RU2247230C1 - Oil deposit extraction method - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas extractive industry.

SUBSTANCE: method includes construction of wells and oil and gas collection system, forcing water from water-bearing level into oil deposits, flow of oil from oil deposits into secondary deposit and following extraction of oil from secondary deposit for useful implementation. Resources of deposit are separated on basis of natural energy characteristic on screened and having rigid water-forcing mode. Deposit is operated by three well types. Of the latter flow wells connect oil deposits to secondary deposit for flowing and collection of oil in upper bed under effect from gravitation. Balancing wells connect screened deposits and secondary deposit to water-forcing level for balancing of bed pressures and preventing loss of rocks stability. Extraction wells connect secondary deposit to oil and gas collection system. Selection of bed for secondary deposit is performed from number of highly penetrable beds, having maximally allowed excess over oil deposits.

EFFECT: higher oil yield, higher effectiveness.

5 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных и газовых месторождений в осложненных геолого-промысловых условиях, для добычи остаточных запасов нефти из залежей, выработанных известными методами, для создания нефтехранилищ, для предотвращения экологической угрозы загрязнения углеводородами верхних водоносных горизонтов и атмосферы и для предотвращения техногенных катастроф.The invention relates to the oil and gas industry and can be used to develop oil and gas fields in complicated geological conditions, to extract residual oil reserves from deposits developed by known methods, to create oil storage facilities, to prevent the environmental threat of hydrocarbon pollution of the upper aquifers and the atmosphere, and to prevent technological disasters.

На практике повсеместно применяется способ разработки нефтяных месторождений с сооружением добывающих скважин, через которые нефть из залежей отбирается на полезное использование. Скважины и залежи прекращают эксплуатировать при достижении предела рентабельности, т.е. когда удельные затраты на добычу нефти становятся равными отпускной цене.In practice, the method of developing oil fields with the construction of production wells is widely used, through which oil from the deposits is selected for useful use. Wells and deposits cease to be exploited when the margin of profitability is reached, i.e. when the unit cost of oil production becomes equal to the selling price.

Недостатками способа являются высокая стоимость добычи нефти при низкой продуктивности нефтяных пластов, при больших глубинах залегания и в труднодоступных условиях местности. Из-за высокой себестоимости добычи разведанные месторождения или не вводятся в разработку, или их прекращают эксплуатировать при низких коэффициентах нефтеизвлечения, и это приводит к безвозвратным потерям нефти, создает глобальную угрозу загрязнения верхних водоносных горизонтов и атмосферы нефтью и газом [Журнал АН РФ ″Геоэкология", 2000, №4, с.331-333] вследствие самопроизвольного перетока их из залежей через пробуренные скважины. Если эксплуатация месторождения сопровождается значительным понижением давления в залежах, то это может вызвать проседания земной поверхности и землетрясения вследствие потери устойчивости изолирующих залежи пород.The disadvantages of the method are the high cost of oil production at low productivity of oil reservoirs, with large depths and in difficult terrain. Due to the high cost of production, the explored deposits are either not put into development or are stopped being exploited at low oil recovery rates, and this leads to irretrievable oil losses and creates a global threat of oil and gas pollution of the upper aquifers and the atmosphere [Journal of the Russian Academy of Sciences, “Geoecology” , 2000, No. 4, p.331-333] due to spontaneous flow of them from the deposits through the drilled wells.If the operation of the field is accompanied by a significant decrease in pressure in the deposits, then this may Vat subsidence of the earth's surface due to the earthquake and buckling of the insulating reservoir rocks.

Указанные недостатки отчасти устранены в известном способе разработки многопластового нефтяного месторождения [Пат. РФ №2003785, МКИ Е 21 В 43/020, опубл. 1993], включающем сооружение добывающих, нагнетательных, водозаборных и одной центральной скважины, переток нефти из нефтяных залежей в искусственную вторичную залежь и разработку нефтяных залежей в последовательности “снизу вверх”.These disadvantages are partially eliminated in the known method of developing a multilayer oil field [Pat. RF №2003785, MKI E 21 V 43/020, publ. 1993], which includes the construction of production, injection, water, and one central well, the flow of oil from oil deposits into an artificial secondary reservoir and the development of oil deposits in the sequence from the bottom up.

Недостатками способа являются большие материальные затраты на эксплуатацию месторождения, большие остаточные запасы нефти в пластах, недостаточно надежное предотвращение экологической опасности и ограниченная область применения.The disadvantages of the method are the large material costs of operating the field, large residual oil reserves in the reservoirs, insufficiently reliable prevention of environmental hazards and limited scope.

