Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, основанного на измерениях объема нефти с применением преобразователей расхода, плотности нефти с применением преобразователя плотности или в лаборатории, температуры и давления нефти с применением датчиков температуры и преобразователей избыточного давления. Массу брутто нефти вычисляет комплекс измерительновычислительный, как произведение объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным условиям. Массу нетто нефти вычисляет АРМ оператора, как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории или определенной по результатам измерений объёмной доли воды с помощью влагомера нефти поточного.

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

Система состоит из пяти (трех рабочих, одного резервного и одного резервно-замещающего) измерительных каналов объема брутто нефти, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:

• - преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM (далее - ТПР), тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений (далее - Госреестр) под № 16128-01 и № 16128-10;

• - преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-04 и № 14061-10;

• - преобразователи измерительные 3144Р, Госреестр №14683-04, и датчики температуры 3144Р, Госреестр № 39539-08;

• - преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП), Гос-реестр № 15644-01;

• - влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВП), Госреестр № 14557-10;

• - анализатор рентгенофлуоресцетный и рентгеноабсорбционный многоканальный энергодисперсионный типа «SPECTRO» серии 600 модели 682(Т), Госреестр № 19769-00;

• - установка трубопоршневая поверочная двунаправленная (далее - ТПУ), Госреестр № 12888-99;

• - мерник эталонный «SERAPHIN», Госреестр № 22514-02;

• - расходомер-счетчик жидкости ультразвуковой модификации ХМТ868^ Госреестр № 51863-12.

В систему обработки информации системы входят:

• - комплексы измерительно-вычислительные Fmc², Госреестр № 58788-14;

• - автоматизированные рабочие места оператора системы с программным обеспечением «Rate-оператора УУН», свидетельство об аттестации программного обеспечения № 20902-11, выданное ФГУП «ВНИИР» 27.12.2011 г.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

• - манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-11;

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

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

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

• - вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в БИК с применением ВП;

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

• - проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) ТПР с применением ТПУ;

• - проведение поверки ТПР с применением ТПУ;

• - автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

• - контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

• - защита информации от несанкционированного доступа программными средствами. 
  

• - система измерений количества и показателей качества нефти № 550 Рогожниковского месторождения НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз», 1 шт., заводской № 01;

• - инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 550 Рогожниковского месторождения НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»;

- документ «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 550 Рогожниковского месторождения НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз». Методика поверки». МП 0237-14-2015.

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы