目前进入开发晚期的注水油田的采液含水率不断升高，通常达到90%或更高。由于水的举升和处理利用均需要电能，因此，采油费用大幅攀升。

同井注采工艺装置结构及工作原理

研制能够保证井内油水分离、并将伴生水注入到下部油层的双作用杆式泵装置，是许多油田迫切需要解决的技术难题。俄罗斯鞑靼国家石油工业科学研究设计所研制出双作用杆式泵的试验样机，该装置可在井筒内进行油水重力分离，即在垂直于双作用杆式泵的泵口处分离含少量水的油和水，然后将油举升到地面，同时将封隔器封隔的大部分伴生水注入下部漏失层，无需将其举升到地面，这样就保证了开采效率的提高。

该双作用杆式泵的试验样机应用了直径为38mm和44mm的标准泵（以下称НДД-38/44）的柱塞，还研制了用该装置开采含水油井新型采油工艺。 

同井注采装置  图1给出了双作用杆式泵的结构示意图。双作用杆式泵（НДД）5位于产层上部的井筒中。泵缸中间配装一个吸油阀10。封隔器1安装在漏失地层13的上部。泵5的下端连接尾管3。尾管下部、封隔器1上部装配了包括吸水阀12和排水阀11的阀组2。驱动装置9驱动抽油杆6和与其连接的双作用杆式泵5的柱塞做往复运动。柱塞向下运动时油进入双作用杆式泵，通过吸油阀10进入由上下柱塞的横截面积之差构成的空腔。柱塞向上运动时油从腔内驱出，沿油管7流向井口。同时，水通过吸水阀12进入尾管3，并在柱塞向下运动（由上柱塞上部液柱的重力和抽油杆的自身的重力所构成的压力作用）时被下柱塞从尾管3的腔内驱出，通过排水阀11进入漏失地层13。以此循环往复，达到同井注采的目的。

同井注采工艺的应用程序  首先根据油层近井地带、井和泵系统近期开采状态安装井下双作用杆式泵装置，即保证与用常规杆式泵开采时一样的动液面和一样的液量。然后用计算的方法对油层注水量进行监控。采用新工艺采油时，要计算理论提液量和注到漏失层的注水量。如果新泵装置运行时的提液量与所计算的理论（根据容许的抽油系数）采油量相符，那么，就用常规杆式泵开采时的提液量减去新装置的提液量，所得的差数就是注入到下部地层的注水量。

在选择用双作用杆式泵采油的结构参数和工作状态时应注意提液时井口应保存定量的储备水，以防止采液含水率突然波动时将石油注入到下部地层。此外，要根据采液中的最低含水率选井。

直径为НДД-38/44型双作用杆式泵装置样机的主要参数和特征如下：

泵上下柱塞的公称直径分别为38.1mm和 44.5 mm；泵柱塞冲程的最大长度为 2500 mm；最大横向尺寸为117 mm；组装后泵的最大长度不超过12000mm；最大重量不超过200kg；阀组的最大横向尺寸为108 mm；最大长度不超过1000 mm；最大重量不超过30 kg；双作用杆式泵与阀组的连接丝扣为73 ГОСТ 633型油管的内外丝扣 ；理论排量（在冲次为5min -1、冲程长度为2m时) 在地层采液时为28m3/d (100%)；在向下部吸水层注水时为 22m3/d（78%）；在将含少量含水的油举升到地面时为6m3/d（22%）；扬程为1500 m；下部油层的注入压力 （新泵下放至1000 m时）不超过18 MPa。

由于НДД-38/44型双作用杆式泵装置的柱塞尺寸的差异，大约79%的地层采出液被注入到漏失层中。因此，为避免将油注入到漏失层，原始（用新泵前）油层采出液的含水率不应低于80%。在地层采出液为28m3/d、含水率分别为80% 、85% 和90%时新型泵装置保证了举升到地面的油水混合液含水率的降低，表1列出了这组数据。 

应用新工艺时泵进水口应低于射孔层段，直接安装在漏失层顶部（见图1）的封隔器的上部。油不可能被水冲到下部地层中，因为在规定注入量（不超过28m3/d）的条件下，在公称直径为146mm和168mm的套管中，水从射孔段下边界到泵吸水口的环空中向下的流速为3.4和2.3cm/s，远远低于水中油的上浮速度。

НДД-38/44型双作用杆式泵装置的样机安装在鞑靼筛古尔奇油田的1207号井中。套管的公称尺寸为146mm，射孔段为1078m～1081.2m，人工井底深度为1143m。

为将部分伴生水排到下部吸水层 ，1207井在1092～1097m井段补充射孔，该层段属多内昔组。设备安装时封隔器的上下均配装了深井自动测量压力计箱。上压力计位于封隔器上部的1069m处，下压力计位于封隔器下面的1087m处。吸油阀在971m，下部泵筒底端在975m，吸水和排水阀组位于1082m处，封隔器在1085m。下部泵筒底端至到下部地层的距离为117m。

新工艺年节省资金数十万卢布

为更好地了解下入泵设备到开始运行工作过程，认真地分析了压力计指数的详细变化情况和变化原因，就是把气压图与横坐标轴上这段时间完成的工艺操作及操作结果相联系。下面分析2006年2月28日至2007年3月4日的气压图（见图2）。

下压力计的读数点2а与封隔器座封和下部油层压力升高的情况相符，这无论如何也不可能在上压力计的读数中反应出来。从点2а到点3的时间内反映的是下入连接抽油杆的部分装置。上压力计的读数从点2至点3记录的是压力下降，就是部分液柱被下入到井下装置驱替到产层中，在井内形成了静液面。点3是下压力计记录的下部地层压力的升高，因为双作用杆式泵开始将产层的水注入到下部地层；而上压力计则记录了井中液面的降低。装置断电后（点4）井内液面开始上升，流向静液面(上压力计上的读数)，下部漏失层的压力开始逐渐接近地层压力。接通调频电动传动装置和确定抽汲速度后新型泵装置系统开始运行（点5）。漏失层的压力再次升至14.8 MPa，井内开始建立动液面，上压力计呈现出压力降。双作用杆式泵装置系统于2006年3月11日投产。

表2列入了亚玛什油气管理局筛古尔奇油田1207号井中安装双作用杆式泵装置前后工作指数的对比。结果表明，新型泵系统是可靠的，并保证了含少量水的石油被举升到地面，同时大部分伴生水被注入到下部吸入层。新型双作用杆式泵装置的应用可减少举升液量14/19，降低采液含水率达26.5%～33.7%，约8m3/d的伴生水被注入到下部地层中。

根据试验结果双作用杆式泵装置的结构设计加工已经完成。在应用分离式封隔器时，下入深井泵设备的过程中为防止下柱塞杆超载，将下部泵筒装入油管中，以承受设备下放和操纵封隔器时的轴向载荷。装置改装后重新下入1207号井中，并于2007年2月20日成功地进行了有俄联邦代表参加的双作用杆式泵装置的试验样机的验收试验，并决定进行矿场应用。目前该装置仍在运行中。图3为该装置工作的动力描记图。

至2007年7月6日（见图3а），产液含水率为35%～60%，产液量为1.7 m3/d，井内动液面为415m。到2007年12月14日（见图36）采液含水率为97%，采液量为1.7m3/d，井内动液面为367m。由图3可见，所采集的5个月的动力描记图无论是曲线特性，还是载荷大小实际是一样的。其结论是，新型装置工作正常。采液中含油量的降低可解释为含水率升高的普遍倾向（见图4）。由图4可见，从2006年4月应用新型泵开始共减少举升到地面的伴生水约3/4。

新工艺仅在亚玛什油气管理局的一口井中应用可缩减输送水和处理水的电力开支共92400kW•h/a，年节省资金210,000卢布。

新工艺平均降低采液含水率达30%

用双作用杆式泵装置开采高含水油层的成功试验，为鞑靼油田油层条件实施新方法开采油层（见图5）提供了先决条件。开始钻一口垂直井，射孔打开油层，将产层油抽完。然后侧钻水平井筒，其分歧点低于井内的动液面，在侧钻水平井筒中的产层（与垂直井筒同一产层）射孔，采液。这时将隔离水通过垂直井筒用双作用泵注入到产层的底部。同井注采共同作用的新方法的成功应用的关键是保证降低开采费用。

新工艺的应用条件：处理矿场的剩余水（维持油层压力以外的必须处理掉的伴生水）；用淡水维持油层压力、而地层水又不得不处理掉的地区（如保护区块）；在开采井数少的薄油层，特别是开发新的区块、维持油层压力用的是带有分支的本井的伴生水时。

双作用杆式泵装置的优点：新型泵和开采高含水油层的采油工艺可保证石油的举升，并同时将伴生水注入到下部的吸入层中。双作用杆式泵装置已成功地通过了验收试验。

亚玛什油气管理局的1207号高含水井的开采工艺的应用保证年经济效益达210,000卢布。

成倍地减少提液量，平均降低采液含水率达30%，这样可相应地降低提液的能耗费用和减少处理和回注到油层水的费用；增采原油和降低修建水井的费用；为进一步提高高含水油层的开采效益提供了前提，为井下油水分离提供了新机遇 。