Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности, преобразователей давления, температуры и системы обработки информации.

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.

Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока стационарной трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки.

БИЛ состоит из трех измерительных линий (ИЛ): двух рабочих и одной резервной. В состав каждой ИЛ входят следующие технические средства и средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде):

• - фильтр Model FB-300 - 8 к 6 (STR-130) с быстросьемной крышкой;

• - преобразователь дифференциального давления 1151 мод. DP (регистрационный № 13849-04) или преобразователь дифференциального давления Deltabar PMD (регистрационный № 41560-09) для измерений перепада давления на фильтре;

• - преобразователь расхода жидкости турбинный серии Smith Sentry DN 6” (регистрационный № 12750-05);

• - преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04 или № 14061-15);

• - датчик температуры Rosemount 644, Rosemount 3144P (регистрационный № 63889-16) либо термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (регистрационный № 22257-05) в комплекте с преобразователем измерительным 3144Р (регистрационный № 14683-04);

• - манометр для точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-63) для индикации местного давления;

• - термометр ртутный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);

Блок измерений показателей качества нефти выполняет функции непрерывного измерения массовых долей воды, вязкости и автоматического отбора объединенной пробы для последующего определения параметров нефти в лаборатории. Блок измерений показателей качества нефти в составе:

• - фильтр;

• - манометры точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-63) для индикации местного давления на входе и выходе БИК;

• - два преобразователя плотности поточный «Solatron» 7835 (регистрационный № 15644-01 или регистрационный № 52638-13) (основной и резервный);

- датчик температуры Rosemount 644, Rosemount 3144P (регистрационный № 63889-16) либо термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (регистрационный № 22257-05) в комплекте с преобразователем измерительным 3144 Р (регистрационный № 14683-04);

- термометр ртутный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);

- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04 или № 14061-15);

- автоматические пробоотборники Cliff Mock True-Cut DN2” с статическим миксером;

- счетчик жидкости турбинный CRA/MRT'97, фирмы «Daniel», применяемый в качестве индикатора расхода (регистрационный №22214-01);

- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационный № 14557-05 или регистрационный № 14557-15);

- устройство для ручного отбора точечных проб с диспергатором;

- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный мод. 7829 (регистрационный № 15642-06);

- узел подключения эталонного плотномера или пикнометрической установки и устройства для определения содержания свободного газа в нефти;

Поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных Smith Sentry DN 6 проводят с помощью блока ТПУ.

- установка поверочная турбопоршневая двунаправленная OGSB (регистрационный № 62207-15);

Узел подключения турбопоршневой поверочной установки размещен на выходном трубопроводе БИЛ и предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик турбинных преобразователй расхода.

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

- комплексы измерительно-вычислительные «ИМЦ-03», (регистрационный № 19240-11);

- два автоматизированных рабочих мест оператора (рабочего и резервного) на базе персонального компьютера с программным обеспечением автоматизированного рабочего места оператора «Rate АРМ оператора УУН», предназначенных для визуального отображения результатов измерений и управления технологическими режимами работы СИКН.

- принтер.

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

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массы брутто нефти;

- автоматическое измерение объемного расхода нефти;

- автоматическое измерение плотности, вязкости, давления и температуры нефти;

- автоматическое измерение перепада давления нефти на фильтрах;

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

- автоматическое измерение массовой доли воды в нефти;

- автоматизированное вычисление массы нетто нефти;

- поверка и контроль метрологических характеристик (КМХ) турбинных преобразователей расхода с применением ТПУ в автоматическом режиме;

- поверка ТПУ с применением передвижной турбопоршневой поверочной установки 1- го разряда;

- автоматический и ручной отбор пробы нефти;

- вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта (воды, механических примесей, хлористых солей);

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

- защиту информации от несанкционированного доступа.

Таблица 4 -

Таблица 3 - Основные метрологические и технические характеристики СИКН

Таблица 4 - Основные технические характеристики