rust44m

Интересно узнать, а что же вы с ним тогда делаете? В атмосферу стравливаете? Тут ситуация такая - ПНГ нужно мерить кубометрами приведенными к с.у. Что бы это сделать нужна плотность среды в с.у. Я знаю только как её получить расчетным методом из компонентного состава. Значит нужен хроматограф, а это дорогое удовольствие. Поправьте если не прав. Да. Стравливаем в атмосферу. С оборудованием практически определился. ИРВИС - Казань или ДГР - Тюмень. Если кто имеет опыт эксплуатации данных приборов , кому не трудно и не сложно подскажите что выбрать.

Интересно, а где Вы нашли "аттестованные счетчики-расходомеры" для попутного газа? просто для газа

Я перкрасно понимаю что в идеале должен стоять узел учета аналогичный системе измерений и показателей качества нефти, с разработанной МВИ , с сетрификатом об утверждении типа СИ в целом , а перед этим и ТЗ, и проект, и эспертное заключение на него....Объемы не те! Компания эксплуатирует три месторождения: в Татарстане, В пермском крае, и в Оренбург- ой облати, и само по себе месторождение состоит от 3 до 10 скважин, основной продукт добычи нефть, ПНГ - именно и попутный, его МАЛО! и на сегодняшний день его даже не сжигаем. Вопрос не только измерения , но и утилизации. Хотелось бы узнать кто и каким образом решает проблему измерения и утилизации ПНГ на аналогичных небольших местрождениях, причем мнение практиков , а не в теори, и что и как должно быть. Например читал про бустерные установки , по смешиванию с водой и закачке в пласт там же.... что у кого и как??? подскажите!

Конечно же ТПУ для калибровки обычного НОРДа никто не повезет , если это не СИКН где производится коммерческий учет (хотя я никогда не слышал чтоб на СИКН где нидь стояли такие расходомеры). Учет нефтесодержащей жидкости , если я правильно понял, необходим на каком то объекте в процессе траспортировки и добычи - ДНС, СП или на скважине. Формула пересчета ,вероятно, каким то образом выводится но там точно нужны будут параметры темепературы, давления, плотности, содержание воды в нефти, мех примеси.... потом каким то образом необходимо взять аналогичные параметры воды на которых поверялись расходомеры, то есть дополнительные замеры и привлечение ХАЛ по затратам еще и превышающие заказ ТПУ.По этому мой Вам совет: если вы каким то коссвенным методом определили погрешность 6-9 % (СКЖ или по уровнемеру наполнения какой то емкости, по разнице давлений и т .д.)просто обычной пропорцией пересчитайте и забейте нужный коэфициент преобразования ТПР. Людям производящим проверку наличия свидетельства о поверке предъявляте сей документ, если же нуууу оооочень продвинутый полезет проверять коэфициенты нчинаете общаться как продвинутый автолюбитель с ГИБДД - например можно сослаться на 102 ФЗ об обеспечении единства средств измерений и сказать что в данном конкретном случае производиться не коммерческий учет нефти и по этому именно это СИ не входит в сферу гос регулирования , а здесь на месторождении производим индикацию технологических парметров с помощью ТПР ....ну или еще на что фантазии хватит

добрый день! Работаю в малой нефтяной компании на територрии республики Татарстан. В связи с последними трбованиями правительства РФ по утилизации и учету попутного нефтяного газа остро стоит вопрос по решению данной проблемы на моем предприятии. Хотелось бы узнать какие наработки в этой области есть компаний занимающихся добычей нефти в небольших объемах. (кто осуществляет контроль за утилизацией и измерениями, необходима ли разработка МВИ или просто можно использовать аттестованные счетки расходомеры и т . д.)