COMPTAGE ET ALLOCATION - JUILLET 2015 - ORGANISE PAR REPSOL - COURS COMPLET - TOUS DROITS RÉSERVÉS IFP TRAINING
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COMPTAGE ET ALLOCATION Jean-Paul COUPUT Du 26 au 30 Juillet 2015 INTRODUCTION AU COMPTAGE ET À L’ALLOCATION Partie 1 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Sommaire Role du comptage en EP Objectifs du comptage Précision & risques associés Précisions typiques Activité comptage Acteurs du comptage Contraintes liées au comptage © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 2 Rôle du comptage en EP Mesure et détermination des débits et quantités de fluides pétroliers Mesure et détermination de la qualité & de la composition des fluides Détermination des quantité de fluide (production, produits destinés à la vente) attribuées • Aux champs / aux puits © 2010 - IFP Training − allocation de production • Aux propriétaires des hydrocarbures − allocation de vente 3 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Complexe de production type Mesures individuelles puits lignes champs de traitement terminal Puits Puits Plate-forme tête de puits Puits Champ A unités Gaz Huile Plateforme Traitement Puits Puits Eau Plate-forme Well tête de puits Champ B Puits Puits Allocation de l’huile, du gaz et de l’eau produits aux champs et aux puits journalièrement et mensuellement EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training Puits 4 Objectifs du comptage 1/3 Calcul de la propriété des effluents • Allocation • Transfert Calcul des revenus • Ventes • Taxes © 2010 - IFP Training • Redevances 5 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Objectifs du comptage 2/3 Monitoring Potentiel et suivi du réservoir et comptage des puits de production • Test de puits • Comptage / calcul de la production des puits injecteurs d’eau Puits injecteurs de gaz EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training Puits 6 Objectifs du comptage 3/3 Opération & conduite des installations • Quantités produites • Fuel gas • Gaz torché • Bilans installation : huile, gaz & eau • Fluides d’activation : gas-lift, vapeur • Additifs & produits chimiques : glycol, méthanol, … © 2010 - IFP Training • Rejets : eau … 7 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Précision des mesures et des données La précision ou exactitude est un indicateur clé pour décrire la performance & la qualité des mesures La précision définit la proximité entre les valeurs mesurées ou calculées et la réalité 1% de précision sur un volume de 100 000 bbls correspond à un possibilité d’ erreur de 100 000* 1/100 = 1 000 bbls 99 000 bbls < volume réel V < 101 000 bbls EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training UNE PRÉCISION ÉLEVÉE PERMET DE RÉDUIRE LES ERREURS POTENTIELLES Donc LES RISQUES FINANCIERS 8 Risques financiers dus aux erreurs de comptage Risque financier par chargement par an point de transfert bbl $/bbl Erreur par jour transfert transactionnel expédition automatique terminal / pipeline 1000000 60 0,05 30000 2400000 allocation install. prod. / pipeline 50000 60 1,00 30000 10800000 Risque financier par chargement par jour Mm3/d MMcft/d $/Mcft GAZ Gaz pour vente point de transfert 10 283 6 0,50 8490 3056400 Gas alloué install. prod. / pipeline 10 283 6 2,00 33960 12225600 puits HUILE © 2010 - IFP Training 9 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Précisions typiques pour le comptage Comptage technique - Pas d’exigences formelles pour le comptage technique Mesures réservoir & puits : 5 à 10% Production champ : 1 à 5% EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training Comptage fiscal : transactionel , allocation ( vente + fiscalité + transfert + calcul des propriétés ) Allocation fiscale : 0,25 à 1% Comptage transactionnel : 0,15 à 1% Conformité avec − la réglementation & les contrats − La politique de la Compagnie 10 Activité comptage & d’allocation Activité comptage / allocation = activité pluridisciplinaire • Mesurage des débits et quantités • Échantillonnage & analyse des fluides • Calculs des quantités − Y compris détermination de la production des puits • Bilan & allocation − Réconciliation des chiffres comptage − Calculs d’allocation © 2010 - IFP Training • Enlèvements / vente d’hydrocarbures • Dossiers et rapports 11 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Comptage et allocation au sein de l’EP Exploitation / Opération • Responsable des mesures et données de comptage − Site : opération & maintenance − Bureaux : Support technique , comptabilité des hydrocarbures, mouvements d’huile, bilan matière, service comptage , gestion des données Utilisateurs des données comptage EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training • Réservoir • Puits • Association • Ventes & commercialisation • Finance • HSE 12 Acteurs au niveau des Etats hôtes • Organismes de réglementation • Organismes de normalisation nationale • Ministère (ressources minérales, industrie pétrolière et gazière, ...) • Douanes • Compagnie nationale © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 13 Autres acteurs • • • • • • • Associés dans contrats d’ association Autres sociétés internationales Acheteurs & vendeurs Opérateurs de pipelines Transporteurs maritimes Banques Société d’audit internationale −Émissions • Entreprise tierce EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training −Audits de comptage & d’allocation 14 Contraintes spécifiques au comptage Réglementations locales Accords , conventions et contrats Normes locales et internationales & procédures de la société opératrice EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training Politique 15 Réglementations relatives au comptage © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 16 Réglementations en matière de métrologie / comptage Des réglementations sont élaborées dans le domaine du comptage pour décrire les solutions & pratiques comptage utilisables pour les applications fiscales et transactionnelles • • • • • L’application des réglementations est obligatoire EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training Types de systèmes de comptage Technologie approuvée Exigences de précision Principes d’ étalonnage Normes applicables 17 Réglementations en matière de métrologie / comptage Dans certains cas, opérateurs & organismes de réglementation peuvent coopérer et se mettre d’accord pour réduire les exigences relatives au comptage en cas de contraintes économiques / techniques Dans la plupart des cas, les réglementations renvoient à des normes internationalement reconnues © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 18 Organismes de réglementation Organismes de réglementation nationaux : exemples • • • • • DRIR France DPR Nigeria NPD Norvège DTI Royaume-Uni MMS États-Unis Organismes Internationaux © 2010 - IFP Training • OIML Organisation Internationale de la Métrologie Légale • … 19 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Exemples de réglementations Exemples d’équipements autorisés • Débitmètres à orifice et débitmètres ultrasons pour les mesures de débit de gaz en Norvège • Débitmètres volumétriques et à turbine pour le comptage du pétrole en France Exemples d’exigences de précision • 0,25% sur les volumes liquides (France) • 0,3% sur la masse des hydrocarbures liquide (Norvège) © 2010 - IFP Training Ref - Date EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 20 Comptage et allocation dans les contrats © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 21 Sommaire Types de contrats Clauses comptage Accords de traitement Contrats de vente Contrats de transport © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 22 Contrats avec clauses de mesurage des quantités Contrats entre compagnies pétrolières & états • • • • Concession Partage de production ( PSA ) « Buy back » … Contrats entre sociétés pétrolières Association Traitement Terminal : accords d’enlèvement Transport Vente © 2010 - IFP Training • • • • • 23 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Clauses de comptage & d’allocation dans les contrats Des clauses techniques spécifiques sont élaborées pour définir comment les quantité et la qualité doivent être mesurées et déterminées Points de transfert et de livraison Principes & performances du comptage • précision + technologie + étalonnage Mesure de la qualité Principes d’allocation Calcul des quantités Spécification de qualité Normes applicables EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training 24 Contrats relatifs au traitement • Spécifications entrée • Spécifications sortie • Mesures des quantités et de la qualité • Procédures d’allocation – facteur de réduction en volume ( shrinkage ) - pertes • Fuel Gas © 2010 - IFP Training • Mesures de repli ( back up ) • Caractéristiques du procédé 25 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Contrat de vente de gaz CONTRAT DE VENTE DE GAZ entre acheteurs ..... et vendeurs Durée : xx ans © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 26 Clause comptage dans un contrat de vente de gaz Précision du comptage • 1% sur le débit masse du gaz • 0,4% sur le pouvoir calorifique supérieur ( PCS ) Équipements • • • • • L’opérateur doit installer, opérer, étalonner et maintenir les équipements + liste des normes applicables © 2010 - IFP Training DÉBITMÈTRES À ORIFICE POUR MESURAGE DU DEBIT ISO 5167 ANALYSEUR CHROMATOGRAPHIQUE EN LIGNE POUR LA COMPOSITION DU GAZ MESUREUR DE MASSE VOLUMIQUE EN LIGNE ANALYSEUR DE POINT DE ROSÉE EAU 27 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Exemple de spécification du gaz au point de livraison 20 - 40 °C Pression 90 - 95 bars g Pouvoir calorifique 41,4 MJ/Sm3 < PCS < 44,2 MJ/Sm3 Point de rosée eau < 5 °C à 95 bars g Composants Plage en mole % Méthane Éthane Propane Butane Pentane + Azote CO2 82,5 & 87,1 5,9 & 6,7 2,2 & 4,7 0,7 & 2,3 0,3 & 1,0 0,3 max. 3,8 max. EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training Température 28 Annexes d’un contrat de transport Annexe A – Profil de livraison Annexe B – Conditions de mise à disposition Annexe C – Conditions de livraison Annexe Annexe D D –– Comptage, Comptage, échantillonnage échantillonnage et et tests tests Annexe propriétéde del’huile l’huile AnnexeEE––Allocation Allocationde delapropriété Annexe valeurde del’huile l’huile AnnexeFF––Procédure Procédured’ajustement d’ajustementde delavaleur Annexe G – Procédures de livraison de l’huile Annexe H – Coordonnées du champ Annexe I – Description du système de transport © 2010 - IFP Training 29 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Allocation de l’huile Mesures et procédés utilisés pour allouer l’huile et ses composants spécifiques aux gisements dont ils proviennent sur la base des quantités délivrées , par exemple vente et inventaire des stocks L’allocation des hydrocarbures respecte les contrats signés entre opérateurs et propriétaires pour déterminer la propriété des hydrocarbures produits et les produits à attribuer aux parties concernées. © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 30 Normes relatives au comptage et à l’allocation © 2010 - IFP Training 31 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Les normes dans le domaine de la mesure Des normes sont développées dans le domaine du comptage pour formaliser le savoir-faire relatif aux techniques et aux pratiques Ces normes ou pratiques recommandées sont mises au point par des experts et des spécialistes sur la base de l’expérience et des essais De nouvelles normes / lignes directrices sont élaborées pour faciliter l’utilisation et la mise en oeuvre de nouvelles technologies • • • Débitmètres ultrasoniques Débitmètres massiques Comptage multiphasique © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 32 Normes en métrologie et comptage Les normes relatives au comptage couvrent : • • • • • la conception du système : comptage, échantillonnage, analyse, … les calculs l’opération l’étalonnage le contrôle qualité L’application des normes est recommandée pour garantir la qualité ( QA / QC ) du comptage Les réglementations locales ou accords particuliers peuvent exiger l’application de normes spécifiques © 2010 - IFP Training 33 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Normes en métrologie et comptage Normes internationales : ISO • Élaborées par des experts de différents pays • Acceptées par plusieurs pays Normes européennes • EN Normes nationales « internationalement reconnues » par l’industrie pétrolière & gazière • API American Petroleum Institute (fait partie de l’ANSI) • AGA American Gas Association (fait partie de l’ANSI) • ASTM (American Standard for Testing Materials) Normes nationales EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training • AFNOR • IP (GB) • Covenin (Venezuela) 34 Philosophie en matière de normes Application des normes en conformité avec les réglementations, les contrats et la politique des Compagnies Application de normes internationales ou internationalement reconnues • ISO • API / AGA Certains pays peuvent privilégier les normes ISO, d’autres les normes API / AGA, pour des raisons historiques Tendance à la cohérence des normes : ISO / API © 2010 - IFP Training 35 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Quelques groupes et sujets de normalisation ISO ISO TC 28 : produits pétroliers • • • • • • SC1 SC2 SC3 SC4 SC5 SC6 Vocabulaire Mesurage dynamique Mesurage statique Spécifications Mesurage du gaz naturel Transferts ISO TC 30 Mesure des débits fluides ISO TC 193 Gaz naturel Ref - Date EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Propriétés du gaz Analyse du gaz Secteur Amont © 2010 - IFP Training • SC1 • SC2 • SC3 36 Normes API MPMS = Manual of Petroleum Measurement standards (oil and gas) – 22 chapitres Le chapitre 4 comprend maintenant les sections suivantes : Section 1 : Introduction Section 2 : Appareils de vérification de déplacement Section 4 : Appareils de vérification des réservoirs Section 5 : Compteurs-étalons Section 6 : Interpolation de pulsations Section 7 : Mesures d’essais sur champ Section 8 : Fonctionnement des systèmes de vérification Section 9 : Etalonnage des appareils de vérification EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training Le chapitre 5 du Manuel des normes de mesure du pétrole de l’API comprend les sections suivantes : Section 1 : Considérations générales sur les mesures à l’aide de débitmètres Section 2 : Mesure des hydrocarbures liquides avec débitmètres volumétriques Section 3 : Mesure des hydrocarbures liquides avec débitmètres à turbine Section 4 : Accessoires pour débitmètres de liquides Section 5 : Fidélité et sécurité des systèmes de mesure d’écoulement par transmission de données par impulsions 37 Exemples de normes ISO et API © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 38 Unités et conditions de référence © 2010 - IFP Training 39 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Conditions de référence pour les volumes À masse constante, le volume d’ un liquide ou d’ un gaz varie en fonction de la pression et de la température Pour tenir compte de cette variation, les volumes de liquides et de gaz mesurés à la température et à la pression de la conduite doivent être convertis à des conditions de référence Conditions de référence Conditions standard ISO Conditions standard US Conditions normales 15 °C 60 °F 0 °C 1,01325 bar 14,696 psi a 1,01325 bar © 2010 - IFP Training Ref - Date EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 40 Unités de mesure Unités S.I. (Système International) • • • • • • • Volume : m3, Nm3, Sm3 Masse : tonne, kg Débit massique : tonnes/heure Débit volumique : m3/ heure, Nm3/ heure, Sm3/ heure Pression : bar, mbar ,Pa Température : °C Densité : kg/m3 Unités anglo-saxonnes (États-Unis ) Volume : US Barrel ,US Gallons, cubic feet Masse : Pounds , Short tons Pression :psi Température : °F Densité :API © 2010 - IFP Training • • • • • 41 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Conversion Conversion US barrel / m3 • 1 US Barrel = 0,1589873 m3 • Le cœfficient de conversion ci-dessus s’applique si les conditions de température et de pression sont les mêmes. • La conversion des m3 à 15 °C en US Barrels à 60 °F met en oeuvre des coefficients très différents (15 °C ≠ 60 °F). Conversion °C / °F • T °C = (5/9)* (t °F – 32) • 15 °C = 59 °F • 15,56 °C ≈ 60 °F Conversion psi / bar • 1 psi = 0,06894757 bar EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training 42 Masse volumique , densité relative et densité API Masse volumique = masse / volume Densité ( relative density ) density _ oil _ at _ 15 °C density _densité_15/4 15 / 4 = = densité_huile_à_15°C density _ water _ at _ 4 °C densité_eau_à_4°C Densité API = densité_relative = masse volumique_huile_à_t°C masse volumique_eau_à_t°C density _ oil _ at _ 60 ° F density _ 60 / 60= =masse volumique huile_à_60°F densité_60/60 density _ water _ at _ 60 ° F masse volumique _eau_à_60°F 141,5 / densité_60 / 60 - 131,5 Masse volumique de l’eau à 60°F = 999,012 kg/m3 © 2010 - IFP Training Masse volumique de l’eau à 4°C = 999,972 kg/m3 43 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Fluides et comptage © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 44 Le fluide est un élément clé du comptage et de l’allocation Calcul des propriétés du fluide mesuré Étude du comportement du fluide, des conditions de mesure à la fin du procédé Facteur de Contraction ( Shrinkage ), facteur d’allocation pour allouer les gaz et liquides mesurés en «fin de procédé» aux puits, gisements Conception des systèmes de comptage et d’échantillonnage • Enveloppe de phase • Fraction liquides et gaz dans écoulements polyphasiques © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 45 Fluides de réservoir © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 46 Comportement d’un fluide dans la procédé de surface Qgas1 GOR sep = Qgas 1 sc Qoil P1 T1 Qgas2 GOR _ total = Qgas 1 sc + Qgas 2 sc Qoil , STO P2 T2 Qoil Pgis Tgis Qoil , STO = Qoil x SF SF = Facteur de contraction ou shrinkage factor © 2010 - IFP Training Quantité donnée en conditions standard Stockage 47 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Types de fluides mesurés Liquide stabilisé : ne donne plus de gaz dans le procédé Liquide instable (liquide saturé) Pb > P atm : dégazage lors du passage aux conditions de stockage Gaz sec : gaz qui ne donne aucun liquide au cours du traitement procédé Gaz humide : gaz qui donne des liquides (eau et / ou condensat) lors du traitement ou gaz qui contient déjà des liquides EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training 48 Différentes conditions «process» pour le fluide Conditions réelles ou de ligne : fluide à la pression & la température du point de mesure Conditions de séparation : fluide à la pression & la température de la séparation Conditions «fin de process» : conditions existant après le traitement – conditions départ champ par exemple Conditions de stockage (Stock tank conditions STO): conditions au niveau des bacs de stockage © 2010 - IFP Training 49 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Expression aux conditions standard Les volumes de gaz et de liquides dépendant des conditions de procédé, de la température et de la pression doivent être exprimés et convertis aux conditions standards (dans ce cas 15 °C et 1 atm = 1,01325 bar a) Pour les fluides traités stabilisés (gaz sec ou huile brute stabilisée), les volumes V ( T;P) sont convertis en volumes en conditions standard V (15 °C;1atm )à l’aide des formules de correction suivantes : • Gaz : V ( 15 °C;1atm ) = V ( T;P ) * P/Patm * (t+273,15/288,15) * Z(P;T)/ Z(15 °C;1atm) EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training • Liquide : V ( 15 °C;1 atm ) = V ( T;P ) * CTL * CPL 50 Conversion des conditions « process » aux conditions standard © 2010 - IFP Training Pour comparer des volumes de fluides (gaz, huile, eau) mesurés à différentes étapes (puits, séparateurs, stockage), il est nécessaire de calculer la quantité obtenue à la fin du procédé (exprimée en conditions standard SC ) en prenant en compte • les gaz dissous dans les liquides • les liquides récupérables à partir du gaz • la contraction ou shrinkage de l’huile 51 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Calcul des volumes aux conditions de stockage Calcul de la production d’huile des puits Puits 1 • d’après test à 60 bars 5000 bbls SF = 0,7 7000 bbls Puits 2 • d’après test à 120 bars SF = 0,8 Aux conditions de stockage • Puits 1 ? • Puits 2 ? Allocation d’huile • Huile Mesurée − 8800 bbls • Huile Conditions stockage calculée Huile « stockage » allouée au puits 1 = ? Huile allouée au puits 2 = ? EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training − ? 52 Paramètres des fluides hydrocarbures WLR GOR GORsep Water Liquid Ratio Gas Oil Ratio Rapport eau/liquide Rapport gaz/huile de stockage Rapport gaz/huile de séparation GORtotal GORdis(Rs) Rapport gaz total/huile de stockage Rapport gaz dissous dans l’huile/huile de CGR BSW stockage Rapport condensat de stockage/gaz Rapport sédiments & eau/liquide en vol. Condensate Gas Ratio Basic Sediment and Water Sauf indication contraire, les rapports ci-dessus doivent être calculés à l’aide de quantités exprimées dans les conditions de référence. SF Shrinkage factor Rapport huile de stockage/huile de © 2010 - IFP Training séparation 53 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Enveloppe de phase 1 – Calculs de la fraction gaz / liquide 2 – Prévision de condensation & évaporation aux conditions de mesure © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 54 Différences entre GOR et GVF (gas volume fraction) GVF = gas volume fraction, fraction volumique des gaz aux conditions de procédé = 100 * Qgaz à P&T/ (Qgaz à P&T + Qliquide à P&T) Gaz Huile Conditions de stockage 0 bar g GVF = 70 % GOR = 55 Sm3/m3 © 2010 - IFP Training Conditions de mesure 22 bars a 55 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Calcul et détermination des propriétés fluide Mesures • Shrinkage tester Corrélations Simulations thermodynamiques à partir d’ analyses PVT © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 56 Caractéristiques des écoulements et influence sur les mesures de débit © 2010 - IFP Training 57 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Introduction La performance des débitmètres est établie dans des conditions d’écoulement hydrodynamique stationnaires et homogènes Le comportement d’un débitmètre est influencé par : • Le profil de vitesse de l’ écoulement • les pulsations • la cavitation • les écoulements non homogènes Il est nécessaire de comprendre les caractéristiques des écoulements qui peuvent influencer et fausser la mesure du débit afin de prendre les dispositions adaptées ( correction , suppression des perturbations ..) EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training 58 Nombre de Reynolds Le nombre de Reynolds est exprimé par : Re = ρ × U× D µ ρ : U : D : µ : viscosité dynamique Pa.s ν : viscosité cinématique = µ / ρ m2 /s Masse volumique du fluide vitesse moyenne du fluide diamètre hydraulique de la conduite kg/m3 m/s m 1 cSt = 10-6 m2/s = 1 mm²/s © 2010 - IFP Training 1 cP = 10-3 Pa.s 59 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Écoulement laminaire & écoulement turbulent Le nombre de Reynolds sert à caractériser le type d’écoulement • Écoulement laminaire : Re < 2000 − profil de vitesse établi parabolique − débit proportionnel au gradient de pression • Si 2000 < Re < 4000 = régime transitoire • Écoulement turbulent : Re > 4000 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training − le profil de vitesse s’ aplatit − tous les éléments se déplacent à la même vitesse (couche limite exceptée) − le débit est proportionnel à la racine carrée du gradient de pression 60 Exemples Eau 20°C µ = 1,01. 10-3 Pa.s = 1,01 cP Air 20°C 1 atm µ = 1,81.10-5 Pa.s = 0,0181 cP Huile brute 20°C 2 cSt < ν < 100 cSt µ cP D m 1 10 100 µ Pa.s ρ kg/m3 0,03 0,03 0,03 1000 1000 1000 U m/s Re 0,001 0,01 0,1 Q m3/j 2 2 2 60000 6000 600 122,08 122,08 122,08 © 2010 - IFP Training 61 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Profils de vitesse pleinement développés Profils de vitesse Écoulement turbulent Écoulement laminaire Conduite lisse Re Conduite à aspérités Coefficient de friction Re Re Nombre de Reynolds Augmentation de vitesse Conduite EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Écoulement turbulent © 2010 - IFP Training Écoulement laminaire Conduite 62 Perturbations d’écoulement Une configuration de tuyauterie amont comportant des coudes, des coudes non coplanaires, des accessoires ou des détendeurs génère des perturbations dans l’écoulement • phénomènes de recirculation, • profils de vitesse non symétriques ou non établis • phénomènes de rotation et de tourbillonnement On peut réduire les perturbations en prévoyant suffisamment de longueurs droites de conduite ou en plaçant des conditionneurs d’écoulement en amont des débitmètres Ces effets devront être pris en compte lors de l’installation et du choix des débitmètres © 2010 - IFP Training 63 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Profils de vitesse non symétriques Profils de vitesse non symétriques provoqués par un coude écoulement secondaire © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 64 Conditionneurs d’écoulement Conditionneurs d’écoulement : Systèmes statiques installés en amont des débitmètres pour supprimer les perturbations de l’écoulement et obtenir un profil d’écoulement pleinement développé. © 2010 - IFP Training 65 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Écoulements pulsatoires Les performances des débitmètres sont relatives au mesurage du débit pour des écoulements stables ou du moins variant lentement au cours du temps. Les pulsations (ou variations de vitesse) de courte périodicité (compresseurs, pompes alternatives) peuvent entraîner des erreurs significatives qui sont fonction de la valeur de l’indice de pulsation Ip. L’indice de pulsation Ip est défini par : Ip = V max - V min qmax - qmin = 2 qmean 2 V mean EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training Pour certains débitmètres, on peut obtenir un biais de 0,1% pour des variations d’indice de pulsation de ± 0,03 pour un débitmètre linéaire (vortex, turbine) et de ± 0,06 pour un débitmètre de type orifice (Miller 1989). 66 Cavitation La cavitation a lieu dans un débitmètre lorsque la pression locale P2 chute en dessous de la pression de vapeur Pv du produit liquide. La formation de bulles et leur éclatement ou l’évaporation locale du produit peuvent provoquer un comportement erratique dans le débitmètre. P2 P3 © 2010 - IFP Training P1 67 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Cavitation Il suffit de maintenir un minimum de contre-pression P3 sur le système pour empêcher la cavitation, comme l’indique la formule suivante : P3 mini = ( P1- P3) x A + Pv x B où P3 mini = contre-pression requise P1 – P3 = chute de pression au débit maximum Pv = pression de vapeur absolue à la température maximum Pour les débitmètres à turbine : A > 2 B < 1,25 selon API MPMS © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 68 Écoulements non homogènes • Écoulement non homogène = écoulement comportant deux phases ou plus masse volumique non constante dans la section phases voyageant à la même vitesse ou à des vitesses différentes • Écoulement biphasique une phase gaz et une phase liquide hydrocarbure une phase gaz et une phase liquide eau • Écoulement polyphasique = écoulement à plusieurs phases gaz, liquide hydrocarbure, eau et solides © 2010 - IFP Training 69 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Écoulements non homogènes Modèle d’écoulement ou régime d’écoulement La morphologie de l’écoulement, c’est-à-dire répartition des phases gazeuses et liquides dans la conduire dépend des contenus liquides , de leur vitesse et de l’orientation de la conduite EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 A bulles A bouillonnements A bouchons Annulaire © 2010 - IFP Training Simple 70 Conclusions Dans les applications réelles , des perturbations d’écoulement peuvent influencer les débitmètres et générer des erreurs Certaines influences peuvent être critiques pour les débitmètres à haute précision Ces influences peuvent être réduites / supprimées par • L’ installation correcte des débitmètres − longueurs droites suffisantes adaptées aux conditions − conditionneurs d’écoulement • le choix des débitmètres EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training • la correction 71 Terminologie des mesures par débitmètres © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 72 Termes pour la spécification des débitmètres Précision / Exactitude / Erreur / Incertitude • En % de l étendue d échelle Linéarité Dérive Cœfficient K ( K – factor ) en impulsion ( pulse ) / unité volume Étendue de mesure / Plage de fonctionnement Débit moyen Dynamique de mesure / Turndown ratio © 2010 - IFP Training 73 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Linéarité & étendue de mesure Coefficient K Linéarité +/-0,25% par exemple L= Kmaxi - Kmini x 100% 2 x Kmoyen Débit Etendue de mesure EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Spécifiée © 2010 - IFP Training Légende 1 Cœfficient K (pulsations/unité de volume) 2 Débit, Q (% intervalle) 3 Ecart maximum 74 © 2010 - IFP Training 75 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 76 © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Étalonnage des équipements de mesure Étalonnage = comparaison d’un équipement de mesure avec un système de référence ou étalon. La précision de la référence doit représenter 1/5 de la précision de l’équipement à étalonner. L’étalonnage permet de déterminer, dans des conditions spécifiées : © 2010 - IFP Training • la relation entre les valeurs indiquées par les équipements et les valeurs indiquées par une référence standard • les facteurs d’influence • les erreurs • les corrections et ajustements à appliquer «éventuellement . 77 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Résultats d’ un étalonnage Les résultats de l’étalonnage sont exprimés sous forme de - cœfficient d’étalonnage (facteur de correction) - série de coefficients d’étalonnage - courbe d’étalonnage - courbe d’erreur ou de performance Les résultats de l’étalonnage sont enregistrés - certificat d’étalonnage - rapport d’étalonnage - rapport avant / après ( as found / as left ) © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 78 Principes de mesures utilisables pour la détermination des débits , des quantités et de la qualité © 2010 - IFP Training 79 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Les mesures de débits et quantité Débitmètres pour écoulements monophasiques • Gaz • Liquide • Huile • Eau • GPL Mesurage statique • Jaugeage des réservoirs • Pesage Systèmes de mesurage d’écoulements multiphasiques • MPFM • Compteurs de gaz humide Autres solutions • Traceurs • Courbes de performances • … © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 80 Les mesures de qualité Échantillonnage Systèmes de mesurage en ligne Analyses in situ / en laboratoire Systèmes de monitoring Analyseurs © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 81 Débitmètres pour liquides Systèmes à pression différentielle • orifices / plaques • venturi • V cône Débitmètres volumétriques Mesures de vitesse • débitmètres à turbine • débitmètres à ultrasons • débitmètres à effet vortex • débitmètres électromagnétiques massiques Tubes de Pitot Rotamètres EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training Débitmètres 82 Débitmètres pour gaz Systèmes à pression différentielle • orifices • venturi • V cône Débitmètres Mesures volumétriques de vitesse • débitmètres à turbine • débitmètres à ultrasons • débitmètres à effet vortex Débitmètres © 2010 - IFP Training massiques Tubes de Pitot Débitmètres thermiques 83 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Systèmes de mesurage pour écoulements multiphasiques Débits • venturi • Compteur volumétriques • Inter corrélation + Fractions EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training • Absorption micro-ondes • Absorption rayons gamma • par capacitance • par inductance 84 Qualité des mesures et des données de comptage Incertitudes © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Qualité des mesures Incertitude Combinaison d’incertitudes 85 © 2010 - IFP Training EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 86 Qualité des mesures Mesures justes & précises = pas de biais systématique / bonne répétabilité © 2010 - IFP Training Mesures précises avec erreur = biais systématique avec bonne répétabilité 87 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Erreurs Définition de l’erreur • Erreur = valeur mesurée – valeur vraie Types d’erreurs • Erreurs aléatoires • Erreurs systématiques & biais Exemples EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training • Erreur absolue = volume indiqué – volume vrai • Erreur relative = 100* (volume indiqué – volume vrai) / volume vrai 88 Incertitude La valeur mesurée et la valeur vraie (de référence) n’étant pas connues de façon exacte, on utilise l’incertitude pour estimer les erreurs Incertitude de mesure = plage de valeurs dans laquelle devrait se trouver la valeur vraie avec une certaine probabilité / confiance (généralement 95%) Incertitude (U) calculée à partir d’un écart type σ 5 mesures Intervalle de confiance 95 % U = 2,57·σ U = 1,96·σ © 2010 - IFP Training Pour un nombre de mesures infini 10 mesures U = 2,23·σ 89 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Incertitude Incertitude des systèmes de mesure • Débitmètre FT • Température TT Incertitude : : E(FT) % e (TT) < +/- 1% relative < +/- 1°C absolue de la quantité Q calculée • Incertitude = combinaison de différents facteurs • E%(Q) = 1% • Q = 1000 bbls +/- 10 bbls Incertitude des mesures de référence EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training • E (R) % < 1/5 incertitude système de mesure • E% (Volume de référence) < 0,2% pour étalonner un compteur à 1% 90 Combinaison des incertitudes Lorsque les mesures / données sont fonction de différents paramètres, l’incertitude globale est calculée en combinant les incertitudes de chaque paramètre en prenant la racine carrée des carrés conformément aux normes ( ISO 5168 …) QC QB Champ B Champ C QA = QB+QC QA © 2010 - IFP Training eA = √ eB² +eC² 91 EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 Combinaison d’incertitudes A = B*C ou A = B / C Exemple Q volume = Q masse / densité EA% = √E%B² +E%C² avec EA% = 100*eA/A ou Energie = Qvolume * PCS Pour produits / ratio , on passe par les incertitudes relatives EP 20402_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_1 © 2010 - IFP Training Pour sommes et différences , on passe par les incertitudes absolues 92 Techniques de comptage Partie 2 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Mesures déprimogènes ( orifices …) - Référence - Émetteur EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 2 Mesures de débit à l’aide d’orifices Un orifice percé dans une conduite accélère l’écoulement, ce qui provoque une chute de pression. La pression différentielle observée est fonction de l’écoulement, des propriétés du fluide et de la contraction des veines d’écoulement. PRESSION DIFFERENTIELLE (P1 – P2) PERTE DE PRESSION PERMANENTE (P1 – P3) © 2010 - IFP Training 3 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Diaphragme /orifice / plaque = élément principal Epaisseur diaphragme E Aval côté A Amont côté B Angle en biseau F Epaisseur diaphragme e Axe de symétrie rotationnelle Direction écoulement Bords aval côté H et I Bord amont G © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 4 Porte - diaphragme © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 5 Diaphragme de type Senior © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 6 Manomètre différentiel – modèle Barton En fonctionnement, une pression est appliquée aux deux côtés des soufflets. Toute différence de pression déplace les soufflets jusqu’à ce que l’action des ressorts (ressorts de plage) équilibre la force. Le mouvement linéaire des soufflets (proportionnel à la DP) est transmis en tant que mouvement rotatif dans le tube de torsion Spécifications Pression limite ….……..................jusqu’à 2 000 psi (138 bars) Plages de DP……………………….. 0-10" w.c. à 0-100 PSID (0-25 mbar à 0-6,9 bars) Précision...…..…………………….. ±0,5% F.S © 2010 - IFP Training Limites de température ……….... -40°F/°C à +180°F (+82°C) 7 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Transmetteurs de pression différentielle Principes de 0-10 mbar à 0-2 bar • Précision 0,075% de l échelle ( span ) EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training • variation de capacité • Jauges de contrainte • Etendue de mesure 8 Exigences relatives aux longueurs droites d/D © 2010 - IFP Training 9 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Normes AGA 1 1930 AGA 3 comprise dans API 1975 Dernière ISO AGA 3 1992 5167 1e édition en 1980 avec équation de Stolz pour Cd Dernière édition ISO 5167 2003 © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 10 Équation du débit pour systèmes déprimogènes - ISO 5167 β < 0,6 Incertitude sur Cd +/- 0,5 % / +/-0,6% » 0,6 < β < 0,75 Incertitude sur Cd = β % © 2010 - IFP Training » 11 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Calculs du débit avec orifices Calcul par orifices = 3 termes - Variable non mesurée : géométrie, Cd, …. - Variable mesurée : densité Méthode 1 : composantes fixes : Cd , Reynolds Méthode 2 : itération - Pression différentielle Il faut connaître pour calculer EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training v1 (à l’aide de la densité et de la surface de la conduite) 12 Calculs pour gaz - ISO 5167 Flowra te ca lcula tion - sta nda rd IS O 5167 - ga s ca se Pressure in angles inputs de lta P Mv ga s de nsity dyna mic viscosity k ise ntropic e xposa nt d orifice dia me te r D pipe dia me te r P line pre ssure Ca lcula te d va lue s beta d/D coefficient d expansion kinematics viscosity Cd re sults Red Valeurs 10000 50 0,0000083 1,33 200 400 6900000 Unité Pa Kg/m3 Pa.s 100,00 mbar 0,0083 cP mm mm Pa 69 bar 0,5 0,999528304 0,000000415 0,6026 Qv m3/d 33768,6030 © 2010 - IFP Training Cd Qm en Kg/s Qv en M3/s Qm en t /jour QV en m3/j Coef débit 10000000,0000 0,6026 19,5413 0,3908 1688,3685 33767,3693 0,6220 7494186,7027 0,6026 19,5420 0,3908 1688,4302 33768,6032 0,6220 7494460,5587 0,6026 19,5420 0,3908 1688,4302 33768,6030 0,6220 7494460,5201 0,6026 19,5420 0,3908 1688,4302 33768,6030 0,6220 7494460,5202 0,6026 19,5420 0,3908 1688,4302 33768,6030 0,6220 7494460,5202 0,6026 19,5420 0,3908 1688,4302 33768,6030 0,6220 13 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Calculs pour liquide - ISO 5167 Flowra te ca lcula tion following sta nda rd IS O 5167 - liquid Pressure in angles inputs de lta P liquid de nsity dyna mic viscosity e xpa nsion coe fficie nt orifice dia me te r pipe dia me te r line pre ssure Ca lcula te d va lue s beta coefficient kinematics viscosity re sults Red eps d D P d/D Unité Pa Kg/m3 Pa.s mm mm Pa 100,00 mbar 1 cP 20 bar 0,5 0,997835625 0,001 Cd Qm en Kg/s Qv en M3/s Qm en t /jour QV en m3/j Coef débit 10000000,0000 0,6026 5,4527 0,0055 471,1142 471,1142 0,6210 69425,8996 0,6062 5,4862 0,0055 474,0064 474,0064 0,6248 69852,1228 0,6062 5,4860 0,0055 473,9929 473,9929 0,6248 69850,1227 0,6062 5,4860 0,0055 473,9929 473,9929 0,6248 69850,1320 0,6062 5,4860 0,0055 473,9929 473,9929 0,6248 69850,1320 0,6062 5,4860 0,0055 473,9929 473,9929 0,6248 © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Mv Valeurs 10000 1000 0,001 1 50 100 2000000 14 Exigences relatives aux mesures par appareils déprimogènes ISO 5167 Capteurs aux brides ou à D et D 2 Capteurs dans les angles © 2010 - IFP Training Les limites supérieures de rugosité sont définies par la norme. 15 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Incertitude sur le débit mesuré par un appareil déprimogène Total uncertainty mass flow, UQm massique, UQm Incertitude of totale pour le débit L’incertitude globaleof surthe le entire débit est calculée les incertitudes différents élémentsaccording suivant les The uncertainty metering lineeniscombinant being checked by using thedes flow error calculation to the 5167 and5168. the ISO 5168. normes ISOISO 5167 et ISO Ce calcul est dérivé de la formule The calculation is derived fromsuivante the formula in chapter 2.2.5 : C Qm = 1− β 4 ⋅ε⋅ π 2 ⋅ d ⋅ 2 ⋅ ∆P ⋅ ρ 4 Thesuivante followingest equation useddéterminer to determine maximum percentualde error of the combined variables : L’équation utiliséeispour la the valeur en pourcentage l’erreur maximale 2 2 2 2 2 2 2 2 2β 4 2 1 δ∆p 1 δρ δC δε δD δd × UQm(% ) = + × + × + × + + 4 C ε D d 4 ∆p 4 ρ 1 − β4 1− β As on we peut can see, theles variables thatqui influence the accuracy of the are: : Comme le voir, variables influencent la précision desmetering mesuresline sont EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 C• ε• D• d• • ∆p ρ• Discharge coefficient, Expansibility factor, Pipe diameter, Diameter of the orifice, Differential pressure, Density, C. ε. D. d. ∆p. ρ. © 2010 - IFP Training • le cœfficient de décharge • le cœfficient d’ expansion • le diamètre de la conduite • le diamètre de l’orifice • la pression différentielle • la masse volumique 16 Venturi Coefficient Faible de décharge Cd = 0,995 perte de charge et faible perte de pression aux mesures de gaz humide ( wet gas ) © 2010 - IFP Training Applicables 17 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 V- cones dP Selon le fabricant, peu de longueurs droites sont nécessaires © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 18 Prises de pression ou prises d’ impulsion Utilisation : liquides Utilisation : tous fluides Utilisation : gaz et vapeur Utilisation : gaz saturé et vapeur © 2010 - IFP Training 19 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Calculs pour débitmètres déprimogènes Planimétrie • Q = K*sqr (delta P) Systèmes numériques : DCS, PLC, SCADA , PDMS • Cd fixe • Corrections de P & T • Correction de masse volumique Calculateurs de débit ( flow computers ) EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training • ISO 5167 ou AGA • Itération sur Cd • Pour applications fiscales – comptage de gaz à précision élevée < 1% 20 Test / étalonnage des capteurs de pression différentielle Brancher l’équipement de test (générateur de pression) Vérifier l’absence de fuites et le bon branchement, si nécessaire Augmenter la pression de zéro à la valeur maximale de l’intervalle de mesure, par incrément de 25% Diminuer la pression de la valeur maximale à zéro, par incrément de 25% Noter les résultats de chaque étape d’augmentation et de diminution sur la fiche d’étalonnage (résultats finaux) Calculer l’erreur et vérifier si elle se situe en dehors de la plage de tolérance. Sinon, refaire l’étalonnage selon le manuel d’instructions du fabricant Après nouvel étalonnage : effectuer à nouveau le test d’étalonnage et consigner les résultats sur la même fiche, à “résultats finaux” © 2010 - IFP Training 21 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Inconvénients Débit moyen faible : dynamique 3:1 avec un transmetteur de dP de dynamique 10:1 Précision : 0,7% à 2% Longueurs droites nécessaires Chute et perte de pression importantes ( orifices ) – risques de condensation, ... Sensibilité aux pulsations et aux perturbations Connaissance de la masse volumique du fluide nécessaire pour la précision Changement de diaphragme implique arrêt dépressurisation / écoulement Partie interne sensible à l’érosion EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training 22 Avantages • Simplicité et robustesse • Calcul des débits selon les normes • Plage étendue : 10:1 avec transmetteurs HR & LR (100:1) • Étalonnage simple (delta p) • Tolérance à entraînements de liquide ou de gaz • Faible sensibilité à la viscosité • Coût peu élevé © 2010 - IFP Training 23 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Applications Comptages des Liquides & des gaz Gaz humide La plupart des mesures techniques de précision moyenne & de faible dynamique Injection de gaz Injection d’eau Gas-lift Fuel gas Gaz séparateurs EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training Comptage fiscal du gaz 24 Compteurs volumétriques - Référence - Émetteur © 2010 - IFP Training 25 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Principes Le principe de fonctionnement des compteurs volumétriques ( déplacement positif ) est basé sur le transfert ou déplacement de volumes de fluide fixes de la connexion d’entrée à la connexion de sortie Pour mesurer la quantité de fluide, on compte le nombre de volumes piégés «ou déplacés» qui traversent le compteur Les compteurs volumétriques sont utilisés pour la mesure des volumes de gaz et de liquides à la pression et à la température de la ligne Il existe plusieurs technologies avec rotors, piston, roues, … Principe de fonctionnement des compteurs volumétriques Qv = N/K © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 26 Compteurs volumétriques haute précision © 2010 - IFP Training 27 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Performances des compteurs volumétriques Meter factor MF Débit EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training Linéarité +/- 0,15 % Peu dépendants de la viscosité Utilisables pour fortes viscosités < 100 000 cP Insensibles aux perturbations d’écoulement Perte de charge 28 Installation © 2010 - IFP Training Filtres (2) avec mesure de delta P (11) Compteur volumétrique (3) Pas de conditioneur d’ écoulement ni de longueur droite Dégazeur en cas de présence de gaz ( 2 ) Vanne de contrôle (9) et d’ isolation (8) Espace suffisant pour la maintenance et le démontage 29 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Applications Comptage des fluides propres sans sable ni particules solides Comptage des fluides à propriétés variables (viscosité) Comptage de haute précision et de fluides à viscosité élevée Départs champ pour allocation et comptage transactionnel lorsqu’il n’y a pas d’autre solution © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 30 Compteurs volumétrique pour process Il existe des technologies utilisables néanmoins sur les mesures process • séparateurs de test Peu coûteux Précision : 2-3% De moins en moins utilisé Floco © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 31 Normes API MPMS 5.1 & 5.2 ISO 2714 © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 32 Limites Casse occasionnée par des vitesses élevées Risque de cavitation Dégradation mécanique due à la présence éventuelle de solides Fuites de liquide (entre pales et corps) à bas débit Sur- comptage si entrainement de gaz © 2010 - IFP Training 33 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Compteurs volumétriques Avantages • Dynamique élevée 20 :1 • Précision élevée : linéarité max. 0,15 % • Adaptés à viscosité élevée (> 100 cSt) • Pas de longueurs droites nécessaires • Pas d’alimentation électrique Points faibles • Limités aux fluides propres ( pour la plupart des technologies ) − sensibles à l’abrasion / au blocage − filtration obligatoire • Pièces mobiles / maintenance • Intrusivité • Perte de charge importante • Mal adaptés aux forts débits • Taille & poids © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 34 Compteurs turbine © 2010 - IFP Training 35 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Principe de mesure Rotor mobile situé à l’intérieur de la conduite La vitesse de rotation du rotor varie de manière linéaire avec la vitesse du fluide et donc le débit ω= 2×π ×V p Le nombre N de pulses produits pendant un certain intervalle de temps donne le volume et le débit Qv = N / K N : nombre de pulsations K : K facteur de la turbine en pulses / m3 Chaque débitmètre turbine a un K – facteur nominal K0 déterminé en usine © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Rotation détectée et mesurée par détecteurs magnétiques ( pulse) 36 Compteurs turbine Liquides Gaz © 2010 - IFP Training 37 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Compteurs turbine à pales plate Rotor composé de pales plates Détection de la rotation par effet magnétique Débit-BPJ Redresseur écoulement Débit-GPM (m3/h) EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training Perte de charge – PSI (kPa) 38 Compteurs turbine à pales hélicoidales Linéarité 0,15% +/- Répétabilité +/-0,02% Viscosité : jusqu’à 150 cP En chaque point de l’hélice, la vitesse relative est parallèle à l’angle de la pale. L’écoulement autour de l’hélice est uniforme et continu. R/R0=1.0 R/R0=0.7 R/R0=0.2 © 2010 - IFP Training 39 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Facteur de correction (MF) Turbine à pales hélicoïdales pour fluides visqueux Débits (bbl/h) Viscosité fluide = 0,62 à 108 cSt © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 40 Courbe universelle pour correction de viscosité Courbe universelle de correction de viscosité Facteur de correction (MF) Applicable aux turbines à pales hélicoïdales ISO 4124 Q/v en bbl/h / cStviscosité fluide = 0,62 à 108 cSt 2 n © 2010 - IFP Training Q Q Q MF = a0 + a1 × log + a2 × log + ... + an × log ν ν ν 41 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Installation d’un débitmètre à turbine section de mesurage Longueur droite amont L > 20 D sans conditionneur d’écoulement L > 10 D avec conditionneur d’écoulement Tuyauteries amont et aval fixées pour protéger la turbine des contraintes mécaniques EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training Montage sur une section horizontale 42 Installation d’un débitmètre à turbine Vers évent Section de mesurage Conditionneurd’éc oulement amont Longueur droite aval Mesure pression Double Vanne pour isolation avec contrôle étanchéité Vanne de contrôle Filtre Clapet de non retour Ecoulement Redresseur Compteur Séparateur air/vapeur Mesure Température Le liquide mesuré devra être exempt de solides et de gaz ; pour s’en assurer, utiliser des équipements optionnels (filtre, dégazeur) Connexions au système d’étalonnage, le cas échéant Pb > 2ΔP + 1,25Pv perte de charge compteur à débit maxi. (+ conditionneur d’écoulement) pression de vapeur à température maxi. © 2010 - IFP Training Maintenir une contre-pression Pb minimale pour éviter les risques de cavitation (déchargement de capacité , refoulement de pompe, etc.) contre-pression 43 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Perte de charge dans un débitmètre à turbine Pour ν = 2 cSt max dP = 0,6 bar a pour turbine à pales plates max dP = 0,2 bar a pour turbine à hélice Débitmètre massique Coriolis EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Débitmètre volumétrique Débitmètre à turbine traditionnel Débitmètre à hélice © 2010 - IFP Training Viscosité (cSt) 44 Spécifications de compteurs turbine ( hélicoïdaux ) © 2010 - IFP Training 45 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Maintenance des compteurs turbine pour liquides Étalonnage périodique (essais) pour vérifier le K-facteur • Répétabilité pendant les essais • Historique des K- facteur Contrôle des conditions de fonctionnement • Viscosité mini & maxi • Etendue de débit Inspection • Dépôts/colmatage/débris • État des pales Contrôle de survitesse Problèmes mécaniques sur le rotor EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training 46 Compteurs turbine pour le comptage du gaz Linéarité 0,5% Précision générale 1% Bien adapté au système de transport du gaz Étalonnage périodique • Avec compteur étalon • Sur boucle d’étalonnage en usine © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 47 Normes applicables Liquides • ISO 2715 • ISO 4124 courbe universelle • API MPMS 5.1 & 5.3 Gaz • ISO 9951 © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 48 Résumé Avantages • • • • Inconvénients Dynamique 10 : 1 Précision élevée : jusqu’à 0,15% Faible perte de charge Compteurs Hélice pour fluides visqueux • Filtration obligatoire • Turbines à pales plates sensibles à la viscosité • Pièces mobiles • Intrusivité • Sensibilité au profil d’écoulement • Sensibilité aux dépôts © 2010 - IFP Training Application : Départs champs , comptage allocation, fiscal & transactionnel 49 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Débitmètres massiques à effet Coriolis - Référence - Émetteur © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 50 Principe de fonctionnement d’un débitmètre massique Coriolis Les forces de Coriolis s’opposent à la vibration d’un tube d’écoulement Les forces réactives sont proportionnelles au débit massique Il se crée un couple de torsion dans le tube La torsion θ est mesurée Débit massique Qm = K x θ θ La masse volumique ρ peut etre mesurée EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training Le débit volumétrique Qv est calculé : Qv = Qm / ρ 51 Technologie des débitmètres à effet Coriolis © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 52 Performances pour les comptages liquide et gaz Débitmètre massique 6 pouces © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 53 Détail des performances © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 54 Perte de charge dans les compteurs massiques Perte de charge (bars) Perte de charge en fonction du débit et de la viscosité pour un débitmètre 3 pouces Perte de charge (bars) © 2010 - IFP Training Débit (kg/minute) 55 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Installation d’un débitmètre massique L’installation dépend du type de fluide et des risques de dégazage & de dépôts Fluide à mesurer Liquides Meilleure orientation Tubes vers le bas Pipeline horizontal Gaz Tubes vers le haut Pipeline horizontal Suspensions Montage en drapeau Pipeline vertical Ecoulement EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training Auto drainage 56 Installation d’un débitmètre massique Pas de longueurs droites requises Installation de vannes d’isolation pour la vérification du zéro. Fixation des tuyauteries à l’aide de colliers en amont et en aval du capteur. Installation de vannes de purge pour démarrage et réglage du zéro © 2010 - IFP Training Installation d’un by-pass pour pouvoir effectuer le zéro sans arrêter la production. 57 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Applications des débitmètres massiques Coriolis Applications liquides • Séparateurs de test • Mesures Procédé • Départs champ • Comptage transactionnel • Allocation Application pour GPL Application gaz • Séparateurs de test EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training 58 Applications des compteurs massiques sur séparateurs ∆Pg > ∆Pp + ∆ Pm Conduite Débitmètre ∆Pg = pression de charge statique entre séparateur et capteur Débitmètre massique installé à la sortie liquide d’un séparateur de test • Q brut = huile + eau © 2010 - IFP Training • Masse volumique de l’émulsion ρe • % eau peut être calculé si les masses volumiques huile pure & eau sont connues connue • Volume d’huile net • Volume Eau 59 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Comptage sur pipeline API MPMS 5.6 1. Vanne d’ isolation 8. Puits thermométrique de test (facultatif) 2. Filtration / Dégaseur (facultatif) 9. Point de mesure ou de vérification de la masse volumique 3. Indicateur de pression (facultatif) 10. Point d’échantillonnage manuel ou échantillonnage automatique ( facultatif ) avec sonde d’ échantillonnage 11. Connexion étalonnage, vannes de sectionnement 12. Vanne double isolation et purge pour étalonnage et réglage du zéro 6. Indicateur de température 13. Vanne de contrôle (le cas échéant) 7. Indicateur de pression 14. Clapet de non retour (le cas échéant) EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training 4. Débitmètre Coriolis 5. By-pass (facultatif) avec vanne de sectionnement et vanne de purge 60 Calculs associés aux compteurs massiques Mesures Qm, ρ Débit volumétrique Qv = Qm / ρ Ratio eau / liquide WLR ( Water Liquid Ratio ) Eau Volume d’huile net Qw = WLR * Qv / 100 © 2010 - IFP Training Qhuile = ( 100 – WLR ) * Qv / 100 61 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Vérification & étalonnage Vérification du zéro masse volumique Étalonnage masse volumique liquide ( eau ) Vérification & réglage du zéro débit Vérification tubes : dépôts (minéraux / organiques) Étalonnage avec compteur étalon ou tube étalon applications haute précision à pour © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 62 Approbation pour applications transactionnelles Liquides Approbations par Métrologie France (produits), NMi, PTB Gaz Approbations par NMi, PTB © 2010 - IFP Training 63 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Normes relatives aux compteurs Coriolis API MPMS Chapitre 5.6 • Concerne l’huile hydrocarbures ISO brute et les 10790 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training Les deux normes donnent des recommandations sur l’installation , le fonctionnement, les procédures d’étalonnage et les formats des rapports d’étalonnage 64 Résumé sur les débitmètres massiques Coriolis Avantages • • • • • • Perte de charge • Sensibles aux dépôts et au dégazage • Quelques contraintes d’installation : sensibilité aux vibrations • Taille & poids EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training Dynamique 20 : 1 Bonne précision : jusqu’à 0,1% Non intrusifs Pas de pièces internes mobiles Pas de sections droites obligatoires • Deux mesures avec un seul système ( Qm , ρ ) • Plusieurs informations (Qm, Qv, ρ , WLR ) Points faibles 65 Compteurs ultrasons ou UFM Ultrasonic flow meters © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 66 Mesure du débit par temps de transit D = diamètre conduite Capteur A Transducteur & récepteur A Les signaux acoustiques sont générés , transmis et reçus le long d’une diagonale C = vitesse du son Vitesse d’écoulement Capteur B Signaux Acoustic acoustiques Signals Transducteur & récepteur B La différence de temps de transit ( ou vol ) est directement proportionnelle à la vitesse de l’écoulement du fluide © 2010 - IFP Training Une onde acoustique qui se déplace dans le sens de l’écoulement est plus rapide qu’une onde sonore qui va en sens inverse de l’écoulement. 67 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Calcul de la vitesse de l’écoulement Temps de transit = distance vitesse Transducteur A Temps du capteur A à B L Vm D α Cm V • cos α Temps du capteur B à A Transducteur B D= L= Vm = EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Vitesse moyenne de l’écoulement Vm © 2010 - IFP Training Cm = diamètre conduite longueur trajet vitesse moyenne de l’écoulement vitesse moyenne du son 68 Calcul du débit volume La précision de la mesure de la vitesse Vm ( en un point ) est indépendante de : • la masse volumique • la température • la viscosité • la vitesse du son Qv = surface * Vm © 2010 - IFP Training Le passage de la vitesse Vm au Débit Qv dépend du profil de vitesse 69 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Exemples de mesure du temps de transit Diamètre conduite 100 mm Milieu Eau Vitesse de l’écoulement 1 m/s Vitesse du son 1480 m/s Temps de transit – sens de l’écoulement TA → B 95,4949 µs Temps de transit – sens inverse de l’écoulement TB → A Différence temps de transit ∆T = 0,913 µs = 91,3 ns (= 10 -9) 0,456 ns = 456 ps (= 10-12) La détermination du débit précises nécessite des mesures de temps de transit très précises EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training 0,5% résolution 95,5862 µs 70 Technologie des compteurs ultrasons Capteurs acoustiques Liquides fréquence des ondes acoustiques f > Mhz Gaz fréquence des ondes acoustiques kHz < f < Mhz Système mono-voie pour gaz & liquides • un seul trajet acoustique (single path) • version «clamp on» pour montage externe et / ou mesures mobiles Systèmes multi-voies pour gaz & liquides • haute précision • 4 trajets et plus © 2010 - IFP Training 71 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Différents types de débitmètres ultrasoniques Version « clamp on » pour liquides Mono -voie Systèmes 4 trajets pour gaz 5 voies pour liquides © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 72 Débitmètres ultrasoniques portables Transducteurs Ecoulement fluide Voie du signal ultrasonique © 2010 - IFP Training 73 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Compteurs ultrasons multivoies pour liquides Linéarité : ± 0,15% 5 voies ( trajets ) de mesure Répétabilité : ± 0,02% v.m. Pas de pièces mobiles © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 74 Caractéristiques des compteurs ultrasons multivoies X trajets ou voies ou chemin acoustiques 2 fois x transducteurs Vitesse d’écoulement ponctuelles + vitesse moyenne dans le tuyau En partie , indépendants du profil d’écoulement Corrections possible si profil de vitesse non symétrique © 2010 - IFP Training Mesures redondantes 75 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Performances des compteurs ultrasons Portables 3% à 5% 2 voies Liquides 1% Gaz 2% Liquides Gaz 0,15 % 0,5 % Multivoies © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 76 Installation des compteurs ultrasons Longueurs droites à prévoir en amont en fonction des perturbations - Généralement - 20 D à 10 D - 5D en aval © 2010 - IFP Training - 77 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Étalonnage des compteurs ultrasons sur boucle Étalonnage sur boucles d’ étalonnage en débit certifiées 5 points de débits : 10, 20, 50, 70, 90% Répétabilité sur 5 mesures pour quelques débits Mesures de référence de haute précision • Liquides • Gaz Production d’un Certificat d’étalonnage avec indication de l’incertitude du compteur EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training < 0,05% < 0,3% 78 Compteurs ultrasons pour comptage pipeline Compteur étalon Connexion vers étalonnage mobile Compteur de service Applicable au comptage de l’huile anhydre (peu ou pas d’eau) dans les pipelines © 2010 - IFP Training Faible perte de charge Pas de filtration obligatoire 79 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Compteurs ultrasons pour comptage transactionnel des liquides Exigences de l’OIML Exigences du NPD Performance Précision Accuracy turndown Dynamique 10:1 Repeatability Répétabilité band OIML R 117 NPD +/- 0,20% +/- 0,15% 0,12% 0,07% © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 80 Compteurs ultrasons pour comptage transactionnel des gaz Plusieurs fabricants Alternative intéressante aux mesures par orifices Déprimogènes Précision < 0,7% ( parfois < 0,5%) © 2010 - IFP Training 81 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Compteurs ultrasons mono-voie pour comptage du gaz de torche Les débitmètres ultrasons sont bien adaptés du fait de leur faible intrusivité et de leur grande dynamique de mesure Diamètre conduite : mini. 6 pouces, maxi. 72 pouces 0,05-70 m/s pour 72 pouces Plage de vitesses : 0,05-100 m/s pour 36 pouces 0,20-100 m/s pour 8 pouces EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 5% de la valeur mesurée dans la gamme 25-100 m/s © 2010 - IFP Training Incertitude à intervalle de confiance de 95% (écoulement pleinement développé) : 2,5% de la valeur mesurée jusqu’à 25 m/s 82 Normes relatives aux compteurs ultrasons ISO 17089 AGA 9 (pour le gaz) API MPMS Chapitre 5.8 (pour les liquides) 2007 © 2010 - IFP Training 83 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Résumé sur les compteurs ultrasons Avantages Points faibles • Forte dynamique • Grande précision • Mesure des faibles débits • Systèmes à temps de transit adapté aux fluides propres • Passage intégral : non intrusif • Nouvelle technologie • Pas de perte de charge = 0 • Longueurs droites obligatoires • Bidirectionnels • Pas de pièces mobiles • Sensibilité potentielle au bruit (vannes, ...) © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 84 Compteurs à effet vortex © 2010 - IFP Training 85 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Principe Un obstacle situé dans un écoulement liquide ou gaz produit des tourbillons (vortex) au D’une certaine vitesse ou nombre de Reynolds. La fréquence de détachement de ces tourbillons est proportionnelle à la vitesse moyenne de l’écoulement f vortex = S * U / d S nombre de Strouhal d : largeur de décollement U : vitesse moyenne Qv = f vortex * 1/ K = N / K Indépendant du type de fluide i.e identique pour un liquide , un gaz, de la vapeur et un fluide cryogénique. EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training K - facteur K en pulses / litre ou pulses / m3 86 Performances Débit mesuré en premier lieu aux conditions de ligne i.e dans les conditions réelles ( actual conditions en anglais ) Précision donnée par fabricants Liquides 0,5 % Gaz 1% Répétabilité Liquides 0,2% Gaz 0,3% Dynamique 20 : 1 Domaine linéaire 20 000 < Re > 7 000 000 pour les petits diamètres © 2010 - IFP Training Pas de mesure ( pas d’ effet vortex ) pour Re < 5 000 87 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Spécifications des compteurs vortex du marché Précision - Liquides Code série modèle Nombre de Reynolds Précision en % du débit vrai Pour un nombre de Reynolds compris entre 10 000 et 20 000, l’ erreur sur le débit liquide peut varier entre +2,25% et –0,75%. Précision– Gaz et vapeur ± 1,0% du débit pour un nombre de Reynolds > 20 000. Reproductibilité (sur 24 heures) Liquides 0,2% du débit sur la gamme de fonctionnement du nombre de Reynolds. EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training Gaz et vapeur 0,3% du débit 88 Vitesse minimum pour les compteurs vortex Vitesse minimum mesurable La vitesse minimum mesurable V min est indiquée dans le tableau ci-dessous. Dans ce tableau, ρf représente la densité du fluide procédé aux conditions d’écoulement en lb/ft3 ou en kg/m3, selon le cas. Vitesse minimum (V min) © 2010 - IFP Training 89 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Installation Diamètre de conduite recommandé 5 diamètres de conduite recommandés Vannes de sectionnement Pour les liquides, contre pression minimale Longueurs droites minimales pour perturbations “ classiques” 10 D avec redresseurs d’écoulement 20 D sans redresseurs d’ écouments Élimination de tout élément créant des perturbations EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training Fixation des conduites amont & aval 90 Dimensionnement des débitmètres vortex Données procédé requises Débits minimum & maximum ( conditions de ligne ) T °C & pression de la ligne (mini., normales, maxi.) Masse volumique Viscosité Données à fournir Diamètre du débitmètre Nombre de Reynolds Débits mesurables minimum & maximum K - facteur Perte de charge Vitesse minimum & maximum © 2010 - IFP Training 91 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Dysfonctionnement Pulsations de pression dans la gamme de fréquence des tourbillons vortex Pas de mesure due à l’ absence d’effet vortex en raison d’un Re trop faible (vitesse trop faible : viscosité trop forte) Mauvaise installation Cavitation pendant le comptage des liquides Encrassement du barreau générateur de tourbillons © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 92 Vérification et étalonnage Electronique Adaptation aux conditions : Gammes de débits Type de fluides Nombre de Reynolds Pulsations écoulements Contrôle des parties internes : cassures, érosion ou dépôts Étalonnage en atelier avec de l’eau pour vérifier le facteur K © 2010 - IFP Training 93 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Applications dans l’amont pétrolier • Comptage technique à précision moyenne − Gaz & vapeur − Liquides à faible viscosité comme l’eau & les condensats légers (< 5 cSt) − Re > 5000 • Exemples − − − − Gaz d’injection Gas-lift Mesurage du gaz sur séparateurs de production Mesurage du gaz sur séparateurs de test EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training Non adaptés aux fluides visqueux (pétrole brut) (visco > 5 cSt) et aux vitesses faibles 94 Compteurs électromagnétiques pour la mesure des fluides conducteurs (eau...) © 2010 - IFP Training 95 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Principe des compteurs électromagnétiques Dans un compteur électromagnétique , on mesure la tension électrique U induite par l’eau ( conductrice de l’électricité ) qui se déplace à la vitesse V dans le champ magnétique B U = B.D.V Qv = S.V B : induction magnétique D : distance entre électrodes Tension U comprise entre 1mV et 10 mV EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training S : section transversale de la conduite 96 Technologie des compteurs électromagnétiques Revêtement isolant interne en Teflon ou en céramique Électrodes pour mesurer la tension électrique généré Revêtement en Teflon-PFA Renforcement grâce à un grillage en acier inoxydable, utilisable à température élevée © 2010 - IFP Training Pas de passage d’électrode supplémentaires nécessaires 97 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Performances Précision +/- 0,5% pour une dynamique de débit de 20 :1 Limites d’erreur [+/-%] de la valeur mesurée Limites d’erreur typiques d’un débitmètre électromagnétique dans des conditions de référence EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training Vitesse de l’écoulement v [m/s] 98 Limites en pression et en température Pour des raisons technologiques ( liners en teflon avec risques d’infiltration et de décollage …), l’usage des débitmètres électromagnétiques peut être limité en pression Voir exemple suivant ou P max = 40 bars a © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 99 Installation Longueurs droites amont 5 D Installation de manière à ce que les Compteurs soient en charge dans du liquide ( eau ) sans air et / ou gaz © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 100 Mise à la terre des compteurs électromagnétiques © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 101 Normes ISO 6817 ISO 9104 ISO 13359 © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 102 Applications des compteurs électromagnétiques Uniquement pour le comptage de fluides conducteurs comme l’EAU Non utilisables pour le comptage des hydrocarbures - Rejets d’ eau - Traitement d’eau - Non appropriés à l’injection d’eau ( haute pression ) Grand nombre d’applications dans d’autres industries © 2010 - IFP Training - Gestion de l’eau - Chimie - Papier - Alimentaire 103 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Résumé sur les compteurs électromagnétiques Avantages • • • • • • Bien adaptés à l’eau Bonne précision < 1% Dynamique débits élevée 20:1 Non intrusifs Pas de pièces mobiles Pas de perte de charge • Uniquement pour milieux conducteurs • Pas appropriés aux hydrocarbures • Possiblité d’endommagement du revêtement interne • Mise à la terre obligatoire • Pas recommandés pour pression & température élevées © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Inconvénients 104 Autres compteurs - Référence - Émetteur © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Tubes de Pitot / sonde Annubar Rotamètres Débitmètres thermiques 105 © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 106 Tubes pitot et sonde multi points type Annubar© ∆P = 1 ρ V2 2 © 2010 - IFP Training 107 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Rotamètres EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training Incertitude 2% Dynamique débit 10:1 Fluides propres Air , Eau , liquides propres 108 Débitmètres thermiques Technologie Un élément chauffé situé dans l’écoulement Un capteur de température ( RTD ) utilisé pour mesurer la température de l’écoulement Principe Au contact du fluide qui débite , l’ élément chauffé a tendance à se refroidir . La perte thermique dépend du débit massique, de la capacité thermique du fluide et de la différence de température entre l’ élément et le fluide © 2010 - IFP Training Pour gaz propre : précision : 5% 109 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Détermination des fractions eau dans l’huile - Référence - Émetteur © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 110 Sommaire Vocabulaire Application des mesures eau Stratégie de mesure Échantillonnage Mesures en ligne Calcul des ratio eau/liquide (WLR) Erreurs © 2010 - IFP Training 111 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Terminologie Ratio eau / liquide WLR • WLR = 100 * eau / (eau + huile) aux conditions de ligne Water cut • Water cut = 100 * eau / (eau + huile) en conditions de laboratoire BS&W (ou S&W) • • • • Basic Sediment & Water : teneur en eau et sédiments BS&W = 100 * (sédiments + eau) / (sédiments + eau + huile) Le BS&W fait référence à une mesure spécifique par centrifugation Chapitres 10.3 & 10.4 du MPMS de l’API Huile nette ou Anhydre Q HA = Huile Brute ou hydratée ( HH) – Eau = Q HH * (100 – WLR)/100 Huile nette standard = Huile brute standard – eau - sédiments EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training 112 BS&W par centrifugation – API MPMS chapitres 10.4 & 10.3 INTERVALLE DE PRECISION ASTM REPRODUCTIBILITE REPETABILITE LE COTE DU CONE DOIT ETRE DROIT MOYENNE D’EAU EN % PAR CENTRIFUGATION © 2010 - IFP Training LIGNE FOND INTERIEUR 113 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Fractions eau / liquide à mesurer Pour les puits • Lignes production puits • séparateur de test 0- 99,5% et au delà − 2 phases − 3 phases 0 - 99 ,5% 0 - 20% Séparateur de production 0 - 40% Dessaleurs • entrée : • sortie : 0 - 20% 0 - 2% Départs champs gammes 0 - 5% à 0 - 40% Comptage transactionnel < 1% EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training 114 Stratégies pour la mesure de l’eau dans l’huile Solutions Échantillonnage ponctuel + analyse Échantillonnage automatique + analyse Mesures en ligne Critères de choix de la méthode Conformité aux réglementations et aux normes Exigences de précision Variations temporelles du rapport eau/liquide Accessibilité des instalations © 2010 - IFP Training 115 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Normes et procédures d’échantillonnage Échantillonnage manuel « spot » • ISO 3170 Échantillonnage automatique continu • proportionnel à l’écoulement ou au temps • ISO 3171 Échantillonnage pour transfert transactionnel • 10 000 échantillons instantanés (1c3 ou 1,5 c3) par chargement de tanker • 1 échantillon instantané tous les x barils (20 à 100) pour échantillonnage sur pipeline EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training 116 Échantillonnage manuel «spot» © 2010 - IFP Training 117 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Représentativité de l’échantillonnage Eau dispersée de manière homogène • Bon mélange • vitesse > valeur fonction de la configuration du pipeline • installation des points d’échantillonnage après pompes, coudes, réductions, … Sonde située au milieu de la conduite Échantillonnage isocinétique − v sonde = v conduite Ligne d’échantillonnage calculée pour éviter les paraffines Échantillonnage sous pression pour conserver les fractions légères et éviter l’évaporation Pour une bonne représentativité en fonction du temps , plusieurs échantillons ponctuels ou échantillonnage automatique EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training 118 Échantillonnage automatique continu Un échantillon instantané ou petit échantillon individuel (1 cm 3) prélevé • tous les x barils proportionnellement aux quantités et au débit Echantillonneur automatique en ligne ou • toutes les x secondes – proportionnellement au temps EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training Echantillonneur automatique avec boucle d’échantillonnage externe 119 Comment assurer la dispersion eau /huile norme ISO 3171 Débit minimum + élément de mélange adéquat ISO 3271 © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 120 Test de profil selon la norme ISO 3171 • Uniquement pour transfert transactionnel • Échantillonnage en différents endroits avec sonde spécifique • Injection d’eau en amont du point d’échantillonnage © 2010 - IFP Training 121 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Emplacement des points d’échantillonnage norme ISO 3171 Haut conduite Bas conduite Zone recommandée pour points d’échantillonnage a) Conduite horizontale b) Conduite verticale EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training Emplacement des points d’échantillonnage 122 Mesure en ligne des fractions eau Systèmes de monitoring de la proportion d’eau WIOM = Water In Oil Monitors = moniteurs eau dans l’huile Mesures en ligne / sur conduite Installés dans le procédé – pas d’analyse en laboratoire ou sur le terrain Mesures en continu Teneur en eau i.e rapport eau/liquide Mesures combinées avec débitmètres pour fournit l’ information débit huile nette © 2010 - IFP Training 123 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Technologie des systèmes WIOM Systèmes électriques • L’eau et l’huile ont des propriétés électriques différentes − capacitance / résistance − absorption des micro-ondes Mesures à partir de la masse volumique • Quand les masses volumique de l’huile et de l’eau sont différentes , il est possible d’ exploiter la masse volumique du mélange − mesurée par un compteur massique à effet Coriolis − mesurée par un gammamètre (utilisation dans le comptage polyphasique) Systèmes optiques − Absorption du proche Infra Rouge par H20 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training 124 Systèmes électriques Permitivité eau = 80 Permitivité huile= 2,1 © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 125 Full range water-cut meter © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 126 Sonde mesure eau par insertion Spécifications pour analyseur de proportion d’eau à insertion PARAMETRE Pleine plage 0-4% & 0-10% Plage inférieure 0-20% 0-Inversion 0-100% 80-100% PRECISION* +/- 0,04% (0-4%) +/-0,1% (4-10%) +/- 0,2% Phase huile uniquement +/- 0,5 Phase huile uniquement Phase huile +/0,5% Phase eau +/- 1,0 +/- 0,5% Phase huile uniquement REPETABILITE +/- 0,02% +/- 0,1% +/- 0,1% Oil Phase +/- 0,1% Phase eau +/- 0,5 Phase eau +/- 0,5% RESOLUTION 0,01% 0,10% 0,10% 0,1% 0,1% TEMPERATURE FLUIDE 60 - 160° F 60 - 160° F 60 - 160° F 60 - 160° F 60 - 160° F VERSION HAUTE TEMPERATURE 60 - 280° F 60 - 280° F 60 - 280° F 60 - 280° F SALINITE Sans objet Sans objet Sans objet 0,5% - 8% Φ eau Φ huile pas un facteur * Tous les pourcentages sont exprimés en pourcentage absolu de teneur en eau Plage supérieure 60 - 280° F 0,5% - 8% Φ eau © 2010 - IFP Training Plage moyenne PLAGE 127 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Calcul du WLR d’après la masse volumique Les débitmètres massiques Coriolis donnent Qm et un mesurage en ligne de la masse volumique de l’ émulsion De Le WLR peut être calculé si l’on connaît les masses volumiques de l’huile Do et de l’eau Dw WLR = 100 * ( De -Do) / (Dw-Do ) EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training Mesure et calcul valide pour un WLR compris entre 0 et 100% 128 Huile nette mesurée par débitmètres Coriolis © 2010 - IFP Training 129 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 De (g/cm 3 ) Calcul du WLR 1.05 1.00 0.95 0.90 0.85 0.80 0.75 0.70 Deau W LR = D e - D oil D water - D oil Dhuile 15 30 38 45 60 Température (°C) © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 130 Exemple de calcul de WLR Le débit d’huile et d’eau est mesuré à l’aide d’un débitmètre Coriolis La masse volumique de l’émulsion est mesurée Les masses volumiques de l’huile et de l’eau aux conditions de ligne sont connues Do = 900 kg/m3 Dw = 1050 kg/m3 1 - Calculer la masse volumique De de l’ émulsion pour WLR = 25 % 2 - Évaluer l’effet d’un changement de masse volumique de l’huile de + 5kg/m3 5 - Effet d’ une erreur sur les masses volumiques ? Conclusions ? EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training 3 - Calcul du WLR pour masse volumique d’émulsion = 1000 kg/m3 131 Limitations des calculs de WLR à partir de la masse volumique Masses volumiques huile et eau trop proches masse volumique eau – masse volumique huile > 150 kg/m3 Les masses volumiques de l’huile et de l’eau aux conditions de la conduite sont mal connues ou mal déterminées calculs faux, par exemple Masse volumique mesurée de l’ émulsion fausse en raison d ‘un dégazage par exemple fluides non stabilisés © 2010 - IFP Training EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 132 Mesure du WLR par système optique Mesure de l’ eau dans la gamme 0100% Incertitude +/- 2% © 2010 - IFP Training ( données constructeurs ) 133 EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 Mesures sur échantillon versus mesures en ligne L’échantillonnage suivi d’analyses sur site ou en laboratoire donne une teneur en eau en conditions de laboratoire Une mesure en ligne donne la teneur en eau aux conditions process P & T de la ligne Pour convertir et / ou comparer le résultat obtenu en ligne avec le résultat aux conditions de laboratoire, il faut prendre en compte la contraction de l’huile et de l’eau + la température et la pression WLR ligne = (eau / eau + huile) * 100 SF : Shrinkage Factor, facteur de contraction EP 20403_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_2 © 2010 - IFP Training En conditions de laboratoire WLR lab = (SFw*eau / (SFw*eau +SFhuile*huile))*100 134 Comptages test Partie 3 EP 20405_a_F_ppt_00 Appendice Comptage & allocation Test de puits © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 2 Séparateur 2 phases © 2010 - IFP Training 3 Séparateur 3 phases Q liq = Coriolis WLR = Coriolis Qgas = vortex © 2010 - IFP Training 4 Séparateur 3 phases © 2010 - IFP Training 5 Puits instables 4000 8 qw_sc [bbl/d] qg_sc [MMscf/d] 3500 7 3000 6 2500 5 2000 4 1500 3 1000 2 500 1 0 16:00 G asrate(MMscf/d) Liquidrates(bbl/d) qo_sc [bbl/d] 0 16:30 17:00 17:30 18:00 18:30 19:00 Time 6 © 2010 - IFP Training 15mn intermittence Données de test Champs BAM 24 DIAV 3 GNM 09 GRM 09 MBB 8 BSM 12G DIAV 3 GIM 9 GNM 11 MBB 8 MBB 9 TRM 06Z AYLM 9 BDNM 9 BSM 4 DIAV 4 DICO 1Z2 GRM 07 MBB 7 MSSM 1 BDNM 9 BSM 12G MSSM 1 TRM 15 BDNM 9 GRM 03 GRM 04 MBB 6 TRM 15 BSM 12G MBB 8 TNEM 3 GIM 9 Date du test 26/11/02 26/11/02 26/11/02 26/11/02 26/11/02 25/11/02 25/11/02 25/11/02 25/11/02 25/11/02 25/11/02 25/11/02 24/11/02 24/11/02 24/11/02 24/11/02 24/11/02 24/11/02 24/11/02 24/11/02 23/11/02 23/11/02 23/11/02 23/11/02 22/11/02 22/11/02 22/11/02 22/11/02 22/11/02 21/11/02 21/11/02 21/11/02 20/11/02 Durée du test (h) Valid. test 24:00 20:00 24:00 24:00 15:00 24:00 16:00 24:00 20:00 15:00 3:15 24:00 24:00 24:00 24:00 13:00 16:00 24:00 2:05 24:00 24:00 24:00 24:00 24:00 24:00 27:00 24:00 3:40 24:00 24:00 13:00 10:00 24:00 N O N N N N N O N N N N N N N O O N O N N O N N N N N N N O O N O Duse Production P tbg T° tbg PTH TTH (bars) (°C) 100 200 34 60 48 46 200 40 60 48 100 28 80 50 50 100 100 45 128 128 50 46 128 55 50 50 60 128 55 46 48 56 40 4.6 13.5 4.9 6 30 8 13.5 20 10 30 12 8 7.6 9.5 14 14 8 9.6 11.5 7.4 10 8 6.9 9.3 9.9 5 8.3 12 8.3 8 29 20 20 45 48 58 101 39 60 48 100 74 39 41 68 86 88 62 51 42 94 43 34 88 67 27 33 88 61 100 42 36 68 39 54 102 Separation P T° sep sep (bars) (°C) 4.2 4.7 3 4 11.3 3.8 4.7 14.5 3 11 11 4.19 3 7.8 3.4 5 3 4 11 7 7.8 3.8 6.4 4.19 7.7 4 5 11 4.26 3.8 11 6.3 14 40 60 48 93 37 52 60 70 66 37 40 48 81 83 55 61 62 91 41 34 82 40 26 25 82 47 92 41 25 40 30 50 60 Volumes QHH (m3/j) 40 2073 130 627 212 147 2057 919 304 266 444 86 269 708 159 1212 1378 628 201 130 677 148 34 43 679 66 727 374 39 149 190 49 915 BSW (%) 45.0 43.7 26.2 85.7 20.8 46.0 43.8 70.0 58.9 7.1 86.5 0.0 84.4 9.7 10.0 63.5 39.0 92.8 69.2 0.0 10.2 46.0 0.0 33.2 10.2 69.7 86.9 71.1 25.6 46.0 31.6 35.6 71.0 QHA (m3/j) 22 1167 96 90 168 79 1156 276 125 247 60 86 42 639 143 443 841 45 62 130 608 80 34 29 610 20 95 108 29 80 130 32 265 Q_Eau (m3/j) Q_Gaz form. (Sm3/j) 18 906 34 537 44 67.69 901 643.44 179 19 384 0 227 68.9 15.94 769 537 583 139 0 69 68 0 14.4 68.9 46 632 266 10 68.34 60 17.6 650 13.0 77.6 9.0 14.0 98.3 11.9 78.6 64.8 9.3 99.3 6.3 249.4 2.4 80.5 9.4 30.9 48.3 9.1 4.6 8.3 80.7 18.2 0.1 3.8 80.1 1.5 19.3 11.4 5.1 17.8 96.0 14.9 59.5 Ratio Vol. Ratio GLRT Qgi (Sm3/j) GLRI 850 48 154 45 464 132 49 87 70 373 58 2900 61 114 59 42 35 27 100 150 119 184 303 664 118 138 43 65 772 181 505 302 81 21.0 22.8 11.0 14.0 0.0 7.6 22.8 15.0 12.0 0.0 19.3 0.0 14.0 0.0 0.0 19.5 0.0 7.5 15.6 11.1 0.0 9.0 10.1 25.0 0.0 7.6 12.0 13.1 25.0 9.0 0.0 0.0 15.0 525 11 85 22 52 11 16 39 43 52 16 12 78 86 61 300 576 115 17 35 641 61 16 Vol. Q_Gaz total (Sm3/j) 34.0 100.4 20.0 28.0 98.3 19.5 101.4 79.8 21.3 99.3 25.6 249.4 16.4 80.5 9.4 50.4 48.3 16.7 20.2 19.4 80.7 27.3 10.2 28.8 80.1 9.1 31.3 24.5 30.1 26.9 96.0 14.9 74.5 Pressions GOR form. 591 67 94 156 585 149 68 235 74 402 106 2900 57 126 66 70 57 202 74 64 133 228 3 132 131 77 203 105 176 222 739 469 225 GL (bars) EA (bars) 76 69 48 72.6 0 69 69 110 67.1 0 61 0 63 0 0 68 65 72.3 68 56.8 0 68 76.4 36 0 66 50.1 55 37 70 0 0 110 Ratio Ratio QGI/ QHA QGT/ QGI 955 20 115 156 - 1.6 4.4 1.8 2.0 - 96 20 54 96 - 2.6 4.4 5.3 1.8 - 321 - 1.3 - 333 - 1.2 - 44 - 2.6 - 168 252 86 - 2.2 1.3 1.7 - 113 300 862 - 3.0 1.0 1.2 - 379 126 122 862 113 - 1.2 2.6 1.9 1.2 3.0 - 57 © 2010 - IFP Training BAM DIAV GNM GRM PFC MBB BSM DIAV GIM GNM MBB MBB TRM PFC AYLM BDNM BSM DIAV DICO GRM PFC MBB TNEM BDNM BSM TNEM TRM PFC BDNM GRM PFC GRM PFC MBB TRM PFC BSM MBB TNEM GIM Puits 5.0 7 Enveloppe opératoire d un séparateur de test © 2010 - IFP Training 8 Influence séparation incomplète Gas Outlet Liquid Carry-Over ∆P Inlet 10,000 bopd 3000 GOR (91% GVF) Separator ~0.25% © 2010 - IFP Training Oil Outlet Gas Carry-Under and Break-Out 9 Metering errors due to incorrect separation Separator Gas Outlet Conditions 6% Gas Rate Measurement Error Liquid Rate Measurement Error Separator Liquid Outlet Conditions 5% 4% 3% 2% 1% 0% 0% 1% 2% 3% Gas Volume Fraction 4% 5% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% Liquid Volume Fraction © 2010 - IFP Training 10 Comptages polyphasiques Partie 4 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Écoulements et compteur polyphasique Écoulements polyphasique Plusieurs phases qui circulent dans la meme conduite Production des puits Productions champs avant traitements Compteur polyphasique Dispositif ou système pour mesurer les débits huile , eau et gaz d’ un écoulement polyphasique Un séparateur de test 2 ou 3 phases peut être considéré comme un système de comptage polyphasique dans la mesure ou il fournit après séparation les débits des phases huile , eau et gaz. EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 © 2010 - IFP Training 2 Application des compteurs polyphasiques Surveillance et comptage des puits monitoring Optimisation de la production Flow assurance Test des puits = alternative au séparateur de test © 2010 - IFP Training 3 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Application des compteurs polyphasiques EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 © 2010 - IFP Training Comptage du champ A = champ satellite connecté à des installations communes aux champs A et B 4 Régimes d’écoulements Types d’écoulements classifiés en régimes d’écoulements ou flow régimes. La distribution des phases dans l’espace et le temps varie en fonction des régimes Les régimes varient en fonction des conditions opératoires , des propriétés des fluides , des débits et de l’orientation et de la géométrie des canalisations . Mist 100 100 Bubble Churn 1.0 Annular 0.1 Bubble 10 Slug 1.0 Wave Plug Mist 0.1 Slug Stratified 0.01 0.01 0.01 0.1 1.0 10 0.01 100 0.1 1.0 10 Superficial gas velocity (m/s) Superficial gas velocity (m/s) 100 © 2010 - IFP Training Superficial liquid velocity (m/s) 10 Superficial liquid velocity (m/s) Annular Finely dispersed bubble 5 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Caractéristiques des écoulements polyphasiques Débits des phases aux conditions de ligne • Qliquid • Qwater & Qoil • Qgas Fractions volumiques et ratio • Fraction volumique gaz = GVF EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Qgas ×100 (Qgas_+ _ Qliquid) WLR = Qwater × 100 (Qoil _ + _ Qwater ) © 2010 - IFP Training • Ratio eau liquide = WLR GVF= 6 Fractions surfaciques & hold up AGas Fraction surfacique gaz ALiquid Fraction surfacique liquide λGas = AGas APipe λLiquid = Gas Hold Up ALiquid APipe Liquid Hold-up © 2010 - IFP Training 7 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Vitesses superficielles Vitesse superficielle du gaz (vs,gas) Débit gaz (Qgas en m3/s aux conditions de température et de pression de la ligne ) divisé par la section totale de la canalisation (A). v s , gas = Q gas A Vitesse superficielle du liquide (vs,liquid) Débit liquide (Qliquide en m3/s aux conditions de température et de pression de la ligne ) divisé par la section totale de la canalisation (A). v s ,liquid = Q liquid A © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 8 Glissement de phase © 2010 - IFP Training 9 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Les solutions pour le comptage polyphasique Mesure des débits huile , eau et gaz avec un équipement de type compteur polyphasique sans séparation préalable des phases Mesure des débits huile , eau et gaz avec des compteurs monophasiques aprés séparation des phases dans séparateur © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 10 Comportement des puits © 2010 - IFP Training 11 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Les domaines de GVF ou fraction gaz Faible GVF 0 – 25% GVF moyen 25% - 85%. Fort GVF 85% - 95% ‘liquide gazé ’. • L’incertitude des compteurs polyphasique commence à augmenter . Trés forts GVF 95% - 100% • Ce domaine du comptage polyphasique est appelé ‘wet gas’ EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 © 2010 - IFP Training 12 Classification des systèmes de comptage polyphasique Compteurs polyphasiques MPFM Compteurs avec séparation • Séparation gaz/liquide totale • Séparation partielle • Séparation dans la ligne de prélèvement Compteurs wet gas Autres catégories EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 © 2010 - IFP Training 13 Principes de mesures © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 14 Principes de mesures Compteurs MPFM en ligne • • • • • • Dual gammamétrie + venturi Gamma + Impedance électrique ( capacité / conductivité ) + venturi Gamma + Micro ondes + venturi Non gamma ( DP ) + venturi + Impédance électrique Micro ondes + dual dP + compteurs volumétriques Venturi + absorption optique Infra Rouge MPFM avec séparation partielle © 2010 - IFP Training • Gamma + Dual gamma + Venturi + Echantillonneur fluide 15 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Informations fournies par MPFM Débits / Cumuls aux conditions process (actual) et aux conditions standard • Qoil • Qwater • Qgas Fractions • Fraction gas = GVF GVF = Qgas × 100 (Qgas _ + _ Qliquid ) WLR = Qwater × 100 (Qoil _ + _ Qwater ) GVF ≠ GOR EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 © 2010 - IFP Training • Ratio eau = WLR 16 Spécifications des MPFM : Enveloppe opératoire © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 17 Fournisseurs SCHLUMBERGER ( Vx technology ) ROXAR = MFI + FLUENTA FRAMO ( Vx technology ) PIETRO FIORENTINI ( pas de source gamma ) MPM ( 2007 ) HAIMO AGAR ( parties mobiles – pas de source gamma ) WEATHERFORD EP solution • Séparateur cyclonique + Red Eye ( pas de source gamma ) EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 © 2010 - IFP Training 18 ROXAR Venturi /cross corrélation/mesures électriques /gamma MPFM 1900 VI metering system Venturi arrangement Conductivity sensors and electronics Capacitance sensors and electronics Service console Gamma densitometer Flow computer © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 19 Compteur polyphasique ROXAR 1900VI © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 20 Compteur polyphasique ROXAR 1900VI © 2010 - IFP Training 21 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Vue générale du système Service Console TCP/IP MPFM display Venturi RS232 Modbus dP RS232/485 1p cable P Ind. sensor Sensor Electronics 8p cable 1 x fibre cable Safety barriers TCP/IP Ethernet Flow Computer RS232 / RS 485 Modbus ASCII / RTU Integrated Flow temp. Cap. sensor Gamma det. 2p cable Hazardous area Analogue outputs (8) Safe area © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 22 Densimètre Gamma Source Cs 137 Détecteur gamma Source Cs 137 utilisée par le MPFM Émetteur béta qui émet des rayonnements gamma à un niveau d’énergie (662 keV) en association avec l’ émission béta Cs-137 -> Ba-137 + e(-) (1172 keV) Ou EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 © 2010 - IFP Training Cs-137 -> Ba-137 + e(-) (512 keV) + gamma (662 keV) 23 Atténuation des rayons Gamma © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 24 ATTENUATION [1/cm] Atténuation des rayons gamma en fonction de leur énergie 10.000 18 30 60 360 660 1.000 0.100 0.010 WAT GAS OIL FRW 0.001 10 100 ENERGY [keV] 1000 Mixture density Water fraction © 2010 - IFP Training Gas fraction 25 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Venturi + Impédance électrique+ gamma Capteur capacitif pour les mesures de permittivité du mélange C Mixture oil/water/gas Capteur de conductivité Capacitance 1/Resitivity I Gas fraction Water fraction R EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Gas fraction © 2010 - IFP Training Water fraction σ 26 Permittivité & conductivité en fonction du water cut © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 27 Capteur capacitif pour mesures de permittivité © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 28 Capteur pour mesures de conductivité Mesures de conductance Non intrusif Technologie connue Coils/ toroides Conductance detector ring electrodes Faible sensibilité à la formation de dépots Sensibilité à la salinité de l’ eau © 2010 - IFP Training PEEK insert 29 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Conductivité de l’eau en fonction de la salinité : influence sur MPFM EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 © 2010 - IFP Training Pour WLR > 60 % en phase continue eau 1% erreur sur conductivité = 1% erreur absolue sur WLR 30 Erreur due à mauvaise entrée conductivité dans calculateur © 2010 - IFP Training 1% error on conductivity = 1% absolute error on WLR 31 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Équations pour les fractions Gamma absorption ( A ) • A = (μoil * ρoil * % oil) + (μwater * ρwater * % water) + (μgas * ρgas * % gas) Permittivité (ε) ou Conductivité • ε = (3 * % oil) + (80 * % water) + (1 * % gas) • 100 = % oil + % water + % gas © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 32 ROXAR MPFM 1900 VI Vitesses mesurées par Cross -corrélation t d V = d/T τ © 2010 - IFP Training I T 33 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Mesures en présence de glissement de phase L’écoulement peut être assimilé à quatre constituants : • Huile • Eau • Gaz sous forme dispersée (“petites bulles”) EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 © 2010 - IFP Training • Gaz libre (“Poches ou grosses bulles”) 34 Mesures en présence de glissement de phase Écoulement assimilable à un système à deux vitesses • Une phase quasi - homogène (huile , eau et gaz dispersé ) se déplaçant à vitesse Vl © 2010 - IFP Training • Une phase gaz avec grosses bulles se déplaçant à une vitesse supérieure Vg à celle de la phase dispersée (glissement) 35 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Redondance dans système Roxar ROXAR MPFM 1900 VI Grandes électrodes pour mesurer poches de gaz Redondance dans mesures débit - Cross corrélation avec électrodes doublées - Compteur venturi Électrodes doubles Donnent une redondance dans la mesure eau EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Cross – corrélation pour GVF > 10% © 2010 - IFP Training Petites électrodes pour mesurer petites bulles / liquide 36 Installation des MPFM Return S ection M eter Downstr eam S ection D istance between Meter an d E x Flow Co mpu ter En clo sure Me ter Unit Coaxial Cable Connector S ide M eter Upstream S ection E x Flo w Co mpu ter E nclosure EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 B lind T © 2010 - IFP Training B lind T Upstr eam Sec tion 37 Rapport de Test de puits © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 38 Incertitudes du Roxar 1900 VI © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 39 Roxar MPFM 1900 VI : Sensibilité aux paramètres fluide © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 40 Références fluides & valeurs par défaut © 2010 - IFP Training 41 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Information à fournir par utilisateur / client Composition hydrocarbure en mole% (alt. wt%) − Composition du fluide à mesurer Domaine de fonctionnement du MPFM working range − P − T Conditions de référence ou standards − P − T Salinité de l’eau en g/l ou ppm EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 © 2010 - IFP Training 42 Paramètres “Black oil” pour calculs aux conditions standard Bo : Oil volume factor VOAC Bo = SC VO VGSCin O Rs : Gas in oil solubility factor RS = Bg : Gas volume factor VGAC Bg = SC VG VOAC VOSCin G Rv : Oil in gas solubility factor RV = Bw : Water volume factor VWAC Bw = SC VW EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 © 2010 - IFP Training AC = Actual Conditions ou conditions de ligne SC = Conditions standards VGAC 43 Paramétres calculés par simulateur thermodynamique PVTsim Trois tables Table 1 : • Paramètres “ Black oil “ Table 2 : • Masses volumiques aux conditions comptage • Masses volumiques aux conditions standard Table 3 : (pour applications Wet Gas) EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 © 2010 - IFP Training • Parameters wet gas 44 SCHLUMBERGER – FRAMO Vx TECHNOLOGY Vx construit en Norvège par 3-phase AS ( SLB +Framo) Pour Framo ( Mer du Nord + Subsea ) SLB ( autres applications) – Phasewatcher & Phasetester Venturi Detector • Débits Compteur Venturi Q = K * SQR ( ρ * ΔP ) Source • Fractions Dual Energy ( Ba ) gammamètre P T Composition Meter Flow © 2010 - IFP Training ∆P 45 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 46 © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Les calculs dans le MPFM Vx © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 47 Technologie Vx : SCHLUMBERGER – FRAMO © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 48 Équations pour détermination des fractions Atténuation gamma ( A1 ) – Niveau énergie 1 • A 1 = (μoil 1 * ρoil * % oil) + (μwater 1 * ρwater * % water) + (μgas 1 * ρgas * % gas) Atténuation gamma ( A2 ) - Niveau énergie 2 • A 2 = (μoil 2 * ρoil * % oil) + (μwater 2 * ρwater * % water) + (μgas 2 * ρgas * % gas) • 100 % = % oil + % water + % gas © 2010 - IFP Training 49 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Atténuation LE EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 -0,02373 -0,031234 -0,032103 d -0,01764 -0,017379 -0,015035 Mass attenuation 0,052 -0,733824 -0,987168 0,052 -0,903708 -1,624168 0,052 -0,0469092 -0,10016136 © 2010 - IFP Training 800 1000 60 HE 50 Mesures d’atténuation gamma à deux niveaux d’énergie GAS count rate high energy level, I(e2) Igas(e2) Ioil(e2) OIL Iwater(e2) WATER Iwater (e1 ) Ioil(e1 ) Triangle Trianglecontains containsall all possible combinations possible combinationsof of oil, water and gas fractions oil, water and gas fractions Igas(e1 ) count rate low energy level, I(e1) © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 51 Effet des propriétés fluide sur le MPFM VX © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 52 Conversion des débits conditions de ligne aux conditions standard © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 53 Performances des compteurs MPFM Vx © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 54 MPFM avec mesures 3D en trois dimensions 3D BroadBand • Mesure de la constante diélectrique en 3D. • Mesure de la concentration de gaz annulaire Mesure de la salinité de l’ eau Venturi • Débit • Conditionnement . Gamma • Mass atténuation Température et Pression EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 © 2010 - IFP Training 55 Venturi + Cross-Correlation + Impédance électrique © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 56 Compteur = Positive Displacement + dual dP + micro-ondes © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 57 Venturi + gamma + conditionneur © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 58 MPFM mobile Phase tester Flow Meter • Dual energy-venturi meter • Portable unit Choke Manifold Multiphase Meter Steam Exchanger Test Separator EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 © 2010 - IFP Training OTC 13146 59 Enveloppe de production © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 60 MPFM : conditions opératoires, dimentionnement & sélection Year GOR 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Qoil 2377 2288 2473 2691 2914 3189 3282 3311 3458 3691 W LR 10913 12347 13508 13589 12486 10902 8623 7354 6693 5736 Qgas 0,01 0,01 0,00 0,00 0,01 0,11 1,63 4,67 7,07 10,43 25,93 28,25 33,44 36,55 36,35 34,75 28,31 24,35 23,13 21,15 MPFM 3 INCHES Avec PERFORMANCES suivantes © 2010 - IFP Training LIQUID 5 % relatif GAS 5% relatif WLR 2.5% abs 61 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Détermination des conditions opératoires - 1 Q Liquide & Qgas aux CONDITIONS – P & T par année GVF & WLR par année CALCULATIONS par SIMULATION PROCÉDÉ AKPO P30 RESERVOIR A : SIGNIFICANT YEARS YEAR 1 / WCUT = 0 P, b.a. 135 145 212,9 T, °C 80 80 82,1 QL, m3/j 2567,1 2604,9 2875,1 QG, m3/j 3046,7 2709,3 1318,5 GVF 54,3 51,0 31,4 QW, m3/j 0,0 0,0 0,0 P, b.a. 142 149 205,2 T, °C 81,9 81,9 83,2 QL, m3/j 2481,5 2502,9 2681,4 QG, m3/j 2318,8 2140,3 1182,8 GVF 48,3 46,1 30,6 QW, m3/j 384,9 384,9 385,3 P, b.a. 112 112 187 187 216,2 T, °C 61 72 61 72 74,8 QL, m3/j 940,0 896,0 1007,6 951,3 908,7 QG, m3/j 6039,2 6514,5 3228,2 3527,7 3130,5 GVF 86,5 87,9 76,2 78,8 77,5 QW, m3/j 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 P, b.a. 115 115 183 183 T, °C 65 73 65 73 QL, m3/j 867,9 838,7 885,1 850,8 QG, m3/j 6170,0 6512,8 3585,4 3808,5 GVF 87,7 88,6 80,2 81,7 QW, m3/j 128,8 128,1 129,2 128,8 WLR 0,0 0,0 0,0 MV Liq., kg/m3 Visc. HH, cpo Visc. G, cpo 679,6 0,5 0,018 674,1 0,4 0,019 636,6 0,3 0,023 UL, m/s 4,4 4,2 3,4 UG, m/s 5,0 4,7 3,6 Z Gas 0,821 0,816 0,806 UL, m/s 3,7 3,6 3,1 UG, m/s 4,4 4,3 3,5 Z Gas 0,821 0,817 0,808 UL, m/s 4,0 4,1 2,7 2,8 2,6 UG, m/s 6,3 6,6 3,9 4,1 3,7 Z Gas 0,788 0,806 0,744 0,765 0,773 UL, m/s 3,7 3,8 2,7 2,8 UG, m/s 6,4 6,7 4,1 4,3 Z Gas 0,794 0,807 0,756 0,771 YEAR 1 / WCUT = 20% WLR 15,5 15,4 14,4 MV Liq., kg/m3 Visc. HH, cpo Visc. G, cpo 726,5 0,6 0,019 722,8 0,5 0,019 693,3 0,4 0,023 YEAR 7 / WCUT = 0 WLR 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 MV Liq., kg/m3 Visc. HH, cpo Visc. G, cpo 639,8 0,3 0,017 641,8 0,3 0,017 585,1 0,2 0,022 589,8 0,2 0,022 572,1 0,2 0,024 YEAR 7 / WCUT = 20% MV Liq., kg/m3 Visc. HH, cpo Visc. G, cpo 695,9 0,4 0,017 698,8 0,4 0,017 657,5 0,3 0,022 662,7 0,3 0,021 © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 WLR 14,8 15,3 14,6 15,1 62 Configuration des MPFM avec propriétés fluide Exactitude des MPFM garantie si les propriétés fluide sont connues avec précision et chargées dans le MPFM – configuration – La sensibilité aux propriétés fluide varie d’ une technologie à l’ autre Incertitudes requises sur propriétés fluide pour avoir spécifications Masse volumique Oil @ T&P • < +/- 2% Masse volumique Gas @ T&P • Masse volumique eau • < +/- 1% Conductivité de l’ eau • < +/- 10% pour huile continue • < +/- 1% pour eau continue © 2010 - IFP Training < +/- 10% 63 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Recommandations pour utilisation MPFM Connaissance fluide et sensibilité fluide requise : fluides simples / complexes Vérification des capteurs et des données Vérification des propriétés fluides – conductivité / salinité eau Formation EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 © 2010 - IFP Training 64 Implémentation MPFM Philosophie comptage Pré étude MPFM • • • • Besoins Caractérisation des fluides et des débits Principes Architecture & reconciliation Sélection des systèmes • Équipment • Incertitude Tests sur Flow loop EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 © 2010 - IFP Training 65 Tests sur flow loop : expression résultats © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 66 Résumé compteurs MPFM Avantages Inconvénients Reliability. Continuous monitoring is possible. Require awareness of the personnel operating the meters. Installation and operating costs are low compared to those of a conventional system. Sensitive to the physical properties of the phases to be measured. Test separator, test lines, manifolds and valve systems are eliminated. Verification is strongly recommended. More frequent tests. Transient follow up. No standard for multiphase fluid sampling. Given the possibility of continuous. Metering, the total uncertainty will be