Принцип действия СИКН основан на косвенном методе динамических измерений с помощью турбинных преобразователей расхода (далее по тексту - ПР). Выходные сигналы преобразователей расхода, давления, температуры, плотности, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают в систему сбора и обработки информации (далее по тексту -СОИ), которая принимает информацию и производит вычисление массы и показателей качества нефти по реализованному в ней алгоритму.

Конструктивно СИКН состоит из входного и выходного коллекторов, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК) и СОИ.

На входном коллекторе установлен манометр для точных измерений типа МТИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - регистрационный №) 1844-63) или манометр точных измерений МТИф (регистрационный № 64929-16) или манометр показывающий ТМ (регистрационный № 25913-08).

БИЛ состоит из трех измерительных линий (ИЛ): рабочей ИЛ, резервной ИЛ и контрольно-резервной ИЛ.

На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений (СИ):

• - счетчик жидкости турбинный фирмы Smith Meter Inc. Moorco Company, США (регистрационный № 12750-91);

• - датчик давления Метран-^OTG (регистрационный № 32854-13);

• - датчик давления Метран-^OCD (регистрационный № 32854-13);

• - датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный № 63889-16);

• - манометр для точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-63) или манометр точных измерений МТИф (регистрационный № 64929-16) или манометр показывающий ТМ (регистрационный № 25913-08);

• - термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91).

БИК выполняет функции оперативного контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.

В БИК установлены следующие СИ и технические средства:

• - два преобразователя плотности измерительных модели 7835 (регистрационный № 15644-96);

- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-15);

• - датчик давления MeTpaH-150TG (регистрационный № 32854-13);

• - датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный № 63889-16);

• - расходомер-счетчик вихревой объемный YEWFLO DY (регистрационный № 17675-09);

• - два датчика давления MeTpaH-150CD (регистрационный № 32854-13);

• - манометры для точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-63) или манометры точных измерений МТИф (регистрационный № 64929-16) или манометры показывающие ТМ (регистрационный № 25913-08);

• - термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91).

На выходном коллекторе установлены следующие СИ и технические средства:

• - датчик давления «Метран-150» (регистрационный № 32854-09) или датчик давления Метран-150TG (регистрационный № 32854-13);

• - манометр для точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-63) или манометр точных измерений МТИф (регистрационный № 64929-16) или манометр показывающий ТМ (регистрационный № 25913-08).

СОИ обеспечивает сбор, обработку и хранение измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных FloBoss S600+ (регистрационный № 64224-16) (далее по тексту - контроллеры), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; два преобразователя измерительных постоянного тока ПТН-Е2Н (регистрационный № 42693-15) и два автоматизированных рабочих места оператора (далее по тексту - АРМ оператора), оснащенные средствами отображения, управления и печати.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

• - автоматическое измерение объемного расхода нефти (м³/ч);

• - автоматическое вычисление массы брутто нефти (т);

• - автоматическое вычисление объема нефти (м³);

• - автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м³), объемной доли воды (%) в нефти;

• - вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений поточными анализаторами или в лаборатории по объединенной пробе нефти содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

• - КМХ рабочего и резервного ПР по контрольно-резервному ПР;

• - поверку и КМХ ПР по стационарной или передвижной ПУ;

• - автоматический отбор объединенной пробы нефти;

• - регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН. Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.

Т а б л и ц а 5 - Комплектность СИКН

Т а б л и ц а 3 - Метрологические характеристики

Т а б л и ц а 4 - Основные технические характеристики