近年来，螺杆泵装置（УСВН）因其金属和能源耗量小、可开采气体和机械杂质含量高的高粘石油而越来越广泛地应用在采油领域中。本文介绍的是俄罗斯最新研制的螺杆泵（见图1）的同井注采工艺，即用自然沉降的原理将地层流出的油水混合液在井筒内进行油水分离，并通过本采油井、将从地层采出的伴生水无需提到地面、直接注回地层的工艺。该技术对国内油田的相关研究具有重要的借鉴和参考意义。 

　　作业程序 

　　将螺杆泵装置依次安装在井中。首先，将上部螺杆泵的蜗杆借助于通过密封转体6的光杆与下部螺杆泵的蜗杆连接。最后安装外罩，以形成在蜗杆旋转时可保证注入水流入下部油层的补充通道。 

　　用油管柱3将相互联在一起的螺杆泵4和9下入井2中。两个泵转子通过旋转的抽油杆1实现驱动。泵4蜗杆借助于通过密封转体6的光杆7与泵9蜗杆连接。在泵4下部安装一个吸入地层液的吸入装置5。在泵9下部安装另一个配装短管12的吸入装置10。短管通过安装在地层Ⅰ和地层Ⅱ之间的封隔器11。下部泵还装有一个构成密封箱的同心外罩8。 

　　A-A为吸入装置5的截面示意图；Б-Б为吸入装置10的截面示意图。 

　　工作原理及矿场试验 

　　该装置的工作方式如下：首先，由地层Ⅰ流出的油水混合液在井筒内进行自然沉降的油水分离。较轻的油相向上移动，进入吸入装置5，通过泵4用油管柱3从井中采出。同时，泵4蜗杆通过光杆7驱动，泵9蜗杆，充满封隔器上部空间下部位置的水相通过“吸入装置10的径向孔”进入泵9入口、然后通过外罩8的密封空间、“吸入装置10的轴向槽”短管12被注入到吸收层Ⅱ。这样，从地层Ⅰ采出的伴生水无需提到地面，并通过本采油井进行废液利用。 

　　2002年3月6日用КУДУ型螺杆泵在俄罗斯乌鲁斯塔玛克夫斯克油田进行了同井注采试验。 在矿场试验之前做了如下工作： 

　　1.确定同井注采装置（两个由抽油杆上部传动装置驱动的螺杆泵）工作的可靠性；2.确定应用同井注采技术工作过程中进行井下直接油水分离的可能性；3.建立采油和油层注水的检测与计算系统。 

　　256号井的主要地质工艺参数如下：人工井底，1264.7m；射孔层段，1201.4-1205.2 m /1222-1226m；油层压力，11.39 Mpa；静液面，205 m；动液面，433 m；含水率，50%.；产量，4.3 m3/d。 

　　鲍勃里克夫斯克层采液，给伊洛夫斯克层注水。油层采油和注水由螺杆泵同时完成，泵的驱动部分（转子）是与抽油杆相互连在一起的。两个泵用同一个直径为60mm的油管柱下入井中，并用同一个由上部的VH-40-5.5T型驱动装置驱动的抽油杆柱驱动。上部螺杆泵抽汲含微量水的石油，通过油管传输到地面，进入集油管线中。下部螺杆泵抽汲封隔器上部空间的水，输送到封隔器的下部空间，进入下部吸水层。上部采油用螺杆泵为15TP1200型，下放深度为750m，下部注水用螺杆泵为15TP1200型，下放深度为1210m。油层之间用封隔器相互隔离。配有井底卡瓦的封隔器下放在下部油层顶部的1215m深处。 

　　监控系统 

　　为检测采液含水率，在管线上安装一个测含水率仪表，其输出端口可将数据传输到井口计算机。在管线上嵌入一个计量产液量的СКЖ型传感器，其读数由显示器显示。井口装置中还配有一个将环空压力释放到出口管线的泄压阀。井口计算机保证装置进入人工和自动工作状态。借助于程序保证系统实现自动分类和维持采液含水率最低的最佳工作状态，完成装置工作参数转速、含水率、负载电流和轴的力矩）的连续记录。然后根据图完成装置工作记录参数传输（到计算机中）、装置工作分析、测量动液面、实验室（为监测计算机读数的正确性而做的重复工作）产液含水率的化学分析和录入显示屏上的装置工作读数工作。 

　　在同时分层开采之前，该井应用的是НСН－44型泵。其参数为：冲程长1.3m，冲次4 min.-1，产液量4.7 m3/d，含水率50％，在套管压力（流压）为Рзатр=2.35MPa时动液面Нд=681m。开采方式改变后，在Hд＝420m时产液量为4.5 /d（根据传感器读数）。矿场试验初期开采状态由装有保证采液含水率最低的专用程序的计算机控制。较低的采油采水量表明，油层中油水混合液被安全分离，无“液泛”现象。 

　　2003年转为人工驱动方式。试验过程中选择最佳驱动方式的程序证明，产液含水率降低。由于上下两个螺杆泵使用的是同一抽油杆驱动，并有着同样的转速，不能自动分层调整泵排液量，继续维持开采状态很困难。因此，在需要抽汲多余的积水时，程序显示电机的转速降低，并导致程序失效。 

　　试验结果 

　　2004年3月由于上部螺杆泵转子断裂，决定下入常用的30ТР1300型螺杆泵，并于04年3月3日在套管压力为0.01Mpa的条件下，在静液面为212m处投入开采，泵轴转速为200 min.-1。开采后的第一个月含水率为99％， 而后降低到66％。2004年12月前应用的是30ТР1300型泵，产液量为6.5m /d，含水率为66％，在Рзатр＝2.3－2.5MPa时动液面为Hд=997m。12月该井检泵，下入两个15ТР1200型螺杆泵。用周期选择法选出的最佳状态的其转速为110min.-1。目前，该井工作稳定，产液量为2.7t/d，含水率60％，Hд=497m。至今，螺杆泵已连续工作了1340天。在《Татойлгаз》油田用螺杆泵替代杆式泵后5年单井经济效益为351500卢布。 

　　试验证明，用螺杆泵进行同井注采可保证所需要的工作状态。用井的自动测量АСИМ模型完成对油层注入水的监控。该模型可进行压力和注液量的测量和信息传输。选择井的最佳开采状态、降低含水率的程序是可用的，但由于缺乏分层调整泵排液量功能，还不能保持最佳的工作状态。注采泵应自动和独立工作，以保证分层调整泵的排液量。俄罗斯研制的螺杆泵同井注采工艺能有效控制开发中后期的地层产出水，既经济又减少环保投入，是一种实现油田经济开发的良好采油方法。目前，国内外油田已进行抽油机和电潜泵的同井注采工艺的研究，但关于螺杆泵的同井注采工艺的报道为数不多，希望联系油田相关项目的实际问题，找出共性的东西，制定具体措施和解决办法。