Большие капитальные затраты при реализации известного способа обусловлены необходимостью сооружения большого числа скважин различного назначения, большими затратами на их переоборудование в ходе разработки месторождения. Особенно дорогостоящей является центральная скважина из-за ее большого диаметра и из-за цементажа эксплуатационной колонны лишь в интервале выше вторичной залежи. Большие капитальные затраты требуются также на обустройство месторождения вследствие необходимости прокладки выкидных линий от добывающих скважин и центральной скважины. Кроме того, больших капитальных затрат требует оснащение водозаборных скважин насосами и строительство наземных сооружений по очистке воды, без чего в подавляющем большинстве условий закачка воды в нефтяные пласты является невозможной. Большие эксплуатационные затраты обусловлены необходимостью использования насосов как для отбора обводненной нефти из пластов добывающими скважинами, так и для закачки воды. Высокие затраты также требуются на подготовку обводненной нефти, на очистку и утилизацию или захоронение отделенной пластовой воды, на подготовку и закачку в пласты подземной воды. Доразработка нефтяных залежей центральной скважиной после возврата добывающих скважин на вышезалегающий горизонт позволит повысить конечный коэффициент нефтеизвлечения, но на небольшую величину. Это обусловлено тем, что центральная скважина находится на большом удалении от нагнетательных скважин и в условиях снижения расхода нагнетаемой в пласт воды достичь эффективного вытеснения нефти в направлении центральной скважины невозможно. Кроме того, согласное залегание продуктивных пластов с точным совпадением сводов по вертикальному разрезу встречается чрезвычайно редко. В большей части геологических условий при бурении центральной скважины на свод одной из залежей многопластового месторождения, ее положение в плане относительно других залежей следует ожидать на крыльях структуры вплоть до положения за контуром нефтеносности. Следовательно, существенного повышения нефтеотдачи от доразработки месторождения центральной скважиной можно ожидать только по одной залежи, при размещении ее в своде. В других залежах нефть будет накапливаться преимущественно в куполах структур, т.к. из-за снижения темпов искусственного заводнения начнет преобладать гравитационное вертикальное вытеснение подвижной остаточной нефти к кровле пластов, эффективность вытеснения вдоль напластования в направлении к центральной скважине будет низкой. Большие остаточные запасы подвижной нефти в залежах создают предпосылки для перетока этой нефти по разрушающимся добывающим скважинам в верхние водоносные горизонты и в атмосферу [Журнал АН РФ "Геоэкология", 2000, №4, с.331-333]. К недостаткам известного способа можно отнести также и нерациональные затраты на закачку воды в нефтяные залежи: в тех случаях, когда залежи характеризуются жестким водонапорным режимом, нагнетать в них воду не требуется. Из-за указанного выше снижения эффективности известного способа при несогласном залегании продуктивных пластов уменьшается область его применения. Эта область уменьшается также из-за использования способа только на многопластовых месторождениях. В прототипе не указаны и не обсуждаются также возможность использования способа при наличии непродуктивных и не используемых для формирования вторичной залежи водонапорных пластов между разрабатываемыми нефтяными залежами, вопросы крепления открытого ствола центральной скважины для предотвращения обрушения стенок, как и под действием каких сил из центральной скважины отводится пластовая вода, поступающая в скважину вместе с нефтью после обводнения залежей. Отсутствие таких данных не позволяет оценить ряд декларируемых преимуществ известного способа, а отмеченный признак о поддержании уровня водонефтяного раздела у устья центральной скважины делает невозможным переток нефти во вторичную залежь и осуществление способа по следующим причинам. Начальные давления в продуктивных и непродуктивных пластах на большей части нефтяных месторождений равны давлениям столбов пресной или слабоминерализованной воды, высотой, равной глубине залегания пласта, т.е., например, на глубине 1000 м давление будет около 10 МПа. Поэтому после заполнения скважины высокоминерализованной водой из нефтяного пласта давление на забое скважины будет выше начального пластового, приток в скважину нефти из пласта станет невозможным. Если учесть, что забойное давление будет выше рассчитанного таким образом значения из-за необходимости поддержания на устье избыточного давления для отбора пластовой продукции в систему нефтегазосбора, а давление в залежи будет ниже начального вследствие отбора нефти и воды добывающими скважинами, то физическое отсутствие условий для перетока нефти в искусственную залежь становится очевидной.The large capital costs in the implementation of the known method are due to the need to construct a large number of wells for various purposes, the high cost of their re-equipment during field development. The central well is particularly expensive because of its large diameter and because of the cementation of the production string only in the interval above the secondary reservoir. Large capital expenditures are also required for the development of the field due to the need to lay flow lines from production wells and the central well. In addition, equipping water wells with pumps and building surface water treatment facilities requires large capital costs, without which, in the vast majority of conditions, pumping water into oil reservoirs is impossible. High operating costs are due to the need to use pumps both for the selection of waterlogged oil from the reservoirs by producing wells, and for pumping water. High costs are also required for the preparation of irrigated oil, for the treatment and disposal or burial of separated formation water, for the preparation and injection of underground water into the reservoirs. Additional development of oil deposits by the central well after the return of producing wells to an overlying horizon will increase the final oil recovery coefficient, but by a small amount. This is due to the fact that the central well is located at a great distance from the injection wells and it is impossible to achieve effective oil displacement in the direction of the central well under conditions of a decrease in the flow rate of water injected into the formation. In addition, the concordant occurrence of productive formations with the exact coincidence of the arches along the vertical section is extremely rare. In most geological conditions, when drilling a central well to the arch of one of the deposits of a multilayer field, its position in terms of other deposits can be expected on the wings of the structure up to the position beyond the oil contour. Consequently, a significant increase in oil recovery from additional development of the field by the central well can be expected only for one deposit, when placed in the vault. In other deposits, oil will accumulate mainly in the domes of structures, as due to a decrease in the rate of artificial flooding, gravitational vertical displacement of mobile residual oil to the formation top will begin to prevail, the efficiency of displacement along the formation towards the central well will be low. The large residual reserves of mobile oil in the deposits create the prerequisites for the flow of this oil through collapsing producing wells into the upper aquifers and into the atmosphere [Journal of the Russian Academy of Sciences "Geoecology", 2000, No. 4, p.331-333]. The disadvantages of this method can also be attributed to the irrational costs of pumping water into oil deposits: in those cases where the deposits are characterized by a rigid water pressure regime, it is not necessary to pump water into them. Due to the aforementioned decrease in the effectiveness of the known method with an inconsistent occurrence of productive formations, the field of its application decreases. This area is also reduced due to the use of the method only in multilayer fields. The prototype does not indicate and does not discuss the possibility of using the method in the presence of unproductive and not used to form a secondary reservoir of water pressure reservoirs between the developed oil reservoirs, issues of fastening the open bore of the central well to prevent wall collapse, as well as under the influence of what forces the formation is removed from the central well water entering the well with oil after flooding. The absence of such data does not allow us to evaluate a number of the declared advantages of the known method, and the noted sign of maintaining the level of the oil-water section at the mouth of the central well makes it impossible to transfer oil to the secondary reservoir and implement the method for the following reasons. The initial pressures in the productive and non-productive formations in most of the oil fields are equal to the column pressures of fresh or weakly mineralized water, with a height equal to the depth of the formation, i.e., for example, at a depth of 1000 m the pressure will be about 10 MPa. Therefore, after filling the well with highly mineralized water from the oil reservoir, the pressure at the bottom of the well will be higher than the initial reservoir, the flow of oil from the reservoir into the well will become impossible. If we consider that the bottomhole pressure will be higher than the value calculated in this way due to the need to maintain excess pressure at the mouth for the formation to be extracted into the oil and gas gathering system, and the pressure in the reservoir will be lower than the initial pressure due to oil and water extraction by production wells, then there is a physical absence of flow conditions oil into an artificial reservoir becomes apparent.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пластов, снижение энергетических и материальных затрат на эксплуатацию месторождения и предотвращение экологических опасностей.The aim of the invention is to increase oil recovery, reduction of energy and material costs for the operation of the field and the prevention of environmental hazards.

Цель достигается тем, что в известном способе разработки месторождений, включающем сооружение скважин и системы нефтегазосбора, нагнетание воды из водоносных горизонтов в нефтяные залежи, переток нефти из нефтяных залежей во вторичную залежь и последующий отбор нефти из вторичной залежи на полезное использование, залежи разделяют по природной энергетической характеристике на экранированные и имеющие жесткий водонапорный режим и месторождение эксплуатируют тремя типами скважин, из которых переточные снабжены подземными сепараторами для разделения нефти и воды и (или) для разделения жидкости и газа и сообщают нефтяные залежи с вторичной залежью, уравнительные снабжены зумпфами и сообщают экранированные залежи и вторичную залежь с водонапорным горизонтом, имеющим проницаемость меньше, чем у залежей, и залегающим ниже их, добывающие сообщают вторичную залежь с системой нефтегазосбора, выбор пласта для вторичной залежи осуществляют из числа высокопроницаемых и имеющих максимально допустимое превышение над нефтяными залежами, а перед отбором нефти из вторичной залежи отбирают газ.The goal is achieved by the fact that in the known method of field development, including the construction of wells and an oil and gas gathering system, injection of water from aquifers into oil deposits, oil transfer from oil deposits to a secondary reservoir and subsequent selection of oil from the secondary reservoir for useful use, the deposits are divided by natural energy characteristics for shielded and having a hard water pressure regime and a field are exploited by three types of wells, of which transfer ones are equipped with underground separators for the separation of oil and water and (or) for the separation of liquid and gas, and report oil deposits with a secondary reservoir, equalization equipped with sumps and report shielded reservoirs and a secondary reservoir with a water horizon, having a permeability less than that of deposits, and lying below them, producing the secondary reservoir with the oil and gas collection system is reported, the formation for the secondary reservoir is selected from among highly permeable and having the maximum allowable excess over the oil reservoirs, and before the selection of oil from the secondary reservoir selected gas.

Разработку месторождения заявленным способом осуществляют при использовании природных сил, без подвода извне искусственной энергии, при саморегулировании технологических процессов и это резко снижает затраты на эксплуатацию. Снижение энергетических и материальных затрат позволяет достигать высоких коэффициентов нефтеизвлечения, разрабатывать залежи и месторождения, эксплуатация которых известными методами нерентабельна. Способ осуществим как на однопластовых, так и на многопластовых месторождениях. Сообщение продуктивных и непродуктивных пластов способствует перетоку и накоплению нефти в верхнем пласте под действием гравитационных сил как это происходит в природных условиях при формировании залежей нефти и газа массивного типа. Сообщение нефтяных залежей, вторичной залежи и водонапорного горизонта уравнительными скважинами приводит к выравниванию приведенных пластовых давлений в указанных объектах и это предотвращает техногенные катастрофы от потери устойчивости изолирующих пласты пород.The development of the field by the claimed method is carried out using natural forces, without supplying artificial energy from outside, with self-regulation of technological processes and this dramatically reduces operating costs. Reducing energy and material costs allows you to achieve high oil recovery rates, to develop deposits and deposits, the exploitation of which by known methods is unprofitable. The method is feasible both on single-layer and multi-layer deposits. The communication of productive and non-productive strata promotes the overflow and accumulation of oil in the upper stratum under the influence of gravitational forces, as occurs under natural conditions during the formation of massive oil and gas deposits. The communication of oil deposits, secondary deposits and the water horizon with equalization wells leads to equalization of the reservoir pressure in the indicated objects and this prevents technological disasters from loss of stability of the insulating rock formations.

Сущность заявляемого способа поясняется чертежами. На фиг.1 приведены графики, поясняющие энергетические предпосылки осуществления способа, на фиг.2 - схема реализации, а на фиг.3 - компоновки подземного оборудования в переточных скважинах.The essence of the proposed method is illustrated by drawings. Figure 1 shows graphs explaining the energy background of the method, figure 2 is a diagram of the implementation, and figure 3 - layout of underground equipment in cross-flow wells.

Графики фиг.1 отражают зависимость давлений Р по глубине Н скважин, значения h_вз, h_нз и p_вз, р_нз отражают соответственно глубины залегания и начальные давления во вторичной залежи и в нефтяной залежи. Приведенная на графике кривая 1 характеризует давления в пластах по вертикальному разрезу до разработки месторождения, кривая 2 отражает давление в заполненной нефтью скважине при сообщении ее с нефтяной залежью, а кривая 3 отражает давление в скважине при сообщении ее как с нефтяной залежью, так и с вторичной залежью.Figure 1 graphs represent the dependence of the pressure P H in the depth wells values _taken h, h and p _{taken nz, nz} p respectively represent the depth, and the initial pressure in the secondary reservoir and the oil reservoir. Curve 1 shown in the graph describes the pressure in the formation along a vertical section before field development, curve 2 reflects the pressure in the oil-filled well when it communicates with the oil reservoir, and curve 3 reflects the pressure in the well when it communicates with both the oil reservoir and the secondary fallow.

На фиг.2 приведены вторичная залежь 4, экранированная нефтяная залежь 5 и водонапорный горизонт 6. Месторождение эксплуатируется переточными скважинами 7, добывающими скважинами 8 с системой нефтегазосбора 9 и уравнительными скважинами 10 с зумпфом 11. Уравнительная скважина может быть снабжена управляемым клапаном, размещенным в интервале глубин от залежи 4 до залежи 5 и водонапорного горизонта 6 (на чертеже не указано). Нефть и вода в пластах разделяются плоскостью ВНК, а движение флюидов при реализации способа обозначено стрелками.Figure 2 shows the secondary reservoir 4, the shielded oil reservoir 5 and the water horizon 6. The field is operated by transfer wells 7, production wells 8 with an oil and gas collection system 9 and equalization wells 10 with a sump 11. The equalization well may be equipped with a controlled valve located in the interval depths from reservoir 4 to reservoir 5 and water horizon 6 (not shown in the drawing). Oil and water in the reservoirs are separated by the WOC plane, and the movement of fluids during the implementation of the method is indicated by arrows.

На фиг.3 приведена переточная скважина 7 с колонной насосно-компрессорных труб 12, обратными клапанами 13 и пакерами 14.Figure 3 shows the transfer well 7 with a string of tubing 12, check valves 13 and packers 14.

