Принцип действия систем «ОЗНА-ИС» основан на прямых и косвенных измерениях количества и параметров сырой нефти и попутного нефтяного газа, предварительно разделенных в сепараторе на жидкую и газовую фазы.

Системы «ОЗНА-ИС» применяются в установках автоматизированных типа «Спутник», выпущенных по техническим условиям (далее - ТУ) ТУ3667-043-00135786-2004 (ТУ 3667-01400135786-99, ТУ 39-1571-91, ТУ 39-5771770-052-90, ТУ 25-6734002-87, ТУ 39-1061-85), установках измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР» (ТУ 3667-088-00135786-2007), установках измерительных «ОЗНА-Импульс» (ТУ3667-042-00135786-2003), установках измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР»-К (ТУ 3667-095-00135786-2009) или установках-реципиентах, выпущенных по ТУ других производителей (далее - установки-реципиенты), находящихся в эксплуатации или при выпуске из производства.

Системы «ОЗНА-ИС» имеют два уровня. Первый уровень включает в себя измерительные преобразователи расхода жидкости (сырой нефти) и газа, давления, температуры, плотности сырой нефти, содержания объемной доли воды в сырой нефти. Второй уровень состоит из системы сбора и обработки информации (далее - СОИ), реализованной в измерительновычислительном контроллере. Связь между измерительными преобразователями и измерительновычислительным контроллером осуществляется посредством аналоговых и цифровых сигналов. Преобразование аналоговых сигналов в цифровые осуществляется в измерительновычислительном контроллере. Для вычислений массы сырой нефти без учета воды и массы нетто нефти используются параметры измеряемой среды, определяемые в лаборатории и вносимые в СОИ оператором системы «ОЗНА-ИС». СОИ так же выполняет функции передачи управляющих сигналов на распределительное устройство, автоматизированную запорно-регулирующую арматуру и системы жизнеобеспечения установок-реципиентов.

Лист № 2 Всего листов 5 Системы «ОЗНА-ИС» имеют в своем составе следующие измерительные каналы:

• 1. Измерительный канал массового расхода, плотности и массы сырой нефти, в зависимости от измеряемого расхода, состоящий из следующих средств измерений (СИ) массы, массового расхода и плотности жидкости:

- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion;

- счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС -МАСС 260»;

- счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак.

• 2. Измерительный канал объема сырой нефти в рабочих условиях (опционально может использоваться вместо измерительного канала массового расхода сырой нефти), состоящий из счетчиков жидкости турбинных ТОР.

При использовании измерительного канала объема сырой нефти масса сырой нефти вычисляется в СОИ с использованием данных о плотности сырой нефти.

• 3. Измерительный канал содержания объемной доли воды в сырой нефти в зависимости от содержания объемной доли воды в сырой нефти, состоящий из следующих СИ объемной доли воды в сырой нефти:

- измерители обводненности Red Eye®, моделей Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase;

- влагомеры сырой нефти ВСН-2;

• - влагомеры сырой нефти ВСН-АТ и влагомеры поточные ВСН-АТ;

• - влагомеры поточные моделей L и F.

Измерительный канал содержания объемной доли воды может отсутствовать. В этом случае содержание объемной доли воды рассчитывается в СОИ на основании измерений плотности сырой нефти измерительным каналом плотности сырой нефти и измерений плотности пластовой воды и обезвоженной дегазированной нефти, проведенных в лаборатории. Опционально содержание объемной доли воды может вноситься в СОИ на основании лабораторных измерений в качестве условно-постоянной величины.

• 4. Измерительный канал массового расхода и массы попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63, состоящий из счетчиков газа вихревых СВГ.

• 5.  Измерительный канал массового расхода и массы попутного нефтяного газа (опционально может использоваться вместо измерительного канала объемного расхода и объема попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63), состоящий из счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion.

Вычисление объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63, по измеренным значениям массового расхода и массы газа осуществляется в СОИ.

• 6. Измерительный канал объемного расхода и объема попутного нефтяного газа (опционально может использоваться вместо измерительного канала объемного расхода и объема попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63), состоящий из датчиков расхода газа ДРГ.М.

• 7.  Измерительный канал избыточного давления, состоящий из измерительных преобразователей избыточного давления с диапазоном измерений от 0 до 20 МПА и пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,5%.

• 8. Измерительный канал температуры, состоящий из измерительных преобразователей температуры с диапазоном измерений от -50 до +100 °С и пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 1%.

СОИ может быть реализована на основе следующих измерительно-вычислительных контроллеров:

• - контроллеры механизированного куста скважин КМКС;

• - контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей 5000;

• - контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей 5209, 5232, 5305;

• - контроллеры измерительные АТ-8000;

• - системы управления модульные B&R Х20;

• - модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500;

• - контроллеры ControlWave Micro;

• - контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 3000, Terminator.

Совокупность применяемых СИ выбирается в зависимости от ожидаемых значений расхода сырой нефти и попутного нефтяного газа, давления и температуры измеряемой среды, содержания пластовой воды в сырой нефти и содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти, а также от типоразмера сепаратора установок-реципиентов.

Таблица 6 - Комплектность поставки

Таблица 2 - Технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Таблица 4 - Параметры электропитания

Таблица 5 - Сведения о надежности