đo: 0-450 v
- Cấp chính xác: 1,5
- Ký hiệu: C1620
- Chế tạo: Nga
6. Ampe kế
- Dài đo: 0-600A
- Cấp chính xác: 1,5
- Ký hiệu: E365
- Chế tạo: Nga
3.5.3. Tiến trình thực nghiệm xây dượng đặc tính H = f(Q), N = f(Q), = f(Q)
3.5.3.1. Trình thực nghiệm
Bước 1: bằng van tiết lưu (2), áp suất bình tách được điều chỉnh ổn định các giá
trị khác nhau và được theo dõi bằng áp kế (5).
Bước 2: Tương ứng với mỗi một giá trị áp suất bình tách, công tác khảo sát đặc
tính H = f(Q), N= f(Q), = f(Q).
được tiến hành nhằm xác lập mức độ ảnh hưởng của sự thay đổi áp suất làm việc
bình tách đến đặc tính làm việc của máy bơm. Điều chỉnh van (9) để duy trì áp
suất đường ra máy bơm ở giá trị ổn định, áp suất đường ra P ra được theo dõi bằng
vôn kế (7).
Bước 3: tương ứng với mỗi giá trị áp suất đường ra P ra các giá trị lưu lượng máy
bơm Q được ghi nhận nhờ lưu lượng kế (4), áp suất đường vào máy bơm P bv nhờ
áp kế (6), các thông số làm việc của máy bơm I (A) và U (V) được theo dõi tương
18


ướng bằng Ampe kế, vôn kế với cấp chính xác 1,5. Cao mức chất lỏng trong bình

z (m) được xác định bằng đồng hộ mức có cấp chính xác 0,5.
3.5.3.2. Công thức tính toán
Các kết quả tính toán qua thực nghiệm được ghi nhận thông qua các thiết bị đo.
Các thông số tính toán được chuyển đổi đơn vị và có thứ nguyên như sau:
- Áp suất đường ra máy bơm Pra : N/m2
- Áp suất đường vào máy bơm Pbv : N/m2
- Áp suất bình tách pbt : N/m2
- Áp suất bão hòa của dầu Pbh : N/m2
- Lưu lượng máy bơm Q: m3/h , m3/s
- Mực chất lỏng trong bình tách z : m
- Cao độ áp kế đường ra z2 : m
- Cao độ áp kế đường vào z3 : m
- Khối lượng riêng sản phẩm vận chuyển p : kg/m3
- Vận tốc chất lỏng ở của ra vra và cửa vào vbv : m/s
- Hiệu thế U : V
- Cường độ dòng điện I : A
1. Tính toán cột áp toàn phần H
Cột áp toàn phần của máy bơm được xác định theo biểu thức:
H = H0 [1-(1-). )2]
Trong đó:
H0 là cột áp khi Q = 0
H0 = Hn . (1,025 + 0,0075nq)
Qn = 0,018 m/S2 là lưu lượng định mức của náy bơm;
Hn = 500m là cột áp định mức của máy bơm;
nq = n.
n = 2950 (vòng/phút) là tốc độ quay của trục máy bơm;
i = 8 là bánh công tác của máy bơm.
Thay các giá trị n, Qns, Hns, I ta tính được np = 12,59 (vòng/phút)
Thay np vào công thức ta được:
H0 = 500.(1,025 + 0,0075.12,59) = 559,71 (m)

Vậy ta sẽ có:
H = 559,71 . [1-)()2] = 559,71 – 0.015Q2
2. Công suất trên trục bơm N
Công suất trên trục bơm chính là công suất có ích của động cơ và được tính theo
công thức:
19


N = Ƞdc . Nđc = Ƞdc U.I.cos
Đối với máy bơm ly tâm NPS 65/35 - 500 thì ta có;
- Ƞdc = 93,8 Hiệu suất động cơ điện theo tài liệu nhà chế tạo;
- cos = 0,91
- U = 380V
Hiệu điện thế, V;
-I
Cường độ dòng điện, A
3. Hiệu suất của máy bơm
Ƞ= = =
4. Các thông số tính toán
Các thông số tính toán của hệ thống và tính chất của sản phẩm dầu thô cần vận
chuyển: áp suất bình tách cấp 2 và cũng là áp suất dầu được điều chỉnh bằng van
tiết lưu tự động số 2 và đô bằng áp kế 5 có cấp chính xác 0,4%. Cao độ mực chất
lỏng so với tâm trục máy bơm là z = 2110mm. Khối lượng riêng của dầu là p =
890 kg/m3 và nhiệt độ của dầu là T = 50oC.
Điều kiện khao sát thực nghiệm tác giả trình bày trong luận văn là áp suất bình
tách pbt = 2,4 bar.
2.2.3 Kết quả thực nghiệm máy bơm ly tâm NPS 65/35-500 dùng bơm vận
chuyển dầu thô từ giàn RC2 - RC3 đến RP1 ở khu vực Nam mỏ Rồng
Bằng các công thức, phương pháp tính toàn và với các thông số, điều kiện đã đặt
ra như ở phần trên, ta có được bảng thống kê các kết quả thực nghiệm thu được

như bảng dưới đây.
Bảng2.8 :. Kết quả thực nghiệm máy bơm NPS 65/35-500 với dầu thô tại giàn
RC2-RP3 trong điều kiện pbt = 2,4 bar
bảng: dưới đây.
Q
0
23.02
27.54
35.66
41.03
58.33
61.5
Hlt
579.71
551.76
548.3
540.6
534.4
508.7
502.9
Htn
559.1
531.7
508.3
479.2
447.5
307.8
271.9
N
67

88
93.7
108.1
118.8
141.2
146.9
H
0
20
24
29
33
42
39
Bảng. Kết quả thực nghiệm máy bơm NPS 65/35-500 với dầu thô trong điều
kiện pbt = 2,4 bar
Từ các kết quả thực nghiệm trong bảng 3.4, ta xây dựng dược các đường đặc
tính làm việc H = f(Q), N=f(Q), = f(Q).
của máy bơm ly tâm NPS 65/35-500 với dầu thô trong điều kiện pbt = 2,4 bar.

20


H (m)
600

N[kw]
170
150

H lt

500

Htn

N

400

130
110

60

? (%) 90

300

200

70

?

40
50

100

20

Q
0

10

20

30

40

50

60

70

Hình2.9: đồ thị đặc tính của máy bơm NPS65/35-500

III. Những yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả làm việc của trạm bơm vận chuyển dầu
tại khu vực mỏ Rồng
Tại khu vực mỏ Rồng, trong điều kiện khai thác dầu ở thềm lục địa ngoài khơi nên
cấu trúc đường ống là được đặt ngầm dưới nước ở dưới đáy biển và liên kết trực
tiếp với các giàn cố định, giàn nhẹ và giàn CNTT.
Nguyên nhân gây nhiều khó khăn, phức tạp trong vận chuyển dầu tại khu vực mỏ
Rồng là:
-

Sản phẩm khai thác có hàm lượng parafin cao và nhiệt độ đông đặc cao
Dầu có hàm lượng nước lớn (sự xâm nhập của nước vào trong các giếng khai thác
ngày một gia tăng)
Trong sản phẩm khai thác có nhiều thành phần nặng như : asphalten , nhựa , các
tạp chất cơ học khác …
Khoảng cách vận chuyển dầu tương đối xa ( từ 8km đến hơn 16,8km )
Lưu lượng vận chuyển không ổn định
Hầu hết đường ống trong khu vực mỏ Rồng không được bọc cách nhiệt, không
được chôn nên tổn thất nhiệt của dòng dầu sẽ lớn. Khi nhiệt độ giảm, từ trong dầu
các tinh thể parafin được hình thành, khi nhiệt độ đạt tới một giá trị nào đó thì các
21

(m)


-

-

-

tinh thể này sẽ liên kết với nhau tạo thành mạng tinh thể, làm tăng độ nhớt của
dầu và tăng nguy cơ dầu đông đặc trong đường ống, tạo điều kiện thuận lợi thành
tạo lắng đọng parafin – keo – nhựa.
Vận chuyển hỗn hợp dầu – khí trong trường hợp phải thực hiện ở nhiệt độ nhỏ hơn
nhiệt độ đông đặc của dầu, dẫn đến tổn hao áp suất trong hệ thống thu gom gia
tăng. Thực tế đã ghi nhận bên trong tất cả các đường ống của hệ thống thu gom
đều có một lớp parafin rắn chắc.
Việc vận chuyển dầu giữa các giàn khai thác tại khu vực mỏ Rồng gặp rất nhiều
khó khan do lưu lượng bơm thấp trong khi đường ống lại quá lớn, dễ gây nguy cơ

lắng đọng parafin trên thành ống, thậm chí có thể làm tắc đường ống. Để giải
quyết vấn đề này, đồng thời tẩy lớp lắng đọng keo – nhựa – parafin tạo thành trong
đường ống thì vận tốc dòng chảy trong đường ống phải được nâng lên giá trị tới
hạn bằng các bơm vào ống đang vận chuyển dầu một lượng nước sao cho hàm
lượng nước của dầu đạt từ 68% trở lên. Sau khi lớp keo – nhựa – parafin mềm tạo
thành trên đường ống bị cuốn theo dòng nhũ – dầu – nước ở chế độ chảy rối. Lúc
đó năng lực của đường ống dần được phục hồi và cuối cùng là đường kính hiệu
dụng của nó tăng lên
Việc vận chuyển hỗn hợp dầu – khí trên khoảng cách lớn như vậy bằng đường ống
ngầm không cách nhiệt là nguyên nhân làm cho máy bơm làm việc với tải trọng
lớn, áp suất bơm đẩy lớn, lắng đọng keo – nhựa – parafin trong đường ống đồng
thời phải tiêu tốn nguồn năng lượng không nhỏ để gia nhiệt cho dầu trên các tàu
FSO ( UBN )
Các nghiên cứu đã đề cập trên đây cũng chỉ ra rằng khi bơm vận chuyển dầu thô
nhiều parafin có hoăc không sử dụng chất phụ gia làm giảm nhiệt độ đông đặc thì
ở vùng sát thành ống phía trong nơi có quan hệ giữa nhiệt độ và những điều kiện
chế độ thủy lực liên quan tới vận tốc dòng chảy, có thể tạo ra hỗn hợp kết tủa có
cấu trúc với tốc độ khác nhau.

3.1Ảnh hưởng của chất lỏng bơm là dầu nhiều parafin độ nhớ cao
-

Khi bơm dầu nhiều parafin có độ nhớt cao (lớn hơn nhiều so với độ nhớt của nước
), đặc tính của máy bơm ly tâm thay đổi đáng kể. Cột áp giảm do sự gia tăng tổn
thất thủy lực trong kênh cánh dẫn. Công suất trên trục máy bơm tăng do sự gia
tăng tổn thất ma sát đĩa và ma sát vùng đệm làm kín. Ngược lại, tổn thất thể tích
giảm khi độ nhớ tăng.
Khi độ nhớt của chất lỏng bơm lớn hơn độ nhớt độ nhớt của nước không nhiều thì
đặc tính của mát bơm ly tâm khích thước lớn và số vòng quay cao hầu như không
có sự thay đổi nếu có cũng không đáng kể.

-

ảnh hưởng của độ nhớt tới đặc tính máy bơm ly tâm được xác định chủ yếu thông
qya số Reynold (Re)
22


Re=

-

-

-

khi giá trị Re giảm thì máy bơm thay đổi phụ thuộc vào yếu tố thủy lực trong
cánh dẫn bánh công tác và tổn thất ma sát đĩa. Ở giá trị Re trung bình tổn thất thủy
lực trong cánh có giá trị gần như không đổi so với khi bơm nước, tuy nhiên tổn
thất ma sát đĩa tăng mạnh cùng với sự gia tăng của độ nhớt, do đó ở chế độ này
đặc tính H(Q) ít thay đổi còn đặc tính thay đổi mạnh. Ở giá trị Re đủ lớn đặc tính
của máy bơm không còn phụ thuộc vào độ nhớt chất lỏng được giải thích do máy
bơm lúc này làm việc ở chế độ tự điều chỉnh.
Khi máy bơm ly tâm bơm chất lỏng có độ nhớt cao với số vòng quay không đổi,
cột áp và lưu lượng tương ứng giá trị hiệu suất tối ưu tuân thủ tuân theo quy luật
số vòng quay đặc trưng ns= const. Khi độ nhớt thay đổi , số vòng quay đặc trưng n s
hầu như không đổi trong dải rộng Re. Sự thay đổi n s chỉ xảy ra khi giá trị Re nhỏ
và sự thay đổi này càng lớn khi re càng nhỏ.
Sự thay đổi lưu lượng Q, cột áp H và hiệu suất khi bơm chuyển qua bơm dầu có
độ nhớt cao được xác định thông qua các hệ số chuyển đổi lưu lượng C Q, hệ số

chuyển đổi cột áp CH, hệ số chuyển đổi hiệu suất c phụ thuộc vào hệ số Re. Trong
đó:
CH = = f1(Re) , CQ = = f2(Re), = = f3(Re)
Để xây dựng đồ thị mối liên hệ
CH = = f1(Re), CQ = = f2(Re), = = f3(Re)
cần thiết phải đảm bảo điều kiện làm việc ở chế độ tương tự khi bơm chất lỏng với
độ nhớt khác nhau.
Trong nhiều thí nghiệm ghi nhận rằng ở chế độ Q= 0 độ nhớt không ảnh hưởng
đến cột áp H.quy luật này được nhiều tác giả xác nhận lý do được giải thích là khi
bơm làm việc không tải, do nhiệt độ tăng nên độ nhớt giảm dẫn đến độ nhớt thủy
lực giảm dẫn đến sư gia tawngtoonr thất tách dòng. Lúc này vì sự tạo soáy lớn và
sư phá vỡ lớp biên nên cần có sự gia tăng lớn hơn của độ nhớt mới dẫn đến quá
trình giảm cột áp vì tổn thất thủy lực.
Tuy nhiên, một số nhà nghiên cứu đã tiến hành thí nghiệm và đưa ra kết luận là sự
thay đổi cột áp khi Q = 0 xuất hiện khi độ nhớt đạt giá trị

-

v = (15 m/s
Ở cùng một giá trị Re, máy bơm sẽ có hiệu suất làm việc cao hơn khi bơm nước
cũng như chất lỏng nhớt.

3.2Ảnh hưởng của chất lỏng bơm là hỗn hợp dầu – khí
-

Khả năng bơm hỗn hợp dầu – khí được đánh giá qua hàm lượng khí tự nhiên do
trong pha lỏng , biểu thị bằng tỉ lệ = V k/V1. Gọi hàm lượng khí tới hạn được lưu
lượng khí mà khi vượt giá trị này máy bơm ly tâm sẽ không tạo được lưu lượng.
23

-

-

-

-

-

Các thử nghiệm với máy bơm ly tâm sẽ không tạo được lưu lượng. Các thử
nghiệm với máy bơm ly tâm khi bơm nước đã chỉ ra rằng giá trị không vượt quá
6%. Khi hàm lượng khí lớn hơn 5% đến 7% thì lưu lượng của máy bơm sẽ bị gián
đoạn.
Giá trị hàm lượng khí tới hạn Ith cao hơn gấp 3 lần so với khi bơm hỗn hợp nước –
khí nitơ. Ở điều kiện áp suất đầu vào P bv = 5bar thì giá trị Ith = 26%. Khi áp suất
đầu vào máy bơm tăng thì ảnh hưởng của khí tự do đến cột áp máy bơm sẽ giảm.
Nghiên cứu đặc điểm dòng chảy hỗn hợp dầu – khí cho thấy khi vào máy bơm, các
hạt khí bị chia thành các hạt khí có khích thước nhỏ hơn do dao động dòng chảy
và rối và dao động áp suất máy bơm gây nên. Đồng thời ở vùng xoáy trong kênh
dẫn bánh công tác các bọt khí cũng được tạo ra. Tỏng quá trình phá vỡ và quá
trình tạo thành các hạt khí.
], đối với hỗn hợp dầu – khí trong mỗi tầng bơm các hạt khí có kích thước d = 0,01
– 1mm. Đối với hỗn hợp dầu – khí thì các hạt có kích thước giảm dần từ d = 0,01
– 0,15mm ở tầng thứ nhất đến d = 0,01 – 0,04mm ở tầng bơm cuối. Nguyên nhân
của hiện tượng này là do sưc căng bề mặt hỗn hợp giảm. Khả năng hòa tan pha khí
khi hỗn hợp dầu – khí chảy qua các cấp của máy bơm có ảnh hưởng đến các thông
số làm việc của máy bơm trong quá trình làm việc.
Hỗn hợp lỏng – khí có độ phân tán khí thấp là hỗn hợp có chứa các hạt khí tự do

