Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью расходомеров массовых.

Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.

Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

Блок фильтров состоит из входного и выходного коллекторов и двух фильтрующих линий (основной и резервной), в состав каждой фильтрующей линии входят следующие технические средства и средства измерений:

• - фильтр грубой очистки с быстросъемной крышкой DN 250;

• - преобразователь давления измерительный Deltabar S PMD75 (регистрационный № 41560-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

• - два манометра для местной индикации давления (до и после фильтра).

На входном коллекторе блока фильтров установлены:

• - преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 (регистрационный № 41560-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

• - манометр для местной индикации давления.

БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, двух рабочих и одной контрольнорезервной измерительных линий (ИЛ). На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений:

• - расходомер массовый Promass 83F (регистрационный № 15201-11);

• - преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 (регистрационный № 41560-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

• - преобразователь измерительный серии iTEMP TMT82 (регистрационный № 57947-14);

• - термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 49519-12) или термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 68002-17);

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

На входном коллекторе БИЛ установлено пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012.

На выходном коллекторе БИЛ установлены:

• - преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 (регистрационный № 41560-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

• - преобразователь измерительный серии iTEMP TMT82 (регистрационный № 57947-14);

• - термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 49519-12) или термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 68002-17);

• - 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 2517-2012. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

• - преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (регистрационный № 52638-13) или преобразователь плотности и расхода CDM (регистрационный № 63515-16);

• - преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829 (регистрационный № 15642-06) и/или преобразователи плотности и вязкости модели FVM (регистрационный № 62129-15);

• - влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационный № 14557-10 и/или регистрационный № 14557-15);

• - преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 (регистрационный № 41560-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

• - преобразователь измерительный серии iTEMP TMT82 (регистрационный № 57947-14);

• - термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 49519-12) и/или термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 68002-17);

• - расходомеры ультразвуковые UFM 3030 (регистрационный № 48218-11) или расходомеры-счетчики ультразвуковые OPTISONIC 3400 (регистрационный № 57762-14);

• - пробоотборники нефти «Стандарт-А» или пробоотборники «ВИРА-1-50-63», предназначенные для автоматического отбора проб;

• - пробоотборники нефти «Стандарт-Р» для ручного отбора проб;

• - манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

Поверку и контроль метрологических характеристик расходомеров массовых Promass 83F проводят с помощью блока ТПУ, расположенного на одной площадке с СИКН и включающая в себя следующие средства измерений:

• - установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (регистрационный № 20054-12);

• - преобразователь давления измерительный 3051S (регистрационный № 24116-13) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

• - преобразователь измерительный Rosemount 3144P (регистрационный № 56381-14);

• - термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (регистрационный № 22257-11);

• - манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных FloBoss S600+ (регистрационный № 83904-21), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенных монитором и клавиатурой.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

• - автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);

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

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

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

• - поверку и контроль метрологических характеристик расходомеров массовых по стационарной поверочной установке, контроль метрологических характеристик расходомеров массовых, установленных на рабочих линиях, по расходомеру массовому, установленному на контрольно-резервной ИЛ;

• - автоматический отбор объединенной пробы нефти;

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

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

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

Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится ударным способом на шильд-табличку блок-бокса СИКН.

Т а б л и ц а 3 -