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

Конструктивно СИКНС состоит из входного коллектора, блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений параметров сырой нефти (БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки, выходного коллектора. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.

На входном коллекторе СИКНС установлен манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11).

В состав БФ входят:

• - два фильтра сетчатых с быстросъемной крышкой, на входе и выходе каждого фильтра установлены манометры избыточного давления показывающие МП4-У (Госреестр № 10135-10) для контроля перепада давления;

• - два преобразователя давления AUTROL модели APT3100 (Госреестр № 37667-13) для измерения разности давлений;

БИЛ состоит из трех измерительных линий (ИЛ): двух рабочих и одной контрольно-резервной ИЛ.

На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений:

• - счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF400 (Госреестр № 45115-10) (далее - массомеры);

• - преобразователь давления AUTROL модели APT3200 (Госреестр № 37667-13);

• - термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-13);

• - манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11);

• - термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р (Госреестр № 46078-11).

БИК выполняет функции непрерывного измерения объемной доли воды в сырой нефти и автоматического отбора объединенной пробы нефти для последующего определения параметров сырой нефти в лаборатории. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на входном коллекторе БИЛ.

В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

• - два фильтра сетчатых, на входе и выходе каждого фильтра установлен манометр избыточного давления показывающий МП4-У (Госреестр № 10135-10) для контроля перепада давления;

• - два центробежных насоса, на выходе каждого насоса установлен манометр избыточного давления показывающий МП4-У (Госреестр № 10135-10)

• - влагомер сырой нефти ВСН-2-50-100 (Госреестр № 24604-12);

• - преобразователь давления AUTROL модели APT3200 (Госреестр № 37667-13);

• - термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-13);

- манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У 2 (Госреестр № 26803-11);

- термометр биметаллический показывающий ТБ -2Р ( Госреестр № 46078-11);

- преобразователь расхода турбинный NuFlo (Госреестр № 39188-08);

- два пробоотборника автоматических «Отбор-А-Р-Слив»;

- пробоотборник для ручного отбора пробы «Стандарт - РОП»;

- узел подключения резервного влагомера;

- ручной регулятор расхода.

Узел подключения передвижной поверочной установки размещен на входном трубопроводе БИЛ и предназначен для подключения передвижной поверочной установки при проведении поверки и контроля метрологических характеристик массомеров.

На выходном коллекторе СИКНС установлены:

- ручной регулятор расхода;

- два преобразователя давления AUTROL модели APT3200 (Госреестр № 37667-13), установленные на входе и выходе регулятора расхода;

- два манометра показывающих для точных измерений МПТИ-У 2 (Госреестр № 26803-11), установленные на входе и выходе регулятора расхода;

- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-13);

- термометр биметаллический показывающий ТБ -2Р ( Госреестр № 46078-11).

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят:

- два вычислителя УВП-280Б.01 (Госреестр № 53503-13) (основной и резервный);

- автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным обеспечением «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 и методиками поверки средств измерений, входящих в состав СИКНС.

СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение давления и температуры сырой нефти;

- автоматическое измерение перепада давления сырой нефти на фильтрах;

- автоматическое измерение объемной доли воды в сырой нефти;

- автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти;

- ручное регулирование расхода сырой нефти;

- автоматическое измерение массы сырой нефти;

- автоматизированное вычисление массы нетто сырой нефти;

- поверка и контроль метрологических характеристик (КМХ) массомеров по передвижной поверочной установке;

- КМХ рабочих массомеров по контрольно-резервному массомеру;

- отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов КМХ;

- защита информации от несанкционированного доступа.

• 1. Единичный экземпляр СИКНС.

• 2. «Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Ветлянская» ОАО «Самаранефтегаз». Паспорт 212/2/14-ПС.

• 3. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Ветлянская» ОАО «Самаранефтегаз». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0075-15 МП.

Рабочая среда                                                                нефть сырая;

Рабочий диапазон массового расхода, т/ч                                       от 50 до 450;

Рабочий диапазон температуры сырой нефти, °С                               от +15 до +45;

Рабочий диапазон давления сырой нефти, МПа                                  от 0,4 до 2,9;

Рабочий диапазон плотности сырой нефти, кг/м³                              от 811,5 до 1149;

Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более                                        90;

Объемная доля растворенного газа в сырой нефти, м³/м³, не более                         12,5;

Содержание свободного газа                                                     отсутствует;

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

массы сырой нефти, %                                                           ±0,25;

Пределы допускаемой относительной погрешности определения

массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в