Файл: Становление и развитие добычи нефти на месторождениях сп вьетсовпетро насосными установками.docx
Добавлен: 24.10.2023
Просмотров: 530
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Теоретическая значимость работы
Положения, выносимые на защиту
Соответствие паспорту заявленной специальности
Степень достоверности и апробация результатов
1 ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ НАСОСНОГО СПОСОБА ДОБЫЧИ НЕФТИ В МИРЕ
1.2 Гидропоршневые насосные установки
1.3 Установки погружных центробежных насосов с электроприводом
1.4 Установки с винтовыми насосами и электроприводом
1.5 Установки со струйными насосами
В СКВАЖИНАХ МЕСТОРЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР»
насосных установок на месторождении «Белый Тигр»
в скважинах месторождения «Белый Тигр»
применительно к условиям месторождения «Белый Тигр»
3.4 Опыт механизированной добычи нефти из месторождения «Белый Тигр»
от конструкции эксплуатационной колонны
свода месторождения «Дракон» с помощью УЭЦН
4.2 Причины пескопроявлений на скважинах и предложения по вводу скважин в эксплуатацию
месторождения «Дракон» до обустройства газлифта
5.1 Анализ работы скважины №503 на платформе МСП-5
5.2 Анализ работы скважины 1116 на МСП-11
Рпл.= 102 ат), что не обеспечило полного выноса песка на поверхность.
После окончания ремонта и запуска УЭЦН на скважине через неделю произошло срабатывание защиты по токовой нагрузке. При последующем пуске отсутствовала подача жидкости. Причиной явилось слом вала УЭЦН из-за выноса песка из призабойной зоны.
В январе 1996 г. скважина 106 после прекращения фонтанирования, связанного с падением пластового давления в зоне дренирования, была переведена в работу с УЭЦН. С января по март дважды проводился ремонт по спуску УЭЦН.
Из-за наличия песка и выхода из строя УЭЦН скважину закрыли. Забой засыпан песком. Текущий забой 2070 м (июнь 1996 г.), цементный мост – 2075 м. Спущены НКТ с воронкой.
По состоянию на 01.01.2000 г. на участке RP-1 работали только 3 скважины (№№105, 108, 112). Межремонтный период скважин№№105 и 108, оборудованных УЭЦН DN-450 (REDA), и скважины №112, оборудованной УЭЦН DN-1000 (REDA), составил соответственно 1360, 1113 и 1167 дней
[120].
Одним из осложняющих факторов эксплуатации скважин RP-1 является наличие песка в продукции скважин. Для дальнейшей эксплуатации скважин на RP-1 необходимо рассмотреть вопросы по оборудованию фильтров для предотвращения выноса песка из призабойной зоны.
В 2005 г. была выполнена работа «Совершенствование техники и технологии добычи нефти и интенсификация нефтедобычи» (В.Ю. Бахишев, А.Н. Иванов, Н.В. Кань и др.) [1].
Скважина №105 введена в эксплуатацию в декабре 1994 г. фонтанным способом с начальным дебитом безводной нефти 187 т/сут. Через 4 месяца скважина прекратила фонтанирование из-за снижения пластового давления и была переведена на эксплуатацию УЭЦН.
За период эксплуатации УЭЦН в скважине было проведено три СПО по замене УЭЦН. Первоначально насос DN-450 фирмы REDА был спущен в скважину на глубину 1851 м и проработал 1382 сут (с апреля 1995 г. по январь 2001 г.). Накопленный отбор нефти за этот период составил 73,5 тыс.
т. Далее, насос TD-650 фирмы ESP был спущен на глубину 1776 м и проработал 1306 сут (с мая 2001 г. по февраль 2005 г.). Накопленный отбор нефти за этот период составил 69,02 тыс. т.
В марте 2005 г. в скважине на глубине 1849 м был установлен насос TD450, состоящий из 442 ступеней. Расчетное значение давления на приеме насоса составляло 38 ат, дебит жидкости – 37 м3/сут при обводненности продукции 35%. Фактическое давление на приеме насоса равно 36,4 ат при дебите жидкости 29 м3/сут и обводненности 51%. По состоянию на 01.10.1995 г. установка работала в оптимальном режиме, коэффициент полезного действия (КПД) составлял 43–46 % [1].
