Le Comptage

LE PROCESS LE COMPTAGE

MANUEL DE FORMATION COURS EXP-PR-PR090 Révision 0.2

Exploration et Production Le Process Le Comptage

LE PROCESS LE COMPTAGE SOMMAIRE 1. OBJECTIFS .....................................................................................................................7 2. LES FONCTIONS DU COMPTAGE ................................................................................8 2.1. A QUOI CA SERT ? ..................................................................................................8 PRODUIT FINI : ............................................................................................................10 2.2. LES EFFLUENTS A MESURER. ............................................................................10 2.2.1. Effluents de production....................................................................................10 2.2.2. Production brute et quantité nette ...................................................................10 2.3. Les installations de comptage .................................................................................11 2.4. Les aspects fluide et écoulements ..........................................................................13 2.4.1. État des fluides aux conditions de comptage ..................................................13 2.4.2. Évolution des fluides au cours du procédé ......................................................13 2.5. EXERCIXES............................................................................................................15 3. PRINCIPES DE FONCTIONNEMENT...........................................................................18 3.1. RAPPELS DE THEORIE.........................................................................................18 3.1.1. Homogénéité des fluides ................................................................................18 3.1.2. Perturbation dans les écoulements .................................................................18 3.1.3. Les pulsations dans les écoulements ..............................................................20 3.1.4. Pressions et perte de charge dans les écoulements et équipements..............20 3.1.5. La cavitation ....................................................................................................20 3.1.6. Entraînement / Dépôts / Présence d’impuretés ...............................................20 3.2. Unités et correspondances......................................................................................21 3.2.1.1. Unités de débit les plus couramment utilisées ...........................................21 3.2.1.2. Rappel des correspondances:....................................................................21 3.3. FONCTIONNEMENT D’UN BANC DE COMPTAGE GAZ ......................................22 3.3.1. Représentation du banc de comptage gaz ......................................................22 3.3.2. Principe de fonctionnement .............................................................................23 3.3.3. Collecteur et Instrumentation...........................................................................24 3.3.4. Vannes d’Isolement .........................................................................................24 3.3.5. Rampes de Comptage.....................................................................................25 3.3.6. Tuyauteries de la rampe de comptage ............................................................25 3.3.7. Porte Diaphragme ...........................................................................................26 3.3.8. Diaphragme.....................................................................................................26 3.3.9. Conditionneur d’écoulement............................................................................26 3.3.10. Filtres.............................................................................................................27 3.3.11. Équipements de Sécurité ..............................................................................27 3.3.12. Équipements d’étalonnage ............................................................................28 4. LES DIFFERENTS TYPES DE COMPTEURS ..............................................................29 4.1. GÉNÉRALITÉS .......................................................................................................29 4.1.1. Evolution des comptages ................................................................................29 4.1.2. Comptage des liquides ....................................................................................30 4.1.2.1. Les méthodes statiques : jaugeage, pesage ..............................................30 4.1.2.2. Les méthodes dynamiques (ou les mesures de débit) ...............................30 Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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4.1.3. Comptage des gaz ..........................................................................................31 4.1.4. Comptage transactionnel des liquides.............................................................31 4.1.5. Comptage transactionnel des gaz ...................................................................31 4.2. ORGANE DÉPRIMOGÈNE.....................................................................................32 4.2.1. Organe déprimogène – Diaphragme – Plaques à orifices ...............................33 4.2.1.1. Principe (ISO 5167)....................................................................................33 4.2.1.2. Débitmètre à diaphragme...........................................................................34 4.2.1.3. Plaque à orifices.........................................................................................36 4.2.1.4. Montage des plaques à orifice ...................................................................37 4.2.1.5. Utilisations..................................................................................................38 4.2.1.6. Caractéristiques .........................................................................................38 4.2.2. Organe déprimogène – V cône .......................................................................40 4.2.2.1. Principe ......................................................................................................40 4.2.2.2. Caractéristiques .........................................................................................40 4.2.3. Organe déprimogène – Venturi .......................................................................41 4.2.3.1. Principe ......................................................................................................41 4.2.3.2. Caractéristiques .........................................................................................41 4.2.4. Tube de Pitot ou équivalent.............................................................................42 4.2.4.1. Principe ......................................................................................................42 4.2.4.2. Utilisations du système Annubar ................................................................43 4.2.4.3. Recommandations d'utilisation et application.............................................43 4.2.4.4. Caractéristiques .........................................................................................43 4.3. TURBINE ................................................................................................................45 4.3.1. Fonctionnement débitmètre à turbine ..............................................................45 4.3.2. Principe ...........................................................................................................46 4.3.3. Choix du type de turbine..................................................................................47 4.3.4. Les informations données ...............................................................................47 4.3.5. L'utilisation des compteurs turbines.................................................................47 4.3.6. Installation .......................................................................................................48 4.3.6.1. Montage .....................................................................................................48 4.3.6.2. Dispositifs de filtrage ..................................................................................50 4.3.6.3. Matériel ......................................................................................................50 4.3.6.5. Préamplificateurs .......................................................................................50 4.3.7. Mise en œuvre ................................................................................................50 4.3.8. Problèmes rencontrés .....................................................................................52 4.3.9. Caractéristiques ..............................................................................................53 4.4. COMPTEUR VOLUMÉTRIQUE ..............................................................................54 4.4.1. Principes..........................................................................................................54 4.4.2. Types de compteurs volumétriques.................................................................55 4.4.2.1. Compteur à pistons rotatifs ........................................................................55 4.4.2.2. Compteur à pistons alternatifs....................................................................56 4.4.2.3. Compteur à piston oscillant ........................................................................57 4.4.2.4. Compteur à palettes ...................................................................................58 4.4.2.5. Compteur à vis ...........................................................................................58 4.4.3. Utilisation.........................................................................................................59 4.4.4. Mise en œuvre (Recommandations) ...............................................................59 4.4.5. Problèmes rencontrés .....................................................................................59 4.4.6. Application.......................................................................................................60 Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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4.4.7. Caractéristiques ..............................................................................................60 4.5. DÉBITMÈTRE ÉLECTROMAGNÉTIQUE ...............................................................62 4.5.1. Fonctionnement Débitmètre Electromagnétique .............................................62 4.5.2. Principe ...........................................................................................................63 4.5.3. Informations fournies .......................................................................................64 4.5.4. Utilisation.........................................................................................................64 4.5.5. Matériels..........................................................................................................64 4.5.6. Installation .......................................................................................................64 4.5.7. Applications types ...........................................................................................66 4.5.8. Caractéristiques ..............................................................................................66 4.6. DÉBITMÈTRE À EFFET VORTEX..........................................................................67 4.6.1. Fonctionnement Débitmètre Vortex .................................................................67 4.6.2. Principe ...........................................................................................................68 4.6.3. Informations fournies .......................................................................................68 4.6.4. Matériels..........................................................................................................68 4.6.5. Installation .......................................................................................................69 4.6.6. Applications types ...........................................................................................70 4.6.6.1. Pour les liquides.........................................................................................70 4.6.6.2. Pour les gaz ...............................................................................................70 4.6.7. Caractéristiques ..............................................................................................70 4.7. DÉBITMÈTRE À ULTRASONS – TEMPS DE « TRANSIT » ..................................72 4.7.1. Fonctionnement Débitmètres Ultrasonique .....................................................72 4.7.2. Principe ...........................................................................................................73 4.7.3. Caractéristiques ..............................................................................................73 4.8. DÉBITMÈTRE À ULTRASONS – DOPPLER ..........................................................75 4.8.1. Principe ...........................................................................................................75 4.8.2. Caractéristiques ..............................................................................................75 4.9. DÉBITMÈTRE À EFFET CORIOLIS .......................................................................77 4.9.1. Forces de Coriolis ...........................................................................................77 4.9.2. Fonctionnement Débitmètre Massique Coriolis ...............................................78 4.9.3. Le principe de la mesure .................................................................................79 4.9.3.1. Mesure du débit .........................................................................................79 4.9.3.2. Mesure de la masse volumique..................................................................79 4.9.4. Les informations primaires ..............................................................................80 4.9.5. Utilisation des débitmètres massiques Coriolis ...............................................80 4.9.5.1. Fluide .........................................................................................................80 4.9.5.2. Localisation ................................................................................................80 4.9.6. Les matériels ...................................................................................................80 4.9.7. Installation .......................................................................................................81 4.9.7.1. Généralités.................................................................................................81 4.9.7.2. Montage .....................................................................................................82 4.9.8. Caractéristiques des débitmètres à effet Coriolis ............................................83 4.10. DÉBITMÈTRE THERMIQUE – FIL CHAUD ..........................................................84 4.10.1. Principe .........................................................................................................84 4.10.2. Caractéristiques ............................................................................................85 4.11. COMPTAGE MULTIPHASIQUE............................................................................86 4.11.1. Introduction....................................................................................................86 4.11.2. Ecoulements polyphasiques..........................................................................87 Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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4.11.3. Champ d’application des compteurs multiphasiques.....................................87 4.11.4. Données associées à la caractérisation des fluides ......................................88 4.11.5. Exemples de comptages multiphasiques ......................................................88 4.11.5.1. Dual gamma (Ofon)..................................................................................88 4.11.5.2. Gamma + électrique (Secteur Nord au Congo) ........................................89 4.11.5.3. Sincor .......................................................................................................90 .................................................................................................................................90 4.11.6. Mise en oeuvre..............................................................................................90 4.12. AVANTAGES ET INCONVENIENTS ....................................................................91 4.12.1. Orifices déprimogènes...................................................................................91 4.12.2. Tubes de Pitot et Annubar.............................................................................92 4.12.3. Compteurs turbine .........................................................................................92 4.12.4. Compteurs volumétriques..............................................................................93 4.12.5. Débitmètres électromagnétiques ...................................................................93 4.12.6. Débitmètres à effet vortex ("vortex shedding") ..............................................94 4.12.7. Débitmètres à effet Coriolis ...........................................................................94 4.12.8. Récapitulatif des débitmètres pour les hydrocarbures liquides......................96 4.13. EXERCICES .........................................................................................................97 5. REPRESENTATION ET DONNEES DU COMPTAGE ................................................104 5.1. PLAN DE CIRCULATION DES FLUIDES (PFD)...................................................104 5.2. PIPING & INSTRUMENTATION DIAGRAM (PID) ................................................106 5.3. EXEMPLE TYPIQUE.............................................................................................108 5.3.1. Description d’un banc de comptage type.......................................................108 5.3.2. Description du banc de comptage UA 312 de Girassol .................................109 5.3.3. Description d’une boucle d’étalonnage..........................................................111 5.3.3.1. Tubes étalons...........................................................................................111 5.3.3.2. Principe de l’étalonnage d’une boucle......................................................113 5.3.3.3. Répétabilité versus justesse.....................................................................114 5.3.3.4. Les méthodes utilisables ..........................................................................114 5.3.3.5. Les points critiques lors des étalonnages ................................................114 5.4. DIMENSIONNEMENT...........................................................................................118 5.4.1. Systèmes à organes déprimogènes ..............................................................118 5.4.2. Turbines ........................................................................................................118 5.4.3. Débitmètres électromagnétiques...................................................................119 5.4.4. Débitmètres à effet vortex .............................................................................119 5.5. EXERCICES .........................................................................................................121 6. LOCALISATION ET CRITICITE...................................................................................122 7. LES AUXILLIAIRES .....................................................................................................123 7.1. EQUIPEMENTS DE PROTECTION......................................................................125 7.1.1. Filtres.............................................................................................................125 7.1.2. Dégazeur / Séparateur de gaz ......................................................................126 7.1.3. Purgeur de gaz..............................................................................................127 7.1.4. Vannes de régulation de débit et de pression ...............................................127 7.2. EQUIPEMENTS DE CONDITIONNEMENT ..........................................................128 7.2.1. Mixeur statique ..............................................................................................128 7.2.2. Tranquilliseurs / Conditionneurs d’écoulement..............................................129 7.3. ÉQUIPEMENTS DE MESURES ASSOCIÉES ......................................................132 7.4. ÉQUIPEMENTS D’ACQUISITION ET DE CALCULS............................................134 Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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7.5. EXERCICES .........................................................................................................135 8. PARAMETRES DE FONCTIONNEMENT ...................................................................137 8.1. NORMAL OPERATING.........................................................................................137 8.1.1. Assurance qualité ..........................................................................................137 8.1.2. Validation par suivi des écarts bacs/banc/bord (comptage chargement tanker) ................................................................................................................................137 8.1.2.1. Constat d’écart .........................................................................................137 8.1.2.2. Dérives .....................................................................................................138 8.1.3. Vérifications...................................................................................................138 8.2. CAPACITES MAXI / MINI......................................................................................139 9. CONDUITE DU COMPTAGE ......................................................................................140 9.1. MARCHE/ARRET..................................................................................................140 9.2. MISE A DISPOSITION ..........................................................................................140 10. TROUBLE SHOOTING..............................................................................................141 10.1. SI ? POURQUOI ? ALORS ? ..............................................................................141 10.1.1. Débitmètre à effet Coriolis ...........................................................................141 10.1.1.1. Problèmes liés à l'instrumentation..........................................................141 10.1.1.2. Problèmes liés au fluide .........................................................................141 10.1.2. Orifices déprimogènes.................................................................................141 10.1.3. Turbines ......................................................................................................142 10.1.4. Compteurs Volumétriques ...........................................................................142 10.1.5. Débimètre à effet Vortex..............................................................................142 10.1.6. Débimètres électromagnétiques ..................................................................143 11. GLOSSAIRE ..............................................................................................................144 12. SOMMAIRE DES FIGURES ......................................................................................145 13. SOMMAIRE DES TABLES ........................................................................................147

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1. OBJECTIFS

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2. LES FONCTIONS 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 autre 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 ( 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).

4.2.4.3. Recommandations d'utilisation et application Fluides propres. Adaptés aux gaines et aux conduites de grand diamètre. 4.2.4.4. Caractéristiques Fluides

Liquides et Gaz

Pression

fonction des capteurs

Température

idem + matériaux

Etendue de mesure

fonction de la canalisation (mesure de vitesse)

Réponse

racine carrée

Précision

± 2.5 % (0.5 à 3 % pour annubar)

Raccordements

Insertion

Avantages

Coût – Systèmes moyennant

Inconvénients

Mesure locale

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Figure 24 : Exemples de Tube de Pitot

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4.3. TURBINE 4.3.1. Fonctionnement débitmètre à turbine

Figure 25: Débitmètre à turbine en vue éclatée L'écoulement du fluide entraîne la rotation d'une turbine (rotor à plusieurs ailettes, reposant sur des paliers) placée dans la chambre de mesure, la vitesse de rotation du rotor est proportionnelle à celle du fluide, donc au débit volumique total. La vitesse de rotation est mesurée en comptant la fréquence de passage des ailettes détectée à l'aide d'un bobinage (un aimant permanent est parfois solidaire de l'hélice). Chaque impulsion représente un volume de liquide distinct. Peu et pas développé dans le cadre du comptage technique, le comptage par turbine est largement utilisé en comptage transactionnel ou fiscal (allocations). Les turbines permettent d'atteindre des précisions supérieures aux orifices. Les problèmes liés au comptage technique (entraînements, survitesse) font que les turbines y sont peu ou pas utilisées.

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4.3.2. Principe La mesure de débit de fluides par turbine consiste à mesurer la vitesse de rotation d’une hélice ou de pales tournant librement au sein de la veine fluide. Cette vitesse de rotation, transmise sous forme de fréquence (train d’impulsions) est « approximativement » linéaire en fonction du débit volumique traversant la canalisation. Les frottements (paliers) et les variations de viscosité du produit génèrent des non linéarités, particulièrement significatives à bas régimes. Différentes technologies sont disponibles pour le comptage des liquides : Les turbines à pales planes (limitées aux produits de faible viscosité)

Figure 26 : Exemple d'un compteur turbine à pales planes en vue éclatée

Les turbines à pales hélicoïdales (nettement moins sensibles aux variations de viscosité du fluide).

Figure 27 : Turbine à pales hélicoïdale à haute performance

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4.3.3. Choix du type de turbine Pour les applications à haute précision, il est recommandé d’utiliser des turbines à pales hélicoïdales plutôt qu’à pales plates car elles présentent : une meilleure stabilité en débit, une moindre sensibilité aux variations de viscosité du brut, une très bonne linéarité (+/- 0,15% ou mieux), une plus grande souplesse d’utilisation liée à la possibilité d’espacer les étalonnages et d’utiliser des tables ou courbes de performances (K-factor versus débit) : ISO 4124 ou API MPMS 5.3.

4.3.4. Les informations données Débit volumique aux conditions P et T m3/h. Volume cumulé si un totalisateur est associé au capteur.

4.3.5. L'utilisation des compteurs turbines Tous types de fluides. Si, en comptage fiscal, l'utilisation est recommandée pour des fluides de viscosité inférieure à 25-30 Cst, l'utilisation en comptage technique pourra être étendue à des viscosités de l'ordre de 80 Cst et au-delà (dispositifs à insertion). Pour les liquides, on les rencontre souvent : ƒ

Sortie séparateur de production.

ƒ

Départ champ.

ƒ

Arrivée plate-forme traitement / terminal.

Pour les gaz, on les rencontre plutôt sur gaz propres : ƒ

Comptage fiscal du gaz.

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4.3.6. Installation 4.3.6.1. Montage De façon standard les montages se font avec ou sans tranquilliseur ; le montage en conduite horizontale sera préféré. S'il existe des formules approximatives pour évaluer les longueurs droites nécessaires en fonction de la configuration de la ligne, les longueurs droites minimums amont et aval sont spécifiées par le standard Groupe et les standards. L'utilisation de vannes d'isolement et de bipasse est obligatoire dans les phases de démarrage. En présence de bouchons de gaz, il est conseillé d'installer des désaérateurs.

Figure 28 : Montage d’une turbine sans tranquilliseur

Figure 29 : Montage d'une turbine avec un tranquilliseur Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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Notes : Les tuyauteries amont et aval doivent être fixées, afin d'éviter que la turbine ne soit soumise à des contraintes mécaniques. La turbine doit être installée sur des portions droites de tuyauterie dépourvues d'éléments perturbateurs (vannes, réduction, etc.). Le liquide mesuré doit être exempt de solides et de gaz. Il convient de prévoir les équipements en conséquence (filtre, dégazeur, etc.). La turbine doit être montée de préférence sur une tuyauterie horizontale et être mise en pression afin d'éviter les risques de cavitation (mise en charge sous ballon, refoulement de pompe, etc.). Dans le cas exceptionnel d'un montage sur une tuyauterie verticale, le liquide doit s'écouler de bas en haut.

Figure 30 : Exemple de positionnement d'une turbine

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4.3.6.2. Dispositifs de filtrage Du fait de la sensibilité aux entraînements de solides, des dispositifs de filtration sont obligatoires (étude de la finesse et du volume à faire).

4.3.6.3. Matériel Le choix du type de mécanique (roulements, pivots, etc.) est critique. Le type d'hélice (hélicoïdale ou non) peut jouer un rôle dans le comportement de la turbine (sensibilité à la viscosité plus faible avec hélices) 4.3.6.5. Préamplificateurs Des préamplificateurs électroniques spécifiques à chaque modèle de turbine existent, il est déconseillé de faire des adaptations électroniques "douteuses", la fréquence et le niveau des impulsions étant spécifiques à chaque matériel. La protection des amplificateurs (soleil et projections) est à envisager dans les environnements difficiles.

4.3.7. Mise en œuvre Recommandations (ISO 2715, API MPMS 5.3) Installation horizontale. Prévoir des longueurs droites amont et aval pour obtenir un profil d’écoulement établi sans giration ou, à défaut, installer un dispositif de tranquillisation ou de redressement d’écoulement (perturbations giratoires ou pulsations pouvant entraîner des surcomptages par survitesse). L’installation de dispositifs de filtration en amont est impératif. Il est utile de l’équiper d’un indicateur de pression différentielle afin de contrôler l’état d’encrassement. Installer une vanne de réglage de pression et/ou débit en aval de chaque compteur pour maintenir une pression supérieure à la tension de vapeur du fluide mesuré (dégazage) et maintenir le débit dans la plage de fonctionnement du compteur.

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Installer un dégazeur si risque de présence de gaz en amont (surestimation du débit en présence de gaz dans le liquide). Pour le comptage fiscal, la réglementation impose la présence d’un dispositif empêchant la circulation inverse du produit (ex clapet anti-retour). Il est souhaitable que le nombre de lignes de comptage en parallèle puisse permettre en cas de consignation d’une ligne de reprendre le débit maximum de chargement dans les autres lignes sans excéder les limites de comptage de chacune de ces lignes. Utiliser les turbines dans leur gamme. Prévoir des opérations d’étalonnage (boucle d’étalonnage, turbine étalon, mise en série de 2 lignes de comptage,...) afin de mettre en évidence d’éventuelles dérives et de corriger les meter-factors (changement de viscosité, de température, présence de dépôts, usure des pivots,...). Réétalonner si la variation de débit ou de viscosité augmente. Disposer d’un logement pour thermomètre à mercure près des capteurs de température pour pouvoir les vérifier périodiquement Soigner la protection des électroniques et l’isolation des câblages. Chaque ligne d’un banc de comptage à turbines doit comporter une vanne d’isolement manuelle, un filtre, un tranquilliseur, une turbine de comptage, des capteurs de P et T, une vanne de contrôle de débit, un clapet anti-retour, une vanne type block & bleed permettant d’orienter l’écoulement vers la boucle d’étalonnage. Remarque : les comptages commerciaux à l’aide de turbines ne génèrent que très peu d’incidents. A l’inverse, pour ces mêmes matériels utilisés sur des comptages non commerciaux, les règles d’installation ne sont pas ou peu respectées (faible qualité de filtration, coups de bélier,...), ce qui a pour conséquence de diminuer la disponibilité des matériels et d’engendrer des coûts d’exploitation et de maintenance élevés.

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4.3.8. Problèmes rencontrés Fuites dans les vannes (pas de rapport avec la turbine). Dérive avec l’usure des pièces en mouvement et la présence de dépôts nécessitant des étalonnages et réajustement du K-factor. Débit d’étalonnage en dehors de la plage de stabilité du K-factor de la turbine considérée. Omission de comptage des impulsions générées due à un contrôle de sensibilité trop faible ou un défaut électrique. Prise en compte de signaux de source extérieure traduite comme impulsions (sources électriques d’alimentation, appareils de soudure, transmetteur radio,...). Cas particulier d’un support flottant : les mouvements du support selon les conditions maritimes peuvent générer des déplacements de fluides dans les lignes de comptage qui, bien que de très faible ampleur lorsqu’elles sont isolées (pas de chargement), suffisent à incrémenter le nombre d’impulsions transmises par les turbines.

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4.3.9. Caractéristiques Fluides

Liquides, Gaz, Vapeurs

Pression

jusqu’à 400 bar

Température

-230 / +260 °C

Dynamique de mesure

10

Réponse

linéaire

Précision

± 0.25 % (10:1) – liquide ± 1.0 % (10:1) – gaz

Raccordements

Filetage / Brides

Tailles

jusqu’à 600 mm

Avantages

Précision – Autonomie - Faible perte de charge.

Inconvénients

Longueurs droites – Viscosité

Figure 31 : Exemples de turbines Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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4.4. COMPTEUR VOLUMÉTRIQUE 4.4.1. Principes Contrairement à tous les autres systèmes de mesure de débit, de masse ou de volume, les compteurs volumétriques réalisent des mesures directes. Pour connaître le volume transféré, il suffit de compter le nombre de volumes discrets effectivement déplacés. De très nombreuses technologies sont employées de façon industrielle, parmi lesquelles: Compteur à palettes Compteurs à piston oscillant Compteur à vis Compteur à roues ovales Compteur à engrenages …

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4.4.2. Types de compteurs volumétriques 4.4.2.1. Compteur à pistons rotatifs

Figure 32 : Compteur à pistons rotatifs

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4.4.2.2. Compteur à pistons alternatifs

Figure 33 : Compteur à pistons alternatifs

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4.4.2.3. Compteur à piston oscillant

Figure 34 : Compteur à piston oscillant

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4.4.2.4. Compteur à palettes

Figure 35 : Compteur à palette 4.4.2.5. Compteur à vis

Figure 36 : compteurs à vis

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4.4.3. Utilisation Sur fluides hydrocarbures visqueux sans particules solides (sables, etc.). La sensibilité aux variations de propriétés du fluide est faible (composition, viscosité). Pas de sensibilité aux perturbations d'écoulement. Export plate-forme / centre de traitement.

4.4.4. Mise en œuvre (Recommandations) Identiques aux recommandations exprimées pour les bancs de comptage à turbines à l’exception des longueurs droites ou des dispositifs de tranquillisation qui n’ont pas lieu d’être. Prévoir toutefois : un dispositif de limitation de vitesse, suffisamment d’espace pour la maintenance. De plus, il faudra prévoir sur les installations : Des filtres avec mesure de delta P. L’axe en horizontal. Pas de tranquiliseur ni de longueur droite. En présence de gaz, prévoir des dégazeurs. Limiteur de vitesses. Prévoir suffisamment d'espace pour maintenance.

4.4.5. Problèmes rencontrés dommages dus à des survitesses, cavitation, Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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dégradation mécanique due aux solides éventuels, fuite ou glissement de liquide (« slip ») aux faibles débits, surcomptage s’il y a du gaz entraîné, dérives liées à l’usure mécanique, problèmes de transmission mécanique.

4.4.6. Application Comptages précis en sortie de centre de production. Situé en amont, ce dispositif est plutôt réservé aux comtage liquide. Comptages sur des fluides à propriétés variables (eau + huile) sans gaz et sans solide. Comptage dans des applications où les turbines ne peuvent pas être utilisées. (forte viscosité)

4.4.7. Caractéristiques Fluides

Liquides

Pression

jusqu’à 100 bar

Température

jusqu’à 300°C (liquide)

Dynamique de mesure

10 à 20

Réponse

linéaire

Précision

± 0.25 % à ± 0.5 % suivant les technologies

Raccordements

Filetage / Brides

Tailles

jusqu’à 300 mm

Avantages

Précision – Viscosité - Installation

Inconvénients

Maintenance – Volumineux Limité en débit du fait des grandes vitesses de rotation

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Figure 37 : Exemples de compteurs volumétriques

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4.5. DÉBITMÈTRE ÉLECTROMAGNÉTIQUE 4.5.1. Fonctionnement Débitmètre Electromagnétique La loi d'induction de Faraday établi que le déplacement d'un conducteur dans un champ électromagnétique génère une tension induite. Dans le cas du débitmètre électromagnétique c'est le fluide en mouvement qui représente le déplacement du conducteur. Le champ électromagnétique constant est généré par 2 bobines, une de chaque coté du tube de mesure. Deux électrodes de mesure sont montées à l'intérieur du tube, à 90° par rapport aux bobines, pour mesurer la tension induite générée par le déplacement du fluide dans le champ électromagnétique. La tension induite est proportionnelle à la vitesse du fluide, donc au débit volumique. Le champ électromagnétique est généré par un courant pulsé direct de polarité alternée. Cela assure une stabilité du point zéro, et rend la mesure insensible aux influences des liquides multi phasiques ou non homogènes, ou de faible conductivité.

Figure 38: Principe de fonctionnement des débitmètres électromagnétiques

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4.5.2. Principe Un conducteur électrique (le fluide), traverse un champ magnétique d’intensité B. Une tension, U, directement proportionnelle à la vitesse moyenne d’écoulement, V, est induite dans le fluide.

Figure 39 : Principe d'un débitmètre électromagnétique Le signal de tension induite est capté par deux électrodes de mesure en contact avec le fluide ou par un système capacitif, sans contact. On mesure la f.e.m. (force électromotrice) induite par le déplacement du fluide (qui doit être conducteur) dans un champ magnétique (Loi de Faraday)

Figure 40 : Principe des débitmètres électromagnétiques

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4.5.3. Informations fournies Débit volumique aux conditions de comptage à partir de la mesure de la vitesse de déplacement du liquide.

4.5.4. Utilisation L'utilisation est réservée aux fluides ayant une conductivité suffisante (eau de mer, eau de gisement, etc.). Utilisation uniquement pour l’eau. La conductivité minimale du fluide mesurable doit être de 5µs/cm. Des vitesses minimales pour l'écoulement sont à respecter (0,5 m/s par exemple).

4.5.5. Matériels Les débitmètres comportent une isolation électrique (téflon, céramique) fragile. Certains fabricants fournissent un anneau de centrage.

Figure 41 : Débitmètre électromagnétique

4.5.6. Installation Le montage sur une tuyauterie verticale est le montage préféré, le montage en tuyauterie horizontale est cependant possible.

Figure 42: Montage sur conduite verticale

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Figure 43 : Montage sur conduite horizontale Le débitmètre doit toujours être plein de liquide. Il faut prévoir un filtre en amont si des éléments dangereux pour le revêtement peuvent être entraînés par le flux. Attention, la mise en place du transmetteur sur la tuyauterie doit être effectuée en présence d'un instrumentiste. Des couples de serrage sont à respecter de manière à ne pas endommager les revêtements externes. Les raccordements aux tuyauteries doivent se faire de manière à éviter un mauvais alignement. On prévoira un support de montage de manière à ce que le tube de mesure et les conduites soient alignés. Si l'un des éléments forme un angle par rapport à l'autre, les éléments d'isolation (céramique ou téflon) peuvent être détériorés. La meilleure précision sera obtenue en utilisant des longueurs droites amont de 5D ou 10D (5D après coude T, vanne ouverte ; 10D après expandeur ou vanne de contrôle). Les débitmètres électromagnétiques ne doivent pas être utilisés à côté d'équipements susceptibles de créer des interférences (moteurs, transformateurs, etc.). On soignera la mise à la terre. Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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Il est recommandé par les constructeurs de prévoir des vannes d'isolement et de dérivation pour faciliter les vérifications et les réglages.

4.5.7. Applications types Eau sur sorties séparateurs ne créant pas de dépôts isolants. Eau sur installations traitement d'eau. Eau d'injection. Seules les applications sur de l'eau salée sont recommandées.

4.5.8. Caractéristiques Fluides

Liquides conducteurs et eau

Pression

jusqu’à 50 bar

Température

jusqu’à 180 °C

Dynamique de mesure

10 à 20

Réponse

linéaire

Précision

± 0.5 % à ± 1 %

Raccordements

Brides

Tailles

2.5 – 2500 mm

Avantages

Perte de charge - bidirectionnel

Inconvénients

Réservé aux liquides conducteurs

Figure 44 : Exemple de débitmètre électromagnétique

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4.6. DÉBITMÈTRE À EFFET VORTEX 4.6.1. Fonctionnement Débitmètre Vortex Ce principe de mesure est basé sur la formation de tourbillons en aval d'un obstacle placé dans un écoulement de fluide, par exemple un pilier de pont. Ce phénomène est connu sous le nom de cheminement de tourbillons selon Karman. Lorsqu'un fluide passe sur un corps perturbateur place dans le tube de mesure, des tourbillons (vortex) se forment alternativement sur chaque coté de cet élément perturbateur. La fréquence de détachement des tourbillons, alternativement de chaque coté de l'élément perturbateur, est directement proportionnelle à la vitesse d'écoulement, donc au débit volumique. Les variations de pression générées par ces tourbillons sont détectées par un capteur capacitif qui envoie un signal primaire, digital et linéaire au processeur de l'électronique. Le signal de mesure n'est pas sujet à des dérives. En conséquence, les débitmètres vortex peuvent fonctionner pendant toute sa durée de vie sans re-étalonnage. Le capteur capacitif avec mesure de température intégrée peut directement enregistrer le débit massique de vapeur saturée, par exemple.

Figure 45 : Principe de fonctionnement des débitmètres Vortex

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4.6.2. Principe Le principe de mesure consiste à détecter la fréquence de détachement des tourbillons qui, pour une géométrie d’obstacle donnée, est proportionnelle à la vitesse d’écoulement. Un obstacle situé dans un écoulement fluide (liquide ou gaz) crée des tourbillons (dont la fréquence de détachement est proportionnelle à la vitesse du fluide V)

Figure 46 : Principe du débitmètre à effet Vortex

4.6.3. 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.

4.6.4. Matériels Les technologies diffèrent par la nature de l'obstacle et les techniques de mesure de la fréquence de détachement des tourbillons.

Figure 47 : Composants principaux d’un débitmètre à effet Vortex

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4.6.5. 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 : 20D à 30D de longueurs droites en aval, 10D en amont, 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 tranquiliseur 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 48 : Débitmètre à effet Vortex

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4.6.6. Applications types 4.6.6.1. 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. 4.6.6.2. Pour les gaz Comptage de gaz sorti séparateurs de tests et de production. Comptage injection de gaz. !!! Attention : Ne fonctionne que pour nombre de Reynolds > 10000

4.6.7. Caractéristiques Fluides

Liquides, Gaz, Vapeurs

Pression

jusqu’à 250 bar

Température

jusqu’à 400 °C

Dynamique de mesure

10 à 20

Réponse

linéaire pour nb Reynolds > 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 49 : Exemples de débitmètres à effet Vortex

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4.7. DÉBITMÈTRE À ULTRASONS – TEMPS DE « TRANSIT » 4.7.1. Fonctionnement Débitmètres Ultrasonique Nager à contre courant nécessite plus d'énergie et plus de temps que de nager dans le sens du courant. La mesure de débit ultrasonique est basée sur ce principe élémentaire de différence de temps de transit.

Figure 50 : Principe du débitmètre ultrasonique 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. 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 51 : Principe de fonctionnement des débitmètres ultrasoniques

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4.7.2. 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 52 : 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 53 : Débitmètre Ultrasonique

4.7.3. 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

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Avantages

Pas de pièces en mouvement – Bidirectionnel

Inconvénients

Longueurs droites – Fluides propres

Figure 54 : Exemples de débitmètres à ultrason

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4.8. DÉBITMÈTRE À ULTRASONS – DOPPLER

4.8.1. 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 oeuvre de ce principe pour la mesure de vitesses

4.8.2. Caractéristiques Fluides

Liquides ou Gaz avec traceurs

Pression

jusqu’à 70 bar (transducteurs)

Température

-180 / +260 °C

Dynamique de mesure

10 à 20

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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Figure 55 : Exemples de débitmètres à Ultrasons – Doppler

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4.9. DÉBITMÈTRE À EFFET CORIOLIS 4.9.1. Forces de Coriolis Les forces de Coriolis apparaissent dans des systèmes en rotation si l’on fait subir à une masse de fluide une translation vers l’axe de rotation ou vers sa périphérie. Une bobine excitatrice soumet le tube de mesure à un mouvement oscillant droit autour de l’axe de repos. Lorsque les particules du fluide se déplacent dans le tube à la vitesse V, elles provoquent des forces de Coriolis qui agissent sur les deux moitiés du tube dans des sens opposés. Ces forces sont directement proportionnelles au débit-masse et engendrent une distorsion du tube de mesure. En amont du système d’excitation, les particules de fluide sont accélérées par la rotation du tube. En aval du système d’excitation, elles sont décélérées.

Figure 56 : Principe du débitmètre à effet Coriolis

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4.9.2. Fonctionnement Débitmètre Massique Coriolis Si une masse en mouvement est soumise à une oscillation perpendiculaire à sa direction de déplacement, il y a formation de la force de Coriolis proportionnelle au débit massique. Figure 57 : Débitmètres massique Coriolis Le débitmètre massique Coriolis a des tubes de mesure qui oscillent pour précisément générer cet effet. Le force de Coriolis est générée quand un fluide (=masse) circule au travers de ces tubes en oscillation. Les capteurs en entrée et en sortie enregistrent le déphasage résultant du changement de géométrie des tubes en oscillation. Le processeur analyse cette information et l'utilise pour calculer le débit massique. La fréquence d'oscillation des tubes de mesure est directement représentative de la masse volumique du fluide mesuré. La température des tubes de mesure est également enregistrée pour compenser les influences thermiques. Ce signal correspond à la température du process et peut également être disponible comme signal de sortie. Figure 58 : Principe de fonctionnement des débitmètres massiques Coriolis

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4.9.3. Le principe de la mesure

Figure 59 : débitmètres massique Coriolis 4.9.3.1. Mesure du débit La circulation d'un fluide dans un tube mis en vibration génère par effet Coriolis des forces réactives qui engendrent une torsion du tube. Ces forces sont directement proportionnelles au débit masse (Fig. suivante).

Figure 60 : Principe de fonctionnement du débitmètre à effet Coriolis

4.9.3.2. 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. Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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4.9.4. Les informations primaires Débit massique en kg/g ou tonne/heure. Masse volumique en kg/m3.

4.9.5. Utilisation des débitmètres massiques Coriolis 4.9.5.1. Fluide Comptage massique des fluides hydrocarbures et hydrocarbures + eau. Stabilisés ou non stabilisés. Utilisation possible avec gaz naissant. 4.9.5.2. Localisation Sorties séparateur de test. Expédition. Comptages champ.

4.9.6. Les matériels A ce jour, les systèmes rencontrés et utilisés sur les installations utilisent plutôt des tubes en épingles. Figure 61 : Débitmètre massique Coriolis avec tubes en épingle

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Figure 62 : Exemples de débitmètres Coriolis

4.9.7. Installation 4.9.7.1. 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 suivre ces recommandations. 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 (voir recommandations constructeur en annexe). Si le système introduit une perte de charge préjudiciable au fonctionnement du séparateur de test, l'utilisation d'une pompe peut s'avérer nécessaire. Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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4.9.7.2. 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 (voir schéma)), les raccordements aux process.

Figure 63 : Montage des débimètres 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. 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 bipasse.

