СИКН изготовлена в одном экземпляре ООО «Метрология и Автоматизация» (г. Самара) по проектной документации ООО «Метрология и Автоматизация» (г. Самара), из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер - 902.

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

Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью счетчиков (преобразователей) жидкости лопастных, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ), системы сбора и обработки информации (далее - СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускают неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из двух рабочих и одной резервной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

• - счетчик (преобразователь) жидкости лопастной Dy 8” (№ 12749-05);

• - преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-04);

• - преобразователь измерительный 3144P (№  14683-04) в комплекте с

термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-05);

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

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-85, установленное на входном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

• - два преобразователя плотности жидкости измерительных модели 7835 (№ 15644-06);

• - два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (№ 14557-05);

• - преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 (№ 15642-06);

• - преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-04);

• - преобразователь   измерительный   3144P   (№ 14683-04)   в   комплекте с

термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-05);

• - счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97 (№ 22214-01)

• - две системы смешивания и отбора проб Clif Mock True Cut С-22;

• - устройство для ручного отбора точечных проб с диспергатором по ГОСТ 2517-85;

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

Лист № 2 Всего листов 4

Блок ТПУ состоит из установки трубопоршневой «Сапфир М»-500 заводской № 63 (Госреестр № 23520-07) с диапазоном измерений от 40 до 500 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,10 % в комплекте с преобразователями давления и температуры, аналогичными установленным в БИК, и обеспечивает проведение оверки и контроля метрологических характеристик счетчиков (преобразователей) жидкости лопастных.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03» с функцией резервирования (Госреестр № 19240-05), осуществляющий сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Rate АРМ оператора УУН», оснащенное монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

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

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м³/ ч);

- автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);

- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м³), вязкости (мм²/с) нефти, содержания воды (%) в нефти;

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

- поверку и контроль метрологических характеристик счетчиков (преобразователей) жидкости лопастных по стационарной поверочной установке;

- поверку стационарной ТПУ 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 СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации СИКН.

• 2. Инструкция по эксплуатации СИКН.

• 3. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 902 на ПСП «Серные воды» ОАО «Самаранефтегаз». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0045-13 МП.

Рабочая среда

Рабочий диапазон измерений объемного расхода нефти, м³/ч

Рабочий диапазон температур нефти, °С

Рабочий диапазон давлений нефти, МПа

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м³

Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм²/с Массовая доля воды в нефти, %, не более

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефти, °С

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления нефти, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м³

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %