Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых и измерительно-вычислительного комплекса. Импульсный выходной сигнал со счетчиков-расходомеров массовых поступает в измерительный контроллер, который вычисляет значение массы сырой нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений параметров сырой нефти, блока фильтров, узла подключения передвижной поверочной установки для поверки стационарной трубопоршневой установки, системы сбора и обработки информации, системы дренажа.

Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы и эксплуатационными документами ее компонентов.

Система состоит из измерительных каналов массы сырой нефти, температуры, избыточного давления, объемного расхода в блоке измерений параметров сырой нефти, объемной доли воды, плотности сырой нефти, основными компонентами которых являются:

- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 300 с измерительными преобразователями 2700 (далее - СРМ) (Госреестр № 13425 -06);

• - термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (Госреестр № 22257-05) в комплекте с преобразователями измерительными 644Н (Госреестр № 14683-04);

• - преобразователи избыточного давления измерительные 3051 TG (Госреестр № 14061-04);

• - датчики избыточного давления "Метран-100" (Госреестр № 22235-08);

• - счетчик нефти турбинный МИГ-32 Ш (Госреестр № 26776-04);

• - влагомеры поточные модели L (Госреестр № 25603-03);

• - преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее -ПП) (Госреестр № 15644-06);

• - контроллеры измерительные FloBoss S600 (Госреестр № 38623-08) с аттестованным программным обеспечением (свидетельство о метрологической аттестации № 1551014-06 от 12 декабря 2006 г., утвержденное ГНМЦ ФГУП "ВНИИР") и защитой от несанкционированного доступа системой паролей и нанесением поверительного клейма на конверт с паролем "Поверитель";

• - компьютер автоматизированного рабочего места оператора системы с аттестованным программным комплексом "OZNA-Flow v.2.0".

В состав системы входят показывающие средства измерений:

• - термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 (Госреестр № 303-91);

• - манометры для точных измерений МТИ модели 1246 (Госреестр № 1844-63);

• - прибор УОСГ-ЮО СКП (Госреестр № 16776-06);

• - прибор автоматический лабораторный АЛП-01 ДП (Госреестр № 16774-06).

Для поверки и контроля метрологических характеристик (MX) СРМ применяют трубопоршневую установку "Сапфир" (далее - ТПУ) (Госреестр № 15355-01) в комплекте с ПП.

Состав и технологическая схема системы обеспечивают выполнение следующих функций:

• - автоматическое измерение массы сырой нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности сырой нефти;

• - автоматическое измерение температуры и избыточного давления сырой нефти, плотности, объемного расхода в блоке измерений параметров сырой нефти, объемной доли воды в сырой нефти, разности давления на фильтрах;

• - вычисление массы нетто сырой нефти с использованием результатов измерений массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей, полученных в испытательной лаборатории, объемной доли воды - с помощью поточного влагомера или массовой доли воды - в испытательной лаборатории, объемной доли свободного газа, объемной доли растворенного газа - в соответствии с МИ 2575-2000 "ГСИ. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений";

• - проведение поверки и контроля MX СРМ комплектом ТПУ и ПП. Поверку и контроль MX проводят при отсутствии свободного газа в сырой нефти и объемном содержании воды не более 10 %;

• - поверку ПП с применением переносной пикнометрической установки;

• - автоматическое и ручное управление измерительными линиями;

• - автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

• - автоматический и ручной отбор проб сырой нефти;

• - автоматическое управление пробоотбором;

• - контроль состояния и работоспособности оборудования, средств измерений и автоматики системы сбора и обработки информации;

• - сбор продуктов дренажа из оборудования и трубопроводов;

• - регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов, актов;

• - защиту системной информации от несанкционированного доступа программными средствами.

• 1. Единичный экземпляр системы в составе согласно инструкции по эксплуатации.

• 2. Инструкция по эксплуатации системы.

• 3. Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой РФК КанБайкал Резорсез Инк. Методика поверки".

Рабочий диапазон расхода, т/ч

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры рабочей среды, °C

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений избыточного давления рабочей среды, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности рабочей среды, кг/м³

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в сырой нефти, %

• - в диапазоне от 0 % до 10 %

• - в диапазоне от 10 % до 20 %

Рабочая среда

Рабочий диапазон температуры рабочей среды, °C

Рабочий диапазон избыточного давления рабочей среды, МПа

Рабочий диапазон плотности рабочей среды, кг/м³

Массовая доля воды, %, не более

Количество измерительных линий, шт.

Режим работы