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4.9.8. Caractéristiques des débitmètres à effet Coriolis Fluides

Liquides et Gaz

Pression

jusqu’à 200 bar

Température

jusqu’à 200 °C

Dynamique de mesure

10 à 20

Réponse

linéaire

Précision

± 0.25 % (10:1)

Raccordements

Filetage / Brides

Tailles

1.5 – 150 mm

Avantages

Masse directe – Applications difficiles

Inconvénients-

Perte de charge – Etalonnage

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4.10. DÉBITMÈTRE THERMIQUE – FIL CHAUD 4.10.1. Principe Ce type d’équipement mesure la perte de quantité de chaleur due à l’écoulement du fluide. La sonde (résistance, thermistance, thermocouple ou film) est alimentée par une puissance électrique constante et la vitesse de l’écoulement est mesurée comme une fonction du refroidissement de la sonde (pont de Wheaston, …) Ce type d’équipement mesure l’effet résultant du réchauffement contrôlé de l’écoulement entre deux points de mesure de température. +

T1

-

T2

Figure 64 : Principe du débitmètre thermique (1)

Figure 65: Principe du débitmètre thermique (2) Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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4.10.2. Caractéristiques Fluides

Gaz (Liquides)

Pression

supérieure à 35 bar

Température

jusqu’à 100 °C

Dynamique de mesure

20

Réponse

exponentielle

Précision

± 1.0 % FS à ± 2.0 %

Raccordements

Filetage / Brides / Insertion

Tailles

3 – 250 mm

Avantages

Perte de charge – Faibles vitesses (gaz)

Inconvénients

Fragile – Sensible aux dépôts

Figure 66 : Exemples de débitmètres thermiques

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4.11. COMPTAGE MULTIPHASIQUE 4.11.1. Introduction Le comptage polyphasique a été développé pour mesurer en ligne sans séparation préalable les débits de chaque phase des effluents pétroliers.

De grandes électrodes pour mesurer de grandes vitesses de bulle de gaz

Ce type de comptage peut être utilisé pour la mesure en ligne des productions puits, le test des puits, le comptage en polyphasique des productions champs, l’allocation.

Figure 67 : Exemple de compteur multiphasique de chez ROXAR (MPFM 1900 VI)

De petites électrodes pour mesurer de petite vitesse de bulle liquide dans le gaz

L’industrie fait une distinction un peu arbitraire entre les compteurs polyphasiques et les compteurs « wet gas ». Ces derniers correspondent aux applications pour lesquelles la phase prédominante est le gaz ; ils donnent le débit de la phase gaz ( gaz corrigé de l’effet liquide ) ou plus généralement les débits de deux phases ( gaz + liquide ou gaz + eau ) ou trois phases. Le comptage wet gas s’applique aux champs de gaz et de gaz à condensats.

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4.11.2. Ecoulements polyphasiques Selon les vitesses superficielles du fluide en mouvement, il existe différents types d’écoulement. Ils sont présentés dans le schéma.

Figure 68 : Type d’écoulement selon les vitesses superficielles (Liquide / Gaz)

4.11.3. Champ d’application des compteurs multiphasiques Well testing : Alternative to test separator Multiphase exports measurements Allocation - marginal fields Subsea well metering Difficult cases : high viscosity , HP , HT Mobile well testing Diagnostic for Well production optimisation Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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4.11.4. Données associées à la caractérisation des fluides Il est important de communiquer au fabricant le maximum de renseignements concernant les autres caractéristiques des fluides en contact avec les internes du MPFM (Multi Phase Flow Meter) de façon à connaître les risques éventuellement encourus par les MPFM en opération, à savoir : Hydrates : communiquer la courbe de formation d’hydrates. Emulsion : risque de formation d’une émulsion stable aux conditions de mesure (y a t’il eu des bottle tests ?) Paraffines : connaît-on les risques de dépôts aux conditions de comptage ? Carbonates de calcium : quels sont les risques associés à l’eau produite ? Sulfate de Baryum : concentration dans l’eau de formation et risques d’entartrage associé ? Asphaltènes : probabilité de dépôts. Sels : probabilité de formation. Sables : risques associés d’érosion du Venturi ?. Produits chimiques : liste des produits devant se trouver en contact avec les internes du MPFM => acides lors du dégorgement du puits, boues, méthanol, inhibiteurs divers, bactéricides …

4.11.5. Exemples de comptages multiphasiques 4.11.5.1. Dual gamma (Ofon) La technologie Schlumberger / Framo regroupe les fonctions “mesure du débit et des fractions” dans un simple venturi (ici sur Ofon) Figure 69 : Compteur multiphasique SCHLUMBERGER – FRAMO Vx TECHNOLOGY

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Venturi

Detector Source

P

∆P

T

Composition Meter Flow

Figure 70 : Vue éclatée d’un compteur multiphasique SCHLUMBERGER – FRAMO Vx TECHNOLOGY 4.11.5.2. 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 71 : Compteur polyphasique très compact sur plate-forme satellite au Congo

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4.11.5.3. 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 oeuvre du fait de la rhéologie des effluents. 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 (fig. 67). Figure 72 : Montage d’un compteur en skid sur Sincor

4.11.6. Mise en oeuvre La technologie comptage polyphasique est “field proven” ; elle est utilisable en milieu inhabité et en sous-marin. Figure 73 : Compteur polyphasique pour intégration sur tête de puits sous-marine (projet Dalia) 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). 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.

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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. 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...).

4.12. AVANTAGES ET INCONVENIENTS

4.12.1. Orifices déprimogènes Avantages Simplicité et robustesse. Facilités de calibrage sur site. Si utilisation d'une porte orifice à sas, ce principe ne nécessite pas de bipasse. Très bon comportement en présence de gaz. Peu sensibles aux variations de viscosité. La P à l'organe déprimogène peut se contrôler. La plaque peut se vérifier et se remplacer (s'il n'y a pas de sas, arrêt de l'installation). Inconvénients Dynamique d'échelle faible (de l'ordre de 3), due à l'échelle quadratique (mais extensible à 10 avec transmetteurs électroniques). Sensibles aux débits pulsés.. Remarque: Delta P résiduelle 30 % de la delta P à l'organe déprimogène.

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4.12.2. Tubes de Pitot et Annubar Avantages Faible perte de charge. Facilement installable. Grande dynamique. Faible coût. Pas de pièces mobiles. Inconvénients Mesure de vitesse ponctuelle (sauf pour Annubar). Limité aux vitesses > 3 m/s.

4.12.3. Compteurs turbine Avantages Faible perte de charge. Inconvénients Surestimation du débit en présence de gaz. Sensibles à l'érosion et à l'abrasion ; pour les fluides chargés, une attention particulière doit être apportée sur le choix des internes ; un système de filtration est obligatoire. Sensibles aux variations de caractéristiques du fluide (viscosité principalement). Pour pallier en partie ce problème, on peut, lors de l'étalonnage initial, obtenir une courbe de débit prenant en compte différentes viscosités dans une limite de 80 cSt. Vannes d'isolement et bipasse obligatoires (phases de démarrage). Usure des pièces internes en mouvement. Sensibles au profil d'écoulement.

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4.12.4. Compteurs volumétriques Avantages Dynamique importante de l'ordre de 20. Adaptés à la mesure de fluides visqueux (> 1000 cSt). Inconvénients Sensibles à l'érosion et à l'abrasion (nécessitent un système de filtration). Surestimation du débit en présence de gaz. Pertes de charge non négligeables. Lourds et encombrants. Usure des pièces internes en mouvement.

4.12.5. Débitmètres électromagnétiques Avantages Non intrusifs, pas de perte de charge. Dynamique importante (> 10). Inconvénients Qualité du revêtement interne choisie en fonction de l'agressivité chimique et mécanique du fluide. Ne peuvent s'utiliser qu'avec des fluides conducteurs (inadaptés pour le comptage huile). Revêtements fragiles. Précautions d'installation à prendre / Présence instrumentiste obligatoire.

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4.12.6. Débitmètres à effet vortex ("vortex shedding") Avantages Dynamique importante (10 à 20). Pas de pièces mobiles. Peu intrusifs. Faible perte de charge. Inconvénients Sensibles au profil d'écoulement. Limités aux fluides peu visqueux, ne pas les utiliser pour un comptage de brut. Sensibles à l'érosion et à l'abrasion. Limités aux condensats et à l'eau.

4.12.7. Débitmètres à effet Coriolis Avantages Insensibles aux caractéristiques du fluide et aux conditions d'écoulement. Bonne fiabilité. Acceptent une présence de gaz dans la partie haute de l'étendue de l'échelle. Peuvent donner une mesure de masse volumique indépendante de la mesure de débit (dans ce cas, le gaz n'est pas accepté). Possibilité d'inhiber la mesure lors de passage de bouchons de gaz. Pas de longueur droite nécessaire. Inconvénients Encombrement et poids importants. Peuvent être sensibles à certaines plages de vibration. Pertes de charges importantes. Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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Sensibles à la présence de gaz dans la partie basse de l'échelle. Problème de corrosion sous contrainte à prendre en compte lors du choix du matériau. Dépôts dans les tubes de mesure (hydrocarbures ou minéraux). Etalonnage de la partie débitmètrie non standard. Coût élevé.

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4.12.8. 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

Volumétr.

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’étallonage

**

*

*

*

*

Adaptation au fluide

**

*

*

**

Condensats légers

Coût

**

*

*

*

**

0 : Choix incompatible ou déconseillé

* : Utilisable avec des réserves

** : Bien adapté

Table 2 : Récapitulatif des débitmètres pour les hydrocarbures liquides

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4.13. EXERCICES 14. Quelle a été la première méthode de comptage ?