За период с 1995 г. по 01.10.2005 г. из скважины было отобрано 145,1 тыс. т нефти. Средний МРП составлял 1344 сут.
Скважина №108 была введена в эксплуатацию УЭЦН в январе 1996 г. с дебитом безводной нефти 53 т/сут. С начала эксплуатации УЭЦН на скважине были проведены 2 замены установок. Первоначально насос типа DN-450 фирмы REDА, состоящий из 497 ступеней, был спущен на глубину 1997 м. Установка проработала 2016 сут с октября 1996 г. по июль 2003 г., накопленный отбор нефти за этот период составил 69,48 тыс. т. В июле 2003 г. насос вышел из строя, и в скважину на глубину 2096 м был опущен насос типа TD-450 фирмы ESP (20.07.2003 г.), состоящий из 442 ступеней.
За период с 1996 г. по 01.10.2005 г. из скважины было отобрано 76,3 тыс. т нефти, МРП в среднем, составлял 2016 сут.
Скважина №110 была введена в эксплуатацию УЭЦН в марте 2002 г. с начальным дебитом нефти 53 т/сут. Насос типа TD-650 фирмы ESP был спущен на глубину 1920 м и проработал до июля 2004 г., всего 857 сут. За этот период добыто 41,8 тыс. т нефти. Второй насос типа TD-450 фирмы ESP, состоящий из 442 ступеней, был установлен на глубине 2154 м.
С даты спуска до 01.10.2005 г. установка отработала 241,5 сут, за этот период отобрано 6,84 тыс. т нефти. С начала механизированной эксплуатации скважины отобрано 48,6 тыс. т нефти, МРП УЭЦН в среднем составлял 857 сут.
Скважина №112 была введена в эксплуатацию механизированным способом при помощи УЭЦН в апреле 1995 г. с начальным дебитом нефти 26 т/сут. С начала эксплуатации скважины было использовано три установки. Первый насос типа DN-1000 фирмы REDA был спущен в апреле 1995 г. на глубину 1740 м. После 67 сут работы насос вышел из строя. Второй насос типа DN-1000 фирмы REDА был спущен в июле 1995 г. и проработал до июня 2004 г., всего 2160 сут. За этот период было добыто 98,5 тыс. т нефти. В июле 2004 г. в скважину на глубину 1907 м был спущен насос типа TD-450 фирмы ESP, состоящий из 440 ступеней.
За период с апреля 1995 г. по октябрь 2005 г. УЭЦН в общей сложности отработала 2632 сут, за этот период было добыто 113,33 тыс. т нефти. Средний МРП УЭЦН составлял 1114 сут.
Скважина №117 была введена в эксплуатацию УЭЦН в октябре 2002 г. с начальным дебитом нефти 63 т/сут. В скважине были использованы два насоса. После окончания бурения в скважину на глубину 1860 м был спущен насос типа TD-650 фирмы ESP, состоящий из 404 ступеней. Установка отработала 272 сут, за этот период было добыто 3,6 тыс. т нефти, 27 июля 2003 г. в скважину на глубину 2045 м был спущен насос TD-450 фирмы ESP. При замене ЭЦН в интервале 2085-2180 м установлен противопесочный хвостовик-фильтр.
С начала эксплуатации скважины УЭЦН было отобрано 30,9 тыс. т нефти, МРП в среднем составлял 272 сут.
С начала эксплуатации по состоянию на 01.01.2005 г. со скважин участка Центральный Дракон (RP-1) УЭЦН было отобрано 434,2 тыс. т нефти. Средний МРП УЭЦН составлял 921 сут [1].
По результатам анализа механизированной эксплуатации скважин участка можно отметить:
По состоянию на 01.01.2009 г. для эксплуатации скважин на RP-1 использовались однотипные установки фирмы ESP типа TD-450 или DN-450 фирмы REDA, состоящие из двух секций по 211 рабочих ступеней с рекомендуемой рабочей зоной по напорной характеристике от 50 до 70 м3/сут для насосов TD-450 и от 45 до 74 м3/сут для DN-450. При этом диапазон дебитов по скважинам составлял от 10 до 80 м3/сут. Необходимая подача достигалась путем штуцирования на устьях скважин, что не отвечало требованиям оптимального энергосберегающего режима, но что может быть оправданным в условиях использования однотипных установок по принципу взаимозаменяемости. С 13 по 19 августа 2008 г. скважины RP-1 останавливались по ОТМ из-за промывки нефтепровода RP-1 → УБН-3.
