Нефть и газ разделяются в сепараторах на устье или на групповых пункта сбора и транспортируются раздельно по разным трубопроводам (двухтрубная) самотеком за счет разности геодезических отметок (рельефа).
    | |||
| |||
Нефть и газ самотеком по нефтесборному трубопроводу поступает в резервуар группового сборного пункта, а из них перекачивается насосами в сырьевые резервуары промыслового парка на центральный сборный пункт и далее насосами на установку подготовки нефти. Газ из трапа (газосепаратора) по газопроводу поступает на прием компрессорной станции и дальше на ГПЗ.
Недостатки самотечной системы:
1. В условиях гористой местности необходимо изыскивать необходимую трассу нефт епроводов, чтобы обеспечить необходимый напор, а следовательно и пропускную способность.
2. Сепарация газа недостаточная, поэтому есть возможность образования в нефтепроводах газовых мешков.
3. При низкой скорости в трубопроводах происходят отложения механических примесей, солей, парафина.
4. Так как система негерметизирована, то возникает возможность потерь от испарения легких фракций нефти до 3% от общей добычи.
5. Трудность автоматизации процесса из-за разбросанности технологических объектов.
Преимущество: сравнительно точное измерение по каждой скважине жидкости в мерниках, газа с помощью расходомеров.
В настоящее время обустройство нефтяных месторождений осуществляется с применением напорных герметизированных систем сбора и подготовки скважин, основными элементами которых являются добывающие скважины, АГЗУ, ДНС, а также ЦППН. Элементы системы связаны между собой с помощью трубопроводов: от добывающих скважин к АГЗУ газожидкостная смесь подается по выкидным линиям диаметром 114 мм, дальнейшая транспортировка продукции осуществляется по коллекторам большого диаметра.
Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и природных условий. Так, в одних случаях продукция разделяется на АГЗУ на обводненную и безводную, а в других она транспортируется после АГЗУ по единому коллектору. На некоторых месторождениях к ДНС подходят коллекторы от нескольких АГЗУ, на других на каждой АГЗУ установлен сепаратор первой ступени, и жидкость транспортируется на ЦППН либо дожимными насосами, либо за счет давления в линии. На небольших по площади месторождениях АГЗУ и ЦППН могут быть расположены на одной площадке.
Принцип работы элементов системы на всех месторождениях одинаковый: на АГЗУ фазы не разделяются.
Первая ступень сепарации осуществляется на ДНС, в результате газ отводится по отдельному коллектору. Кроме того, может проводится предварительный сброс воды с закачкой ее в нагнетательные или поглощающие скважины, а вторая – на ЦППН.
Технологические процессы подготовки нефти для всех систем сбора аналогичны: сепарация или разделение фаз, деэмульсация продукции, обессоливание, стабилизация нефти.
Последний процесс обычно осуществляется параллельно с деэмульсацией и обессоливанием.
Исходя из физических процессов, протекающих при подготовке нефти, оборудование для систем изготовляют в блочном исполнении; вместо деэмульсационных и обессоливающих установок, в которых процессы нагрева и отстоя совмещены, сейчас выпускают нагреватели и отстойники. Комбинируя нагреватели и отстойники разной пропускной способности и различного исполнения, находят рациональный процесс подготовки нефти для условий данного месторождения.
Основным оборудованием системы сбора являются: выкидные линии и коллекторы, АГЗУ, путевые подогреватели, ДНС.
Для промысловых коммуникаций используют трубопроводы из бесшовных горячекатанных труб.