lower than in a conventional system. © 2010 - IFP Training 67 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Applications des MPFM en Production En topside , alternative au séparateur de test Optimisation Production • Monitoring continu des puits • flow assurance Développements sous marins • Puits , flowline , risers • Détection eau pour contrôle hydrate Challenges techniques • HP/HT • Huiles lourdes / fluides visqueux Champs marginaux Remplacement / compléments aux séparateurs tests existants Comptage fond de puits EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 © 2010 - IFP Training 68 Installation sur manifold pour test des puits © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 69 Monitoring continu des puits gas liftés © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 70 Compteurs WET GAS © 2010 - IFP Training 71 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Applications Wet gas GVF très élevés : GVF >> 90 % souvent >> 95 % Champs à Gas & Champs gas + condensats Mesures gaz précises Mesures eau pour champs à gaz Mesures condensats et eau pour champs de gaz à condensats © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 72 Définitions Fr g & Fr l : Gas Froude & liquid Froude numbers Ug & Ul : Superficial Velocity = ݃ݎܨ ܷ݃ ߩ݃ ܷ݈ ߩ݈ ݁= ݈ݎܨ ݐ ඨ ඨ ߩ − ߩ ߩ − ݃ ඥ݈݃ ܦ ඥ݃݃ߩ ݈ ܦ X LM = Lockhart-Martinelli number: square root of the ratio of the superficial liquid inertia force to the superficial gas inertia force both taken at line condition X LM = Fr liquid / Fr gas EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 © 2010 - IFP Training En général , pour wet gas GVF > 95 % Paramètre Lockhart Martinelli LM < 0.3 73 Classification des Wet gas meters ( WGM ) © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 74 Compteurs Venturi Topside Export Producer 1 P => R O C E => S S Production separator Producer 2 EPTL K4aD Test separator EPTL J6A5 Legend wet gas dry gas condensate water Transporter pipeline venturi © 2010 - IFP Training orifice coriolis 75 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Correction des compteurs Venturi FLOW COMPUTER ∆ P GAS MASS FLOW T P Mesure du gaz par Venturi Calcul PVT du contenu HC liquide Correction du surcomptage par Φg EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Φg = 1 + M * X Le coefficient de Murdock M est recalculé périodiquement 3,78 < M < 5,2) © 2010 - IFP Training D’autres corrections plus précises existent (Chilshom , De Leeuw…) Correction type Murdock 76 Compteurs wet gas deux phases : ISA SOLARTRON Débit gaz Débit liquide 90 < GVF < 98 % Deux mesures de pression différentielle Fraction liquide déterminée en résolvant deux équations indépendantes issues de deux principes de mesures différents (Venturi + wedge) P1 T1 MIXER ∆P 1 ∆P 2 VENTURI WEDGE FLOW © 2010 - IFP Training 77 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Applications subsea = 1 compteur par puits Comptage / monitoring puits Comptage champs © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 78 WGM: dP + micro ondes Débit gaz Mesure fraction eau WVF Coaxial microwave probes Flow ∆P1 ∆P2 V cône pour débit total Absorption des micro-ondes pour l’eau © 2010 - IFP Training Le condensat est déterminé à partir du calcul du CGR 79 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 WGM : dP + micro ondes Sensor ∆P flow units meter Microwave WFM P&T User input Software units Wet Gas Meter Flow Computer ρg ρc GOR µ k Hydrocarbon composition PVTx Water conductivit y QwQc Qgαwαcαg Sensor output Mesure hydrocarbure gaz +/- 4% rel Mesure eau WVF : +/- 0,2% abs. © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 80 Wet gas meter Roxar : enveloppe opératoire © 2010 - IFP Training 81 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Weatherford = mesure optique + Venturi Fraction eau déterminée par absorption dans le Proche IR © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 82 MPM : WGM 3 phases © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 83 MPM : WGM 3 phases - Performances © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 84 Framo / Schlumberger : WGM 3 phases: venturi + dual gamma Venturi Detector Compteur venturi Q = K * SQR (ρ * ΔP) Gamma mètre à 2 niveaux d’énergie ( Ba ) Source Modèles et data processing adapté au gaz P ∆P T Composition Meter “ gas mode” Flow © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 85 Framo / Schlumberger : WGM 3 phases: venturi + dual gamma © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 86 Vx performance in gas mode © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 87 Implantation / études WGM Philosophie comptage Pré étude • principe • architecture & reconciliation • Caractérisation : fluides / débits Solution • Équipements • Ranking • Incertitudes Tests sur Flow loop EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 © 2010 - IFP Training 88 Alternatives / Compléments aux Compteurs polyphasiques © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Comptage “ virtuel ou Virtual metering Traceurs 89 © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 90 Comptage virtuel sur puits Mesures delta Pression des perforations à la tête de puits delta Température des perforations à la tête de puits Perte de pression aux bornes de la duse + Modèles Q = f(P, T) Wellhead PT PT Platform Manifold © 2010 - IFP Training PT Flow line/Riser Downhole ISF 07.98 91 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 Modèles puits : WHP versus débit liquide pour GOR et WLR donné 100 190 90 180 80 170 70 60 150 W HP W HT 50 140 40 W e ll he a d te m pe ra ture (C) W e ll he a d pre ssure (ba ra ) 160 130 30 120 20 10 100 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 L i q u i d fl o w r a te (S m 3 / D ) 6000 7000 8000 9000 © 2010 - IFP Training 110 ISF 07.98 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 92 Sensibilité 190 180 Low rate - ± 1bar = ± 200 Sm3/D = ± 6.7% W e ll He a d P re ssure (Ba ra ) 170 160 150 High rate- ± 1bar = ± 100 Sm3/D = ± 1.5% 140 130 120 110 0 1000 2000 3000 4000 5000 Liquid flowrate (Sm3/D) 6000 7000 8000 9000 © 2010 - IFP Training 100 ISF 07.98 EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 93 Traceurs © 2010 - IFP Training EP 20404_a_F_ppt_00 Comptage & allocation partie_3 94 COMPTAGES FISCAUX Partie 5 EP 21747_a_F_ppt_00 Comptage fiscal des liquides EP 21747_a_F_ppt_00 Introduction & objectifs Calculs des volumes Mesurage statique Bancs de comptage Principes d’étalonnage Contrôle des opération & de la qualité Normes © 2010 - IFP Training 3 EP 21747_a_F_ppt_00 Objet du comptage fiscal Comptage de haute précision pour • La comptabilisation des transferts • Le calcul des ventes et des achats d’ hydrocarbures Comptage d’ allocation contrcatuelle pour déterminer la propriété des hydrocarbures en un point donné Incertitude • < 0,25% pour le comptage transactionnel - < 0,15% ou mieux pour les quantités importantes • < 0,5 à 5% pour le comptage d’ allocation EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training • Incertitude fonction des contrats, réglementations et contexte économique 4 Applications types Transfert de cargaison • Chargement de tankers : jusqu’à 1000 000 bbls • Chargement de camions Transfert / allocation de pipelines : jusqu’à 100 000 bbls/j minimum • Mesurage en continu © 2010 - IFP Training Le comptage transactionnel des hydrocarbures liquides peut se faire par • mesurage statique : jaugeage des réservoirs, pesage mesurage dynamique avec débitmètres pour le chargement des tankers, le comptage sur pipelines, ... 5 EP 21747_a_F_ppt_00 Objectifs globaux et contraintes Calcul des quantités Détermination de la qualité Rapports : • bordereaux de livraison : quantité d’huile, d’eau & de sédiments • bordereaux de chargement avec volumes pour facturation ultérieure aux acheteurs Contrôle de la qualité Conformité aux réglementations & aux normes reconnues internationalement EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training • normes API & ISO 6 Données à fournir Volumes bruts aux conditions réelles et aux conditions standard Volumes nets aux conditions standard Masse Poids dans l’air = masse corrigée de la poussée de l’air Masse volumique dans le vide / dans l’air d air = d vide – 1,1 kg/m3 Densité API Teneur en eau + sédiments (BS&W – (%), teneur en eau, sédiments ) © 2010 - IFP Training 7 EP 21747_a_F_ppt_00 Unités & conditions standard Conditions de référence ISO − PST = 1,01325 bar a − TST = 15°C (298,15 K) Conditions de référence US pour Barrils − PST = 14,696 psi a − TST = 60°F Pour l’allocation, les volumes peuvent être exprimés en barils à 60°F ou en m3 à 15°C Pour la facturation de l’huile, les volumes seront donnés en barils à 60°F & 14,696 psia Le poids est donné dans l’air pour les coûts de transport EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training 8 Mesurage des quantités Jaugeage des réservoirs • Volumes observés bruts calculés à l’aide de tables de barémages , corrections de déplacement du toit & eau libre Mesurage des débit avec banc de comptage • Détermination du Volume Indiqué (IV) − Le Volume indiqué (IV) correspond au chiffre indiqué par le compteur pendant la réception ou la livraison. Si l’on prend en compte les sorties “impulsions”, le volume indiqué se déduit du rapport suivant : IV = N Kf © 2010 - IFP Training − Les volumes sont corrigés pour donner les volumes observés bruts ou les volumes bruts hydratés (HH : huile + eau) 9 EP 21747_a_F_ppt_00 Volume standard brut (GSV, gross standard volume) Correction des quantités mesurées au moyen de débitmètres Le GSV intègre les corrections de l’influence de la pression et de la température sur le liquide mesuré, ainsi que les corrections du débitmètre MF : GSV = IV × MF × CTL × CPL = IV × MF × VCF MF facteur de correction pour débitmètres ( « Meter factor ») CTL coefficient de correction de la température (liquide) CPL coefficient de correction de la pression (liquide) VCF facteur de correction de volume (CTL x CPL) Pour les Bacs EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training GSV = TOV * CTL 10 Correction de l’ influence de la température sur le liquide – CTL Lorsqu’un liquide est soumis à un changement de température, son volume diminue si la température diminue ou augmente si la température augmente. Ce changement de volume est proportionnel au coefficient d’expansion thermique du liquide, qui varie avec la masse volumique de référence rST et la température du liquide. Le CTL est défini dans l’API MPMS chapitre 11.1 – facteur de correction de volume pour température et pression des huiles brutes généralisées, produits raffinés et lubrifiants. © 2010 - IFP Training 11 EP 21747_a_F_ppt_00 Détail du calcul du CTL CTL facteur de correction température sur le liquide αT de de la coefficient d’expansion thermique à la température de référence Tb Tm température du liquide aux conditions de ligne © 2010 - IFP Training TSt température de référence du liquide EP 21747_a_F_ppt_00 l’influence 12 Correction pour influence de la pression sur le liquide – CPL Lorsqu’un liquide est soumis à un changement de pression, sa densité augmente à mesure que la pression augmente ou diminue à mesure que la pression diminue. Ce changement de densité est proportionnel au facteur de compressibilité du liquide, F, qui dépend et de sa densité, ρST, et de la température du liquide. Le CPL est défini dans l’API MPMS chapitre 11.1 – facteur de correction de volume pour température et pression des huiles brutes généralisées, produits raffinés et lubrifiants. © 2010 - IFP Training 13 EP 21747_a_F_ppt_00 Détail du calcul du CPL CPL m = 1 1 − Pm − (Pe a − PST a ) × F ( ) CPL facteur de correction de l’influence de la pression sur le liquide Pm pression de service Pea pression de vapeur à l’équilibre à la température de ligne PSTa pression de référence (en absolu ) F facteur de compressibilité du liquide La pression de vapeur du liquide à l’équilibre, Pea, est considérée comme étant égale à la pression de référence PSta pour les liquides ayant une pression de vapeur à l’équilibre inférieure ou égale à la pression atmosphérique à la température de ligne . EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training Pea – PSta > 0 14 Calculs de la quantité d’huile nette & du volume d’eau Détermination du volume standard net (NSV, Net Standard Volume ) • Le NSV est le volume équivalent d’un liquide dans ses conditions de référence (standard) sans les sédiments et l’eau. Il est obtenu à partir de l’expression suivante : NSV = GSV * ( 100 – BSW ) / 1000 = GSV * CSW Détermination du volume de sédiments et d’eau (SWV, Sediment & Water Volume) • Le volume de sédiments et d’eau correspond au pourcentage de sédiments et d’eau (%S&W) . Il est déterminé à partir d’ une mesure surun échantillon représentatif de la quantité de liquide mesurée. Il représente la portion non hydrocarbure du liquide et se calcule comme suit : © 2010 - IFP Training SWV = GSV * BSW /100 15 EP 21747_a_F_ppt_00 Jaugeage sur bac 2 méthodes • jaugeage par le plein • jaugeage par le creux Température • 3 mesures Échantillonnage • 3 échantillons Correction toit flottant Calcul par utilisation table de barémage des bacs Volume brut observé Correction de température Volume standard et brut standard EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training 16 Jaugeage des bacs © 2010 - IFP Training Par le plein Par le creux 17 EP 21747_a_F_ppt_00 Jaugeage des bacs Méthode manuelle ATG Radar © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 18 Limitations Représentativité de la température Représentativité de l’échantillon Incertitude liée au baréme des bacs • 0,3% Incertitude globale • > 0,4% © 2010 - IFP Training 19 EP 21747_a_F_ppt_00 Banc de comptage Mesure des débits en continu pendant le transfert © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 20 Description d’un banc de comptage selon l’API MPMS © 2010 - IFP Training 21 EP 21747_a_F_ppt_00 Description d’un banc de comptage Plusieurs lignes de comptage Pour chaque ligne • Un filtre (avec mesure de la perte de charge) • un débitmètre (de préférence à turbine) avec deux sorties impulsionnelles • mesure de la pression et de la température • vannes de contrôle de débit • vannes double isolation et purge pour isolation pendant l’étalonnage Un système d’échantillonnage automatique Un système de mesurage de l’eau dans l’huile (optionnel) Un densitomètre (optionnel) Une boucle étalon fixe pour étalonnage en ligne des débitmètres ou des connexions pour étalonnage Calculateurs de débit Système de supervision et de reporting EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training 22 Description d’un banc de comptage transactionnel liquide HV FIT DPIT TIT TW PIT MOV FCV MOV TIT TW PIT MOV FCV TIT FIT DPIT TIT HV TW FIT DPIT TIT TW PIT MOV FCV DT VT TIT HV PIT PIT TW MOV PIT FS TW MOV HV FIT DPIT TIT TW PIT MOV FCV AP MOV Z DPIT PIT TW TIT Z FCV TIT TW PIT © 2010 - IFP Training 23 EP 21747_a_F_ppt_00 Description d’un banc de comptage transactionnel liquide HV FIT DPIT TIT TW PIT MOV FCV MOV TIT TW PIT MOV FCV TIT FIT DPIT TIT HV TW FIT DPIT TIT TW PIT MOV FCV DT VT PIT FS MOV TW TIT HV PIT PIT TW MOV HV FIT DPIT TIT TW PIT MOV FCV AP MOV Z DPIT PIT TW TIT Z TIT TW PIT FCV © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 24 Description d’un banc de comptage Débitmètre • Différentes technologies de comptage sont recommandées en fonction de l’application et du produit Exemples • Chargement pétrole sur tanker − viscosité faible à moyenne : débitmètre à turbine à hélice − viscosité élevée : débitmètre volumétrique • Chargement GPL − débitmètre Coriolis • Allocation © 2010 - IFP Training − débitmètre à turbine − débitmètre ultrasonique − débitmètre Coriolis 25 EP 21747_a_F_ppt_00 Description d’un banc de comptage Mesure de la température • La température du fluide doit être mesurée immédiatement en aval de la longueur droite de sortie du débitmètre, près du densimètre et à l’entrée et à la sortie de la boucle étalon. • Les appareils électroniques utilisés pour déterminer la température du fluide sont essentiellement des capteurs de température à résistance (RTD). Ces dispositifs sont généralement logés dans une sonde métallique installée dans un puits L’incertitude u(T) associée à cette mesure est : ± 0,25 °C EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training 26 Description d’un banc de comptage Mesure de la pression • La pression du fluide doit être mesurée en aval de la longueur droite de sortie du débitmètre, près du densimètre et à l’entrée et à la sortie de la boucle étalon. • Les appareils électroniques utilisés pour déterminer la pression du fluide génèrent une sortie analogique (4-20 mA) et doivent être installés pour permettre une vérification périodique. Mesure de la masse volumique • Si nécessaire, un transmetteur de masse volumique doit être installé sur le système de comptage afin de mesurer avec précision la masse volumique du fluide compté. Cette valeur peut servir au calcul masse/volume et au calcul du facteur de correction de volume (CTL). Mesure de la quantité d’eau dans l’huile • Le cas échéant, la quantité d’eau dans l ’huile peut être déterminée en ligne à l’aide d’un “analyseur spécifique à cette mesure. © 2010 - IFP Training 27 EP 21747_a_F_ppt_00 Description d’un banc de comptage Vannes d’isolation EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training • Des vannes d’isolation doivent être installées aux deux extrémités des sections de comptage à des fins de maintenance et de gestion de la capacité du système (nombre de lignes ouvertes/fermées). • Une vanne d’isolation supplémentaire doit être installée sur la ligne d’étalonnage (pour pouvoir connecter la sortie du débitmètre à la référence pour l’étalonnage en ligne). • Toutes ces vannes doivent être de type double isolation et purge (double block & bleed) pour contrôler l’étanchéité quand elles sont fermées. 28 Description d’un banc de comptage Vannes de régulation de débit • Des vannes de régulation de débit doivent être installées sur chaque ligne de comptage afin de régler le débit et d’optimiser la répartition de l’écoulement dans les lignes actives et dans le système d’étalonnage Vannes 4 voies • Des vannes 4 voies sont utilisées pour changer la direction de l’écoulement dans les boucles d’étalonnage bidirectionnelles © 2010 - IFP Training 29 EP 21747_a_F_ppt_00 Description d’un banc de comptage Filtre • Un filtre doit être installé à l’entrée de chaque ligne du comptage, pour éliminer tout entrainement solide nuisible au comptage. • La dimension de ce filtre (zone de filtration et volume du récipient) sera déterminée de manière à réduire la perte de charge. • Les filtres sont équipés de dispositifs à pression différentielle permettant une surveillance du colmatage. Eliminateur air/vapeur • Lorsque la conception et le fonctionnement du système de comptage ne permettent pas de prouver qu’il n’existe aucun risque de présence de gaz dans le flux de liquide (GPL, ...), un éliminateur d’air ou dégazeur vapeur doit être installé en amont des lignes de comptage. © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 30 Description d’un banc de comptage transactionnel liquide – Calculateur de débit Fonctions essentielles des calculateurs de débit • Acquisition des signaux des transmetteurs • Calcul des débits • Conversion aux conditions standard (calcul du VCF) • Calculs d’étalonnage (dont double chronométrie) • Vérification de la fidélité des impulsions Intégration (calcul de quantités) Mise en forme des entrées (analogique) Alarmes Stockage des données (historique) Communication (vers systèmes de contrôle de niveau supérieur) © 2010 - IFP Training • • • • • 31 EP 21747_a_F_ppt_00 Calculateurs de débit Régulation vannes PID PID PID PID PID Points de tri écoulement, pression, ... #1 #2 #3 #4 DEBIT DEBIT DEBIT DEBIT Etalonr Contrôle système d’étalonnage Somme Liens série Signaux champ Contrôle MOV Superviseur / Communications © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 32 Étalonnage d’un compteur = détermination du facteur de correction Le facteur de correction ( Meter factor ) MF résulte de l’étalonnage d’un compteur par rapport à une référence connue. Ce coefficient permet de corriger les valeurs du compteur dans des conditions données MF = volume de référence / volume indiqué volume _ volume indiqué_ IV = Indicated N Kf Volume corrigé = volume brut = MF * IV © 2010 - IFP Training 33 EP 21747_a_F_ppt_00 Description d’un système de comtage transactionnel de l’huile - Étalonnage HV FIT DPIT TIT TW PIT MOV FCV MOV TIT TW PIT MOV FCV TIT FIT DPIT TIT HV TW FIT DPIT TIT TW PIT MOV FCV DT VT PIT FS MOV TW TIT HV PIT PIT TW MOV HV FIT DPIT 1 TIT TW PIT MOV FCV AP MOV Z DPIT PIT TW TIT EP 21747_a_F_ppt_00 Z TIT TW PIT FCV © 2010 - IFP Training 2 34 Description d’un banc de comptage transactionnel de l’huile - Étalonnage HV FIT DPIT TIT TW PIT MOV FCV MOV TIT TW PIT MOV FCV TIT FIT DPIT TIT HV TW FIT DPIT TIT TW PIT MOV FCV DT VT PIT FS MOV TW TIT HV PIT PIT TW MOV HV FIT DPIT 4 TIT TW PIT MOV FCV AP MOV Z DPIT PIT TW TIT 3 Z TIT TW PIT FCV © 2010 - IFP Training 35 EP 21747_a_F_ppt_00 Principes de l’étalonnage des compteurs Étalonnage in situ avec boucle d’étalonnage fixe ou compteur étalon • Fréquence de l’étalonnage des compteurs − différente en fonction de la stabilité des compteurs par rapport aux débits et aux caractéristiques des liquides (densité, viscosité, …) − d’un étalonnage par mètre par charge (maximum) à un étalonnage par mois s’il est démontré que les MF sont à peu près stables Étalonnage centralisé EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training • S’il n’existe pas de système d’étalonnage fixe, l’étalonnage des compteurs peut se faire dans des stations centrales d’étalonnage 36 Boucle étalon Boucle étalon = Volume de référence L’incertitude sur le volume de base de la boucle étalon se trouve entre 0,03 et 0,05%. En fonctionnement, la boucle étalon peut être mise en série avec les compteurs et le volume mesuré par le compteur Vm comparé au volume étalon Vp pour établir l’erreur du compteur. © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 37 Boucle étalonnage bi directionnelle © 2010 - IFP Training EP 20405_a_F_ppt_00 Appendice Comptage & allocation 38 Piston prover © 2010 - IFP Training 39 EP 20405_a_F_ppt_00 Appendice Comptage & allocation Volume de la boucle étalon Le volume de la boucle étalon de référence (BPV, Base Prover Volume) est le volume entre deux détecteurs Détecteurs Detectors Paroi interne conduite Internal pipe wall Plongeur Displacer Displacer Plongeur Calibrated Section Section étalonnée © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 40 Séquence d’étalonnage & critères d’acceptation Procédure standard selon API MPMS chapitre 4.8 • Cinq séquences d’étalonnage consécutives sur dix doivent présenter une répétabilité de 0,05%. • Selon l’API MPMS, la répétabilité est définie par : (valeur (Maxmaxi.) (Min(valeur .Value ) − – .Value ) mini.) x 100 × 100 (Min.Value ) (valeur mini) © 2010 - IFP Training • Pour chaque séquence, la différence entre les 2 compteurs d’impulsions de chaque débitmètre doit être inférieure à 0,01% (ISO 6551/API MPMS 5.5) • 10 000 pulsations par séquence avec différence +/- 1 ou interpolation double chronométrie (ISO 7278-3/API MPMS 4.6) 41 EP 21747_a_F_ppt_00 Répétabilité Séquence L’étalonnage doit montrer une répétabilité de 0,05% sur 5 séquences consécutives 1 2 3-1 4-2 5-3 6-4 7-5 EP 21747_a_F_ppt_00 R% 1,0003 0,04 0,02 0,08 0,01 0,04 0,04 0,04 © 2010 - IFP Training Facteur de correction moyen Facteur de correction 0,9999 0,9997 1,0005 1,0004 1,0001 1,0003 1,0002 42 Calcul du MF MF = Meter factor MF Volume mesuré par le compteur Vm15°C Vp15°C Vm15°C N = × CPLm × CTLm × (CTS m ) Kf Volume mesuré par la référence Vp15°C = BPV × CPL p × CTL p × CPSp × CTS p © 2010 - IFP Training 43 EP 21747_a_F_ppt_00 Détail des coefficients CTL p ( −α =e T ( Tp − TST )×(1+0.8×α T ×( Tp − TST +δ T ) ) ) CTSm = 1 − αm × ( Tf − TST ) CPL p = CPSp 1 1 − Pp − (Pea − PSTa ) × F ( ) P ( =1+ p ) − PST × ID E × WT CTSp = 1 + Tp − Tp × Gc ( ) © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 44 Courbe de performance d’un débitmètre à turbine MF 1.0010 1.0005 1.0000 Flowrate Ecoulement 0.9995 0.9990 © 2010 - IFP Training L utilisation d’ une courbe de performance permet de réduire la fréquence d’ étalonnage des compteurs ISO 4124 45 EP 21747_a_F_ppt_00 Étalonnage de la boucle étalon Le volume de base de la boucle étalon est déterminé en usine et périodiquement sur place par une société spécialisée utilisant • la méthode par soutirage d’eau ou • la méthode du compteur étalon Périodicité • < 5 ans selon l’API EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training 46 Précision La précision globale sur la quantité d’huile nette standard dépend de • • • • • • la performance du compteur (linéarité et répétabilité) la précision de la boucle étalon la précision de la mesure de la température (1°C = +/- 0,1%) la précision de la mesure de la pression (5 bars = 0,05%) la précision de la mesure de la densité la précision de la mesure de la teneur en eau © 2010 - IFP Training 47 EP 21747_a_F_ppt_00 Conception d’un banc de comptage La conception est fonction des éléments suivants : EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training • données procédé : P, T, densité, viscosité, BS&W …, débits mini/maxi ; débit moyen • performances requises : précision & répétabilité • contrats & contraintes • contraintes de maintenance & d’opération • coût • perte de charge acceptable • limitations de poids & de dimension • données de sortie souhaitées • disponibilité d’utilités • … 48 Contrôle qualité Procédures détaillées pour opération, maintenance et vérifications Fréquence d’étalonnage des compteurs à spécifier Étalonnage périodique de la boucle étalon • une fois tous les 5 ans, conformément à API Étalonnage de l’instrumentation secondaire (température, pression, … ) Suivi des systèmes d’échantillonnage (coefficient de performance) Description des calculs Mise à jour des calculs d’incertitude © 2010 - IFP Training 49 EP 21747_a_F_ppt_00 Normes applicables API • Manual of Petroleum Measurement Standards, MPMS ISO • ISO 4124 pour opération et étalonnage des débitmètres à turbine © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 50 Bordereau de livraison (exemple) EP 21747_a_F_ppt_00 huile brute 32,7 API 87,9 °F 0 psig 0,166 750 235,14 bbls 502 198,54 bbls 0,9972 sans objet sans objet 30,7 API à 60 1,0000 sans objet 1,0000 0,9972 248 036,60 bbls 247 342,10 bbls 0,99834 246 931,51 bbls 410,59 bbls © 2010 - IFP Training Données liquide Liquide : Densité observée (RHOobs) : Température observée (Tobs) : Pression moyenne pondérée dans le temps : % sédiments et eau : Données compteur Chiffre compteur à la fermeture (MRc) : Chiffre compteur à l’ouverture (MRo) : Facteur de correction composite (CMF) : Température moyenne pondérée (TWA) ºF : Pression moyenne pondérée (PWA) psig : Calculs 1. Densité de base (RHOb) : 2. Facteur CTL : 3. Facteur F : 4. Facteur CPL : 5. CCF = (CTL x CPL x CMF) : 6. Volume indiqué IV = (MRc - MRo) : 7. Volume standard brut GSV = (IV x CCF) : 8. CSW = 1 - (% S&W/100) : 9. Volume standard net NSV = (GSV x CSW) : 10. Volume sédiments & eau SWV = GSV – NSV : 51 Normes API & ISO © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 52 Comptage fiscal du gaz © 2010 - IFP Training 53 EP 21747_a_F_ppt_00 Sommaire Applications Données comptage Conception des systèmes Technologie pour le comptage transactionnel gaz • Systèmes déprimogènes ( orifices ) • débitmètres ultrasons • débitmètres turbine (pour info) Instrumentation secondaire Calculs de débit Opération & maintenance EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training 54 Applications du comptage fiscal gaz Transactions : ventes , expédition dans pipe line • Gaz sec : incertitude < 0,7 % Allocation contractuelle • Gaz en phase vapeur : incertitude < 1% © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 55 Données comptage Volumes aux conditions réelles (m3, ft3) Volumes standard (Sm3, Scf) Masse (kg, t, lbs) Énergie (MJ, Btu) Masse volumique (kg/m3) Température (°C, °F) Pression (kPa, psi, bar) © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 56 Données comptage Densité relative réelle (/) • Masse volumique du gaz / masse volumique de l’air Facteur de compressibilité (/) • Z = PV/nRT = écart par rapport aux conditions idéales où PV = nRT Pouvoir calorifique PCI/ PCS (MJ/kg, MJ/Sm3 …) © 2010 - IFP Training • Quantité de chaleur libérée par un volume de gaz dans des conditions de pression et de température de référence lorsqu’il est brûlé avec un excès d’air aux memes conditions de pression et de température • Le pouvoir calorifique supérieur PCS correspond à un état dans lequel toute l’eau se trouve sous forme condensée 57 EP 21747_a_F_ppt_00 Conversion des volumes aux conditions standard & normales Conditions de référence dites “standard” • Système & unités ISO − PST = 1,01325 bar a − TST = 15°C (298,15 K) • Système & unités USC Q V ( ST ) = Qligne × T Z P × ST × ST PST T Z − PST = 14,696 psi a − TST = 60°F Conditions de référence dites “normales” • Unités ISO − PN = 1,01325 bar a − TN = 0°C (273,15 K) EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training 58 Facteur de compressibilité Gaz idéal Z=1 • PV = nRT Gaz réel Z≠1 • PV = ZnRT Z est calculé avec • équations d’état • normes EP 21747_a_F_ppt_00 AGA NX 19 AGA 8 SGERG88 ISO 12213 © 2010 - IFP Training − − − − 59 Facteur de compressibilité © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 60 Conception des banc de comptage fiscal gaz Les principes et la conception détaillée sont fonction des éléments suivants : données procédé : P, T, composition, état du gaz performances requises : précision & répétabilité contrats & contraintes données débits : débits mini/maxi ; débit moyen contraintes de maintenance & d’opération perte de charge acceptable limitations de poids & de dimension données de sortie souhaitées Utilités requises / disponibles ( consommation électrique , air ..) Couts © 2010 - IFP Training • • • • • • • • • • 61 EP 21747_a_F_ppt_00 Débitmètres à orifice ISO 5167 (AGA 3) La capacité du banc peut etre étendue avec des débitmètres orifices • en installant plusieurs lignes • en utilisant deux transmetteurs de pression : 5 – 50 mbar / 50- 500 mbar par exemple • en utilisant système “Senior” pour changer les diaphragmes Les corrections de température et de pression seront adaptées aux variations attendues P & T attendues et à laa précision requise La méthode de détermination de la masse volumique et son utilisation dans le calcul sont fonction des variations attendues et de la précision requise EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training 62 Systèmes déprimogènes Allocation • Orifices avec transmetteurs avec plage de mesure haute/place de mesure basse • Plusieurs lignes • Transmetteurs de pression & de température • Transmetteur de masse volumique • Échantillonnage ou chromatographie en phase gazeuse en • Calculateurs de débit © 2010 - IFP Training ligne 63 EP 21747_a_F_ppt_00 Systèmes déprimogènes Comptage transactionnel • • • • EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training • • • • • • Orifices Senior transmetteurs de pression différentielle Plusieurs lignes (N + 1 ) Transmetteur de pression, de température et de masse volumique sur chaque ligne Chromatographie phase gazeuse en ligne Système “Pay & check” (option) Analyseur de qualité : point de rosée eau, CO2 Échantillonnage pour qualité gaz Calculateurs de débit avec calculs de volume, masse & énergie Système de supervision 64 Systèmes déprimogènes Configuration type AE-RDT AE-OGC Upstream Header AE-DP Collecteur amont METER RUN #n FT2 PT2 SECTION DE COMPTAGE n METER RUN 2 FT1 PT1 SECTION DE COMPTAGE 2 METER RUN #1 Autres Capteurs SECTION DE COMPTAGE 1 Echantillonneur FTn PTn TT1 TT2 TTn DT1 DT2 DTn Analyzers Analyseurs Sensors Capteurs © 2010 - IFP Training Downstream Collecteur avalHeader 65 EP 21747_a_F_ppt_00 Transmetteurs de Pression différentielle La pression différentielle générée par la présence du diaphragme dans la conduite est mesurée à l’aide de capteurs de pression différentielle. Pour augmenter l’intervalle de mesure acceptable pour une configuration donnée (rapport β), on choisit normalement deux “plages” de mesure, l’une “basse” pour mesurer les basses pressions différentielles (bas débits), l’autre “haute” pour mesurer les pressions différentielles plus élevées (hauts débits). On peut éventuellement installer deux transmetteurs procurant une redondance pour chaque plage de mesure (méthode “Pay & check”) • 2 capteurs de pression différentielle “plage de mesure basse” connectés aux brides du porte-diahragme EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training • 2 capteurs de pression différentielle “plage de mesure haute” connectés aux brides du porte-diaphragme 66 Transmetteurs de pression différentielles Transmetteurs de pression différentielle avec plage de mesure haute et plage de mesure basse ALARME HAUT DEBIT HIGH FLOW ALARM ALARME BAS DEBIT Transmetteur plage de mesure haute High Range Transmitter LOW FLOW ALARM Transmetteur plage de mesure basse Low Range Transmitter 90 98 Transmetteur plage de mesure basse grandeur réelle % % Full Scale Low Range Transmitter Differential Pressure (hPa) (hPa) Pression différentielle EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training Collecteur aval 67 Transmetteur de Pression différentielle © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 68 Systèmes déprimogènes Orifices et porte - orifice © 2010 - IFP Training 69 EP 21747_a_F_ppt_00 Systèmes déprimogènes Les quantités de gaz comptées sont définies comme suit : • masse transférée (en conditions réelles) t ∫ Q mt = qmt .dt t0 avec Qmt qmt masse de gaz transférée entre les temps t0 et t débit masse instantané (conditions de mesure) EP 21747_a_F_ppt_00 C π 2 ⋅ ε ⋅ ⋅ d Tf ⋅ 2 ⋅ ∆P ⋅ ρ Tf ,Pf 4 [ISO 5167-1 ] 1− β4 © 2010 - IFP Training qmt = 70 Systèmes déprimogènes Installation • Les débitmètres type orifice doivent être “dimensionnés" pour les conditions de procédé (débit, pression, …) • Les débitmètres à orifice doivent être installés en aval d’une longueur droite minimump de manière à s’ affranchir de l’influence des perturbations d’écoulement (asymétrie et giration ) • Les débitmètres à orifice ne nécessitent pas d’étalonnage en débit Performances EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training • Les performances de mesure dépendent de l’installation et des performances des transmetteurs de pression différentielle • Incertitudes types : ± 0,6 à 0,7 % 71 Débitmètres ultrasons Conformité à AGA 9 ( temps de transit ) Les corrections de température et de pression sont effectuées en fonction des variations P & T attendues et de la précision requise La mesure ou le calcul de la masse volumique sont implantés si l’ information masse est nécessaire © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 72 Débitmètres ultrasons Allocation • • • • Débitmètres ultrasoniques multivoies Transmetteurs de pression et de température Echantillonnage ou chromatographie en phase gazeuse en ligne Calculateurs de débit ou convertisseurs de signaux © 2010 - IFP Training 73 EP 21747_a_F_ppt_00 Débitmètres ultrasons Comptage transactionnel EP 21747_a_F_ppt_00 Débitmètres ultrasoniques multivoies Plusieurs lignes (N + 1 ) Transmetteur de pression, de température et de densité sur chaque ligne Chromatographie phase gazeuse en ligne Système “Pay & check” (option) Analyseur de qualité : point de rosée de l’eau, CO2 Aménagement pour échantillonnage Calculateurs de débit avec calculs de volume, masse & énergie Système de supervision © 2010 - IFP Training • • • • • • • • • 74 Débitmètres ultrasons Débitmètres ultrasons (comptage transactionnel) © 2010 - IFP Training 75 EP 21747_a_F_ppt_00 Débitmètres ultrasoniques Les quantités de gaz comptées sont définies comme suit : • volume transféré (en conditions réelles) Q vat = avec N Kf N Kf nombre d’impulsions accumulées entre t0 et t facteur K (d’après étalonnage dynamique) © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 76 Débitmètres ultrasoniques • Volume net transféré (aux conditions standard ) Q vst P TST ZST = Q vat −cor P T Z ST © 2010 - IFP Training 77 EP 21747_a_F_ppt_00 Débitmètres ultrasoniques Installation • Les débitmètres ultrasoniques doivent être “dimensionnés" pour les conditions de procédé (débit/vitesse, pression, vitesse du son, …) • Les débitmètres ultrasoniques doivent être installés en aval d’une longeur significative de conduite droite pour minimiser l’influence des perturbations d’écoulement (asymétrie et tourbillonnements) • Les débitmètres ultrasoniques nécessitent un étalonnage dynamique initial et périodique • Les débitmètres ultrasoniques peuvent etre influencés par le “bruit“ Performances EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training • Conformément à AGA 9, la précision requise pour un débitmètre ultrasonique est ± 0,7 % (affichage) entre 20 et 100% de capacité de débit. • Pour les applications de transfert transactionnel, on envisagera une précision de ± 0,5 % 78 Banc de comptage avec débitmètres ultrasons Le système de comptage comportera, pour le comptage fiscal, une ligne de comptage supplémentaire , comme pour les autres technologies de mesurage. Chaque section de comptage sera équipée de compteurs de température, de pression et de masse volumique (option ) . 10.D 5.D 5.D Compteur Meter © 2010 - IFP Training Conditionneur d’écoulement Flow Conditioner 79 EP 21747_a_F_ppt_00 Installation, opération, maintenance & étalonnage des débitmètres ultrasoniques Conformément à AGA n°9, un logiciel fait l’acquisition des données suivantes pour évaluer la qualité et la fiabilité du mesurage : EP 21747_a_F_ppt_00 vitesse d’écoulement axiale moyenne vitesse d’écoulement axiale pour chaque corde vitesse du son (à partir de chaque corde) vitesse du son moyenne fréquence d’échantillonnage pourcentage de mesures rejetées alarmes … © 2010 - IFP Training • • • • • • • • 80 Installation, opération, maintenance & étalonnage des débitmètres ultrasoniques Les débitmètres ultrasoniques ne nécessitent pas de maintenance particulière, excepté le remplacement du transducteur. Les fabricants proposent généralement des outils spéciaux permettant de remplacer les transducteurs sous pression (réduite). Après remplacement des transducteurs, il est fortement recommandé de ré-étalonner le débitmètre. © 2010 - IFP Training 81 EP 21747_a_F_ppt_00 Étalonnage des débitmètres ultrasoniques Les débitmètres ultrasoniques doivent être étalonnés initialement (en usine/sur boucle ) et contrôlés périodiquement par rapport à une référence externe (compteur étalon ou station d’étalonnage centrale). Le certificat d’étalonnage doit comprendre : EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training • le nom et l’adresse de l’entreprise ayant effectué l’étalonnage initial (en usine ou en laboratoire) • la méthode d’étalonnage utilisée • l’incertitude de l’étalonnage • les caractéristiques du fluide d’étalonnage (composition, température, pression,…) • la position du débitmètre pendant l’étalonnage (si différente de l’horizontale) 82 Débitmètres à turbine pour comptage transactionnel du gaz Conformément à la recommandation OIML R32, les débitmètres à turbine utilisés pour le comptage transactionnel du gaz doivent présenter au minimum les performances suivantes : • précision • précision ± 2,0 % pour 10 à 20 % du débit maximum ± 1,0 % pour 20 à 100 % du débit maximum Pour certaines applications , on visera une précision égale à ± 0,50 %. © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 83 Débitmètres à turbine pour comptage transactionnel du gaz © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 84 Instrumentation secondaire - Température La mesure de la température du fluide intervient dans le calcul des quantités et permet de surveiller le procédé (système de supervision). Deux puits thermométriques situés à plus de 6.D en aval du compteur (D = diamètre conduite) − 2 x sondes platine 4 fils (RTD) − 2 x transmetteurs de température L’incertitude u(T) associée à cette mesure est : ± 0,25 °C © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 85 Instrumentation secondaire - Température © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 86 Instrumentation secondaire - Pression La pression statique de l’écoulement intervient directement dans le calcul des quantités transférées. Une indication locale est également disponible sur chaque ligne de comptage. Chaque ligne de comptage comporte donc : • 1 indicateur de pression absolue • des capteurs de pression absolue (connectés à la branche haute pression du transducteur de pression différentielle pour les bancs avec orifices déprimogènes) L’incertitude u(T) associée à cette mesure est au minimum ± 0,1% © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 87 Instrumentation secondaire - Pression © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 88 Instrumentation secondaire – Masse volumique La masse volumique mesurée en ligne peut être utilisée pour déterminer • la masse ou le volume du gaz transférés • la masse volumique utilisée dans les calculs avec une plus grande précision que l’analyse de la composition du gaz Principe de fonctionnement du transmetteur de masse volumique © 2010 - IFP Training • mesure de la fréquence de vibration d’un élément soumis à un écoulement de gaz dans les conditions de mesure. Les résultats bruts obtenus sont corrigés pour tenir compte de la pression et la température du gaz (mesurée dans la cellule à résonance). 