Способ осуществляют последовательными этапами следующим образом.The method is carried out in sequential steps as follows.

На первом этапе осуществляется проектирование разработки месторождения, выбор пластов для вторичной залежи и водонапорного горизонта, технологические и экономические расчеты. По известным данным о показателях продуктивных и непродуктивных пластов строят кривую 1 распределения давлений в пластах по вертикальному разрезу месторождения, а по известной плотности продукции нефтяных залежей строят кривую 2, отражающую давление в условной скважине, сообщенной только с нефтяной залежью. Если месторождение не эксплуатировалось до применения заявляемого способа, то разность давлений в скважине и окружающих недрах на одной отметке увеличивается к устью скважины, величина перепада давления на конкретной глубине может быть определена как произведение разности плотностей воды и нефти на расстояние от залежи до расчетной глубины и обычно составляет 3-4 МПа на 1 км, т.е., например, при глубине залегания продуктивного пласта 3 км избыточное давление на устье скважины составит около 10 МПа. Поскольку перепад давления увеличивается по направлению к устью скважины, то для обеспечения наиболее благоприятных энергетических условий перетока продукции из нефтяных залежей пласт для вторичной залежи 4 выбирают залегающим на небольшой глубине. При этом для формирования вторичной залежи можно использовать один или несколько высокопроницаемых пластов, надежно изолированных от вышезалегающих горизонтов для предотвращения загрязнения этих горизонтов и атмосферы углеводородами и имеющих любой энергетический режим. В порядке предпочтительности выбранный для вторичной залежи пласт может быть представлен выработанной нефтяной залежью, газовой залежью, непродуктивным водонасыщенным горизонтом. Возможность использования для вторичной залежи водоносного горизонта рассматривается также с позиции ценности вод.At the first stage, the development of the field is carried out, the formation of layers for the secondary reservoir and the water horizon is selected, technological and economic calculations. According to the known data on the productivity of productive and non-productive formations, a curve 1 of the pressure distribution in the formations is constructed along the vertical section of the field, and a curve 2 is plotted from the known density of the production of oil deposits, which reflects the pressure in the conventional well communicated only with the oil reservoir. If the field was not exploited before the application of the proposed method, then the pressure difference in the well and surrounding subsoil at one mark increases to the wellhead, the pressure drop at a specific depth can be defined as the product of the difference in the density of water and oil by the distance from the reservoir to the calculated depth and usually is 3-4 MPa per 1 km, i.e., for example, at a depth of 3 km, the overpressure at the wellhead will be about 10 MPa. Since the pressure drop increases towards the wellhead, in order to ensure the most favorable energy conditions for the flow of products from oil deposits, the reservoir for the secondary reservoir 4 is selected to be located at a shallow depth. Moreover, for the formation of a secondary deposit, one or several highly permeable layers can be used that are reliably isolated from the overlying horizons to prevent pollution of these horizons and the atmosphere with hydrocarbons and having any energy regime. In the order of preference, the layer selected for the secondary reservoir can be represented by a developed oil reservoir, gas reservoir, unproductive water-saturated horizon. The possibility of using an aquifer for secondary deposits is also considered from the perspective of the value of water.

В тех случаях, когда месторождение до применения заявляемого способа эксплуатировалось другими методами и давления в нефтяных залежах понизилось по сравнению с начальными значениями, т.е. в случаях использования способа на выработанных месторождениях для доизвлечения остаточных запасов нефти, по кривым 1 и 2 оценивают возможность накопления нефти во вторичной залежи: переток нефти в эту залежь будет возможен, если давление р_вз будет меньше давления в скважине, определенного по кривой 2 на отметке h_вз. В противном случае применение способа откладывается на более поздний срок, когда давление р_нз повысится до необходимых значений или самопроизвольно, или за счет ускорения выравнивания приведенных давлений в пластах уравнительными скважинами.In those cases when the field was exploited by other methods before applying the proposed method and the pressure in the oil deposits decreased compared to the initial values, i.e. in the case of using the method in depleted fields for additional recovery of residual oil by curves 1 and 2 estimate the possibility of accumulation of oil in the secondary reservoir: the flow of oil in the reservoir will be possible if the pressure p is _taken to be less than the pressure in the well defined by the curve 2 at around h _taken. Otherwise, the application of the method is postponed until a later date, when the pressure p _nz rises to the required values either spontaneously, or by accelerating the equalization of the reduced pressures in the reservoirs by leveling wells.

Водонапорный горизонт 6 предназначен для повышения давления в залежах 4 и 5, понижающегося вследствие отбора из них нефти в случаях недостаточной компенсации отбора притоком контурных или подошвенных вод, а также для отвода в него воды из залежи 4 с помощью уравнительной скважины 10, если давление в этой залежи начнет превышать начальное значение. Водонапорный горизонт может иметь проницаемость меньше, чем у пластов сообщенных с ним залежей, размещаться ниже залежей, а уравнительная скважина 10 снабжается зумпфом. Эти признаки обеспечивают длительную приемистость пластов залежей 4 и 5 в уравнительной скважине, что объясняется следующим.The water horizon 6 is designed to increase the pressure in reservoirs 4 and 5, which decreases due to the selection of oil from them in cases of insufficient compensation for the influx of contour or bottom water, as well as to divert water into it from reservoir 4 using equalizing well 10, if the pressure in this deposits will begin to exceed the initial value. The water horizon can have a permeability less than that of the reservoirs of the deposits communicated with it, located below the deposits, and the leveling well 10 is equipped with a sump. These features provide a long injectivity of reservoirs of deposits 4 and 5 in the equalization well, which is explained by the following.