15. Les compteurs turbines ou les compteurs volumétriques sont les plus utilisés pour le comptage commercial des liquides. ‰ Vrai ‰ Faux 16. Le principe le plus couramment utilisé pour le comptage transactionnel de gaz est le diaphragme. ‰ Vrai ‰ Faux 17. Citer 3 différents types de compteur que l’on a l’habitude de rencontrer dans le comptage technique des liquides :

18. Citer 3 différents types de compteur que l’on a l’habitude de rencontrer dans le comptage technique des gaz :

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19. Quels principes de fonctionnement représentent ces schémas ?

1= 2= 3= 4= 20. Le principe de cet équipement consiste à mesurer la pression différentielle ∆P générée par un élément primaire (diaphragme, tuyère, venturi) positionné au sein de la canalisation dans laquelle s’écoule le fluide. ‰ Turbine ‰ Organe déprimogène

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21. Retrouvez les éléments essentiels qui constituent cet équipement : …… : Plaque à orifice …... : Piquage pour la différence de pression …… : Plaque de blocage

22. Le comptage par turbine n’est utilisé que pour le comptage technique. ‰ Vrai ‰ Faux 23. Les turbines permettent d'atteindre des précisions supérieures aux orifices. ‰ Vrai ‰ Faux 24. La mesure de débit de fluides par turbine consiste à mesurer la vitesse de rotation d’une hélice tournant librement au sein de la veine fluide. ‰ Vrai ‰ Faux 25. Contrairement à tous les autres systèmes de mesure de débit, de masse ou de volume, les compteurs volumétriques réalisent des mesures directes. ‰ Vrai ‰ Faux

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26. Retrouvez les différents types de compteurs volumétriques : …… : Compteur à vis …… : Compteur à palettes …… : Compteur à piston oscillant …… : Compteur à pistons alternatifs …… : Compteur à pistons rotatifs

27. On utilise les débitmètres électromagnétiques pour compter : ‰ L’huile ‰ L’eau ‰ Le gaz 28. Ce schéma représente quel type de débitmètre : ‰ Electromagnétique ‰ Vortex ‰ Turbine 29. Citer les deux types de débitmètre à ultrasons.

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30. Quel type de débitmètre représente l’image ci-dessous ?

31. Ce type d’équipement mesure la perte de quantité de chaleur due à l’écoulement du fluide. ‰ Electromagnétique ‰ Vortex ‰ Turbine 32. Le comptage polyphasique permet de mesurer en ligne sans séparation préalable les débits de chaque phase des effluents pétroliers. ‰ Vrai ‰ Faux 33. Les perspectives d’application de la technologie polyphasique sont : ‰ Les grands fonds ‰ Les huiles lourdes ‰ L’injection d’eau

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34. Parmi cette liste, trouvez les avantages des organes déprimogènes : ‰ Simplicité et robustesse ‰ Peu sensibles aux débits pulsés ‰ Facilités de calibrage sur site ‰ Sensibles aux variations de viscosité ‰ Très bon comportement en présence de gaz

35. Parmi cette liste, trouvez les avantages des tubes Pitot : ‰ Faible perte de charge ‰ Faible coût ‰ Précision élevée

36. Parmi cette liste, trouvez les avantages des turbines : ‰ Exactitude de bonne à moyenne ‰ Peu sensibles aux variations de caractéristiques du fluide ‰ Peu d’usure des pièces internes en mouvement

37. Parmi cette liste, trouvez les avantages des compteurs volumétriques : ‰ Adaptés à la mesure de fluides visqueux ‰ Ne nécessite pas de système de filtration ‰ Peu de pertes de charge 38. Parmi cette liste, trouvez les avantages des débitmètres électromagnétiques : ‰ Bonne exactitude ‰ Acceptent du gaz ‰ Adaptés pour le comptage huile Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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39. Parmi cette liste, trouvez les avantages des débitmètres à effet vortex : ‰ Bonne exactitude ‰ Faible perte de charge ‰ Pas de pièces mobiles

40. Parmi cette liste, trouvez les avantages des débitmètres à effet Coriolis: ‰ Bonne exactitude ‰ Peu de perte de charge ‰ Bonne fiabilité ‰ Peu d’encombrement

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5. REPRESENTATION ET DONNEES DU COMPTAGE Nous décrirons dans ce chapitre comment est représenté un BANC DE COMPTAGE sur les principaux documents mis à la disposition de l’exploitant : Process Fluid Diagram (PFD) Piping and Instrumentation Diagram (P&ID)

5.1. PLAN DE CIRCULATION DES FLUIDES (PFD) Ce document édité lors de la phase projet, présente sous format simplifié, les principales lignes et capacités process ainsi que leurs paramètres de fonctionnement principaux. L’exemple de PFD (Process Flow Diagram) montre le banc de comptage UA312 de Girassol dans son environnement.

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Figure 74: PFD du banc de comptage UA312 de Girassol Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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5.2. PIPING & INSTRUMENTATION DIAGRAM (PID) Ce document édité lors de la phase projet, présente sous format beaucoup plus complète que le PFD, toutes les lignes et capacités process ainsi que tous leurs paramètres de fonctionnement. Il intègre aussi l’instrumentation, les sécurités et les lignes de démarrage. C’est un document complet. L’exemple ci-dessous reprend l’exemple précédent, mais sous un format beaucoup plus détaillé : Le PID. Ce banc de comptage est constitué de trois lignes de comptage et d’une boucle d’étalonnage. Nous décrirons, notamment, cette boucle de comptage dans le chapitre qui suit « Exemple Typique ».

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Figure 75: PID du banc de comptage UA312 de Girassol Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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5.3. EXEMPLE TYPIQUE L’exemple typique dont nous allons parler est le banc avec la boucle d’étalonnage. Elle est utilisée pour le comptage commercial. Ce dernier nécessite un contrôle qualité optimal compte tenu de l’importance des enjeux contractuels et financiers.

5.3.1. Description d’un banc de comptage type 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 bi-directionnelle), un ou plusieurs calculateurs de comptage.

Figure 76: Boucle d'étalonnage Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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5.3.2. Description du banc de comptage UA 312 de Girassol Le banc de comptage UA 312, représenté par les PFD et PID précédent, 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 77: 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. Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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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 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 @ 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).

Figure 78 : Banc de comptage Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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5.3.3. Description d’une boucle d’étalonnage 5.3.3.1. Tubes étalons Principes Il existe deux types de tubes étalons : tube unidirectionnel Il existe des tubes unidirectionnels à retour manuel (forme élémentaire) ou à retour automatique (boucle sans fin). tube bidirectionnel (schéma en annexe) 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 tube, chaque étalonnage de compteur consiste en un aller retour de la sphère. Les deux types de tube étalon sont conçus de manière à ce que la totalité du liquide qui traverse le compteur à étalonner, traverse également le tube étalon.

Figure 79 : Différents tubes étalons sur des bancs de comptage Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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Fonction et exigences 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.

Figure 80 : Exemple de schéma d'une boucle d'étalonnage Description du schéma précédent : La méthode utilisée est celle de la comparaison directe des volumes au moyen de tubes étalons, méthode normalisée internationalement par l'International Standard Organisation (ISO) sous la référence 7278. Sur un circuit fermé, les conditions d'utilisation (montage, débit, viscosité) sont reproduites et le volume indiqué par le compteur est comparé à celui connu du tube étalon. Ce dernier est matérialisé par le parcours (en bleu fonçé) d'une sphère entre 2 détecteurs de passage, dans une section de tube calibrée dont le volume est raccordé à la chaîne nationale des étalons.

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5.3.3.2. Principe de l’étalonnage d’une boucle Objectif L’objectif de l’étalonnage est la détermination du (des) volume(s) situé(s) entre les détecteurs de passage de la sphère. L’étalonnage est assuré par la mesure précise du déplacement d’un volume de liquide dans un tronçon étalonné de tuyauterie au moyen d’une sphère légèrement surgonflée (diamètre augmenté de 2 à 4 %).

Figure 81 : Déplacement de la sphère Etalonnage initial Le volume étalon est déterminé à l’origine aux conditions de pression et de température de référence. Celui-ci fait l’objet d’un certificat qui doit être accompagné des caractéristiques métrologiques des éléments de référence (jauges…). Etalonnage sur site Il a pour objectif de mesurer sur site le volume de référence afin de s'assurer de la constance du volume, de compenser les dérives éventuelles et de détecter les causes de variation. Cette opération doit permettre également de changer les éléments défaillants (détecteurs de passage par exemple). La valeur du volume mesuré doit être associée à une incertitude Il est essentiel que les procès verbaux d’étalonnage des compteurs soient établis afin de conserver un historique de leur fiabilité.

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5.3.3.3. Répétabilité versus justesse Les différentes normes donnent la répétabilité comme critère d’acceptation de l’étalonnage. On notera qu’une bonne répétabilité n’est pas suffisante pour garantir la « justesse " de l’étalonnage ; il convient d’éliminer les erreurs systématiques (bias errors) (erreur de volume des jauges de référence par exemple). 5.3.3.4. Les méthodes utilisables Deux méthodes d’étalonnage sont principalement utilisées : Méthode du compteur étalon ou ‘pilote’ (master meter) Lors du déplacement de la sphère, un compteur pilote de haute précision (bonne linéarité et répétabilité démontrée ) sert de transfert intermédiaire entre le tube à étalonner et une jauge de référence. L’utilisation d’un volume étalon calibré par gravimétrie type Compact Prover permet de ne pas recourir à l’utilisation de capacités étalons intermédiaires. L’étalonnage du compact Prover de référence s’effectue en usine avant et après l’opération et non sur site. Méthode du ‘’soutirage d’eau’’ (water draw) Cette méthode consiste à remplir une jauge de référence précise le nombre de fois nécessaire à l’obtention du volume de la boucle à étalonner. Elle est moins utilisée sur site car elle peut demander une manipulation contraignante des jauges (nombre de remplissages) pour des tubes de volumes importants. C'est souvent la méthode utilisée lors des étalonnages initiaux en usine

5.3.3.5. 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. Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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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 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).

