СИКНС изготовлена в одном экземпляре ООО «ИМС Индастриз» (г. Москва) по проектной документации ООО «ИМС Индастриз» (г. Москва) из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления..

Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами её составляющих

Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений - с помощью счетчиков-расходомеров массовых и системы обработки информации.

Конструктивно СИКНС состоит из узла фильтров, узла измерительных линий, узла показателей качества нефти, узла подключения передвижной поверочной установки, системы сбора и обработки информации. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

Узел измерительных линий состоит из двух измерительных линий: рабочей и контрольной. В состав каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

• - счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 200 (№ 13425-06);

• - датчик давления «Метран-100» (№ 22235-08);

• - манометр для местной индикации давления.

Узел показателей качества нефти выполняет функции контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля параметров сырой нефти. В узел показателей качества нефти установлены следующие средства измерений и технические средства:

• - датчик давления «Метран-100» (№ 22235-08);

• - датчик температуры 644 (№ 39539-08);

• - влагомеры нефти поточные УДВН-1пм2 (№ 14557-10);

• - автоматические пробоотборники «ПРОБА-1М»;

• - манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

• - ручные пробоотборные устройства по ГОСТ 2517-85.

В состав СОИ входят:

• - комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (№ 43239-09).со встроенным программным обеспечением (далее - ПО), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных;

• - автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программное обеспечение «RATE АРМ оператора УУН», оснащенного монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКНС, в соответствии с МИ 3002-2006.

СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массы (т) и массового расхода сырой нефти в рабочем диапазоне (т/ч);

- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), содержания воды в сырой нефти (%);

- вычисление массы нетто (т) сырой нефти с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти;

- поверку и контроль метрологических характеристик ПР по передвижной поверочной установке;

- автоматический отбор объединенной пробы нефти;

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

• 1. Единичный экземпляр СИКНС в составе: согласно инструкции по эксплуатации СИКНС.

• 2. Инструкция по эксплуатации СИКНС.

• 3. Инструкция. «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2039 Орловского месторождения при Ново-Суксинской УПВСН НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть». Методика поверки».

Рабочая среда                         нефть сырая (определение по ГОСТ Р 8.615-2005).

Расход сырой нефти, т/ч                                                    от 5 до 15.

Температура сырой нефти, °С                                                 от 5 до 40.

Давление сырой нефти в СИКНС, МПа                                  от 0,24 до 4,0.

Массовая доля воды, %, не более                                                   10,0.

Вязкость кинематическая, мм²/с (сСт)                                       от 10,0 до 120;

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С           ± 0,2.

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %             ± 0,5.

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объ

емной доли воды в нефти при измерении влагомером, %                            ±0,1.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой

нефти, %                                                                            ±0,25.