Общими особенностями для системы нефтесбора Западной Сибири является значительная удаленность месторождений от установок подготовки и значительная протяженность нефтесборных сетей.
Можно выделить три вида однотрубных систем сбора продукции нефтяных скважин: 1. система сбора с ДНС. Такая система используется в том случае, когда подготовка нефти осуществляется на центральном пункте сбора, на который нефть поступает с группы месторождений удаленных на 20 и более км. Первая ступень сепарации, в этом случае, осуществляется на ДНС при давлении достаточном для без компрессорной подачи для отделившегося газа в следствии сепарации потребителю. Глубокое обезвоживание и обессоливание нефти производится с рециркуляцией дренажной воды или горячей нефти. На ЦПС отсутствуют насосы => давление нефти на установках подготовки должно компенсировать потери напора при подаче ее на ГНПС (Мегионское). 2. однотрубная система нефтегазосбора. Эта система характерна для месторождений, отличающихся высоким давлением на устье скважины и небольшом расстоянии от скважины до ЦПС (менее 20 км). Давлении на устье скважины должно обеспечивать транспорт нефтегазовой смеси до установки предварительного сброса воды. Сырьевой насос обеспечивает транспорт нефтегазовой смеси через технологическое оборудование. Обезвоживание и обессоливание применяется с использованием многократной рециркуляции дренажной воды или горячей нефти. Для данной схемы характерно компактное расположение оборудования всех стадий подготовки (Усть-Балыкское). 3. система сбора с комплексными сборными пунктами. Такие схемы используются на крупных месторождениях характеризующимися большими дебетами скважин и большой протяженностью. На таких месторождениях кроме ЦПС имеются обычно несколько первичных сборных пунктов, которые превращаются в комплексные сборные пункты, на которых подготовка нефти может осуществляться до стадии на которой продукция подается на концевую сепарационную установку (Самотлорское).
На старых нефтяных месторождениях, введенных до 70-х годов, используются двухтрубная негерметизированная система сбора продукции скважин. В таких системах потеря легких фракций составляет до 3-х процентов от количества всей добываемой продукции. Особенности: 1. на ГЗУ производится сепарация первой ступени и отделившийся нефтяной газ по отдельному трубопроводу транспортируется либо на ГПЗ либо на УПГ; 2. нефть самотеком поступает в сырьевой резервуар, в который в следствии нестабильности продукции нефтяных скважин возможны незначительные потери легких фракций; 3. потеря легких фракций наиболее вероятна в резервуарах ЦПС. Два участка систем сбора являются наиболее неблагоприятными с точки зрения гидравлических потерь.