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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. 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. Etat 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. Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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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. Etanchéité 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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5.4. DIMENSIONNEMENT

5.4.1. Systèmes à organes déprimogènes Le dimensionnement de ces systèmes se fait en tenant compte : du débit maximum et du débit minimum, de la viscosité du fluide, du diamètre de la canalisation, de la masse volumique, de la ∆p résiduelle maxi, des longueurs droites acceptables. Il consiste à définir l'organe primaire (orifice) et l’instrumentation secondaire (transmetteur ∆p) du fluide.

5.4.2. Turbines Les paramètres à prendre en compte pour leurs dimensionnements sont : les viscosités minimum et maximum, la perte de charge admissible, les diamètres de canalisation aval et amont, la place disponible pour les longueurs droites nécessaires, les gammes de débit à couvrir, le point de bulle du liquide et éventuellement la présence de gaz ou de particules solides, les sur-débits éventuels (qui peuvent dégrader la mécanique de la turbine). L'étape de dimensionnement doit permettre de définir : le type de turbine à utiliser et le nombre de lignes, Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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la nécessité d'installer filtres ou dispositifs de contre-pression, les dispositifs de tranquillisation ou redresseurs d'écoulements, les mesures associées à prévoir (température, pression, viscosité, etc.) et leur fréquence.

5.4.3. Débitmètres électromagnétiques Le diamètre nominal adéquat est déterminé en choisissant une vitesse de circulation comprise entre 0,3-0,5 m/s et 10 m/s. Pour des fluides ayant tendance à former des dépôts, ou choisira une vitesse élevée (> 2 m/s). On vérifiera que les matériaux sont bien choisis en fonction des conditions de pression et de température et que la conductivité soit supérieure à 5 µs/cm.

5.4.4. Débitmètres à effet vortex On fournira pour le comptage des liquides: les débits maximum et minimum, la pression et la température de ligne, la masse volumique et la viscosité pour l'application. Les données précédentes doivent permettre de choisir le calibre du débitmètre à utiliser. Celui-ci sera choisi de manière à avoir des valeurs élevées en étendue de débit et de vitesse. On aura les données qui suivent : la dynamique d'utilisation aux conditions de design (débit mini et maxi), le domaine d'utilisation en fonction de la viscosité, le K-factor (nombre de pulses par unité de débit), les vitesses minimum et maximum, la perte de charge. Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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Il faut fournir pour le comptage des gaz : débit maximum, pression et température de ligne (mini, normal, maxi), masse volumique dans les conditions de référence, facteur de compressibilité, viscosité (cas des liquides). Les données précédentes permettent de choisir : le diamètre du compteur, et de calculer : les débits minimums mesurables, la dynamique aux conditions de design, la perte de charge, le K facteur (nombre de pulses par unité de débit), les vitesses mini et maximum.

Débitmètres à effet Coriolis Au niveau du comptage technique, le dimensionnement des débitmètres à effet Coriolis se fera en fonction : de la gamme de débit à mesurer, de la perte de charge admissible, des diamètres de canalisations aval et amont, de la précision souhaitée, du point de bulle du fluide compté.

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5.5. EXERCICES 41. La figure représente : ‰ Un tube étalon unidirectionnel ‰ Un tube étalon bidirectionnel

42. L’objectif de l’étalonnage est la détermination du (des) volume(s) situé(s) entre les détecteurs de passage de la sphère. ‰ Vrai ‰ Faux 43. Volume = ……………………………………… * Longueur 44. Vitesse = Longueur * ………………………………………. 45. Débit

= Vitesse * ……………………………………………

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6. LOCALISATION ET CRITICITE L’utilisation d’un banc de comptage n’est pas critique à court terme. En effet les bancs de comptage sont souvent constitués de plusieurs lignes de comptage par lesquelles se répartit le fluide expédié. Donc, si une ligne du banc de comptage se met hors service, le temps pour l’expédition sera augmenté mais ne sera pas suspendu pour autant. En ce qui concerne le comptage technique, la mise hors service de système de comptage n’arrêtera pas forcément l’installation mais nuira cependant grandement à l’efficacité de récupération du fluide.

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7. LES AUXILLIAIRES 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: Equipements de protection Equipements de conditionnement Equipements de mesure primaire Equipements de mesures associées et qualité produit Equipements d’acquisitions et de calculs Equipements de surveillance et de supervision

Figure 82 : Auxiliaires sur un banc de comptage

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7.1. EQUIPEMENTS DE PROTECTION 7.1.1. 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 …) …

Figure 83 : Filtres : Équipements de protection

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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 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.

7.1.2. Dégazeur / 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 Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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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.

7.1.3. 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.

7.1.4. 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.

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7.2. EQUIPEMENTS DE CONDITIONNEMENT 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.

7.2.1. 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 puit, 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.

Figure 84 : Mixeur statique - Equipement de conditionnement

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7.2.2. 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 85 : Première perturbation de l’écoulement (symétrie axiale) 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 86 : Deuxième perturbation de l’écoulement (rotation) Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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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. 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.

Figure 87 : Différents types de tranquilliseurs 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.

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Figure 88 : Tranquilliseurs GFC 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 Echangeurs thermiques …

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7.3. ÉQUIPEMENTS DE MESURES ASSOCIÉES Pression Température Masse Volumique / Densité Viscosité Composition (Chromatographie) Teneur en Eau et Sédiment (BSW) Systèmes d’échantillonnage Transmetteurs / indicateurs

Figure 89 : Transmetteur de pressions différentielles Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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Il s'agit de transmetteurs de pression différentielle à éléments de mesure de type jauges de contraintes, jauges capacitives, etc. Les échelles utilisées en standard pour les liquides sont 250 mbar. Les modèles les plus récents dits "capteurs intelligents" (Smart Transducers) ont les fonctions suivantes : correction de la mesure en pression et en température, changement automatique d'échelle (par exemple de 0-25 mbar à 0-250 mbar) pour couvrir une plage de débit plus étendue 1 à 10 au lieu de 1 à 3, ils sont par ailleurs plus stables (voir fiche de spécification type). L'information donnée est une différence de pression en mbar, Pa ou mm H2O.

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7.4. ÉQUIPEMENTS D’ACQUISITION ET DE CALCULS Fonctions principales : MESURER/CORRIGER : Acquisition et traitement des signaux générés par les systèmes de mesure (impulsions, périodes, 4-20 mA …) CONTROLER : Contrôle des boucles PID pour la régulation des paramètres de fonctionnement (débit, pression …), régulation des fonctions « rampe » de démarrage et de fin de cargaison (batch), gestion du système d’étalonnage quelle que soit la technologie utilisée, gestion de systèmes d’échantillonnage … COMMUNIQUER : Quel que soir le degré d’intégration, il demeure essentiel de communiquer avec l’environnement de fonctionnement de l’ensemble, SCADA, DCS, Superviseur Haut Niveau ou encore avec l’ordinateur portable du technicien de maintenance … Quel que soit le niveau d’intégration envisagé, la fonction principale du calculateur doit demeurer la génération FIABLE d’informations PRECISES, CONFORMES aux Normes, Règlements ou Standards applicables, et SECURISEES. Cette fonction essentielle fait du calculateur de débit la « Caisse enregistreuse» du point de comptage et il doit être possible de démontrer chaque fois que nécessaire la pertinence des résultats affichés, imprimés ou transmis à distance. D’autre part, l’intégrité du calculateur doit être protégée afin d’interdire toute intervention risquant de perturber momentanément ou définitivement un élément quelconque de la chaîne de mesure (raccordement des instruments de mesure associés, variables et paramètres internes, algorithmes de calcul …)

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7.5. EXERCICES

46. Quel est le nom de cet équipement ?

47. Quel est le nom de cet équipement ?

48. Quel est le nom de ces équipements ?

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49. Quel est le nom de cet équipement ?

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8. PARAMETRES DE FONCTIONNEMENT 8.1. NORMAL OPERATING 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.

8.1.1. 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).

8.1.2. Validation par suivi des écarts bacs/banc/bord (comptage chargement tanker) 8.1.2.1. 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). Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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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 barémage de ces réservoirs. 8.1.2.2. 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 barémage 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.

8.1.3. 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.

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CAPACITES MAXI / MINI Dans ce chapitre nous parlerons plus des recommandations du type de comptage selon le fluide à mesurer que des capacités maxi / mini de chaque type de comptage. Type de débitmètre

Propre

Chargé

Liquide Très Vis chargé queux

Gaz

Vapeur

Corrosif

Polypha sique

Propre

Chargé

Saturée

Sèche

Déprimogène (*) - cible, coude, V - diaphragme

Oui

Oui

±

Oui

Oui

±

Oui

Oui

Oui

Oui

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

Section variable

Oui

Non

Non

±

Oui

Non

Oui

Non

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

Ultrasons (transit)

Oui

±

Non

Oui

Oui

±

Oui

Oui

±

±

Utrasons (Doppler)

Non

Oui

±

±

Oui

±

Non

Non

Non

Non

Coriolis

Oui

Oui

Oui

Oui

Oui

±

Oui

Oui

±

±

Thermique

Oui

Non

Non

Oui

Oui

Non

Oui

±

Non

Non

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 3 : Recommandation sur les types de compteurs selon la nature du fluide Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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9. CONDUITE DU COMPTAGE 9.1. MARCHE/ARRET Il faudra respecter scrupuleusement les consignes opératoires du site.

