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INSTRUMENTATION LE COMPTAGE

MANUEL DE FORMATION COURS EXP-MN-SI120 Révision 0

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INSTRUMENTATION LE COMPTAGE SOMMAIRE 1. OBJECTIFS .....................................................................................................................9 2. LES FONCTIONS ET LES CONTRAINTES DU COMPTAGE ......................................10 2.1. A QUOI CA SERT ? ................................................................................................10 2.2. LOCALISATION ET CRITICITE ..............................................................................11 2.3. LES EFFLUENTS....................................................................................................12 2.3.1. Effluents de production....................................................................................12 2.3.2. Production brute et quantité nette ...................................................................12 2.4. LES INSTALLATIONS DE COMPTAGE .................................................................13 2.5. LES DIVERS ASPECTS DE FLUIDES ...................................................................14 2.5.1. États des fluides soumis au comptage ............................................................14 2.5.2. Les différents types de fluide comptés ............................................................14 2.5.3. Homogénéité des fluides ................................................................................16 2.5.4. Quelques définitions ........................................................................................17 2.6. LES ECOULEMENTS PROCEDE...........................................................................17 2.6.1. Perturbation dans les écoulements .................................................................17 2.6.2. Les pulsations dans les écoulements ..............................................................18 2.6.3. Pressions et perte de charge dans les écoulements et équipements..............18 2.6.4. La cavitation ....................................................................................................19 2.6.5. Entraînement / Dépôts / Présence d’impuretés ...............................................19 2.6.6. Les régimes d’écoulement et le nombre de Reynolds .....................................19 2.7. UNITES ET CORRESPONDANCE .........................................................................20 2.7.1. Unités de débit les plus couramment utilisées.................................................20 2.7.2. Rappel des correspondances:.........................................................................20 2.7.2.1. Conversion des unités de pression ............................................................20 2.7.2.2. Conversion des unités de température ......................................................21 2.8. RAPPEL DE PHYSIQUE SUR LA MESURE DE DEBIT .........................................24 2.8.1. Définitions........................................................................................................24 2.8.1.1. Qu’est-ce qu’un débit ? ..............................................................................24 2.8.1.2. Les conditions de référence .......................................................................25 2.8.1.3. La relation débit pression ...........................................................................25 2.8.1.4. La Viscosité................................................................................................25 2.8.1.5. La Masse volumique ..................................................................................25 2.8.2. La mesure des débits de gaz ..........................................................................26 2.8.2.1. Loi de Mariotte ou de Boyle........................................................................26 2.8.2.2. Dilatation des gaz.......................................................................................26 2.8.3. Notions des gaz parfaits ..................................................................................27 2.8.3.1. Loi des Gaz Parfaits...................................................................................27 2.8.3.2. Constante des Gaz parfaits........................................................................27 2.8.3.3. Equation des Gaz parfaits ..........................................................................27 2.8.3.4. Applications aux gaz réels..........................................................................27 2.8.4. La densité d’un gaz .........................................................................................28 2.8.5. Pression d’un gaz ............................................................................................28 Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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3. LES DIFFERENTS TYPES DE COMPTEURS ..............................................................30 3.1. GÉNÉRALITÉS .......................................................................................................30 3.1.1. Évolution des comptages ................................................................................30 3.1.2. Comptage des liquides ....................................................................................30 3.1.2.1. Les méthodes statiques : jaugeage, pesage ..............................................30 3.1.2.2. Les méthodes dynamiques (ou les mesures de débit) ...............................31 3.1.3. Comptage des gaz ..........................................................................................31 3.1.4. Les comptages transactionnels ou fiscaux ......................................................32 3.1.4.1. Comptage transactionnel des liquides .......................................................32 3.1.4.2. Comptage transactionnel des gaz..............................................................32 3.2. BIEN CHOISIR SON COMPTEUR OU SON TRANSMETTEUR ............................33 3.3. LE COMPTEUR A TURBINE ..................................................................................37 3.3.1. Fonctionnement débitmètre à turbine ..............................................................37 3.3.2. Principe ...........................................................................................................38 3.3.3. Choix du type de turbine..................................................................................39 3.3.4. Les informations données ...............................................................................39 3.3.5. L'utilisation des compteurs turbines.................................................................39 3.3.6. Courbe caractéristique du compteur à turbine.................................................40 3.3.7. Les performances du compteur à turbine ........................................................42 3.3.7.1. Détermination du facteur K.........................................................................42 3.3.7.2. Mesure de l’écoulement .............................................................................43 3.3.8. Installation .......................................................................................................44 3.3.8.1. Montage .....................................................................................................44 3.3.8.2. Matériel ......................................................................................................46 3.3.8.3. Préamplificateurs .......................................................................................46 3.3.9. Mise en œuvre ................................................................................................46 3.3.10. Problèmes rencontrés ...................................................................................47 3.3.11. Caractéristiques ............................................................................................48 3.4. LES COMPTEURS VOLUMÉTRIQUES..................................................................49 3.4.1. Principe de mesure .........................................................................................49 3.4.2. Les différents types de compteurs volumétriques ...........................................50 3.4.2.1. Compteur à pistons rotatifs ........................................................................50 3.4.2.2. Compteur à palettes ...................................................................................51 3.4.2.3. Compteur à vis ...........................................................................................51 3.4.2.4. Compteur à roues ovales ...........................................................................52 3.4.3. Utilisation.........................................................................................................53 3.4.4. Mise en œuvre (Recommandations) ...............................................................53 3.4.5. Problèmes rencontrés .....................................................................................54 3.4.6. Application.......................................................................................................54 3.4.7. Caractéristiques ..............................................................................................55 4. LES DEBITMETRES INSTANTANES............................................................................56 4.1. DÉBITMÈTRE ÉLECTROMAGNÉTIQUE ...............................................................56 4.1.1. Fonctionnement Débitmètre Electromagnétique .............................................56 4.1.2. Principe ...........................................................................................................56 4.1.3. Informations fournies .......................................................................................57 4.1.4. Utilisation.........................................................................................................57 4.1.5. Matériels..........................................................................................................58 4.1.6. Installation .......................................................................................................59 Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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4.1.6.1. Les précautions à prendre..........................................................................59 4.1.7. Applications types ...........................................................................................60 4.1.8. Caractéristiques ..............................................................................................60 4.1.9. Incertitudes de mesure et limites d’erreur........................................................61 4.2. DÉBITMÈTRE À EFFET VORTEX..........................................................................62 4.2.1. Principe de mesure du débitmètre Vortex .......................................................62 4.2.2. Informations fournies .......................................................................................62 4.2.3. Matériels..........................................................................................................62 4.2.4. Installation .......................................................................................................63 4.2.5. Applications types ...........................................................................................64 4.2.5.1. Pour les liquides.........................................................................................64 4.2.5.2. Pour les gaz ...............................................................................................64 4.2.6. Caractéristiques ..............................................................................................64 4.2.7. Incertitude de mesure......................................................................................65 4.3. DÉBITMÈTRE À EFFET CORIOLIS .......................................................................66 4.3.1. Notions Accélération de Coriolis......................................................................66 4.3.2. Principe du débitmètre à effet Coriolis.............................................................66 4.3.3. Fonctionnement Débitmètre Massique Coriolis ...............................................67 4.3.3.1. Mesure de la masse volumique..................................................................68 4.3.4. Les informations primaires ..............................................................................68 4.3.5. Utilisation des débitmètres massiques Coriolis ...............................................69 4.3.5.1. Fluide .........................................................................................................69 4.3.5.2. Localisation ................................................................................................69 4.3.6. Les matériels ...................................................................................................69 4.3.7. Installation .......................................................................................................69 4.3.7.1. Généralités.................................................................................................69 4.3.7.2. Montage .....................................................................................................70 4.3.8. Caractéristiques des débitmètres à effet Coriolis ............................................71 4.4. DÉBITMÈTRE À ULTRASONS – TEMPS DE « TRANSIT » ..................................72 4.4.1. Fonctionnement Débitmètres Ultrasonique .....................................................72 4.4.2. Principe ...........................................................................................................74 4.4.3. Caractéristiques ..............................................................................................75 4.5. DÉBITMÈTRE À ULTRASONS – DOPPLER ..........................................................76 4.5.1. Principe ...........................................................................................................76 4.5.2. Caractéristiques ..............................................................................................76 5. LA FONCTION TOTALISATION DES DEBITMETRES .................................................78 5.1. LE RACCORDEMENT DE LA SORTIE IMPULSION ..............................................78 5.2. LE PARAMETRAGE SUR LE TRANSMETTEUR ...................................................79 6. LES ORGANES DEPRIMOGENES ...............................................................................84 6.1. GENERALITES .......................................................................................................84 6.2. EXPRESSION DU DEBIT .......................................................................................84 6.2.1. Expression théorique du débit pour un organe déprimogène ..........................84 6.2.2. Expression pratique du débit pour un organe déprimogène ............................86 6.2.2.1. La norme ISO 5167-1.................................................................................86 6.2.2.2. La formule de calcul du débit .....................................................................87 6.2.2.3. Exemple de calcul du coefficient de décharge ...........................................87 6.2.2.4. Le principe de détermination d’un organe déprimogène ............................88 6.3. LE DIAPHRAGME...................................................................................................89 Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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6.3.1. Principe de mesure .........................................................................................89 6.3.2. Fonctionnement du diaphragme......................................................................90 6.4. PLAQUE A ORIFICES ............................................................................................92 6.4.1. Montage des plaques à orifice.........................................................................93 6.4.2. Utilisations .......................................................................................................94 6.4.3. Caractéristiques ..............................................................................................95 6.5. LE V-CONE .............................................................................................................96 6.6. LE VENTURI ...........................................................................................................97 6.7. LE TUBE DE PITOT................................................................................................99 6.7.1. Rappel de mécanique des fluides ...................................................................99 6.7.2. Principe ...........................................................................................................99 6.8. LA SONDE ANNUBAR..........................................................................................102 6.8.1. Principe .........................................................................................................102 6.8.2. Utilisations .....................................................................................................103 6.8.3. Recommandations d'utilisation et application ................................................103 6.8.4. Caractéristiques ............................................................................................103 6.9. LE TRANSMETTEUR DE PRESSION DIFFERENTIELLE ...................................104 6.10. LES COMPTEURS EN PHASE LIQUIDE ...........................................................108 6.11. LES COMPTEURS EN PHASE GAZ ..................................................................108 7. LE COMPTAGE MULTIPHASIQUE.............................................................................109 7.1. Définitions .............................................................................................................109 7.1.1. Termes relatifs au comptage multiphasique ..................................................109 7.1.2. Termes relatifs à la métrologie ......................................................................115 7.1.3. Indices et symboles .......................................................................................118 7.2. PHILOSOPHIE DU COMPTAGE MULTIPHASIQUE ............................................119 7.2.1. Surveillance ou monitoring de puits unique ...................................................121 7.2.1.1. Optimisation de la production...................................................................123 7.2.1.2. Flow assurance ........................................................................................123 7.2.2. Essais de puits ..............................................................................................124 7.2.2.1. Essais de puits conventionnels ................................................................124 7.2.2.2. Essais de puits avec compteurs multiphasiques ......................................126 7.2.3. Comptage d’allocation de production ............................................................128 7.2.4. Comptage fiscal et comptage transactionnel.................................................129 7.2.5. Résumé des caractéristiques des compteurs multiphasiques .......................130 7.3. ÉCOULEMENT MULTIPHASIQUE .......................................................................130 7.3.1. Carte de régime d’un écoulement multiphasique ..........................................132 7.3.1.1. Ecoulement vertical..................................................................................133 7.3.1.2. Ecoulement horizontal..............................................................................133 7.3.2. Effets des glissements...................................................................................134 7.3.3. Classification des écoulements multiphasiques ............................................135 7.4. TECHNOLOGIE ....................................................................................................137 7.4.1. Catégories de compteurs ..............................................................................137 7.4.1.1. Compteurs en ligne ..................................................................................137 7.4.1.2. Compteur à séparation.............................................................................138 7.4.1.3. Compteurs de gaz humide .......................................................................142 7.4.1.4. Autres catégories de compteurs multiphasiques......................................146 7.4.2. Principes de mesure......................................................................................146 7.4.2.1. Vitesse de phase et écoulement volumétrique.........................................146 Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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7.4.2.2. Fractions de phase...................................................................................148 7.4.3. Choix technologiques et exigences de maintenance.....................................155 7.4.3.1. Mesure de la pression ..............................................................................155 7.4.3.2. Compteurs volumétriques ........................................................................155 7.4.3.3. Capteurs à impédance électrique et micro-ondes ....................................155 7.4.3.4. Technologie des rayons gamma ..............................................................156 7.4.3.5. Limites de ces technologies – utilisation compteurs à séparation partielle ..............................................................................................................................157 7.4.3.6. Etalonnage et propriétés des fluides ........................................................157 7.5. SPECIFICATIONS DE PERFORMANCE..............................................................158 7.5.1. Description technique ....................................................................................158 7.5.2. Spécifications des capteurs et appareils primaires........................................159 7.5.3. Spécifications des données de sortie et de leurs formats..............................159 7.5.4. Plage de mesure, conditions de service nominales et conditions limites.......160 7.5.5. Incertitude de mesure....................................................................................161 7.5.6. Evaluation de l’incertitude de mesure des compteurs multiphasiques ..........161 7.5.6.1. Quantités d’influence et coefficients de sensibilité ...................................162 7.5.6.2. Reproductibilité et répétabilité ..................................................................163 7.5.6.3. Stabilité et temps de réponse...................................................................164 7.5.7. Directives sur la spécification de performances des compteurs multiphasiques ................................................................................................................................164 7.5.7.1. Description technique...............................................................................165 7.5.7.2. Spécification des données d’entrée .........................................................166 7.5.7.3. Spécification des données de sortie.........................................................166 7.5.7.4. Conditions de service nominales et conditions limites .............................167 7.5.7.5. Incertitude de mesure ..............................................................................168 7.6. DIRECTIVES POUR LA CONCEPTION DES COMPTEURS ...............................169 7.6.1. Enveloppe de production...............................................................................169 7.6.1.1. Traçage enveloppe production dans carte d’écoulement biphasique.......169 7.6.1.2. Traçage de l’enveloppe de production dans la carte de composition.......171 7.6.2. Enveloppe de mesure des compteurs multiphasiques ..................................172 7.6.2.1. Traçage de l’enveloppe de mesure d’un compteur multiphasique dans la carte d’écoulement biphasique .............................................................................172 7.6.2.2. Traçage de l’enveloppe de mesure d’un compteur multiphasique dans la carte de composition .............................................................................................173 7.6.3. Utilisation de la carte d’écoulement pendant les tests ...................................174 7.6.4. Le graphe de performances cumulées ..........................................................176 7.6.5. Autres éléments à prendre en compte...........................................................177 7.7. ESSAIS, ETALONNAGE ET REGLAGE ...............................................................180 7.7.1. Essais de réception en usine.........................................................................181 7.7.2. Etalonnage des compteurs multiphasiques ...................................................182 7.7.2.1. Etalonnage statique .................................................................................182 7.7.2.2. Etalonnage dynamique ............................................................................183 7.7.2.3. Etalonnage en usine ................................................................................187 7.7.2.4. Installation de test ....................................................................................187 7.7.2.5. Etalonnage in-situ ....................................................................................190 7.7.2.6. Rapport d’étalonnage ...............................................................................193 7.7.3. Réglage des compteurs multiphasiques........................................................195 Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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7.7.3.1. Réglage sur la base d’un étalonnage statique .........................................195 7.7.3.2. Réglage sur la base d’un étalonnage dynamique ....................................195 7.8. INSTALLATION SUR SITE ET MISE EN SERVICE .............................................197 7.8.1. Considérations relatives à l’installation..........................................................197 7.8.2. Installation et intégration au site ....................................................................198 7.8.2.1. Exigences relatives à l’installation............................................................200 7.8.2.2. Connexions électriques et besoins énergétiques .....................................200 7.8.2.3. Essai de bon fonctionnement ...................................................................201 7.8.3. Mise en service .............................................................................................201 7.8.3.1. Préparation...............................................................................................201 7.8.3.2. Documents et équipements......................................................................201 7.8.3.3. Autorisation sur site..................................................................................202 7.8.3.4. Activités de mise en service .....................................................................202 7.9. VERIFICATION EN COURS D’OPERATION........................................................203 7.9.1. Monitoring de base ........................................................................................204 7.9.2. Auto-vérification / auto-diagnostic / redondance............................................205 7.9.3. Deux compteurs en série...............................................................................205 7.9.4. Unités de test mobiles ...................................................................................206 7.9.5. Technologie des traceurs ..............................................................................206 7.9.6. Injection .........................................................................................................207 7.9.7. Echantillonnage .............................................................................................207 7.9.8. Facteur de conciliation...................................................................................208 7.9.9. Vérification des systèmes sous-marins .........................................................210 7.10. EXEMPLES DE COMPTAGES MULTIPHASIQUES...........................................211 7.10.1. Dual gamma (Ofon) .....................................................................................211 7.10.2. Gamma + électrique (Secteur Nord au Congo) ...........................................211 7.10.3. Sincor ..........................................................................................................212 7.10.4. Mise en œuvre ............................................................................................212 7.10.5. Récapitulatif des débitmètres pour les hydrocarbures liquides....................213 8. LE BANC DE COMPTAGE ..........................................................................................214 8.1. LE PRINCIPE D’UN BANC DE COMPTAGE ........................................................214 8.2. LE BANC DE COMPTAGE EN PHASE LIQUIDE .................................................215 8.2.1. Description ....................................................................................................215 8.2.2. Exemple : banc de comptage UA 312 de Girassol ........................................216 8.3. LE BANC DE COMPTAGE EN PHASE GAZ ........................................................218 8.3.1. Description ....................................................................................................218 8.3.2. Principe de fonctionnement ...........................................................................219 8.3.2.1. Collecteur et son Instrumentation.............................................................219 8.3.2.2. Vannes d’Isolement..................................................................................220 8.3.2.3. Rampe de comptage................................................................................221 8.3.3. Les équipements d’étalonnage......................................................................221 8.4. EXEMPLES DE PID : BANC DE COMPTAGE......................................................223 8.4.1. Rappel des symboles ....................................................................................223 8.5. LES EQUIPEMENTS AUXILIAIRES D’UN BANC DE COMPTAGE......................227 8.5.1. Les équipements de protection des instruments de mesure .........................228 8.5.1.1. Filtres .......................................................................................................228 8.5.1.2. Dégazeurs / Séparateur de gaz ...............................................................230 8.5.1.3. Purgeur de gaz.........................................................................................230 Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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8.5.1.4. Vannes de régulation de débit et de pression ..........................................231 8.5.2. les équipements de conditionnement des instruments de mesure ................231 8.5.2.1. Mixeur statique.........................................................................................231 8.5.2.2. Tranquilliseurs / Conditionneurs d’écoulement.........................................232 8.6. CALCULS, CORRECTIONS ET INSTRUMENTS ASSOCIES..............................235 8.6.1. Le transmetteur de pression..........................................................................236 8.6.1.1. Représentation.........................................................................................236 8.6.1.2. Schémas de raccordement ......................................................................236 8.6.1.3. Étalonnage ...............................................................................................237 8.6.1.4. Transmetteur de pression numérique ......................................................240 8.6.1.5. Étalonnage ...............................................................................................241 8.6.1.6. Critères de choix des transmetteurs de pression .....................................243 8.6.2. Le transmetteur de température ....................................................................244 8.6.2.1. Définition ..................................................................................................244 8.6.2.2. L’élément sensible ...................................................................................245 8.6.2.3. Classe de tolérance .................................................................................245 8.6.2.4. Câblage....................................................................................................246 8.6.2.5. Constitution d’une sonde de Température ...............................................247 8.6.2.6. Le Transmetteur ou convertisseur............................................................250 8.7. ETALONNAGE D’UN COMPTEUR SUR BANC DE COMPTAGE ........................251 8.7.1. Les méthodes................................................................................................251 8.7.1.1. Étalonnage sur bac ..................................................................................251 8.7.1.2. Le compteur étalon (Master Meter) ..........................................................251 8.7.2. La boucle d’étalonnage .................................................................................252 8.7.2.1. Les types de boucle d’étalonnage............................................................252 8.7.2.2. Éléments constituant la boucle d’étalonnage ...........................................253 8.7.2.3. Les points critiques lors des étalonnages ................................................255 9. EXPLOITATION ET CONDUITE .................................................................................258 9.1.1. Assurance qualité ..........................................................................................258 9.1.2. Validation par suivi des écarts bacs/banc/bord (comptage chargement tanker) ................................................................................................................................258 9.1.2.1. Constat d’écart .........................................................................................258 9.1.2.2. Dérives .....................................................................................................259 9.1.3. Vérifications...................................................................................................259 9.2. RECOMMANDATIONS EN FONCTION DU TYPE DE COMPTAGE....................260 10. TROUBLE SHOOTING..............................................................................................261 10.1. DÉBITMÈTRE À EFFET CORIOLIS ...................................................................261 10.2. ORIFICES DÉPRIMOGÈNES .............................................................................261 10.3. TURBINES ..........................................................................................................261 10.4. COMPTEURS VOLUMÉTRIQUES .....................................................................262 10.5. DÉBITMÈTRE À EFFET VORTEX......................................................................262 10.6. DÉBITMÈTRES ÉLECTROMAGNÉTIQUES ......................................................262 11. SOMMAIRE DES FIGURES ......................................................................................264 12. SOMMAIRE DES TABLES ........................................................................................268

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1. OBJECTIFS

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2. LES FONCTIONS ET LES CONTRAINTES DU COMPTAGE 2.1. A QUOI CA SERT ? L’objectif principal du comptage est la mesure et / ou la détermination des débits et / ou quantité d’effluents pétroliers ou non pétroliers présents dans les installations pétrolières. Les opérations et mesures qui permettent d’avoir accès à différentes composantes des effluents mesurés font par extension partie de l’activité comptage. (Échantillonnage, analyse en ligne, …) La mesure des quantités de fluide produit dans un temps déterminé permettent entre autres de suivre la vie d'un puits, de l'ensemble d'un champ, de faire des prévisions sur l'évolution du gisement. Cela permet aussi de quantifier les produits finis, pour la vente notamment.

Figure 1 : Débits mesurés et calculés On peut découper le comptage en deux domaines : Le domaine transactionnel qui comprend les contrats, les achats, la vente et le transport. Ce domaine correspond au comptage d’allocation et au comptage commercial de haute précision ( 1600

0,15 % de v.m. + 1 mm/s 0,15 % de v.m. + 0,04’’/s 0,2 % de v.m. + 1 mm/s 0,2 % de v.m. + 0,04’’/s

3

10 – 150

2,5 – 6

Incertitude de mesure

/8’’ – 6’’

0,2 % de v.m. + 1 mm/s 0,2 % de v.m. + 0,04’’/s

Courbe 1

2

/8’’ – 6’’

1

/10’’ – ¼’’

0,3 % de v.m. + 2 mm/s 0,3 % de v.m. + 0,08’’/s

3

> 64’’

Figure 33 : Courbe d’incertitude de mesure sur les débitmètres KHRONE

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4.2. DÉBITMÈTRE À EFFET VORTEX 4.2.1. Principe de mesure du débitmètre Vortex Le débitmètre à effet vortex permet de mesurer le débit volume de gaz, de vapeurs et de liquides dans des conduites pleines. Le principe de mesure repose sur la formation de tourbillons alternés (effet Karman). Le tube de mesure comporte un générateur de tourbillons. La fréquence de détachement des tourbillons f est proportionnelle à la vitesse d’écoulement v. Le nombre caractéristique de Strouhal S (constante du capteur de mesure) décrit le rapport entre la fréquence f, la largeur b du générateur de tourbillons et la vitesse moyenne d’écoulement v. S .v On en déduit donc la relation suivante : f = b La fréquence vortex est détectée dans le capteur de mesure et traitée au niveau du convertisseur de mesure (qui peut être monter directement sur le capteur ou en déporté).

Figure 34 : Principe du débitmètre à effet Vortex

4.2.2. Informations fournies Le capteur donne une information fréquence qui est traitée pour fournir à l'utilisateur une information de type débit volumique aux conditions de ligne.

4.2.3. Matériels Les technologies diffèrent par la nature de l'obstacle et les techniques de mesure de la fréquence de détachement des tourbillons. Figure 35 : Composants principaux d’un débitmètre à effet Vortex Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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L’élément perturbateur est souvent appelé ‘barreau’ en maintenance.

4.2.4. Installation Pour éviter le dégazage ou la vaporisation d'un liquide, on doit avoir une contre-pression minimale. On se référera au standard d'installation qui préconise : Supérieur à 20D de longueurs droites en amont, Supérieur à 5D en aval, la fixation des tuyauteries amont et aval de manière à éviter chocs et décentrages, l'installation sur des portions droites dépourvues d'éléments perturbateurs, l'utilisation de tranquilliseur si les longueurs droites ne peuvent pas être respectées. On trouvera dans la documentation constructeur les exigences de montage en fonction de la configuration du pipe (après réducteur, après vanne, après coude, après expandeur, etc.). Des recommandations pour positionner la prise de température et celle de pression existent. On veillera à ce que les débitmètres aient le même diamètre que les conduites ou éventuellement un diamètre inférieur. Le sens de l'écoulement doit correspondre avec la flèche indiquée sur l'appareil. Si le débitmètre est monté en vertical, le sens de circulation sera ascendant.

Figure 36 : Débitmètre à effet Vortex

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4.2.5. Applications types 4.2.5.1. Pour les liquides Comptage des condensats légers (< 5 cSt). Comptage de l'eau. Cette technique n'est pas très utilisée dans les comptages liquides en production du fait de la présence fréquente de produits visqueux.

4.2.5.2. Pour les gaz Comptage de gaz sorti séparateurs de tests et de production. Comptage injection de gaz (gaz lift). !!! Attention : Ne fonctionne que pour nombre de Reynolds Re > 10000

4.2.6. Caractéristiques Fluides

Liquides, Gaz, Vapeurs

Pression

jusqu’à 250 bar

Température

jusqu’à 400 °C

Réponse

linéaire pour Re > 10000 - 20000

Précision

± 1.0 % (10:1) – liquide ± 2.0 % (15:1) – gaz

Raccordements

Filetage / Brides

Tailles

10 – 200 mm

Avantages

Pas de pièces en mouvement – Rapport Q/P

Inconvénients

Longueurs droites

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Figure 37 : Exemples de débitmètres à effet Vortex

4.2.7. Incertitude de mesure Re > 20000 ± 0,75% pour liquides Incertitude de mesure

Re > 20000 ± 1% pour gaz et vapeurs 10000 < Re < 20000 ± 2% pour liquides, gaz et vapeurs

Répétabilité

± 0,1%

Stabilité

± 0,1% sur une période d’un an Table 6 : Tableau des incertitudes de mesure sur vortex Krohne

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4.3. DÉBITMÈTRE À EFFET CORIOLIS 4.3.1. Notions Accélération de Coriolis L’accélération de Coriolis γ apparaît lorsqu’une masse est soumise à la fois à un mouvement de rotation et à un mouvement de translation. On en déduit par théorie :

γ = 2ω × ν

ω : vitesse angulaire ν : vitesse de translation. A cette accélération correspond une force F : F = mγ = 2mων Où m est la masse du fluide soumise aux deux actions (rotation et translation)

4.3.2. Principe du débitmètre à effet Coriolis

Dans un débitmètre, une bobine excitatrice placée en C, soumet le tube de mesure à un mouvement oscillant autour de l’axe repos A-B.

La partie centrale est selon la terminologie propre à ce domaine un ventre de vibration, où l’oscillation est maximale. En l’absence de débit, aucune force de Coriolis n’est produite

Lorsque les particules du fluide se déplacent avec la vitesse v, elles provoquent des forces de Coriolis qui agissent sur les deux moitiés du tube, dans des sens opposés.

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En effet, le fluide retarde l’oscillation lorsqu’il doit lui-même en acquérir le mouvement (entre A et C) et l’accélère lorsqu’il restitue l’énergie prélevée (entre C et B).Il en découle une distorsion du tube très faible qui se superpose à l’oscillation de base du tube. Le mouvement total est mesuré à l’aide de capteurs inductifs placés en A et B. Ainsi en présence de débit, un retard de phase ΔΦ est observé entre l’oscillation en A et l’oscillation en B. Déphasage auquel correspond un intervalle de temps Δt directement proportionnel au débit masse Q, f étant la fréquence d’oscillation et k une constante. Le comportement oscillant du tube de mesure dépend aussi de la température. Celle-ci est mesurée en permanence et les valeurs sont corrigées en conséquence.

4.3.3. Fonctionnement Débitmètre Massique Coriolis Le débitmètre de Coriolis utilise donc comme capteur un tube sans obstacle que l'on fait vibrer à sa fréquence de résonance au moyen d'un bobinage placé à mi parcours du capteur. Lorsque des particules de fluide se déplacent dans le tube elles vont provoquer des forces de Coriolis qui agissent en sens opposés sur les deux moitiés du tube : dans la première moitié du tube le fluide freine l'oscillation tandis qu'il l'accélère dans la seconde moitié en restituant l'énergie qu'il a acquise dans la première moitié.

Figure 38 : Principe de fonctionnement du débitmètre à effet Coriolis Il en résulte une distorsion du tube ce qui se traduit par un retard de phase entre l'entrée et la sortie que l'on va mesurer à l'aide de capteurs inductifs. Ce décalage temporel entre les deux signaux oscillatoires est proportionnel à la force de Coriolis et donc au débit massique. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Figure 39 : Exemple de débitmètre massique Coriolis ROSEMOUNT Micro motion

Figure 40 : Vue éclatée d’un débitmètre massique Coriolis

4.3.3.1. Mesure de la masse volumique La mesure de la fréquence de résonance du tube permet d'avoir accès à la masse volumique du fluide. Si le fluide est un mélange de deux composants (eau + huile), la connaissance de la masse volumique peut permettre de déterminer les fractions eau/liquide et huile/liquide.

4.3.4. Les informations primaires Débit massique en kg/h ou tonne/heure. Masse volumique en kg/m3. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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4.3.5. Utilisation des débitmètres massiques Coriolis 4.3.5.1. Fluide Comptage massique des fluides hydrocarbures et hydrocarbures + eau. Stabilisés ou non stabilisés. Utilisation possible avec gaz naissant.

4.3.5.2. Localisation Sorties séparateur de test. Expédition. Comptages champ.

4.3.6. Les matériels A ce jour, les systèmes rencontrés et utilisés sur les installations utilisent plutôt des tubes en épingles. Figure 41 : Débitmètre massique Coriolis avec tubes en épingle

4.3.7. Installation 4.3.7.1. Généralités Dans tous les cas, l'installation doit être faite de manière à : pouvoir démonter et vérifier le débitmètre simplement, s'affranchir de vibrations éventuelles, ce que le capteur soit toujours rempli de liquide. Les schémas d'installation recommandés sont décrits dans les standards Groupe ou notices constructeur ; il faut impérativement suivre ces recommandations. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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En ce qui concerne l'utilisation en sortie séparateur de test, il est nécessaire de prévoir une contre-pression pour éviter le dégazage (hydrostatique). Le débitmètre sera installé le plus près possible de la sortie du séparateur pour minimiser la perte de pression dans les canalisations et donc le dégazage. Il sera installé en amont des vannes de régulation. Si le système introduit une perte de charge préjudiciable au fonctionnement du séparateur de test, l'utilisation d'une pompe peut s'avérer nécessaire.

4.3.7.2. Montage On se réfèrera aux notices constructeurs et aux standards de la société pour : les connexions mécaniques, le supportage (utilisation de cales type Silent Bloc), les raccordements aux process.

Figure 42 : Montage des débitmètres à effet Coriolis Notes : Prévoir une vanne montée en aval du capteur pour vérification du zéro. Si le capteur est monté en point haut, prévoir une vanne amont et une vanne aval. Prévoir impérativement la fixation de la tuyauterie par collier en amont et en aval du capteur. Si les vibrations induites par la tuyauterie sont importantes, utiliser des colliers avec amortisseur (type silentbloc) et réaliser la fixation du boîtier. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Le capteur doit être monté à au moins 2 mètres des équipements susceptibles de produire des champs magnétiques importants (moteurs, alimentations, etc.). Prévoir une vanne de purge pour la mise en service et réglage du zéro. Si un arrêt de production n'est pas possible pour faire le zéro, prévoir un montage du débitmètre avec bypass.

4.3.8. Caractéristiques des débitmètres à effet Coriolis Fluides

Liquides et Gaz

Pression

jusqu’à 100 bar

Température

jusqu’à 200 °C

Réponse

linéaire

Précision

± 0.25 %

Raccordements

Filetage / Brides

Tailles

1.5 – 250 mm

Avantages

Masse directe – Applications difficiles – Mesure de densité

Inconvénients

Perte de charge – encombrement et poids

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4.4. DÉBITMÈTRE À ULTRASONS – TEMPS DE « TRANSIT » 4.4.1. Fonctionnement Débitmètres Ultrasonique

Figure 43 : Principe du débitmètre ultrasonique Le principe se base sur la méthode du temps de transit différentiel qui est assez simple et peut être illustré avec l'exemple suivant. Observons deux Kayaks qui traversent un fleuve sur la même ligne diagonale. L'un des deux se déplace dans le sens du courant et l'autre à contre-courant. Le Kayak qui se déplace dans le sens du courant traversera le fleuve plus rapidement que celui qui se déplace à contre-courant. Le même phénomène s'applique aux ultrasons. Une onde sonore se propage plus rapidement dans le sens d'écoulement d'un fluide que dans le sens opposé. Un transducteur transmet un signal dans le sens de l'écoulement. Un autre transducteur transmet un signal dans le sens opposé le long du même chemin. Une onde sonore qui accompagne l'écoulement voyage plus vite qu'une autre qui serait opposée à l'écoulement. Le temps que l'impulsion acoustique met pour traverser, avec et contre l'écoulement, est mesuré de manière précise. La différence de temps de transit est directement proportionnelle à la vitesse d'écoulement moyenne du milieu. Le taux de débit volumétrique est le produit de la vitesse moyenne multipliée par la section transversale du tuyau. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Vitesse de propagation des ondes ultrasonores

Temps de parcours des ondes ultrasonores

Dans le sens d´écoulement du fluide mesuré du capteur A vers capteur B

vAB = co + vm x cosϕ

tAB = L / (co+vmxcosϕ)

A contre sens d´écoulement du fluide mesuré du capteur B vers capteur A

vBA = co – vm x cosϕ

tBA = L / (co–vmxcosϕ)

Pour le sens d´écoulement indiqué:

vAB > vBA

tAB < tBA

Vitesse d´écoulement moyenne du fluide Vm

vm = GK x (tBA–tAB) / (tAB×tBA)

A (A') : Sonde A, Émetteur et récepteur B (B') : Sonde B, Émetteur et récepteur c0 : Vitesse du son dans le liquide à mesurer GK : Constante d'étalonnage L : Distance entre les sondes à ultrasons tAB : Temps de parcours des ondes sonores de la sonde A à la sonde B tBA : Temps de parcours des ondes sonores de la sonde B à la sonde A vAB : Vitesse de propagation des ondes sonores du point A au point B vBA : Vitesse de propagation des ondes sonores du point B au point A vm : Vitesse d'écoulement moyenne du liquide à mesurer j : Angle formé par l'axe du tube et la ligne de mesure Deux capteurs sont montés sur la tuyauterie et sont simultanément émetteur et récepteur d'impulsions ultrasoniques. A débit nul, les deux capteurs reçoivent en même temps l'onde ultrasonore, sans temps de transit.

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Quand le fluide est en mouvement, les ondes ultrasonores n'atteignent pas les deux capteurs en même temps. Cette mesure de différence de temps de transit est directement proportionnelle à la vitesse d'écoulement, donc au débit volumique. Figure 44 : Principe de fonctionnement des débitmètres ultrasoniques

4.4.2. Principe On assiste également aujourd'hui à un développement des débitmètres ultrasons qui pourraient dans le futur constituer un complément aux techniques "conventionnelles".( précision , grande dynamique , pas de perte de charge ) Figure 45 : Compteur ultrasonique pour les liquides La mesure de vitesse d’écoulement par temps de transit consiste à mesurer la différence du temps de parcours d’une onde ultrasonore dans le sens de l’écoulement et dans le sens inverse. Dans le sens de l’écoulement, le parcours est réalisé à une vitesse égale à la somme de la célérité du son et de la vitesse moyenne de l’écoulement. Dans le sens inverse, la vitesse de l’écoulement moyen doit être retranchée à la célérité du son. Figure 46 : Débitmètre ultrasonique

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4.4.3. Caractéristiques Fluides

Liquides et Gaz « propres »

Pression

jusqu’à 100 bar (transducteurs)

Température

-180 / +260 °C

Dynamique de mesure

10 à 20 (jusqu’à 100 dans certains cas)

Réponse

linéaire

Précision

± 0.25 % (10:1) – liquide ± 0.5 % (10:1) – gaz

Raccordements

Brides

Tailles

10 – 800 mm

Avantages

Pas de pièces en mouvement – Bidirectionnel

Inconvénients

Longueurs droites – Fluides propres

Figure 47 : Exemples de débitmètres à ultrasons Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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4.5. DÉBITMÈTRE À ULTRASONS – DOPPLER 4.5.1. Principe La détermination de vitesse par effet Doppler consiste à mesurer la différence de fréquences d’émission et de réception d’un signal ultrasonore réfléchi par un «réflecteur». Le terme de « réflecteur » est employé ici puisque le but recherché est de « réfléchir » une onde ultrasonore vers la source d’émission. Le réflecteur le plus connu reste la voiture mais pour des applications de mesures de vitesses d’écoulement de fluides, des bulles de gaz dans un liquide, des bulles de liquide dans un gaz, ou encore des particules solides au sein de l’écoulement, permettent la mise en œuvre de ce principe pour la mesure de vitesses

Figure 48 : Exemples de débitmètres à ultrasons – Doppler

4.5.2. Caractéristiques Fluides

Liquides ou Gaz avec traceurs

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Pression

jusqu’à 70 bar (transducteurs)

Température

-180 / +260 °C

Réponse

linéaire

Précision

± 2.0 % FS (10:1)

Fixation

Clamp-On

Tailles

supérieur à 6 mm

Avantages

installation sous pression

Inconvénients

Longueurs droites – Traceurs (majorité)

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5. LA FONCTION TOTALISATION DES DEBITMETRES Nous savons qu’un débitmètre est capable de mesurer un débit qui est soit : Un débit volumique (m3/h), Un débit massique (kg/h). Mais vous pouvez prendre en option un débitmètre avec une sortie impulsion et le paramétrage de la fonction totalisation (comptage) dans le menu du transmetteur. En fait, le débitmètre va vous délivrer une impulsion à chaque m3 de fluide qui sont passés dans le débitmètre.

5.1. LE RACCORDEMENT DE LA SORTIE IMPULSION

n : Tension d’alimentation o : Ampèremètre en option p : Charge q : Par ex. compteur

Figure 49 : Exemple de raccordement de la sortie impulsion d’un débitmètre vortex Krohne Pour certain système récepteur de cette impulsion (je pense au DCS), il est préférable de bien régler la largeur de l’impulsion car il peut arriver que celle-ci soit trop courte et que le système de conduite oublie des m3.

n : Impulsion o : Fermé p : Ouvert q : fmax = 0,5 Hz r : > 250 ms Figure 50 : Représentation d’une impulsion

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5.2. LE PARAMETRAGE SUR LE TRANSMETTEUR Niveau

Désignation

Options / Sélection

3.1

Explication Paramétrage de l'affichage Signalisation d'erreurs

3.1.1

Mess.Err →

Oui

↑...

Non

↑...↵

Affichage alterné des messages d'erreur et des valeurs mesurées en mode mesure Affichage de l'indicateur d'erreur en haut à gauche sur l'écran sous forme de curseur clignotant Affichage des valeurs mesurées

3.1.2

Aff.Cycl →

Oui

↑...

Non

↑...↵

Afficher cycliquement les valeurs mesurées en mode mesure (intervalle de 6 s) Ne pas afficher cycliquement les valeurs mesurées Paramétrage du code d'accès 1 (menu)

3.1.3

Mot Pass 1 →

Oui

↑...

Non

↑...↵

3.2

Activer le code d'accès : →→→↑↑↑↵↵↵ Désactiver le code d'accès Programmation des entrées/sorties Sortie courant 4-20 mA et courant de défaut

3.2.1

Echelle I →

4-20 mA

↑...

Sortie courant 4-20 mA

4-20/22E

↑...

Sortie courant 4-20 mA ou courant de défaut 22 mA

4-20/3.55E

↑...↵

Sortie courant 4-20 mA ou courant de défaut 3,55 mA Sortie impulsions

3.2.5

Fonction P →

Oui

↑...

Non

↑...↵

Activer la sortie impulsions Désactiver la sortie impulsions Totalisateur

3.2.7

Compt ON →

3.2.8

Compt Conf →

Compt. On

↑...

Compt Off

↑...↵

Arrêter le totalisateur (maintien de la valeur)

↑...↵

Sélection de l'unité de totalisation pour la mesure de volume

Configuration du totalisateur m3 Unité

(disponible lorsque DEBIT = VOLUME, voir menu 1.1.3)

(disponible lorsque DEBIT = VOLUM.NORM, voir menu 1.1.3)

Lancer totalisateur

0000000000 m3 ↑...↑...↑....↵ Reset Oui / ↑...↵ Reset Non Affich. Oui / ↑...↵ Affich.Non 3 m normal ↑...↵ Unité 3 0000000000 m normal ↑...↑...↑...↵ Reset Oui / ↑...↵ Reset Non Affich. Oui / ↑...↵ Affich.Non

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Entrée de la valeur de comptage prédéfinie RAZ totalisateur / Pas de remise à zéro du totalisateur Afficher la totalisation / Ne pas afficher la totalisation Sélection de l'unité de totalisation pour la mesure du volume normal Entrée de la valeur de comptage prédéfinie RAZ totalisateur / Pas de remise à zéro du totalisateur Afficher la totalisation / Ne pas afficher la totalisation

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Niveau

Désignation

(disponible lorsque DEBIT = MASSE, voir menu 1.1.3)

Options / Sélection

Explication

kg Unité

Sélection de l'unité de totalisation pour la mesure de masse

↑...↵

0000000000 kg ↑...↑...↑...↵ Reset Oui / ↑...↵ Reset Non Affich. Oui / ↑...↵ Affich.Non

3.3 3.3.1

Entrée de la valeur de comptage prédéfinie RAZ totalisateur / Pas de remise à zéro du totalisateur Afficher la totalisation / Ne pas afficher la totalisation Programmations HART

Addr.Poll →

000 0 – 15 ↑...→↑...→↑...↵

Programmation de l'adresse d'appel HART pour le "mode Multidrop" Variable HART secondaire

Total Vol 3.3.2

HART SV →

↑...

FAD ↑...↵ #disponible lorsque TYPE APPAREIL = FAD Meter (voir menu 5.3.1, uniquement personnel SAV) Variable HART tertiaire

3.3.3

HART TV →

Temperatur

↑...

Pression

↑...

Densité

↑...↵

FAD ↑...↵ #disponible lorsque TYPE APPAREIL = FAD Meter (voir menu 5.3.1, uniquement personnel SAV) Variable HART quarternaire

3.3.4

HART 4V →

Température

↑...

Pression

↑...

Densité

↑...↵

FAD ↑...↵ #disponible lorsque TYPE APPAREIL = FAD Meter (voir menu 5.3.1, uniquement personnel SAV)

3.4

Programmation du fluide et du produit à mesurer Programmation du type de fluide

3.4.1

Fluide →

Gaz

↑...

Gaz

Ml. Gaz

↑...

Mélange gazeux

↑...↵

Gaz humide

Gaz humide 3.4.2

Fluid.Proc (disponible lorsque FLUIDE = GAZ/GAZ.HUMID, voir menu 3.4.1)

Programmation du produit à mesurer Air

↑...

Air

NH3

↑...

Ammoniac

Argon

↑...

Argon

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Niveau

Désignation

Options / Sélection Etc.

3.4.3

3.4.4

3.4.6

3.4.7

3.4.8

3.4.9

3.4.10

3.4.11

3.4.12

3.4.13

% Gaz (disponible lorsque FLUIDE = MEL.GAZ voir menu 3.4.1)

Hum.Rel (disponible lorsque FLUIDE = GAZ.HUMID, voir menu 3.4.1) Unit FAD (disponible lorsque TYPE APPAREIL = FAD METER, voir menu 5.3.1, uniquement personnel SAV) Temp.Suc. (disponible lorsque TYPE APPAREIL = FAD METER, voir menu 5.3.1, uniquement personnel SAV) P. Atm (disponible lorsque TYPE APPAREIL = FAD METER, voir menu 5.3.1, uniquement personnel SAV) Filtr Dp (disponible lorsque TYPE APPAREIL = FAD METER, voir menu 5.3.1, uniquement personnel SAV) H.Rel.Ent (disponible lorsque TYPE APPAREIL = FAD METER, voir menu 5.3.1, uniquement personnel SAV) RPM.Comp. (disponible lorsque TYPE APPAREIL = FAD METER, voir menu 5.3.1, uniquement personnel SAV) RPM.Moy. (disponible lorsque TYPE APPAREIL = FAD METER, voir menu 5.3.1, uniquement personnel SAV) H.Rel.Sort (disponible lorsque TYPE APPAREIL = FAD METER, voir menu 5.3.1, uniquement personnel SAV)

↑...↵

Explication D'autres types de gaz sont disponibles mais ne sont pas énumérés dans la présente Définir la composition du mélange gazeux

050.000000 Air ↑...↑...↑...↵ 100.00 Total % ↵

0000000.00 Hum.Rel ↑...↑...↑...↵

Sélection du type de gaz et entrée du pourcentage Pourcentage total

Entrée de l'humidité relative

Programmation de l'unité pour la fonction FAD 3

FAD m /h Unité Affich.Non / Affich.Oui

°C Unité

↑...↵ ↑...↵

↑...↵

0000200.00 °C ↑...↑...↑...↵

Réglage de l'unité pour la fonction FAD Afficher la valeur mesurée / Ne pas afficher la valeur mesurée Entrer la température dans la zone d’aspiration du compresseur Sélection de l'unité de température Entrée de la valeur de température Pression atmosphérique

Pa Unité

↑...↵

00001.0000 Pa ↑...↑...↑...↵

Sélection de l'unité de pression Entrée de la valeur de pression Dépression au dessus du filtre d’entrée du compresseur

Pa Unité

↑...↵

00000.0000 Pa ↑...↑...↑...↵ 0000060.00 Hum.Rel ↑...↑...↑...↵

Sélection de l'unité de pression Entrée de la valeur de pression

Entrée de l'humidité relative dans la zone d'aspiration du compresseur

0001500.00 RPM ↵

Vitesse de rotation instantanée du moteur de compresseur en tours par minute

0001500.00 RPM ↵

Vitesse de rotation nominale du moteur de compresseur en tours par minute

0000100.00 Hum.Rel ↑...↑...↑...↵

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Entrée de l'humidité relative à l'entrée de l'appareil (sortie compresseur)

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Niveau

Désignation

Options / Sélection

3.5

Explication Pression, température et masse volumique Sonde de température interne

3.5.1

Sonde.Temp →

Non

↑...

Oui

↑...↵

Ne dispose pas d'une sonde de température Dispose d'une sonde de température Capteur de pression

3.5.2

Sonde.Pres →

Interne

↑...

Capteur de pression interne

Externe

↑...

Capteur de pression externe Ne dispose pas de capteur de pression

---↑...↵

Température de service 3.5.4

Temp.Serv →

°C Unité

↑...↵

0000000.0 °C ↵ Affich.Non / ↑...↵ Affich.Oui

Programmation de l'unité de température Température de service Affichage de température / Pas d'affichage de température Pression de service

3.5.5

Pres.Serv →

Pa Unité

0000000.0 Pa ↵ Affich.Non / Affich.Oui

3.5.6

3.5.7

3.5.8

3.5.9

3.5.10

3.5.11

Dens.Serv (uniquement pour gaz inconnus en cas de mesure de volume normal ou de masse, voir menus 1.1.3, 3.4.1 et 3.4.2) Temp.Norm (disponible lorsque DEBIT = VOLUM.NORM, voir menu 1.1.3) Press.Norm (disponible lorsque DEBIT = VOLUM.NORM, voir menu 1.1.3) Dens.Norm (pour gaz inconnus en cas de mesure de volume normal, voir menus 1.1.3, 3.4.1 et 3.4.2) P.U.Excit (disponible lorsque SONDE.PRES = INTERNE, voir menu 3.5.2) Son.P.P1V1 (disponible lorsque SONDE.PRES = INTERNE, voir menu 3.5.2)

↑...↵

Programmation de l'unité de pression Pression de service

↑...↵

Affichage de la pression / Pas d'affichage de pression Masse volumique à pression de service et température de service

kg/m3 Unité

↑...↵

00011.0000 kg/m ↵

Programmation de l'unité de masse volumique

3

Masse volumique du produit

00000020.0 °C ↑...↑...↑...↵

Programmation de la température de référence Unité comme 3.5.4

00000000.0 Pa ↑...↑...↑...↵

Programmation de la pression de référence Unité comme 3.5.5

00001.2900 kg/m ↵

3

0005.00000 V ↵

Programmation de la masse volumique pour les conditions de référence (pression et température)

Tension de l'excitateur du capteur de pression

Capteur de pression : 1er point d'ajustage 0001.00000 P1 kg/cm²g ↑...↑...↑...↵ 0002.00000 V1 mV ↑...↑...↑...↵

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Niveau

Désignation

Options / Sélection

3.5.12

Son.P.P2V2 (disponible lorsque SONDE.PRES = INTERNE, voir menu 3.5.2)

0005.00000 P2 kg/cm²g ↑...↑...↑...↵ 0048.00048 V2 mV ↑...↑...↑...↵

3.5.13

Ech.P.Ext. (disponible lorsque SONDE.PRES = EXTERNE, voir menu 3.5.2)

Explication Capteur de pression : 2ème point d'ajustage

Programmation de l'échelle de mesure du capteur de pression externe 0000.00000 P.4mA ↑...↑...↑...↵ 0006.00000 P.20mA ↑...↑...↑...↵

Entrée de la valeur de bas d'échelle Entrée de la valeur de haut d'échelle

Table 7 : Exemple de menu de transmetteur de débit Krohne Vous pouvez vous apercevoir que dans le menu il faut bien activer la sortie impulsion dans Fonction P et activer le totalisateur dans Compt ON. Ensuite nous pouvons entièrement paramétrer le totalisateur (Compt Conf) en sélectionnant l’unité que nous désirons, nous pouvons par exemple avoir remplacer un compteur qui était à un certain nombre de m3 déjà compté et bien nous pouvons rentrer sur le nouveau compteur la valeur de comptage prédéfinie qui se trouvait sur l’ancien compteur. Nous pouvons aussi faire une remise à zéro du compteur et afficher ou non la totalisation sur l’afficheur du transmetteur. Vous voyez donc que la fonction totalisateur sur un débitmètre est entièrement configurable. Comme la sortie impulsion est en option et bien vous vous retrouvez toujours avec la sortie 4-20 mA du débitmètre et en plus la sortie impulsion qui nous permettra de compter. Donc n’oubliez pas de prévoir deux câbles pour permettre ainsi de câbler ces deux sorties.

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6. LES ORGANES DEPRIMOGENES 6.1. GENERALITES Plus de 40% des mesures faites sur les liquides, les gaz et les vapeurs dans l’industrie, le sont à partir de débitmètres à organe déprimogène : le diaphragme, le tube de Venturi et la tuyère. Le principe de ces débitmètres repose sur Venturi : la pression change lorsque la section change. De plus, on montre facilement, à partir du théorème de Venturi que la pression est plus faible, là ou la section de la conduite est plus faible. Ainsi à partir de l’un des éléments cités ci-dessus, on transforme une partie de l’énergie pression en énergie cinétique, et on mesure la chute de pression résiduelle entre l’amont et l’aval. Tout débitmètre à organe déprimogène est donc constitué de deux éléments : Un obstacle (responsable d’une ∆P). Un capteur de pression différentielle (mesure de la ∆P). Un des principaux avantages de ces débitmètres est qu’il n’est pas nécessaire de passer par une calibration, à partir du moment où ils ont été conçus conformément aux normes établies. De plus, ils ne possèdent pas de parties mobiles, et par conséquent, ils restent fiables dans le temps. Parmi les principaux inconvénients, il y a leur rangeabilité limitée (typiquement 3 :1), la perte de charge qu’ils provoquent sur leur installation, et leur sensibilité au comportement de l’installation (afin de minimiser cette sensibilité, on placera une certaine longueur en amont, et en aval du débitmètre).

6.2. EXPRESSION DU DEBIT 6.2.1. Expression théorique du débit pour un organe déprimogène

Figure 51 : Organe déprimogène Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Théorème de Bernoulli :

La conservation du débit massique :

soit et

La combinaison de ces 3 équations :

Hypothèse d’une masse volumique constante : Il est impossible d’aller plus loin sans supposer que la masse volumique du fluide est constante. Note : Cette masse volumique peut néanmoins dépendre de la température et de la pression du process (auquel cas, il faudra associer un transmetteur de ∆p, un capteur de température et un capteur de pression afin de pouvoir déterminer le facteur correctif). Expression du débit volumique

avec

alors

Introduction du rapport des diamètres : On pose : et

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alors

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Pour en déduire l’expression théorique finale du débit volumique, il suffit de diviser le résultat précédent par la masse volumique, ce qui donne :

La formule ainsi obtenue n’est que théorique, puisque la viscosité du fluide n’a pas été prise en compte, ni la perte de charge introduite par l’obstacle, ni la contraction de veine qui se produit systématiquement lorsqu’un fluide s’écoule au travers d’un orifice.

6.2.2. Expression pratique du débit pour un organe déprimogène Avant de passer à une description des différents organes déprimogènes, nous allons donner la forme définitive de l’expression permettant de calculer le débit. En fait, par rapport à l’expression théorique on introduit des coefficients correctifs ‘ tout simplement’. Du point de vue de l’utilisateur, il est fondamental de se rappeler la formule sous la forme : Pour le débit volumique, avec Kv constante :

Pour le débit massique, avec Km constante :

6.2.2.1. La norme ISO 5167-1 Alors qu’aux Etats-Unis la norme la plus utilisée pour ce type de calculs est l’API 2530, en Europe la référence est la norme ISO 5167-1. Cette norme traite de la forme et des conditions d’emploi des différents appareils déprimogènes, et donne également des informations relatives au calcul du débit et des incertitudes associées. Les éléments déprimogènes normalisés (il en existe d’autres…) sont les diaphragmes à bord droit, les tuyères et les tubes de venturi.

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6.2.2.2. La formule de calcul du débit On introduit : Un coefficient de décharge C qui permet de corriger l’erreur due à la perte de charge introduite par l’organe déprimogène. Ce coefficient est fonction du nombre de Reynolds Re. Par exemple, pour un venturi C = 0,97 à 0,99 tandis que pour un diaphragme C = 0,6 Il est donné précisément par la norme 5167-1. Le coefficient de vitesse d’approche Un coefficient qui tient compte de la nature compressible du fluide ε1. Ce coefficient vaut 1 pour les fluides incompressibles, et sera fonction de caractéristiques thermodynamiques pour un fluide compressible. Les indices : 1 pour la prise de pression amont et évidemment 2 pour la prise de pression aval. La masse volumique ρ1 dans la formule est donc celle en amont La formule du débit volumique devient donc la suivante :

Pour le débit massique :

6.2.2.3. Exemple de calcul du coefficient de décharge Pour un diaphragme placé sur une conduite de diamètre D avec des prises de pression in situ à L1 en amont er L2 en aval, le coefficient de décharge est donné par l’équation de Stolz :

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6.2.2.4. Le principe de détermination d’un organe déprimogène Le process impose un débit Qm, dans une canalisation de diamètre D avec un fluide de masse volumique et une viscosité. Il faut donc déterminer le couple ∆p,d c'est-à-dire le diamètre intérieur de l’organe différentiel ‘d’ ainsi que la pression différentielle ∆p qui y sera mesurée. 1ère Étape On se fixe une ∆p parmi différentes valeurs ‘standard’ : 60, 120, 240 et 480 mbar. Mais, rien n’interdit de prendre d’autres valeurs. La pression différentielle étant fixée, nous pouvons prendre la formule du débit massique, dans laquelle on se fixe également les valeurs suivantes :

Coefficient de décharge C = 0,6 Coefficient de vitesse d’approche E = 1 Coefficient de détente ε1 = 1 On peut tirer de ces hypothèses, la valeur de ‘d’ :

On possède alors une estimation de ‘d’ et donc de ‘ß’ Ö On vérifie pour le couple {∆p,d} si les limites imposées par la norme NF ISO 5167-1 sur ß et Re sont respectées. Ö Si aucun couple {∆p, d} ne convient il faudra envisager de changer le diamètre ‘D’ de la tuyauterie. 2ème Étape On affine le résultat obtenu après la 1ère étape, en : Calculant le coefficient ε1 si le fluide est incompressible Calculant le coefficient de vitesse d’approche E Calculant la portée du débitmètre Ajustant la valeur de ‘d’ afin d’avoir la portée désirée A partir de la valeur définitive de ‘d’, on calcule le coefficient de décharge C et la portée réelle du débitmètre, ainsi que la perte de charge ∆pc dans l’organe déprimogène. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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6.3. LE DIAPHRAGME 6.3.1. Principe de mesure Lors du passage à travers une restriction, un fluide est soumis à une accélération. A l'augmentation de l'énergie cinétique qui en résulte, correspond une diminution de la pression (ΔP). C'est le phénomène physique mis en œuvre dans la mesure des débits par organes déprimogènes (et en particulier par diaphragme).

Figure 52 : Représentation de la perte de pression à travers un appareil déprimogène Le débit est mesuré à l'aide d'un diaphragme placé en aval de la tuyère. La relation liant le débit au gradient de pression mesuré au niveau du diaphragme est :

d2 ΔP Q = απ 2 4 ρ Avec : d = diamètre de la veine liquide à son étranglement maximal, en mètre, ∆P = P1 – P2 P1 = prise de pression amont (avant étranglement), P2 = prise de pression aval (niveau de l'étranglement maximal) Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Le coefficient α est appelé coefficient de débit de l’appareil déprimogène. Il tient compte de la contraction de la veine fluide, des pertes de charge et des sections amont et aval. ρ = masse volumique du fluide dans les conditions réelles d'écoulement, en kg/m3,

6.3.2. Fonctionnement du diaphragme

Figure 53 : Principe de fonctionnement débitmètre à diaphragme Il s'agit d'un disque percé en son centre, réalisé dans le matériau compatible avec le liquide utilisé. Le diaphragme concentrique comprime l'écoulement du fluide, ce qui engendre une pression différentielle de part et d'autre de celui-ci. Il en résulte une haute pression en amont et une basse pression en aval, proportionnelle au carré de la vitesse d'écoulement. C'est le dispositif le plus simple, le moins encombrant et le moins coûteux. Signalons les principales caractéristiques : L’épaisseur ‘e’ est comprise entre 0,005D et 0,02D, L’épaisseur E est elle comprise entre ‘e’ et 0,05D, L’arête amont ne doit présenter aucune bavure (arête vive). Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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De plus, le diamètre ‘d’ ne doit être supérieur à 12,5 mm tandis que le rapport d’ouverture d / D doit rester compris entre 0,20 et 0,75. Cet orifice doit être cylindrique et perpendiculaire à la face amont. Mais si le diaphragme est le moins onéreux des organes déprimogènes, c’est aussi lui qui introduit la plus grande perte de charge des organes déprimogènes, puisque l’accroissement d’énergie cinétique est entièrement perdu en frottements dans le fluide situé en aval. La valeur de cette perte de charge est de 40% à 95 % de la ΔP mesurée. Remarquons d’ailleurs qu’il ne faut pas confondre la perte de charge avec la pression différentielle mesurée. Le profil des vitesses au passage d’un diaphragme est donné sur le schéma ci-dessous :

Figure 54 : Profil des pressions Et les prises de pression figurent sur le schéma ci-après :

Figure 55 : Prises de pression Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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domaine d'utilisation : ne convient pas aux liquides contenant des impuretés solides car celles-ci peuvent s'accumuler à la base du diaphragme. Il introduit une perte de charge importante diamètre de canalisation : tous diamètres disponibles précision : 2 à 5 % Pour le diaphragme, l’élément primaire est composé d’une plaque munie d’un orifice calibré montée perpendiculairement à l’écoulement.

Figure 56 : Diaphragme en place L'arête amont doit être vive (rayon de courbure ≤ 0,0004d).

6.4. PLAQUE A ORIFICES Plaque à orifice quart de cercle : l'orifice comprend un bord arrondi suivant un rayon fonction du diamètre de l'orifice. Elle est utilisée dans le cas où le nombre de Reynolds est inférieur aux limites admises pour (orifices circulaires à arête vive), en particulier pour les fluides visqueux. Figure 57 : Plaque à orifice quart de cercle

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Plaque à orifice à entrée conique : la plaque présente côte amont un angle d'ouverture de 45°. Mêmes conditions d'utilisation que les plaques quart de cercle. Son emploi est préféré à celui des plaques à orifice quart de cercle. Figure 58 : Plaque à orifice à entrée conique Plaque à orifice segmentaire : Figure 59 : Plaque à orifice segmentaire

Plaque à orifice excentré : Son emploi est recommandé dans le cas des phases mixtes liquide/gaz. Figure 60 : Plaque à orifice excentré

6.4.1. Montage des plaques à orifice

Figure 61 : Porte plaque à orifice Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15.

Vis de blocage Plaque de blocage Plaque de fermeture Joint Pignon relais de crémaillère Purge Siège de tiroir (plaque de fermeture) Tiroir à crémaillère Pignon d’attaque de crémaillère Sortie BP Pignon du tiroir Sortie HP Pignon du tiroir Égalisation Sas

Figure 62 : Éléments d'un compteur à plaque à orifice

6.4.2. Utilisations Fluides Tous liquides. Les entraînements gazeux ou solides sont tolérés. Applications pour les liquides Rejets eaux, injection d'eau. Comptages huile anhydre. Comptages huile hydratée en association avec mesures de WLR (BSW) (séparateurs, expédition). Applications pour les gaz gaz injecté, gas-lift, Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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gaz séparateur production et test, fuel gaz, évents.

Figure 63 : Compteur à plaque à orifice

6.4.3. Caractéristiques Pression

fonction des capteurs

Température

idem + matériaux

Dynamique de mesure

3 à 10

Réponse

racine carrée

Précision

± 0.6 % FS sur coefficient de décharge CD

Raccordements

Entre brides

Tailles

fonction de la canalisation

Avantages

Coût – Maintenance – Robustesse

Inconvénients

Conditions d’installation – Précision

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Figure 64 : Plaques à orifice et compteur à plaque La précision globale est fonction de la précision sur CD, mais aussi de la précision des autres paramètres (d, D, ρ, ∆p, etc.…)

6.5. LE V-CONE Ce système, propriétaire, utilise les mêmes principes de mesure de pression différentielle que le système venturi, la diminution de section s’opérant cette fois au niveau du diamètre extérieur d’un élément fixe (cône) positionné au centre de la canalisation. Figure 65 : Organe déprimogène – V-cone Caractéristiques : Fluides

Liquides, Gaz, Vapeurs

Pression

fonction des capteurs

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Température

idem + matériaux

Dynamique de mesure

de 3 à 10 m³/h

Réponse

racine carrée

Précision

± 1.0 % sur CD

Raccordements

Brides ou Insertion

Tailles

fonction de la canalisation (jusqu’à 2000 mm)

Avantages

Fluides pollués – Perte de charge

Inconvénients

Conditions d’installation – Coût – Intrusivité

6.6. LE VENTURI Pour le venturi, l’élément primaire est composé d’un convergent conique suivi d’un tronçon cylindrique et d’un divergent.

Figure 66 : Principe du Venturi Le débit massique s’exprime à l’aide de la même relation que pour le diaphragme. Parce qu’il canalise bien mieux la veine de fluide qu’un diaphragme, sa précision est bien meilleure. De plus, son coefficient de décharge est plus proche de l’unité (typiquement 0,95), et la perte de charge qu’il engendre est bien plus faible. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Là encore, la norme ISO 5167-1 donne toutes les dimensions et instructions utiles à la construction d’un venturi. Les principaux inconvénients des tubes de Venturi sont : Sa taille, puisqu’elle peut aller à plus de 6D, sans compter la longueur nécessaire en amont, Son prix, plus élevé que celui d’un diaphragme La valeur de la perte de charge qu’il engendre est de 5% à 20% de la ∆p mesurée. Caractéristiques : Fluides

Liquides, Gaz, Vapeurs

Pression

fonction des capteurs

Température

idem + matériaux

Dynamique de mesure

de 3 à 10 m³/h

Réponse

racine carrée

Précision

± 1.0 % sur coefficient de décharge CD

Raccordements

Brides

Tailles

fonction de la canalisation (jusqu’à 2000 mm)

Avantages

Fluides pollués – Perte de charge

Inconvénients

Conditions d’installation – Coût

Figure 67 : Exemples de Venturi Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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6.7. LE TUBE DE PITOT 6.7.1. Rappel de mécanique des fluides En présence d’un obstacle, les lignes de courbures contournent l’obstacle, mais il en a au moins une qui s’arrête en un point de cet obstacle (point M sur le dessin). Figure 68 : Mécanique des fluides En ce point M appelé point d’arrêt : vM = 0 La charge totale exprimée en pression est :

Tandis qu’en un point N, en amont de M sur la même ligne :

Par différence, on obtient (dans le cas où zM = zN) puisque le long d’un ligne la charge totale est constante :

qui représente la pression d’arrêt.

6.7.2. Principe Les sondes, ou tubes, de Pitot permettent la détermination de vitesses locales par mesure de la différence entre pression dynamique et pression statique. Elle est constituée par un jeu de deux tubes : Un tube qui donne accès à la pression statique en un point de la section, Un tube qui donne accès à la pression dynamique en ce même point. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Figure 69 : Schéma de principe d’un tube de Pitot La différence de ces deux pressions est mesurée par un transmetteur qui permet d’avoir une image de la vitesse du fluide sur la ligne de mesure.

Figure 70 : Prises de pression Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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En notant ‘S’ la section de la canalisation et ρ la masse volumique du fluide :

PTOTALE = PSTATIQUE + PDYNAMIQUE PDYN = PTOT − PSTAT = ΔP Ce qui nous donne : ½ . ρ . ν² = Δp D’où la mesure de vitesse du fluides, au point d’impact du tube de pitot est de :

Et si la vitesse du fluide peut être considérée comme uniforme sur toute la section S de la canalisation :

Figure 71 : Exemples de Tube de Pitot Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Le tube de Pitot est l’un des capteurs les plus simples, utilisé dans une large gamme de mesure de débits. Alors que sa précision, et sa rangeabilité sont modestes, sa mise en place est simple et il peut être adapté à des conditions extérieures extrêmes/ Les tubes de Pitot doivent être utilisés pour des régimes hautement turbulents (Re>20000).

6.8. LA SONDE ANNUBAR

Cette formule n’est applicable que si la vitesse mesurée par le tube de pitot est quasi constante. Ou ce qui revient au même, que si la vitesse mesurée est bien la vitesse moyenne. L’idéal est donc de placer, non plus un tube de pitot, mais plusieurs le long d’une section. Cet ensemble de tubes de Pitot forme une sonde souvent appelée « sonde annubar » où nous mesurons les vitesses moyennes du fluide.

6.8.1. Principe

Figure 72 : Schéma de principe de la sonde Annubar Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Le tube de prise de pression dynamique ne porte plus une seule ouverture, mais plusieurs, réparties afin de mesurer la pression dynamique moyenne. De même pour le tube de prise de pression statique. Figure 73 : Exemple de sonde annubar avec transmetteur de pression différentielle intégré et correction de P et T intégré

6.8.2. Utilisations Leur emploi est envisagé : lorsqu'une très faible perte de charge est requise, lorsque la précision de la mesure n'est pas primordiale, sur des tuyauteries de fort diamètre. L'emploi sur la vapeur ou des fluides chargés est exclu. Possibilité de démontage sans arrêt de la ligne (sas et vanne d'isolement). Au-delà de tuyauterie DN > DN 200 l'instrument doit être guidé de part et d'autre de la conduite. On doit s'assurer qu'en cas de rupture, le tube de mesure ne risque pas d'endommager un équipement placé en aval (ex. : compresseur).

6.8.3. Recommandations d'utilisation et application Fluides propres. Adaptés aux gaines et aux conduites de grand diamètre.

6.8.4. Caractéristiques Fluides

Liquides et Gaz

Pression

fonction des capteurs

Température

idem + matériaux

Étendue de mesure

fonction de la canalisation (mesure de vitesse)

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Réponse

racine carrée

Précision

± 2.5 % (0.5 à 3 % pour annubar)

Raccordements

Insertion

Avantages

Coût – Systèmes moyennant

Inconvénients

Mesure locale

6.9. LE TRANSMETTEUR DE PRESSION DIFFERENTIELLE Le transmetteur de pression différentielle est obligatoirement associé à l’organe déprimogène. Il est conseillé d’équiper les chambres de mesure côté HP et BP de vannes d’isolement ou d’un manifold 5 voies comme cela vous pourrez facilement vérifier le zéro du transmetteur.

Figure 74 : Le transmetteur de pression différentielle ROSEMOUNT modèle 3095 Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Figure 75 : Vue éclatée du transmetteur ROSEMOUNT 3095 Il arrive souvent que la mesure dérive petit à petit sur ce genre de matériel. N’oubliez pas d’installer des transmetteurs de pression différentielle avec en option l’extraction de racine carrée car sans cela il ne fonctionnera pas du tout.

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Rappel technique : Le transmetteur de ∆P a une particularité sur les mesures de débit car il mesure une différence de pression proportionnelle à la vitesse d’écoulement du fluide. La ∆P n’est pas proportionnelle au débit volumique donc le signal n’est pas linéaire. En s’appuyant sur la relation , le transmetteur calcule le débit volumique en fonction de la ∆P de l’organe déprimogène. K est le coefficient de débit. Le coefficient K, qui est lié à la viscosité du fluide et au nombre de Reynolds, est l'un des facteurs les plus importants pour définir les performances métrologiques du capteur. Il peut être assimiler au coefficient de décharge d'une plaque à orifice. Par ailleurs, il détermine la valeur du coefficient dans certaines conditions d'étalonnage. Rien ne garantit qu'elles soient assimilables aux conditions d'écoulement et aux dimensions de la conduite de l'utilisateur final. On en conclue, le signal de sortie du transmetteur de 4-20mA proportionnel au débit volumique calculé.

Attention ! Bonne précision de 8% à 100% de qmax → dynamique 12 :1 possible (typiquement 6 :1) Pour petit débits (< 8% de qmax) : Extraction linéaire → bonne reproductibilité, signal stable

Figure 76 : Signal de sortie transmetteur Les échelles de mesure utilisées en standard sont de 0-250 mbar et nous paramétrons l’unité de mesure soit en mbar ou en mmH2O. Les transmetteurs de nos jours sont dits ‘intelligents’ car ils sont entièrement configurables, ce qui donne les avantages suivants : Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Autodiagnostics, Paramétrage à l’aide d’une console portative ou sur ordinateur portable (avec le soft qui va bien !!), Changement d’échelle de mesure, unité, etc.….. super simplifié. Rappel sur le montage du transmetteur en fonction des fluides : Gaz ou liquides

Gaz

Vapeur

Figure 77 : Montage transmetteur en fonction des liquides Le raccordement au process se fait la plupart du temps, comme vous le voyez sur la figure ci-dessus par l’intermédiaire de deux brides ovales (1 pour la HP, 1 pour la BP) en ½ pouces NPT. Attention : Sur de la vapeur, faites bien attention d’avoir votre colonne d’eau dans les prises d’impulsions car si vous n’êtes pas équilibré entre la HP et la BP, vous risquerez d’avoir un transmetteur qui ne fonctionne pas ou alors la mesure reste figée à 100% jusqu’à temps de condenser et d’obtenir la colonne d’eau.

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6.10. LES COMPTEURS EN PHASE LIQUIDE Les techniques développées dans le cadre de ce manuel sont celles qui ont fait leur preuve à ce jour dans l'environnement industriel pétrolier et/ou qui sont susceptibles d'être utilisées de manière satisfaisante pour nos applications sur les liquides sont : débitmètre à effet Coriolis, compteurs à turbines, compteurs volumétriques (compteur à roues ovales, à pistons rotatifs, à vis…), débitmètres électromagnétiques (pour l’eau uniquement), débitmètres ultrasons, débitmètres vortex, organes déprimogènes.

6.11. LES COMPTEURS EN PHASE GAZ Les technologies les plus couramment utilisées dans le secteur du comptage technique gaz sont : les organes déprimogènes (orifice et venturi), les débitmètres à effet Vortex, les débitmètres à effet Coriolis, les débitmètres à ultrasons, les compteurs à turbine, les tubes de pitot, les compteurs à turbine (fiscal).

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7. LE COMPTAGE MULTIPHASIQUE 7.1. Définitions Deux catégories de termes sont définies ci-dessous. Le premier paragraphe définit des termes qui sont couramment utilisés pour caractériser l’écoulement d’un fluide multiphasique dans un conduit fermé. Le second définit des termes métrologiques qui peuvent être utiles pour caractériser le fonctionnement d’un compteur multiphasique.

7.1.1. Termes relatifs au comptage multiphasique Capacité électrique : dans un condensateur ou système de conducteurs et d’éléments diélectriques, propriété qui permet le stockage de charges électriques séparées lorsqu’il existe des différences de potentiel entre les conducteurs. La capacité est liée à la charge et à la tension comme suit : C = Q/V, où C est la capacité en farads, Q la charge en coulombs et V la tension en volts. Carte de composition : graphe représentant la fraction volumique de gaz (GVF) et la proportion d’eau (WC) ou le rapport eau/liquide (WLR) le long des axes x et y, respectivement. Le GVF et la proportion d’eau ou le WLR doivent être aux conditions réelles. Carte d’écoulement biphasique : graphe représentant la vitesse superficielle du gaz et du liquide le long des axes x et y, respectivement, comme par exemple la carte d’écoulement de Mandhane (1974) pour écoulement multiphasique horizontal. On peut aussi utiliser les débits volumiques réels de gaz et de liquide. Compteur de fraction eau (WFM) : dispositif servant à mesurer les fractions huile et eau d’un écoulement biphasique traversant la section d’un conduit, exprimée sous forme de pourcentage. Compteur multiphasique : dispositif servant à mesurer individuellement les débits d’huile, d’eau et de gaz dans un écoulement multiphasique. L’ensemble des dispositifs de mesure de composition et de vitesse, y compris une éventuelle unité de traitement, doit être considéré comme faisant partie intégrante du compteur. Noter que, selon cette définition, un séparateur de test bi- ou triphasique conventionnel est aussi un compteur multiphasique. Compteur multiphasique de fractions : dispositif servant à mesurer les fractions de phases d’huile, de gaz et d’eau d’un écoulement multiphasique dans une section de conduit. Conciliation : procédé par lequel les chiffres de production d’huile, d’eau et de gaz qui n’ont pas été mesurés avec une précision fiscale sont “recalculés” pour correspondre aux chiffres de production qui ont été mesurés avec une précision fiscale. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Conditions réelles : les conditions réelles ou conditions de fonctionnement (pression et température) pour lesquelles sont exprimées les propriétés de fluide ou de volume. Conditions standard ou de référence : ensemble de conditions standard (ou de référence), en termes de pression et de température, auxquelles sont exprimés les propriétés des fluides ou les débits volumiques, par exemple 101,325 kPa et 15 °C. Conductivité : capacité d’un matériau à conduire le courant électrique. Dans un matériau isotropique, c’est la réciproque de la résistivité. Elle est parfois appelée conductivité spécifique. Elle se mesure en Siemens/m ou S/m. Constante diélectrique : voir la définition de la permittivité. Débit de phase : quantité d’une phase d’un écoulement multiphasique s’écoulant à travers la section d’un conduit en unité de temps. Le débit de phase peut être volumique ou massique. Débit massique : masse de fluide qui s’écoule à travers la section d’un conduit par unité de temps. Débit volumique : volume de fluide qui s’écoule à travers la section d’un conduit par unité de temps, à la pression et à la température dominantes dans cette section. Débit volumique multiphasique : volume total (huile, eau et gaz) s’écoulant à travers la section d’un conduit par unité de temps. Eau dissoute : eau en solution dans le pétrole et les produits pétroliers. Eau entraînée : eau en suspension dans l’huile. L’eau entraînée comprend des émulsions mais pas d’eau dissoute et libre. Ecoulement biphasique continu eau : écoulement biphasique huile/eau caractérisé en ce que l’huile est répartie sous forme de gouttelettes entourées d’eau. D’un point de vue électrique, ce mélange agit comme un conducteur. Ecoulement biphasique continu huile : écoulement biphasique huile/eau caractérisé en ce que l’eau est répartie sous forme de gouttelettes entourées d’huile. D’un point de vue électrique, ce mélange agit comme un isolant. Ecoulement dispersé : l’écoulement dispersé est caractérisé par une distribution de phase uniforme dans les directions tant radiale qu’axiale. Exemples de ce type d’écoulement : l’écoulement à bulles et l’écoulement brouillard. Ecoulement huile/eau homogène : écoulement biphasique huile/eau dans lequel les deux phases sont uniformément réparties sur la section d’un conduit fermé ; c’est-à-dire que la composition est la même en tous les points de cette section.

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Ecoulement intermittent : un écoulement intermittent est caractérisé par le fait qu’il n’est pas continu dans la direction axiale et, par conséquent, présente localement un comportement instable. Exemples de ce type d’écoulement : écoulement à bulles allongées, écoulement à poches disloquées et écoulement bouchon. Ces régimes d’écoulement sont tous des régimes d’écoulement gaz-liquide biphasiques hydrodynamiques. Ecoulement multiphasique : deux ou plusieurs phases s’écoulant simultanément dans un conduit fermé ; ce document traite plus particulièrement des écoulements multiphasiques d’huile, d’eau et de gaz dans l’ensemble de la plage 0-100% de GVF et 0100% de proportion d’eau. Ecoulement multiphasique homogène : débit multiphasique dans lequel toutes les phases sont uniformément réparties sur la section d’un conduit fermé ; c’est-à-dire que la composition est la même en tous les points de cette section et que les vitesses du liquide et du gaz sont identiques (pas de fuites ni de glissements – « slips »). Noter que les régimes d’écoulement multiphasique à bulles sont probablement la meilleure approximation d’un écoulement multiphasique homogène (vMélange = vsGaz + vsLiquide). Ecoulement séparé : l’écoulement séparé est caractérisé par une distribution de phase non continue dans la direction radiale et continue dans la direction axiale. Exemples de ce type d’écoulement : l’écoulement stratifié et l’écoulement annulaire (avec une faible fraction de gouttelettes entraînées). Emulsion : mélange colloïdal de deux fluides non miscibles, l’un étant dispersé dans l’autre sous la forme de fines gouttelettes ; pour les fluides multiphasiques, il convient de faire la différence entre une émulsion huile-dans-l’eau et une émulsion eau-dans-l’huile. Chacune donne des résultats différents aux mesures de permittivité. Enveloppe de mesure : zones de la carte d’écoulement biphasique et de la carte de composition dans lesquelles le compteur multiphasique fonctionne selon ses spécifications. Enveloppe de production : zones de la carte d’écoulement biphasique et de la carte de composition qui sont déterminées par un certain nombre de trajectoires de puits ou caractérisées comme des débits et compositions possibles pouvant se produire dans un certain développement. Etalonnage : ensemble d’opérations qui établit, dans des conditions spécifiées, la relation entre des valeurs de grandeurs indiquées par un instrument ou un système de mesure, ou des valeurs représentées par une mesure matérialisée ou un matériau de référence certifié, et les valeurs correspondantes réalisées par des étalons (ISO-VIM, 1993). NOTE 1 : le résultat de l’étalonnage peut indiquer un besoin de réglage de l’instrument ou du système de mesure pour qu’il fonctionne selon une référence ou une norme. NOTE 2 : le résultat d’un étalonnage permet d’assigner les valeurs des mesurandes aux indications ou de déterminer les corrections à apporter aux indications. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Formation Exploitation Instrumentation Le Comptage NOTE 3 : un étalonnage peut servir également à déterminer d’autres propriétés métrologiques comme l’effet d’autres quantités. NOTE 4 : le résultat d’un étalonnage peut être noté dans un document, appelé parfois certificat d’étalonnage ou rapport d’étalonnage.

