На разрабатываемых неф-х мест-ях Западной Сибири применяют нес-ко разновидностей напорных систем сбора. Сепарация нефти осущ-ся в 2-3 ступени. 1 ступень сепарации нефти происходит при давлении 0,4 – 0,8 МПа перед ДНС или на комплексных сборных пунктах. Газ 1 ступени после сепар-ых установок при давлении сепарации может транспор-ся до ГПЗ на расстояние более 100 км. В зависимости от того, какие технологические процессы ведут на КСП, схемы сбора на мест-ях Зап.Сибири классифицируют на 2 группы. К первой относят схемы сбора, в которых всю обводненную нефть окончательно подготавливают на ЦППН. В этом случае на КСП осущ-ют 1 ступень сепарации нефти и ввод деэмульгатора в обводненную нефть до сепараторов. В сепараторах или напорных емкостях, установленных после сепараторов, не только отделяется газ, но происходит и частичное обезвоживание нефти. Этот процесс осущест-ся без подогрева обводненной нефти. Частично обезвоженную нефть с растворенным в ней газом по отдельному трубо-ду перекачивают с КСП насосами на ЦППН, где происходит сепарация I и II ступени при давлениях соот-но 0,25-0,105 МПа и ее окончательное термохимическое обезвоживание. Ко второй группе относят схемы сбора, у которых на КСП полностью подготавливают нефть в газонасыщенном состоянии. В этом случае на КС, кроме сепараторов I ступени и напорных аппаратов предварительного сброса имеются блочные нагреватели и отстойники. В представленных схемах реагент-деэмульгатор и горячую воду из отстойников обезвоживания нефти подают в трубопровод перед сепараторами 1 ступени. Свободную воду из сепараторов 1 ступени или аппаратов предварительного сброса, а частично обезвоженную нефть под давлением сепарации проходит блок нагрева, трубопровод-каплеобразователь и окончательно ее обезвоживают в отстойниках. Затем гозонасыщенную обезвоженную нефть смешивают с анологичным потоком безводной нефти, прошедшую только первую ступень сепарации, и откачивают насосами на ЦППС, где происходит сепарация нефти IIи III ступени перед поступлением ее в магистральные трубопроводы. Газ II и III ступеней на ЦППС используют на собственные нужды или подают на ГПЗ.

1-скважины; 2-замерные установки; 3-блоки дозирования деэмульгатора; 4-сепараторы 1 ступени; 5- аппараты предварительоног сброса; 6-отстойники(электродегидратор); 7-блоки нагрева; 8-ДН; 9, 10-сепараторы 2 и 3 ступени сепарации; 11-деэмульсаторы. I –газ на ГБЗ; II – вода на КНС; III – газ потребителю; IV – товарная нефть.

Основными отличительными технологическими и техническими элементами в совмещенной технологической схеме являются: -подача деэмульгатора на начальных участках сборных трубопроводов, разрушение эмульсии на 70-80% путем увеличения технологического времени до 120 и более мин и доведения размера глобул пластовой воды перед УПС до 100 – 200 мкм.; - монтаж перед УПС в условиях ДНС или УПС КДФ для рааслоения газированной потока эмульсии на н, г и в.; -применение линейных и секционных каплеобразователей перед отстойниками; -бесштуцерный ввод расслоенного потока в отстойные аппараты 9,12,15; -возврат опресненной воды после отстойных ппаратов на прием насоса 7; -возврат дренажной воды после аппаратов 12 на прием УПС перед КДФ 5; -применение регулируемых смесителей для подачи пресной воды; -монтаж в аппаратах 9,12,15 внутренних лучевых распределительных устройств, исключающих накопление стойких промежуточных слоев; монтаж на очистных сооружениях трубчатых аппаратов 16, позволяющих использовать для глубокой  очистки воды поверхностные и флотационные эффекты; -использование резервуаров 9 и 17 в качестве гидрофобных и гидрофильных фильтров путем монтажа соответ-щих внутренних устройств; -порционный ввод пресной воды 13; -использование трубо-дов между аппаратами 15, 19 в кач-ве техно-ких для доразрушения малодисперсной эмульсии; -монтаж УЛФ в резервуарах 6,9,19. данная схема позволяет: -повысить кач-во тов. нефти в 2-3 раза; -ув-ть произ-ть отстойных аппаратов; -повысить произ-ть сепараторов; -исключить при подготовке девонских нефтей с применением системы УЛФ 2 ступени сепарации; -повысить кач-во подго-ых сточных вод.

1-скв; 2-реагент;3-ГЗУ; 4-техно-кий трубо-од; 5-КДФ; 6-сепаратор- УПС; 7-насос; 8-линейный каплеобразователь; 9-УПС; 10-печь; 11-секционный каплеобразователь; 12, 15-электродегидратор; 13-пресная вода; 14-смеситель; 16-булит; 17-гидрофобный фильтр; 18-трубный аппарат; 19-блок стабилизации.