Остановка дала возможность произвести по некоторым скважинам оценку пластового давления (по восстановлению давления, фиксируемого с помощью погружных датчиков на приеме ЭЦН), поскольку специальные замеры пластового давления выполнялись нерегулярно [2].
По результатам эксплуатации скважин на RP-1 с помощью УЭЦН можно сделать следующие выводы [2].
Особенностями эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, расположенных на RP-1, являлись низкие пластовые давления при наличии достаточно больших давлений насыщения (до 157,4 атм по 22-му горизонту). Газовый фактор колебался от 30 до 140 м3/м3. В скважинах с большим давлением насыщения свободный газ, поступающий из пласта, в значительной степени осложнял работу УЭЦН.
Существует несколько способов предотвращения влияния газа на работу погружного центробежного насоса. Одним из них является спуск насоса в скважину на глубину, при которой пузырьки свободного газа из жидкости еще не выделяются. В дальнейшем, по мере подъема жидкости в колонне подъемных труб выделяющийся из нее газ будет способствовать самолифтированию. Однако этот способ не всегда можно реализовать из-за низкого динамического уровня насоса. Кроме того, это требует дополнительной длины кабеля и насосно-компрессорных труб.
Второй способ заключается в сжатии свободного газа в жидкости, поступающей в «конусный» насос, т.е. насос, нижние ступени которого рассчитаны на большие подачи, а верхние – на номинальную. Газожидкостная смесь, поступающая на первые ступени, в дальнейшем сжимается до состояния растворимости газа в жидкости.
Третий способ связан с применением специальных газосепараторов, отделяющих свободный газ от жидкости перед входом ее в насос. Газосепаратор может быть установлен непосредственно внутри корпуса насоса или в виде отдельного узла при монтаже погружного агрегата, встроен между двигателем и насосом.
По состоянию на 01.01.2010 г. для эксплуатации скважин на RP-1 использовались однотипные установки фирмы ESP и REDA, состоящие из двух секций с общим числом рабочих ступеней в количестве 422–463 шт. и обеспечивающие напор на воде в зависимости от подачи и количества рабочих ступеней. Технические характеристики насосов приведены в Таблице 4.1 [4]. Они соответствуют условиям работы насосной установки на воде плотностью 1000 кг/м3 при частоте вращения вала 2917 об/мин, что соответствует использованию тока частотой 50 Гц. При определении напоров использовались напорные характеристики (Pump Performance Curve) для данных типов установок.
Диапазон дебитов на скважинах составлял от 10 до 80 м3/сут. Необходимая подача достигалась путем штуцирования на устьях скважин, что не отвечало требованиям оптимального энергосберегающего режима, но могло быть оправдано при небольшом числе скважин с УЭЦН и при использовании в них однотипных установок, исходя из принципа взаимозаменяемости.
Применение штуцирования позволяет:
Таблица 4.1 – Технические характеристики ЭЦН, применяемых на скважинах RP-1 по состоянию на 01.01.2010 г.
После окончания ремонта и запуска УЭЦН на скважине через неделю произошло срабатывание защиты по токовой нагрузке. При последующем пуске отсутствовала подача жидкости. Причиной явилось слом вала УЭЦН из-за выноса песка из призабойной зоны.
В январе 1996 г. скважина 106 после прекращения фонтанирования, связанного с падением пластового давления в зоне дренирования, была переведена в работу с УЭЦН. С января по март дважды проводился ремонт по спуску УЭЦН.
Из-за наличия песка и выхода из строя УЭЦН скважину закрыли. Забой засыпан песком. Текущий забой 2070 м (июнь 1996 г.), цементный мост – 2075 м. Спущены НКТ с воронкой.
По состоянию на 01.01.2000 г. на участке RP-1 работали только 3 скважины (№№105, 108, 112). Межремонтный период скважин№№105 и 108, оборудованных УЭЦН DN-450 (REDA), и скважины №112, оборудованной УЭЦН DN-1000 (REDA), составил соответственно 1360, 1113 и 1167 дней
[120].
Одним из осложняющих факторов эксплуатации скважин RP-1 является наличие песка в продукции скважин. Для дальнейшей эксплуатации скважин на RP-1 необходимо рассмотреть вопросы по оборудованию фильтров для предотвращения выноса песка из призабойной зоны.