Equation d’état : équation qui relie les unes aux autres la composition d’un mélange d’hydrocarbures, la pression et la température des gaz et des liquides. Facteur de compression Z et Z0 : le facteur de compression Z est le quotient du volume réel d’une masse arbitraire de gaz, à une pression et à une température déterminées, par le volume du même gaz, dans les mêmes conditions, calculé avec la loi du gaz idéal. Le facteur de compression aux conditions standard est Z0. Fiscal : fiscal se rapporte au service d’un compteur et n’implique pas de standard de performance. Un comptage “fiscal” (ou comptage transactionnel) est une base de transactions commerciales, soit entre une société et un gouvernement, soit entre plusieurs sociétés. Fluide : substance qui prend immédiatement la forme du conteneur dans lequel il est placé ; par exemple huile, gaz, eau ou mélanges de ces substances. Fraction de phase : zone de la section du conduit occupée localement par l’une des phases d’un écoulement multiphasique, par rapport à la section totale de ce conduit au même endroit. Fraction de vide : rapport de la superficie de la section d’un conduit occupée par la phase de gaz sur la superficie de la section de ce conduit, exprimée en pourcentage. Fraction massique de phase : débit massique de l’une des phases d’un écoulement multiphasique, par rapport aux débits massiques multiphasiques. Fraction volumique de phase : débit volumique de l’une des phases d’un écoulement multiphasique, par rapport aux débits massiques multiphasiques. Fraction volumique des gaz (GVF, Gas Volume Fraction) : débit volumique de gaz par rapport au débit volumique multiphasique, à la pression et à la température dominantes dans cette section. Le GVF est généralement exprimé sous la forme d’une fraction ou d’un pourcentage. Fraction volumique d’huile (d’eau ou de gaz) : rapport du débit volumique d’huile (d’eau ou de gaz) sur le débit de fluide total (huile, eau et gaz) ; les deux débits doivent être convertis à la même pression et à la même température). Exprimée sous forme de fraction ou de pourcentage. Fraction volumique du liquide (LVF, Liquid Volume Fraction) : rapport du débit volumique liquide sur le débit volumique total de fluide (huile, eau et gaz) ; les deux débits Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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doivent être convertis à la même pression et à la même température. Exprimée sous forme de fraction ou de pourcentage. Gaz : hydrocarbures à l’état gazeux à la température et à la pression dominantes. Gaz humide : gaz contenant des liquides ; le gaz humide est généralement défini comme un système gaz/liquide ayant un paramètre de Lockhart-Martinelli inférieur à 0,3 environ. Les gaz d’hydrocarbures contenant des composants lourds qui se condensent au cours du traitement ultérieur (mais se comportent comme des gaz purs à une certaine pression et à une certaine température) ne sont pas considérés comme des gaz humides du point de vue du comptage. Gaz sec : écoulement gazeux ne contenant pas de liquides dans les conditions de service réelles ; cependant, le traitement, par exemple, des changements de température et de pression, peut faire réapparaître des liquides. Glissement : terme utilisé pour décrire les conditions d’écoulement existant lorsque les diverses phases ont des vitesses différentes dans la section d’un conduit. Le glissement peut être exprimé quantitativement par la différence de vitesse entre les phases. Huile : hydrocarbures à l’état liquide aux conditions de température et de pression dominantes. Matériau de référence certifié (MRC) : matériau de référence, accompagné d’un certificat, dont une ou plusieurs valeurs de la ou des propriétés sont certifiées par une procédure qui établit son raccordement à une réalisation exacte de l’unité dans laquelle chaque valeur certifiée est accompagnée d’une incertitude à un niveau de confiance indiqué (ISO-VIM, 1993). Micro-onde : radiation électromagnétique ayant une longueur d’onde comprise entre 10 et 300 mm (1GHz et 30 GHz). Nombre de Froude : le nombre de Froude (Fr) est le rapport de la force d’inertie sur la force de pesanteur pour une phase donnée ; en d’autres termes, c’est le rapport entre l’énergie cinétique et l’énergie potentielle du gaz ou du liquide. Paramètre de Lockhart-Martinelli : le paramètre de Lockhart-Martinelli (LM ou X) est défini comme le rapport du nombre de Froude liquide sur le nombre de Froude gazeux ou, en d’autres termes, le rapport du gradient de pression du liquide sur le gradient de pression du gaz dans une conduite en conditions de débit équilibrées (l’augmentation du paramètre LM indique une augmentation du contenu en liquide ou l’humidité de l’écoulement). Permittivité : la permittivité d’un milieu diélectrique est une mesure de sa capacité à être électriquement polarisé lorsqu’il est exposé à un champ électrique. Un milieu diélectrique dans un condensateur, en raison de la polarisation, fait diminuer le champ électrique initial et augmenter la capacité du condensateur. La capacité C d’un condensateur électrique est proportionnelle à la permittivité du milieu diélectrique, c’est-à-dire : Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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où C0 est la capacité de vide du condensateur. ε et ε0 représentent la permittivité absolue -12

du milieu diélectrique et de l’espace libre, respectivement (ε0 = 8.854⋅10

F/m).

Le rapport ε0 / ε est défini comme la permittivité relative (auparavant appelée constante diélectrique), qui est ≥ 1. Dans la pratique, cependant, lorsqu’on utilise le terme permittivité, on parle généralement de permittivité relative, ce qui est aussi le cas dans le présent document. Voir la référence [Haus & Melcher, 1989] pour plus de détails sur la permittivité et la théorie des champs électromagnétiques. NOTE : la permittivité est une quantité complexe, qui dépend de la fréquence. La part imaginaire de la permittivité est due aux pertes diélectriques à des fréquences élevées.

Phase : dans ce document, le terme “phase” est utilisé dans le sens d’un constituant d’un mélange qui en contient plusieurs. Il se réfère en particulier à l’huile, au gaz ou à l’eau dans un mélange de plusieurs de ces trois éléments. Proportion d’eau (WC, Water Cut) : débit volumique d’eau par rapport au débit volumique total de liquide (huile et eau), tous deux convertis en volumes aux conditions standard de pression et de température. La proportion d’eau est généralement exprimée sous la forme d’un pourcentage. Rapport de glissement : rapport entre les vitesses de deux phases. Rapport eau-liquide (WLR) : débit volumique d’eau par rapport au débit volumique total de liquide (huile et eau), à la pression et à la température dominantes dans cette section. Rapport gaz/huile (GOR, Gas-Oil-Ratio) : rapport du débit volumique de gaz sur le débit volumique d’huile ; les deux débits doivent être convertis à la même pression et à la même température (généralement aux conditions standard). Exprimé en volume par volume, par exemple scft/bbl ou m3/m3. Rapport gaz/liquide (GLR, Gas-Liquid-Ratio) : rapport du débit volumique de gaz sur le débit volumique de liquide total (huile et eau) ; les deux débits doivent être convertis à la même pression et à la même température (généralement aux conditions standard). Exprimé en volume par volume, par exemple m3/m3. Rapport liquide/gaz (LGR, Liquid-Gas-Ratio) : rapport du débit volumique de liquide sur le débit volumique de gaz total ; les deux débits doivent être convertis à la même pression et à la même température (généralement aux conditions standard). Exprimé en volume par volume, par exemple m3/m3. Rayons gamma : ondes électromagnétiques ayant les fréquences les plus élevées connues, découvertes à l’origine comme une émission de substances radioactives et créées par une transition nucléaire vers des états d’énergie inférieurs. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Rayons X : les rayons X sont un rayonnement électromagnétique d’une nature similaire à celle de la lumière, mais avec une longueur d’onde extrêmement courte. On les produit en bombardant une cible métallique avec des électrons rapides dans le vide ou par transition d’atomes vers des états de plus faible énergie. Leurs propriétés comprennent l’ionisation d’un gaz lorsqu’ils le traversent, la pénétration de tous les solides sur une certaine épaisseur et l’émission de fluorescence. Régime d’écoulement : géométrie physique présentée par un écoulement multiphasique dans un conduit ; par exemple, dans un fluide biphasique huile/eau, eau libre occupant le fond du conduit, le mélange huile/eau s’écoulant au-dessus. Réglage : opération consistant à amener un instrument de mesure dans un état de fonctionnement adapté à son utilisation (ISO-VIM, 1993). NOTE : adaptation de l’instrument ou du système de mesure pour qu’il fonctionne selon une référence ou une norme. Cette adaptation peut comprendre des modifications du logiciel, mécaniques et/ou électriques.

Rétention de liquide : rapport de la section d’un conduit occupée par la phase liquide sur la section totale du conduit, exprimé en pourcentage. Salinité : le terme "salinité" se rapporte à la quantité de sels dissous présents dans l’eau (kg/m3). Les ions de sodium et de chlorure sont prédominants dans l’eau de mer, où les concentrations d’ions de magnésium, de calcium et de sulfate sont aussi présentes en quantités importantes. Trajectoire de puits : trajectoire d’un puits dans le temps dans une carte d’écoulement biphasique et une carte de composition. Vitesse d’écoulement multiphasique : rapport du débit multiphasique sur la section du conduit. Noter qu’il s’agit d’une vitesse fictive, qui n’a une valeur significative que dans les écoulements multiphasiques homogènes et sans fuites ni glissements. La vitesse d’écoulement multiphasique est la somme des vitesses superficielles du gaz et du liquide. Vitesse de glissement : différence de vitesse entre deux phases. Vitesse superficielle de phase : vitesse d’écoulement d’une phase d’un écoulement multiphasique, en supposant que cette phase occupe l’ensemble du conduit. Elle peut aussi être définie par la relation (débit volumique de phase) / (section du conduit).

7.1.2. Termes relatifs à la métrologie Conditions de fonctionnement nominales : conditions d’utilisation pour lesquelles les caractéristiques métrologiques spécifiées d’un instrument de mesure sont censées se trouver dans des limites données (ISO-VIM, 2003).

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Conditions de référence : conditions d’utilisation recommandées pour tester le fonctionnement d’un instrument de mesure ou pour comparer les résultats des mesures (ISO-VIM, 2003). NOTE : les conditions de référence comprennent généralement des valeurs de référence ou des plages de référence pour les quantités d’influence affectant l’instrument de mesure

Conditions limites : conditions extrêmes auxquelles un instrument de mesure doit faire face sans dommage et sans dégradation de ses caractéristiques métrologiques spécifiées lorsqu’il est ensuite utilisé dans ses conditions de fonctionnement nominales (ISO-VIM, 2003). Erreur aléatoire : résultat de mesure moins la moyenne qui résulterait d’un nombre infini de mesures du même mesurande effectuées dans des conditions reproductibles. Erreur de mesure : l’erreur de mesure est le résultat d’une mesure moins la valeur du mesurande (ISO-VIM, 2003). En général, l’erreur est inconnue car la valeur du mesurande est inconnue. Par conséquent, l’incertitude des résultats de mesure doit être évaluée et utilisée dans la spécification et la documentation des résultats d’essais. NOTE : seul un nombre fini de mesures pouvant être réalisé, il est possible de déterminer uniquement une estimation de l’erreur aléatoire. Comme elle provient généralement de variations stochastiques de quantités d’influence, les effets de ces variations sont appelés effets aléatoires dans le Guide ISO (1995).

Erreur systématique : valeur moyenne résultant d’un nombre infini de mesures du même mesurande effectuées dans des conditions de répétabilité moins une valeur vraie du mesurande (ISO-VIM, 2003). Incertitude de mesure : paramètre associé au résultat d’une mesure, caractérisant la dispersion des valeurs pouvant raisonnablement être attribuées au mesurande (ISO-VIM, 2003). NOTE 1 : ce paramètre peut être, par exemple, un écart type (ou un multiple), ou la moitié d’un intervalle ayant un niveau de confiance donné. NOTE 2 : l’incertitude de mesure comprend généralement de nombreuses composantes. Certaines d’entre elles peuvent être évaluées à partir de la distribution statistique des résultats de séries de mesures et peuvent être caractérisées par des écarts types expérimentaux. Les autres composantes, qui peuvent aussi être caractérisées par des écarts types, sont évaluées à partir d’hypothèses de distributions de probabilités basées sur l’expérience ou autres informations. NOTE 3 : il est entendu que le résultat de la mesure est la meilleure estimation de la valeur du mesurande et que toutes les composantes de l’incertitude, y compris celles dues aux effets systématiques, comme les composantes associées aux corrections et aux normes de référence, contribuent à la dispersion.

Intervalle de mesure : différence algébrique entre la valeur la plus élevée et la valeur la plus basse qui encadrent la plage de fonctionnement d’un instrument de mesure ; il Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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correspond à la variation maximale qui existe dans la quantité mesurée. Par exemple, un 3 système de comptage de débit qui couvre la plage 50-200 m /h a un intervalle de mesure 3 de 150 m /h. Mesurande : grandeur particulière soumise à la mesure (ISO-VIM, 2003). Plage de mesure : ensemble de valeurs de mesurandes pour lesquelles l’erreur d’un instrument de mesure est censée se trouver dans des limites spécifiées (ISO-VIM, 2003). Précision de mesure : étroitesse de l’accord entre le résultat d’une mesure et la valeur du mesurande (ISO-VIM, 2003). NOTE 1 : la valeur du mesurande peut être une valeur de référence acceptée. Dans certains documents, elle est aussi désignée comme la “valeur vraie” ou la “valeur vraie conventionnelle”. Cependant, selon le Guide ISO, cette définition doit être évitée car le mot “vraie” est considéré comme redondant ; une valeur “vraie” unique est uniquement un concept idéal et une “valeur vraie du mesurande” est simplement la valeur du mesurande. NOTE 2 : “précision” est un concept qualitatif et ne doit pas être utilisé quantitativement. L’expression de ce concept par des chiffres doit être associée à une incertitude (standard).

Quantité d’influence : quantité qui n’est pas le mesurande mais affecte le résultat de la mesure (ISO-VIM, 2003). Répétabilité : étroitesse de l’accord entre les résultats de mesures successives d’un même mesurande effectuées dans les mêmes conditions de mesure (ISO-VIM, 2003). NOTE 1 : ces conditions sont appelées conditions de répétabilité. NOTE 2 : les conditions de répétabilité comprennent : - la même procédure de mesure, - le même observateur, - le même instrument de mesure, utilisé dans les mêmes conditions, - la répétition sur une courte période de temps. NOTE 3 : la répétabilité peut être exprimée quantitativement en termes de caractéristiques de dispersion des résultats.

Reproductibilité : étroitesse de l’accord entre les résultats de mesures successives d’un même mesurande effectuées dans des conditions de mesure modifiées (ISO-VIM, 2003). NOTE 1 : pour que la reproductibilité soit reconnue valable, il faut spécifier les conditions modifiées. NOTE 2 : les conditions modifiées peuvent être : - le principe de mesure - la méthode de mesure - l’observateur - l’instrument de mesure - la norme de référence Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Formation Exploitation Instrumentation Le Comptage - le lieu - les conditions d’utilisation - le temps NOTE 3 : la reproductibilité peut s’exprimer quantitativement en termes de caractéristiques de dispersion des résultats. NOTE 4 : on entend généralement ici les résultats comme étant les résultats corrigés.

Résultat d’une mesure : valeur attribuée à un mesurande, obtenue par mesurage. Il s’agit d’une valeur estimée du mesurande (ISO-VIM, 2003). Résultats corrigés : résultat d’une mesure après correction de l’erreur systématique (ISO-VIM, 2003).

7.1.3. Indices et symboles Symbole C εo

Permittivité de l’espace libre

vs,gaz

Vitesse superficielle gaz

vs,liquide vm

Vitesse superficielle liquide Vitesse mélange multiphasique (vm = vgaz + vliquide)

m/s

qgaz

Débit volumique gaz

m /s

A

Superficie (par ex. superficie section de conduit)

m

λliquide

Rétention liquide

λgaz

Fraction de vide gaz

αliquide

Fraction volumique du liquide

αgaz

Fraction volumique gaz Temps Coefficient d’atténuation linéaire Taux de comptage Paramètre de Lockhart-Martinelli (voir § 7.1.3.2) Densité gaz

t μ I X ρg ρl D g Fr

Quantité Capacité

Densité liquide Diamètre interne conduit Constante gravitationnelle

Valeur / Unités SI F -12

8,854⋅10 m/s

F/m

m/s 3

2

s 1/m

kg/m kg/m m

3 3

~9,81 m/s

2

Nombre de Froude Table 8 : Indices et symboles

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Légendes des couleurs et symboles :

Rapport

Taux Compteur monophasique

Gaz Gaz humide Eau

Compteur biphasique

Eau / Huile liquide Compteur multiphasique

Huile Écoulement multiphasique

Mélangeur

Figure 78 : Légendes des couleurs et symboles

7.2. PHILOSOPHIE DU COMPTAGE MULTIPHASIQUE Les systèmes de comptage conventionnels monophasiques exigent que les constituants ou "phases" des écoulements des puits soient parfaitement séparés en amont du point de comptage. En ce qui concerne le comptage de production, cette condition est en général automatiquement remplie à la sortie d’une unité de traitement conventionnelle, puisque le but principal de ce type d’installation est de recevoir la somme des productions des puits à une extrémité et de fournir de simples phases (stabilisées) prêtes au transport (et donc aussi au comptage) à l’autre extrémité. Les systèmes de comptage monophasiques fournissent généralement des mesures très précises de la production d’hydrocarbures. Le besoin de comptage multiphasique se fait sentir lorsqu’il est nécessaire ou souhaitable de compter la production des puits en amont de la séparation, à l’admission dans l’unité de traitement et/ou en cas de mélange de productions de plusieurs gisements. La technique du comptage multiphasique peut être une solution attractive car elle permet de mesurer la production non traitée des puits à proximité de ceux-ci. L’utilisation de compteurs multiphasiques peut être économique dans l’installation initiale. Cependant, en raison de l’augmentation de l’incertitude de mesure, une analyse coût-bénéfice doit être réalisée sur le cycle de vie du projet pour justifier son application.

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Les compteurs multiphasiques procurent un monitoring continu de la performance des puits et donc une meilleure exploitation / un meilleur drainage du réservoir. Cependant, cette technologie est complexe et a ses limites ; il faut donc être prudent lorsqu’on envisage des installations comprenant un ou plusieurs compteurs multiphasiques. L’une des limites de la technologie du comptage multiphasique est l’incertitude de la mesure. La principale source de cette augmentation des incertitudes de mesure des compteurs multiphasiques par rapport aux systèmes de comptage monophasiques (par exemple) est le fait qu’ils mesurent des écoulements non traités et beaucoup plus complexes que ceux que mesurent les systèmes monophasiques. Une deuxième limite du comptage multiphasique est la difficulté de prélever des échantillons représentatifs. Alors que l’on peut facilement prélever des échantillons des différent fluides au niveau, par exemple, des sorties monophasiques d’un séparateur de test, il n’existe encore aucune méthode standardisée ou simple pour l’échantillonnage des fluides multiphasiques. Etant donné que la plupart des compteurs multiphasiques existant sur le marché nécessitent la connaissance a priori de quelques informations sur les propriétés mesurées (densité, permittivité de l’huile et/ou conductivité/salinité de l’eau), ces informations doivent être rendues disponibles et être mises à jour régulièrement. Il existe un certain nombre de compteurs multiphasiques différents sur le marché, qui mettent en œuvre une grande variété de principes et de solutions de mesure. Certains compteurs multiphasiques fonctionnent mieux que d’autres dans certaines applications. Il est donc indispensable d’effectuer une comparaison et une sélection minutieuses pour déterminer le compteur multiphasique optimal pour chaque application. Pour choisir la technique de comptage multiphasique optimale pour une application donnée, il faut commencer par rechercher et décrire le ou les régimes d’écoulement prévus pour les puits faisant l’objet du comptage et déterminer l’enveloppe de production. Ensuite, il faut voir s’il existe des compteurs multiphasiques ayant une enveloppe de comptage correspondante, qui les rende appropriés à la mesure de la production des puits dans l’application en question. On peut utiliser à cet effet des échantillons provenant de l’exploration/du réservoir ou des prévisions de production des puits ; les cartes d’écoulement biphasique et de composition seront aussi d’une aide précieuse pour le choix des compteurs multiphasiques. L’étape suivante consiste à choisir un compteur multiphasique capable de mesurer en continu les phases et volumes représentatifs dans la plage d’incertitude voulue. Les débits des puits varient au cours de leur durée de vie et il est important de veiller à ce que le compteur multiphasique mesure toujours avec l’incertitude requise. Par ailleurs, le compteur multiphasique peut avoir besoin d’être remplacé ultérieurement au cours de la production. C’est une question qu’il est important d’envisager lorsqu’on décide de sa dimension. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Un choix minutieux du type de compteur multiphasique n’est pas le seul facteur important. L’installation doit aussi comporter des moyens auxiliaires de test adéquats permettant l’étalonnage (et éventuellement le réglage) et la vérification en cours d’opération afin d’assurer la confiance dans les mesures au cours de la vie des puits. Si cette vérification périodique des compteurs multiphasiques n’est pas effectuée, il faut s’attendre à une augmentation de l’incertitude des mesures. Des tests simples peuvent être réalisés avec une mesure statique, ou bien des tests plus complets comparant le débit et les mesures de WLR/GVF effectuées par les compteurs multiphasiques par rapport à ceux d’un séparateur de test (fixe ou mobile) ou autre moyen (traceur, etc.). La nature de ces tests réguliers dépendra de la criticité de l’application et de l’opération. Il existe de nombreuses applications possibles pour les compteurs multiphasiques, qui ne doivent pas être considérées comme prohibitives. En raison de l’augmentation des incertitudes de mesure, il n’est généralement pas recommandé de remplacer un système de comptage fiscal de haute précision par un compteur multiphasique ; cependant, des compteurs multiphasiques sont maintenant utilisés dans certains cas de développements de champs marginaux où le coût des installations de traitement et le comptage en aval de la séparation ne sont pas justifiés. Quelques types généraux d’applications sont brièvement décrits dans les paragraphes suivants : surveillance ou monitoring de puits unique - optimisation de la production - flow assurance essais sur puits comptage d’allocation de production comptage fiscal ou transactionnel.

7.2.1. Surveillance ou monitoring de puits unique Dans le monitoring continu à l’aide d’un compteur multiphasique, la résolution temporelle des informations est supérieure à celle obtenue dans les essais aléatoires sur puits à l’aide d’un séparateur de test. L’utilisation d’un compteur multiphasique à la place d’un séparateur peut donc permettre de réduire l’incertitude totale des données de puits, même si les débits de phase instantanés sont mesurés avec une plus grande incertitude, alors que les changements de performances entre tests ne sont pas enregistrés par les séparateurs.

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L’accès en continu à des données haute résolution à partir d’un compteur multiphasique peut être une ressource intéressante dans divers processus de décision, par exemple en relation avec l’entretien des puits. L’installation d’un nouveau compteur multiphasique peut faire gagner de la place, du poids et de l’argent par rapport à celle d’un nouveau séparateur de test et peut réduire le temps d’occupation des séparateurs de test existants. L’instabilité des puits est un problème bien connu lors d’un déclin de production et, dans la plupart des cas, il n’est pas acceptable que les puits soient reliés à l’installation de production tant qu’ils ne sont pas plus ou moins sous contrôle. Il peut être difficile de détecter les variations de débit de puits instables (puits en gas-lift, par exemple) à l’aide de séparateurs classiques ; dans ce genre de situation, les compteurs multiphasiques deviennent un outil précieux pour l’ingénieur de production.

Figure 79 : Compteurs multiphasiques sur la ligne de production de chaque puits à la place d’un séparateur de test et de son instrumentation Les compteurs multiphasiques peuvent être considérés comme utiles aux installations sous-marines – voire comme en faisant partie intégrante. Dans les cas de mélange de production et/ou de longues lignes de production (plusieurs kilomètres), les compteurs Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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multiphasiques peuvent servir à contrôler le débit de chaque puits ou conduite. Il faut cependant noter que la dépose d’un compteur multiphasique pour maintenance ou réparation peut être coûteuse, difficile ou impossible. On ne pratique généralement pas d’étalonnage in situ sur les installations sous-marines et d’autres méthodes de vérification moins directes doivent être imaginées. La fiabilité et la stabilité des compteurs sous-marins sont d’une importance capitale et doivent être assurées par le fabricant de compteurs multiphasiques, le responsable de l’intégration du système sous-marin et l’opérateur.

7.2.1.1. Optimisation de la production La production des puits de pétrole peut être assistée par gas-lift pour diverses raisons. Une fois cette technique mise en place, elle doit être optimisée (pour qu’elle soit économique, il faut qu’il n’y ait ni trop ni trop peu de gaz, la quantité optimale étant à l’évidence celle à utiliser pour maximiser la production d’huile). Les compteurs multiphasiques peuvent aider à trouver le taux d’injection de gaz optimal car ils sont capables d’indiquer instantanément le débit d’huile en fonction du débit de gaz injecté. Il faudrait plus de temps pour obtenir la même information avec des séparateurs de test. Cependant, la plupart des opérations de gas-lift sont des opérations à GVF relativement élevé (ajout de gaz au système) et il faut veiller à ce que le compteur multiphasique soit capable de traiter ces opérations. On peut aussi utiliser un compteur de gaz humide. Les considérations sur l’optimisation peuvent aussi concerner l’injection de produits chimiques, la détection de formation de cônes de gaz, la détection de venues d’eau, etc.

7.2.1.2. Flow assurance La flow assurance inclut tous les aspects permettant de garantir l’écoulement d’huile et de gaz depuis le réservoir jusqu’au point de vente ou de transaction. Elle implique souvent la participation d’ingénieurs installations, de techniciens de production et de personnel opérationnel qui évaluent et étudient le comportement hydraulique, chimique et thermique des fluides multiphasiques. L’utilisation plus fréquente (ou continue) de compteurs multiphasiques peut permettre d’identifier d’éventuels blocages dans le système de production (ex : hydrates, asphaltènes, paraffines, sable, dépôts). La tendance est souvent plus importante ici que l’obtention de chiffres avec une précision absolue. En d’autres termes, la répétabilité, pour une application de type flow assurance, est souvent plus importante qu’une précision absolue.

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7.2.2. Essais de puits Il est nécessaire d’effectuer un suivi de la performance de chaque puits individuellement afin d’optimiser la production des puits et la vie du champ. En ce qui concerne la plupart des grands champs de la Mer du Nord, les décisions importantes – fermeture de puits, forage de nouveaux puits, réduction du taux de production du réservoir, etc. – sont fondées sur les résultats des essais de puits réalisés à l’aide de séparateurs de tests classiques. Les essais de puits se font généralement à l’aide d’un séparateur de test, qui peut être remplacé par ou associé à un compteur multiphasique si : on décide de ne pas installer de séparateur de test dans l’unité de traitement, on a besoin d’augmenter la capacité d’essais des puits, ou le séparateur de test est destiné à un autre usage, par exemple comme séparateur de production ordinaire (basse pression). Il faut noter qu’un séparateur de test peut être utilisé à des fins autres que les essais de puits et par conséquent installé dans tous les cas. Un compteur multiphasique ne peut pas fournir des débits de phases avec une incertitude équivalente à celle des mesures effectuées par un séparateur de test, pour tous les débits, à partir de tous les puits produisant vers l’unité de traitement. C’est certainement le cas s’il n’y a pas d’étalonnage in situ du compteur multiphasique. Cependant, le temps de réponse d’un compteur multiphasique est nettement inférieur (plusieurs minutes) à celui d’un séparateur (plusieurs heures) et le premier permet de réaliser plus d’essais de puits.

7.2.2.1. Essais de puits conventionnels Les essais de puits conventionnels sont généralement réalisés au moyen d’un séparateur supplémentaire dédié ou destiné à des usages particuliers. On mesure la production des puits en envoyant l’écoulement d’un puits à la fois dans le séparateur de test. Actuellement, un séparateur de test peut être conçu avec des compteurs et une instrumentation capables de mesurer la phase gaz avec une incertitude estimée inférieure à 5%, éventuellement 2% et 1% pour les phases gaz et huile respectivement, si l’on s’efforce d’optimiser l’instrumentation et si la séparation est parfaite. Lors d’un essai de puits, certains paramètres comme l’ouverture des duses, la pression d’écoulement en tête de puits et la pression et la température du séparateur sont enregistrés. Des échantillons de fluides sont aussi généralement prélevés au niveau du séparateur de test au cours de ces essais. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Chaque puits peut être testé avec un ou plusieurs réglages des duses. Toutes les mesures correspondant à chaque réglage sont enregistrées.

Figure 80 : séparateur de production de premier niveau et séparateur de test Les informations enregistrées seront utilisées jusqu’à l’essai suivant pour calculer la contribution théorique du puits à la production mélangée de toute l’unité de traitement. Ce système traditionnel n’est pas forcément satisfaisant pour les puits qui réclament un contrôle quotidien, par exemple pour conserver leur stabilité ou produire à des débits optimum afin d’utiliser à plein la capacité des installations de production.

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7.2.2.2. Essais de puits avec compteurs multiphasiques Les compteurs multiphasiques peuvent être installés et utilisés comme des séparateurs de test. La combinaison d’un compteur multiphasique et d’un séparateur de test donne une meilleure flexibilité.

Figure 81 : Le comptage multiphasique permet d’augmenter la capacité de test globale Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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On peut utiliser le séparateur de test et le compteur multiphasique pour les essais de puits afin d’augmenter la capacité de test globale, ou utiliser uniquement le compteur multiphasique pour les essais de puits et le séparateur de test comme séparateur de production normal, ce qui permet d’augmenter la capacité de production totale de l’unité de traitement. Le principal avantage du compteur multiphasique sur le séparateur de test est l’économie de temps dans la réalisation des mesures. Alors qu’il faut laisser le séparateur se remplir et se stabiliser lorsqu’on prépare les puits aux essais, le compteur multiphasique répond plus rapidement aux changements de fluides des puits et nécessite moins de temps pour se stabiliser. Le compteur multiphasique peut aussi remplacer entièrement le séparateur de test. Cela peut représenter une solution pour les champs en déclin, où la production des puits ne correspond plus à la dimension du séparateur de test.

Figure 82 : Le comptage multiphasique remplace un séparateur de test et ses compteurs A l’aide d’une carte d’écoulement biphasique et d’une carte de composition, on peut évaluer s’il faut plus d’un compteur multiphasique pour tester tous les puits, c’est-à-dire s’il Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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faut plusieurs compteurs multiphasiques de dimensions et de plages de mesure différentes pour couvrir tous les puits à tester.

7.2.3. Comptage d’allocation de production Le comptage d’allocation de production pose des exigences plus strictes que celles des essais de puits en matière d’incertitude de mesure, d’étalonnage des instruments et d’échantillonnage de fluides représentatifs.

Figure 83 : Champ satellite ‘B’ équipé de compteurs multiphasiques pour essais de puits et comptage de production Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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La solution pour un champ marginal peut consister à avoir une plate-forme de tête de puits inhabitée avec un compteur multiphasique sur chaque puits pour une surveillance individuelle et de mesurer le flux principal (dans une installation habitée) à l’aide d’un compteur multiphasique fréquemment étalonné pour donner des facteurs K ou à l’aide d’un séparateur de test équipé de compteurs pour comptage fiscal standard. Les périodes d’étalonnage doivent être longues pour minimiser les incertitudes dues, par exemple, au bullage, quand des débits d’huile, d’eau et de gaz accumulés mesurés par le compteur multiphasique sont comparés aux mesures du séparateur ; dans certains cas, l’étalonnage doit durer plusieurs jours. Dans cette application, la mesure de la production de chaque puits au moyen de compteurs multiphasiques remplace les essais de puits conventionnels. Et lorsque le séparateur de test n’est pas utilisé comme “étalonneur”, il peut avoir un autre usage ou servir à “étalonner” d’autres flux de production raccordés. Les essais de puits et le comptage de production des puits sur un champ satellite peuvent se faire au moyen de compteurs multiphasiques, ce qui permet de se passer d’une ligne de test et d’un système de collecteur séparés. En supposant qu’il est encore nécessaire d’avoir un séparateur d’admission dédié sur la plate-forme de production, un concept de comptage de production multiphasique pourrait se présenter comme ci-dessous. Une note explicative relative à ce type d’application se trouve dans le document publié par le Department of Trade and Industry (DTI), Incertitude de mesure.

7.2.4. Comptage fiscal et comptage transactionnel Lorsque les productions de différentes licences sont mélangées dans une seule unité de traitement ou une seule ligne de production, il est généralement nécessaire de compter la production de chaque zone de licence séparément avant qu’elle n’entre dans l’unité de traitement ou dans la ligne de production commune. Le comptage de la production de chaque zone de licence sert à allouer la propriété de chaque propriétaire de champ aux productions des puits à la sortie de l’unité de traitement commune. Par conséquent, ce sont les réglementations ou notes d’orientation nationales relatives au comptage pétrolier qui régissent ce comptage de production. D’autres formes d’optimisation peuvent être envisagées pour l’injection chimique (méthanol, désémulsificateur, etc.), le gas-lift, la détection de la formation de cônes de gaz, de venues d’eau, etc. Le comptage fiscal et le comptage transactionnel sont la base des transactions financières entre entreprises et gouvernements ou entre les entreprises. Toute erreur systématique dans le comptage entraînera une erreur systématique dans les paiements. Il est donc d’une importance primordiale de mettre en place des procédés de vérification suffisants.

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Noter que la classification des comptages fiscaux ou transactionnels ne spécifie aucune exigence relative à l’incertitude de mesure ; elle décrit uniquement l’objectif du compteur. L’incertitude doit être négociée. En ce qui concerne les compteurs multiphasiques fiscaux, il convient de suivre les réglementations et les directives établies par les autorités gouvernementales.

7.2.5. Résumé des caractéristiques des compteurs multiphasiques Un système de comptage multiphasique pour essais de puits et comptage de production possède les caractéristiques suivantes : Positives Monitoring ou comptage en continu possibles. Faibles coûts d’installation et de fonctionnement par rapport à ceux d’un système conventionnel. Séparateur de test, lignes de test, manifolds et vannes supprimés. Vu la possibilité de comptage en continu, l’incertitude totale sera inférieure à celle d’un système conventionnel. Négatives Les compteurs multiphasiques sont des systèmes instrumentaux complexes qui nécessitent une formation du personnel pour qu’il les actionne conformément aux spécifications. Les compteurs multiphasiques risquent de ne pas rester stables au cours du temps. Les compteurs multiphasiques sont sensibles aux propriétés physiques des phases à mesurer. Une vérification est fortement recommandée. Elle est normalement périodique pour les systèmes de comptage d’allocation. Il n’existe pas de norme concernant l’échantillonnage de fluide multiphasique. Il est difficile, sinon impossible, dans la pratique.

Table 9 : Principales caractéristiques des compteurs multiphasiques

7.3. ÉCOULEMENT MULTIPHASIQUE L’écoulement multiphasique est un phénomène complexe difficile à comprendre, à prédire et à modéliser. Les caractéristiques courantes de l’écoulement monophasique comme le profil de vitesse, la turbulence et la couche limite sont donc inappropriées pour décrire la nature de ce type d’écoulement. Les structures d’écoulement sont classées en régimes d’écoulement, dont les caractéristiques précises dépendent d’un certain nombre de paramètres. La répartition des différentes phases de fluides dans l’espace et le temps diffère selon les divers régimes d’écoulement et n’est généralement pas contrôlée par le concepteur ou l’opérateur. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Les divers régimes d’écoulement varient en fonction des conditions de service, des propriétés des fluides, des débits et de l’orientation et de la géométrie de la conduite dans laquelle s’écoulent les fluides. La transition entre différents régimes peut être un processus progressif. Déterminer les régimes d’écoulement dans des conduites en service n’est pas facile. Une analyse des fluctuations de la pression et/ou de la densité locales au moyen, par exemple, de la densitométrie à rayons gamma a été expérimentée et est décrite dans la littérature. En laboratoire, le régime d’écoulement peut être étudié par observation visuelle directe à l’aide d’une longueur de conduite transparente. Les descriptions des régimes d’écoulement sont par conséquent relativement arbitraires et dépendent dans une large mesure de l’observateur et de son interprétation. Les principaux mécanismes impliqués dans la formation des différents régimes d’écoulement sont les phénomènes transitoires, les effets de géométrie/terrain, les effets hydrodynamiques et des combinaisons de ces effets. Les phénomènes transitoires sont le résultat de changements dans les conditions limites du système. Il ne faut pas les confondre avec l’instabilité locale associée à un écoulement intermittent. Exemples d’opérations provoquant des conditions transitoires : l’ouverture et la fermeture des vannes. Les effets de géométrie et de terrain sont le résultat de changements dans la géométrie ou l’inclinaison des conduites. Ils peuvent être particulièrement importants dans et en aval des conduites sous-marines, et certains régimes d’écoulement générés de cette manière peuvent être prédominants pendant plusieurs kilomètres. Le bouillonnage des risers est un exemple de cet effet. En l’absence de phénomènes transitoires et d’effets de géométrie/terrain, un régime d’écoulement stable est entièrement déterminé par les débits, les propriétés des fluides, le diamètre et l’inclinaison des conduites. Ces types de régimes d’écoulement se rencontrent dans les conduites droites horizontales et sont appelés régimes “hydrodynamiques”. Ce sont les régimes d’écoulement typiques en tête de puits. Cependant, tous les régimes d’écoulement peuvent être regroupés en écoulements dispersés, séparés ou intermittents, ou une combinaison des trois. L’écoulement dispersé est caractérisé par une distribution de phase uniforme dans les directions tant radiale qu’axiale. Exemples de ce type d’écoulement : l’écoulement à bulles et l’écoulement en brouillard. L’écoulement séparé est caractérisé par une distribution de phase non continue dans la direction radiale et continue dans la direction axiale. Exemples de ce type d’écoulement : l’écoulement stratifié et l’écoulement annulaire.

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L’écoulement intermittent est caractérisé par le fait qu’il n’est pas continu dans la direction axiale et, par conséquent, présente localement un comportement instable. Exemples de ce type d’écoulement : écoulement à bulles allongées, écoulement à poches disloquées et écoulement bouchon. Ces régimes d’écoulement sont tous des régimes d’écoulement gaz-liquide biphasiques hydrodynamiques. Les effets des régimes d’écoulement causés par les interactions liquide-liquide sont généralement beaucoup moins prononcés que ceux causés par les interactions liquidegaz. Dans ce contexte, la portion liquide-liquide de l’écoulement peut souvent être considérée comme un écoulement dispersé. Cependant, certaines propriétés du mélange liquide-liquide dépendent du rapport volumétrique des deux composantes liquides.

7.3.1. Carte de régime d’un écoulement multiphasique Les paramètres physiques comme la densité du gaz et du liquide, la viscosité, la tension superficielle, etc. affectent les régimes d’écoulement et ne sont pas inclus dans ce graphe. Un élément très important est le diamètre de la ligne de production ; si les débits de liquide et de gaz sont maintenus constants et que le diamètre de la ligne de production est diminué de 4” à 3”, la vitesse superficielle du gaz et du liquide augmentera d’un facteur 16/9. Par conséquent, sur une carte de régime biphasique, ce point se déplacera vers le haut et vers la droite le long d’une diagonale pour atteindre une nouvelle position. Le régime d’écoulement pourrait s’en trouver changé et par exemple passer de régime stratifié à régime à poches ou de régime à poches à régime annulaire. Les régimes d’écoulement multiphasique n’ont pas de limites strictes mais le passage de l’un à l’autre se fait progressivement. La plupart des puits de pétrole présentent un écoulement multiphasique dans une partie de leurs tuyauteries. Bien que la pression en fond de puits puisse dépasser le point de bulle de l’huile, la perte de charge progressive à mesure que l’huile s’écoule du fond du puits vers la surface provoque une augmentation de la quantité de gaz qui se dégage de l’huile. Le terme vitesse superficielle est souvent utilisé sur les axes des cartes de régime d’écoulement. Par exemple, la vitesse superficielle du gaz (v ) est la vitesse du gaz s,gaz

comme s’il s’écoulait dans la conduite sans liquides, autrement dit le débit total de gaz (q

gaz

3

en m /s à la température et à la pression de service) divisé par la superficie totale de

la section de la conduite (A). Même chose pour la vitesse superficielle du liquide ; les expressions simples sont données dans les équations suivantes : vs,gaz = Qgaz / A vs,liquide = Qliquide / A Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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La somme de vs,gaz et de vs,liquide est la vitesse du mélange multiphasique, dont l’expression est donnée dans l’équation suivante : vm = vs,gaz + vs,liquide Cependant, cette dernière est une vitesse dérivée et n’a de valeur significative que si l’écoulement multiphasique est homogène et sans glissements.

7.3.1.1. Ecoulement vertical Dans un écoulement vertical, la vitesse superficielle du gaz augmente et l’écoulement multiphasique change entre toutes les phases – à bulles, à poches, bouchon et annulaire. Noter que, pour une vitesse superficielle du gaz particulière, l’écoulement multiphasique est annulaire pour toutes les vitesses superficielles des liquides.

Figure 84 : Carte d’écoulement vertical biphasique

7.3.1.2. Ecoulement horizontal Dans les écoulements horizontaux aussi, les transitions sont fonction de facteurs comme le diamètre de la conduite, la tension interfaciale et la densité des phases. La carte suivante est une illustration qualitative de la façon dont les transitions entre régimes d’écoulement dépendent de la vitesse superficielle du gaz et du liquide dans un écoulement multiphasique horizontal. Une carte comme celle-ci n’est valable que pour une conduite, une pression et un fluide multiphasique particuliers. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Figure 85 : Carte d’écoulement biphasique horizontal

7.3.2. Effets des glissements Lorsque du gaz et du liquide s’écoulent dans une conduite, la surface transversale couverte par le liquide est plus grande que lorsqu’il n’y a pas d’écoulement, en raison de l’effet de glissement entre liquide et gaz. La phase de gaz, plus légère, s’écoule généralement beaucoup plus vite que la phase liquide ; le liquide a tendance à s’accumuler dans les segments de conduite horizontaux et inclinés. La fraction liquide (αLiquide) ou gazeuse (αGaz) de la surface transversale de la conduite (A) mesurée dans des conditions d’écoulement biphasique est appelée rétention de liquide (λLiquide) ou fraction de vide du gaz (λGaz). En raison des glissements, la rétention de liquide sera plus importante que la fraction volumique du liquide. La rétention de liquide est égale à la fraction volumique du liquide uniquement lorsqu’il n’y a pas de glissements, lorsque l’écoulement est homogène et que les deux phases se déplacent à la même vitesse. Rétention de liquide : λLiquide = ALiquide / AConduite Fraction de vide du gaz : λGaz = AGaz / AConduite

λLiquide + λGaz = 1 αLiquide + αGaz = 1 Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Pas de glissements

Glissements

Figure 86 : Différence entre la fraction de vide du gaz et la fraction volumique du gaz Ce n’est que lorsqu’il n’existe pas de glissements que la fraction de vide du gaz est égale à la fraction volumique du gaz et que la rétention de liquide est égale à la fraction volumique du liquide. Dans la majorité des régimes d’écoulement, la rétention de liquide est supérieure à la fraction volumique du liquide et la fraction de vide du gaz est inférieure à la fraction volumique du gaz. et

7.3.3. Classification des écoulements multiphasiques Les écoulements multiphasiques, s’ils ne sont pas classés en fonction du modèle d’écoulement, peuvent l’être par le GVF. Cette méthode de classification est pertinente dans le cadre du comptage multiphasique : on imagine bien qu’un compteur qui mesure essentiellement du liquide contenant seulement un faible pourcentage de gaz est très différent d’un compteur conçu pour fonctionner dans une application de gaz humide. Quatre classes sont définies dans le tableau suivant. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Classe

Plage de GVF indicative

Commentaire

Cette plage d’écoulement multiphasique à faible GVF pourrait aussi être appelée ’‘liquide gazeux’’.

GVF faible

0 - 25%

Dans la partie inférieure de cette plage, des compteurs monophasiques traditionnels pourraient, dans la plupart des cas, fournir des performances de mesure suffisantes. Il faut compter sur une augmentation de l’incertitude de mesure et du risque de dysfonctionnement à mesure que le GVF augmente.

GVF modéré

25% - 85%

Un GVF modéré peut être considéré comme la ‘zone idéale’ des compteurs multiphasiques, c’est-à-dire la plage dans laquelle leur performance est optimale et où, en même temps, les compteurs monophasiques traditionnels ne sont pas une option viable. Dans cette plage de GVF élevé, l’incertitude des compteurs multiphasiques commence à augmenter, plus rapidement vers l’extrémité supérieure.

GVF élevé

85% - 95%

Cette augmentation de l’incertitude n’est pas seulement liée à la complexité croissante des schémas d’écoulement pour une fraction gaz élevée, mais est aussi due à ce que l’incertitude de mesure augmente à mesure que la proportion de la fraction du composant de la valeur la plus élevée (dans ce cas l’huile) diminue. Dans certains cas, on utilise la séparation partielle pour ramener le GVF dans la plage modérée. Cette extrémité supérieure de la plage multiphasique peut aussi être appelée plage de ‘gaz humide’. Dans sa partie inférieure, la performance de mesure des compteurs multiphasiques en ligne peut encore être suffisante pour les essais de puits, l’optimisation de la production et la flow assurance.

GVF très élevé

95% - 100%

Pour le comptage d’allocation, en particulier à l’extrémité supérieure de cette plage, c’est souvent le gaz qui est le composant le plus intéressant, et un compteur de gaz humide sera l’option à privilégier. Cela correspond à une valeur de Lockhart-Martinelli (LM) dans une gamme de 0 à 0,3 environ.

Table 10 : Classification des écoulements multiphasiques

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7.4. TECHNOLOGIE Ce chapitre est destiné à fournir au lecteur une idée des technologies et concepts différents à l’œuvre dans les compteurs multiphasiques disponibles sur le marché. L’intention n’est pas de décrire toutes les technologies et tous les aspects en détail et le lecteur est renvoyé à la littérature pour plus d’informations sur les différents sujets.

7.4.1. Catégories de compteurs Les compteurs multiphasiques appartiennent aux principales catégories suivantes, brièvement décrites dans les chapitres ci-dessous : compteurs en ligne, compteurs à séparation - séparation complète en deux phases gaz/liquide - séparation partielle - séparation dans la ligne d’échantillonnage, compteurs de gaz humide, autres catégories de compteurs multiphasiques.

7.4.1.1. Compteurs en ligne Les compteurs multiphasiques en ligne sont caractérisés en ce que toutes les mesures des fractions de phase individuelles et les débits de phase totaux ou individuels se font directement dans la conduite d’écoulement multiphasique, donc qu’aucune séparation et/ou aucun échantillonnage des fluides ne sont nécessaires. Le débit volumique de chaque phase est représenté par la fraction de la superficie multipliée par la vitesse de chaque phase. Ce qui signifie qu’il faut mesurer ou estimer un minimum de six paramètres. Certains compteurs multiphasiques fonctionnent sur l’hypothèse que les trois phases, ou au moins deux d’entre elles, se déplacent à la même vitesse, ce qui réduit le nombre de mesures requis. Dans ce cas, il faut utiliser un mélangeur ou établir un ensemble de facteurs d’étalonnage.

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Les compteurs multiphasiques en ligne mettent couramment en œuvre une combinaison de deux ou plusieurs des technologies et techniques de mesure suivantes : principes de mesure électromagnétique - micro-ondes, - capacité, - conductivité, densitométrie aux rayons gamma ou spectroscopie, interrogation neutronique, pression différentielle à l’aide de Venturi, V-cone ou autre restriction, déplacement positif, ultrasons, corrélation croisée de signaux électromagnétiques, radioactifs et à ultra-sons (pour calculer les vitesses de débit).

Figure 87 : Principe du compteur multiphasique en ligne avec mélangeur (optionnel)

7.4.1.2. Compteur à séparation Les compteurs multiphasiques à séparation sont une classe de compteurs multiphasiques caractérisés en ce qu’ils effectuent une séparation complète ou partielle de l’écoulement multiphasique, puis une mesure en ligne de chacune des trois phases. Le séparateur de test, que l’on trouve sur presque toutes les plates-formes de production, est à la base un compteur à séparation bi- ou triphasique. Il sépare les trois phases et effectue des mesures de débit de l’huile, de l’eau et du gaz. La séparation complète avec séparateurs des trois phases ne sera pas décrite plus en détails et n’est mentionnée ici que pour des raisons d’exhaustivité.

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Compteur à séparation biphasique gaz/liquide complète Ce type de compteur se caractérise en ce qu’il accomplit une séparation de l’écoulement multiphasique, séparation généralement complète en gaz et liquide (voir figure ci-dessous). L’écoulement de gaz est ensuite mesuré à l’aide d’un débitmètre de gaz monophasique avec une bonne tolérance au débordement de liquide, puis le débit de liquide est mesuré à l’aide d’un débitmètre de liquide. Un compteur de fraction eau en ligne peut déterminer le rapport eau/liquide.

Figure 88 : Principe d’un compteur à séparation

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Compteur à séparation partielle Ce type de compteur se caractérise en ce qu’il accomplit une séparation seulement partielle du gaz dans l’écoulement multiphasique, dans une boucle de mesure secondaire entourant la boucle principale du compteur multiphasique (voir figure cidessous). La séparation n’étant que partielle, il faut aussi s’attendre à ce qu’il y ait un peu de liquide dans le gaz circulant dans la boucle de mesure secondaire, ce qui demande une mesure pour gaz humide. L’écoulement multiphasique restant aura alors un GVF réduit et se trouvera par conséquent dans l’enveloppe nominale du compteur.

Figure 89 : Principe de séparation partielle avec boucle de mesure secondaire

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Compteur à séparation dans la ligne d’échantillonnage Ce type de compteur est caractérisé par le fait que la séparation ne se fait pas sur l’ensemble de l’écoulement multiphasique mais sur un échantillon prélevé dans un bypass (voir figure ci-dessous). L’échantillon est généralement séparé en un flux de gaz et un flux de liquide ; le rapport eau-liquide de l’échantillon liquide peut alors être déterminé à l’aide d’un compteur de fraction eau en ligne. Le débit total et le rapport gaz/liquide doivent être mesurés dans la ligne de production principale et, en supposant que l’échantillon du bypass est représentatif de l’écoulement principal, le rapport eau/liquide est basé sur la mesure de ce paramètre.

Figure 90 : Principe du compteur multiphasique avec séparation dans la ligne d’échantillonnage Avec cette configuration, trois mesures sont nécessaires pour déterminer la masse et le volume des trois phases, à l’aide de ces autres technologies courantes : Rapport gaz / liquide (GLR) : atténuation gamma, Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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tube vibrant, interrogation neutronique, pesage. Débit multiphasique : corrélation croisée de signaux radioactifs, acoustiques ou électriques, pression différentielle à l’aide de Venturi, V-cônes ou tube de Dall, mécanique, c’est-à-dire déplacement positif ou turbine. Rapport eau/liquide (WLR) : impédance électrique, tube vibrant.

7.4.1.3. Compteurs de gaz humide Il existe plusieurs types d’applications pour les compteurs de gaz humide, dont certaines sont assez différentes les unes des autres. Mesure du gaz avec un peu de liquide entraîné. Le liquide est sans intérêt et ne représente qu’un problème pour la mesure de gaz. Le but est de faire une correction pour réaliser une mesure de gas correcte. On utilise généralement un compteur monophasique, corrigé pour fraction liquide. Mesure des gaz et liquides d’hydrocarbures (hydrocarbure + eau). Le liquide aussi doit être mesuré. Le WLR est inconnu ou sans importance. Mesure des gaz d’hydrocarbures, des liquides d’hydrocarbures et de l’eau. La mesure importante est celle des hydrocarbures. Mesure de l’eau et des légères modifications de la fraction eau. Cette application peut concerner la flow assurance, à des fins d’atténuation de la présence d’hydrates, de corrosion, etc. Il s’agit d’une tâche délicate car la fraction eau peut être très faible et ses modifications encore plus minimes. L’eau est d’un intérêt primordial mais ne se trouve généralement que sous forme de fraction. Par conséquent, l’écoulement de gaz doit être mesuré avec précision pour déterminer le débit d’eau. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Mesure de la salinité de l’eau ou de ses changements de salinité. Le but est de pouvoir surveiller les venues d’eau dans les puits. Un compteur de gaz humide peut être installé en tant que système indépendant pour des applications gaz humide types, ou en conjonction avec un système de séparation partielle. Un compteur de gaz humide peut être une combinaison des diverses techniques de mesure évoquées. On peut, par exemple, mesurer le gaz humide à l’aide de compteurs monophasiques comme les compteurs à Venturi ou à V-cône. Cependant, lorsque des compteurs monophasiques comme ceux-là sont utilisés pour des mesures de débit de gaz humide, on doit corriger les modèles de mesure monophasique standard à l’aide de divers modèles et facteurs de correction pour compenser la présence de liquide dans le gaz (débitmètres à orifice : Murdoch (1962), débitmètres à Venturi : De Leeuw (1997)). La fraction liquide est généralement entrée comme donnée manuelle. D’autres compteurs de gaz humide mesurent deux phases (hydrocarbures et condensats plus eau). Il existe aussi des compteurs de gaz humide triphasiques capables de mesurer l’huile, l’eau et le gaz. Certains compteurs de gaz humide peuvent même différencier l’eau produite/eau de condensat et l’eau de formation en mesurant sa salinité. On n’utilise généralement pas de compteurs à densité nucléonique car le liquide contribue très peu à la densité du mélange. La densité du gaz peut être calculée à l’aide d’une analyse PVT à partir de la composition, de la pression et de la température du gaz. La teneur en eau peut être calculée à partir de l’hypothèse que le gaz est saturé dans le réservoir. Les débits de liquide et de gaz attendus, les profils d’écoulement et éventuellement les exigences relatives à la détection d’eau de formation formeront, avec l’incertitude requise, la base du choix des compteurs de gaz humide pour les applications données. Algorithmes Le rapport liquide/gaz (LGR) influence fortement les mesures apparentes d’un débitmètre à pression différentielle. Pendant le calcul du débit de gaz, le débitmètre-ordinateur électronique tiendra compte de l’écart introduit par le LGR. Cet écart sera corrigé à l’aide d’un algorithme approuvé, de préférence dans l’ordinateur, sur la base des données brutes provenant de l’installation. Cette procédure de correction peut être mise en œuvre dans le système de comptage d’hydrocarbures. La littérature accessible donne des exemples de tests de gaz humide réalisés avec des Venturi, notamment par Stewart (2003). Ces tests ont montré que l’écart déterminé par Chisholm (1967) ou Murdock (1962) sur des plaques à orifice est aussi applicable aux débitmètres à Venturi, avec certaines limites (plage de mesure, régime d’écoulement, incertitude). Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Les formules permettant de déterminer le débit de gaz sec à partir des mesures de gaz humide sont les suivantes :

Murdock

Chisholm

où pour X < 1

Paramètre de Lockhart-Martinelli

où : qg est le débit de gaz (sec) qtp est le débit de gaz calculé à l’aide de la perte de charge biphasique ρg est la densité du gaz ρl est la densité du liquide Cependant, la formule de Murdock ne comprend pas de terme de dépendance par rapport à la pression et, à des rapports liquide/gaz plus importants, la dépendance par rapport à la pression de la formule de Chisholm ne correspond pas aux données expérimentales. Une formule plus récente permettant de déterminer le volume de gaz sec a été développée par De Leeuw (1997). Cette formule a été vérifiée par rapport à une importante base de données expérimentales afin d’établir sa validité. La formule a été présentée lors du North Sea Flow Measurement Workshop de 1997 et publiée à la conférence Multiphase '97 de Cannes par De Leeuw (1997). D’autres travaux réalisés au NEL (Steven, 2002) ont montré une dépendance du rapport β du Venturi.

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De Leeuw

où

(pour Frg > 1,5)

Fr est le nombre de Froude G est la constante gravitationnelle D est le diamètre intérieur de la conduite Vsg est la vitesse superficielle du gaz Un fabricant de V-cones a élaboré des formules de correction similaires, qui ont été publiées lors du North Sea Flow Measurement Workshop de 2004 (Peters et al., 2004). Il est recommandé de déterminer la marge de réglage de l’installation de mesure en matière de gaz sec comme pour la mesure du débit du gaz sec. Il est préférable d’utiliser un capteur numérique de pression différentielle intelligent, permettant un rapport de réglage de 10:1 dans la mesure du gaz, ou un maximum de deux transmetteurs de pression différentielle avec plage haute et plage basse/ranges high and low. La valeur maximum du LGR correspond à un paramètre de Lockhart-Martinelli de 0,3, ou approximativement 10% de liquide libre par volume. L’incertitude de la valeur du LGR sera inférieure à 10%. Un point de prélèvement d’échantillons de gaz comprenant une sonde sera installé en dehors des longueurs droites du compteur de gaz humide. Des points d’injection et de prélèvement d’échantillons seront installés là où le LGR est déterminé au moyen d’une technique de traçage. Le point d’injection sera situé au fond de la conduite d’écoulement, suffisamment en amont de l’élément primaire pour permettre un mélange adéquat du traceur avec la phase liquide. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Le point de prélèvement sera situé au fond de la conduite d’écoulement, en aval de l’élément primaire. Lorsque le compteur de gaz humide peut être installé en série avec un séparateur de test, les échantillons de gaz et de liquide peuvent être prélevés dans le séparateur de test. Les propriétés du gaz et du liquide peuvent être dérivées au moyen d’un calcul instantané et, à partir des données recueillies, il sera possible de vérifier si le compteur de gaz humide fonctionne correctement.

7.4.1.4. Autres catégories de compteurs multiphasiques Les autres catégories de compteurs multiphasiques comprennent les systèmes de traitement de signal avancé (systèmes de mesure “virtuelle”), qui estiment les fractions et débits de phases à partir de l’analyse de signaux temporalisés en provenance de capteurs présents dans la conduite d’écoulement multiphasique. Ces capteurs peuvent être acoustiques, à pression ou d’autres types. Le traitement du signal peut être un réseau neural ou autre système de reconnaissance des formes ou de traitement statistique de signaux, par exemple. Il existe aussi des systèmes de comptage multiphasique qui ont été développés sur la base de programmes de simulation de procédé combinés à des techniques d’estimation de paramètres. Au lieu de prédire l’état de l’écoulement dans un pipeline au point d’arrivée, on peut mesurer sa pression et sa température au point d’arrivée et les introduire dans le programme de simulation. Il faut également mesurer la pression et la température d’un point en amont ou en aval. Lorsqu’on connaît la configuration du pipeline ainsi que les propriétés des fluides, il est possible de procéder à des estimations des fractions et débits de phases.

7.4.2. Principes de mesure 7.4.2.1. Vitesse de phase et écoulement volumétrique Compteur Venturi Un venturi est souvent utilisé pour déterminer la vitesse de l’écoulement multiphasique. Dans un compteur venturi, la pression différentielle dans la section amont est mesurée ; la section d’étranglement de l’appareil est aussi mesurée et peut être reliée au débit massique au moyen du venturi. La technologie venturi pour écoulement monophasique est décrite dans la norme ISO 5167:2003. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Les équations données dans la norme ISO ne peuvent pas être appliquées directement aux écoulements multiphasiques et sont donc modifiées pour servir avec les compteurs multiphasiques. La plupart des fabricants appliquent leurs propres corrections ou compensations aux équations Venturi standard. Corrélation croisée Une mesure de vitesse par corrélation croisée est une méthode standard de traitement de signaux permettant de déterminer la vitesse des écoulements. Une propriété de l’écoulement est mesurée par deux capteurs identiques à deux endroits différents du compteur, séparés par une distance connue. Lorsque l’écoulement passe dans les deux capteurs, le signal normalisé mesuré par le premier capteur sera répété au niveau du capteur aval après une courte période (dt) correspondant au temps qu’il faut à l’écoulement pour parcourir la distance du premier au second capteur. Les signaux des deux capteurs peuvent être entrés dans une routine de corrélation croisée, qui déplace la trace du signal du second capteur sur la trace du signal du premier capteur dans le temps. L’écart de temps le mieux adapté aux deux signaux correspond au temps que met l’écoulement entre les deux capteurs. Connaissant la distance entre les capteurs, il est alors possible de calculer la vitesse de l’écoulement. Si x(t) et y(t) sont les deux signaux, la fonction de corrélation croisée peut être exprimée sous la forme :

Exemples de technologies faisant souvent appel à la corrélation croisée : micro-ondes, rayons gamma (densité), mesures de pression différentielle, principes d’impédance électrique.

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Compteur volumétrique Les compteurs volumétriques (à déplacement positif) mesurent le débit volumétrique d’un liquide ou d’un gaz en séparant l’écoulement en volumes connus et en les comptant dans le temps. La séparation du fluide peut se faire à l’aide de vannes, d’engrenages, de pistons ou de diaphragmes. Lorsqu’il fait partie d’un compteur multiphasique, le compteur volumétrique mesure généralement le débit volumétrique multiphasique total (gaz et liquide). Exemples d’applications de ces technologies et techniques Voici quelques exemples d’applications de ces technologies et techniques. Les mesures d’écoulements multiphasiques avec Venturi peuvent être corrigées de la fraction gaz et un certain nombre d’algorithmes ont été publiés dans la littérature internationale qui décrivent comment corriger les formules standard données, par exemple, dans ISO-5167:2003, pour calculer le débit multiphasique total à partir des mesures Venturi de pression différentielle et de fraction gaz. Plusieurs compteurs appliquant les principes de mesure électromagnétique mettent en œuvre des techniques de corrélation croisée pour calculer une vitesse caractéristique du mélange multiphasique. En choisissant soigneusement les modèles d’électrodes, on peut aussi (par corrélation croisée de ces signaux) identifier les vitesses des différentes phases de l‘écoulement multiphasique. Certains compteurs multiphasiques utilisent des compteurs volumétriques pour déterminer le débit volumétrique total de gaz et de liquide.

7.4.2.2. Fractions de phase Méthodes avec rayons gamma Il existe un certain nombre de méthodes différentes utilisant les rayons gamma appliquées en comptage ; on ne parlera ici que brièvement des méthodes d’atténuation des rayons gamma à énergie simple, double ou multiple les plus courantes. En principe, la mesure de l’atténuation des rayons gamma est applicable à toutes les combinaisons possibles d’écoulements bi- et triphasiques. Il existe peu de limites et la mesure fonctionne pour les applications situées dans la plage entière de 0 - 100% de proportion d’eau et de 0-100% de GVF. La mesure de l’atténuation des rayons gamma à simple énergie est basée sur l’atténuation d’un rayon étroit de rayons gamma ou de rayons X d’énergie E. Noter que le concept d’atténuation des rayons gamma à simple énergie comme mesure Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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autonome ne peut être appliqué que dans un mélange biphasique. Dans une conduite de diamètre intérieur d contenant deux phases, l’atténuation est décrite par la formule :

Im (e) est le taux de comptage mesuré, Iv (e) le taux de comptage lorsque la conduite est évacuée et μi les coefficients d’atténuation linéaires pour les deux phases. A part les fractions (αi), les coefficients d’atténuation (μi) sont également inconnus au départ. Cependant, ces derniers peuvent être trouvés dans un étalonnage où le compteur est ensuite rempli avec chaque fluide ou bien être entrés dans le logiciel une fois qu’ils ont été déterminés hors ligne. Dans les deux cas, on peut utiliser les deux équations suivantes :

Ces deux points d’étalonnage associés à la relation évidente αWater + αOil = 1 peuvent être réécrits sous forme d’expression de la fraction eau (ou proportion d’eau) dans un mélange liquide/liquide biphasique, comme indiqué dans l’équation suivante :

L’atténuation des rayons gamma à simple énergie est commode à utiliser dans un système liquide/liquide (huile/eau) ou liquide/gaz. Si des débitmètres mettant en œuvre cette technique sont utilisés dans des compteurs multiphasiques où trois phases sont présentes, on applique souvent des algorithmes ou des corrélations basés sur le résultat d’autres mesures du compteur multiphasique dans le logiciel pour corriger l’expression. Les principes de base de la mesure par absorption de rayons gamma à double énergie sont similaires à ceux de l’atténuation des rayons gamma à simple énergie, mais utilisent deux rayons gamma ou X d’énergies e1 et e2. Dans une conduite de diamètre intérieur d contenant un mélange d’eau, d’huile et de gaz avec des fractions αHuile, αEau et αGaz , le taux de comptage mesuré Im (e) est :

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Iv(e) est le taux de comptage quand la conduite est évacuée et μi w/o/g représente les coefficients d’atténuation linéaire pour les phases eau, huile et gaz. Pour deux niveaux d’énergie, e1 et e2, à condition que les coefficients d’atténuation linéaires entre l’eau, l’huile et le gaz soient suffisamment différents, on obtient deux équations indépendantes. La troisième équation découle simplement du fait que la somme des trois fractions dans un conduit fermé doit être égale à 1. Un ensemble complet d’équations linéaires est donné ci-dessous. Ro, Rw, Rg et Rm représentent le logarithme des taux de comptage de l’eau, de l’huile, du gaz et du mélange, respectivement, aux énergies e1 et e2. Les éléments de la matrice sont déterminés lors d’un étalonnage en remplissant l’instrument de 100% d’eau, 100% d’huile et 100% de gaz (air) ou bien à l’aide de calculs basés sur les propriétés des fluides. Avec les taux de comptage mesurés aux deux niveaux d’énergie d’un mélange multiphasique, il est alors possible de calculer les fractions de phase inconnues.

Figure 91 : si on trace les points d’étalonnage de l’huile, de l’eau et du gaz sur une échelle bilogarithmique, on peut construire un triangle de composition Sur cette figure, cela est présenté sous forme graphique avec le logarithme des taux de comptage des deux niveaux d’énergie tracés le long de l’axe. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Les angles du triangle sont les étalonnages de l’eau, de l’huile et du gaz et tout point à l’intérieur de ce triangle représente une composition particulière d’eau, d’huile et de gaz, c’est-à-dire qu’un point à mi-chemin sur la ligne eau-gaz représente un mélange de 50% d’eau et 50% de gaz. En ce qui concerne le concept d’atténuation des rayons gamma à simple énergie, le contraste entre phases doit être élevé, c’est-à-dire représenter une grande superficie dans le triangle de cette figure. La forme du triangle dépend essentiellement des niveaux d’énergie utilisés (donc de la source radioactive particulière), du diamètre de la conduite et des caractéristiques du détecteur ; cependant, les propriétés des fluides peuvent aussi l’influencer. Si les niveaux d’énergie sont trop proches, le triangle se transformera en ligne et ne pourra à l’évidence pas être utilisé comme mesure de la composition triphasique. Méthode de mesure d’impédance électrique Le principe essentiel des méthodes de mesure d’impédance électrique pour la mesure des fractions est que le fluide qui s’écoule dans la section de mesure est caractérisé comme conducteur électrique. En mesurant l’impédance électrique dans le diamètre de la conduite (en utilisant, par exemple, des électrodes à contact ou sans contact), on peut déterminer les propriétés du mélange de fluides comme la conductivité et la capacité.

Figure 92 : Principe type de mesure de capacité La quantité électrique mesurée du mélange dépend alors de la conductivité et de la permittivité de l’huile, du gaz et de l’eau, respectivement. La permittivité est une propriété électrique qui sera différente pour chacun des trois composants d’un mélange huile/gaz/eau ; la permittivité du mélange est donc une mesure des fractions des différents composants (on l’appelle aussi parfois constante diélectrique). Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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La permittivité peut être mesurée à l’aide d’un capteur de capacité, généralement en plaçant une électrode de chaque côté de l’écoulement, dans la bobine, mais séparée de la conduite métallique par un isolateur électrique. Les électrodes agiront comme détecteur de capacité et la capacité résultante peut être mesurée entre elles. Cette capacité variera donc avec la permittivité, c’est-à-dire en fonction de la quantité d’huile, de gaz et d’eau du mélange. Cette mesure de capacité peut se faire tant que l’écoulement est continu dans l’huile, c’est-à-dire tant que l’eau est dispersée dans l’huile et ne forme pas de « chemin » entre les électrodes. Normalement, l’écoulement est continu tant que la proportion d’eau est inférieure à 60 – 70% environ. A des valeurs supérieures, l’écoulement devient généralement continu. Dans ce cas, la mesure de capacité doit être remplacée par une mesure de conductivité. La conductivité est généralement mesurée en injectant un courant électrique connu ou contrôlé dans l’écoulement, puis en mesurant la perte de charge entre deux électrodes placées le long d’une section isolée de la conduite. Le courant peut être injecté par des électrodes à contact ou, dans un mode sans contact, par des bobines (mode inductif). Connaissant le courant et la perte de charge, on peut calculer la résistance (ou la conductivité) à l’aide de la loi d’Ohm. Comme on connaît aussi la distance entre les électrodes des détecteurs, la résistance mesurée peut être convertie en mesure de conductivité.

Figure 93 : Principe de mesure de conductivité

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Technologie des micro-ondes Les mesures de micro-ondes sont aussi des mesures diélectriques, mais sont assez différentes des mesures de capacité en ce que les fréquences sont supérieures et les principes de fonctionnement des capteurs différents. Plusieurs principes de fonctionnement ont été décrits par E. Nyfors & P. Vainikainen (1989). Capteur à transmission, mesure sur une seule fréquence. On utilise deux sondes (c’est-à-dire deux antennes), une pour transmettre un signal et l’autre pour le recevoir après transmission à travers le milieu. Il faut veiller à éviter les réflexions dans la conduite/le capteur. On peut aussi utiliser un type de capteur de transmission d’ondes guidées, qui fonctionne sur la mesure de l’atténuation ou du changement de phase. Capteur à transmission, mesure sur une fréquence variable. L’atténuation dans les fluides à phase aqueuse continue étant importante aux hautes fréquences, il est intéressant de modifier la fréquence de mesure en fonction de la permittivité du fluide. Un concept particulièrement intéressant consiste à mesurer le changement de phase de sorte que le compteur détecte la fréquence à laquelle le changement de phase est constant, c’est-à-dire qu’il cherche la fréquence à laquelle le changement de phase est égal à une valeur fixe. Capteur à résonateur. La fréquence de résonance change avec la permittivité (ε) du milieu selon une équation simple :

où f0 est la fréquence de résonance du capteur rempli d’air et fr la fréquence de résonance mesurée quand le capteur est rempli de fluide. L’avantage est que la relation exprimée est une relation physique indépendante de la forme du résonateur, par conséquent il n’y a pas besoin d’autre étalonnage que la mesure de f0. La première mesure est donc une mesure de fréquence, qui peut être effectuée très précisément et pratiquement sans dérive. C’est aussi parce que f0 dépend uniquement de la taille et de la forme physiques du résonateur que cette méthode de mesure est précise et ne présente virtuellement pas de dérive dans les résultats. La principale limite de la méthode avec résonateur est qu’elle ne peut être utilisée qu’avec des milieux à faibles pertes, c’est-à-dire avec des fluides à phase huileuse continue dans cette application. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Les fluides à phase aqueuse continue absorbent l’énergie des micro-ondes trop rapidement pour que la résonance ait lieu. E. Nyfors (2000) décrit les principes de conception des capteurs de résonateur dans les conduites. Un compteur multiphasique à micro-ondes pratique utilise le principe du résonateur pour les fluides à phase huileuse continue et le principe de transmission de fréquence variable dans les fluides à phase aqueuse continue, avec les mêmes sondes. Lorsque l’atténuation est faible, la conduite agit comme un résonateur et, quand l’atténuation est forte, la différence de phase entre les deux sondes réceptrices est détectée. En utilisant deux ensembles de sondes séparées axialement par une distance fixe, on peut mesurer la vitesse de l’écoulement par corrélation croisée. Un compteur multiphasique à micro-ondes comporte en général aussi un densitomètre gamma pour obtenir suffisamment de mesures pour résoudre le système d’équations. Le densitomètre “voit” un contraste important entre le liquide et le gaz, tandis que le capteur à micro-ondes “voit” un contraste important entre l’eau et les hydrocarbures, en raison du fait que la permittivité de l’eau est élevée par rapport à celle tant de l’huile que du gaz. Débitmètre de Venturi Les équations Venturi standard données dans la norme ISO-5167:2003 peuvent être résolues de plusieurs manières. On peut calculer les débits massiques sur la base de la mesure de la pression différentielle dans le venturi et de la connaissance de paramètres comme la densité du fluide. On peut aussi, en écoulements multiphasiques, appliquer des corrections à l’équation Venturi monophasique, par exemple à partir de la connaissance de la fraction gaz. Mais, au lieu de calculer le débit massique, on peut aussi résoudre l’équation pour l’un des autres paramètres, puis, lorsqu’une équation Venturi corrigée est appliquée, par exemple, on peut déterminer la fraction gaz, à condition d’obtenir par un autre moyen les informations sur le débit massique total ou la densité de fluide total. Exemples d’applications de ces technologies Des exemples d’applications de ces technologies sont donnés ci-dessous. Un densitomètre gamma simple peut être utilisé pour mesurer la densité du mélange multiphasique total, qui peut ensuite servir à calculer la fraction gaz lorsqu’on se sert de méthodes d’impédance électrique pour mesurer le WLR.

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Un densitomètre gamma double avec différents niveaux d’énergie peut être utilisé pour calculer la fraction gaz et la proportion d’eau du mélange multiphasique. Utiliser la pression différentielle dans le débitmètre Venturi en conjonction avec d’autres instruments pour déterminer la densité du mélange et donc la fraction gaz. Pour déterminer le WLR, on peut appliquer les méthodes d’impédance électrique de la technologie des micro-ondes.

7.4.3. Choix technologiques et exigences de maintenance Ce chapitre aborde brièvement quelques facteurs importants à garder présents à l’esprit pour le choix et la spécification d’un compteur multiphasique pour une application particulière (puits) afin de garantir que les questions cruciales concernant les exigences technologiques et les besoins de maintenance sont mises en évidence et traitées à un stade précoce.

7.4.3.1. Mesure de la pression Toutes les prises de pression et tous les transmetteurs de pression nécessitent une certaine maintenance, notamment en matière d’inspection et de nettoyage. Les besoins de maintenance doivent donc être pris en compte à un stade précoce, lors de la planification des installations comportant des mesures de pression.

7.4.3.2. Compteurs volumétriques Les compteurs volumétriques comportent des pièces mobiles et, s’ils sont exposés à des impuretés dans l’écoulement, les capteurs peuvent être endommagés.

7.4.3.3. Capteurs à impédance électrique et micro-ondes Les méthodes d’impédance électrique utilisant les principes de la mesure de capacité ne fonctionnent que pour les fluides à phase huileuse continue. Pour les fluides à phase aqueuse continue, il faut appliquer les principes de mesure de la conductivité. Le passage d’une méthode à une autre se fait lorsque le fluide passe d’un écoulement à phase huileuse à un écoulement à phase aqueuse continue, ce qui peut introduire une plus grande incertitude si le capteur fonctionne pendant un long moment dans la zone de transition (là où l’écoulement change plus ou moins rapidement entre les deux phases continues dans le volume de mesure du compteur).

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Les capteurs pour mesure d’impédance électrique doivent être robustes pour résister à l’érosion, qui peut modifier leurs caractéristiques et causer des dérives dans les mesures. Si on utilise des électrodes sans contact, le matériau d’isolation (on utilise souvent des matériaux Peek) doit résister à l’érosion. Si on utilise des électrodes à contact, ce sont les électrodes elles-mêmes qui doivent résister à l’érosion. Il doit aussi exister des systèmes ou des routines permettant de détecter et de traiter les dépôts sur le matériau d’isolation ou directement sur les électrodes à contact, qui peuvent influencer les mesures de certains capteurs d’impédance électrique. Les compteurs fondés sur la technologie des micro-ondes sont souvent équipés de câbles spéciaux et, en général, on peut changer les transducteurs sans retirer le débitmètre entier de l’installation.

7.4.3.4. Technologie des rayons gamma Les systèmes d’atténuation des rayons gamma à simple énergie peuvent avoir besoin d’un réétalonnage lorsque les propriétés des fluides changent. Si, par exemple, la densité de l’huile ou celle de l’eau change, les nouveaux coefficients d’atténuation linéaires (ou les coefficients d’atténuation de masse) doivent être entrés dans le débitmètre-ordinateur et, si possible, un nouvel étalonnage doit être réalisé pour vérifier que l’instrument mesure selon les spécifications. Les coefficients d’atténuation linéaires peuvent être mis à jour sur la base de l’analyse de la composition de l’huile et du gaz. Les coefficients d’atténuation linéaires de l’eau peuvent être déterminés à partir d’une analyse de l’eau. Il est fortement recommandé de déterminer à un stade précoce les influences des modifications des propriétés des fluides et leur effet sur l’incertitude de mesure globale. Si l’on connaît la plage de valeurs des propriétés des fluides, on doit consulter le fabricant pour déterminer ces influences sur les mesures primaires et dérivées. Par exemple, une modification de la densité de l’huile de ρ1 à ρ2 kg/m3 donnera une erreur systématique de x% dans la proportion d’eau. Dans les concepts d’atténuation des rayons gamma à énergie simple comme à énergie multiple, la mesure de l’atténuation implique un certain temps de comptage. Pour une période de temps donnée, les comptes du détecteur de rayons gamma sont enregistrés et le total des comptes sur cette période est utilisé dans les calculs. Cependant, l’atténuation des rayons gamma étant un phénomène exponentiel, elle n’est correcte que si la composition est constante pendant la période de comptage. Le taux de comptage de référence de 100% d’eau dans le concept à énergie simple, double ou multiple d’atténuation des rayons gamma est aussi fortement dépendant de la salinité de l’eau produite, le sel ayant un coefficient d’atténuation supérieur à celui de l’eau. Des erreurs systématiques dans les fractions eau, huile et gaz mesurées se produiront si la salinité de l’eau produite change et que le taux de comptage de référence de 100% d’eau ne reflète plus la salinité réelle de l’eau. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Dans de nombreuses applications potentielles du comptage multiphasique, la salinité de l’eau produite varie effectivement au cours du temps ou peut être différente pour chaque puits foré dans un même réservoir. Dans les réservoirs d’injection d’eau, par exemple, la salinité de l’eau de formation n’est pas la même que celle de l’eau d’injection. Pour finir, le type de source radioactive est un aspect important et doit être envisagé de façon adéquate, dans le respect de la politique de l’utilisateur final (société) et des réglementations nationales et internationales. En général, chaque fois qu’une modification majeure a été apportée à un compteur multiphasique, il convient de vérifier les variables de base. Un étalonnage statique et une mise à jour des données PVT doivent être réalisés à intervalles réguliers (maintenance préventive) pour instaurer la confiance. Si les résultats ne changent pas, l’intervalle entre ces tests peut être prolongé.

7.4.3.5. Limites de ces technologies – utilisation compteurs à séparation partielle Les écoulements à poches et les écoulements annulaires sont souvent les régimes d’écoulement les plus difficiles à mesurer. Lorsque le GVF augmente jusqu’à la limite supérieure de la plage de mesure du compteur, cela augmente généralement aussi l’incertitude de mesure. Si les incertitudes de mesure obtenues avec un compteur multiphasique en ligne (sans séparation de l’écoulement) ne se trouvent pas dans des limites acceptables pour être utilisées dans ces applications à fort volume de gaz, un modèle à séparation partielle peut résoudre cette limite de la technologie.

7.4.3.6. Etalonnage et propriétés des fluides Les débitmètres doivent souvent être retirés de l’installation ou du skid pour effectuer les tâches de maintenance et l’étalonnage sur le terrain des compteurs, il faut donc soigneusement concevoir et préparer l’infrastructure au moment de l’installation en vue de ces opérations. Il faut cependant noter que le type d’étalonnage et les données de procédé / les propriétés des fluides nécessaires avant le démarrage varient d’une fabrication à l’autre. Cela entraîne de légères différences dans les dispositions des conduites et l’infrastructure du champ pour permettre les étalonnages sur le terrain (et le réglage, si nécessaire) et autres tests de performances. Certains compteurs multiphasiques seront plus robustes aux changements de conditions de procédé et de propriétés des fluides que d’autres dans certaines applications en raison des technologies et des modèles utilisés, tandis que, dans d’autres situations, on peut préférer d’autres compteurs multiphasiques de modèles différents. Il est donc important d’examiner de près chaque solution pour trouver la mieux adaptée à chaque application particulière. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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7.5. SPECIFICATIONS DE PERFORMANCE La performance des compteurs multiphasiques est un élément clé pour évaluer si des technologies de mesure des débits multiphasiques sont adaptées à une application particulière, ainsi qu’une base pour le choix de la technologie la plus appropriée. Il existe cependant un besoin de spécifications plus standardisées de la performance des compteurs multiphasiques, à la fois pour pouvoir comparer les plages et les incertitudes de mesure et pour choisir la technologie et l’opération des systèmes. Une meilleure standardisation des spécifications de performance aiderait les utilisateurs à comparer les compteurs multiphasiques proposés par différents fabricants pour des applications particulières. Ce chapitre ne fournit pas de cibles numériques spécifiques de performance, qui peuvent varier grandement en fonction de l’application et de l’importance des mesures, mais donne des lignes directrices pour déterminer les principaux paramètres de performance des systèmes de comptage multiphasique. Il faut aussi noter qu’une spécification de performances ne se limite pas aux plages et aux incertitudes de mesure, mais concerne aussi d’autres caractéristiques/propriétés également importantes comme : conditions de fonctionnement nominales, conditions limites, plages de mesure, performances des composants (performances des appareils de mesure primaire comme les transmetteurs de pression et de température, etc.), sensibilités, facteurs d’influence, stabilité et répétabilité. Ces éléments doivent aussi être décrits et spécifiés pour assurer une bonne performance globale et une bonne utilisation des systèmes. Bien que les compteurs multiphasiques soient des systèmes complexes, qui comprennent souvent un certain nombre de sous-systèmes intégrés et de logiciels perfectionnés, on fera référence à la norme ISO 16131:1998 qui décrit des méthodes pour spécifier les performances des débitmètres en termes généraux. Cette norme comprend quelques définitions générales et des principes clés qui peuvent aussi s’appliquer aux compteurs multiphasiques.

7.5.1. Description technique En raison de la complexité des systèmes de comptage multiphasique, il est impératif que les fabricants fournissent des descriptions techniques claires de leurs compteurs multiphasiques dans le cadre de la spécification de performances. Il s’agit d’un prérequis essentiel pour que les utilisateurs puissent évaluer l’adaptabilité et la performance à attendre d’un compteur multiphasique pour une application particulière.

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La description technique doit comprendre : une vue d’ensemble du compteur multiphasique fonctionnement de base (par ex. bloc-schéma) ;

et

son

principe

de

des descriptions et spécifications de tous les sous-systèmes / appareils de mesure primaires comme les capteurs, transmetteurs, logiciels, ordinateurs, susceptibles d’affecter la performance du compteur ; une description générale des principes et modèles de mesure de base pour aider l’utilisateur à évaluer et à prédire le comportement du compteur (par exemple, le type de modèle de correction utilisé pour la correction liquide dans un compteur de gaz humide doit être précisé ainsi que son domaine d’incertitude et de validité, s’il est connu) ; une description des paramètres de configuration et des données d’entrée requises (comme les propriétés des fluides, etc.).

7.5.2. Spécifications des capteurs et appareils primaires Un système de comptage multiphasique repose sur un certain nombre de capteurs et de transmetteurs qui, chacun, influencent directement la qualité d’ensemble des mesures. Il faut donc inclure dans la spécification de performances des descriptions détaillées des capteurs et des appareils primaires et de leurs plages de mesure, conditions limites d’utilisation et incertitudes de mesure. Cela s’applique par exemple : aux appareils de mesure de pression et de température, aux appareils de mesure de pression différentielle, aux instruments à rayons gamma, aux capteurs électriques comme les systèmes de mesure de capacité, de conductivité et de micro-ondes, aux densitomètres.

7.5.3. Spécifications des données de sortie et de leurs formats Tous les résultats de mesure fournis par un compteur multiphasique à un utilisateur doivent être clairement décrits et documentés avec formats et unités correspondants. Il faut énoncer distinctement si les données sont consignées aux conditions réelles ou aux conditions de référence (qui doivent alors être précisées). Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Si les données sont converties aux conditions de référence, il convient de préciser la méthode et les modèles qui ont servi à ces calculs, ainsi que les plages d’incertitude et de validité. Un compteur triphasique fournit normalement les résultats suivants : débits d’huile, d’eau et de gaz (volume et/ou masse), fractions volumiques des phases (WLR, GVF), pression et température. Les instruments mis au point spécialement pour les mesures de gaz humide (applications à GVF très élevé) fournissent typiquement les résultats suivants : débits de gaz et de liquide, ou débits de gaz et d’eau, ou débits de gaz, d’huile et d’eau, pression et température. Certains donnent aussi des informations sur la présence d’eau de formation.

7.5.4. Plage de mesure, conditions de service nominales et conditions limites La spécification de performances doit comprendre des informations sur : la plage de mesure, c’est-à-dire la fourchette dans laquelle le compteur multiphasique fonctionne selon sa spécification, les conditions de service nominales, c’est-à-dire la fourchette dans laquelle les caractéristiques métrologiques spécifiées d’un instrument de mesure doivent se trouver, dans des limites données, et les conditions limites pour lesquelles le compteur multiphasique et ses composants peuvent être utilisés sans défaillance ni modification irréversible de ses performances. Une spécification typique de la plage de mesure, des conditions de service nominales et des conditions limites pour un compteur particulier doivent inclure les conditions relatives à l’environnement, au procédé et aux fluides. De plus, il faut y inclure une liste des produits chimiques et des gaz compatibles ou non compatibles généralement utilisés pour les essais de fuites sous pression, l’inhibition Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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contre les dépôts, les paraffines et la corrosion, etc., dans le cadre des conditions de service nominales. Il faut également assurer la compatibilité avec les substances comme l’H2S, l’Hg et substances similaires s’il doit s’en trouver dans les écoulements des puits. La plage de mesure et les conditions limites d’un compteur multiphasique peuvent aussi être interprétées comme des enveloppes de mesure et de limites et être tracées sur les cartes d’écoulement biphasique et les cartes de composition. Cela facilite la comparaison avec les enveloppes de production prévues.

7.5.5. Incertitude de mesure Pour utiliser un compteur multiphasique dans une application spécifique, il est nécessaire d’évaluer l’incertitude de mesure élargie combinée pour les diverses mesures qu’il est destiné à accomplir. Cette évaluation d’incertitude doit inclure les incertitudes relatives aux quantités entrées dans le compteur multiphasique et les relations fonctionnelles utilisées. Elle doit aussi inclure la mise en œuvre des modèles et des procédures de mesure dans le compteur, afin de considérer celui-ci dans son fonctionnement réel. Les calculs d’incertitude doivent être effectués selon les principes du Guide pour l’expression de l’incertitude de mesure de l’ISO (1995). Pour plus de détails concernant la façon de réaliser les calculs d’incertitude en pratique et la documentation de ces évaluations, nous recommandons au lecteur de consulter le manuel de la NFOGM, Handbook of Incertitude Calculations – Fiscal metering stations (2003). Ce manuel aborde de façon simple les calculs d’incertitude et contient une introduction à la terminologie, aux procédures graduelles des calculs d’incertitude et un certain nombre d’exemples pratiques.

7.5.6. Evaluation de l’incertitude de mesure des compteurs multiphasiques Les compteurs multiphasiques étant des systèmes très complexes et élaborés composés d’un certain nombre de sous-systèmes et d’appareils primaires étroitement intégrés, il n’est pas toujours possible d’effectuer une évaluation d’incertitude quantitative pleine et entière. De plus, une telle évaluation serait très certainement insuffisante, car les sources d’incertitude majeures avec ces compteurs sont liées aux conditions et régimes d’écoulement multiphasique les plus difficiles à quantifier.

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L’évaluation de l’incertitude doit donc aussi inclure les résultats de tests de laboratoires indépendants et les tests in situ permettant de documenter l’incertitude de mesure des compteurs pour divers conditions et régimes d’écoulement intéressants. La carte d’écoulement biphasique, la carte de composition et le graphe de performance cumulatif, qui sont d’autres moyens de présenter les plages et incertitudes de mesure, doivent s’ajouter à la présentation tabulaire normale des incertitudes de mesure. L’évaluation de l’incertitude doit être correctement documentée et toutes les informations nécessaires à une réévaluation des travaux doivent être mises à la disposition de tous ceux qui pourraient en avoir besoin. Cela implique des références aux sources et au contexte, ainsi qu’une description détaillée des évaluations lorsqu’un jugement d’ingénierie est intervenu. Le niveau de confiance des incertitudes de mesure données des compteurs multiphasiques doit être clairement exprimé et 95% (k = 2) doit être le niveau de confiance par défaut. Les incertitudes de mesure peuvent être données comme des valeurs absolues ou relatives et, pour les compteurs multiphasiques : les débits sont généralement précisés avec des incertitudes relatives et les fractions de phase sont généralement précisées avec des incertitudes absolues.

7.5.6.1. Quantités d’influence et coefficients de sensibilité Outre les évaluations quantitatives décrites ci-dessus, il est fortement recommandé de réaliser une évaluation qualitative (et quantitative si possible) relative aux quantités d’influence. Les quantités d’influence sont des quantités qui ne sont pas le mesurande, mais affectent tout de même le résultat de mesure. Exemples de quantités d’influence pour les compteurs multiphasiques : régimes d’écoulement

variations de salinité

variations de la température ambiante

variations de pression

méthanol

dépôts / paraffines / hydrates

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pertes de charge

vibrations

MEG / DEG / TEG

variations de viscosité

si pièces intrusives : cavitation additifs, par ex. émulsifiants, inhibiteurs de paraffines, inhibiteurs de corrosion effets liés aux installations, longueurs droites en amont, coudes, etc. propriétés des fluides (par exemple salinité et conductivité de l’eau, permittivité de l’huile, densités, etc.) Pour déterminer de quelle façon les quantités d’influence affectent les mesures, il faut calculer / estimer des coefficients de sensibilité. Les coefficients de sensibilité décrivent la variation de l’estimation des résultats en fonction des changements de la valeur d’une estimation ou d’une quantité entrées, et doivent être donnés pour quantifier l’effet de ces facteurs sur l’incertitude élargie combinée des mesures effectuées par les compteurs multiphasiques. Par exemple, le coefficient de sensibilité pour l’influence de la salinité sur la mesure du WLR peut être donné comme un pourcentage de variation du WLR par pourcentage de changement de la teneur en sel.

7.5.6.2. Reproductibilité et répétabilité La reproductibilité d’un compteur est une expression quantitative de l’étroitesse de l’accord entre les résultats de mesure d’une même valeur d’une même quantité, les mesures individuelles étant réalisées dans des conditions différentes. Une différence importante entre les compteurs multiphasiques et les compteurs monophasiques est que l’essentiel de l’incertitude d’un compteur multiphasique est dû aux variations des conditions de procédé et des propriétés des fluides, plutôt qu’à l’incertitude des appareils de mesure primaires. Par conséquent, la capacité d’un compteur à reproduire sa performance dans des conditions de procédé, de configurations d’installations et de régimes d’écoulement différentes devient un facteur très important. On peut établir la reproductibilité d’un compteur multiphasique pour un ensemble de débits en enregistrant l’écart entre les valeurs mesurées par le compteur et des valeurs de référence obtenues à partir de différentes installations de test. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Il convient d’accorder une attention toute particulière au calcul de la reproductibilité à partir de tests réalisés par des laboratoires indépendants en conditions de terrain. La répétabilité d’un compteur multiphasique doit aussi être calculée. Il s’agit de l’expression quantitative de l’étroitesse de l’accord entre les résultats de mesures successives d’un même mesurande effectuées dans les mêmes conditions de mesure, c’est-à-dire avec la même procédure, par le même observateur, avec le même instrument de mesure, au même endroit et à des intervalles relativement courts.

7.5.6.3. Stabilité et temps de réponse Etant donné que les compteurs multiphasiques peuvent être utilisés pour suivre en continu les variations rapides des conditions et des régimes d’écoulement ou pour des applications sans surveillance (sous-marines), il peut être utile de spécifier les performances liées au temps. Exemples de cette spécification de performances (le cas échéant) : temps de réponse aux variations des régimes et conditions d’écoulement, temps de réponse aux variations des propriétés des fluides, durée de mesure, dérive des résultats dans le temps.

7.5.7. Directives sur la spécification de performances des compteurs multiphasiques Ce chapitre donne quelques brèves directives sur la spécification de performances des compteurs multiphasiques. Il a pour objectif de proposer un format pour spécifier les performances des compteurs multiphasiques, que les vendeurs peuvent utiliser dans le cadre d’applications spécifiques. Une spécification de performances de compteur multiphasique doit comprendre les éléments suivants : descriptions techniques, spécification des données d’entrée requises, spécification des données de sortie, conditions de service nominales, Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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incertitude de mesure, carte d’écoulement biphasique : enveloppes de mesure et limites, carte de composition : enveloppes de mesure et limites. Les paragraphes suivants donnent des spécimens de formats permettant de spécifier tous ces éléments.

7.5.7.1. Description technique Les descriptions techniques peuvent aussi comprendre des références à la documentation correspondant aux autres éléments de la spécification. No

Documentation

1

Généralités et principe de fonctionnement de base (par ex. bloc-schéma)

2

Description générale des principes de mesure et modèles de base

3

Description et spécifications des sous-systèmes / appareils de mesure primaires

4

Description des paramètres de configuration et des données d’entrée requises

Référence(s) (à documents joints)

Incluse (O/N)

5 Table 11 : Description technique d’un compteur multiphasique

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7.5.7.2. Spécification des données d’entrée Les compteurs multiphasiques nécessitent généralement quelques informations a priori sur les propriétés des fluides, comme les paramètres types listés dans le tableau cidessous : Paramètres d’entrée

Unité

Densité par phase

kg/m3

Conductivité de l’eau

mS/cm

Permittivité de l’huile

F/m

Coefficients d’atténuation linéaires par phase ou Coefficients d’atténuation massiques par phase

l/m m²/kg

Viscosité par phase

m⋅Pa

Table 12 : Spécification des données d’entrée

7.5.7.3. Spécification des données de sortie Ce tableau donne un spécimen de format permettant de spécifier les résultats types fournis par un compteur multiphasique en conditions réelles. Paramètres de sortie Débit volumique par phase Volume accumulé par phase Densité par phase

Unité Am3/h Am3 kg/m3

WLR

%

GVF

%

Température

°C

Pression

bar

Table 13 : Spécification des données de sortie Les compteurs multiphasiques donnent principalement des résultats en conditions réelles, mais la plupart donnent aussi des résultats aux conditions standard. Dans ce cas, la Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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méthodologie et les modèles PVT utilisés pour convertir les conditions réelles en conditions standard doivent être convenues entre l’utilisateur et le vendeur.

7.5.7.4. Conditions de service nominales et conditions limites Conditions de service nominales Minimum

Maximum

Conditions limites Minimum

Maximum

Vitesse du liquide

m/s

m/s

m/s

m/s

Vitesse du gaz

m/s

m/s

m/s

m/s

Densité de l’huile

kg/m3

kg/m3

kg/m3

kg/m3

Densité du gaz

kg/m3

kg/m3

kg/m3

kg/m3

Densité de l’eau

kg/m

3

kg/m3

kg/m3

kg/m3

Plage de conductivité de l’eau

mS/cm

mS/cm

mS/cm

mS/cm

Pression de la ligne

bar

bar

bar

bar

Température de la ligne

°C

°C

°C

°C

Pression ambiante

bar

bar

bar

bar

Température ambiante

°C

°C

°C

°C

Substances

Compatible (O/N)

Maximum

Maximum

H2S Hg MEG DEG TEG Désémulsifiant Sable Table 14 : Conditions de service nominales et conditions limites Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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7.5.7.5. Incertitude de mesure Niveau de confiance : sous-plage A

95% (k=2) plage GVF x1 – x2%

B

x2 – x3%

%

%

%abs

C

x3 – x4%

%

%

%abs

D

x4 – x5%

%

%

%abs

E

x5 – x6%

%

%

%abs

Répétabilité :

%

%

%abs

Reproductibilité :

%

%

%abs

s

Temps de réponse : Quantités d’influence

Incertitude élargie combinée Gaz Liquide WLR % % %abs

Fréquence de mise à jour :

Hz

Effet

Salinité Sable Régime d’écoulement Sable Additifs Dépôts Paraffines Hydrates Propriétés des fluides

Références (documentation) 1 2 Table 15 : Incertitude de mesure Un tableau similaire peut être élaboré pour les compteurs de gaz humide, mais spécifiant l’incertitude concernant le WGR (Water Gas Ratio) plutôt que le WLR.

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7.6. DIRECTIVES POUR LA CONCEPTION DES COMPTEURS Ce chapitre présente de nouvelles directives relatives à la conception des installations de comptage multiphasique. La carte d’écoulement biphasique et la carte de composition sont présentées comme des aides pour cette conception. Dans la carte d’écoulement biphasique, le débit de liquide est tracé par rapport au débit de gaz tandis que, dans la carte de composition, le GVF est tracé par rapport au WLR. Ces deux cartes sont des manières commodes de tracer précocement la production prévue des puits, l’“enveloppe de production”, qui doit être mesurée dans une application particulière. La plage de mesure d’un compteur multiphasique, l’“enveloppe de mesure”, peut alors être tracée sur les mêmes cartes, par-dessus l’enveloppe de production (production estimée sur la durée de vie du champ). Cette méthode de conception des installations de comptage multiphasique est décrite plus en détails dans les paragraphes suivants.

7.6.1. Enveloppe de production 7.6.1.1. Traçage enveloppe production dans carte d’écoulement biphasique Les cartes de régimes d’écoulement biphasiques sont très générales et utilisent la vitesse superficielle du gaz en fonction du diamètre le long de l’axe des X et la vitesse superficielle du liquide le long de l’axe des Y. Une présentation plus pratique et plus commode est celle où la vitesse superficielle et le diamètre de la conduite sont convertis en débits réels, c’est-à-dire que les débits réels de gaz et de liquide sont tracés respectivement le long de l’axe des X et de l’axe des Y en m3/jour. Encore plus commodes : les échelles logarithmiques. Par rapport aux échelles linéaires, elles présentent l’avantage que des enveloppes de mesure de compteurs multiphasiques de différentes tailles ont des superficies de section égales dans la carte d’écoulement biphasique et que les bandes d’incertitude (ou les écarts dans les programmes de tests) aux bas débits sont de taille égale dans l’ensemble de la carte d’écoulement biphasique. Pour la plupart des applications, il suffit de couvrir trente jours le long de chaque axe (voir exemple avec la figure ci-dessous). Les véritables limites entre les régimes d’écoulement ne sont pas si marquées qu’indiqué sur cette figure. A part le diamètre de la conduite, ces limites dépendent aussi de la densité, de la viscosité, de la tension superficielle, de la pression et de la géométrie. Les débits de gaz et de liquide des puits peuvent être tracés sur cette carte d’écoulement et, avec le temps, les puits suivront une certaine trajectoire, c’est-à-dire que les débits de liquide et de gaz changent avec le temps. Une ou plusieurs de ces trajectoires peuvent être définies comme l’enveloppe de production d’un champ de pétrole. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Souvent, cette enveloppe de production est aussi représentée comme une zone entre les débits de liquide et de gaz minimum et maximum. Noter que l’unité utilisée le long de l’axe des X et de l’axe des Y est des Am3, c’est-à-dire le débit volumétrique à la pression et à la température auxquelles le compteur opère.

Figure 94 : Carte d’écoulement biphasique La carte d’écoulement biphasique peut être utilisée pour tracer la trajectoire des puits (enveloppe de production) et l’enveloppe de mesure d’un compteur multiphasique. Ces trajectoires étant souvent fondées sur des informations très précoces données par les ingénieurs réservoir, elles sont entachées d’incertitude et il est recommandé d’indiquer également ces plages d’incertitude sur les cartes d’écoulement biphasique. On peut utiliser comme exemple une enveloppe de production avec une incertitude de 10% et 25%. On peut tracer cette incertitude soit sous la forme d’une zone, soit à l’aide de croix pour chaque point. Comme expliqué dans le paragraphe suivant, les compteurs multiphasiques ont des enveloppes de mesure et il est évident qu’enveloppes de production et enveloppes de mesure se recoupent. C’est la première étape dans le choix d’un compteur multiphasique approprié pour une application particulière.

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7.6.1.2. Traçage de l’enveloppe de production dans la carte de composition Un autre outil utile pour le choix des compteurs multiphasiques est la carte de composition, qui présente le WLR (en % ou fraction) sur l’axe des X et le GVF (en % ou fraction) sur l’axe des Y. Noter que la ligne du haut (GVF=100%) représente la phase gazeuse, l’angle en bas à gauche (GVF=0%, WC=0%) et l’angle en bas à droite (GVF=0%, WC=100%) représentant respectivement les phases huileuse et aqueuse. Si nécessaire, on peut ajuster l’échelle pour augmenter la visibilité dans une certaine zone, par ex. on peut faire passer l’axe des GVF de 80 à 100% pour une application à GVF élevé. Comme le WLR et le GVF augmentent généralement avec le temps, on peut aussi tracer une trajectoire de puits dans la carte de composition, similaire à celle de la carte d’écoulement biphasique. Une ou plusieurs de ces trajectoires de puits représenteront l’enveloppe de production dans la carte de composition. Les compteurs multiphasiques peuvent aussi avoir leur enveloppe de mesure tracée dans la carte de composition et il est évident que les deux enveloppes doivent se recouper. Un exemple de trajectoire de puits dans la carte de composition est donné à la figure suivante.

Figure 95 : Trajectoire de puits dans une carte de composition. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Dans cet exemple, on peut remarquer une forte augmentation du GVF (de 75 à 95%), dû à l’introduction de gas-lift à la fin de la vie du champ. Une fois encore, l’incertitude sur les données techniques du réservoir doit être prise en compte et, si possible, tracée sur la carte de composition. Elle peut être représentée sous la forme d’une zone d’incertitude ou à l’aide de croix par année.

7.6.2. Enveloppe de mesure des compteurs multiphasiques 7.6.2.1. Traçage de l’enveloppe de mesure d’un compteur multiphasique dans la carte d’écoulement biphasique Les compteurs multiphasiques ont des enveloppes de mesure spécifiées par le vendeur. Souvent, les débits de gaz et de liquide minimum et maximum sont donnés et les incertitudes sur le débit de liquide, le débit de gaz et le WLR sont spécifiés en fonction du GVF.

Figure 96 : Exemple de l’enveloppe de mesure d’un compteur multiphasique dans une carte d’écoulement biphasique Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Comme les enveloppes de production, les enveloppes de mesure d’un compteur multiphasique peuvent être tracées dans la carte d’écoulement biphasique et, si l’on connaît certaines incertitudes, il est possible de tracer diverses enveloppes de mesure, une pour chaque ensemble d’incertitudes. La figure suivante présente un exemple où les enveloppes de mesure avec incertitude de 5 et 10% sont tracées. Cela permet à l’utilisateur d’évaluer les conséquences des incertitudes de mesure au cours de la vie du champ et s’il faut utiliser différentes plages de mesure dans ce temps (avec différentes incertitudes de mesure). Les lignes diagonales de cette carte d’écoulement biphasique sont des lignes de GVF constant. En général, les champs de pétrole opèrent dans une zone de GVF entre 40% (opérations sous haute pression) et 90-95% (opérations sous basse pression et/ou en gas-lift). Les opérations des champs qui se font à hauts débits, dans l’angle en haut à droite de la carte d’écoulement, signifient que les puits ont une productivité élevée mais aussi qu’ils impliquent des coûts de maintenance élevés en raison des vibrations mécaniques et de l’érosion des installations de production. Ceci est un problème mécanique et pas un problème de débit de fluide. Opérer à des débits plus faibles, dans l’angle en bas à gauche de la carte d’écoulement biphasique, signifie que les taux de production sont inférieurs aux prévisions et donc que les lignes de production sont surdimensionnées. On doit essayer d’éviter ces deux angles de la carte d’écoulement. Le régime d’écoulement le plus couramment rencontré dans les opérations de champs pétroliers est le régime à poches, au milieu de la carte. Les opérations de champs de gaz se situent généralement en bas à droite de la carte d’écoulement, c’est-à-dire dans la zone gaz humide.

7.6.2.2. Traçage de l’enveloppe de mesure d’un compteur multiphasique dans la carte de composition De même que l’on trace l’enveloppe de mesure dans la carte d’écoulement biphasique, on peut aussi tracer une enveloppe de mesure dans la carte de composition. En général, les compteurs multiphasiques couvrent l’ensemble de la plage 0-100% WLR et 0-100% GVF, mais les spécifications d’incertitude sont souvent données en fonction du WLR et du GVF. Les incertitudes relatives au débit de liquide se détériorent, en particulier pour un GVF élevé.

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Figure 97 : Exemple d'enveloppe de mesure d’un compteur multiphasique tracée avec l’enveloppe de production dans la carte d’écoulement biphasique

7.6.3. Utilisation de la carte d’écoulement pendant les tests La carte d’écoulement biphasique et la carte de composition mentionnées ci-dessus se révèlent aussi très pratiques lorsqu’on fait tourner des programmes de test pour vérifier la performance des compteurs multiphasiques. Les mesures de référence comme les mesures des compteurs multiphasiques peuvent être tracées sur la carte d’écoulement biphasique et la carte de composition et, en reliant ces deux points par une simple ligne, on représente le point de test (voir exemple sur la figure suivante). Les directions des lignes indiquent si les écarts se trouvent dans les débits de liquide (essentiellement les lignes verticales) ou dans les débits de gaz (essentiellement les lignes horizontales).

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La longueur de la ligne indique l’ampleur de l’écart (une fois encore, une carte d’écoulement logarithmique donne la même longueur pour un certain écart relatif dans l’ensemble de la carte).

Figure 98 : Résultats de test d’un compteur multiphasique tracés sur la carte d’écoulement biphasique Les écarts de mesure avec les compteurs multiphasiques sont souvent systématiques à cause de modèles d’écoulement partiellement corrects/optimisés ou de différences entre les propriétés des fluides utilisées et les propriétés de base réelles. Les mêmes points de test peuvent aussi être tracés dans la carte de composition. Là encore, on peut représenter les écarts de WLR et de GVF et il est souvent plus facile de les tracer lorsqu’ils sont plus importants. La longueur des lignes entre le point de mesure de référence et celui du compteur multiphasique indique ici un écart absolu entre la référence et le compteur multiphasique.

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Figure 99 : Résultats de test d’un compteur multiphasique tracés sur la carte de composition

7.6.4. Le graphe de performances cumulées Si le programme d’évaluation comprend suffisamment de points de test, il est possible d’élaborer des graphes de performances cumulées. Ces graphes permettent de comparer aisément les performances de divers compteurs multiphasiques. La figure ci-dessous donne un exemple où l’axe des X représente l’écart entre les mesures de référence et celles d’un compteur multiphasique et où l’axe des Y indique le pourcentage de points de test qui répondent à certains critères d’écart. Comme exemple, le compteur utilisé dans cette figure indique que 70% environ de tous les points de test montrent des écarts de 10% ou moins dans les débits de liquide, 80% environ des points de test des écarts de 10% (absolus) ou moins du WLR et seulement 10% de tous les points de test un écart inférieur à 10% dans les débits de gaz. Les points de test à utiliser dans les graphes de performances cumulées sont évidemment les seuls points de test qui se trouvent dans l’enveloppe de mesure du compteur multiphasique. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Si cette enveloppe de mesure est spécifiée avec diverses plages de GVF, il est recommandé de construire des graphes d’écarts cumulés pour chaque plage de GVF, c’est-à-dire un graphe pour 0 < GVF < 30%, un pour 30% < GVF < 90%, un pour 90% < GVF < 96% et un pour un GVF > 96%.

Figure 100 : Exemple de graphe de performances cumulées

7.6.5. Autres éléments à prendre en compte Un certain nombre d’autres éléments doivent aussi être pris en compte lors de la conception d’une installation de comptage multiphasique et nous avons élaboré une brève check-list permettant d’identifier les points importants. Sujet

Hautes ou basses températures ambiantes ?

OK ? (O/N)

Eléments à prendre en compte Noter que le fonctionnement d’un compteur multiphasique à des températures ambiantes très élevées ou très basses peut nécessiter une protection supplémentaire des lignes sous pression et des transmetteurs de température ; parfois, l’ensemble du compteur doit être isolé et/ou réchauffé. L’instrument est-il résistant à l’H2S et aux produits chimiques utilisés pour la prévention des hydrates, l’inhibition des dépôts, etc. ?

H2S / produits chimiques

La concentration et les propriétés physiques des produits chimiques sont-elles de nature à affecter la mesure des fractions de phase ?

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Formation Exploitation Instrumentation Le Comptage OK ? (O/N)

Sujet

Eléments à prendre en compte

Débits instantanés/moyens

En fonction des conditions d’écoulement au niveau de l’installation, il peut exister des différences significatives entre les débits instantanés et les débits moyens.

Modifications des propriétés des fluides

Les modifications des propriétés des fluides nécessitent un échantillonnage des fluides pour des analyses en laboratoire et une mise à jour subséquente des données relatives aux fluides dans l’ordinateur du compteur multiphasique. Il faut donc prendre en compte la sensibilité aux modifications attendues des propriétés des fluides pour une installation donnée et inclure dans la conception des installations et des routines pour mesurer et effectuer le traçage de ces propriétés dans le temps.

Pertes de charge

Certains compteurs multiphasiques introduisent des pertes de charge qui peuvent avoir une influence dans certaines installations.

Dépôts de calcaire, d’hydrates ou de paraffines

La capacité des compteurs multiphasiques à tolérer la formation d’hydrates, de dépôts ou de paraffines doit être évaluée, ainsi que leur sensibilité aux produits chimiques qui peuvent être utilisés pour prévenir cette formation, régulièrement ou dans le cadre d’un programme de nettoyage des pipelines et des internes des compteurs pour éliminer ces dépôts.

Méthode de vérification pendant le fonctionnement

La méthode de vérification d’un compteur multiphasique en fonctionnement doit être envisagée dès le stade de la conception. Cela permet d’assurer la mise en place de toutes les installations particulières, bypass, vannes d’isolation, points d’échantillonnage ou autres, nécessaires pour la méthode de vérification choisie.

Programme de test ou de réception

Si l’on doit utiliser un nouveau type de compteur multiphasique, l’utilisateur peut décider la réalisation de tests pour établir ou vérifier la performance/l’adéquation du compteur.

Besoins de maintenance

Les besoins de maintenance doivent être clairs. Une maintenance fréquente nécessitant l’assistance du fabricant sur des sites éloignés ou en mer peut être coûteuse et interrompre le fonctionnement du compteur multiphasique.

Exigences relatives aux compteurs à densité nucléonique

L’installation et l’utilisation d’appareils nucléoniques dans les installations industrielles sont soumises à des réglementations strictes de la part des autorités et de l’opérateur, qui imposent une manipulation rigoureuse et cohérente, sur les plans formel et physique.

Pièces de rechange

Le vendeur a-t-il des pièces de rechange en stock ou faut-il les commander ?

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Sujet

OK ? (O/N)

Eléments à prendre en compte

Support / entretien sur site / entretien à distance

Le support/l’entretien est-il disponible localement ?

Options de vérification et d’étalonnage

Les options de vérification ou d’étalonnage des compteurs multiphasiques peuvent varier considérablement d’une installation à l’autre. Il n’existe pas forcément de libre choix. Les mesures de référence peuvent être coûteuses ou inexistantes. L’utilité d’un compteur multiphasique et la crédibilité des nombres absolus dépendent des méthodes d’étalonnage/de vérification.

Impact des solides

Le compteur multiphasique peut-il être endommagé et usé par les particules abrasive présentes dans l’écoulement ? Y a-t-il des aspects de sécurité technique en jeu ? Comment en est affectée la performance du compteur multiphasique ?

Accès à distance

Peut-on accéder au compteur multiphasique à distance ? Existe-t-il suffisamment de ports de communication pour assurer simultanément la communication vers le système de contrôle de l’installation (SAS), le système d’information (IMS), le système de contrôle du comptage, les PC locaux, etc. ? L’accès à distance se fait-il à travers un fire wall ? Y a-t-il un logiciel de communication en service sur le PC éloigné ? Ou sur le serveur local (option fire wall) ? Comment le fabricant peut-il accéder au compteur multiphasique depuis l’extérieur du réseau de la société ?

Milieux d’essais

La représentativité, l’adéquation et la disponibilité des milieux d’essais doivent être envisagées avant la livraison, avant le démarrage et en service normal.

Table 16 : Check-list des autres éléments importants à prendre en compte lors de la conception des installations de comptage multiphasique

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7.7. ESSAIS, ETALONNAGE ET REGLAGE Essais, étalonnage et réglage peuvent avoir lieu en différents endroits et à des fins différentes, depuis la fabrication jusqu’à la mise en service sur le site. Ce chapitre aborde les différentes solutions possibles et met en évidence les problèmes particuliers de chacune. Le tableau suivant donne une matrice des différentes possibilités de lieux et d’activités. Activité Lieu

Essais de réception en usine / Essais Essais de bon fonctionnement

Usine Essais de l’instrument

Vérification de l’instrument Installation de test

Vérification des communications

Vérification de l’instrument In situ

Vérification des communications Mise en service

Etalonnage Statique / Dynamique • Fluide modèle • Le moins coûteux • Boucle spéciale Statique / Dynamique • Non biaisé • Matrice de tests étendus • Instruments de référence traçables aux normes • Fluides représentatifs • Fluides de procédé en service Statique / Dynamique • Enregistrement de base • Possibles problèmes de transition de phases • Essai de performance • Démarrage champ satellite

Table 17 : Différentes possibilités d’essais, d’étalonnage et de réglage Chacune des lignes “Usine”, “Installation de test” et “In situ” donne un lieu pour l’étalonnage des compteurs multiphasiques. “In situ” désigne la destination finale du compteur multiphasique, l’endroit où il va être mis en service. La ligne “Installation de test” comprend plusieurs options d’endroits où le compteur multiphasique peut être testé. Les détails des différents lieux de test sont fournis dans d’autres paragraphes. Il peut exister plusieurs raisons pour choisir ces endroits, mais le but est d’arriver sur le lieu où le compteur multiphasique sera mis en service. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Les différentes possibilités sont donc : Usine → Installation de test → in situ, Usine → in situ. Ce qui signifie que l’étalonnage dans une installation de test est généralement optionnel.

7.7.1. Essais de réception en usine Avant d’envoyer un compteur multiphasique sur un site, le vendeur doit réaliser un essai complet, dont le but est de s’assurer que le système assume toutes ses fonctions de façon satisfaisante. L’essai doit être réalisé une fois le compteur multiphasique entièrement monté. Ces essais de fonctionnement ne nécessitent pas nécessairement d’écoulement. Les essais de réception en usine doivent comprendre un test fonctionnel complet de l’ensemble de l’instrumentation, des ordinateurs et de la communication vers un ordinateur de service. Le matériel doit être testé aussi bien que les logiciels. Ces essais doivent comprendre, sans s’y limiter, les activités suivantes : inspection visuelle des équipements, essai de mise sous tension de l’ensemble du système, essais de l’instrumentation, vérification de l’interface / paramètre utilisateur, résultats finaux / fichiers de résultats, alarmes. Avant les essais de réception en usine, le vendeur doit produire un rapport contenant les résultats de l’installation et de l’inspection de l’instrumentation. La procédure d’essais de réception en usine est spécifique à chaque vendeur, mais il est recommandé d’utiliser une fiche d’un format qui indique ce qu’il faut inspecter et quelles sont les observations attendues. Finalement, le client devrait pouvoir indiquer en cochant une case ou en signant si l’élément a satisfait à la vérification. Pendant les essais de réception en usine, une documentation relative aux dimensions mécaniques vérifiées doit être mise à la disposition du client. Il peut s’agir d’une sorte de certification de mesures ou d’un document indiquant que les dimensions mécaniques critiques sont vérifiées et que la personne qui a effectué la vérification a aussi signé pour chaque dimension vérifiée.

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7.7.2. Etalonnage des compteurs multiphasiques La plupart des compteurs multiphasiques sont soumis à un étalonnage statique et à un réglage en usine. Les essais en boucle d’écoulement pour un étalonnage dynamique du compteur sont généralement optionnels. Il est important de noter que l’étalonnage d’un instrument de mesure est simplement une vérification de sa performance par rapport à une instrumentation de référence (traçable). Bien que la plupart des compteurs multiphasiques soient uniquement soumis à un étalonnage statique puis à des réglages en usine, certains ont en fait besoin d’un étalonnage dynamique en boucle d’écoulement, qui peut constituer une base nécessaire à leur réglage. Dans ce cas, l’essai en boucle d’écoulement pour étalonnage ne sert pas uniquement à vérifier la performance du compteur, mais aussi de base de réglage. Lors de l’évaluation des résultats d’un étalonnage, il faut garder présent à l’esprit qu’il existe une différence significative entre les compteurs multiphasiques et les compteurs monophasiques. C’est-à-dire que l’incertitude d’un compteur multiphasique est essentiellement due à des modifications dans les conditions de procédé et les propriétés des fluides, plutôt qu’à l’incertitude des éléments de mesure primaires. Les éléments de mesure primaires qui composent un compteur multiphasique peuvent généralement être étalonnés selon des procédures standard semblables à celles utilisées pour les mesures d’écoulement monophasique. Cependant, le résultat des mesures primaires d’un compteur multiphasique sert d’entrée à l’étape de traitement du signal avancé, qui donne des débits de phases individuels comme résultat final. Les procédure d’étalonnage de débit, telles que nous les connaissons pour le comptage monophasique, ne peuvent donc pas être directement transférées aux compteurs multiphasiques. Les paragraphes suivants donnent des détails sur les étalonnages statique et dynamique des compteurs multiphasiques.

7.7.2.1. Etalonnage statique Un essai statique n’a pas besoin d’écoulement et est généralement réalisé pendant les essais de réception en usine et la mise en service sur le site. Bien que les essais statiques diffèrent pour chaque modèle de compteur multiphasique, ils ont en commun que le but est d’établir une référence basée sur un fluide connu s’écoulant dans la section de mesure du compteur multiphasique. L’étalonnage en usine effectué par le fabricant peut consister en mesures de dimensions géométriques, débits de comptage au gammamètre et mesures d’impédance statique des Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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fluides d’étalonnage, etc., en fonction du principe de fonctionnement des éléments de mesure primaires. L’étalonnage des éléments primaires est généralement indépendant des conditions de procédé dans lesquelles l’instrument sera utilisé. Les résultats de ces essais statiques sont généralement conservés et utilisés dans le cadre d’un plan de maintenance. Ces essais peuvent être répétés à intervalles réguliers et comparés. Il s’agit d’un bilan de santé très commode et simple d’un compteur multiphasique. Ils sont généralement réalisés pendant un arrêt programmé de l’installation.

7.7.2.2. Etalonnage dynamique Un étalonnage dynamique peut se faire de différentes manières et en différents endroits. Quelle que soit la méthode, le but est de mesurer les débits d’huile, d’eau et de gaz du compteur multiphasique et de les comparer à des débits de référence. Les systèmes de mesure de référence utilisés pour les étalonnages dynamiques peuvent varier en taille et donc en capacités de débit. Cependant, avant un étalonnage dynamique, il faut s’assurer que les enveloppes de mesure du compteur multiphasique et du système de mesures de référence se recoupent. Si elles ne se recoupent pas suffisamment, il peut être possible d’effectuer uniquement l’étalonnage d’une partie de l’enveloppe de mesure du compteur multiphasique (ces essais sont souvent considérés comme des tests de fonctionnalité dynamiques). On peut distinguer au moins trois méthodes différentes d’étalonnage dynamique : l’étalonnage en usine, l’étalonnage en installation de test, l’étalonnage in situ. Chaque méthode a ses avantages et ses inconvénients mais, avant de les passer en revue, mettons en évidence quelques éléments importants concernant les étalonnages dynamiques. Fluides La situation idéale serait que l’installation d’étalonnage reproduise les conditions attendues sur le terrain, ce qui est rarement possible. Par exemple, les composants fluides huile, eau et gaz devraient être similaires à ceux du fluide de l’application. Le choix n’est pas forcément possible, car les fluides sont généralement spécifiques à chaque installation particulière d’étalonnage dynamique. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Le fluide d’étalonnage est : un système modèle fonctionnant avec de l’huile, de l’eau, de l’air ou de l’azote de synthèse, ou un système fonctionnant avec du brut non traité, de l’eau de formation et des gaz d’hydrocarbures, avec transfert de masse entre la phase huileuse et la phase gazeuse. La plupart des installations d’étalonnage dynamique utilisent un fluide de synthèse pour des raisons de coût, d’environnement de travail, etc. Dans de nombreux cas, c’est la seule option possible. Même l’opération d’un système modèle peut être soumise à des conditions strictes, et l’huile de synthèse n’est pas forcément choisie uniquement à des fins d’essai de compteur. Un avantage des fluides d’étalonnage de synthèse est qu’ils se comportent généralement bien et que leurs propriétés PVT sont bien connues. Les incertitudes concernant ces propriétés sont donc réduites à un minimum. Il est important de convertir les débits enregistrés par le système de mesure de référence dans la boucle d’étalonnage dans une base commune (par ex. conditions standard ou conditions réelles au niveau du compteur multiphasique) avant de comparer les mesures de référence de la boucle et celles du compteur multiphasique. L’utilisation de brut non traité introduit des incertitudes dans les conversions PVT. Un argument souvent utilisé contre le fluide de synthèse est qu’il n’est pas représentatif du fluide à mesurer en termes de densité, viscosité (donc génération du régime d’écoulement), constante diélectrique, salinité, transfert de masse entre les phases, composants tensio-actifs de phase, etc. Par ailleurs, tous les champs sont différents les uns des autres et aucun fluide d’une boucle d’écoulement n’est représentatif, à moins que l’on n’introduise dans la boucle les fluides des champs-mêmes et qu’on les mette à la pression et à la température des champs. Un autre problème soulevé par l’utilisation de produits pétroliers comme fluides d’étalonnage est lié à la disponibilité d’une installation appropriée (aspect financier) et au fait que ces installations sont construites et opérées sous le régime des zones dangereuses. Comme les propriétés des écoulements des puits diffèrent, un produit donné utilisé comme fluide d’étalonnage peut ne pas être représentatif d’un autre produit de l’écoulement du puits. Il est possible de synthétiser un fluide d’étalonnage à partir d’huile stabilisée, d’eau salée et de gaz synthétisé à partir de méthane, d’éthane, etc. L’utilisation d’un produit de synthèse comme fluide d’étalonnage est pratique uniquement pour des installations d’étalonnage qui emploient une circulation en boucle fermée.

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Contraintes opérationnelles Dans toute installation d’étalonnage, un ou plusieurs paramètres d’écoulement : température et pression, débits d’huile, d’eau et de gaz, peuvent être impossibles à contrôler, ce qui limite les possibilités d’étalonnage. On fait généralement circuler les fluides d’une installation d’étalonnage dans un système à boucle fermée et au moins deux options sont possibles : des phases simples d’huile, d’eau et de gaz sont pompées et mesurées avant d’être mélangées et de passer dans la section de test. En aval de cette section, le flux de fluide multiphasique est encore séparé en phases simples. Les mesures de référence de chaque phase sont effectuées avant le mélange, mais on peut utiliser aussi un débitmètre multiphasique de référence en aval du point de mélange ; l’huile, le gaz et l’eau sont d’abord mélangés puis pompés en continu comme fluide multiphasique dans une boucle fermée. La fraction gaz et/ou la fraction eau peuvent être modifiées en injectant ou en soutirant du fluide dans le/du mélange en circulation. Les débits ou fractions de phase sont déterminés par la procédure de mélange et sont supposés constants jusqu’à ce que le pompage ou la composition soit modifié par addition ou soutirage de fluide(s). Les compteurs multiphasiques mesurent les débits aux conditions de service du fluide lorsqu’il passe dans le compteur (conditions réelles). Si l’instrumentation de référence de l’installation fonctionne à des conditions différentes de celles du compteur multiphasique, les débits doivent être calculés pour les conditions du compteur. Cela comprend le calcul du transfert de masse entre les phases. Il convient d’être particulièrement vigilant en testant les boucles basse pression ; de légers écarts de pression peuvent avoir un impact important sur les débits volumétriques de gaz et les basses pressions peuvent même souvent se situer en dehors de la plage de mesure des transmetteurs de pression des compteurs multiphasiques. Matrice d’étalonnage En fonction des capacités de débit de l’installation d’étalonnage et du degré de liberté dans le choix des propriétés des fluides, on peut établir une matrice d’étalonnage complète. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Une matrice d’étalonnage doit être définie pour chaque compteur à étalonner. En principe, cette situation n’est pas différente des autres situations d’étalonnage mais, avec les compteurs multiphasiques, la matrice d’étalonnage peut comporter un grand nombre de points, en raison des nombreuses combinaisons de débits et de fractions de phase. Par exemple, avec quatre débits par phase, 64 points sont nécessaires pour couvrir toutes les combinaisons possibles de pression, de température, de salinité de l’eau, etc. La matrice d’étalonnage comprend rapidement des centaines de points. C’est pourquoi il est généralement nécessaire de réduire le nombre de points de "l’ensemble complet" à un ou plusieurs sous-ensembles. Avec les compteurs multiphasiques, cette réduction est plus difficile et plus importante en raison du très grand nombre de variations possibles. Les points d’étalonnage qui peuvent être omis en faisant perdre le moins d’information possible sur la performance du compteur doivent être identifiés. Il est vraisemblable que les points "les plus redondants" sont différents pour différents types de compteurs, en raison de leurs principes de fonctionnement différents. Incertitudes des mesures de référence Les résultats de l’étalonnage sont aussi précis que les mesures de référence fournies par l’installation d’étalonnage. Lorsqu’on évalue les résultats de l’étalonnage d’un compteur multiphasique, il faut aussi prendre en compte l’incertitude des mesures de référence. Dans certaines installations, il est possible qu’une ou plusieurs phases ne puissent pas être mesurées directement et, dans ce cas, on peut s’attendre à ce que les incertitudes de ces mesures de référence soient plus importantes que celles des mesures directes. D’autres mesures ou calculs peuvent aussi être nécessaires, comme l’entraînement d’eau dans l’huile, mesuré par un compteur dans la conduite d’huile. Les compteurs de référence doivent être soumis à un étalonnage périodique, selon des normes nationale ou internationales. En gardant à l’esprit les critères et considérations concernant les étalonnages dynamiques, on peut continuer à passer en revue les différentes possibilités exposées dans les paragraphes suivants.

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7.7.2.3. Etalonnage en usine L’“étalonnage en usine” est un étalonnage réalisé par le fabricant de l’instrument et généralement dans des installations lui appartenant ou contrôlées par lui. L’étalonnage en usine peut être fait pour plusieurs raisons : étude de la performance d’un nouveau type de compteur pendant une phase de développement, étalonnage (vérification) des compteurs avant livraison au client/utilisateur. L’étalonnage en usine présente des avantages, ainsi que des limites, dont les plus importants sont énumérés dans le tableau suivant.

Points positifs Accès facile aux installations d’étalonnage et moins de contraintes de temps d’étalonnage, rendant possibles des matrices d’étalonnage plus importantes Relativement peu coûteux Les installations d’étalonnage peuvent être construites sur mesure pour une fabrication/un type de compteur donnés Large plage de débits de phases Points négatifs Le fluide d’étalonnage n’est généralement pas semblable à celui d’un écoulement de puits de pétrole/gaz Les conditions/régimes d’écoulement risquent d’être différents de ceux de l’application réelle Les étalonnages ne peuvent pas être considérés comme indépendants, à moins que l’installation soit opérée dans le cadre d’un organisme indépendant de la production, ayant son propre programme d’assurance qualité Pression généralement basse Table 18 : Avantages et limites de l’étalonnage en usine

7.7.2.4. Installation de test Certains vendeurs ont leur propre installation de test ; mais ils peuvent aussi bénéficier des installations de laboratoires extérieurs indépendants. Certaines entreprises ont même créé leur propre installation de test en liaison avec une unité de production où les hydrocarbures présents peuvent être mesurés dans une section de test dédiée. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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On abordera séparément l’étalonnage en laboratoire indépendant et l’étalonnage dans une boucle d’essai sur site. Etalonnage par un laboratoire indépendant L’“étalonnage en laboratoire indépendant” est un étalonnage effectué par un organisme ou une entreprise indépendants du fabricant du compteur. Une installation d’étalonnage indépendante se doit d’avoir un programme assurance qualité avec des procédures formalisées et une instrumentation de référence traçables aux normes nationales ou internationales. Un laboratoire peut obtenir une accréditation officielle. En principe, il est aussi tout à fait possible à un fabricant de réaliser un étalonnage indépendant, selon la description ci-dessus. Le but d’un étalonnage en laboratoire indépendant est de vérifier la performance d’un compteur multiphasique dans une installation tierce et donc de renforcer la confiance dans son étalonnage par rapport à un étalonnage en usine. Ce type d’étalonnage est considéré comme non biaisé et, de plus, peut être normalisé, ce qui permet des comparaisons de performance de différents compteurs. Une bonne installation doit aussi offrir des matrices d’étalonnage étendues couvrant, au moins, la majeure partie des enveloppes de mesure de la plupart des compteurs multiphasiques. La valeur d’un étalonnage en laboratoire indépendant dépend aussi de la reproductibilité du compteur multiphasique lors des modifications des conditions de procédé et d’écoulement. Si un compteur multiphasique donne les mêmes résultats pour des débits identiques dans des conditions de procédé et pour des propriétés physiques de l’huile, du gaz et de l’eau différentes, cela signifie qu’il présente une bonne reproductibilité et que la valeur de l’étalonnage en laboratoire indépendant sera bonne. Si la reproductibilité du compteur multiphasique n’est pas connue, ou n’est pas considérée comme adéquate, le laboratoire doit être capable de reproduire des conditions de procédé et des propriétés physiques des fluides aussi proches que possible de celles de l’application réelle. La fraction de volume de gaz, GVF, et le rapport eau/liquide, WLR, au moins, doivent ressembler aux données de terrain. Il est donc recommandé d’utiliser avec beaucoup de précautions l’étalonnage en laboratoire indépendant, d’étudier soigneusement toutes les informations disponibles sur la reproductibilité des instruments, c’est-à-dire les tests précédents et les applications sur site, avant de réaliser un programme d’essais d’étalonnage. Au moment où nous écrivons, les installations d’étalonnage des laboratoires indépendants varient de façon importante en termes de capacités d’étalonnage et de niveaux de coûts. Elles disposent de divers fluides d’étalonnage et de diverses conditions d’écoulement, par exemple systèmes de synthèse ou fluides Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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d’hydrocarbures réels. Les débits, régimes d’écoulement, plages de température et de pression diffèrent en fonction des différentes installations d’étalonnage. Par comparaison avec l’étalonnage en usine, certaines des principales caractéristiques de l’étalonnage en laboratoire indépendant ont été répertoriés dans le tableau suivant : Points positifs L’étalonnage est indépendant et les résultats ne sont pas biaisés. Une matrice de test d’étalonnage plus étendue en termes de débits, de pression et de température est normalement possible, ainsi qu’un étalonnage plus vaste, avec différents fluides. Points négatifs L’étalonnage est plus coûteux. Table 19 : Principales caractéristiques de l’étalonnage en laboratoire indépendant Étalonnage sur le terrain Du point de vue de l’étalonnage, la principale différence entre un étalonnage en laboratoire indépendant et un étalonnage sur le terrain est qu’il est plus probable d’obtenir des propriétés représentatives des fluides dans une installation de test sur le terrain que dans un laboratoire. Certaines compagnies pétrolières ont créé des installations d’étalonnage dans leurs unités de production et offrent des étalonnages sur le terrain avec des fluides de puits existants dans des conditions opératoires réelles. Diverses options sont possibles pour installer le banc d’étalonnage dans le procédé. Les mesures de référence sont généralement faites sur les sorties monophasiques d’un séparateur, par exemple le séparateur de test. Avec cette configuration, les puits ou les fluides qui peuvent passer par le séparateur limitent le choix des points d’étalonnage. Seul le changement de puits à tester peut changer les propriétés des fluides et les fractions de phase. C’est pourquoi, bien que les débits puissent théoriquement être choisis, dans la pratique, les puits ou les débits disponibles pour les tests dépendent du fonctionnement général de l’installation, qui ne doit pas être perturbé. Certaines installations de test de procédés actifs ont été modifiées pour offrir des options d’injection, de soutirage ou de recirculation de fluides. Dans ces installations, les propriétés des fluides, les débits et les fractions de phase peuvent être choisis dans une gamme beaucoup plus vaste. L’interférence avec le fonctionnement normal de l’usine est aussi réduite. Ces installations de test peuvent être complexes, et les mesures de référence directes plus difficiles à obtenir. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Dans certains cas, des compteurs multiphasiques sont installés dans un procédé pour des raisons de tests de fonctionnalité où les mesures de référence peuvent être limitées ou inexistantes. Même si ces tests sont très utiles, ces installations ne sont pas réellement considérées comme des installations d’étalonnage dans l’optique de ce manuel.

7.7.2.5. Etalonnage in-situ L’“étalonnage in situ” est un étalonnage réalisé une fois le compteur multiphasique installé sur son emplacement définitif sur le site. Le but de l’étalonnage in situ est de vérifier les performances de mesure d’un compteur multiphasique par rapport aux résultats d’un étalonnage en usine, d’un étalonnage en laboratoire indépendant ou d’un étalonnage sur le terrain. Certains compteurs peuvent nécessiter d’abord un étalonnage statique in situ avec des fluides de puits réels avant qu’un étalonnage dynamique puisse être réalisé. Chaque fois que possible, la mise en œuvre et la vérification périodique de ce type d’étalonnage statique sont recommandées. Il permet d’élaborer d’importantes références et de repérer aisément les changements de performance. Il faut s’assurer que des mesures de référence et/ou fluides de référence fiables sont disponibles. Puisque l’étalonnage in situ implique des mesures sur un procédé en fonctionnement, il est important de disposer de bonnes données PVT pour les fluides. Des données PVT exactes sont un pré-requis pour tout compteur multiphasique afin de mesurer avec précision les débits. De même, des données PVT imprécises limiteront la justesse de l’étalonnage. La qualité de l’étalonnage in situ est également limitée par la précision des mesures de référence faites sur site. Néanmoins, un étalonnage est important pour élaborer des données de référence et surveiller les changements de performance. Les hydrocarbures liquides non stabilisés contiennent des composés légers qui sont transférés de la phase liquide à la phase gazeuse lorsque la pression est réduite. Ainsi, le débit massique des hydrocarbures dans les phases liquide et gazeuse change lorsque la pression est réduite. C’est pourquoi les débits de référence doivent être compensés pour tenir compte de cette transition de phase. Si la perte de charge entre le compteur multiphasique et les instruments de référence est faible, cet effet peut être négligé. Si la perte de charge entre le compteur multiphasique et les compteurs de référence est importante, on peut utiliser un programme de simulation pour compenser l’effet de la transition de phase. Cependant, l’incertitude de cette simulation peut être importante. Par ailleurs, si l’incertitude peut être considérée comme étant la même pour chaque étalonnage, on peut toujours recueillir et suivre des données de référence très utiles. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Il existe une multitude de configurations in situ, dont deux courantes seront abordées plus en détail ci-dessous : séparateur de test utilisé comme référence, démarrage d’un champ satellite. Etalonnage par référence à un séparateur de test Lorsque le compteur multiphasique est utilisé pour mesurer un écoulement de puits que l’on fait occasionnellement traverser un séparateur de test, les mesures de ce séparateur de test peuvent servir à étalonner le compteur multiphasique. Les résultats obtenus à partir du séparateur de test ou du compteur multiphasique ont généralement besoin d’être compensés pour la transition de phase due aux changements de pression et de température qui surviennent dans l’écoulement du puits entre l’emplacement du séparateur de test et celui du compteur multiphasique. D’habitude, on convertit les débits soit dans une base commune, qui peut être le séparateur de test ou le compteur multiphasique, soit aux conditions standard. Si la répétabilité est bonne à la fois pour le séparateur de test et le compteur multiphasique, les conditions devraient être bonnes pour élaborer des mesures de référence. Les incertitudes sur la transition de phase sont moins prononcées pour les installations où la distance entre le compteur multiphasique et le séparateur de test est courte. Lors de l’étude des résultats de l’étalonnage, il faut aussi prendre en compte la stabilité de l’écoulement, c’est-à-dire voir si l’écoulement n’est pas dominé par des conditions transitoires (ce qui peut se produire, par exemple, si le compteur multiphasique est installé immédiatement en aval d’une soupape d’étranglement). Si les conditions transitoires sont prédominantes et ne peuvent être évitées, on doit vérifier que les instruments de référence et le compteur multiphasique ne sont pas trop influencés par les fluctuations. Les compteurs multiphasiques situés au niveau d’une tête de puits sous-marine peuvent en principe être étalonnés à l’aide d’une capacité préparée pour les essais de puits. Pour établir des mesures de référence, on peut comparer les débits mesurés par le compteur multiphasique aux débits mesurés par les instruments de référence de surface, c’est-à-dire un séparateur de surface, si possible. A condition que les propriétés PVT ne changent pas de façon significative, la performance peut être vérifiée régulièrement et toutes les anomalies sont facilement repérées.

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Si l’on décèle des différences, il faut commencer à étudier les propriétés PVT, les instruments de référence ou les instruments du compteur multiphasique. Cette recherche concerne un montage incorrect et une défaillance de l’instrument. Si les conditions d’écoulement varient rapidement dans le temps et qu’il y a une longue distance entre le compteur multiphasique et le séparateur, il peut être plus intéressant de comparer des valeur accumulées sur une période relativement longue que de comparer des mesures instantanées. Etalonnage au démarrage d’un champ satellite Une utilisation potentielle des compteurs multiphasiques consiste à placer un compteur sur chaque tête de puits individuelle dans un champ satellite, ce qui évite d’avoir une ligne de test, un collecteur de test et un grand nombre de vannes. Si les puits sont mis en production un par un, chaque compteur peut être étalonné au démarrage de chaque puits. Si l’on effectue un test multi-débits au démarrage de chaque puits, il devrait être possible d’obtenir un bon étalonnage pour chaque compteur, à condition que la production puisse être mesurée par un séparateur d’entrée instrumenté ou par un séparateur de test. Une option consiste à enregistrer un ensemble de débits au moyen d’un test multidébits avec le compteur multiphasique et les références, et d’établir une courbe d’étalonnage sur la base de cet ensemble de données. L’étalonnage peut aussi se faire à l’aide d’une technique de déduction. Dans ce cas, on ouvre le premier puits et on effectue les mesures à l’aide du séparateur et d’un compteur multiphasique. Quand le premier compteur a été étalonné, le deuxième puits est ouvert. L’augmentation de débit au niveau du séparateur est alors due à la production du deuxième puits. Si la production du premier puits change, cette modification peut être mesurée par le premier compteur et compensée. L’étalonnage par déduction sera plus précis avec les compteurs multiphasiques placés sur chaque puits, les puits qui n’ont pas été étalonnés pouvant être mesurés avec des compteurs multiphasiques étalonnés auparavant. Cette méthode doit être utilisée avec beaucoup de précaution car plusieurs facteurs influencent la qualité de l’étalonnage, par exemple : l’étalement des performances des puits, l’instabilité de l’écoulement, c’est-à-dire la formation de poches, les différences dans les propriétés PVT des fluides. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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7.7.2.6. Rapport d’étalonnage Quelle que soit la façon dont l’étalonnage est réalisé, il doit être consigné dans un certain format. Il est souhaitable d’avoir un format normalisé ; le tableau ci-dessous donne une suggestion de compte rendu d’étalonnage. Le compte rendu d’étalonnage doit donner les résultats à la fois sous forme de tableaux et sous forme de graphes. Le tableau peut avoir la forme d’un certificat portant la signature du vendeur. Le format présenté au tableau ci-dessous est particulièrement adapté à un compteur multiphasique où l’incertitude est spécifiée en termes de débit de liquide, de gaz et de WLR. D’autres formats peuvent être plus appropriés pour d’autres spécifications d’incertitude ; mais l’idée générale doit être claire.

Table 20 : Certificat d’étalonnage

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Outre les informations sous forme de tableaux et de graphes déjà mentionnés, le compte rendu d’étalonnage peut aussi comprendre : un croquis/des photos montrant les détails importants de l’installation de test : o écoulement horizontal / vertical vers le haut / vertical vers le bas à travers le compteur multiphasique, o longueurs droites en amont / en aval, o point de mélange des phases / distance jusqu’au compteur testé, o position des mesures de référence ; conditions de procédé : o pression et température enregistrées pour chaque point de test, o mesures d’huile dans l’eau et d’eau dans l’huile réalisées pendant l’étalonnage, o mesures d’huile et de densité de l’eau réalisées pendant l’étalonnage ; mesures de référence : o type et qualité des mesures de référence, o le schéma d’installation doit donner la référence au point d’installation ; compteur multiphasique réglé avant l’étalonnage : o description qualitative du réglage effectué par le fabricant du compteur, ou un organisme de test, avant l’étalonnage ; résumé des résultats de l’étalonnage : o un nombre représentatif de points d’étalonnage doit être indiqué, souvent à la demande de l’acheteur pour les plages de test de WLR et GVF, o les résultats des tests sont convertis aux conditions de la boucle d’écoulement ou du compteur multiphasique avant comparaison, o tous les problèmes de conversion PVT doivent être notés et expliqués, o toutes les observations particulières faites pendant l’étalonnage doivent être identifiées dans un champ commentaires.

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7.7.3. Réglage des compteurs multiphasiques La plupart des compteurs multiphasiques sont réglés sur la base d’un étalonnage statique et ne nécessitent pas d’étalonnage dynamique. Cependant, comme mentionné dans l’introduction à ce chapitre, certains ont aussi besoin d’un réglage basé sur un étalonnage dynamique.

7.7.3.1. Réglage sur la base d’un étalonnage statique L’objectif habituel d’un étalonnage statique est de générer des paramètres d’entrée pour régler le compteur multiphasique et établir une base. Si l’on s‘en tient strictement à la définition du terme étalonnage, une partie de ce qu’on appelle un étalonnage statique n’est pas vraiment un étalonnage car il n’y a pas de références servant de comparaisons. Par exemple, il peut être nécessaire d’enregistrer les données d’un transmetteur sur un fluide de synthèse ou un fluide de puits représentatif pour régler correctement les transmetteurs sur la base des données enregistrées. Exemples : coefficients d’atténuation de masse pour système nucléaire et constantes diélectriques pour système capacitif.

7.7.3.2. Réglage sur la base d’un étalonnage dynamique Pour le type de compteurs multiphasiques qui nécessitent des réglages sur la base d’étalonnages dynamiques, le réglage peut être effectué à l’aide de l’une des méthodes suivantes ou de combinaisons de ces méthodes. Etalonnage par matrice Les données obtenues à partir de l’étalonnage peuvent être utilisées pour établir une matrice de facteurs reliant les résultats du compteur multiphasique aux mesures de référence. Lorsqu’on se sert d’une matrice de ce genre, l’instrument choisit les facteurs valides pour les conditions d’écoulement régnant dans le pipeline pour corriger les résultats en conséquence. Etalonnage par ajustement de courbe Le réglage par ajustement de courbe se fait en enregistrant des débits mesurés d’huile, de gaz et d’eau et des débits de référence pour de nombreux points d’une matrice. A l’aide de ces données, on peut dériver une fonction (équation) qui relie des signaux du compteur multiphasique (mesures primaires ou valeurs dérivées) aux Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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débits de référence, puis utiliser cette équation pour calculer les débits avec le compteur en fonctionnement normal. Facteur d’étalonnage Si le compteur doit être utilisé uniquement dans une gamme étroite de conditions d’écoulement et qu’il est possible d’obtenir des valeurs de référence pour le compteur lorsqu’il est utilisé pour mesurer en un point quelconque de cette gamme limitée, on peut établir un simple facteur d’étalonnage pour chacun des composants et l’utiliser plus tard comme étalonnage valable dans la gamme donnée.

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7.8. INSTALLATION SUR SITE ET MISE EN SERVICE Ce chapitre décrit les procédures et les pratiques recommandées pour l’installation sur site et la mise en service des compteurs multiphasiques. L’installation sur site inclut la connexion/l’installation des compteurs multiphasiques au système de tuyauteries et de production du client. La procédure d’installation sur site couvre tous les aspects physiques liés à la communication et au montage électrique du compteur aux systèmes du client. Après installation, le compteur multiphasique doit être soumis à une procédure de mise en service sur site. Pour ces deux étapes, il est important d’avoir une vue d’ensemble des travaux à entreprendre, de la main-d’œuvre nécessaire et du calendrier. Ces paramètres sont particulièrement importants pour les travaux offshore car, pendant le démarrage d’un champ ou d’un puits, il se déroule un grand nombre d’activités et l’espace disponible est généralement un facteur limitatif.

7.8.1. Considérations relatives à l’installation Avant que le compteur multiphasique soit finalement choisi et que l’installation commence, les éléments suivants doivent avoir été examinés : exigences du vendeur (concernant l’installation du compteur) ; limites de température, pression et débits à l’emplacement du compteur multiphasique ; il faut s’être assuré que ces paramètres et l’enveloppe de production se trouvent dans l’enveloppe de mesure opératoire et dans celle du compteur ; données PVT à l’emplacement du compteur multiphasique, nécessaires pour des mesures optimales ; moyens de faciliter l’installation et la dépose du compteur. Il peut être judicieux de prévoir la possibilité de remplacer le compteur multiphasique par un d’une autre dimension pour faire face aux débits de puits inattendus ; accès pour les instruments de maintenance et monophasique, nettoyage d’éventuels dépôts internes ;

d’entretien,

contrôle

bypass pour éviter l’arrêt du puits pendant les tests et l’entretien ;

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moyens et accès pour vérification du débit ; collecteur vers séparateur de test local ou connexion vers équipements de tests transportables ; point(s) d’injection pour traceurs ; lignes électriques et de communication vers l’ordinateur du compteur pour collecte de données locale et à distance, configuration, opération et vérification des lignes de télécommunication ; dispositifs de prélèvement d’échantillons de fluides multiphasiques (grande difficulté pour obtenir des échantillons représentatifs de fluides multiphasiques, pas encore de norme) ; exigences relatives au mélange d’écoulements ; installations de secours et pièces de rechange. Quand ces questions essentielles ont été réglées, on peut procéder à l’installation du compteur multiphasique en fonction des réponses apportées.

7.8.2. Installation et intégration au site Pour que l’installation se déroule sans problèmes, une bonne communication et une clarification des responsabilités est nécessaire entre les représentants du client et du vendeur. Pour ce faire, il faut effectuer une revue des procédures d’installation et de mise en service du vendeur, débouchant sur un accord mutuel sur les diverses tâches à réaliser. Ce chapitre présente des lignes directrices générales concernant quelques-uns des principaux sujets à aborder lors de la préparation de l’installation d’un compteur multiphasique. La liste n’est pas exhaustive, mais aborde les aspects les plus caractéristiques. Certains de ces sujets peuvent ne pas être applicables à une installation sous-marine, mais les principes sont similaires. Avant l’installation, les documents et dessins existants doivent être revus et comparés avec le descriptif de la commande et le dossier de conception du compteur multiphasique. Tout écart doit être signalé et un plan d’action créé pour le rectifier. Ce point est important pour éviter les retards dans le processus d’installation. Il peut être utile de prévoir une visite sur le terrain bien à l’avance. Les P&ID (Process and Instrumentation Diagram) et schémas d’installation du compteur multiphasique doivent être validés avant cette visite, dont le principal objectif est de vérifier l’espacement, les dimensions, les fournitures électriques, les interfaces de communication, etc. La visite peut aussi comporter le montage d’un simulateur de compteur multiphasique au système de contrôle du client pour vérifier les communications et l’alimentation électrique. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Si, au terme de la visite, tout correspond au descriptif de la commande, une autre réunion doit être fixée pour un débriefing. Sujet

1

Réunion, revue du compte rendu de la visite sur le terrain. Organiser une réunion avec le personnel ci-dessous pour revoir les points supplémentaires présentés dans cette check-list. ¤ Représentant projet client ¤ Electricien/ingénieur électricité client ¤ Ingénieur instruments client et expert en communications (expert SCADA) ¤ Représentant vendeur participant à la visite - Représentant projet vendeur

2

L’ensemble de la documentation référencée dans le cadre de la procédure d’installation est-il prêt et revu pour l’installation ?

3

Les représentants du client et du vendeur ont-ils été désignés pour le projet d’installation / mise en service ?

4

L’électricien, le responsable instrumentation et le responsable communication du site pour le système SCADA ont-ils été avertis de l’installation ?

5

Les P&ID et dispositions générales concernant la classification des tuyauteries et des zones sont-ils prêts et revus, conformément à la documentation de référence ?

6

Les schémas et dimensions sont-ils vérifiés par rapport aux composants physiques de l’installation ?

7

Le matériel et les pièces de rechange de mise en service sont-ils inventoriés et comptés physiquement ?

8

Vérifier les dimensions physiques / l’accessibilité du compteur et des tuyauteries.

9

Vérifier les tuyauteries / connexions d’entrée et de sortie, le matériel, les dimensions, les besoins en peinture, …

10

Vérifier le support mécanique requis pour l’installation.

11

Vérifier la mise à la terre (platines à œil soudées supplémentaires, …)

12

Les procédures opérationnelles et l’ARO/Hazop sont-elles déjà approuvées ?

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Comment

Etat

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13

Revoir l’emplacement de l’alimentation électrique la plus proche et les besoins énergétiques du compteur multiphasique.

14

Revoir le trajet de connexion du compteur multiphasique à la source d’énergie (dimensions des câbles).

Table 21 : Check-list d’installation

7.8.2.1. Exigences relatives à l’installation Il convient de savoir le plus tôt possible si le vendeur a des exigences particulières en ce qui concerne l’installation, par exemple : alignement vertical / horizontal, besoins de longueurs droites avant et après le compteur, exigences particulières d’accès au compteur, etc. Le vendeur a-t-il besoin d’accéder au compteur avant de l’installer sur la tuyauterie ?

7.8.2.2. Connexions électriques et besoins énergétiques Les besoins en électricité et en tension du compteur multiphasique doivent être clairement indiqués par le vendeur et un schéma d’interconnexion doit décrire le montage électrique. Il incombe généralement au client de fournir le câblage et les presse-étoupe conformes aussi bien aux exigences relatives à une installation en zone dangereuse qu’à celles énoncées par le vendeur. Avant d’effectuer les connexions de câbles, plusieurs vérifications doivent être faites : vérifications de continuité des câbles à l’aide d’un multimètre, vérification de chaque câble et écran ; test des câbles à l’aide d’un ohmmètre, vérification de chaque câble et écran par rapport à tous les autres câbles/écrans du même câble ; vérifier que l’alimentation électrique a la bonne tension de sortie.

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7.8.2.3. Essai de bon fonctionnement Après installation et montage, il faut effectuer une inspection physique et un essai du système. Le but de cet essai est de s’assurer que le système assume toutes les fonctions spécifiées de façon satisfaisante. Le test doit être réalisé avec le système entièrement installé. Il n’y a généralement pas d’écoulement procédé pendant l’essai de bon fonctionnement. Cet essai peut être une répétition de tests choisis dans les essais de réception en usine généralement effectués dans les locaux du vendeur. Les résultats doivent être enregistrés pour être ultérieurement utilisés comme documentation de référence.

7.8.3. Mise en service Le vendeur doit fournir un document de mise en service décrivant les procédures qu’il suivra s’il met le compteur multiphasique en service sur le site du client. La mise en service sur site doit comprendre un essai de bon fonctionnement postinstallation et le réglage in situ du compteur multiphasique avant l’écoulement initial. L’essai de mise en service permet de s’assurer que le système assume toutes les fonctions spécifiées de façon satisfaisante. Le test doit être réalisé avec le système entièrement installé. Alimentation électrique et communications doivent être testées pendant la mise en service pour s’assurer de la fiabilité de l’installation. Il faut ensuite procéder au réglage complet du compteur multiphasique (revue des résultats de l’instrumentation, réglage du zéro pour les transmetteurs, enregistrements de référence de base). Il n’y a généralement pas d’écoulement procédé pendant la phase de mise en service.

7.8.3.1. Préparation Vérifier que toutes les tâches relatives à l’installation ont été menées à bien. Il peut être intéressant de remplir et de signer un transfert de responsabilité sur l’installation. Si une activité n’est pas terminée, s’assurer que tous les outils/pièces/procédures nécessaires sont disponibles.

7.8.3.2. Documents et équipements Le vendeur doit fournir une liste de toutes les procédures, de tous les certificats, outils et consommables nécessaires pour la soumettre à revue par le client. En général, le vendeur demande des informations au client sur la façon de régler le compteur multiphasique. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Ces besoins doivent être clairement exposés dans un document séparé et mis à la disposition du client le plus tôt possible. Si certains outils particuliers difficiles à transporter sont nécessaires, le client doit en être avisé afin de les inclure dans la logistique dès que possible.

7.8.3.3. Autorisation sur site En fonction de la fabrication du compteur multiphasique, différentes autorisations sont nécessaires : isolation et dépressurisation du système mécanique / sous pression, isolation du système électrique, permis pour “travaux à chaud” électriques, manipulation de source radioactive, si le compteur contient une source nucléaire. Le ou les permis de travail autorisant les activités ci-dessus peut préciser certaines précautions spécifiques à l’installation, à respecter par le vendeur. L’installation peut nécessiter une documentation supplémentaire à présenter avant d’obtenir l’autorisation. Il peut s’agir d’études de risque, de réunions de sécurité avant ouverture de chantier, de procédures opérationnelles détaillées et de plans d’urgence pour un travail spécifique, de copies de certification des équipements et de l’opérateur.

7.8.3.4. Activités de mise en service Le vendeur possède généralement une liste d’activités à réaliser dans le cadre de la mise en service. Un échantillon générique de ce type de liste est donné ci-dessous. Vérifications du système. Le vendeur effectue généralement le montage du compteur multiphasique à l’aide d’un ordinateur de service, portable ou fixe, pour réaliser les différentes vérifications de système spécifiques à chaque type de compteur. Configuration du système. Lors de la mise en service, le vendeur établit généralement des références de base simples ou multiples pour le compteur multiphasique. Si besoin est, les données relatives aux propriétés des fluides seront entrées comme faisant partie de la configuration du système. Test du système. Tous les résultats donnés par le compteur multiphasique au système de supervision du client sont vérifiés. La continuité du système de communications est vérifiée par monitoring des communications sur une période appropriée. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Essais en pression. Les essais sur site sont de la responsabilité du client et seront réalisés selon la procédure de celui-ci. Le vendeur doit être consulté avant les essais en pression sur les limites concernant le milieu et la procédure de test. Essais finaux. Une fois terminées toutes les activités de mise en service, il est recommandé de procéder à une vérification de qualité minutieuse des premières données d’écoulement par le compteur multiphasique pour s’assurer de la cohérence des résultats. Cette tâche est typiquement dévolue au vendeur. Le résultat des activités énumérées ici doit être consigné dans un document de transfert de responsabilités, qui explique de façon plus détaillée toutes les activités et vérifications réalisées. Le cas échéant, les résultats chiffrés doivent être donnés et signés. Pour finir, ce document doit être signé par les représentants du client et du vendeur.

7.9. VERIFICATION EN COURS D’OPERATION Il n’est pas facile d’envoyer les compteurs multiphasiques à une installation d’étalonnage pour les réétalonner, il faut donc les étalonner régulièrement pour vérifier leur performance. L’étalonnage ou la vérification des capteurs est une manière simple et efficace de vérifier et de valider les différentes parties du compteur multiphasique. Dans de nombreuses installations, il est prévu de vérifier la performance du compteur multiphasique à l’aide d’un séparateur de test portable ou fixe. Dans ce cas, l’étalonnage du compteur multiphasique peut être vérifié à intervalles réguliers, en tenant compte des diverses précautions et recommandations. Le but de ce chapitre est de fournir quelques lignes directrices sur la façon de vérifier la performance des compteurs sur le terrain pendant leur fonctionnement, en supposant qu’il n’y a pas de séparateur de test immédiatement disponible. Les méthodes abordées sont : monitoring de base, auto-vérification / auto-diagnostic / redondance, deux compteurs en série, unité de test mobile, technologie des traceurs, injection, échantillonnage, facteur de conciliation, empreinte géochimique. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Le choix de la méthode ou de la combinaison de plusieurs de ces méthodes de vérification à utiliser dépend de l’application, mais il est recommandé de l’envisager au stade de la conception, afin de garantir que les dispositifs particuliers - bypass, vannes d’isolation, points d’échantillonnage ou autres – nécessaires à la ou aux méthodes choisies seront en place. Mais, avant d’expliquer plus en détail ces différentes méthodes de vérification, il faut noter que le facteur peut-être le plus important est de vérifier que le compteur fonctionne dans les conditions de service nominales données par le fournisseur et que les paramètres d’influence, par exemple les données relatives aux propriétés des fluides, ne sont pas sorties des bandes de tolérance du compteur.

7.9.1. Monitoring de base Le monitoring de base est la méthode la plus simple pour qualifier la performance d’un compteur sur site ; parfaitement efficace, elle doit représenter une exigence de suivi minimale de tout compteur multiphasique. Le monitoring de base est un concept visant à établir une base de paramètres clés décrivant les états reproductibles du compteur multiphasique. Les plus typiques sont les paramètres de mesure clés au niveau d’un capteur vide et de préférence dépressurisé, ces paramètres typiques étant les paramètres de pression différentielle, de densité et d’impédance électrique. Un registre traçable doit être élaboré pour les paramètres à inclure dans le monitoring de base, avec une bande de tolérance pour chaque paramètre. L’ensemble exact de paramètres de base dépend du type de compteur multiphasique et doit être convenu avec le vendeur pour un résultat optimal.

Figure 101 : Exemple de monitoring de base Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Un capteur vide est un exemple type d’état reproductible et les paramètres de base relatifs à cet état doivent être enregistrés d’abord lors de l’étalonnage en usine, puis à la mise en service sur site, et ensuite à intervalles réguliers. En traçant des courbes de tendance historiques pour les paramètres de base, on peut faire la distinction entre des écarts aléatoires à l’intérieur (ou à l’extérieur) de la bande de tolérance et une dérive systématique, même si elle se situe dans la bande de tolérance. D’autres paramètres de base peuvent être, par exemple, des paramètres de référence internes relatifs à l’électronique des détecteurs, par exemple des tensions de commande disponibles par défaut ou à la demande pour faciliter un système de monitoring de base plus robuste. Dans une démarche plus globale, on peut aussi inclure dans les paramètres de base les paramètres de mesure lorsque le compteur est rempli d’un fluide de référence connu.

7.9.2. Auto-vérification / auto-diagnostic / redondance Le concept d’auto-vérification peut être décrit comme un monitoring de base automatique, mais peut aussi être beaucoup plus avancé. Avec des capacités d’auto-diagnostic, le compteur vérifie et enregistre automatiquement de simples paramètres de mesure clés et des références prédéfinies. Il peut aussi faire une vérification croisée (par exemple calculer un rapport), vérifier que le compteur opère à l’intérieur de certaines tolérances et avertir d’une dérive systématique. Dans certains compteurs, il existe aussi une redondance inhérente ou intrinsèque. Cela rend la capacité d’auto-diagnostic plus robuste, en particulier pour la vérification en ligne en conditions d’écoulement.

7.9.3. Deux compteurs en série On peut obtenir une redondance supplémentaire, offrant une possibilité de diagnostic et de vérification, en installant deux compteurs multiphasiques en série. Les applications typiques de cette méthode de vérification sont celles où la plage de mesure requise est en dehors de la plage de mesure d’un seul compteur multiphasique. La figure ci-dessous donne un exemple d’application utilisant deux compteurs en série. La configuration est la suivante : un compteur multiphasique de petit diamètre est installé dans un bypass, et une vanne à boisseau sphérique et un compteur multiphasique de plus gros diamètre sont installés sur la ligne principale. La vanne fonctionne soit entièrement fermée, soit entièrement ouverte ; entièrement fermée correspond à la plage basse et tout l’écoulement passe alors à travers le petit compteur. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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L'écoulement multiphasique complet passe dans tous les cas à travers le gros compteur. Figure 102 : Exemple d’installation avec deux compteurs en série D’après une carte d’écoulement indiquant les plages de mesure pour ces deux compteurs, on peut observer que le débit moyen de chaque phase a augmenté de 10:1 à près de 100:1. De plus, la plage de recouvrement peut être utilisée pour la vérification. Il est intéressant de mentionner que, alors que les deux compteurs opèrent dans leur plage de mesure spécifique dans cette zone, l’un opère dans la plage supérieure et l’autre dans la plage inférieure. Cela signifie qu’alors que les débits sont les mêmes pour les deux compteurs, les vitesses d’écoulement seront différentes, ce qui ajoute une dimension à la vérification par rapport au cas de deux compteurs identiques en série. La vérification par deux compteurs multiphasiques en parallèle ne peut se faire que dans des conditions très stables, car les tests doivent nécessairement être réalisés en séquence.

7.9.4. Unités de test mobiles Il existe des possibilités de diagnostic et de vérification similaires à celles décrites cidessus avec des unités de test mobiles. L’unité de test mobile peut être par exemple un ou plusieurs compteurs montés sur skid ou sur camion, ou un package de test sur mesure, utilisant par exemple la séparation partielle et comprenant des dispositifs permettant d’obtenir des échantillons de fluides.

7.9.5. Technologie des traceurs La technologie des traceurs fonctionne par injection de faibles volumes de traceurs sélectifs aux phases huileuses, aqueuses ou gazeuses. Ces traceurs peuvent être des traceurs colorants ou d’autres types, par exemple des traceurs fluorescents ou radioactifs. En injectant ces traceurs à des taux connus et en analysant un échantillon de l’écoulement multiphasique suffisamment loin en aval du point d’injection, on peut déterminer les débits de phases individuels en mesurant la dilution du traceur dans l’échantillon. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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C’est en général une entreprise spécialisée qui fournit la méthode des traceurs comme service pour la vérification de la performance des compteurs multiphasiques. L’incertitude de la technique des traceurs dépend de la composition et du régime d’écoulement et l’incertitude attendue doit être établie pour chaque application particulière. L’utilisation de cette technique nécessite que les points d’injection et d’échantillonnage appropriés soient inclus dans l’installation.

7.9.6. Injection Similaire à la technologie des traceurs, cette méthode fonctionne par injection dans la ligne de production mais, dans ce cas, on injecte un volume plus important et le milieu injecté est de l’huile, de l’eau ou du gaz. Exemple : l’injection d’eau dans la ligne de production, afin de vérifier si le compteur répond correctement aux changements de WLR et de débit d’eau. Il faut bien s’assurer que l’injection ne modifie pas les conditions de production, par exemple la pression, au point de changer la production elle-même, ce qui invaliderait cette méthode de vérification – par exemple le gaz d’activation ne pourrait pas servir à valider le compteur. Il est également important de noter que les propriétés du fluide injecté doivent être similaires à celles du fluide de procédé correspondant et se situer dans une plage telle que les propriétés des fluides de la phase combinée se trouvent dans la bande de tolérance spécifiée pour le compteur multiphasique.

7.9.7. Echantillonnage Effectuer un échantillonnage représentatif dans un écoulement multiphasique est une tâche difficile, qui impose de suivre des procédures rigoureuses. Cette méthode n’est pas recommandée pour la vérification des performances de mesure de la fraction gazeuse. Par ailleurs, si l’on suit une procédure appropriée, l’échantillonnage et l’analyse hors ligne du rapport eau/liquide peuvent constituer une méthode très efficace pour le traçage de la performance d’un compteur multiphasique. Obtenir un échantillon liquide représentatif n’est en aucun cas une chose simple, et sa complexité peut varier d’une application à l’autre. Les éléments à prendre en compte sont : le point d’échantillonnage doit se trouver dans une section verticale de la ligne de production, le meilleur emplacement étant immédiatement en aval d’un composant produisant un effet de mélange ; un certain nombre d’échantillons successifs (au minimum 5) doivent être prélevés, chacun devant être complètement séparé avant mesure du WLR – pour certains bruts, cela nécessite l’emploi d’un désémulsifiant ; Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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tous les échantillons doivent être prélevés dans une tranche de temps où le WLR est stable, c’est-à-dire présente des variations inférieures à l’incertitude requise pour la vérification ; le point d’échantillonnage doit être proche du compteur multiphasique et la tranche de temps des prélèvements doit être choisie de telle sorte que les échantillons soient représentatifs du liquide qui traverse le compteur pendant ce même temps ; si la différence entre le WLR le plus élevé et le WLR le plus faible des échantillons obtenus est supérieure à l’incertitude requise pour l’évaluation, le test de vérification doit être annulé et un nouveau jeu complet d’échantillons prélevé ; le WLR moyen des échantillons doit servir à la comparaison avec les résultats du compteur multiphasique. L’incertitude du WLR moyen ne doit pas être supérieure à 2 fois l’écart type des échantillons.

7.9.8. Facteur de conciliation L’utilisation d’un facteur de conciliation comme moyen de contrôle de la qualité des données fournies par les compteurs multiphasiques selon Stephen (2001) peut être une méthode très efficace. Cette méthode trouve un exemple dans la configuration de champ présentée à la figure cidessous : trois champs satellites envoient leur production mélangée dans un pipeline de transport commun vers une unité de traitement ; chaque satellite produit un certain nombre de puits, dans cet exemple 5 ; chaque satellite possède un compteur multiphasique pour mesurer en continu la production totale de ce satellite ; la production mesurée de chaque satellite est convertie en débits aux mêmes conditions que les conditions de mesure à l’unité de traitement ; à l’unité de traitement centrale, la production totale est séparée et mesurée à haut niveau.

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Figure 103 : Exemple de configuration type d’un champ Les débits mesurés à l’unité de traitement centrale doivent être directement proportionnels à la production du satellite et un facteur de conciliation pour chaque phase peut être calculé ainsi : Facteur de conciliation =

débit de phase à la plate-forme centrale somme des débits des satellites

Idéalement, le facteur de conciliation doit être égal à 1 et un facteur de conciliation proche de 1 donne une confiance supplémentaire dans la justesse des compteurs. Cependant, dans le contexte du contrôle et du traçage de la performance des compteurs multiphasiques, c’est plus la stabilité du facteur de conciliation que sa valeur absolue qui est importante. Si le facteur de conciliation reste constant malgré les variations du débit relatif des entrées mesurées, le système peut être considéré comme fiable. Pour que la méthode du facteur de conciliation soit efficace pour une vérification périodique des compteurs multiphasiques, il faut établir l’incertitude et la répétabilité prévue du facteur de conciliation. Sur cette base, on peut déterminer une bande de tolérance. Outre cette bande de tolérance, il est recommandé de contrôler le facteur de conciliation pour pouvoir détecter précocement la dérive systématique, même si elle se trouve dans les limites de la bande de tolérance acceptée. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Si tous les puits d’un satellite sont mesurés par des compteurs multiphasiques, on peut établir un système similaire de facteurs de conciliation pour chaque satellite, ce qui permet alors d’identifier exactement quel satellite a un problème de mesure si on détecte un écart dans le facteur de conciliation de l’unité de traitement centrale. Cela permet de détecter les incohérences et peut être la base de procédures de vérification plus poussées. C’est ce qui devrait idéalement se faire pour les débits de gaz, d’huile et d’eau sur la base d’un volume (ou mieux, d’une masse).

7.9.9. Vérification des systèmes sous-marins Pour les applications sous-marines qui présentent une difficulté d’accès aux équipements, des procédures particulières peuvent être mises en œuvre au cas par cas. Ces procédures dépendent des exigences de qualité des mesures. Quelques solutions alternatives possibles : injection de fluides spécifiques dans le compteur pour vérification (par exemple du méthanol), test / étalonnage “par différence”, test par permutation (plusieurs configurations de puits testées en séquence), ou par perturbation (changements de duses) à l’aide des mesures de surface décrites par Cooley et al. (2003). Les redondances de capteurs et de systèmes offrent aussi des possibilités de vérification croisée et de validation des mesures. Si nécessaire, on peut gérer les compensations des changements de propriétés des fluides à l’aide d’un échantillonnage sous-marin ou d’une mesure directe des propriétés des fluides.

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7.10. EXEMPLES DE COMPTAGES MULTIPHASIQUES 7.10.1. Dual gamma (Ofon) La technologie Schlumberger / Framo regroupe les fonctions “mesure du débit et des fractions” dans un simple venturi (ici sur Ofon) Figure 104 : Compteur multiphasique SCHLUMBERGER – FRAMO Vx TECHNOLOGY

Venturi

Detector Source

P T

Figure 105 : Vue éclatée d’un compteur multiphasique SCHLUMBERGER – FRAMO Vx TECHNOLOGY

ΔP

Composition Meter Flow

7.10.2. Gamma + électrique (Secteur Nord au Congo) Six compteurs MFI/Roxar extrêmement compacts sont installés sur 4 champs satellites (Tchibouela, Tchibeli, Kombi et Likalala). Ces compteurs sont utilisés dans des domaines de fraction gaz (GVF) allant jusqu’à 90% pour le test des puits et le comptage des champs. Figure 106 : Compteur polyphasique très compact sur plate-forme satellite au Congo Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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7.10.3. Sincor Le comptage polyphasique s’est imposé dans ce développement brut lourd comme la solution idéale pour le comptage des puits, l’option séparateur de test s’étant avérée coûteuse et très difficile à mettre en œuvre. La technologie Roxar (gammamétrie + microondes) a été choisie après un processus de qualification et 32 compteurs polyphasiques sont maintenant en opération. La réussite de cette opération tient à l’implication forte des différentes spécialités réservoir et production lors des différentes phases de déploiement : conception, mise en service et exploitation. Figure 107 : Montage d’un compteur en skid sur Sincor

7.10.4. Mise en œuvre La technologie comptage polyphasique est “field proven” ; elle est utilisable en milieu inhabité et en sous-marin. Dans les phases de déploiement sur champ, il faut néanmoins respecter certaines règles : vérifier le domaine opératoire, choisir le bon dimensionnement, caractériser les fluides à compter (c’est aussi valable pour d’autres technologies). Figure 108 : Compteur polyphasique pour intégration sur tête de puits sous-marine (projet Dalia) Une analyse PVT est recommandée pour la conception ainsi qu’un suivi des propriétés fluide au cours de la vie du champ (salinité, masse volumique eau par exemple), si l’on veut maintenir une bonne précision. La solution comptage polyphasique apporte alors un avantage incontestable en matière de comptage et de suivi puits : simplification des installations (pas de ligne de test), mesures continues pour le suivi de la production, réduction des pertes de production liées aux solutions de type permutation, etc. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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D’autres retombées sont attendues en terme de barils d’huile ou de m3 de gaz additionnels grâce à l’utilisation des systèmes de comptage polyphasique dans le domaine du monitoring des débits, des événements et de leur gestion (bouchons, arrivées d’eau, gestion des clean up...).

7.10.5. Récapitulatif des débitmètres pour les hydrocarbures liquides Les débitmètres à ultrasons, les rotamètres et les débitmètres électromagnétiques ne sont pas conseillés. Compteurs Huile Orifices

Turbines

Volumétrique.

Coriolis

Vortex

Dynamique usuelle

3 à 10

10

10 à 20

10 à 20

10 à 20

Exactitude en %

1.2

0.5 à 2

0.5 à 1

0.5

2à4

Présence vibrations

*

*

*

0

0

Débits pulsés

*

0

*

**

0

Fluide abrasif érosif

*

0

0

*

0

Variations viscosité

**

*

*

**

*

Perte de charge requise faible

*

**

*

0

**

Présence de gaz libre

**

0

*

*

0

Maintenance

**

*

0

**

**

Facilité d’étalonnage

**

*

*

*

*

Adaptation au fluide

**

*

*

**

Condensats légers

Coût

**

*

*

*

**

0 : Choix incompatible ou déconseillé

* : Utilisable avec des réserves

** : Bien adapté

Table 22 : Récapitulatif des débitmètres pour les hydrocarbures liquides Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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8. LE BANC DE COMPTAGE 8.1. LE PRINCIPE D’UN BANC DE COMPTAGE Le débit indiqué pour un compteur nécessite un certain nombres de correction provenant de grandeur associées telles que : pression, température, masse volumique, viscosité, etc.…. L’appareil de comptage se trouve donc environné d’une instrumentation qui contrôle ces différentes grandeurs. L’ensemble forme le BANC DE COMPTAGE

Figure 109 : Schéma de principe du banc de comptage sur Girassol

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8.2. LE BANC DE COMPTAGE EN PHASE LIQUIDE 8.2.1. Description Un banc de comptage liquide comprend : un collecteur d’entrée, des lignes de comptage en parallèle comprenant un compteur type volumétrique ou turbine, et un conditionneur de débit (pour turbine), des mesures de pression et de température, des vannes d’isolation et de contrôle de débit, un collecteur de sortie, une boucle d’étalonnage comprenant un tronçon de tube étalon de volume connu, délimité par une ou deux paires de détecteur de passage d’une sphère et une gare de lancement de la sphère. Le fluide est orienté par l’intermédiaire d’une ou plusieurs vannes. (4 voies dans le cadre d’une boucle bidirectionnelle), un ou plusieurs calculateurs de comptage.

Figure 110 : Banc de comptage liquide Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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8.2.2. Exemple : banc de comptage UA 312 de Girassol Le banc de comptage UA 312, permet de comptabiliser l’huile exportée à la bouée ou en tandem. Le banc de comptage est composé de trois lignes de comptage de 2000 m3/h nominal chacune (le débit maximal par ligne de comptage est de 2 200 m3/h) et d’une ligne d’étalonnage automatique. (Voir schéma suivant).

Figure 111: Banc de comptage de Girassol Un débit minimal de 1 500 m3/h d’enlèvement doit être atteint pour permettre le fonctionnement de la ligne d’échantillonnage. Chaque ligne de comptage est composée principalement d’un filtre, d’un tranquilliseur, d’une turbine pour la mesure de l’huile stabilisée passant dans la branche, d’une vanne de contrôle de débit et d’une ROV motorisée. Chaque ligne de comptage possède aussi une Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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connexion équipée d’une ROV motorisée pour la connexion à la ligne d’étalonnage automatique. Le collecteur d’enlèvement alimente le banc de comptage (ligne amont). En aval, à la sortie du banc de comptage, l’huile est envoyée dans un collecteur commun aux pompes booster d’enlèvement (aspiration). La perte de charge du banc de comptage est de 1.4 bar à 6 000 m3/h. En cas d’enlèvement en tandem, l’huile est envoyée via ce collecteur directement au tanker d’enlèvement sans passer par les pompes booster d’enlèvement. Une ligne de bipasse a été prévue afin de pouvoir réaliser l’opération d’enlèvement en cas d’indisponibilité du banc de comptage. L’huile stabilisée exportée est alors mesurée par différence de niveau dans les citernes de stockage. Cette ligne est équipée d’une vanne de bloc manuelle de type douanière avec détection de fuite. Cette ligne se pique en amont du banc de comptage sur le collecteur d’enlèvement et utilise la ligne commune de sortie des lignes de comptage du banc de comptage comme ligne aval (à l’intérieur du package).

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8.3. LE BANC DE COMPTAGE EN PHASE GAZ 8.3.1. Description Le schéma ci-dessous représente les éléments essentiels de l’installation de comptage : Collecteur d’entrée instrumenté (analyseurs + capteurs) Rampe(s) de comptage instrumentée(s) Collecteur de sortie (analyseurs + capteurs)

Figure 112 : Banc de comptage gaz

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Les autres éléments constitutifs de l’installation sont décrits dans le plan d’installation. Éléments de sécurité (soupapes, lignes de décompression …) Manifolds et armoire d’instrumentation Boite(s) de jonctions Cabine électrique (puissance) Calculateurs de comptage Systèmes de supervision et d’impression Communications instrumentation – transmetteurs – calculateur - supervision …

8.3.2. Principe de fonctionnement Le gaz est analysé au niveau du collecteur d’entrée. Les informations recueillies sont envoyées à chaque calculateur par l’intermédiaire du système de supervision de l’installation. La conception du collecteur permet de répartir uniformément le débit dans les différentes rampes de comptage, en tenant compte de l’existence d’au moins une rampe de secours. Chaque rampe de comptage délivre les informations (pression différentielle ou impulsions, pression statique, température, masse volumique) au calculateur dédié. Chaque calculateur procède à la détermination des quantités transférées dans la rampe associée, et communique ces informations calculées au système de supervision pour traitement temps réel ou différé. Le gaz compté et analysé transite enfin dans le collecteur de sortie assurant le transfert vers les installations aval. A l’issue de la transaction, les quantités mesurées (exprimées en volume, masse et/ou énergie), ainsi que l’ensemble des évènements relatifs à la livraison courante (alarmes, dépassement de seuils …) sont disponibles au travers du système de supervision pour communication et/ou impression (rapports).

8.3.2.1. Collecteur et son Instrumentation Les collecteurs d’entrée et de sortie sont « surdimensionnés » afin de conserver des vitesses d’écoulement réduites, de limiter les perturbations de l’écoulement et de permettre la répartition des débits dans les rampes de comptage. Il est recommandé de Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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mettre en place des collecteurs (entrée et sortie) de section supérieure à 1,5 fois la somme des sections des rampes de comptage. La géométrie de l’assemblage des rampes dite en « Z » permet d’uniformiser les pertes de charge, donc les vitesses d’écoulement, dans l’ensemble de l’installation, quelles que soient les rampes actives. Les collecteurs ont un diamètre nominal recommandé supérieur à: D 1,5 × N D : Diamètre canalisation (ligne de mesure) N : Nombre de lignes de mesure (en parallèle) Le collecteur d’entrée est muni de piquages permettant le raccordement : D’une boucle d’échantillonnage rapide Vers un chromatographe en ligne Vers un analyseur de point de rosée eau D’un densimètre D’un analyseur de point de rosée eau (si absent de la boucle d’échantillonnage rapide) D’un échantillonneur automatique Les mesures réalisées à partir de ces équipements sont envoyées à chaque calculateur dédié pour la détermination des grandeurs d’influence nécessaires à l’établissement des quantités transférées.

8.3.2.2. Vannes d’Isolement Des vannes d’isolement sont montées en amont et en aval de chaque rampe de comptage. Ces vannes sont à double étanchéité (double block and bleed). La vanne d’entrée, à action manuelle, est uniquement destinée à l’isolement de la ligne de mesure lors d’opérations de maintenance (décompression, changement de diaphragme, inspection …) La vanne de sortie, également mise en œuvre lors des opérations de maintenance est motorisée, et peut être commandée : A distance, par l’opérateur depuis la salle de contrôle En local, par un opérateur du site Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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A distance, au travers du système de supervision (Alarmes), notamment pour : L’ouverture d’une rampe isolée suite à l’apparition d’un régime de sur débit sur une ou plusieurs rampes actives. La fermeture d’une rampe active suite à l’apparition d’un débit inférieur au seuil de configuration ou suite à la panne d’un transducteur. Ces vannes, manuelles ou motorisées sont munies de détecteurs de fin de course permettant un report de leur état en salle de contrôle.

8.3.2.3. Rampe de comptage L’installation de comptage est constituée de « n » rampes de comptage montées en parallèle. En fonctionnement normal, au minimum une des rampes est isolée afin d’être disponible en cas de défaillance d’une rampe en service, ou pour une opération de maintenance sur l’une de ces rampes. Les équipements de Sécurité: L’installation de comptage est munie de systèmes de protection en charge d’assurer la sécurité « Gaz » et « Feu » décrits dans la documentation générale propre à l’installation. Soupapes Soupapes thermiques Pressostats Lignes de décompression … Les joints d’étanchéité utilisés sur l’installation sont conçus pour résister aux effets de dépressurisation sévère.

8.3.3. Les équipements d’étalonnage L’installation est conçue et opérée afin de garantir le niveau d’incertitude spécifié (réglementation, contrat …), et établi à l’origine. La stabilité du niveau d’incertitude initial ne peut être obtenue que par une parfaite maîtrise des incertitudes provenant des différents facteurs intervenant dans son estimation. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Cette maîtrise est garantie par la mise en place d’un processus de surveillance de chaque source d’incertitude (transmetteur, capteur, calculateur, process …), intégrant vérification, étalonnage ou ajustement des transmetteurs ou capteurs concernés. Ces opérations, périodiques, consistent à confirmer que les mesures réalisées par la chaîne composée du transmetteur (ou capteur) et du calculateur, demeurent à l’intérieur d’un intervalle défini à l’origine comme étant l’Erreur Maximale Tolérée (EMT). Tous les équipements mis en œuvre dans ces opérations, ayant une influence sur l’expression du résultat final, sont munis de Certificats d’Etalonnage démontrant leur raccordement aux étalons de référence (nationaux ou internationaux). Les équipements de vérification et d’étalonnage sont gérés par le responsable comptage de l’installation. Il doit, notamment : Valider les procédures d’étalonnage et de vérification des équipements de l’installation Veiller à la bonne application de ces procédures, aux dates convenues S’assurer des conditions de stockage et de préservation des équipements d’étalonnage Définir les limites d’acceptabilité des équipements d’étalonnage S’assurer de la validité des raccordements des équipements d’étalonnage

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8.4. EXEMPLES DE PID : BANC DE COMPTAGE 8.4.1. Rappel des symboles

Débitmètre à diaphragme

Débitmètre à orifice intégré

Débitmètre avec porte orifice (facilite le démontage de l’orifice)

Débitmètre à flotteur (Rotamètre)

Débitmètre à hélice / turbine

Débitmètre électromagnétique

Débitmètre à ultrasons

Débitmètre à effet vortex

Débitmètre à effet vortex (à insertion)

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Débitmètre à effet Coriolis

F

Débitmètre à cible

F

Débitmètre à effet thermique T°

Débitmètre à déplacement positif

Débitmètre à tube de pitot

F

Tuyère

F

Venturi

Table 23 : Les symboles des compteurs sur schéma PID

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Figure 113 : PID Oil export metering de GIRASSOL avec boucle étalon Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Figure 114: PID comptage Gaz Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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8.5. LES EQUIPEMENTS AUXILIAIRES D’UN BANC DE COMPTAGE Dans ce chapitre nous parlerons des équipements complémentaires situés sur un comptage. En effet, un ensemble de mesurage ne se limite pas à un compteur … Au sens de la Métrologie Légale, un ensemble de mesurage est constitué, au minimum: D’un compteur D’un point de transfert D’un circuit hydraulique acheminant le produit à mesurer jusqu’au point de transfert, prenant en compte les conditions d’alimentation (hydrauliques). Pour un bon fonctionnement, il est souvent indispensable d’y adjoindre des dispositifs dits « additionnels »: Dispositif d’élimination de l’air et des gaz Dispositif de filtrage Dispositif de pompage Dispositifs de corrections en fonction de la température, de la viscosité, de la pression … Il est enfin envisageable d’équiper l’ensemble de mesurage de dispositifs dits «complémentaires»: Dispositif d’impression Dispositif de mémorisation Dispositif de conversion Dispositif de prédétermination Nota : Les dispositifs additionnels et complémentaires peuvent être soumis, ou non, aux contrôles de métrologie légale suivant leur rôle dans l’ensemble de mesurage, ou suivant les réglementations nationales. Comme évoqué précédemment, un ensemble de mesurage ne se limite pas à un compteur mais bien à un assemblage d’éléments adaptés au contexte de la mesure à réaliser.

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Il est possible de définir 6 catégories d’équipements assurant des fonctions essentielles dans un ensemble de mesurage: Équipements de protection Équipements de conditionnement Équipements de mesures associées et qualité produit Équipements d’acquisitions et de calculs Équipements de surveillance et de supervision

Figure 115 : Auxiliaires sur un banc de comptage

8.5.1. Les équipements de protection des instruments de mesure 8.5.1.1. Filtres Ces équipements sont, comme leur nom l’indique, destinés à protéger les équipements de mesure et l’installation en général contre d’éventuels dommages liés au process et aux conditions de fonctionnement : Pollution du produit Inhomogénéité du produit Dépassement de capacité (pression, température, débit …) … Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Figure 116 : Filtres : Équipements de protection Pour le mesurage de gaz, comme pour le mesurage de liquides, les filtres sont destinés à protéger l’ensemble de l’installation des effets de l’introduction de particules solides dans l’ensemble de mesurage. De tels éléments solides peuvent : Endommager les équipements de mesure ou de régulation Affecter les mesures Modifier la géométrie des canalisations Être à l’origine de corrosion (couplage de matériaux) … Différentes technologies, différentes tailles et différents maillages permettent le dimensionnement des filtres en fonction de l’application. Le dimensionnement d’un filtre doit tenir compte de la vitesse d’écoulement du fluide (débit/section), du degré de filtration souhaité et de la perte de charge admissible. Comme souvent en pareil cas, la sélection du produit résulte généralement d’un compromis intégrant notamment les coûts de maintenance attendus. La surveillance de l’état d’encrassement d’un filtre est généralement réalisée à l’aide d’un indicateur de colmatage ou d’un dispositif de mesure de perte de charge entre l’amont et l’aval de l’élément filtrant. Le choix d’une valeur maximale admissible de perte de pression Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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relative permet de déterminer le seuil nécessitant une intervention de nettoyage. Il existe des technologies dites « autonettoyantes » permettant de limiter la durée de l’intervention.

8.5.1.2. Dégazeurs / Séparateur de gaz « Les ensembles de mesurage doivent être construits et installés de telle sorte qu’il ne se produise en amont du compteur ni entrée d’air, ni dégagement de gaz dans le liquide, en fonctionnement normal. Si cette condition risque de ne pas être remplie, les ensembles de mesurage doivent comporter des dispositifs de dégazage permettant l’élimination correcte de l’air et des gaz non dissous éventuellement contenus dans le liquide avant son passage dans le compteur » En d’autres termes, s’il existe un risque de présence d’air ou de gaz dans la canalisation au niveau de la mesure (quel que soit la technologie de mesure utilisée), il est recommandé ou impératif de mettre en place un système d’élimination de cette phase gazeuse en amont. Un séparateur de gaz doit permettre de garantir que la présence d’air ou de gaz dans l’écoulement de liquide n’influence pas le résultat de mesure de plus de 0.5 à 1.0 % de la quantité mesurée. Ce niveau de performance doit être vérifié jusqu’à 30 % de gaz, pour un débit global supérieur ou égal à 20 m3/h Le principe de fonctionnement traditionnel consiste à «éclater» l’écoulement de manière à favoriser le dégagement de la phase gazeuse et à libérer le volume de liquide situé en fond de cuve. Il existe également des systèmes utilisant la force centrifuge pour éliminer le gaz concentré au centre de la cuve. Des dispositifs simples, à chasse de gaz, permettent l’évacuation des gaz au travers d’un système mécanique de flotteur alors que d’autres systèmes, intègrent des détecteurs de niveau et une électrovanne pilotée permettant la gestion du niveau de liquide et l’assurance de l’homogénéité du produit mesuré. Ces derniers permettent, de plus, l’interruption de la livraison en cours par action sur une vanne de régulation de débit.

8.5.1.3. Purgeur de gaz A la différence du séparateur de gaz essentiellement destiné à éliminer les gaz dissous, le purgeur de gaz est principalement destiné à l’élimination de «poches» d’air ou de gaz présents dans l’écoulement. A ce titre, un purgeur de gaz doit assurer l’élimination d’un volume correspondant au volume minimum de livraison d’un ensemble de mesurage, au débit maximum d’utilisation, sans introduire d’erreur supérieure à 1.0 % de cette même quantité mesurée minimale.

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8.5.1.4. Vannes de régulation de débit et de pression Afin de garantir le maintien des conditions de fonctionnement dans les limites acceptables par les équipements utilisés, notamment en termes de débit et de pression, des vannes, généralement situées en aval de l’instrument de mesure primaire, contrôlent au travers de boucles PID, le respect de valeurs de seuils préalablement définies. Le respect des seuils de débit permet de garantir l’utilisation du système de mesure dans son domaine de fonctionnement optimal et de le protéger d’éventuelles survitesses. Le respect des seuils de pression permet d’éviter les phénomènes de cavitation susceptibles de dégrader la mesure et de protéger l’installation contre d’éventuelles surpressions accidentelles.

8.5.2. les équipements de conditionnement des instruments de mesure La mesure de quantités de fluides repose sur un certain nombre d’hypothèses parmi lesquelles on peut citer: L’homogénéité du produit La stabilité de l’écoulement (pour certaines technologies de mesure) La stabilité des variables pression et température Des équipements spécifiques peuvent être intégrés aux ensembles de mesurage, si besoin, pour permettre d’approcher ces hypothèses, par définitions théoriques.

8.5.2.1. Mixeur statique Ce type d’équipement est essentiellement utilisé sur des ensembles de mesurage de pétroles bruts. Qu’il s’agisse d’un ensemble situé en aval d’un séparateur ou en sortie de puits, le fluide ne présente que très rarement une homogénéité suffisante pour la réalisation de mesures satisfaisantes. Les effets dus aux stratifications résultant de variations de masse volumique et à la présence d’eau sont atténués par la mise en place d’un tel dispositif en amont de la mesure. Constitués d’éléments perturbateurs de l’écoulement (tôles inclinées, tubes …), le mixeur statique augmente de façon très significative le taux de turbulence de l’écoulement et permet ainsi d’homogénéiser l’écoulement en amont de la mesure.

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Figure 117 : Mixeur statique - Équipement de conditionnement

8.5.2.2. Tranquilliseurs / Conditionneurs d’écoulement La majorité des équipements de mesure de quantités de fluides sont sensibles aux conditions d’écoulement amont. En effet, excepté les compteurs volumétriques et, sous réserve, les débitmètres à effet Coriolis, tous les systèmes de mesure de volume présentent une sensibilité plus ou moins importante aux dissymétries du profil d’écoulement et aux rotations de la veine fluide. Pour cette raison, les normes définissent des conditions d’installation spécifiques pour chaque technologie (turbine, ultrasons, diaphragmes …) et précisent notamment les longueurs droites de canalisation en amont du système de mesure ainsi que la position, voir le type, de système de conditionnement à employer. Les différentes configurations de tuyauteries et d’accessoires en amont de la mesure sont à l’origine d’écoulements plus ou moins perturbés. Deux paramètres sont à considérer dans la définition d’un profil d’écoulement: La symétrie axiale La rotation (swirl) La première perturbation (sortie de coude, vanne papillon …) génère des vitesses de déplacement variables en fonction de la position considérée dans la tuyauterie.

Figure 118 : Première perturbation de l’écoulement (symétrie axiale) Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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La seconde perturbation (sortie de deux coudes non coplanaires, collecteur, réducteur non concentrique …) génère des vitesses de déplacement non débitantes (radiales) générant ainsi une ou plusieurs rotation de la veine fluide.

Figure 119 : Deuxième perturbation de l’écoulement (rotation) Dans le cas d’une simple rotation centrée, il est évident que le sens de la rotation ne perturbera pas, par exemple, de la même façon deux turbines dont les hélices tournent en sens opposés. Différentes technologies permette de répondre avec plus ou moins d’efficacité à ce type de perturbation. Le tranquilliseur le plus couramment utilisé est composé d’un faisceau de 19 tubes répartis uniformément dans la section de tuyauterie amont. La réduction de la rotation de veine est généralement bien traitée avec cette technologie, mais la dissymétrie n’est pas atténuée.

Figure 120 : Différents types de Tranquilliseurs Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Les Tranquilliseurs à plaque développés notamment par le K-Lab (NOVA), ou encore SMITH permettent de créer un écoulement symétrique en augmentant le taux de turbulence de l’écoulement mais ne réduisent que très partiellement la rotation de l’écoulement lorsqu’elle existe. Le tranquilliseur GFC combine les deux principes précédents en associant, en série, un faisceau de tubes (ou une section à pales droites) et une plaque, en amont de la mesure. Il est disponible en éléments séparés ou intégrés selon les diamètres et les applications.

Figure 121 : Tranquilliseurs Déjà évoqués en tant qu’équipement de protection, les systèmes de régulation de pression permettent de garantir un niveau de pression compatible avec la mesure. En effet l’équilibre du produit est fonction de la pression (tension de vapeur) et les pertes de charge inhérentes à l’installation peuvent conduire à des phénomènes de cavitation (changement de phase) incompatibles avec la réalisation de mesures fiables. Lorsque la température du produit peut être amenée à varier dans des proportions importantes en fonction du process, ou lorsque par exemple un gaz doit être détendu avant la mesure, des système de conditionnement doivent être mis en place pour réguler la température du fluide : Système de réchauffage (en amont d’un détendeur par exemple) Calorifugeage des canalisations Échangeurs thermiques …

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8.6. CALCULS, CORRECTIONS ET INSTRUMENTS ASSOCIES Dans les systèmes de comptage, le transmetteur de pression et le transmetteur de température ont un rôle primordial. L’acquisition de ces mesures sur un système de flow computer local, sur le prover computer et sur un système de conduite DCS permet de pouvoir corriger les mesures de débit par l’intermédiaire d’algorithme prédéfini. Une mesure du débit massique est donc possible en associant à la mesure de pression différentielle, une mesure de la pression et une mesure de la température en amont. Le schéma ci après réalise une correction de débit avec un organe déprimogène sur une application gaz.:

Figure 122: Correction de débit ATTENTION : la correction de débit est nécessaire parce que la masse volumique d’un gaz dépend fortement de la température et de la pression. L’organe déprimogène a été installé et calibré à partir d’un gaz pris dans certaines conditions (notées par exemple P0 et T0), mais les conditions réelles sont rarement celles-ci. Il faut donc corriger la valeur annoncée.

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8.6.1. Le transmetteur de pression

Figure 123 : Transmetteur de pression ABB type 264

8.6.1.1. Représentation . Variation Inductance Jauge contrainte Variation capacité

. Membrane • Capsule

ΔP P

Δd

Capteur

ε

Détecteur

ΔL ΔR ΔC

. Oscillateur Amplificateur Démodulateur

Circuit Électronique

Δls

Figure 124 :Représentation transmetteur de pression Il faut retenir que nous pénétrons dans le capteur avec une pression relative, une pression absolue ou différentielle et que le transmetteur nous délivre un signal de sortie 4-20 mA. Comme tout circuit électronique, le transmetteur doit être alimenté en tension. Pour cela nous allons voir les trois types de raccordement électrique sur un transmetteur

8.6.1.2. Schémas de raccordement Montage deux fils + Signal d’entrée

TRANSMETTEUR

RECEPTEUR -

Dans ce type de montage, le récepteur (DCS, régulateur, etc..) est actif c'est-à-dire que la sortie du transmetteur (4-20mA) est en câblé en série sur l’entrée du récepteur. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Le récepteur fournit ainsi une alimentation de 24V continu (24VDC) sur la sortie 4-20 mA du transmetteur. Remarque : Un signal 4-20 mA est toujours alimenté en continu Montage trois fils

Signal d’entrée

+ TRANSMETTEUR

+

-

RECEPTEUR -

Alimentation 24 ou 48VDC Ce type de montage a une particularité, il est alimenté en 24 ou 48VDC. Il est peu utilisé. Montage quatre fils Alimentation externe 230VAC +

Signal d’entrée TRANSMETTEUR

RECEPTEUR -

Dans ce type de montage, le transmetteur est alimenté par le bais d’une alimentation externe de 230V alternatif, la sortie 4-20 mA est toujours câblé en série sur le récepteur. Ce montage a la particularité d’être très autonome car il ne dépend pas du récepteur.

8.6.1.3. Étalonnage Comme le transmetteur pneumatique, nous retrouvons les deux réglages type d’un transmetteur : Réglage du zéro Réglage de l’échelle Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Si le transmetteur est sans afficheur, le réglage se fera avec deux vis (une pour le zéro et l’autre pour l’échelle). A la place du manomètre câblé sur le signal de sortie du transmetteur, cette fois ci pour le transmetteur électrique vous mettrez un ampèremètre en série. Vous devez aussi vérifier si le signal de sortie est bien proportionnel à la pression appliquée en entrée du capteur.

Figure 125: Exemple de câblage pour étalonnage Mode opératoire d’étalonnage : Connecter le banc d’essai à la HP du transmetteur Alimenter en 24 VDC sur les bornes + et – du transmetteur Allumer votre multimètre et le positionner en milliampèremètre continu Brancher le milliampèremètre sur les bornes test + et – du transmetteur Appliquer une pression équivalente à l’échelle basse du transmetteur Appuyer sur le bouton zéro du transmetteur et vérifier que le milliampèremètre affiche bien 4mA. Appliquer une pression équivalente à l’échelle haute du transmetteur

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Appuyer sur le bouton span du transmetteur et vérifier que le milliampèremètre affiche bien 20 mA. Ensuite vérifier tous les points de mesure (0, 25, 50,75 et 100% de l’échelle) Par exemple : Pour un transmetteur avec une échelle de mesure de 0-1 bar toujours, nous devons avoir les valeurs suivantes : % Étendue de mesure

0%

25%

50%

75%

100%

Échelle (E) Transmetteur (bar)

0

0.25

0.50

0.75

1

Signal Sortie (S) Transmetteur (mA)

4

8

12

16

20

E (bar)

1 0,75 0,50

0,25 0

4

8

12

16

20

S (mA)

Figure 126: Exemple transmetteur avec échelle de mesure de 0-1 bar

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8.6.1.4. Transmetteur de pression numérique

Figure 127: Exemple de câblage pour la configuration et l’étalonnage

Figure 128 : Câblage transmetteur numérique

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8.6.1.5. Étalonnage Deux réglages peuvent se faire via la console ou alors nous avons toujours deux boutons sur le transmetteur. Figure 129 : Boutons intégré au transmetteur « ZERO et SPAN » Le switch HI et LO nous sert à sélectionner la position de repli du capteur : HI : position de repli haute (21mA) LO : position de repli basse (3.8mA) Le switch SECURITY nous sert à mettre en service ou pas la protection en écriture sur le transmetteur. Une fois une configuration et étalonnage effectués, il faut mette le switch SECURITY sur ON pour éviter tout changement de configuration. Mode Opératoire étalonnage avec boutons du transmetteur Appliquer une pression correspondant à l’échelle minimum du transmetteur. Appuyer sur le bouton ZERO pendant quelques secondes pour faire le zéro (4mA). Appliquer une pression correspondant à l’échelle maximum du transmetteur. Appuyez sur le bouton SPAN pendant quelques secondes pour faire le réglage de l’échelle de mesure (20mA). Remarque : Le réglage avec les boutons du transmetteur peut se faire que si le transmetteur a été paramétré. Selon mon expérience, nous nous en servons en maintenance lorsque nous voulons refaire le zéro sur un capteur suite à une dérive de la mesure. Mode Opératoire étalonnage avec console de programmation Avec une console de programmation, l’étalonnage est différent. Avant de procéder à l’étalonnage, il faut paramétrer le transmetteur de façon suivante : Paramétrer l’unité de mesure (ex : bar, mbar, etc.….) Paramétrer l’échelle basse du transmetteur (Lower Range Value) Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Figure 130 : Exemple de menu configuration transmetteur numérique (ABB type 264) Paramétrer l’échelle haute du transmetteur (Upper Range Value) Paramétrer l’amortissement (DAMPING) Choisir le type de signal de sortie du transmetteur : Linéaire Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Étalonner le transmetteur en faisant SET PV ZERO Étalonner le transmetteur en faisant SET PV SCALE Ce mode d’étalonnage est un exemple avec un transmetteur de pression ABB Type 264, car selon le constructeur les menus sont différents. Il faut donc se référer aux documents constructeurs pour bien étalonner chaque instrument de mesure.

8.6.1.6. Critères de choix des transmetteurs de pression Le domaine d’emploi est essentiellement défini par : L’étendue de mesure : Valeur minimale et maximale de la pression à mesurer. Ce sont en principe les valeurs pour lesquelles le capteur transmetteur doit donner une information crédible. Exemple : Capteur d’étendue de mesure 0.5 à 1 bar. La précision et les qualités annoncées par le constructeur doivent être garanties à l’intérieur de cette étendue de mesure. La pression maximale admissible : C’est la plus forte pression que peut supporter accidentellement le capteur sans qu’il subisse de détérioration irréversible. Pour certains capteurs, cette pression peut être trois fois plus élevée que la valeur maximale de l’étendue de mesure. La nature du fluide : Pose le problème de la compatibilité entre les matériaux du capteur en contact avec le fluide et ce dernier, et peut conduire au choix d’un accessoire de protection (ex : séparateur). La vitesse d’évolution de la pression : Si elle varie rapidement, le capteur doit posséder un temps de réponse le plus faible possible afin de suivre avec un retard acceptable de variations. Sa finesse est liée aux dimensions de l’élément de mesure, et à la longueur de la prise de pression déterminant son volume mort et son volume de respiration. Les grandeurs d’influence et la nature de l’environnement sont liées au fluide (sa température peut parfois nécessiter un dispositif de refroidissement du capteur), ou à l’environnement (température ambiante, vibrations, degré hygrométrique, parasites électromagnétiques,…). Une ambiance humide, poussiéreuse, corrosive, est aussi un critère important à prendre en compte pour le choix du capteur.

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8.6.2. Le transmetteur de température 8.6.2.1. Définition Les sondes à résistance ou sondes thermoélectriques sont aussi appelées sonde platine (pT100). Elles sont composées d’un élément sensible en platine sont la valeur ohmique varie en fonction de la température. Les sondes platine ont une valeur ohmique de 100 ohms à 0°C. Cet élément sensible est en platine donc c’est un conducteur métallique. La résistance du conducteur varie en fonction de la température d’où la relation : Rt = Ro (1 + αt) Avec: Rt: résistance à la température t Ro: résistance à la température 0 °C α: Coefficient de résistance du conducteur La valeur de Rt est donnée dans des tables normalisées pour Ro = 100 Ω (Pt 100) et α = 0,00385 Ω/Ω/°C dans l’étendue de mesure 0 à 100 °C. Équation Calendular-Van Dusen (CVD) Avec RT = résistance à T°C, R0 = résistance à 0°C, α = coefficient de température à 0°C en Ω/Ω/°C, δ = coefficient de linéarisation, β = deuxième coefficient de linéarisation pour les valeur négative de température (β = 0 pour T > 0°C). Cette équation a été transformée pour pouvoir être utilisée plus facilement avec les coefficients A, B et C donnée par la norme DIN 43760 (IEC 751) et les fiches techniques des composants.

Table 24: Coefficients pour différents α

Coefficient

Valeur

Valeur

Valeur

α

0,003850

0,003926

0,003911

δ

1,4999

β

0,10863

A

3,9083e-3

3,9848e-3

3,9692e-3

B

-5,775e-7

-5,870e-7

-5,8495e-7

C

-4,18301e-12

-4,000e-12

-4,2325e-12

Ces trois valeurs α représentent les trois principales spécifications pour les RTD Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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0,003850 Ω/Ω/°C : Normalisation DIN 43760, IEC 751 et autres spécifications internationales, nommé Standard Européen. 0,003926 Ω/Ω/°C : Nécessite un platine pur à 99,999% ou mieux, nommé Standard Américain. 0,3911 Ω/Ω/°C : Souvent nommé Standard Industriel U.S.

8.6.2.2. L’élément sensible L’élément sensible est isolé électriquement et protégé par une gaine. Il permet de mesurer une température précise dans un but de contrôle (indication) ou de régulation de T°C sur un procédé de fabrication industriel. Figure 131 : Détail de l’élément sensible (pT100) Les fils (« fils d’extrémités ») montés sur les sondes sont des fils de liaisons ; à base de cuivre. Les sondes peuvent être munies de câbles de prolongation spécifiques également en cuivre (« voir cours « accessoires en instrumentation »). Ces fils sont connectés soit sur un bornier ou un convertisseur R/I dans la tête de sonde.

Figure 132 : Exemple de sonde pT100

8.6.2.3. Classe de tolérance Vous entendrez parler dans votre métier d’instrumentiste de sonde pT100 classe A, A/2 ou B, ne soyez pas surpris ceci est juste une tolérance de précision sur les sondes de températures à résistance. Définition des classes de tolérance (Norme NF EN 60751) : Classe B : Δt = ± (0.3 + 0.005 θ) de 0 à +850 °C Classe A : Δt = ± (0.15 + 0.002 θ) de 0 à +600 °C Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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1/3 Classe B : Δt = ± 1/3(0.3 + 0.005 θ) de 0 à +850 °C

θ : Valeur absolue de température mesurée (°C) T° 0 100 200 300 400 500 600 700 800 850

Classe B °C Ω ± 0.3 ± 0.12 ± 0.8 ± 0.3 ± 1.3 ± 0.48 ± 1.8 ± 0.64 ± 2.3 ± 0.79 ± 2.8 ± 0.93 ± 3.3 ± 1.06 ± 3.8 ± 1.17 ± 4.3 ± 1.28 ± 4.6 ± 1.34

Classe A °C Ω ± 0.15 ± 0.06 ± 0.35 ± 0.13 ± 0.55 ± 0.2 ± 0.75 ± 0.27 ± 0.95 ± 0.33 ± 1.15 ± 0.38 ± 1.35 ± 0.43

1/3 Classe B °C Ω ± 0.04 ± 0.06 ± 0.1 ± 0.13 ± 0.16 ± 0.2 ± 0.21 ± 0.27 ± 0.26 ± 0.33 ± 0.31 ± 0.38 ± 0.35 ± 0.43

Table 25: Tableau de classe de tolérance normalisé des sondes pT100

8.6.2.4. Câblage Il existe 3 montages de raccordement pour les sondes : Montage 2 fils : Mesure la plus simple. Faible précision car il y a cumulation des valeurs ohmiques de la sonde et des cordons de prolongation. Cela peut être évité par l’utilisation de sondes à plusieurs fils. Montage à éviter. Montage 3 fils : Montage le plus utilisé. La résistance créée entre les conducteurs 1 et 2, est soustraite de la valeur ohmique obtenue entre les conducteurs 1 et 3. La résistance des conducteurs est limitée. Il reste la résistance de contact. Figure 133 : Montage 3 fils Montage 4 fils : 2 possibilités de branchements : -

Mesure en pont de Wheastone : Même principe que la mesure par 3 fils, permettant d’affiner la précision de la mesure. La résistance des conducteurs n’intervient pas dans la mesure, seul reste la résistance de contact. Figure 134 : Montage 4 fils « Pont de Wheastone »

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-

Mesure de Kelvin : Montage le plus précis. Un courant circule dans les conducteurs 1 et 4. On mesure la tension aux bornes de la sonde entre les fils 2 et 3, et on en déduit la valeur ohmique de la sonde. La résistance des conducteurs et la résistance de contact n’interviennent plus dans la mesure.

Figure 135 : Montage 4 fils « Mesure de Kelvin »

8.6.2.5. Constitution d’une sonde de Température Une sonde de température est équipée : D’un puits thermométrique D’une extension D’un élément sensible Une tête de raccordement Puits Thermométrique : Le puits thermométrique aussi appelé « doigt de gant ». La sonde équipée de celui-ci peut ainsi être directement en contact avec le fluide.

Figure 136 : Exemples de Puits Thermométrique Les puits thermométriques sont réalisés dans les configurations à visser, à souder ou à bride. Ils peuvent être forés dans la masse ou mécano soudés. La fonction principale est de permettre le remplacement rapide de l’élément sensible sans avoir à interrompre le fonctionnement du process, surtout lorsqu’on est en présence de hautes pressions ou de températures élevées.

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Figure 137 : Détail Sonde de température Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Éléments sensibles interchangeables Convertisseur ELC

Bornier ELB

Sortie fils ELF

Figure 138 : Exemples de sortie des éléments sensibles interchangeables Pour faciliter la maintenance, les constructeurs ont fabriqués des sondes avec éléments sensibles interchangeables. Ils sont équipés soit : D’un convertisseur R/I D’un Bornier De sortie fils Le convertisseur de mesure permettra d’avoir l’image de la résistance en une sortie 4-20 mA afin de pourvoir transmettre le signal à un récepteur (ex :DCS). Le convertisseur est ainsi directement intégré dans la tête de sonde. Le bornier sert à câbler un convertisseur qui se trouve souvent en armoire local ou en local technique. La sortie à fils sert souvent à brancher un indicateur local avec une entrée pT100 3 fils. La tête de raccordement : La tête de raccordement sert à raccorder les câbles et protéger les connections. Elle est entièrement étanche.

Figure 139 : Exemple Tête de raccordement

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Sonde de Température Complète Figure 140 : Exemple Sonde De Température complète

8.6.2.6. Le Transmetteur ou convertisseur Le Transmetteur est un convertisseur résistance/courant (R/I) pour une sonde de température de type pT100. Celui-ci est monté soit dans la tête de sonde, soit en déporté dans une armoire locale instrumentation ou dans un local technique instrumentation. Il est aussi soit un convertisseur analogique « classique » ou soit en convertisseur numérique « nouvelle génération ». Le convertisseur intégré dans la tête de sonde Ce type de convertisseur est couramment utilisé de nos jours, il est en protocole de communication hart. Mais il en existe d’autres avec divers protocoles de communication.

Figure 141 : Exemple transmetteur numérique de température intégré dans la tête de sonde Nous voyons bien sur ce modèle les bornes d’entrées pT100 où il faut brancher les fils de l’élément sensible qui arrivent dans la tête de sonde et les deux bornes + et – de la sortie 4-20mA. Ce convertisseur est entièrement paramétrable à l’aide d’un logiciel. Les paramètres sont hyper simples, vous choisissez l’échelle de la température voulue, la sortie courant (4-20mA ou 0-20mA), le TAG du capteur, etc.….. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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8.7. ETALONNAGE D’UN COMPTEUR SUR BANC DE COMPTAGE C’est l’opération qui consiste à établir une relation entre l’indication d’un compteur (débit apparent) et la réalité. L’erreur des compteurs ne répond pas à une loi, il est nécessaire de procéder par points pour éventuellement produire une courbe d’étalonnage.

8.7.1. Les méthodes 8.7.1.1. Étalonnage sur bac L’indication du compteur est comparée au volume jaugé sur réservoir. C’est une méthode relativement peu précise et est de moins en moins utilisée.

8.7.1.2. Le compteur étalon (Master Meter) Cette méthode est fiable car vous associez ce compteur étalon en série avec le compteur réel. Ensuite il ne vous reste plus qu’à comparer les deux mesures effectuées et diagnostiquer ainsi les erreurs de mesure.

Figure 142 : Le compteur étalon

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8.7.2. La boucle d’étalonnage C’est actuellement la méthode la plus couramment utilisée. Plusieurs variantes existent : Etalonnage sur site d’exploitation : On peut opérer dans les conditions de l’exploitation : même fluide, même débit non perturbé, mêmes conditions de mesure. La boucle est incorporée à l’installation, ou bien peut être mobile et raccordée à l’installation pour la durée de l’étalonnage. Etalonnage en station centrale : Il nécessite le démontage et le transport des compteurs. Le produit utilisé et les conditions d’étalonnage sont souvent différents. Pour palier ces difficultés, la société « TRAPIL » a développé une méthode qui produit une courbe d’étalonnage dite universelle intégrant la viscosité. Nous verrons un exemple de courbe d’étalonnage quand nous aborderons le chapitre des compteurs à turbine.

8.7.2.1. Les types de boucle d’étalonnage Il s’agit d’une longueur de tube calibré entre deux détecteurs de position d’une sphère agissant comme un piston de mesure. Afin de diminuer son encombrement, ce tube est cintré une ou plusieurs fois d’où son nom de « boucle ». Il existe des boucles unidirectionnelles, où la sphère circule toujours dans le même sens ; un dispositif approprié transfère la sphère de l’aval vers l’amont en fin d’opération.

Figure 143 : Exemple de boucle unidirectionnelle d’étalonnage Il existe des tubes unidirectionnels à retour manuel (forme élémentaire) ou à retour automatique (boucle sans fin). Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Dans les boucles bidirectionnelles, la sphère circule dans les deux sens ; un point d’étalonnage complémentaire nécessite un aller plus un retour.

Figure 144 : Exemple de boucle bidirectionnelle d’étalonnage Un système d’aiguillage tuyauterie/vannes à 4 voies permet de changer le sens d’écoulement de l’effluent et du déplacement de la sphère dans la boucle étalon. Pour ce type de boucle, chaque étalonnage de compteur consiste en un aller retour de la sphère. Les deux types de boucles étalon sont conçus de manière à ce que la totalité du liquide qui traverse le compteur à étalonner, traverse également le tube étalon.

8.7.2.2. Éléments constituant la boucle d’étalonnage Le ‘tube calibré’ ou ‘tube étalon’ est la partie de la boucle dont le volume est connu avec précision. C’est ce volume qui est calibré, le tube étant une fourniture standard. La pénétration des soudures est soignée et la surface intérieure est généralement enduite d’époxy facilitant le glissement de la sphère et protégeant le tube contre la corrosion. Une ‘sphère’ en néoprène épais gonflée à l’eau est déplacée par la circulation dans la boucle. Son diamètre extérieur est amené à 102% environ du diamètre intérieur du tube calibré. Une ouverture genre gare à racleur est généralement utilisée pour permettre l’extraction de la sphère pour contrôle. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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La partie calibrée de la boucle est comprise entre deux détecteurs de passage (ou position). Lors du passage de la sphère, ils actionnent un contact électrique qui démarre ou arrête le totalisateur d’impulsion d’étalonnage. La circulation dans la boucle ainsi que l’orientation du débit, s’il s’agit d’une bidirectionnelle, sont déterminées par des vannes motorisées à manœuvre rapide. Il peut s’agir de vannes conventionnelles groupées en un manifold, ou de vannes spécialisées à quatre voies par exemple. Un dispositif de contrôle d’étanchéité est indispensable. Dans les boucles unidirectionnelles le transfert de la sphère aval vers l’amont est réalisé par « l’interchange unit ». Un contrôle d’étanchéité est également utilisé. La correction des mesures nécessite l’utilisation d’un manomètre de précision au moins égale à 2% de leur échelle. Le thermomètre associé doit être gradué en ¼ de °C. Le totalisateur d’impulsions d’étalonnage est généralement associé à l’instrumentation du compteur. Figure 145 : Sphère de la boucle étalon

Figure 146 : Exemple de schéma d'une boucle d'étalonnage Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Les tubes sont utilisés comme volume de référence pour l’étalonnage des compteurs des bancs de comptage transactionnels. La conception et le mode d’exploitation des tubes étalons doivent permettre d’atteindre les niveaux d’exactitude définis par les spécifications métrologiques du comptage.

8.7.2.3. Les points critiques lors des étalonnages Absence de fuites Les gares de lancement des sphères, les systèmes d’inversion de l’écoulement, ainsi que chaque vanne, doivent être parfaitement positionnés et étanches lors du passage de la sphère entre les détecteurs. Durant l’étalonnage, il est essentiel que la totalité de l’effluent traversant le compteur, traverse également la boucle de comptage. Pour cela, les vannes d’isolement, vannes à quatre voies ainsi que les vannes de purge doivent être parfaitement étanches car toute fuite est source d’erreurs. Les espaces entre les sièges d’étanchéité des vannes doivent être connectés à des détecteurs de pression et à des petites vannes de purge afin de vérifier leur intégrité (à contrôler à chaque fermeture de vanne). Absence de chocs Au débit nominal, la sphère doit s’arrêter sans choc à l’extrémité de son déplacement. Intégrité, dépôts et état interne du tube étalon L’uniformité parfaite des internes du tube étalon doit être vérifiée. La présence de dépôts éventuels doit être contrôlée. Une inspection interne peut se révéler nécessaire Absence de cavitation et dégazage. Dans les conditions normales de débit, pression, température, il ne doit y avoir aucun risque de cavitation dans le tube ou au travers des vannes avec l’effluent utilisé. Le soutirage dans un bac avec bas niveau peut entraîner un effet vortex causant un entraînement d’air ou de gaz dans le liquide compté. Un casse vortex doit être installé dans les cuves ainsi qu’un éliminateur de gaz en amont du compteur. Stabilité du débit L’influence de la variation du débit sur la précision du comptage peut être de ± 0.1% pour une variation de 10% du débit Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Les performances du mesurage dépendent de la stabilité du débit durant l’étalonnage et du maintien au débit nominal. Les conditions de débit doivent être stables en amont et aval d’une turbine. Il ne faut pas de vannes ou de restrictions par exemple. Qualité de l’effluent Les coefficients correcteurs dépendent de la masse volumique de l’effluent utilisé. Une erreur de 0.1% sur la détermination de la masse volumique entraîne une erreur de 0.001% sur la détermination des coefficients correcteurs. La tension de vapeur du liquide doit être inférieure à la pression dans le compteur ou dans la boucle étalon (contrôle indispensable de la pression aval). Stabilité de la température L’ordre de grandeur des corrections de volume à effectuer pour les variations de température est de ± 0.1% par degré. Pour obtenir de meilleurs résultats, les températures d’étalonnage et de comptage doivent être stabilisées. La possibilité de détecter les variations de températures et l’enregistrement de ces variations durant l’étalonnage est essentiel si des résultats précis doivent être obtenus. Des enregistrements de nuit sont recommandés dans les pays à forte variation journalière de température. Les thermomètres utilisés doivent être de classe ‘étalons’ soit ± 0.1°C. Stabilité de la pression L’ordre de grandeur des corrections de volume à effectuer pour les variations de pression sera de +/ 0.01% par bar . Les dispositifs de mesure de la pression doivent pouvoir mesurer des pressions avec une incertitude de ± 0.5 bar jusqu’à 25 bar et de ± 1% pour les pressions supérieures. Effet de l’usure, dommages, dépôts dans le compteur ou sections droites. A l’usage, les coefficients correcteurs des compteurs changent graduellement. Les compteurs doivent être nettoyés et étalonnés périodiquement. Les compteurs à turbines sont particulièrement sensibles aux dépôts organiques. De même, l’encrassement des internes modifie la vélocité du liquide dans le compteur provoquant une erreur de mesure. L’effluent doit être filtré des parties solides en amont du compteur. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Les variations de températures ont une incidence sur les jeux mécaniques d’un compteur volumétrique (autant que la viscosité du fluide). Intégrité de l’instrumentation et équipements électroniques Tous les équipements de la boucle tels que détecteurs de sphère, contacteurs, transmetteurs, enregistreurs doivent avoir été testés et réglés. État du compteur pilote Les compteurs pilotes doivent également avoir été vérifiés. Un compteur peut omettre de comptabiliser des impulsions générées. Dans tous les cas, la lecture sera faible. Un comptage trop faible est souvent causé par un contrôle de sensibilité trop faible ou un défaut électrique qui se développe. Un compteur peut aussi prendre en compte des signaux de source extérieure traduits comme impulsions. Le comptage sera fort (source électrique d’alimentation, appareils de soudure, transmetteur radio etc...). Ces signaux sont intermittents et difficiles à détecter. Étanchéité sphère/tube Une fuite à la circonférence de la sphère aura d’autant plus d’influence sur la détermination du volume de la boucle que le temps de parcours de la sphère entre détecteurs sera long. Il peut être par ex. de 40 mn en cours d’épalement au lieu de 30 secondes lors d’un chargement, soit un rapport de 100. C’est en augmentant le gonflage nominal de la sphère que l’on diminuera ces fuites. En principe, la sphère doit être gonflée de façon à ce que son diamètre minimum soit légèrement supérieur au diamètre intérieur du tube étalon. Le but est de créer une étanchéité sans frottement excessif. On y parvient généralement en gonflant la sphère à un diamètre de 2% supérieur à celui du tube étalon. Il faut retenir que l’augmentation nécessaire du gonflage est d’autant plus importante que le diamètre de la sphère est plus grande. La limite de gonflage est en fait l’obtention de la répétabilité à moins de 0.02% d’écart entre les mesures de volume des différentes passes d’étalonnage.

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9. EXPLOITATION ET CONDUITE En ce qui concerne le banc de comptage, il faudra tout d’abord respecter les consignes en vigueur sur le site En plus de ces consignes, certaines actions permettront de suivre le bon fonctionnement des installations de comptage.

9.1.1. Assurance qualité L’ensemble des procédures d’exploitation des systèmes de comptage (calculs, maintenance, conduite) ainsi que leur contrôle et suivi doit faire l’objet d’une formalisation de façon à : vérifier leur conformité aux normes et règles, garantir leur respect et suivi, répondre aux exigences contractuelles, autoriser des audits (aussi bien internes qu’externes).

9.1.2. Validation par suivi des écarts bacs/banc/bord (comptage chargement tanker) 9.1.2.1. Constat d’écart Dans le cas général d’un chargement compté au travers d’un banc de comptage, la quantité mesurée peut être contrôlée par comparaison avec les quantités : relevées sur les bacs par jaugeage, relevées sur les bacs par jaugeage et corrigées par le facteur d’expérience du terminal, reçues par le navire, reçues par le navire et corrigées par le facteur d’expérience du navire (VEF). Par ailleurs, un contrôle des mesures de bacs peut être également réalisé avec l’instrumentation fixe du bac dont les mesures sont souvent retransmises en salle de contrôle (appareillage non agréé). Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Enfin, un contrôle a posteriori peut être réalisé lors des mesures au déchargement mais le terminal y a rarement accès en dehors des cas de claims. Tout constat d’écart excessif avec le navire doit faire l’objet d’une recherche d’origine si possible avant le départ du navire afin d’être validée par l’inspecteur de cargaison. Remarque : ce sont les valeurs du banc de comptage qui font foi dans le cas où aucun incident technique n’a perturbé son fonctionnement. Il n’y a donc pas lieu de divulguer les résultats du jaugeage des réservoirs à l’inspecteur ni même de mettre à sa disposition les tables de barèmes de ces réservoirs.

9.1.2.2. Dérives Le suivi sur plusieurs enlèvements des écarts bacs/banc/bord peut également révéler une dérive d’un des systèmes de comptage. Dans le cas d’un banc de comptage, il apparaît classiquement un écart de l’ordre de 0,2% entre le jaugeage et la mesure sur banc (facteur d’expérience du terminal). La dérive consiste à détecter une évolution dans un sens ou dans l’autre de cette valeur. La comparaison des évolutions des écarts bacs/banc, banc/bord(avec VEF) et bacs/bord(avec VEF) permet d’isoler le système à l’origine de la dérive. Elle est plus difficile à mettre en évidence en l’absence de banc de comptage. Important : lors de comparaisons avec les bacs, il est primordial de bien repérer les réservoirs utilisés car toute l’erreur peut être supportée par un seul bac (ex : vanne passante, table de barèmes erronée,...). Ainsi un écart significatif peut apparaître lors d’un chargement et disparaître lors du suivant si le réservoir en cause n’a pas été de nouveau utilisé.

9.1.3. Vérifications Suivant la disposition des lignes du terminal, il est possible de tester en grandeur réelle les systèmes de comptage : en transférant directement le contenu d’un réservoir vers un autre, en transférant le contenu d’un réservoir vers un autre en passant par le banc de comptage, en poursuivant les chargements sur enleveurs. Rappel : les volumes à transférer doivent engendrer des variations de niveau d’au moins 3 m dans les réservoirs pour que le jaugeage présente une précision suffisante. Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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9.2. RECOMMANDATIONS EN FONCTION DU TYPE DE COMPTAGE

Liquide Type de débitmètre

Gaz

Vapeur

Propre

Chargé

Très chargé

Vis queux

Corrosif

Polypha sique

Propre

Chargé

Saturée

Sèche

Déprimogène (*) - cible, coude, V

Oui

Oui

±

Oui

Oui

±

Oui

Oui

Oui

Oui

- diaphragme

Oui

Non

Non

±

Oui

Non

Oui

Non

Oui

Oui

- Tuyère, Venturi

Oui

±

±

±

Oui

Non

Oui

±

Oui

Oui

- Pitot

Oui

Oui

Non

Non

Oui

Non

Oui

±

Oui

Oui

Coriolis

Oui

Oui

Oui

Oui

Oui

±

Oui

Oui

±

±

Turbine

Oui

Non

Non

±

Oui

Non

Oui

±

Oui

Oui

Volumétrique

Oui

Oui

Non

Oui

Oui

Non

Oui

Non

Non

Non

Electromagnétique

Oui

Oui

Oui

Oui

Oui

±

Non

Non

Non

Non

Vortex

Oui

Oui

Non

Non

Oui

Non

Oui

Oui

Oui

Oui

Ces données sont informatives, elles peuvent varier d’un fournisseur à l’autre (*) De grandes différences existent selon la nature d l’organe déprimogène (**) Il n’existe pas de méthodes fiables pour la mesure de débits sur les mélanges polyphasique (liquide / gaz)

Table 26 : Recommandation sur les types de compteurs selon la nature du fluide

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10. TROUBLE SHOOTING Récapitulatif des principaux dysfonctionnements sur le comptage par type de débitmètre

10.1. DÉBITMÈTRE À EFFET CORIOLIS Problèmes liés à l'instrumentation : On se réfèrera aux documents constructeurs pour trouver l'origine des incidents (pas de signal de sortie, signal de sortie insensible aux variations de débit, variation sans lien avec le débit, signal de sortie intermittent). Problèmes liés au fluide : Un signal de masse volumique instable et aléatoire peut correspondre à un dégazage dans les tubes. Une petite erreur dans les lectures de masse volumique peut indiquer la formation d'un dépôt dans les tubes. Les tubes doivent être nettoyés et purgés avec solvant, eau chaude ou autre avant d'être recalibrés avec de l'air puis de l'eau.

10.2. ORIFICES DÉPRIMOGÈNES Pulsations d'écoulement. Problèmes de bouchage des prises d'impulsions. Encrassement ou érosion des plaques. Changements de viscosité ou de masse volumique du fluide compté. Perturbations dans l'écoulement (rotation, etc.). Déformation de la plaque. Influence de la température sur les prises d'impulsions (pression, vaporisation).

10.3. TURBINES Erreurs de comptages dues à des pulsations ou perturbations giratoires. Sur-comptage dû à des survitesses. Utilisation pour des débits trop faibles (exemple : pour débits < 10 % Qmaxi). Problèmes électriques (préamplificateur, câblage). Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Problèmes mécaniques : déséquilibrage des rotors, usure des pivots. Erreurs dues à des changements de viscosité (changement de qualité ou de température).

10.4. COMPTEURS VOLUMÉTRIQUES Dommages dus à des survitesses. Présence de cavitation. Dégradation mécanique due aux solides éventuels. Fuite ou glissement de liquide ("slip") aux faibles débits. Sur-comptage s'il y a du gaz entraîné.

10.5. DÉBITMÈTRE À EFFET VORTEX Dysfonctionnements sur le comptage des liquides pouvant être liés à : des pulsations de pression, des vibrations, des dépassements du débit maxi de plus de 20 %, des parasites électriques, de la cavitation ou une présence de gaz dans la conduite, un encrassement du générateur de vortex, de mauvaises conditions de débit ou de Reynolds, Des longueurs droites insuffisantes.

10.6. DÉBITMÈTRES ÉLECTROMAGNÉTIQUES Défaillance due à des dépôts sur les électrodes (adhésion de corps étrangers provoquant une résistance finie). Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Mauvais montage et dégradation des isolants. Signal trop faible dû à une vitesse insuffisante ou à une conductivité insuffisante (< 5 μs/cm). Mauvais remplissage du débitmètre, présence de bulles.

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11. SOMMAIRE DES FIGURES Figure 1 : Débits mesurés et calculés ................................................................................10 Figure 2 : Comptage commercial de LNG avant le départ des méthaniers........................12 Figure 3 : Cheminement de l'huile stockée sur le FPSO Girassol vers sa bouée d'enlèvement ..............................................................................................................13 Figure 4 : Enveloppe de phase d’un fluide.........................................................................16 Figure 5 : Arborescence des différents types de mesure...................................................30 Figure 6 : Débitmètre à turbine pour le comptage du gaz ..................................................32 Figure 7 : Compteur ultrasonique sur conduite de gaz ......................................................32 Figure 8 : Extrait de PID.....................................................................................................33 Figure 9 : Tableau issu de la spécification générale GS_EP_PVV_112 ............................34 Figure 10 : Exemple d’une classe tuyauterie de la spécification GS_EP_PVV_112..........35 Figure 11 : Exemple de datasheet d’un transmetteur de pression différentielle.................36 Figure 12 : Débitmètre à turbine en vue éclatée ................................................................37 Figure 13 : Exemple de compteurs à turbine en vue éclatée .............................................38 Figure 14 : Turbine à pales hélicoïdales ............................................................................38 Figure 15 : Exemple de relevé d’étalonnage – compteur à turbine....................................40 Figure 16 : Exemple de courbe d’étalonnage sur compteur HELIFLU...............................41 Figure 17 : Courbe universelle d’étalonnage .....................................................................41 Figure 18 : Montage d’une turbine sans tranquilliseur .......................................................44 Figure 19 : Montage d'une turbine avec un tranquilliseur ..................................................44 Figure 20 : Exemple de positionnement d'une turbine .......................................................45 Figure 21 : Exemples de turbines .....................................................................................48 Figure 22 : Compteur à pistons rotatifs..............................................................................50 Figure 23 : Compteur à palette ..........................................................................................51 Figure 24 : Compteurs à vis...............................................................................................51 Figure 25 : Compteur à roues ovales.................................................................................52 Figure 26 : Exemples de compteurs volumétriques ...........................................................53 Figure 27 : Principe de fonctionnement des débitmètres électromagnétiques...................56 Figure 28 : Principe d'un débitmètre électromagnétique....................................................57 Figure 29 : Débitmètre électromagnétique.........................................................................58 Figure 30: Montage sur conduite verticale .........................................................................59 Figure 31 : Montage sur conduite horizontale....................................................................59 Figure 32 : Exemple de débitmètre électromagnétique .....................................................60 Figure 33 : Courbe d’incertitude de mesure sur les débitmètres KHRONE .......................61 Figure 34 : Principe du débitmètre à effet Vortex...............................................................62 Figure 35 : Composants principaux d’un débitmètre à effet Vortex ...................................62 Figure 36 : Débitmètre à effet Vortex.................................................................................63 Figure 37 : Exemples de débitmètres à effet Vortex ..........................................................65 Figure 38 : Principe de fonctionnement du débitmètre à effet Coriolis...............................67 Figure 39 : Exemple de débitmètre massique Coriolis ROSEMOUNT Micro motion .........68 Figure 40 : Vue éclatée d’un débitmètre massique Coriolis ...............................................68 Figure 41 : Débitmètre massique Coriolis avec tubes en épingle ......................................69 Figure 42 : Montage des débitmètres à effet Coriolis ........................................................70 Figure 43 : Principe du débitmètre ultrasonique ................................................................72 Figure 44 : Principe de fonctionnement des débitmètres ultrasoniques.............................74 Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Figure 45 : Compteur ultrasonique pour les liquides..........................................................74 Figure 46 : Débitmètre ultrasonique...................................................................................74 Figure 47 : Exemples de débitmètres à ultrasons..............................................................75 Figure 48 : Exemples de débitmètres à ultrasons – Doppler .............................................76 Figure 49 : Exemple de raccordement de la sortie impulsion d’un débitmètre vortex Krohne ...................................................................................................................................78 Figure 50 : Représentation d’une impulsion.......................................................................78 Figure 51 : Organe déprimogène.......................................................................................84 Figure 52 : Représentation de la perte de pression à travers un appareil déprimogène....89 Figure 53 : Principe de fonctionnement débitmètre à diaphragme.....................................90 Figure 54 : Profil des pressions .........................................................................................91 Figure 55 : Prises de pression ...........................................................................................91 Figure 56 : Diaphragme en place.......................................................................................92 Figure 57 : Plaque à orifice quart de cercle .......................................................................92 Figure 58 : Plaque à orifice à entrée conique ....................................................................93 Figure 59 : Plaque à orifice segmentaire ...........................................................................93 Figure 60 : Plaque à orifice excentré .................................................................................93 Figure 61 : Porte plaque à orifice.......................................................................................93 Figure 62 : Éléments d'un compteur à plaque à orifice ......................................................94 Figure 63 : Compteur à plaque à orifice.............................................................................95 Figure 64 : Plaques à orifice et compteur à plaque............................................................96 Figure 65 : Organe déprimogène – V-cone........................................................................96 Figure 66 : Principe du Venturi ..........................................................................................97 Figure 67 : Exemples de Venturi........................................................................................98 Figure 68 : Mécanique des fluides .....................................................................................99 Figure 69 : Schéma de principe d’un tube de Pitot ..........................................................100 Figure 70 : Prises de pression .........................................................................................100 Figure 71 : Exemples de Tube de Pitot............................................................................101 Figure 72 : Schéma de principe de la sonde Annubar .....................................................102 Figure 73 : Exemple de sonde annubar avec transmetteur de pression différentielle intégré et correction de P et T intégré ..................................................................................103 Figure 74 : Le transmetteur de pression différentielle ROSEMOUNT modèle 3095 ........104 Figure 75 : Vue éclatée du transmetteur ROSEMOUNT 3095.........................................105 Figure 76 : Signal de sortie transmetteur .........................................................................106 Figure 77 : Montage transmetteur en fonction des liquides .............................................107 Figure 78 : Légendes des couleurs et symboles..............................................................119 Figure 79 : Compteurs multiphasiques sur la ligne de production de chaque puits à la place d’un séparateur de test et de son instrumentation ..........................................122 Figure 80 : séparateur de production de premier niveau et séparateur de test ...............125 Figure 81 : Le comptage multiphasique permet d’augmenter la capacité de test globale 126 Figure 82 : Le comptage multiphasique remplace un séparateur de test et ses compteurs .................................................................................................................................127 Figure 83 : Champ satellite ‘B’ équipé de compteurs multiphasiques pour essais de puits et comptage de production .......................................................................................128 Figure 84 : Carte d’écoulement vertical biphasique .........................................................133 Figure 85 : Carte d’écoulement biphasique horizontal.....................................................134 Figure 86 : Différence entre la fraction de vide du gaz et la fraction volumique du gaz ...135 Figure 87 : Principe du compteur multiphasique en ligne avec mélangeur (optionnel) ....138 Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Figure 88 : Principe d’un compteur à séparation .............................................................139 Figure 89 : Principe de séparation partielle avec boucle de mesure secondaire .............140 Figure 90 : Principe du compteur multiphasique avec séparation dans la ligne d’échantillonnage......................................................................................................141 Figure 91 : si on trace les points d’étalonnage de l’huile, de l’eau et du gaz sur une échelle bilogarithmique, on peut construire un triangle de composition ................................150 Figure 92 : Principe type de mesure de capacité.............................................................151 Figure 93 : Principe de mesure de conductivité ...............................................................152 Figure 94 : Carte d’écoulement biphasique .....................................................................170 Figure 95 : Trajectoire de puits dans une carte de composition.......................................171 Figure 96 : Exemple de l’enveloppe de mesure d’un compteur multiphasique dans une carte d’écoulement biphasique .................................................................................172 Figure 97 : Exemple d'enveloppe de mesure d’un compteur multiphasique tracée avec l’enveloppe de production dans la carte d’écoulement biphasique...........................174 Figure 98 : Résultats de test d’un compteur multiphasique tracés sur la carte d’écoulement biphasique ................................................................................................................175 Figure 99 : Résultats de test d’un compteur multiphasique tracés sur la carte de composition ..............................................................................................................176 Figure 100 : Exemple de graphe de performances cumulées..........................................177 Figure 101 : Exemple de monitoring de base ..................................................................204 Figure 102 : Exemple d’installation avec deux compteurs en série .................................206 Figure 103 : Exemple de configuration type d’un champ .................................................209 Figure 104 : Compteur multiphasique SCHLUMBERGER – FRAMO Vx TECHNOLOGY .................................................................................................................................211 Figure 105 : Vue éclatée d’un compteur multiphasique SCHLUMBERGER – FRAMO Vx TECHNOLOGY ........................................................................................................211 Figure 106 : Compteur polyphasique très compact sur plate-forme satellite au Congo...211 Figure 107 : Montage d’un compteur en skid sur Sincor..................................................212 Figure 108 : Compteur polyphasique pour intégration sur tête de puits sous-marine (projet Dalia) ........................................................................................................................212 Figure 109 : Schéma de principe du banc de comptage sur Girassol..............................214 Figure 110 : Banc de comptage liquide ...........................................................................215 Figure 111: Banc de comptage de Girassol.....................................................................216 Figure 112 : Banc de comptage gaz ................................................................................218 Figure 113 : PID Oil export metering de GIRASSOL avec boucle étalon ........................225 Figure 114: PID comptage Gaz .......................................................................................226 Figure 115 : Auxiliaires sur un banc de comptage ...........................................................228 Figure 116 : Filtres : Équipements de protection .............................................................229 Figure 117 : Mixeur statique - Équipement de conditionnement ......................................232 Figure 118 : Première perturbation de l’écoulement (symétrie axiale).............................232 Figure 119 : Deuxième perturbation de l’écoulement (rotation) .......................................233 Figure 120 : Différents types de Tranquilliseurs...............................................................233 Figure 121 : Tranquilliseurs .............................................................................................234 Figure 122: Correction de débit .......................................................................................235 Figure 123 : Transmetteur de pression ABB type 264 .....................................................236 Figure 124 :Représentation transmetteur de pression.....................................................236 Figure 125: Exemple de câblage pour étalonnage ..........................................................238 Figure 126: Exemple transmetteur avec échelle de mesure de 0-1 bar...........................239 Manuel de formation : EXP-MN-SI120-FR Dernière révision : 05/12/2008

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Figure 127: Exemple de câblage pour la configuration et l’étalonnage............................240 Figure 128 : Câblage transmetteur numérique ................................................................240 Figure 129 : Boutons intégré au transmetteur « ZERO et SPAN » ..................................241 Figure 130 : Exemple de menu configuration transmetteur numérique (ABB type 264) ..242 Figure 131 : Détail de l’élément sensible (pT100)............................................................245 Figure 132 : Exemple de sonde pT100 ............................................................................245 Figure 133 : Montage 3 fils ..............................................................................................246 Figure 134 : Montage 4 fils « Pont de Wheastone » ........................................................246 Figure 135 : Montage 4 fils « Mesure de Kelvin »............................................................247 Figure 136 : Exemples de Puits Thermométrique............................................................247 Figure 137 : Détail Sonde de température .......................................................................248 Figure 138 : Exemples de sortie des éléments sensibles interchangeables ....................249 Figure 139 : Exemple Tête de raccordement...................................................................249 Figure 140 : Exemple Sonde De Température complète .................................................250 Figure 141 : Exemple transmetteur numérique de température intégré dans la tête de sonde........................................................................................................................250 Figure 142 : Le compteur étalon ......................................................................................251 Figure 143 : Exemple de boucle unidirectionnelle d’étalonnage ......................................252 Figure 144 : Exemple de boucle bidirectionnelle d’étalonnage ........................................253 Figure 145 : Sphère de la boucle étalon ..........................................................................254 Figure 146 : Exemple de schéma d'une boucle d'étalonnage..........................................254

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12. SOMMAIRE DES TABLES Table 1: Les fluides typiques appartenant au monde pétrolier...........................................15 Table 2: Perturbations engendrées sur le comptage selon le type d'accessoire présent en amont..........................................................................................................................18 Table 3: Tableau de conversion des unités de pression....................................................20 Table 4 : Tableau de conversion °C / °F ............................................................................24 Table 5 : Tableau des vitesses d’écoulement en fonction du diamètre tuyauterie .............58 Table 6 : Tableau des incertitudes de mesure sur vortex Krohne......................................65 Table 7 : Exemple de menu de transmetteur de débit Krohne...........................................83 Table 8 : Indices et symboles ..........................................................................................118 Table 9 : Principales caractéristiques des compteurs multiphasiques .............................130 Table 10 : Classification des écoulements multiphasiques ..............................................136 Table 11 : Description technique d’un compteur multiphasique.......................................165 Table 12 : Spécification des données d’entrée ................................................................166 Table 13 : Spécification des données de sortie ...............................................................166 Table 14 : Conditions de service nominales et conditions limites ....................................167 Table 15 : Incertitude de mesure .....................................................................................168 Table 16 : Check-list des autres éléments importants à prendre en compte lors de la conception des installations de comptage multiphasique .........................................179 Table 17 : Différentes possibilités d’essais, d’étalonnage et de réglage..........................180 Table 18 : Avantages et limites de l’étalonnage en usine ................................................187 Table 19 : Principales caractéristiques de l’étalonnage en laboratoire indépendant........189 Table 20 : Certificat d’étalonnage ....................................................................................193 Table 21 : Check-list d’installation ...................................................................................200 Table 22 : Récapitulatif des débitmètres pour les hydrocarbures liquides .......................213 Table 23 : Les symboles des compteurs sur schéma PID ...............................................224 Table 24: Coefficients pour différents α ...........................................................................244 Table 25: Tableau de classe de tolérance normalisé des sondes pT100 ........................246 Table 26 : Recommandation sur les types de compteurs selon la nature du fluide .........260

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