目前進入開發晚期的注水油田的采液含水率不斷升高，通常達到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
裝置結構及工作原理
研制能夠保證井內油水分離、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難題。俄羅斯韃靼國家石油工業科學研究設計所研制出雙作用桿式泵的試驗樣機，該裝置可在井筒內進行油水重力分離，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用了直徑為38mm和44mm的標準泵(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構示意圖。雙作用桿式泵(НДД)5位于產層上部的井筒中。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。驅動裝置9驅動抽油桿6和與其連接的雙作用桿式泵5的柱塞做往復運動。柱塞向下運動時油進入雙作用桿式泵，通過吸油閥10進入由上下柱塞的橫截面積之差構成的空腔。柱塞向上運動時油從腔內驅出，沿油管7流向井口。同時，水通過吸水閥12進入尾管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成的壓力作用)時被下柱塞從尾管3的腔內驅出，通過排水閥11進入漏失地層13。以此循環往復，達到同井注采的目的。
同井注采工藝的應用程序 首先根據油層近井地帶、井和泵系統近期開采狀態安裝井下雙作用桿式泵裝置，即保證與用常規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行監控。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(根據容許的抽油系數)采油量相符，那么，就用常規桿式泵開采時的提液量減去新裝置的提液量，所得的差數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構參數和工作狀態時應注意提液時井口應保存定量的儲備水，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列出了這組數據。
應用新工藝時泵進水口應低于射孔層段，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空中向下的流速為3.4和2.3cm/s，遠遠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，該層段屬多內昔組。設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。
新工藝年節省
資金數十萬盧布
為更好地了解下入泵設備到開始運行工作過程，認真地分析了壓力計指數的詳細變化情況和變化原因，就是把氣壓圖與橫坐標軸上這段時間完成的工藝操作及操作結果相聯系。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中反應出來。從點2а到點3的時間內反映的是下入連接抽油桿的部分裝置。上壓力計的讀數從點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替到產層中，在井內形成了靜液面。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)井內液面開始上升，流向靜液面(上壓力計上的讀數)，下部漏失層的壓力開始逐漸接近地層壓力。接通調頻電動傳動裝置和確定抽汲速度后新型泵裝置系統開始運行(點5)。漏失層的壓力再次升至14.8 MPa，井內開始建立動液面，上壓力計呈現出壓力降。雙作用桿式泵裝置系統于2006年3月11日投產。
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的對比。結果表明，新型泵系統是可靠的，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用可減少舉升液量14/19，降低采液含水率達26.5%～33.7%，約 8m3/d的伴生水被注入到下部地層中。
根據試驗結果雙作用桿式泵裝置的結構設計加工已經完成。在應用分離式封隔器時，下入深井泵設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日成功地進行了有俄聯邦代表參加的雙作用桿式泵裝置的試驗樣機的驗收試驗，并決定進行礦場應用。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)，產液含水率為35%～60%，產液量為1.7 m3/d，井內動液面為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用可縮減輸送水和處理水的電力開支共92400kW•h/a，年節省資金210,000盧布。
新工藝平均降低
采液含水率達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，將產層油抽完。然后側鉆水平井筒，其分歧點低于井內的動液面，在側鉆水平井筒中的產層(與垂直井筒同一產層)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層的底部。同井注采共同作用的新方法的成功應用的關鍵是保證降低開采費用。
新工藝的應用條件：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(如保護區塊);在開采井數少的薄油層，特別是開發新的區塊、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用保證年經濟效益達210,000盧布。
成倍地減少提液量，平均降低采液含水率達30%，這樣可相應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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