В 2005 г. была выполнена работа «Совершенствование техники и технологии добычи нефти и интенсификация нефтедобычи» (В.Ю. Бахишев, А.Н. Иванов, Н.В. Кань и др.) [1].
Скважина №105 введена в эксплуатацию в декабре 1994 г. фонтанным способом с начальным дебитом безводной нефти 187 т/сут. Через 4 месяца скважина прекратила фонтанирование из-за снижения пластового давления и была переведена на эксплуатацию УЭЦН.
За период эксплуатации УЭЦН в скважине было проведено три СПО по замене УЭЦН. Первоначально насос DN-450 фирмы REDА был спущен в скважину на глубину 1851 м и проработал 1382 сут (с апреля 1995 г. по январь 2001 г.). Накопленный отбор нефти за этот период составил 73,5 тыс.
т. Далее, насос TD-650 фирмы ESP был спущен на глубину 1776 м и проработал 1306 сут (с мая 2001 г. по февраль 2005 г.). Накопленный отбор нефти за этот период составил 69,02 тыс. т.
В марте 2005 г. в скважине на глубине 1849 м был установлен насос TD450, состоящий из 442 ступеней. Расчетное значение давления на приеме насоса составляло 38 ат, дебит жидкости – 37 м3/сут при обводненности продукции 35%. Фактическое давление на приеме насоса равно 36,4 ат при дебите жидкости 29 м3/сут и обводненности 51%. По состоянию на 01.10.1995 г. установка работала в оптимальном режиме, коэффициент полезного действия (КПД) составлял 43–46 % [1].
За период с 1995 г. по 01.10.2005 г. из скважины было отобрано 145,1 тыс. т нефти. Средний МРП составлял 1344 сут.
Скважина №108 была введена в эксплуатацию УЭЦН в январе 1996 г. с дебитом безводной нефти 53 т/сут. С начала эксплуатации УЭЦН на скважине были проведены 2 замены установок. Первоначально насос типа DN-450 фирмы REDА, состоящий из 497 ступеней, был спущен на глубину 1997 м. Установка проработала 2016 сут с октября 1996 г. по июль 2003 г., накопленный отбор нефти за этот период составил 69,48 тыс. т. В июле 2003 г. насос вышел из строя, и в скважину на глубину 2096 м был опущен насос типа TD-450 фирмы ESP (20.07.2003 г.), состоящий из 442 ступеней.
За период с 1996 г. по 01.10.2005 г. из скважины было отобрано 76,3 тыс. т нефти, МРП в среднем, составлял 2016 сут.
Скважина №110 была введена в эксплуатацию УЭЦН в марте 2002 г. с начальным дебитом нефти 53 т/сут. Насос типа TD-650 фирмы ESP был спущен на глубину 1920 м и проработал до июля 2004 г., всего 857 сут. За этот период добыто 41,8 тыс. т нефти. Второй насос типа TD-450 фирмы ESP, состоящий из 442 ступеней, был установлен на глубине 2154 м.
С даты спуска до 01.10.2005 г. установка отработала 241,5 сут, за этот период отобрано 6,84 тыс. т нефти. С начала механизированной эксплуатации скважины отобрано 48,6 тыс. т нефти, МРП УЭЦН в среднем составлял 857 сут.
Скважина №112 была введена в эксплуатацию механизированным способом при помощи УЭЦН в апреле 1995 г. с начальным дебитом нефти 26 т/сут. С начала эксплуатации скважины было использовано три установки. Первый насос типа DN-1000 фирмы REDA был спущен в апреле 1995 г. на глубину 1740 м. После 67 сут работы насос вышел из строя. Второй насос типа DN-1000 фирмы REDА был спущен в июле 1995 г. и проработал до июня 2004 г., всего 2160 сут. За этот период было добыто 98,5 тыс. т нефти. В июле 2004 г. в скважину на глубину 1907 м был спущен насос типа TD-450 фирмы ESP, состоящий из 440 ступеней.
За период с апреля 1995 г. по октябрь 2005 г. УЭЦН в общей сложности отработала 2632 сут, за этот период было добыто 113,33 тыс. т нефти. Средний МРП УЭЦН составлял 1114 сут.