Снижение приемистости пластов нефтяных залежей при используемом в способе внутрискважинном межпластовом заводнении вызывается кольматацией фильтрационных каналов твердыми частицами породы, выносимыми из водоносного горизонта. Кольматация происходит, если размер частиц больше или незначительно меньше проходных сечений фильтрационных каналов. Поскольку сечения каналов и соответствующие размеры выносимых из пласта или фильтрующихся в пласт частиц пропорциональны проницаемости, то по этой известной характеристике коллектора можно выбрать такой водоносный горизонт, чтобы выносимые из него частицы свободно нагнетались в нефтяной пласт. В том случае, когда водоносный горизонт размещается ниже нефтяной залежи, наиболее крупные частицы оседают в зумпф скважины под действием гравитационных сил. Дополнительный эффект от размещения водоносного горизонта ниже нефтяных залежей обусловлен повышенной температурой воды, ее более высокими нефтевымывающими свойствами.The decrease in the injectivity of the oil reservoir layers when the downhole inter-reservoir water flooding used in the method is caused by the clogging of the filtration channels by solid rock particles carried out from the aquifer. Colmatization occurs if the particle size is larger or slightly less than the passage sections of the filtration channels. Since the cross sections of the channels and the corresponding sizes of particles transported from the formation or filtered into the formation are proportional to permeability, from this well-known reservoir characteristic, one can choose an aquifer such that the particles carried out from it are freely pumped into the oil reservoir. In the case when the aquifer is located below the oil reservoir, the largest particles are deposited in the sump of the well under the influence of gravitational forces. An additional effect of placing the aquifer below the oil deposits is due to the increased temperature of the water, its higher oil leaching properties.

На втором этапе осуществляют практическую реализацию способа. Новые месторождения разбуривают переточными 7, добывающими 8 и уравнительными 10 скважинами (фиг.2). Переточные скважины 7 бурят на отдельные нефтяные залежи или на группы залежей, объединенные как единый объект разработки, но не исключается одновременное вовлечение в разработку каждой переточной скважиной всех залежей многопластового месторождения. Переточные скважины могут быть оснащены подземными сепараторами (фиг.3), из которых нижний, размещенный на глубине нефтяной залежи 5, используется для разделения нефти и воды и для отвода воды из восходящего потока продукции, а верхний, размещенный на глубине вторичной залежи 4, используется для отделения газа от жидкости. Способ может быть осуществлен как без приведенных на фиг.3 сепараторов, конструктивно выполненных из насосно-компрессорных труб 12, обратных клапанов 13 и пакеров 14, так и при использовании других известных типов. В частности, для отделения воды от нефти могут использоваться гравитационные или гидроциклонные сепараторы [John A. Veil. Interest revives in downhole oil-water. Oil and Gas Journal, 2001, Vol.99, pp.47-56], а для разделения газа и жидкости можно использовать известные газовые якори.At the second stage, the practical implementation of the method is carried out. New fields are drilled with overflow 7, producing 8 and leveling 10 wells (figure 2). Transfer wells 7 are drilled into individual oil deposits or into groups of deposits combined as a single development object, but the simultaneous involvement of all deposits of a multilayer field in the development of each transfer well is not ruled out. Transfer wells can be equipped with underground separators (Fig. 3), of which the lower, located at the depth of the oil reservoir 5, is used to separate oil and water and to divert water from the upward flow of products, and the upper, located at the depth of the secondary reservoir 4, is used to separate gas from liquid. The method can be carried out both without the separators shown in figure 3, structurally made of tubing 12, check valves 13 and packers 14, and when using other known types. In particular, gravity or hydrocyclone separators [John A. Veil. Interest revives in downhole oil-water. Oil and Gas Journal, 2001, Vol.99, pp. 47-56], and well-known gas anchors can be used to separate gas and liquid.

Уравнительные скважины 10 бурят для выравнивания приведенных давлений в сообщаемых ими пластах и для поддержания пластовых давлений на уровне начальных значений. Вскрытие пластов нефтяных залежей и вторичной залежи в уравнительной скважине осуществляется или в интервале ниже ВНК, или у подошвы пласта, или по всей толщине пласта при размещении уравнительной скважины за контуром нефтеносности.Equalization wells 10 are drilled to equalize the reduced pressures in the formations communicated by them and to maintain reservoir pressures at the level of the initial values. The opening of oil reservoirs and the secondary reservoir in the equalization well is carried out either in the interval below the OWC, or at the bottom of the formation, or over the entire thickness of the formation when the alignment well is placed beyond the oil contour.

Добывающие скважины 8 бурят с большими диаметрами и по разреженной сетке, т.к. высокая проницаемость пласта вторичной залежи позволяет эксплуатировать их с высокими дебитами при низких депрессиях. Добывающие скважины сообщены с системой нефтегазосбора 9.Production wells 8 are drilled with large diameters and a sparse grid, because the high permeability of the secondary reservoir allows them to be exploited with high flow rates at low depressions. Production wells are connected with the oil and gas gathering system 9.

На месторождениях, выработанных известными способами, добывающие, переточные и уравнительные скважины могут быть сооружены путем переоборудования имеющегося фонда скважин. Формирование вторичной залежи на таких месторождениях начнется после сооружения уравнительных и переточных скважин и повышения давления в нефтяных залежах до такой величины, чтобы давление в заполненной нефтью переточной скважине превысило давление во вторичной залежи (фиг.1). На новых месторождениях переток нефти во вторичную залежь начнется после сооружения переточных скважин.In fields developed by known methods, production, transfer and leveling wells can be constructed by re-equipping the existing well stock. The formation of a secondary deposit in such fields will begin after the construction of leveling and transfer wells and the increase in pressure in the oil deposits to such a value that the pressure in the oil-filled transfer well exceeds the pressure in the secondary deposit (Fig. 1). In new fields, the transfer of oil to the secondary reservoir will begin after the construction of the transfer wells.

При реализации способа нефть поступает в переточную скважину из нефтяной залежи и перетекает во вторичную залежь под действием перепадов давления, которые определяются сопоставлением кривых 1 и 3 на фиг.1. В ходе перетока давление в нефтяной залежи 5 (фиг.2) понижается, а во вторичной залежи 4 повышается, наиболее значительные изменения давления происходят в зонах пластов, прилегающих к переточной скважине. Изменения давления будут также более значительными в низкопроницаемых экранированных залежах. В результате повышения давления во вторичной залежи вода из нее вытесняется за пределы зоны повышенного давления в этом же пласте, а также в нефтяную залежь и водонапорный горизонт через уравнительную скважину 10. Понижение давления в нефтяной залежи приведет к притоку в эту залежь воды через уравнительную скважину и из водонасыщенной части пласта ниже отметки ВНК.When implementing the method, oil enters the transfer well from the oil reservoir and flows into the secondary reservoir under the influence of pressure drops, which are determined by comparing curves 1 and 3 in figure 1. During the overflow, the pressure in the oil reservoir 5 (Fig. 2) decreases, and in the secondary reservoir 4 increases, the most significant pressure changes occur in the zones of the formations adjacent to the transfer well. Pressure changes will also be more significant in low permeability shielded reservoirs. As a result of the increase in pressure in the secondary reservoir, water is displaced from it outside the zone of increased pressure in the same reservoir, as well as into the oil reservoir and the water horizon through the equalizing well 10. Lowering the pressure in the oil reservoir will cause water to flow into the reservoir through the equalizing well and from the water-saturated part of the formation below the VNK mark.