89 EP 21747_a_F_ppt_00 Instrumentation secondaire – Masse volumique Le matériel de mesure de la masse volumique comprend : • 1 point d’échantillonnage placé 8D en aval du compteur • 1 ensemble de tuyauteries munies de vannes, d’un filtre et d’un débitmètre pour envoyer le gaz à analyser vers les deux cellules, un système de purge (vers la torche) et un système d’étalonnage périodique de ces cellules • 1 puits thermométrique pour les cellules de mesure placé 8D en aval du porte-diaphragme • 1 cellule de mesure équipée d’un transmetteur de fréquence de vibration insérée dans le puits thermométrique ci-dessus • 1 ligne d’évacuation reliée à la bride en aval du porte-diaphragme © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 90 Instrumentation secondaire – Masse volumique Le chauffage et l’isolation complète de l’unité du transmetteur de masse volumique sont nécessaires pour éviter tout risque de condensation et pour maintenir la température du gaz aussi proche que possible de la température de la conduite. Chaque transmetteur de masse volumique a son propre certificat d’étalonnage sur lequel sont données les constantes nécessaires pour paramétrer le calculateur associé. L’incertitude u(ρ ρ) associée à cette mesure est : ± 0,15% © 2010 - IFP Training 91 EP 21747_a_F_ppt_00 Système “Pay & check” Le “concept” “Pay & check" permet d’améliorer la fiabilité des mesures critiques (débit, température, pression,…). L"idée" consiste à mesurer en continu le même paramètre à l’aide de deux dispositifs identiques. L’un s’occupe de la mesure (Pay), l’autre de la vérification “en temps réel” (Check). Exemple : pour un débit de masse : • On comparera quotidiennement la masse accumulée du système "Pay" et celle du système "Check". Le critère de comparaison (dans cet exemple) est fixé à ± 1,41 %. • Note : cette valeur “seuil" résulte de la cible d’incertitude et de l’expérience. • Si │Pay – Check │ > 1,41, le comptage se fera à l’aide de la section de comptage de secours et une vérification de l’instrumentation “Pay & check” sera programmée. EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training • Si │Pay – Check │ ≤ 1,41, il n’y a aucune mesure à prendre. 92 Banc de comptage transactionnel gaz FLOW COMPUTER SUPERVISION SYSTEM PI PI FT FT FE M ZSH ZSL TE DT TI TI DE TW TW M ZSH ZSL METER RUN #1 Upstream straight pipe length Downstream straight pipe length METER RUN #2 METER RUN #2 © 2010 - IFP Training 93 EP 21747_a_F_ppt_00 Calculs de débit Fonctions essentielles des calculateurs de débit • • • • • • • • • © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 Acquisition des signaux des transmetteurs Calcul des débits Calculs d’énergie Conversion aux conditions standard Intégration (calcul de quantités) Mise en forme des signaux d’entrée (analogique) Alarmes Stockage des données (historique) Communication avec systèmes de contrôle / supervision de niveau supérieur 94 Calculs À partir du débitmètre • Q masse (orifice) ou Q volume (US/turbine) • Q volume = Q masse / densité À partir de la composition (chromatographie en phase gazeuse en ligne) • Calcul de Z • Pouvoir calorifique selon ISO 6976 (exemple 45 MJ/Sm3) Calcul de quantités © 2010 - IFP Training • Q standard = Q vrai * P/Pst*Tst/T*Zst/Z (Sm3) • Energie = CV * Q st (GJ ou MJ) 95 EP 21747_a_F_ppt_00 Vérification & maintenance Instrument Capteurs de pression absolue Opération Fréquence Vérification du décalage du "zéro" Mensuelle Vérification de la plage de mesure Trimestrielle Densitomètres Vérification Trimestrielle Capteurs de pression différentielle Capteurs de température Chromatographes Étalonnage et réglage (si nécessaire) Bimensuelle Analyseur de point de rosée Vérification Mensuelle Compteur Vérification Semestrielle Calculateur (de débit) Vérification Annuelle © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 96 Echantillonage , analyse et qualité du gaz © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 Paramètres qualité Échantillonnage du gaz Analyse du gaz en ligne Calcul du pouvoir calorifique supérieur 97 © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 98 Paramètres de qualité du gaz Pouvoir calorifique supérieur (PCS) Indice de Wobbe Composition : alcanes, N2, CO2,O2, H2O, sulfures, métaux, Teneur en eau Point de rosée de l’eau Teneur en hydrocarbures Point de rosée des hydrocarbures Densité Objectif : conformité aux spécifications du gaz de livraison / commercial © 2010 - IFP Training 99 EP 21747_a_F_ppt_00 Méthodes d’échantillonnage du gaz : ISO 10715 Types d’échantillonnage • Échantillonnage “ spot” ou “ponctuel” pour analyse en laboratoire • Échantillonnage automatique non continu − échantillonnage sur boucle rapide − recueil des échantillons dans un cylindre à piston sous pression • Échantillonnage continu pour analyseur en ligne EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training − chromatographe gazeux en ligne − analyseur de teneur en eau 100 Emplacement de la prise d’échantillon L’emplacement de la prise d’ échantillon dépend • de la géométrie de la conduite et de la distance entre les équipements et le lieu de l’analyse • de la vitesse = turbulence nécessaire • de la thermodynamique du gaz (T & P) Sondes d’échantillonnage • dans la partie centrale de la conduite • échantillonnage "isocinétique" en cas d’entraînement du liquide © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 101 Échantillonnage du gaz Boucle d’échantillonnage • T°C > = condensation T° + 5°C • Une perte de charge est nécessaire pour l’écoulement mais la condensation dans la conduite doit être évitée • Chauffage et isolation thermique des conduites pour éviter la condensation Calculs • Vitesse minimale pour temps de réponse • Longueur et diamètre conçus pour une vitesse et un temps de réponse donnés • Rétrodiffusion toujours possible EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training 102 Échantillonnage du gaz : conteneurs © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 103 Échantillonnage du gaz : diagramme P T API MPMS chapitre14.1 © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 104 Instrumentation secondaire – Point de rosée eau © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 105 Instrumentation secondaire – Point de rosée eau La mesure du point de rosée est utilisée pour caractériser la teneur en eau du gaz transféré. La limite contractuelle de cette valeur est fixée pour éviter l ‘ apparition des hydrates et la corrosion générée par la condensation de l’ eau dans les conduites. Cette présence d’eau dans le mélange gazeux n’est pas déterminée par l’analyse chromatographique. Cette mesure sert donc essentiellement à assurer la conformité du gaz transféré aux éléments contractuels et éventuellement à recalculer le pouvoir calorifique. © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 106 PCS : définition - La quantité appelée pouvoir calorifique supérieur (PCS) est déterminée en ramenant tous les produits de combustion à la température originale de pré-combustion, et en particulier en condensant la vapeur produite. - La quantité appelée pouvoir calorifique inférieur (PCI) est déterminée en soustrayant la chaleur d’évaporation de l’eau produite par combustion du pouvoir calorifique supérieur. norme ISO 6976. © 2010 - IFP Training - Le PCS est calculé à partir de l’analyse du gaz à l’aide de la 107 EP 21747_a_F_ppt_00 Mesurage de l’eau Point de rosée de l’eau • Miroir : Teneur en eau • Conductivité : • Capacitance : Endress Hauser / Panametrics • Appareils piezoélectriques : Dupont - Ametek • Impédance : MCM • I.R : Inconvénients • Interférences − condensats de glycols / liquides EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training • Installation : possibilité de rétrodiffusion • Aspect thermodynamique : condensation rétrograde • Conversion point de rosée de l’eau / concentration 108 Analyse du gaz en ligne : chromatographie en phase gazeuse Analyse standard : N2, CO2, C1- C6+ ou C10+ Résultats : PCS, Z, densité, indice de Wobbe, densité relative Répétabilité : +/- 0,05% Temps d’analyse = utilisation de colonnes spéciales (3) : 4 min (C6+) – 6 min (C10+) Incertitude = f (méthode pour chromatographie en phase gazeuse (ISO 6974), échantillonnage du gaz analysé, gaz, tables de calcul (ISO 6976), écart entre gaz de référence et gaz à analyser, teneur en eau, ...) : 0,15 à 0,25% Principe Chromatogramme © 2010 - IFP Training Ordinateur 109 EP 21747_a_F_ppt_00 Chromatographie gaz Chaque chromatographe comprend les éléments suivants : EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training • une unité d’échantillonnage/injection, spécifique au chromatographe en phase gazeuse en ligne, comprenant un réducteur de pression, un filtre et un débitmètre, • un circuit de gaz porteur comprenant un réducteur de pression et un débitmètre, • un circuit de gaz consacré à l’étalonnage du chromatographe (bouteille de gaz certifié, circuit d’échantillonnage/injection, réducteur, débitmètre), • une ou plusieurs colonnes de chromatographie dans un (ou plusieurs) four à température régulée, • un ou plusieurs détecteurs, • un réseau pour récupérer le gaz ( évent , torche..) 110 Schéma de chromatographie en phase gazeuse © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 111 Chromatogramme © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 112 Utilisation chromatographes Le chromatographe en phase gazeuse et son logiciel associé peut permettre de calculer • • • • • la composition jusqu’à C6+ (n-Hexane +) ou C10+ (n-Décane +) la densité relative la masse volumique aux conditions de mesure ou même la compressibilité du gaz transféré le pouvoir calorifique (ISO 6976) L’utilisation d’un chromatographe permet d ‘ intégrer les variations de composition du gaz puis de calculer les quantités transférées. © 2010 - IFP Training 113 EP 21747_a_F_ppt_00 Calcul Énergie à partir d une analyse chromatographique Pour déterminer la quantité d’énergie transférée, il faut connaître le pouvoir calorifique (et le volume) du gaz transféré. En l’absence de calorimètre, le pouvoir calorifique est établi à partir de la composition du gaz, conformément à la norme ISO 6976 Les algorithmes de cette norme peuvent etre intégrés dans le logiciel de chromatographie en phase gazeuse. © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 114 ISO 6976 © 2010 - IFP Training 115 EP 21747_a_F_ppt_00 Conception et mise en œuvre des systèmes de comptage © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 116 Les systèmes de comptage doivent être conçus pour respecter les performances requises en termes de précision et de fiabilité pour pouvoir être opérés et entretenus de manière satisfaisante Les caractéristiques du procédé doivent être prises en compte pour une conception et un fonctionnement efficaces © 2010 - IFP Training Les interactions ( influence et les risques potentiels ) entre système de comptage et procédé doivent être évalués et prises en compte 117 EP 21747_a_F_ppt_00 Description des applications Application • Comptage fiscal/transactionnel • Comptages internes Performances métrologiques • Précision • Plages de mesure Conditions « process » Description EP 21747_a_F_ppt_00 de l’installation © 2010 - IFP Training • Débits maximum & minimum - volumes • Débit nominal • T minimale & T maximale • P minimale & P maximale 118 Caractéristiques des fluides pour la conception Type de fluide • Monophasique / pseudo monophasique • Multiphasique • Régime & fractions pour fluide multiphasique Composition Conditions du fluide de stabilisation / enveloppe de phase • Pression de vapeur • Point de rosée © 2010 - IFP Training 119 EP 21747_a_F_ppt_00 Autres paramètres Densité , masse volumique du fluide Conductivité & salinité de l’eau Viscosité minimale & maximale Teneur en paraffines paraffines WAT – Température apparition © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 120 Caractéristiques des écoulements Vitesses Nombre Profils de Reynolds d’écoulement et perturbations en amont Perturbations dans le temps • impulsions • instabilité © 2010 - IFP Training 121 EP 21747_a_F_ppt_00 Dimensions et poids • taille et poids : peuvent être une contrainte pour la conception de l’installation • place / accès pour les opérations de comptage • besoin de longueurs droites © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 122 Risques associés aux fluides et au procédé Risques de dépôts Risques de colmatage Formation d’émulsions à viscosité élevée Risques d’entraînements • gaz dans liquide • liquide dans gaz © 2010 - IFP Training 123 Ref - Date EP 21747_a_F_ppt_00 Points clés 1 Opération & maintenance • simplicité • sécurité (zone explosive, confinement, intégrité si sources gamma) • opérabilité : configuration/vérification/étalonnage/réglage Disponibilité • robustesse • défaillances Coûts EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training • capex • opex • coût total 124 Points clés 2 Perte de charge dans les systèmes de mesure de pression différentielle • Mauvais dimensionnement / point de rosée gaz − Hydrates − Condensation Perte de charge permanente − jusqu’à 80 % de la pression différentielle dans les systèmes à orifice • Paraffines dans les filtres • Émulsions huile / eau à viscosité élevée Joule-Thomson © 2010 - IFP Training Effet • Baisse de T°C due à baisse de P • 0,5°C / bar 125 EP 21747_a_F_ppt_00 Points clés 2 Fuites • Échantillonnage / lignes d’impulsions / armoires d’instrumentation • Boucles d’échantillonnage Blocage dû à réductions et / ou pièces intrusives © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 126 Points clés 3 Vitesse élevée avec risques d’érosion Résonance mécanique sur puits thermométrique Dommages dus à ruptures • conditionneurs d’écoulement passant à travers débitmètres à turbine • fuites sur les débitmètres micro-motion (dues aux vibrations) Source radioactive Incompatibilité © 2010 - IFP Training Perte matériel : sphères des systèmes d’étalonnage d’intégrité 127 EP 21747_a_F_ppt_00 Points clés 3 Incompatibilité matériel • sphères des systèmes d’étalonnage • revêtement des systèmes d’étalonnage Piégeage de liquides très volatils (GPL) Exigences pour dégazage : capacités supplémentaires, évents, .. Exigences en terme de pression − pression de refoulement minimum pour éviter dégazage EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training − contre pression 128 Les données de comptage et leur obtention © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 129 Les données de comptage 1 EP 21747_a_F_ppt_00 Données à fournir Chaîne comptage / allocation Traitement des données de comptage Gestion des données de production © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 2 Données de production quotidiennes et mensuelles Production / injection réservoir Production puits : huile, eau, gaz Quantité injectée par puits Production champ © 2010 - IFP Training Consommations 3 EP 21747_a_F_ppt_00 Systèmes de comptage & de traitement de données MATÉRIEL Chaîne de comptage, des mesures brutes (capteurs/débitmètres : analyseurs, données de laboratoire) aux chiffres de comptage corrigés DCS , PLC Quantité Écoulement Capteur Transmetteur aux conditions Enregistreur standard LOGICIEL des données de comptage , réconciliation des données et production des chiffres officiels définitifs EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training Traitement 4 Chaîne comptage-allocation Systèmes de gestion données de production Reporting données Systèmes d’allocation Allocation Bilan & conciliation DCS & calculateurs d’écoulement Débitmètres & analyseurs Corrections & calculs Mesurage - quantité & composition © 2010 - IFP Training 5 EP 21747_a_F_ppt_00 Bilans Entrées = sortie + delta stocks Bouclage bilans – pertes Cohérence des mesures Calcul de repli Exemple Bilan HUILE = puits sigma / production d’huile totale EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training 6 Réconciliation Procédé pour mettre en cohérence les mesures ou données Exemple W1 production 100 W2 production 200 Mesurage production d’huile totale = 270 © 2010 - IFP Training Ajuster W1 ? Ajuster W2 ? 7 EP 21747_a_F_ppt_00 Allocation champ Attribution des quantités produites par C1 et C2 (produits vendus à partir du terminal) aux champs A1, A2 & A3 Déterminer volumes fluides Effectuer bilan matière Calculer facteur d’allocation Effectuer répartition des volumes alloués Volume d’allocation A1 calculé = 0,92 x 2300 = 2116 Volume d’allocation A2 calculé = 0,92 x 1200 = 1104 Volume d’allocation A3 calculé = 0,92 x 1500 = 1380 © 2010 - IFP Training Ref - Date EP 21747_a_F_ppt_00 8 Fonctions des systèmes de gestion des données de production Calculs de débits & de comptage : puits … Conversion aux conditions fin de procédé et / ou standard Back allocation Suivi des écarts ( «imbalances») Reporting quotidien et mensuel Production Injection Exportations Rejets Consommations Stockage des données © 2010 - IFP Training • • • • • 9 EP 21747_a_F_ppt_00 Rapports des systèmes de gestion de production Rapports d’essais de puits Statistiques de production par puits, champ, installation Rapports hebdomadaires et mensuels Rapport de gestion de l’eau Rapport de gestion des produits chimiques Rapport environnemental Rapports d’enlèvements au terminal EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training 10 Rapport de test Rapport essai sur puits Période : date…… à….date. Complexe nom Installation nom Puits Date/heure Durée Duse Tête de puits Huile Press. Temp. WLR Huile nette Eau GOR Formation Pression GORI GLRT Séparateur Gas-lift gaz annulaire Press Temp © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 11 Opération des systèmes comptage allocation : risques et feedbacks Partie 7 1 EP 21747_a_F_ppt_00 Risques associés aux fluides et au procédé Risques de dépôts Risques de colmatage Formation d’émulsions à viscosité élevée Risques d’entraînements • gaz dans liquide • liquide dans gaz © 2010 - IFP Training Ref - Date EP 21747_a_F_ppt_00 2 Points clés : conception Exigences pour dégazage : capacités supplémentaires, évents, .. Exigences en terme de pression − contre pression − pression de refoulement minimum pour éviter dégazage © 2010 - IFP Training 3 EP 21747_a_F_ppt_00 Points clés: opération Opération & maintenance • simplicité • sécurité (zone explosive, confinement, intégrité si sources gamma) • opérabilité : configuration/vérification/étalonnage/réglage Disponibilité • robustesse • défaillances Coûts EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training • capex • opex • coût total 4 Feedbacks Perte de charge dans les systèmes de mesure de pression différentielle • Mauvais dimensionnement / point de rosée gaz − Hydrates − Condensation Perte de charge permanente − jusqu’à 80 % de la pression différentielle dans les systèmes à orifice • Paraffines dans les filtres • Émulsions huile / eau à viscosité élevée Effet Joule-Thomson © 2010 - IFP Training • Baisse de T°C due à baisse de P • 0,5°C / bar 5 EP 21747_a_F_ppt_00 Feedbacks Fuites • Échantillonnage / lignes d’instrumentation • Boucles d’échantillonnage Blocage Vitesse d’impulsions / armoires dû à réductions et / ou pièces intrusives élevée avec risques d’érosion Résonance mécanique sur puits thermométrique © 2010 - IFP Training EP 21747_a_F_ppt_00 6 Feedbacks Dommages dus à ruptures • conditionneurs d’écoulement passant à travers débitmètres à turbine • fuites sur les débitmètres micro-motion (dues aux vibrations) Source radioactive Incompatibilité Perte matériel : sphères des systèmes d’étalonnage d’intégrité © 2010 - IFP Training 7 EP 21747_a_F_ppt_00 Feedbacks Incompatibilité matériel • sphères des systèmes d’étalonnage • revêtement des systèmes d’étalonnage Piégeage de liquides très volatils (GPL) Exigences pour dégazage : capacités supplémentaires, évents, .. Exigences en terme de pression − pression de refoulement minimum pour éviter dégazage EP 21747_a_F_ppt_00 © 2010 - IFP Training − contre pression 8 EP 20405_a_F_ppt_00 Appendice Comptage & allocation COMPTAGE & ALLOCATION APPENDICE EP 20405_a_F_ppt_00 Appendice Comptage & allocation ISO 5167 mesures par orifices 2 © 2010 - IFP Training EP 20405_a_F_ppt_00 Appendice Comptage & allocation Profils pression et temperatures 3 © 2010 - IFP Training EP 20405_a_F_ppt_00 Appendice Comptage & allocation Expansibility ε 1,33 for CH4 Orifices – ISO 5167 4 © 2010 - IFP Training EP 20405_a_F_ppt_00 Appendice Comptage & allocation Facteur expansibilité 5 © 2010 - IFP Training EP 20405_a_F_ppt_00 Appendice Comptage & allocation inputs D mm C ε ρ kg/m3 ∆P mbar qv m3/d µdyn cP qm t/d v m/s 4qm/C.ε.D².√2∆P.ρ β²/√(1-β^4) Outputs β d Re Permanent pressure loss Cc Pressure loss % ∆P loss mbar Dp measurement 0,612 73,5 735 0,500 49,982 17988 100 0,6 1 1000 1000 122 1 122 0,18 0,067 0,067 kg/s m/s Pa m3/d m 0,001 1,41203704 0,1 0,6 1 1000 100000 Calcul Orifice pour liquide 6 © 2010 - IFP Training EP 20405_a_F_ppt_00 Appendice Comptage & allocation Tables 53a , 54 b & 52 7 © 2010 - IFP Training EP 20405_a_F_ppt_00 Appendice Comptage & allocation 53 A Densité à 15°C 8 © 2010 - IFP Training EP 20405_a_F_ppt_00 Appendice Comptage & allocation 54 A Volume correction factor 9 © 2010 - IFP Training EP 20405_a_F_ppt_00 Appendice Comptage & allocation 52 m3 15 versus Bbbs 60°F 10 © 2010 - IFP Training