Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. Горев С.М. - 177 стр.

костей и температуры ртутными техническими термометрами на
трубопроводах нефти от насосной и газа после буферной ем-
кости. Расход газа после буферных емкостей определяется под-
ключением переносного дифманометра к камерной диафрагме.
    Расход нефти в напорном трубопроводе контролируется
расходомером переменного перепада давления. Уровень в
буферных емкостях измеряется электронными индикаторами
уровня типа ЭПУ-18М. Предупредительная звуковая и световая
сигнализация при отклонениях давлений на приеме ДНС, в
газосборной сети и в трубопроводе после регулятора давления
осуществляется        электроконтактными       манометрами.
Сигнализация при утечках сальников насосных агрегатов
подается поплавковыми датчиками уровня, установленными в
емкостях для сбора утечек нефти, которые также обеспечивают
автоматическую откачку ее.



Раздел   2     АВТОМАТИЗАЦИЯ                 ПОДГОТОВКИ
И ОТКАЧКИ ТОВАРНОЙ НЕФТИ

      2.1. Характеристика технологического процесса
                  и задачи автоматизации

    В нефтяных пластах нефть, как правило, залегает вместе с
водой. В добываемой нефти в зависимости от близости кон-
турной или подошвенной воды к забою скважины содержание
пластовой воды изменяется от нескольких единиц до десятков
процентов. В пластовой воде содержатся различные минераль-
ные соли и иногда механические примеси. Содержание в нефти
воды и водных растворов минеральных солей приводит к увели-
чению расходов на ее транспортировку, вызывает образование
стойких нефтяных эмульсий и создает затруднения при перера-
ботке нефти на нефтеперерабатывающих заводах из-за наруше-
ния режима процесса и коррозии оборудования. Согласно дей-
ствующим ГОСТам, товарная нефть не должна содержать
больше 1 % воды и 40 мг/л хлористых солей. Поэтому добы-
ваемая нефть подвергается на нефтяном промысле обработке,