Переток нефти по скважине 7 из залежи 5 в залежь 4 сопровождается понижением давления по стволу скважины, выделением из нефти свободного газа. Удельные объемы сепарирующегося газа и отметка начала разгазирования нефти в скважине 7 определяются газосодержанием и давлением насыщения. Разгазирование нефти двояко отражается на интенсивности перетока. С одной стороны, свободный газ уменьшит среднюю плотность продукции в переточной скважине, и это повысит перепады давления между скважиной и залежами с соответствующим повышением интенсивности перетока. Увеличению расхода перетекающей нефти будет способствовать и возникающий при этом газлифтный эффект. Но, с другой стороны, фильтруемость продукции в виде газожидкостной смеси в пласт вторичной залежи ухудшится, репрессия на этот пласт возрастет. Чтобы уменьшить отрицательные последствия от разгазирования продукции в переточной скважине, ее снабжают сепаратором, позволяющим разделять газожидкостную смесь на отдельные фазы. В приведенном на фиг.3 варианте разделение происходит в колонне труб 12 и после выхода продукции из колонны труб 12 в межтрубное пространство через клапаны 13, размещенные над верхним пакером 14. Возможно использовать для целей разделения фаз центробежные и другие известные конструкции внутрискважинных сепараторов. Выделившийся в сепараторе свободный газ займет верхнюю часть скважины и будет нагнетаться в верхнюю часть вторичной залежи, а жидкость - в нижнюю часть вскрытого перфорацией интервала, репрессия на пласт понизится.The flow of oil through well 7 from reservoir 5 to reservoir 4 is accompanied by a decrease in pressure along the wellbore, the release of free gas from oil. The specific volumes of the separated gas and the mark of the beginning of the degassing of oil in the well 7 are determined by the gas content and saturation pressure. Gas degassing has a twofold effect on the flow rate. On the one hand, free gas will reduce the average density of production in the transfer well, and this will increase the pressure drops between the well and the deposits with a corresponding increase in the flow rate. The gas-lifting effect arising from this will also contribute to an increase in the flow of flowing oil. But, on the other hand, the filterability of products in the form of a gas-liquid mixture in the secondary reservoir layer will deteriorate, repression on this layer will increase. To reduce the negative consequences of product degassing in a transfer well, it is equipped with a separator, which allows the gas-liquid mixture to be separated into separate phases. In the embodiment shown in FIG. 3, separation occurs in the pipe string 12 and after the output of the product from the pipe string 12 into the annulus through valves 13 located above the upper packer 14. It is possible to use centrifugal and other known designs of downhole separators for phase separation purposes. The free gas released in the separator will occupy the upper part of the well and will be pumped into the upper part of the secondary reservoir, and the liquid - into the lower part of the interval opened by perforation, repression to the reservoir will decrease.

Переток нефти из залежи 5 в залежь 4 со временем будет характеризоваться появлением воды в продукции и последующим повышением обводненности. Наличие воды в продукции приводит к снижению интенсивности перетока как вследствие увеличения плотности продукции в переточной скважине в интервале отметок залежей 4 и 5, так и вследствие ухудшения фильтруемости водонефтяной смеси во вторичную залежь. Следует, однако, отметить, что переток нефти из-за ее обводнения не прекратится, а лишь уменьшится. Полное прекращение перетока нефти во вторичную залежь произойдет только в том случае, если пласт залежи 5 в районе скважины 7 обводнится полностью, т.е. когда будут полностью выработаны запасы подвижной нефти, и скважина окажется за контуром нефтеносности. Это очень важное известное обстоятельство, определяющее эффект достижения высокой нефтеотдачи пластов при использовании заявляемого способа, объясняется несбалансированностью давлений в нефтенасыщенной части пласта и в заполненном водой стволе скважины и достаточно детально рассмотрено в работе [Журнал “Нефтяное хозяйство”, 1998, №9, с. 43-45].The flow of oil from reservoir 5 to reservoir 4 will eventually be characterized by the appearance of water in the product and a subsequent increase in water cut. The presence of water in the product leads to a decrease in the intensity of the overflow both due to an increase in the density of the products in the transfer well in the interval of the marks of deposits 4 and 5, and due to the deterioration of the filterability of the oil-water mixture into the secondary reservoir. However, it should be noted that the flow of oil due to its watering will not stop, but will only decrease. A complete cessation of the flow of oil to the secondary reservoir will occur only if the reservoir of reservoir 5 in the vicinity of well 7 is completely flooded, i.e. when the reserves of mobile oil are fully depleted, and the well is beyond the oil content circuit. This is a very important well-known circumstance that determines the effect of achieving high oil recovery when using the proposed method, due to the imbalance of pressure in the oil-saturated part of the reservoir and in the water-filled wellbore and is considered in sufficient detail in [Journal of Oil Industry, 1998, No. 9, p. 43-45].

