Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью счетчиков нефти турбинных или преобразователя объема жидкости лопастного, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.

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

БИЛ состоит из четырех измерительных линий (ИЛ): трех рабочих и одной контрольной ИЛ.

На каждой из рабочих ИЛ установлены следующие средства измерений:

• - счетчик нефти турбинный МИГ-250 DN 250 с диапазоном измеряемых расходов от 285 до 1900 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности в рабочем диапазоне расхода не более ± 0,15 %;

• - преобразователь давления измерительный EJX 430А с диапазоном измерений от 0 до 3,5 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

• - термопреобразователь сопротивления серии TR модификации TR200 с диапазоном измерений от минус 50 °С до 50 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С;

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

На контрольной ИЛ установлены следующие средства измерений:

• - преобразователь объема жидкости лопастной Smith Meter модели M16 DN 400 с диапазоном измеряемых расходов от 200 до 2000 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности измерений не более ± 0,1 %;

• - преобразователи давления и температуры, манометры и термометры аналогичные установленным на рабочих ИЛ.

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

В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

• - два преобразователя плотности жидкости измерительных модели 7835 (основной и резервный) с диапазоном измерений от 300 до 1100 кг/м³ и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,3 кг/м³;

• - два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных модели 7827 (основной и резервный) в комплекте с устройствами измерения параметров жидкости и газа

Лист № 2 Всего листов 5 модели 7951, с диапазоном измерений от 1 до 100 мПа^с и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 1 %;

• - два влагомера нефти поточных УДВН-1 пм (основной и резервный) с диапазоном измерения объемной доли воды от 0,01 % до 2,0 % и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерения ± 0,05 %;

• - преобразователь давления измерительный EJA 530А с диапазоном измерений от 0,1 до 0,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

• - два термопреобразователя с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (основной и резервный) с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С;

• - расходомер UFM 3030K DN 25 с диапазоном измеряемых расходов от 0,9 до 20 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 5 %;

• - два автоматических пробоотборника модели Clif Mock True Cut C-22;

• - пробоотборник для ручного отбора пробы «Стандарт - Р», выполненный по ГОСТ 2517-2012;

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

В состав блока ПУ входят:

• - установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB 2-го разряда с диапазоном измерений от 200 до 2000 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;

• - два преобразователя давления измерительных 3051 с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

• - два преобразователя измерительных 644 в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65, с диапазоном измерений от минус 50 °С до 100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С;

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

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

• - два контроллера измерительно-вычислительных OMNI-6000 с пределами допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения объема при стандартных условиях ± 0,025 %;

• - автоматизированное рабочее место оператора «ОЗНА-Flow» (основное) и автоматизированное рабочее место оператора «Rate. АРМ оператора УУН» (резервное) на базе персональных компьютеров, оснащенных 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 и методиками поверки для СИ входящих в состав СИКН.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

• - автоматическое измерение объема нефти в БИЛ;

• - автоматическое измерение давления и температуры нефти в БИК и БИЛ;

• - автоматическое измерение объемного влагосодержания в нефти в БИК;

• - автоматическое измерение плотности нефти в БИК;

• - автоматическое измерение вязкости нефти в БИК;

• - автоматическое измерение расхода нефти в БИК;

• - автоматический и ручной отбор пробы нефти в БИК;

• - автоматическое вычисление массы брутто нефти;

• - автоматизированное вычисление массы нетто нефти;

• - поверку и контроль метрологических характеристик лопастного и турбинных преобразователей расхода жидкости по стационарной двунаправленной трубопоршневой поверочной установке;

• - поверку стационарной поверочной трубопоршневой двунаправленной установки по передвижной ПУ 1-го разряда;

• - регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов (часового, двухчасового, оперативного, сменного, суточного, журнала регистрации показаний СИКН), протоколов контроля метрологических характеристик и поверки, 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 № 407 ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть - Дружба». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0062-2014 МП.

Диапазон измерений объемного расхода, м³/ч Рабочий диапазон температуры нефти, °С Рабочий диапазон давления нефти, МПа Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м³ Рабочий диапазон вязкости нефти, мм²/с Массовая доля воды в нефти, %, не более Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С, не более Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %, не более Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м³, не более Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %, не более

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %, не более