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　　近年來，螺桿泵裝置（УСВН）因其金屬和能源耗量小、可開采氣體和機(jī)械雜質(zhì)含量高的高粘石油而越來越廣泛地應(yīng)用在采油領(lǐng)域中。本文介紹的是俄羅斯最新研制的螺桿泵（見圖1）的同井注采工藝，即用自然沉降的原理將地層流出的油水混合液在井筒內(nèi)進(jìn)行油水分離，并通過本采油井、將從地層采出的伴生水無需提到地面、直接注回地層的工藝。該技術(shù)對國內(nèi)油田的相關(guān)研究具有重要的借鑒和參考意義。 

　　作業(yè)程序 

　　將螺桿泵裝置依次安裝在井中。首先，將上部螺桿泵的蝸桿借助于通過密封轉(zhuǎn)體6的光桿與下部螺桿泵的蝸桿連接。最后安裝外罩，以形成在蝸桿旋轉(zhuǎn)時可保證注入水流入下部油層的補(bǔ)充通道。 

　　用油管柱3將相互聯(lián)在一起的螺桿泵4和9下入井2中。兩個泵轉(zhuǎn)子通過旋轉(zhuǎn)的抽油桿1實現(xiàn)驅(qū)動。泵4蝸桿借助于通過密封轉(zhuǎn)體6的光桿7與泵9蝸桿連接。在泵4下部安裝一個吸入地層液的吸入裝置5。在泵9下部安裝另一個配裝短管12的吸入裝置10。短管通過安裝在地層Ⅰ和地層Ⅱ之間的封隔器11。下部泵還裝有一個構(gòu)成密封箱的同心外罩8。 

　　A-A為吸入裝置5的截面示意圖；Б-Б為吸入裝置10的截面示意圖。 

　　工作原理及礦場試驗 

　　該裝置的工作方式如下：首先，由地層Ⅰ流出的油水混合液在井筒內(nèi)進(jìn)行自然沉降的油水分離。較輕的油相向上移動，進(jìn)入吸入裝置5，通過泵4用油管柱3從井中采出。同時，泵4蝸桿通過光桿7驅(qū)動，泵9蝸桿，充滿封隔器上部空間下部位置的水相通過“吸入裝置10的徑向孔”進(jìn)入泵9入口、然后通過外罩8的密封空間、“吸入裝置10的軸向槽”短管12被注入到吸收層Ⅱ。這樣，從地層Ⅰ采出的伴生水無需提到地面，并通過本采油井進(jìn)行廢液利用。 

　　2002年3月6日用КУДУ型螺桿泵在俄羅斯烏魯斯塔瑪克夫斯克油田進(jìn)行了同井注采試驗。 在礦場試驗之前做了如下工作： 

　　1.確定同井注采裝置（兩個由抽油桿上部傳動裝置驅(qū)動的螺桿泵）工作的可靠性；2.確定應(yīng)用同井注采技術(shù)工作過程中進(jìn)行井下直接油水分離的可能性；3.建立采油和油層注水的檢測與計算系統(tǒng)。 

　　256號井的主要地質(zhì)工藝參數(shù)如下：人工井底，1264.7m；射孔層段，1201.4-1205.2 m /1222-1226m；油層壓力，11.39 Mpa；靜液面，205 m；動液面，433 m；含水率，50%.；產(chǎn)量，4.3 m3/d。 

　　鮑勃里克夫斯克層采液，給伊洛夫斯克層注水。油層采油和注水由螺桿泵同時完成，泵的驅(qū)動部分（轉(zhuǎn)子）是與抽油桿相互連在一起的。兩個泵用同一個直徑為60mm的油管柱下入井中，并用同一個由上部的VH-40-5.5T型驅(qū)動裝置驅(qū)動的抽油桿柱驅(qū)動。上部螺桿泵抽汲含微量水的石油，通過油管傳輸?shù)降孛�，進(jìn)入集油管線中。下部螺桿泵抽汲封隔器上部空間的水，輸送到封隔器的下部空間，進(jìn)入下部吸水層。上部采油用螺桿泵為15TP1200型，下放深度為750m，下部注水用螺桿泵為15TP1200型，下放深度為1210m。油層之間用封隔器相互隔離。配有井底卡瓦的封隔器下放在下部油層頂部的1215m深處。 

　　監(jiān)控系統(tǒng) 