Чтобы уменьшить отрицательный эффект от обводнения продукции и повысить интенсивность перетока, скважину 7 снабжают подземным сепаратором для разделения нефти и воды, например, типа приведенного на фиг.3. Разделение фаз в таком сепараторе происходит под действием гравитационных сил в колонне 12 после поступления в нее продукции через клапан 13. После разделения фаз нефть будет накапливаться в верхней части колонны 12 и нагнетаться в залежь 4, а вода - накапливаться в нижней части колонны 12 и поглощаться пластом 5 в интервале ниже ВНК, или нагнетаться в нижезалегающий пласт (на чертеже не указан). Необходимое для поглощения воды избыточное давление обусловлено разностью плотностей жидкостей в колонне 12 и в межтрубном пространстве. Поскольку межтрубное пространство до отметки нижнего клапана 13 заполнено водонефтяной смесью, а этот же интервал в колонне 12 будет заполнен водой, имеющей более высокую плотность, то давления в нижней части столбов рассматриваемых жидкостей будут различаться, давление в колонне 12, например на отметке ВНК, будет выше давления в межтрубном пространстве на этой же отметке и выше давления в пласте. Чтобы использовать формируемое указанным способом избыточное давление для отвода воды из колонны 12, межтрубное пространство перекрывают нижним пакером 14.To reduce the negative effect of waterlogging and increase the flow rate, the well 7 is equipped with an underground separator for separating oil and water, for example, of the type shown in FIG. 3. The separation of the phases in such a separator occurs under the influence of gravitational forces in the column 12 after the product enters through the valve 13. After the separation of the phases, oil will accumulate in the upper part of the column 12 and be pumped into reservoir 4, and water will accumulate in the lower part of the column 12 and be absorbed formation 5 in the interval below the VNK, or inject into the underlying formation (not shown in the drawing). The excess pressure necessary for water absorption is due to the difference in the densities of the liquids in the column 12 and in the annulus. Since the annulus up to the mark of the lower valve 13 is filled with an oil-water mixture, and the same interval in the column 12 will be filled with water with a higher density, the pressures in the lower part of the columns of the liquids under consideration will vary, the pressure in the column 12, for example, at the mark of the oil and gas complex, above the pressure in the annulus at the same elevation and above the pressure in the reservoir. In order to use the excess pressure generated in this way to drain water from the column 12, the annulus is blocked by the lower packer 14.

Создание вторичной залежи сопровождается безвозвратными потерями части перетекшей нефти из-за адсорбции ее породой, образования на поверхности фильтрационных каналов пленки нефти, которая не отмывается при последующем вытеснении нефти из пласта водой или газом. Величина потерь определяется свойствами породы пласта, геометрическими размерами вторичной залежи, величиной удельной поверхности коллектора. Чтобы уменьшить потери нефти, пласт для формирования вторичной залежи выбирают из числа высокопроницаемых и высокопористых и из залежи отбирают газ.The creation of a secondary deposit is accompanied by the irretrievable loss of a part of the flowing oil due to its adsorption by the rock, formation of an oil film on the surface of the filter channels, which is not washed during subsequent displacement of oil from the reservoir by water or gas. The magnitude of losses is determined by the properties of the formation rock, the geometric dimensions of the secondary reservoir, and the specific surface area of the reservoir. To reduce oil losses, the formation layer for the formation of the secondary reservoir is selected from among highly permeable and highly porous and gas is taken from the reservoir.

Высокопроницаемые коллекторы характеризуются небольшими показателями удельной поверхности, причем отличие таких коллекторов от низкопроницаемых по показателю удельной поверхности достигает 100 раз. Адсорбционные потери нефти пропорциональны удельной поверхности породы, и отличительный признак способа по выбору пластов с высокой проницаемостью для вторичной залежи направлен на уменьшение потерь нефти. Кроме того, использование высокопроницаемых пластов для вторичной залежи приведет к снижению репрессии на пласт при перетоке нефти, повышает интенсивность перетоков, уменьшает продолжительность разработки месторождения.Highly permeable collectors are characterized by small specific surface indices, and the difference between such collectors from low permeability in terms of specific surface area reaches 100 times. The adsorption losses of oil are proportional to the specific surface of the rock, and the hallmark of the method for selecting reservoirs with high permeability for the secondary reservoir is aimed at reducing oil losses. In addition, the use of highly permeable formations for secondary deposits will lead to a decrease in repression on the formation during oil flow, increase the intensity of flows, and reduce the duration of field development.

Объемы пленочной нефти в пласте, т.е. общие потери нефти, можно уменьшить поддержанием минимальных размеров вторичной залежи. Такого результата можно достичь двумя путями: или отбором газа из формирующейся во вторичной залежи газовой шапки, или непрерывным отбором нефти и газа из вторичной залежи скважинами 8. Поскольку сроки и темп отбора нефти из вторичной залежи в систему нефтегазосбора 9 в большей части условий применения способа является заданным и расчетным показателем, то стравливание газа может оказаться наиболее простым и эффективным методом поддержания минимальных размеров залежи. В других случаях эксплуатацию вторичной залежи осуществляют с учетом известных критериев разработки месторождений с газовой шапкой.The volume of film oil in the reservoir, i.e. total oil losses can be reduced by maintaining a minimum secondary reservoir size. This result can be achieved in two ways: either by taking gas from the gas cap formed in the secondary reservoir, or by continuous extraction of oil and gas from the secondary reservoir by wells 8. Since the timing and rate of oil withdrawal from the secondary reservoir to the oil and gas collection system 9 in most of the conditions of application of the method is given and calculated indicator, the gas bleed may be the simplest and most effective method of maintaining the minimum size of the reservoir. In other cases, the operation of the secondary deposit is carried out taking into account the well-known criteria for the development of fields with a gas cap.

Преимущества способа наиболее существенно проявляются при использовании его для разработки месторождений и залежей, эксплуатация которых известными методами нерентабельна, при разработке месторождений в труднодоступных условиях местности и на море, для создания стратегических запасов нефти, для предотвращения экологической угрозы. Преимущества выражаются в следующем.The advantages of the method are most pronounced when used for the development of deposits and deposits, the exploitation of which by known methods is unprofitable, when developing deposits in remote terrain and at sea, to create strategic oil reserves, to prevent environmental threats. The benefits are as follows.

Низкие материальные издержки на эксплуатацию месторождений по заявляемому способу позволяют осуществлять разработку объектов, эксплуатация которых известными методами нерентабельна. Это позволяет вовлекать в разработку залежи и месторождения с забалансовыми запасами нефти и газа, проводить доразработку месторождений, считающихся выработанными известными методами, но имеющими невысокие достигнутые коэффициенты нефтеизвлечения, осуществлять разработку месторождений со сложными геолого-промысловыми условиями, в т.ч. при высокой обводненности, при больших глубинах залегания пластов, при их низкой продуктивности и др. Использование способа в таких условиях и при ограниченном числе переточных скважин может потребовать длительных сроков для перетока нефти из продуктивных пластов во вторичную залежь и последующий отбор нефти на полезное использование из вторичной залежи будет целесообразно осуществлять через определенный продолжительный период после начала перетока. Формирующуюся нефтяную залежь в такой ситуации можно рассматривать как нефтехранилище, использовать накапливающуюся нефть в зависимости от конъюнктуры рынка, сезонных колебаний спроса на нефть, формировать таким образом государственные стратегические запасы.Low material costs for the exploitation of deposits by the present method allow the development of facilities whose operation by known methods is unprofitable. This allows you to engage in the development of deposits and fields with off-balance reserves of oil and gas, carry out additional development of fields considered to be worked out by known methods, but having low oil recovery ratios, and to develop fields with difficult geological and production conditions, including at high water cut, at large depths of bedding, at their low productivity, etc. The use of the method in such conditions and with a limited number of transfer wells may require long periods for the flow of oil from productive formations to the secondary reservoir and subsequent selection of oil for useful use from the secondary deposits will be appropriate to carry out after a certain long period after the start of the overflow. In such a situation, the emerging oil reservoir can be considered as an oil storage, using accumulated oil depending on market conditions, seasonal fluctuations in oil demand, and thus forming state strategic reserves.

