目前進(jìn)入開發(fā)晚期的注水油田的采液含水率不斷升高，通常達(dá)到90%或更高。由于水的舉升和處理利用均需要電能，因此，采油費用大幅攀升。
同井注采工藝
裝置結(jié)構(gòu)及工作原理
研制能夠保證井內(nèi)油水分離、并將伴生水注入到下部油層的雙作用桿式泵裝置，是許多油田迫切需要解決的技術(shù)難題。俄羅斯韃靼國家石油工業(yè)科學(xué)研究設(shè)計所研制出雙作用桿式泵的試驗樣機，該裝置可在井筒內(nèi)進(jìn)行油水重力分離，即在垂直于雙作用桿式泵的泵口處分離含少量水的油和水，然后將油舉升到地面，同時將封隔器封隔的大部分伴生水注入下部漏失層，無需將其舉升到地面，這樣就保證了開采效率的提高。
該雙作用桿式泵的試驗樣機應(yīng)用了直徑為38mm和44mm的標(biāo)準(zhǔn)泵(以下稱НДД-38/44)的柱塞，還研制了用該裝置開采含水油井新型采油工藝。
同井注采裝置 圖1給出了雙作用桿式泵的結(jié)構(gòu)示意圖。雙作用桿式泵(НДД)5位于產(chǎn)層上部的井筒中。泵缸中間配裝一個吸油閥10。封隔器1安裝在漏失地層13的上部。泵5的下端連接尾管3。尾管下部、封隔器1上部裝配了包括吸水閥12和排水閥11的閥組2。驅(qū)動裝置9驅(qū)動抽油桿6和與其連接的雙作用桿式泵5的柱塞做往復(fù)運動。柱塞向下運動時油進(jìn)入雙作用桿式泵，通過吸油閥10進(jìn)入由上下柱塞的橫截面積之差構(gòu)成的空腔。柱塞向上運動時油從腔內(nèi)驅(qū)出，沿油管7流向井口。同時，水通過吸水閥12進(jìn)入尾管3，并在柱塞向下運動(由上柱塞上部液柱的重力和抽油桿的自身的重力所構(gòu)成的壓力作用)時被下柱塞從尾管3的腔內(nèi)驅(qū)出，通過排水閥11進(jìn)入漏失地層13。以此循環(huán)往復(fù)，達(dá)到同井注采的目的。
同井注采工藝的應(yīng)用程序 首先根據(jù)油層近井地帶、井和泵系統(tǒng)近期開采狀態(tài)安裝井下雙作用桿式泵裝置，即保證與用常規(guī)桿式泵開采時一樣的動液面和一樣的液量。然后用計算的方法對油層注水量進(jìn)行監(jiān)控。采用新工藝采油時，要計算理論提液量和注到漏失層的注水量。如果新泵裝置運行時的提液量與所計算的理論(根據(jù)容許的抽油系數(shù))采油量相符，那么，就用常規(guī)桿式泵開采時的提液量減去新裝置的提液量，所得的差數(shù)就是注入到下部地層的注水量。
在選擇用雙作用桿式泵采油的結(jié)構(gòu)參數(shù)和工作狀態(tài)時應(yīng)注意提液時井口應(yīng)保存定量的儲備水，以防止采液含水率突然波動時將石油注入到下部地層。此外，要根據(jù)采液中的最低含水率選井。
直徑為НДД-38/44型雙作用桿式泵裝置樣機的主要參數(shù)和特征如下：
泵上下柱塞的公稱直徑分別為38.1mm和 44.5 mm;泵柱塞沖程的最大長度為 2500 mm;最大橫向尺寸為117 mm;組裝后泵的最大長度不超過12000mm;最大重量不超過200kg;閥組的最大橫向尺寸為108 mm;最大長度不超過1000 mm;最大重量不超過30 kg;雙作用桿式泵與閥組的連接絲扣為73 ГОСТ 633型油管的內(nèi)外絲扣 ;理論排量(在沖次為5min -1、沖程長度為2m時) 在地層采液時為28m3/d (100%);在向下部吸水層注水時為 22m3/d(78%);在將含少量含水的油舉升到地面時為6m3/d(22%);揚程為1500 m;下部油層的注入壓力 (新泵下放至1000 m時)不超過18 MPa。
由于НДД-38/44型雙作用桿式泵裝置的柱塞尺寸的差異，大約79%的地層采出液被注入到漏失層中。因此，為避免將油注入到漏失層，原始(用新泵前)油層采出液的含水率不應(yīng)低于80%。在地層采出液為28m3/d、含水率分別為80% 、85% 和90%時新型泵裝置保證了舉升到地面的油水混合液含水率的降低，表1列出了這組數(shù)據(jù)。
應(yīng)用新工藝時泵進(jìn)水口應(yīng)低于射孔層段，直接安裝在漏失層頂部(見圖1)的封隔器的上部。油不可能被水沖到下部地層中，因為在規(guī)定注入量(不超過 28m3/d)的條件下，在公稱直徑為146mm和168mm的套管中，水從射孔段下邊界到泵吸水口的環(huán)空中向下的流速為3.4和2.3cm/s，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于水中油的上浮速度。
НДД-38/44型雙作用桿式泵裝置的樣機安裝在韃靼篩古爾奇油田的1207號井中。套管的公稱尺寸為146mm，射孔段為1078m～1081.2m，人工井底深度為1143m。
為將部分伴生水排到下部吸水層 ，1207井在1092～1097m井段補充射孔，該層段屬多內(nèi)昔組。設(shè)備安裝時封隔器的上下均配裝了深井自動測量壓力計箱。上壓力計位于封隔器上部的 1069m處，下壓力計位于封隔器下面的1087m處。吸油閥在971m，下部泵筒底端在975m，吸水和排水閥組位于1082m處，封隔器在 1085m。下部泵筒底端至到下部地層的距離為117m。
新工藝年節(jié)省
資金數(shù)十萬盧布
為更好地了解下入泵設(shè)備到開始運行工作過程，認(rèn)真地分析了壓力計指數(shù)的詳細(xì)變化情況和變化原因，就是把氣壓圖與橫坐標(biāo)軸上這段時間完成的工藝操作及操作結(jié)果相聯(lián)系。下面分析2006年2月28日至2007年3月4日的氣壓圖(見圖2)。
下壓力計的讀數(shù)點2а與封隔器座封和下部油層壓力升高的情況相符，這無論如何也不可能在上壓力計的讀數(shù)中反應(yīng)出來。從點2а到點3的時間內(nèi)反映的是下入連接抽油桿的部分裝置。上壓力計的讀數(shù)從點2至點3記錄的是壓力下降，就是部分液柱被下入到井下裝置驅(qū)替到產(chǎn)層中，在井內(nèi)形成了靜液面。點3是下壓力計記錄的下部地層壓力的升高，因為雙作用桿式泵開始將產(chǎn)層的水注入到下部地層;而上壓力計則記錄了井中液面的降低。裝置斷電后(點4)井內(nèi)液面開始上升，流向靜液面(上壓力計上的讀數(shù))，下部漏失層的壓力開始逐漸接近地層壓力。接通調(diào)頻電動傳動裝置和確定抽汲速度后新型泵裝置系統(tǒng)開始運行(點5)。漏失層的壓力再次升至14.8 MPa，井內(nèi)開始建立動液面，上壓力計呈現(xiàn)出壓力降。雙作用桿式泵裝置系統(tǒng)于2006年3月11日投產(chǎn)。
表2列入了亞瑪什油氣管理局篩古爾奇油田1207號井中安裝雙作用桿式泵裝置前后工作指數(shù)的對比。結(jié)果表明，新型泵系統(tǒng)是可靠的，并保證了含少量水的石油被舉升到地面，同時大部分伴生水被注入到下部吸入層。新型雙作用桿式泵裝置的應(yīng)用可減少舉升液量14/19，降低采液含水率達(dá)26.5%～33.7%，約 8m3/d的伴生水被注入到下部地層中。
根據(jù)試驗結(jié)果雙作用桿式泵裝置的結(jié)構(gòu)設(shè)計加工已經(jīng)完成。在應(yīng)用分離式封隔器時，下入深井泵設(shè)備的過程中為防止下柱塞桿超載，將下部泵筒裝入油管中，以承受設(shè)備下放和操縱封隔器時的軸向載荷。裝置改裝后重新下入1207號井中，并于2007年2月20日成功地進(jìn)行了有俄聯(lián)邦代表參加的雙作用桿式泵裝置的試驗樣機的驗收試驗，并決定進(jìn)行礦場應(yīng)用。目前該裝置仍在運行中。圖3為該裝置工作的動力描記圖。
至2007年7月6日(見圖3а)，產(chǎn)液含水率為35%～60%，產(chǎn)液量為1.7 m3/d，井內(nèi)動液面為415m。到2007年12月14日(見圖36)采液含水率為97%，采液量為1.7m3/d，井內(nèi)動液面為367m。由圖3可見，所采集的5個月的動力描記圖無論是曲線特性，還是載荷大小實際是一樣的。其結(jié)論是，新型裝置工作正常。采液中含油量的降低可解釋為含水率升高的普遍傾向(見圖4)。由圖4可見，從2006年4月應(yīng)用新型泵開始共減少舉升到地面的伴生水約3/4。
新工藝僅在亞瑪什油氣管理局的一口井中應(yīng)用可縮減輸送水和處理水的電力開支共92400kW•h/a，年節(jié)省資金210,000盧布。
新工藝平均降低
采液含水率達(dá)30%
用雙作用桿式泵裝置開采高含水油層的成功試驗，為韃靼油田油層條件實施新方法開采油層(見圖5)提供了先決條件。開始鉆一口垂直井，射孔打開油層，將產(chǎn)層油抽完。然后側(cè)鉆水平井筒，其分歧點低于井內(nèi)的動液面，在側(cè)鉆水平井筒中的產(chǎn)層(與垂直井筒同一產(chǎn)層)射孔，采液。這時將隔離水通過垂直井筒用雙作用泵注入到產(chǎn)層的底部。同井注采共同作用的新方法的成功應(yīng)用的關(guān)鍵是保證降低開采費用。
新工藝的應(yīng)用條件：處理礦場的剩余水(維持油層壓力以外的必須處理掉的伴生水);用淡水維持油層壓力、而地層水又不得不處理掉的地區(qū)(如保護(hù)區(qū)塊);在開采井?dāng)?shù)少的薄油層，特別是開發(fā)新的區(qū)塊、維持油層壓力用的是帶有分支的本井的伴生水時。
雙作用桿式泵裝置的優(yōu)點：新型泵和開采高含水油層的采油工藝可保證石油的舉升，并同時將伴生水注入到下部的吸入層中。雙作用桿式泵裝置已成功地通過了驗收試驗。
亞瑪什油氣管理局的1207號高含水井的開采工藝的應(yīng)用保證年經(jīng)濟(jì)效益達(dá)210,000盧布。
成倍地減少提液量，平均降低采液含水率達(dá)30%，這樣可相應(yīng)地降低提液的能耗費用和減少處理和回注到油層水的費用;增采原油和降低修建水井的費用;為進(jìn)一步提高高含水油層的開采效益提供了前提，為井下油水分離提供了新機遇 。
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