Скважина №117 была введена в эксплуатацию УЭЦН в октябре 2002 г. с начальным дебитом нефти 63 т/сут. В скважине были использованы два насоса. После окончания бурения в скважину на глубину 1860 м был спущен насос типа TD-650 фирмы ESP, состоящий из 404 ступеней. Установка отработала 272 сут, за этот период было добыто 3,6 тыс. т нефти, 27 июля 2003 г. в скважину на глубину 2045 м был спущен насос TD-450 фирмы ESP. При замене ЭЦН в интервале 2085-2180 м установлен противопесочный хвостовик-фильтр.
С начала эксплуатации скважины УЭЦН было отобрано 30,9 тыс. т нефти, МРП в среднем составлял 272 сут.
С начала эксплуатации по состоянию на 01.01.2005 г. со скважин участка Центральный Дракон (RP-1) УЭЦН было отобрано 434,2 тыс. т нефти. Средний МРП УЭЦН составлял 921 сут [1].
По результатам анализа механизированной эксплуатации скважин участка можно отметить:
-
УЭЦН фирм REDA и ESP соответствовали геолого-техническим условиям участка; -
все УЭЦН работали в оптимальной области рабочих характеристик с дебитами жидкости от 20 до 60 м3/сут, давление на приеме насосов находилось в пределах 20–53 ат, температура на приеме – 76–92 оС, КПД установок находился в диапазоне 43–48 %.
По состоянию на 01.01.2009 г. для эксплуатации скважин на RP-1 использовались однотипные установки фирмы ESP типа TD-450 или DN-450 фирмы REDA, состоящие из двух секций по 211 рабочих ступеней с рекомендуемой рабочей зоной по напорной характеристике от 50 до 70 м3/сут для насосов TD-450 и от 45 до 74 м3/сут для DN-450. При этом диапазон дебитов по скважинам составлял от 10 до 80 м3/сут. Необходимая подача достигалась путем штуцирования на устьях скважин, что не отвечало требованиям оптимального энергосберегающего режима, но что может быть оправданным в условиях использования однотипных установок по принципу взаимозаменяемости. С 13 по 19 августа 2008 г. скважины RP-1 останавливались по ОТМ из-за промывки нефтепровода RP-1 → УБН-3.
Остановка дала возможность произвести по некоторым скважинам оценку пластового давления (по восстановлению давления, фиксируемого с помощью погружных датчиков на приеме ЭЦН), поскольку специальные замеры пластового давления выполнялись нерегулярно [2].
По результатам эксплуатации скважин на RP-1 с помощью УЭЦН можно сделать следующие выводы [2].
-
Практически все установки, кроме УЭЦН на скважине №112, работали с параметрами меньше рекомендуемой зоны (50–70 м3/сут) напорных характеристик установок типа TD-450 (ESP) или DN-450 (REDA). В скважины 108 и 109 спущены широкополосные установки типа ТN 440 с рабочей зоной 13–73 м3/сут. -
На всех скважинах производительность установок ограничивалась штуцерами, что допускается при работе УЭЦН в качестве временной меры при выводе на режим или с целью экономии затрат на проведение ремонтов при смене УЭЦН. -
КПД эксплуатируемых установок находился в пределах 22–45 % и в среднем составлял 32%. Низкий КПД установок на скважинах 101, 106, 108 объяснялся использованием УЭЦН большей производительности, чем необходимо в соответствии с притоком из пласта. Скважины 101, 108, 106 работали с постоянным доливом жидкости в затрубное пространство по байпасу. Рекомендовалось на этих скважинах использовать широкополосные установки типа УЭЦН фирмы REDA DN-280 (рабочий диапазон: 13–66 м3/сут) или DN-440 (рабочий диапазон 13–73 м3/сут). -
Установки имели продолжительную наработку на ремонт, в среднем 705 сут (максимально – 2162 сут), поскольку работали в относительно щадящих условиях: градиент температуры на глубине подвески не превышал 90 оС, вынос песка в значительных количествах не происходил по причине не больших отборов жидкости, газ не влиял на производительность скважинного газосепаратора.
Особенностями эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, расположенных на RP-1, являлись низкие пластовые давления при наличии достаточно больших давлений насыщения (до 157,4 атм по 22-му горизонту). Газовый фактор колебался от 30 до 140 м3/м3. В скважинах с большим давлением насыщения свободный газ, поступающий из пласта, в значительной степени осложнял работу УЭЦН.