có kích thước lớn hơn kích thước bọt khí mà máy bơm ly tâm có thể tạo ra trong
quá trình bơm. Cac hạt khí này có trạng thái không bền vững nên khi chuyển động
trong đường ống quá trình tan vỡ và hợp thành các hạt khí xảy ra. Trong công tác
khi máy, xử lý và vận chuyển dầu ở mỏ Rồng, hỗn hợp dầu – khí mang tính chất
của hỗn hợp có độ phân tán khí thấp bao gồm: hỗn hợp dầu – khí khai thác từ
giếng dầu vận chuyển theo đường ống công nghệ đến bình tách, dầu từ bình tách
khí đến máy bơm vận chuyển trong trường hợp dao động áp suất trong bình lớn,
hoặc khi mực chất lỏng trong bình thấp, hay khi thời gian tồn tại của chất lưu
trong bình ngắn.
Trong máy bơm ly tâm vận chuyển dầu là máy bơm trục ngang nhiều cấp, giá rtij
hàm lượng tới hạn được quyết định bới bánh công tác thứ nhất. Ở những cấp tiếp
theo, do áp suất tăng nên thể tích khí giảm dẫn đén máy bơm ly tâm nhiều cấp có
khả năng bơm hỗn hợp lỏng khí tốt hơn so với máy bơm ly tâm một cấp. Nguyên
nhân của hiện tượng trên là do sự nén pha khí và khả năng khí hòa tan trở lại pha
lỏng. Trong máy bơm ly tâm nhiều cấp dung để vận chuyển dầu thô, khi tỷ số nén
của máy bơm lớn, một phần hay toàn bộ pha khí hòa tan vào pha lỏng, hỗn hợp trở
thành chất lỏng đồng nhất. Do đó sự trao đổi năng lượng giữa bánh công tác với
chất lỏng bơm là dầu thô tốt hơn.

24


1,2

hàm luong khí

0.8

2

3

4
5

0.4

6 7

1
0.2

0.4

0.6

0.8

1

1: Pbv = 1,5 bar.a
2 : Pbv = 2 bar.a
3: Pbv = 2,5 bar.a
4: Pbv = 3 bar.a
5:Pbv= 3,5 bar.a
6: Pbv = 4 bar.a
7: Pbv = 4,5 bar.a
Hình 3.1: tổn hao áp suất của máy bơm tại các điểm áp suất khác nhau
Ảnh hưởng của số vòng quay n, của sức nặng bề mặt , và của áp suất trên cửa hút
may bơm ly tầm Pbv đến giá trị hàm lượng khi tới hạn th khi bơm hỗn hợp dầu khí

được kết luận như sau:
-

-

-

-

Khi tăng số vòng quay n thì đường kính bọt khí trong kênh bánh công tác giảm
hỗn hợp có độ phân tán khí tốt hơn dẫn đến giá trị hàm lượng khí tới hạn I th tăng,
tuy nhiên tốc độ tăng Ith lại giảm.
Khi giảm sức căng bề mặt thì giá trị hàm lượng tới hạn Ith tăng.
Hỗn hợp lỏng – khí có độ phân tán khí cao là hỗn hợp có chứa các hạt khí với kích
thước nhỏ hơn kích thước các hạt khí tạo thành trong quá trình bơm. Trong hệ
thống bơm vận chuyển dầu, khi đảm bảo điều kiện cân bằng pha trong bình tách
khí áp suất thấp, dầu bão hào khí mang tính chất của hỗn hợp lỏng – khí có độ
phân tán khí cao.
Nghiên cứu hoạt động bơm ly tâm khi bơm hỗn hợp dầu – khí cho thấy
Đối với hỗn hợp dầu – khí có độ phân tán khí cao, giá trị hàm lượng khí tới hạn I th
không đổi trong một dải lưu lượng. Còn đối với hỗn hợp dầu – khí có độ phân tán
khí thấp thì Ith phụ thuộc vào lưu lượng hỗn hợp được bơm.
Ở vùng cột áp thấp của đường đặc tính H = f(Q), chỉ cần gia tăng một lượng nhỏ
giá trị hàm lượng khí (khoảng 1%) trên đường vào cũng làm cho đặc tính cột áp
máy bơm giảm mạnh và có dạng đi dốc xuống.
25