　　為檢測采液含水率，在管線上安裝一個測含水率儀表，其輸出端口可將數(shù)據(jù)傳輸?shù)骄�口計算機(jī)。在管線上嵌入一個計量產(chǎn)液量的СКЖ型傳感器，其讀數(shù)由顯示器顯示。井口裝置中還配有一個將環(huán)空壓力釋放到出口管線的泄壓閥。井口計算機(jī)保證裝置進(jìn)入人工和自動工作狀態(tài)。借助于程序保證系統(tǒng)實現(xiàn)自動分類和維持采液含水率最低的最佳工作狀態(tài)，完成裝置工作參數(shù)轉(zhuǎn)速、含水率、負(fù)載電流和軸的力矩）的連續(xù)記錄。然后根據(jù)圖完成裝置工作記錄參數(shù)傳輸（到計算機(jī)中）、裝置工作分析、測量動液面、實驗室（為監(jiān)測計算機(jī)讀數(shù)的正確性而做的重復(fù)工作）產(chǎn)液含水率的化學(xué)分析和錄入顯示屏上的裝置工作讀數(shù)工作。 

　　在同時分層開采之前，該井應(yīng)用的是НСН－44型泵。其參數(shù)為：沖程長1.3m，沖次4 min.-1，產(chǎn)液量4.7 m3/d，含水率50％，在套管壓力（流壓）為Рзатр=2.35MPa時動液面Нд=681m。開采方式改變后，在Hд＝420m時產(chǎn)液量為4.5 /d（根據(jù)傳感器讀數(shù)）。礦場試驗初期開采狀態(tài)由裝有保證采液含水率最低的專用程序的計算機(jī)控制。較低的采油采水量表明，油層中油水混合液被安全分離，無“液泛”現(xiàn)象。 

　　2003年轉(zhuǎn)為人工驅(qū)動方式。試驗過程中選擇最佳驅(qū)動方式的程序證明，產(chǎn)液含水率降低。由于上下兩個螺桿泵使用的是同一抽油桿驅(qū)動，并有著同樣的轉(zhuǎn)速，不能自動分層調(diào)整泵排液量，繼續(xù)維持開采狀態(tài)很困難。因此，在需要抽汲多余的積水時，程序顯示電機(jī)的轉(zhuǎn)速降低，并導(dǎo)致程序失效。 

　　試驗結(jié)果 

　　2004年3月由于上部螺桿泵轉(zhuǎn)子斷裂，決定下入常用的30ТР1300型螺桿泵，并于04年3月3日在套管壓力為0.01Mpa的條件下，在靜液面為212m處投入開采，泵軸轉(zhuǎn)速為200 min.-1。開采后的第一個月含水率為99％， 而后降低到66％。2004年12月前應(yīng)用的是30ТР1300型泵，產(chǎn)液量為6.5m /d，含水率為66％，在Рзатр＝2.3－2.5MPa時動液面為Hд=997m。12月該井檢泵，下入兩個15ТР1200型螺桿泵。用周期選擇法選出的最佳狀態(tài)的其轉(zhuǎn)速為110min.-1。目前，該井工作穩(wěn)定，產(chǎn)液量為2.7t/d，含水率60％，Hд=497m。至今，螺桿泵已連續(xù)工作了1340天。在《Татойлгаз》油田用螺桿泵替代桿式泵后5年單井經(jīng)濟(jì)效益為351500盧布。 

　　試驗證明，用螺桿泵進(jìn)行同井注采可保證所需要的工作狀態(tài)。用井的自動測量АСИМ模型完成對油層注入水的監(jiān)控。該模型可進(jìn)行壓力和注液量的測量和信息傳輸。選擇井的最佳開采狀態(tài)、降低含水率的程序是可用的，但由于缺乏分層調(diào)整泵排液量功能，還不能保持最佳的工作狀態(tài)。注采泵應(yīng)自動和獨立工作，以保證分層調(diào)整泵的排液量。俄羅斯研制的螺桿泵同井注采工藝能有效控制開發(fā)中后期的地層產(chǎn)出水，既經(jīng)濟(jì)又減少環(huán)保投入，是一種實現(xiàn)油田經(jīng)濟(jì)開發(fā)的良好采油方法。目前，國內(nèi)外油田已進(jìn)行抽油機(jī)和電潛泵的同井注采工藝的研究，但關(guān)于螺桿泵的同井注采工藝的報道為數(shù)不多，希望聯(lián)系油田相關(guān)項目的實際問題，找出共性的東西，制定具體措施和解決辦法。