Существует несколько способов предотвращения влияния газа на работу погружного центробежного насоса. Одним из них является спуск насоса в скважину на глубину, при которой пузырьки свободного газа из жидкости еще не выделяются. В дальнейшем, по мере подъема жидкости в колонне подъемных труб выделяющийся из нее газ будет способствовать самолифтированию. Однако этот способ не всегда можно реализовать из-за низкого динамического уровня насоса. Кроме того, это требует дополнительной длины кабеля и насосно-компрессорных труб.
Второй способ заключается в сжатии свободного газа в жидкости, поступающей в «конусный» насос, т.е. насос, нижние ступени которого рассчитаны на большие подачи, а верхние – на номинальную. Газожидкостная смесь, поступающая на первые ступени, в дальнейшем сжимается до состояния растворимости газа в жидкости.
Третий способ связан с применением специальных газосепараторов, отделяющих свободный газ от жидкости перед входом ее в насос. Газосепаратор может быть установлен непосредственно внутри корпуса насоса или в виде отдельного узла при монтаже погружного агрегата, встроен между двигателем и насосом.
По состоянию на 01.01.2010 г. для эксплуатации скважин на RP-1 использовались однотипные установки фирмы ESP и REDA, состоящие из двух секций с общим числом рабочих ступеней в количестве 422–463 шт. и обеспечивающие напор на воде в зависимости от подачи и количества рабочих ступеней. Технические характеристики насосов приведены в Таблице 4.1 [4]. Они соответствуют условиям работы насосной установки на воде плотностью 1000 кг/м3 при частоте вращения вала 2917 об/мин, что соответствует использованию тока частотой 50 Гц. При определении напоров использовались напорные характеристики (Pump Performance Curve) для данных типов установок.
Диапазон дебитов на скважинах составлял от 10 до 80 м3/сут. Необходимая подача достигалась путем штуцирования на устьях скважин, что не отвечало требованиям оптимального энергосберегающего режима, но могло быть оправдано при небольшом числе скважин с УЭЦН и при использовании в них однотипных установок, исходя из принципа взаимозаменяемости.
Применение штуцирования позволяет:
-
для скважин со слабым притоком из пласта согласовать его с более высокой производительностью используемых установок (скв. №№101б, 106, 108, 109б, 117б); -
для скважин с более высоким притоком из пласта по отношению к производительности используемых установок ограничить отбор жидкости изза опасности увеличения обводненности (скв. №№105, 112, 110).
Таблица 4.1 – Технические характеристики ЭЦН, применяемых на скважинах RP-1 по состоянию на 01.01.2010 г.
| № скважины |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Тип насоса |  | | | |  |  | | | |
| Фирма | ESP | ESP | ESP | ESP | ESP | REDA | ESP | ESP | REDA |
| Серия насоса | 400 | 400 | 400 | 400 | 400 | 400 | 400 | 400 | 400 |
| Наружн Øнасоса, мм | 101,6 | 101,6 | 101,6 | 101,6 | 101,6 | 101,6 | 101,6 | 101,6 | 101,6 |
| min Ø колонны, мм | 139,7 | 139,7 | 139,7 | 139,7 | 139,7 | 139,7 | 139,7 | 139,7 | 139,7 |
| Рекомендуем рабочая зона подачи, м3/сут | 48-70 | 48-70 | 48-70 | 48-70 | 13-73 | 27-83 | 48-70 | 48-70 | 15-73 |
| Оптимальн подача, м3/сут при max КПД | 62 | 62 | 62 | 62 | 58 | 63 | 62 | 62 | 58,3 |
| max КПД насоса % | 48 | 48 | 48 | 48 | 48 | 50 | 48 | 48 | 48 |
| Общее количество ступеней, (2 секции) шт | 422 | 422 | 422 | 422 | 463 | 354 | 422 | 422 | 463 |
| Напор для рабочей зоны подачи, м | 1266- 1772 | 1266- 1772 | 1266- 1772 | 1266- 1772 | 1111- 2083 | 1168- 2336 | 1266- 1772 | 1266- 1772 | 1111- 2083 |
| Напор при оптимальн подаче, м | 1519 | 1519 | 1519 | 1519 | 1759 | 1770 | 1519 | 1519 | 1759 |