kvm

Красивые у вас весы. У нас полегче 50 шт. по 20 кг. Но тоже весело. У нас кстати используется передвижное ТПУ (СМИТ-800, первый разряд) - если есть вопросы спрашивайте.

5.1.9 Установление межконтрольного интервала ПР. В данном пункте всё достаточно подробно описано. Если вас не устроит предложенная там методика смотрите п.5.1.9.10 (но насколько я знаю всех пока устраивала ) Кстати насчёт - " у нас был разговор о том чтобы контролировать МХ каждый месяц.а я думаю не часто ли это..и так вроде нет документа, в котором это оговаривалось бы" - согласно рекомендациям один раз в месяц это минимальный межконтрольный интервал. "п.5.1.9.7 В случае отсутствия превышения отклонения коэффициента преобразования ПР значения, установленного в 5.1.8.14, в течение 30 суток и более дальнейшие испытания рекомендуется также прекратить, межконтрольный интервал установить 30 суток." При установлении межконтрольного интервала у нас согласно протокола (я тогда ещё не занимался УУН) на 19 день погрешность сличения превысила 0,15%, межконтрольный интервал (согласно тогда ещё РД 153) был установлен раз в 15 дней. КМХ ПП установлен без проведения исследований, максимально возможный согласно Рекомендаций - раз в 10 дней. "а у вас есть какой-то единый документ по КМХ?" - вопрос не понятен. Что за документ?

По узлам учёта нефти всё описано здесь: Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти. Утв. Приказом Минтопэнерго России №69 от 31.03.2005 Думаю по прочтению большинство вопросов отпадёт. В частности п. 5.1.8 Контроль метрологических характеристик ПР У себя на СИКН мы проводим КХМ ПР(преобразователь расхода)-1 раз в две недели. ПП (преобразователь плотности) - 1 раз в 10 дней. Так же КХМ (внеочередной) может проводится по требованию принимающей или сдающей стороны.

Ищу МИ 3151-2008 (с изм. 1 2009) ГСИ. Преобразователи массового расхода. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности (взамен МИ 2463-98, МИ 2863-04). ОАО "Нефтеавтоматика"

Существует ли иностранный аналог (API, ISO и т.п.) - ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия. ??? На какой иностранный стандарт можно сослаться по качественным параметрам нефти? В частности где указано, массовая доля воды не более 1%.

Тоже на английском. :'( ASTM D 1250 - 8.PDF

Лови ещё. Версия на буржуйском, в процессе поиски на русском. По остальным посмотри аналоги ISO, API - если найдёшь номера вылаживай может ещё, что найду. Сейчас как раз в процессе создания подборки буржуйских стандартов. ASTM D445.PDF

Как я уже писал у нас тоже двигаются коэффициенты (не критично, но всё таки), но они двигаются не при изменении температуры нефти, а при изменении температуры окружающей среды, при чём изменение температуры должно быть стабильное т.е пришло лето, зима. Температура нефти у нас примерно одинакова и зимой и летом. Нефть у нас грузится и легкая и тяжёлая - вязкость при 30 3-6 или 9-14, плотность 800 или 840, содержание парафина сами понимаете в них разное , так что думаю что не в парафине дело. Для нашего узла я думаю дело в изменении количества газа в нефти. Вероятно при изменении температуры, что то происходит в подготовке.

Schiller что ж вы там качаете. То турбинка останавливается, то пробоотборник. У нас за 10 лет эксплуатации турбина в БКК (Норд 40) останавливалась два раза - попадала окалина от сварки. С пробоотборником чуть сложнее - у нас забивается парафином трубка к бачку сбора нефти. Обычно происходит при изменениях температуры, когда парафины начинают лететь, но это не так часто что бы было проблемой. И ещё у нас постепенно разовая порция увеличивается (была 1,4 мл, сейчас примерно 1,8 мл), но это тоже не проблема, а так с Clif mock никаких проблем. У нас установлен: пробоотборник True Cut C-22 контроллер привода True Cut CD-20A Ну а насчёт фильтриков - согласно API они вообще запрещены в БКК - это у нас в Гостах недосмотрели, и было бы правильно запретить и у нас, для эксплуатации конечно хуже, но для учёта правильнее.

Да и приму в подарок любые стандарты API и ISO по учёту нефти и газа. Лучше на русском конечно, но английский, испанский тоже переварю. Заранее спасибо всем.

1298_99 у меня такой вариант 7910_1298_99 Russian.pdf

Ну тогда установка Cet тебе поможет. При установленном диапазоне вискозиметра до 100 +-1% и плюс погрешность измерения в лаборатории ты будешь проходить все сличения. ток не говори никому.

Ну так вообще не понятно в чём проблема. Если так то перед сличением их помыл сделали сличение и забыл о них до следующего. (или вообще забыл). Ну а насчёт мультивязкостности СМИТов это ты немного загнул +-5 сСт на мин. расходе нам например было мало. Хотя у вас наверно вязкость не меняется.

По СКО: так как его значение для сличения не регламентировано то естественно зачем его учитывать. погрешность < 0.15 всё гуд. тем более в протоколе (у нас) значение СКО не указывается. по 5.1.8.10 это вероятно просто ошибка(должно быть менее), но так как у нас всего 3 линии (2 рабочих и 1 резервная) то мне этот пункт пофиг. по пункту 5.1.8.2 по моему всё очень понятно - сличение ТПР находящихся в резерве допускается не проводить. по пунктам 5.1.8.6 и 5.1.8.7 отдельный долгий и нудный разговор если надо пиши в личку или аську 464423675

Ну про избавиться это как бы шутка. (очень бы хотелось, но пока в принципе не возможно, у нас используется Q/v и естественно менять ТПР, МВИ и т.д. никто не будет). А вообще ваши вискозиметры как учавствуют в учёте? тоже используете Q/v ?

На наших СМИТ-200 тоже меняюся показания в зависимости от тепературы. Одно время даже поверяли два раза в год (начало лета начало зимы) по требованию прихимающей стороны (хотя в погрешность влаживались), в настоящее время поверяем осень (теоретически тепература близка к среднегодовой). Особых проблем со сличением не имеем.

Если кто имеет опыт эксплуатации подскажите подойдёт ли расходомер TransPort PT878GC для проверки и настройки расхода газа на газлифт. Так же интересует может ли он мерять расход жидкости (в часности сырую нефть)

Насколько я помню (рекомендаций перед глазами нет) СКО при сличении ТПР по ТПУ не расчитывается и в протокол не заносится. Условие для положительных результатов сличения погрешность ТПР меньше чем 0,15%. Перед сличением рабочих ТПР по контрольному расходомеру проводят сличение последнего по ТПУ и вот для него действительно необходимо СКО <=0.02 и относительная погрешность <=0.1. МИ 1974 - 2004 для поверки ТПР и о сличениях там нет ни слова.

У нас данные вискозиметры стоят в колене(так же производства Solartron) которое поставлялось вместе с вискозиметрами. Т.к. нефть у нас идёт 30-40 градусов, особенно не забиваюся моем раз в три месяца примерно, ну или если "грязи" качнут. Вообще насколько знаю их рекомендуют устанавливать прямо на потоке в основную трубу. Но мне говорили, что и при такой установке на холодных нефтях всё равно забиваются. Кстати откуда вы знаете что прибор врёт? (А вообще от вискозиметров я бы конечно постарался избавится. )