9.2. MISE A DISPOSITION Il faudra respecter scrupuleusement les consignes opératoires du site ainsi que le permis de travail. MAINTENANCE 1er DEGRE Le premier niveau de contrôle et de suivi de la qualité du comptage s’effectue au travers de l’entretien et de la conduite des équipements : maintenance, étalonnage, respect des procédures d’exploitation, vérifications ponctuelles. Les vérifications de routine ou à la demande ne sont pas à négliger comme par exemple : tests d’étanchéité des vannes entrée et sortie de lignes, nettoyage des filtres, vérification des correspondances des valeurs de capteurs et indicateurs locaux, contrôle du diamètre et de l’état de surface de la sphère. Cela impose : la rédaction de procédures précises et complètes, un suivi métrologique des instruments, la vérification des moyens d’étalonnage, la tenue d’un cahier de métrologie et d’historiques, la tenue de fiches de vie par équipement. Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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10. TROUBLE SHOOTING 10.1. SI ? POURQUOI ? ALORS ? Récapitulatif des principaux dysfonctionnements sur le comptage par type de débitmètre

10.1.1. Débitmètre à effet Coriolis 10.1.1.1. 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). 10.1.1.2. 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.

10.1.2. 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).

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10.1.3. Turbines Erreurs de comptages dues à des pulsations ou perturbations giratoires. Surcomptage dû à des survitesses. Utilisation pour des débits trop faibles (exemple : pour débits < 10 % Qmaxi). Problèmes électriques (préamplificateur, câblage). Problèmes mécaniques : déséquilibrage des rotors, usure des pivots. Erreurs dues à des changements de viscosité (changement de qualité ou de température).

10.1.4. 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. Surcomptage s'il y a du gaz entraîné.

10.1.5. Débimètre 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, Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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de mauvaises conditions de débit ou de Reynolds, des longueurs droites insuffisantes.

10.1.6. Débimètres électromagnétiques Défaillance due à des dépôts sur les électrodes (adhésion de corps étrangers provoquant une résistance finie). 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. GLOSSAIRE

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12. SOMMAIRE DES FIGURES Figure 1 : Débits mesurés et calculés ..................................................................................8 Figure 2 : Comptage commercial de LNG avant le départ des méthaniers........................10 Figure 3 : Cheminement de l'huile stockée sur le FPSO Girassol vers sa bouée d'enlèvement ..............................................................................................................11 Figure 4 : Schéma de principe du banc de comptage sur Girassol....................................12 Figure 5 : Banc de comptage Gaz .....................................................................................22 Figure 6 : Arborescence des différents types de mesure...................................................29 Figure 7 : Débitmètre à turbine pour le comptage du gaz ..................................................31 Figure 8 : Compteur ultrasonique sur conduite de gaz ......................................................31 Figure 9 : Représentation de la perte de pression à travers un appareil déprimogène......33 Figure 10: Principe de fonctionnement débitmètre à diaphragme......................................34 Figure 11 : Diaphragme en place.......................................................................................35 Figure 12 : Plaque à orifice quart de cercle .......................................................................36 Figure 13 : Plaque à orifice à entrée conique ....................................................................36 Figure 14: Plaque à orifice segmentaire ............................................................................36 Figure 15: Plaque à orifice excentré ..................................................................................36 Figure 16 : Porte plaque à orifice.......................................................................................37 Figure 17 : Éléments d'un compteur à plaque à orifice ......................................................37 Figure 18 : Compteur à plaque à orifice.............................................................................38 Figure 19 : Plaques à orifice et compteur à plaque............................................................39 Figure 20 : Organe déprimogène – V cône........................................................................40 Figure 21 : Principe du Venturi ..........................................................................................41 Figure 22 : Exemples de Venturi........................................................................................42 Figure 23 : Tube de Pitot ...................................................................................................42 Figure 24 : Exemples de Tube de Pitot..............................................................................44 Figure 25: Débitmètre à turbine en vue éclatée .................................................................45 Figure 26 : Exemple d'un compteur turbine à pales planes en vue éclatée .......................46 Figure 27 : Turbine à pales hélicoïdale à haute performance ............................................46 Figure 28 : Montage d’une turbine sans tranquilliseur .......................................................48 Figure 29 : Montage d'une turbine avec un tranquilliseur ..................................................48 Figure 30 : Exemple de positionnement d'une turbine .......................................................49 Figure 31 : Exemples de turbines .....................................................................................53 Figure 32 : Compteur à pistons rotatifs..............................................................................55 Figure 33 : Compteur à pistons alternatifs .........................................................................56 Figure 34 : Compteur à piston oscillant .............................................................................57 Figure 35 : Compteur à palette ..........................................................................................58 Figure 36 : compteurs à vis................................................................................................58 Figure 37 : Exemples de compteurs volumétriques ...........................................................61 Figure 38: Principe de fonctionnement des débitmètres électromagnétiques....................62 Figure 39 : Principe d'un débitmètre électromagnétique....................................................63 Figure 40 : Principe des débitmètres électromagnétiques .................................................63 Figure 41 : Débitmètre électromagnétique.........................................................................64 Figure 42: Montage sur conduite verticale .........................................................................64 Figure 43 : Montage sur conduite horizontale....................................................................65 Figure 44 : Exemple de débitmètre électromagnétique .....................................................66 Figure 45 : Principe de fonctionnement des débitmètres Vortex........................................67 Support de Formation: EXP-PR-PR090-FR Dernière Révision: 04/06/2007

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Figure 46 : Principe du débitmètre à effet Vortex...............................................................68 Figure 47 : Composants principaux d’un débitmètre à effet Vortex ...................................68 Figure 48 : Débitmètre à effet Vortex.................................................................................69 Figure 49 : Exemples de débitmètres à effet Vortex ..........................................................71 Figure 50 : Principe du débitmètre ultrasonique ................................................................72 Figure 51 : Principe de fonctionnement des débitmètres ultrasoniques.............................72 Figure 52 : Compteur ultrasonique pour les liquides..........................................................73 Figure 53 : Débitmètre Ultrasonique ..................................................................................73 Figure 54 : Exemples de débitmètres à ultrason................................................................74 Figure 55 : Exemples de débitmètres à Ultrasons – Doppler.............................................76 Figure 56 : Principe du débitmètre à effet Coriolis .............................................................77 Figure 57 : Débitmètres massique Coriolis ........................................................................78 Figure 58 : Principe de fonctionnement des débitmètres massiques Coriolis ....................78 Figure 59 : débitmètres massique Coriolis.........................................................................79 Figure 60 : Principe de fonctionnement du débitmètre à effet Coriolis...............................79 Figure 61 : Débitmètre massique Coriolis avec tubes en épingle ......................................80 Figure 62 : Exemples de débitmètres Coriolis ...................................................................81 Figure 63 : Montage des débimètres à effet coriolis ..........................................................82 Figure 64 : Principe du débitmètre thermique (1)...............................................................84 Figure 65: Principe du débitmètre thermique (2)................................................................84 Figure 66 : Exemples de débitmètres thermiques..............................................................85 Figure 67 : Exemple de compteur multiphasique de chez ROXAR (MPFM 1900 VI) ........86 Figure 68 : Type d’écoulement selon les vitesses superficielles (Liquide / Gaz) ...............87 Figure 69 : Compteur multiphasique SCHLUMBERGER – FRAMO Vx TECHNOLOGY..88 Figure 70 : Vue éclatée d’un compteur multiphasique SCHLUMBERGER – FRAMO Vx TECHNOLOGY ..........................................................................................................89 Figure 71 : Compteur polyphasique très compact sur plate-forme satellite au Congo.......89 Figure 72 : Montage d’un compteur en skid sur Sincor......................................................90 Figure 73 : Compteur polyphasique pour intégration sur tête de puits sous-marine (projet Dalia) ..........................................................................................................................90 Figure 74: PFD du banc de comptage UA312 de Girassol ..............................................105 Figure 75: PID du banc de comptage UA312 de Girassol ...............................................107 Figure 76: Boucle d'étalonnage .......................................................................................108 Figure 77: Banc de comptage de Girassol.......................................................................109 Figure 78 : Banc de comptage.........................................................................................110 Figure 79 : Différents tubes étalons sur des bancs de comptage ....................................111 Figure 80 : Exemple de schéma d'une boucle d'étalonnage............................................112 Figure 81 : Déplacement de la sphère.............................................................................113 Figure 82 : Auxiliaires sur un banc de comptage .............................................................124 Figure 83 : Filtres : Équipements de protection ...............................................................125 Figure 84 : Mixeur statique - Equipement de conditionnement ........................................128 Figure 85 : Première perturbation de l’écoulement (symétrie axiale)...............................129 Figure 86 : Deuxième perturbation de l’écoulement (rotation) .........................................129 Figure 87 : Différents types de tranquilliseurs..................................................................130 Figure 88 : Tranquilliseurs GFC.......................................................................................131 Figure 89 : Transmetteur de pressions différentielles ......................................................132

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13. SOMMAIRE DES TABLES Table 1: Perturbations engendrées sur le comptage selon le type d'accessoire présent en amont..........................................................................................................................19 Table 2 : Récapitulatif des débitmètres pour les hydrocarbures liquides ...........................96 Table 4 : Recommandation sur les types de compteurs selon la nature du fluide ...........139

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