Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений с применением преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.

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

БИЛ состоит из трех рабочих и двух резервных измерительных линий (ИЛ).

В состав каждой ИЛ входят следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - регистрационный №)) и технические средства:

• - преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N (регистрационный № 15427-01, № 15427-06) с пределами допускаемой относительной погрешности измерения объема не более ±0,15%;

• - преобразователи давления измерительные 3051 (регистрационный № 14061-99, № 14061-15) с пределами допускаемой приведенной погрешности измерения давления не более ±0,5%;

• - преобразователь измерительный 644, 3144Р (регистрационный № 14683-04, № 1468309) или преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный №53211-13), либо датчик температуры 644, 3144Р (регистрационный № 39539-08) с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры не более ±0,2 °С;

• - манометры для местной индикации давления с классом точности не ниже 0,6;

• - термометры для местной индикации температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры не более ±0,2 °С.

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, установленное на входном коллекторе СИКН.

В состав БИК входят следующие СИ и технические средства:

• - преобразователи давления измерительные 3051 (регистрационный № 14061-99, № 14061-15) с пределами допускаемой приведенной погрешности измерения давления не более ±0,5%;

• - преобразователь измерительный 644, 3144Р (регистрационный № 14683-04, № 1468309) или преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный №53211-13), либо датчик температуры 644, 3144Р (регистрационный № 39539-08) с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры не более ±0,2 °С;

- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 ( регистрационный № 15644-01) с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти не более ±0,3 кг/м³;

- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829 (регистрационный № 15642-01, № 15642-06) с пределами допускаемой приведенной погрешности измерений вязкости нефти не более ±1,0 %;

- влагомеры нефти поточные УДВН -1пм (регистрационный № 14557-01, № 14557-15) с пределами допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти не более ±0,05%;

- анализатор серы ASOMA 682T-HP-EX (регистрационный № 50181-12) с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массовой доли серы в нефти не более ±5,0 %;

- система смешивания и отбора проб соответствующая требованиям ГОСТ 2517-2012;

- ручное пробоотборное устройство по ГОСТ 2517-2012;

- расходомер для местной индикации объемного расхода нефти с пределами допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода нефти в БИК не более ±5,0 %;

- манометры для местной индикации давления с классом точности не ниже 0,6;

- термометры для местной индикации температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры не более ±0,2 °С.

В состав СОИ системы входят следующие СИ и технические средства:

- контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ (регистрационный № 38623-11) с пределами допускаемой относительной погрешности при вычислении расхода, объема и массы нефти не более ±0,01%;

- преобразователь измерительный постоянного тока ПТН- Е2 Н ( регистрационный № 42693-09);

- автоматизированные рабочие места оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos» (далее - ПК «Cropos»), оснащенного 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), содержания воды в нефти (%), содержания серы 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 преобразователя расхода по стационарной поверочной установке;

- автоматический отбор объединенной пробы нефти ;

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

Таблица 5 -

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Продолжение таблицы 4