Преимущества использования способа на морских месторождениях, в труднодоступных условиях местности, в природоохранных зонах и др. обусловлены упрощением системы нефтегазосбора, снижением экологической опасности от скважин и наземных сооружений. Переточные и уравнительные скважины не требуют обслуживания в ходе эксплуатации, могут быть надежно загерметизированы на устье. Что касается добывающих скважин, то, вследствие заданной высокой проницаемости пласта вторичной залежи, такие скважины бурятся по редкой сетке, эксплуатируются с высокой производительностью безводной нефтью и это упрощает систему нефтегазосбора, снижает затраты на добычу нефти. Выбор высокопроницаемого пласта для вторичной залежи (суперколлектор) и регулирование отборов нефти для уменьшения безвозвратных потерь позволяют использовать такие пласты как элемент системы нефтегазосбора, размещать добывающие скважины на удалении от переточных и уравнительных, например, вверх по восстанию пласта вторичной залежи в направлении берега моря или границы природоохранной зоны.The advantages of using the method in offshore fields, in inaccessible terrain conditions, in environmental protection zones, etc. are due to the simplification of the oil and gas gathering system, and the reduction of environmental hazards from wells and surface facilities. Transfer and leveling wells do not require maintenance during operation, can be reliably sealed at the wellhead. As for production wells, due to a given high permeability of the secondary reservoir, such wells are drilled on a rare grid, operated with high productivity of anhydrous oil, and this simplifies the oil and gas collection system and reduces the cost of oil production. The choice of a highly permeable reservoir for the secondary reservoir (super collector) and the regulation of oil withdrawals to reduce irretrievable losses allow the use of reservoirs such as an element of the oil and gas gathering system, placement of production wells away from overflow and equalization, for example, upstream of the formation of a secondary reservoir towards the sea or border conservation area.

Экологические преимущества способа обусловлены, с одной стороны, уменьшением экологической опасности от скважин и наземных сооружений, от выравнивания приведенных давлений во взаимодействующих пластах, от снижения коррозии труб и оборудования и др. Главное преимущество, с другой стороны, обусловлено повышением нефтеотдачи пластов, уменьшением объемов остаточной подвижной нефти после разработки месторождения, предотвращением самопроизвольного неконтролируемого перетока этой нефти в верхние водоносные горизонты или водоемы через разрушившиеся скважины под действием сил, являющихся рассмотренной выше энергетической основой заявляемого способа.The environmental advantages of the method are due, on the one hand, to a reduction in environmental hazards from wells and surface structures, from equalization of reduced pressures in the interacting formations, from the reduction of corrosion of pipes and equipment, etc. The main advantage, on the other hand, is due to an increase in oil recovery, a decrease in residual volumes mobile oil after the development of the field by preventing spontaneous uncontrolled flow of this oil to the upper aquifers or water bodies through the p zrushivshiesya well under forces that are considered above the energy basis of the claimed method.

Claims (5)

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий сооружение скважин и системы нефтегазосбора, нагнетание воды из водоносного горизонта в нефтяные залежи, переток нефти из нефтяных залежей во вторичную залежь и последующий отбор нефти из вторичной залежи на полезное использование, отличающийся тем, что залежи месторождения разделяют по природной энергетической характеристике на экранированные и имеющие жесткий водонапорный режим, и месторождение эксплуатируют тремя типами скважин, из которых переточные скважины сообщают нефтяные залежи с вторичной залежью для перетока и накопления нефти в верхнем пласте под действием гравитационных сил, уравнительные скважины сообщают экранированные залежи и вторичную залежь с водонапорным горизонтом для выравнивания пластовых давлений и предотвращения потери устойчивости пород, а добывающие скважины сообщают вторичную залежь с системой нефтегазосбора, при этом выбор пласта для вторичной залежи осуществляют из числа высокопроницаемых пластов, имеющих максимально допустимое превышение над нефтяными залежами.1. A method of developing an oil field, including constructing wells and an oil and gas gathering system, injecting water from an aquifer into oil deposits, transferring oil from oil deposits to a secondary reservoir, and then extracting oil from the secondary reservoir for useful use, characterized in that the deposits of the field are divided by natural energy characteristics for shielded and having a hard water pressure regime, and the field is operated by three types of wells, of which transfer wells communicate oil open reservoirs with a secondary reservoir for the overflow and accumulation of oil in the upper reservoir under the influence of gravitational forces, equalization wells communicate shielded reservoirs and a secondary reservoir with a water horizon to equalize reservoir pressures and prevent loss of rock stability, and production wells communicate a secondary reservoir with an oil and gas collection system this selection of the reservoir for the secondary deposits is carried out from among the highly permeable formations having a maximum allowable excess over the oil deposits. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что водонапорный горизонт выбирают из числа имеющих проницаемость меньшую, чем у пластов экранированных залежей и вторичной залежи.2. The method according to claim 1, characterized in that the water horizon is selected from among those having a permeability lower than that of the layers of shielded deposits and secondary deposits. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что водонапорный горизонт выбирают из числа залегающих ниже нефтяных залежей, а уравнительные скважины снабжают зумпфами.3. The method according to claim 1, characterized in that the water horizon is selected from among the oil deposits below, and leveling wells are provided with sumps. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед отбором нефти из вторичной залежи отбирают газ.4. The method according to claim 1, characterized in that before the selection of oil from the secondary deposits, gas is taken. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что переточные скважины снабжают подземными сепараторами для разделения нефти и воды и/или для разделения жидкости и газа.5. The method according to claim 1, characterized in that the transfer wells are provided with underground separators for separating oil and water and / or for separating liquid and gas.

Images