Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей объемного расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей объемного расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), трубопоршневой поверочной установки, системы обработки информации и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из трех рабочих измерительных каналов объема нефти, одного контрольно-резервного измерительного канала объема нефти, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления, объемной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:

• - преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N (далее - ТПР), Госре-естр № 15427-01;

• - счетчик жидкости турбинный CRA/MRT97, Госреестр № 22214-01;

• - преобразователи плотности жидкости измерительные 7835, Госреестр № 15644-06;

• - влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, Госреестр № 14557-10;

• - термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, Госреестр № 22257-01, с преобразователями измерительными 644 к датчикам температуры, Госреестр № 14683-00;

• - преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-99;

• - установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее - стационарная ТПУ), Госреестр № 20054-06.

В систему обработки информации системы входит:

• - комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03, Госреестр № 19240-11, свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений № ПО-2550-03-2011 от 14.01.2011 г., выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева».

В состав системы входят показывающие средства измерений:

• - манометры для точных измерений МТИ, Госреестр № 1844-63;

• - термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - автоматическое измерение массы нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности нефти;

• - автоматическое измерение плотности и объемной доли воды;

• - измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;

• - проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих ТПР с применением контрольно-резервного ТПР применяемого в качестве контрольного;

• - проведение КМХ и поверки ТПР с применением стационарной ТПУ;

• - автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

• - автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

• - защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С» по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».

- система измерений количества и показателей качества нефти № 504 на Хохряковском месторождении ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», 1 шт., заводской № 01;

• - инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 504 на Хохряковском месторождении ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие»;

• - «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 504 на Хохряковском месторождении ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие». Методика поверки», утвержденная ФГУП ВНИИР 21 декабря 2012 г.

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.

Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики