WO2006024731A1 - Procede de mesure du rapport du debit volumique de gaz au debit volumique d'un melange d'hydrocarbures multiphasique - Google Patents
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- G01N33/2823—Raw oil, drilling fluid or polyphasic mixtures
Definitions
- phase slip factor slip ratio
- the phase slip factor can be defined as the ratio between the gas flow velocity of the gas phase and that of the liquid phase liquid, when considering a two-phase mixture flowing in a pipe.
- the flow velocities of each phase are themselves defined as the ratio between the volume flow rate of each of them at their passage section in the pipe, still referred to as the occupancy section (hold up).
- the currently known methods used to determine the GVF ratio of the volume flow rate of gas at the volume flow rate of a multiphase hydrocarbon mixture implement the process, succession of steps, hereinafter:
- the aforementioned method implementing the steps described above requires the implementation of a sliding ratio model, based on on a model of fluid mechanics, expressing the value of the slip ratio as a function of the ratio of the occupancy section, the density of the liquid phase and the gas phase and the viscosity of the liquid.
- the value of the GVF is then obtained from the representative inverse function of the model and from the value of the measured sliding ratio S.
- the efficient implementation of the aforementioned correlations (EOS) also requires the taking into account of composition analyzes of the flowing fluid, which considerably increases the cost in terms of means and calculation time of the implementation of the aforementioned method.
- the object of the present invention is to reduce, if not eliminate, the disadvantages of methods of the prior art, by simplifying and correspondingly decreasing the means and the calculation times.
- an object of the present invention is the implementation of a method making it possible to directly determine the ratio of the volume flow rate of gas to the volume flow rate of a muitiphasic hydrocarbon mixture, GVF, from a measurement of ratio of the occupancy section of the gas phase and a thermodynamic model.
- Another object of the present invention is furthermore, the GVF of the multi-phase fluid having been obtained by virtue of the implementation of the aforementioned method, a use of this method for determining the value of the slip factor S of a phase such that the gas phase, vis-à-vis at least one reference phase, such as the liquid phase.
- Another object of the present invention is finally the implementation of a device for analyzing a multi-phase hydrocarbon mixture that not only allows the implementation of the method for measuring the GVF of a multi-phase hydrocarbon mixture according to the invention, but also to determine essential parameters for the management of this multi-phase fluid such as, in particular, the slip factor between a phase and a reference phase, the mass flow rate of at least one phase of this multiphase flowable fluid.
- the method for measuring the ratio of the volume flow rate of gas to the volume flow rate of a multiphase hydrocarbon mixture, comprising at least one gaseous phase and a liquid phase flowing in a pipe, object of the invention is remarkable in that it consists at least in sampling, under the conditions of temperature and static pressure of the pipe, the gas and the liquid and measuring at least, in the flow of the mixture, the ratio of the relative occupation section of the phase gaseous at the total flow section; analyze the composition of the gas and liquid samples to determine the parameters of the composition of the mixture, such as the mass or molar fraction of the carbon compounds contained in these samples, determine, from these composition parameters, by simulation of a thermodynamic equilibrium, the intensive properties, local thermodynamic parameters, of each phase, these local thermodynamic parameters including at least the density of the liquid phase respectively of the gas phase, establish, from these local thermodynamic parameters and the ratio of the relative occupancy section of the gas phase, the measured density of the mixture, calculate, from an adaptive process of evaluation of the calculated density of the mixture and comparison by successive iteration of this calculated density of the
- the method which is the subject of the invention is applicable to the management of the exploitation of hydrocarbon production in real time, in particular to the management of the production of wells downstream of the wellheads, and more generally to the management of pipeline (pipelines) of multiphase hydrocarbon mixtures.
- the method which is the subject of the invention will be better understood on reading the description and on observing the following drawings in which:
- FIG. 1a represents, by way of illustration, a general flowchart of the implementation steps of the method which is the subject of the invention
- FIG. 1b represents, for purely illustrative purposes, a specific scheme for implementing the sampling step represented in FIG. 1a;
- FIG. 1c represents, by way of illustration, a specific non-limiting mode of implementation of the step of adaptively calculating the calculated density of the mixture and comparing this calculated density of the mixture with the measured density of this mixture obtained in step D of Figure 1a;
- FIG. 1d represents an implementation variant of step E 1 of FIG. 1c for a liquid phase comprising water and hydrocarbons;
- FIG. 2 represents, for purely illustrative purposes, a particularly remarkable use of the process which is the subject of the invention, applied to the determination of the slip factor of a phase of a multiphase hydrocarbon mixture, comprising at least one gaseous phase; and a liquid phase in equilibrium.
- a multiphase hydrocarbon mixture flowing in a pipe under normal operating conditions is considered.
- This mixture is deemed to comprise at least one gaseous phase and one liquid phase denoted ⁇ respectively ⁇ ] ⁇ in
- the method which is the subject of the present invention consists, as shown in FIG. 1a, of sampling, in a step A, under the conditions of temperature and pressure of the pipe, the gas and the liquid, and measuring at least in the flow. of mixing the ratio of the relative occupation section of the gas phase to the total section of the flow. This ratio is noted ⁇ Ua.
- the sampling step A is then followed by a step B consisting in analyzing the composition of the gas and liquid samples in order to determine the composition parameters of the mixture, such as the mass or molar composition of the carbon compounds contained in these samples. .
- the aforementioned mass or molar composition is noted [Xj] for the gas phase respectively [Yj] for the liquid phase, the index i denoting reference indices of the aforementioned carbon compounds.
- the carbon compounds are designated by their designation with reference to the number of C 5 -C 8 carbon atoms for example, or higher indices, i actually denoting the corresponding carbon compounds index. .
- Step B is then followed by a step C consisting in determining, from the composition parameters [Xj] and [Yj] of the gas phase respectively of the liquid phase, the intensive properties, that is to say the local thermodynamic parameters of each respectively gaseous liquid phase, from the aforementioned composition parameters by simulation of a thermodynamic equilibrium.
- the local thermodynamic parameters comprise at least the density of the liquid phase, denoted P 1 . ujde and the density of the gaseous phase denoted pa ⁇ .
- Steps A, B and C then make it possible to conduct a step D consisting in establishing, from the local thermodynamic parameters, that is to say essentially the density of the liquid phase respectively of the gas phase and of the ratio of the section relative occupation of the gaseous phase, that is to say the parameter ⁇ g previously mentioned, the measured density of the local thermodynamic parameters, that is to say essentially the density of the liquid phase respectively of the gas phase and of the ratio of the section relative occupation of the gaseous phase, that is to say the parameter ⁇ g previously mentioned, the measured density of the local thermodynamic parameters, that is to say essentially the density of the liquid phase respectively of the gas phase and of the ratio of the section relative occupation of the gaseous phase, that is to say the parameter ⁇ g previously mentioned, the measured density of the local thermodynamic parameters, that is to say essentially the density of the liquid phase respectively of the gas phase and of the ratio of the section relative occupation of the gaseous phase, that is to say the parameter ⁇ g previously mentioned, the measured density of the local thermodynamic parameters, that is to say
- Step D is then followed by a step E consisting in calculating, from an adaptive process, the evaluation of the calculated density of the mixture, noted p, and comparison by successive iteration of the calculated density of the mixture.
- the properties intensive of the aforementioned mixture such as the local density of the liquid phase, the gas phase and the mixture.
- the adaptive character of the calculation of the calculated density of the mixture D with respect to the measured density of the mixture D is represented by the return arrow, the adaptive calculation being carried out as long as the equality of the calculated density of the mixture and the measured density of the mixture is not satisfied.
- the notion of equality is a notion of numerical equality, that is to say a notion of equality given a threshold value inherent in the accuracy of the measurements, this threshold value being able to be taken equal to a few percent.
- GVF v / ⁇ g J
- ⁇ denotes the ratio of the relative occupation section of the gas phase to the total flow section
- ng denotes the volume flow rate of the gas, the volume flow rate of liquid being taken as equal to 1, this flow being standard to the unit value by convention.
- vg denotes the molar flow rate of gas
- v1 denotes the molar flow rate of the liquid.
- sampling step A of the liquid phase and of the gaseous phase thus consists in separating the liquid and the gas from the flow mixture in order to obtain a composition analysis.
- the concentration of these intermediate compounds is generally negligible compared to compounds which are determined with good accuracy in flowing fluids or mixtures in petroleum product lines. More specifically, it is pointed out that the capture chambers CH 1, CH 2 shown in FIG. 1 b can also be replaced by liquid or gas taps made at the same level on the line. In all cases, the only constraint is to avoid excessive pressure losses, which could have an impact on the intensive properties of the sampled fluids, which must remain compatible with those of the measuring cell.
- the measurement cell of the ratio of the relative occupancy section of the gas phase to the total flow section may be constituted by a measurement cell by absorption of radiation, such as a ⁇ radiation for example, making it possible to discriminate the absorption achieved by the occupation section of the gas phase with respect to the liquid phase and finally with respect to the entire section of the pipe, the corresponding ⁇ report.
- radiation such as a ⁇ radiation for example
- step B for analyzing the composition of the gas and liquid samples it is indicated that this operation can be carried out for the gas, again referred to as light product or "light ends", by chromatography.
- the boiling temperature of the carbon compound C 7 is 120 ° C. at atmospheric pressure and that the temperature margin up to the boiling point of the latter is entirely acceptable.
- this analysis can be carried out by physical distillation.
- a simulated distillation in particular, according to the standard IASTN 2887 proposed by the American Society For Thermodynamics, which recommends a range of analysis between the carbon compounds C 5 and C 44 which may be sufficient to characterize the heavy products.
- Step C can then be performed from the above-mentioned composition parameters, which make it possible to determine, by simulation of a thermodynamic equilibrium, the intensive properties, that is to say the local thermodynamic parameters of each phase.
- the intensive properties of each phase are especially the density p. liquid of the liquid phase and the density p of the gas phase.
- the densities of the gas and the liquid can also be physically measured so as to allow, by resetting with respect to the calculated values of the density p ⁇ ujde and p ⁇ previously mentioned in FIG. step C, to carry out a refining of the thermodynamic model used by a registration method.
- This method of registration consists, for example, from the calculated parameters of liquid density respectively gas p ,. uide and p to reintroduce the measured values locally, that is to say at the level of the gas and liquid samples to make a correction of the density calculation p
- Step C can then be followed according to a particularly remarkable aspect of the process which is the subject of the invention by step B consisting in calculating, from local thermodynamic parameters p. and p, the measured density of the mixture by integrating the ratio parameter of the relative occupation section of the gas phase into the total flow section, parameter ⁇ g according to the relation:
- Step D can then be followed by step E shown in FIG. 1a, this step being advantageously carried out on the basis of a unit rate expressed in km / h or in Lbmole / hour for delivery / hour or any derived unit. for the liquid.
- Step E has thus enabled the fluid to be reconstituted analytically, ie the flow mixture as a whole which, of course, validates the analytical reconstruction method of this multiphase fluid, even in the presence of a factor. slip.
- step E of adaptive computation of the calculated density of the mixture p with respect to the measured density of the mixture
- step E of FIG. 1a the compositional analysis results of the carbon compounds of the gaseous phase or of the liquid phase, denoted [Xi] or [Y 1 ], respectively, obtained in step B, the value of the pressure in the pipe measured, as well as the sampling temperature T 8 measured at the gas capture chambers respectively of the liquid.
- step Ei Following the aforementioned starting step, one proceeds in a step Ei to an estimate of n g designating the molar flow rate of gas reduced to a molar flow rate of unit liquid, as mentioned previously in the description.
- Step Ei is then followed by a step E 2 of calculating the molar composition of the mixture according to the relation:
- Step E 2 is then followed by a step E 3 of calculating the enthalpy of the mixture according to the relation:
- Hi signifies the enthalpy of the liquid
- H 9 denotes the enthalpy of the gas.
- Step E 3 is then followed by a step E 4 of calculating the temperature of the mixture by simulating an enthalpic flash balance from the pressure value P, of the molar composition obtained in step E 2 and of the enthalpy of the mixture H m obtained in step E 3 .
- This operation makes it possible to calculate the calculated density p of the mixture.
- step E 4 the call of the value of the density of the measured mixture D obtained in step D then allows step E 6 to submit the
- a return to the step of calculating the molar composition E 2 is carried out via a step E 7 to adjust in fact the value of the estimate of n g .
- n g The process of adjusting the value of n g can be performed either from the so-called secant mathematical method or from a more general Raphson-Newton method, for example.
- These mathematical methods implemented by commercially available algorithms and calculation programs will not be described in detail for this reason. They make it possible to ensure convergence from the readjustment of the value of n g , the calculated density value of the mixture p with the measured density value of the mixture p mm
- it Upon a positive response to the EQ comparison test, it retains in a step E 8 molar composition values of final molar composition [Zj] f calculated on the last iteration caused by the return E 7, the pressure value P and the value of temperature of the final mixture T mf .
- 1a, 1b and 1c should be understood as a method relating to the measurement of the ratio of the volume flow rate of gas to the volume flow rate of a multiphase hydrocarbon mixture.
- step D described in connection with this figure makes use of a relationship expressed in the case of a two-phase mixture, all the aforementioned relations can be implemented for a multiphasic mixture under the conditions below.
- a unit molar flow rate in a step Ei 0 shown in FIG. 1d, then to be estimated in one step in the relative molar flow rate of the gas or of the other component of the liquid relative to the unit molar flow rate of the reference phase; .
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Abstract
L'invention concerne un procédé de mesure du rapport du débit volumique de gaz au débit volumique d'un mélange d'hydrocarbures multiphasique. On échantillonne (A) le gaz et le liquide dans la conduite et on mesure dans l'écoulement du mélange le rapport (a<sub
Description
Procédé de mesure du rapport du débit volumique de gaz au débit volumique d'un mélange d'hydrocarbures multiphasiαue.
La gestion et la régulation des installations de production pétrolière nécessitent la connaissance de nombreux paramètres de transport par conduites (pipelines) de mélanges d'hydrocarbures multiphasiques en écoulement dans ces dernières, ces mélanges multiphasiques constituant, pour les exploitants, un fluide de production sur lequel les paramètres de régulation et de gestion précités doivent être appliqués.
En particulier, une régulation et une gestion rationalisées de ces fluides de production, et de la production finalement atteinte, implique la connaissance avec un degré de précision suffisant de paramètres spécifiques de ces mélanges multiphasiques, tels que, notamment, le facteur de glissement de phase (slip ratio) intervenant dans ces mélanges en écoulement. On rappelle que le facteur de glissement de phase peut être défini comme le rapport entre Ia vitesse d'écoulement du gaz de la phase gazeuse à celle du liquide de la phase liquide, lorsqu'on considère un mélange diphasique en écoulement dans une conduite.
Les vitesses d'écoulement de chaque phase sont définies elles-mêmes comme le rapport entre le débit volumique de chacune d'elles à leur section de passage dans la conduite, encore désignée section d'occupation (hold up). Les méthodes actuellement connues et utilisées de détermination du rapport GVF du débit volumique de gaz au débit volumique d'un mélange d'hydrocarbures multiphasique mettent en œuvre le processus, succession d'étapes, ci-après :
- mesure de la section d'occupation de la phase gazeuse, en valeur relative vis-à-vis de la section totale de la conduite ;
- détermination du rapport de glissement S par mesure physique ;
- détermination du GVF à partir du rapport de glissement S mesuré. Parmi les méthodes actuellement utilisées, on peut citer celle décrite par S. JAYAWARDANE SPE, Society of Petroleum Engineers Inc. et B.C. THEUVENY, Schlumberger, présentée par leurs auteurs au 2002 Annual Technical Conférence and Exhibition, San Antonio, Texas, USA du 29 Septembre au 2 Octobre 2002 et publiée dans le document SPE 77405.
La méthode précitée mettant en œuvre les étapes précédemment décrites nécessite la mise en œuvre d'un modèle de rapport de glissement, basé
sur un modèle de mécanique des fluides, exprimant la valeur du rapport de glissement en fonction du rapport de la section d'occupation, de la densité de la phase liquide et de la phase gazeuse et de la viscosité du liquide. La valeur du GVF est ensuite obtenue à partir de la fonction inverse représentative du modèle et de la valeur du rapport de glissement mesuré S.
La méthode précitée donne satisfaction. Toutefois, la mise en œuvre de cette dernière nécessite d'importants moyens de calcul permettant de calculer les paramètres essentiels tels que les densité du gaz et du liquide, eau et hydrocarbures, à partir des conditions de pression P volume V et Température dans la conduite et de corrélations empiriques (EOS).
La mise en oeuvre efficace des corrélations (EOS) précitées nécessite en outre la prise en compte d'analyses de composition du fluide en écoulement, ce qui alourdit de manière non négligeable le coût en moyens et temps de calcul de la mise en œuvre de la méthode précitée. La présente invention a pour objet de réduire, sinon supprimer, les inconvénients de méthodes de l'art antérieur, par simplification et diminution corrélative des moyens et des temps de calcul.
En particulier, un objet de la présente invention est la mise en œuvre d'un procédé permettant de déterminer directement le rapport du débit volumique de gaz au débit volumique d'un mélange d'hydrocarbures muitiphasique, GVF, à partir d'une mesure du rapport de la section d'occupation de la phase gazeuse et d'un modèle thermodynamique.
Un autre objet de la présente invention est en outre, le GVF du fluide muitiphasique ayant été obtenu grâce à la mise en œuvre de la méthode précitée, une utilisation de cette méthode pour déterminer la valeur du facteur de glissement S d'une phase telle que la phase gazeuse, vis-à-vis d'au moins une phase de référence, telle que la phase liquide.
Un autre objet de la présente invention est enfin la mise en œuvre d'un dispositif d'analyse d'un mélange d'hydrocarbures muitiphasique permettant non seulement la mise en œuvre du procédé de mesure du GVF d'un mélange d'hydrocarbures muitiphasique selon l'invention, mais également de déterminer des paramètres essentiels à la gestion de ce fluide muitiphasique tels que, notamment, le facteur de glissement entre une phase et une phase de référence,
le débit massique d'au moins une phase de ce fluide multiphasique en écoulement.
Le procédé de mesure du rapport du débit volumique de gaz au débit volumique d'un mélange d'hydrocarbures multiphasique, comprenant au moins une phase gazeuse et une phase liquide en écoulement dans une conduite, objet de l'invention, est remarquable en ce qu'il consiste au moins à échantillonner, dans les conditions de température et de pression statique de la conduite, le gaz et le liquide et mesurer au moins, dans l'écoulement du mélange, le rapport de la section d'occupation relative de la phase gazeuse à la section totale de l'écoulement ; analyser la composition des échantillons de gaz et de liquide pour déterminer les paramètres de la composition du mélange, tels que la fraction massique ou molaire des composés carbonés contenus dans ces échantillons, déterminer, à partir de ces paramètres de composition, par simulation d'un équilibre thermodynamique, les propriétés intensives, paramètres thermo- dynamiques locaux, de chaque phase, ces paramètres thermodynamiques locaux comportant au moins la densité de la phase liquide respectivement de la phase gazeuse, établir, à partir de ces paramètres thermodynamiques locaux et du rapport de la section d'occupation relative de la phase gazeuse, la densité mesurée du mélange, calculer, à partir d'un processus adaptatif d'évaluation de la densité calculée du mélange et de comparaison par itération successive de cette densité calculée du mélange à cette densité mesurée du mélange, les propriétés intensives telles que la densité locale de la phase liquide, de la phase gazeuse et du mélange, et, sur égalité de la densité calculée du mélange et de la densité mesurée du mélange, les propriétés intensives du mélange étant établies et le mélange physiquement analysé et analytiquement reconstitué, calculer le rapport du débit volumique de gaz et de mélange, exprimé comme le rapport du produit du débit volumique de gaz et du débit molaire de gaz à la somme du produit du débit volumique du gaz et du produit du débit molaire du gaz et du produit du débit volumique du liquide et du débit molaire du liquide. Le procédé objet de l'invention trouve application à la gestion de l'exploitation de la production d'hydrocarbures en temps réel, notamment à la gestion de la production des puits en aval des têtes de puits, et, plus généralement à la gestion des conduites (pipelines) de mélanges d'hydrocarbures multiphasiques.
Le procédé objet de l'invention sera mieux compris à la lecture de la description et à l'observation des dessins ci-après dans lesquels :
- la figure 1a représente, à titre illustratif, un organigramme général des étapes de mise en œuvre du procédé objet de l'invention ; - la figure 1b représente, à titre purement illustratif, un schéma spécifique de mise en œuvre de l'étape d'échantillonnage représentée en figure 1a ;
- la figure 1 c représente, à titre illustratif, un mode spécifique non limitatif de mise en œuvre de l'étape de calcul adaptatif de la densité calculée du mélange et de comparaison de cette densité calculée du mélange à la densité mesurée de ce mélange obtenue à l'étape D de la figure 1a ;
- la figure 1d représente une variante de mise en œuvre de l'étape E1 de la figure 1c pour une phase liquide comportant de l'eau et des hydrocarbures ;
- la figure 2 représente, à titre purement illustratif, une utilisation particulièrement remarquable du procédé objet de l'invention, appliqué à la détermination du facteur de glissement d'une phase d'un mélange d'hydrocarbures multiphasique, comprenant au moins une phase gazeuse et une phase liquide en équilibre.
Une description plus détaillée du procédé de mesure du rapport du débit volumique de gaz au débit volumique d'un mélange d'hydrocarbures multiphasique conforme à l'objet de la présente invention sera maintenant donnée en liaison avec la figure 1a.
Ainsi que représenté sur la figure précitée, on considère un mélange d'hydrocarbures multiphasique en écoulement dans une conduite dans des conditions normales d'exploitation. Ce mélange est réputé comprendre au moins une phase gazeuse et une phase liquide notée φ respectivement φ] } en
écoulement dans la conduite précitée.
Le procédé objet de la présente invention consiste, ainsi que représenté sur la figure 1a, à échantillonner en une étape A, dans les conditions de température et de pression de la conduite, le gaz et le liquide et à mesurer au moins dans l'écoulement du mélange le rapport de la section d'occupation relative de la phase gazeuse à la section totale de l'écoulement. Ce rapport est noté π Ua .
L'étape A d'échantillonnage est alors suivie d'une étape B consistant à analyser la composition des échantillons de gaz et de liquide pour déterminer les paramètres de composition du mélange, tels que la composition massique ou molaire des composés carbonés contenus dans ces échantillons. D'une manière plus spécifique, on indique que la composition massique ou molaire précitée est notée [Xj] pour la phase gazeuse respectivement [Yj] pour la phase liquide, l'indice i désignant des indices de référence des composés carbonés précités.
D'une manière générale, on indique que les composés carbonés sont désignés par leur désignation en référence au nombre d'atomes de carbone C5- C8 par exemple, ou des indices supérieurs, i désignant en fait l'indice des composés carbonés correspondants.
L'étape B est alors suivie d'une étape C consistant à déterminer, à partir des paramètres de composition [Xj] et [Yj] de la phase gazeuse respectivement de la phase liquide, les propriétés intensives, c'est-à-dire les paramètres thermodynamiques locaux de chaque phase liquide respectivement gazeuse, à partir des paramètres de composition précités par simulation d'un équilibre thermodynamique.
D'une manière plus spécifique, on indique que les paramètres thermodynamiques locaux comportent au moins la densité de la phase liquide, notée P1. ujde et la densité de la phase gazeuse notée p a∑ .
Les étapes A, B et C permettent ensuite de conduire une étape D consistant à établir, à partir des paramètres thermodynamiques locaux, c'est-à- dire essentiellement la densité de la phase liquide respectivement de la phase gazeuse et du rapport de la section d'occupation relative de la phase gazeuse, c'est-à-dire le paramètre αg précédemment mentionné, la densité mesurée du
mélange notée D , la densité mesurée du mélange vérifiant la relation :
Pmm = (1 ~ C(g) Piiquide + αgPga2 -
L'étape D est alors suivie d'une étape E consistant à calculer, à partir d'un processus adaptatif, l'évaluation de la densité calculée du mélange, notée p , et de comparaison par itération successive de la densité calculée du mélange
pc à la densité mesurée du mélange p à l'étape D précédente, les propriétés
intensives du mélange précité, telles que la densité locale de la phase liquide, de la phase gazeuse et du mélange.
On conçoit, en particulier, que le calcul adaptatif précité peut être effectué tant que la densité calculée du mélange D est suffisamment distincte de
la densité mesurée du mélange p , les méthodes de mesure et d'analyse des paramètres thermodynamiques locaux n'étant pas suffisamment proches, mais qu'au contraire, sur égalité de la densité calculée du mélange p et de la densité
mesurée du mélange p , les propriétés intensives du mélange sont établies et le mélange est alors physiquement analysé et analytiquement reconstitué grâce à la mise en œuvre du procédé objet de la présente invention.
Sur la figure 1a, le caractère adaptatif du calcul de la densité calculée du mélange D , vis-à-vis de la densité mesurée du mélange D , est représenté par la flèche de retour, le calcul adaptatif étant conduit tant que l'égalité de la densité calculée du mélange et de la densité mesurée du mélange n'est pas satisfaite.
On indique toutefois que la notion d'égalité est une notion d'égalité numérique, c'est-à-dire une notion d'égalité compte tenu d'une valeur de seuil inhérente à la précision des mesures, cette valeur de seuil pouvant être prise égale à quelques pour_cent. Lorsque l'égalité dans les conditions précédemment mentionnées de la densité calculée du mélange D et de la densité mesurée du mélange 0 est atteinte, l'étape E est alors suivie d'une étape F consistant à calculer le rapport du débit volumique de gaz et du mélange, ce rapport étant exprimé comme le rapport du produit du débit volumique du gaz et du débit molaire du gaz à la somme du produit du débit volumique du gaz et du débit molaire du gaz et du produit du débit volumique du liquide et du débit molaire du liquide selon la relation :
GVF = v/ αg J
Dans la relation précédente, on indique que α désigne le rapport de la section d'occupation relative de la phase gazeuse à la section totale de l'écoulement, ng désigne le débit volumique de gaz, le débit volumique de liquide ni étant pris égal à 1, ce débit étant norme à la valeur unitaire par convention. En outre vg désigne le débit molaire de gaz et vl désigne le débit molaire du liquide.
Différentes indications seront maintenant données quant à la mise en œuvre des étapes A à F du procédé objet de la présente invention tel que représenté en figure 1a. D'une manière générale, on indique que l'étape A d'échantillonnage de la phase liquide et de la phase gazeuse consiste ainsi à isoler par séparation du liquide et du gaz du mélange en écoulement, pour en tirer une analyse de composition.
Dans ce but, ainsi que représenté en figure 1b, on place par exemple de part et d'autre d'une cellule de mesure physique permettant d'effectuer la mesure du paramètre de rapport de la section d'occupation relative de la phase gazeuse à la section totale de l'écoulement, c'est-à-dire du paramètre α deux chambres de capture, c'est-à-dire de diffusion du gaz de la phase gazeuse respectivement de décantation du liquide de la phase liquide, ces chambres de capture CHi et CH2 étant désignées dans le domaine technique comme des bottes. Elles permettent, de manière connue en tant que telle, au gaz de la phase gazeuse respectivement au liquide de la phase liquide de s'accumuler dans les conditions de température et de pression de la conduite.
Le prélèvement des échantillons précités est justifié en raison du fait que les deux échantillons prélevés de liquide respectivement de gaz sont caractéristiques des phases en présence dans la cellule de mesure. Cette hypothèse est justifiée bien que, dans l'absolu, il existe certaines pertes de charge où certains phénomènes mécaniques, lesquels tendent à enrichir ou appauvrir le gaz ou le liquide en composés volatils. L'échantillonnage précité est réalisé dans les bottes et donc à l'état statique, mais les produits échantillonnés sont représentatifs des composants des phases liquide respectivement gazeuse en écoulement. Sur cette même figure TBP pour « True Boiling Point » en anglais désigne le point d'ébullition réel du composant échantillonné.
Toutefois, une analyse de sensibilité, telle que le facteur de glissement de l'écoulement, a permis de constater qu'une erreur dans l'évaluation de composition des composés intermédiaires, typiquement, notamment, des composés carbonés C5-Cs, erreur due à un mauvais échantillonnage, n'a que peu d'impact sur le calcul du facteur de glissement précité.
La raison physique en est que la concentration de ces composés intermédiaires est généralement négligeable en comparaison des composés qui sont déterminés avec une bonne précision dans les fluides ou mélanges en écoulement dans les lignes de production de produits pétroliers. D'une manière plus spécifique, on indique que les chambres de capture CH-i, CH2 représentées en figure 1 b peuvent également être remplacées par des piquages de liquide respectivement de gaz effectués au même niveau sur la ligne. Dans tous les cas, la seule contrainte est d'éviter les pertes de charge trop importantes, lesquelles seraient susceptibles d'avoir un impact sur les propriétés intensives des fluides échantillonnés, qui doivent rester compatibles avec celles de la cellule de mesure.
En référence à la figure 1b, on indique que la cellule de mesure du rapport de la section d'occupation relative de la phase gazeuse à la section totale de l'écoulement peut être constituée par une cellule de mesure par absorption d'un rayonnement, tel qu'un rayonnement γ par exemple, permettant de déterminer par discrimination de l'absorption réalisée par la section d'occupation de la phase gazeuse par rapport à la phase liquide et finalement par rapport à la totalité de la section de la conduite, le rapport α correspondant.
En ce qui concerne la mise en œuvre de l'étape B d'analyse de la composition des échantillons de gaz et de liquide, on indique que cette opération peut être réalisée pour le gaz, encore désigné produit léger ou « light ends », par chromatographie.
Une analyse poussée jusqu'aux composés carbonnés C7 à C8 a pu s'avérer amplement suffisante, en particulier en considérant une température de conduite excédant rarement les 90° à 1000C.
On rappelle que la température d'ébullition du composé carboné C7 est de 12O0C à pression atmosphérique et que la marge de température jusqu'à l'ébullition de ce dernier est tout à fait acceptable.
En ce qui concerne la mise en œuvre de l'analyse de la composition du liquide et en particulier, des produits tels que l'huile encore désignée « heavy ends » ou produit lourd, cette analyse peut être effectuée par une distillation physique. Toutefois, pour un gain de temps et une conduite du procédé objet de l'invention sensiblement en temps réel, on préférera une distillation simulée, en particulier, selon la norme IASTN 2887 proposée par l'American Society For Thermodynamics, laquelle préconise un intervalle d'analyse compris entre les composés carbonés C5 et C44 qui peut s'avérer suffisant pour caractériser les produits lourds.
On rappelle, toutefois, que la distillation simulée précitée à haute température permet aujourd'hui d'atteindre le composé carboné C120 mais que la mise en œuvre de celle-ci, pour des composés carbonés à indice plus élevé que C44, suppose des moyens de calcul et des temps de traitement plus importants. A la fin de l'étape B, on rappelle que les paramètres de composition sont notés :
- [Xj] pour la phase gazeuse φ y
- [Yj] pour la phase liquide φ , i désignant dans les deux cas l'indice des composés carbonés correspondants. L'étape C peut alors être effectuée à partir des paramètres de composition précités, lesquels permettent de déterminer par simulation d'un équilibre thermodynamique les propriétés intensives, c'est-à-dire les paramètres thermodynamiques locaux de chaque phase.
Les propriétés intensives de chaque phase sont notamment la densité p. , du liquide de la phase liquide et la densité p de la phase gazeuse.
D'une façon plus spécifique, on indique en outre que les densités du gaz et du liquide peuvent également être mesurées physiquement de façon à permettre, par recalage vis-à-vis des valeurs calculées de densité pπ ujde et p ^ précédemment mentionnées à l'étape C, d'effectuer un affinage du modèle thermodynamique utilisé par une méthode de recalage. Cette méthode de recalage consiste, par exemple, à partir des paramètres calculés de densité de liquide respectivement du gaz p,. uide et p de réintroduire les valeurs mesurées
localement, c'est-à-dire au niveau des échantillons de gaz et de liquide pour effectuer un recalage du calcul de densité p|( ujde et p gz , à partir des données de
composition précitées.
Le processus de recalage ne sera pas décrit en détail car il correspond à des méthodes physiques connues en tant que telles.
L'étape C peut alors être suivie selon un aspect particulièrement remarquable du procédé objet de l'invention par l'étape B consistant à calculer, à partir des paramètres thermodynamiques locaux p. et p , la densité mesurée du mélange en intégrant le paramètre de rapport de la section d'occupation relative de la phase gazeuse à la section totale de l'écoulement, paramètre αg selon la relation :
Pmm = V C(g/PiiqUide + Cg- Pgaz '
L'étape D peut alors être suivie de l'étape E représentée sur la figure 1a, cette étape étant avantageusement conduite sur la base d'un débit unitaire exprimé en kilomoles/heure ou en Lbmole/heure pour livremole/heure ou toute unité dérivée pour le liquide.
Dans ces conditions, on cherche à évaluer le débit de gaz également exprimé dans l'unité correspondante pour arriver à une convergence et à une égalité sensiblement de la densité du mélange mesuré n r'mm obtenu à l'étape D
avec la densité du mélange calculé p -
Lorsque l'égalité entre la densité du mélange mesuré p et la densité
du mélange calculé D est sensiblement atteinte dans les conditions mentionnées précédemment, alors les propriétés intensives du mélange, c'est-à- dire les propriétés de paramètres thermodynamiques locaux du mélange, sont établies et le mélange est physiquement analysé et analytiquement reconstitué.
Lorsque l'échantillonnage du gaz et du liquide de la phase gazeuse respectivement de la phase liquide est suffisamment représentatif du mélange en écoulement dans la conduite, la température du mélange est sensiblement la même que la température d'échantillonnage. Ceci permet de confirmer l'hypothèse selon laquelle les phases liquide et gazeuse prélevées dans les chambres de capture sont les mêmes que celles
évoluant dans la cellule de mesure du rapport de la section d'occupation relative de la phase gazeuse à la section totale d'écoulement dans la conduite.
L'étape E a ainsi permis de reconstituer analytiquement le fluide, c'est- à-dire le mélange en écoulement dans son ensemble qui, bien entendu, valide la méthode de reconstruction analytique de ce fluide polyphasique, même en présence d'un facteur de glissement.
La connaissance des propriétés intensives du mélange telles que les volumes molaires et les proportions respectives de liquide et de gaz calculés par méthode du flash enthalpique à l'étape E, permet alors d'obtenir le rapport du débit volumique de gaz au débit volumique de mélange d'hydrocarbures multiphasique, rapport dénommé GVF, ainsi que mentionné précédemment dans la description.
Une description plus détaillée de l'étape E de calcul adaptatif de la densité calculée du mélange p , vis-à-vis de la densité mesurée du mélange
o "mm > sera maintenant donnée en liaison avec la figure 1c.
Pour mettre en œuvre l'étape E de la figure 1a, on dispose des résultats d'analyse de composition des composés carbonés de la phase gazeuse respectivement de la phase liquide, notée [Xi] respectivement [Y1], obtenus à l'étape B, de la valeur de la pression dans la conduite mesurée, ainsi que de la température d'échantillonnage T8 mesurée au niveau des chambres de capture du gaz respectivement du liquide.
L'ensemble de ces données constitue l'étape de départ Eo de la figure 1 c.
Suite à l'étape de départ précitée, on procède en une étape Ei en une estimation de ng désignant le débit molaire de gaz ramené à un débit molaire de liquide unitaire, ainsi que mentionné précédemment dans la description.
L'étape Ei est alors suivie d'une étape E2 consistant à calculer la composition molaire du mélange selon la relation :
[Zi]= f — — I ([Xi] + ng[Yi]).
Dans la relation précédente, on indique que la composition molaire est ainsi obtenue pour tous les composés carbonés d'indice i correspondants.
L'étape E2 est alors suivie d'une étape E3 consistant à calculer l'enthalpie du mélange selon la relation :
Dans la relation précédente, on rappelle que : - Hm désigne l'enthalpie du mélange ;
- Hi désigne l'enthalpie du liquide ;
- H9 désigne l'enthalpie du gaz.
L'étape E3 est alors suivie d'une étape E4 consistant à calculer la température du mélange par simulation d'un équilibre flash enthalpique à partir de la valeur de pression P, de la composition molaire obtenue à l'étape E2 et de l'enthalpie du mélange Hm obtenu à l'étape E3. Cette opération permet de calculer la densité calculée p du mélange.
A la suite de l'étape E4, l'appel de la valeur de la densité du mélange mesuré D obtenue à l'étape D permet ensuite à l'étape E6 de soumettre la
valeur de la densité calculée D à l'étape E4 à un test d'égalité avec la valeur
mesurée de la densité du mélange o .
La notion d'égalité a été définie préalablement dans la description.
Sur réponse négative au test E6 précité, la densité calculée du mélange n'étant pas suffisamment proche de la densité mesurée du mélange, un retour à l'étape de calcul de la composition molaire E2 est effectué par l'intermédiaire d'une étape E7 permettant d'ajuster en fait la valeur de l'estimation de ng.
Le processus d'ajustage de la valeur de ng peut être effectué soit, à partir de la méthode mathématique dite sécante, soit à partir d'une méthode plus générale de Raphson-Newton, par exemple. Ces méthodes mathématiques mises en œuvre par des algorithmes et des programmes de calcul disponibles dans le commerce ne seront pas décrites en détail pour cette raison. Elles permettent d'assurer la convergence à partir du réajustement de la valeur de ng, de la valeur de densité calculée du mélange p avec la valeur de densité mesurée du mélange p mm
Sur réponse positive au test de comparaison EQ, on retient en une étape E8 pour composition molaire les valeurs de composition molaire finale [Zj]f calculées à la dernière itération provoquée par le retour E7, la valeur de pression P et la valeur de température du mélange final Tmf. Le procédé objet de l'invention, tel que décrit en liaison avec les figures
1a, 1b et 1c, doit être compris comme un procédé relatif à la mesure du rapport du débit volumique de gaz au débit volumique d'un mélange d'hydrocarbures multiphasiques.
En particulier, en référence à la figure 1a, bien que l'étape D décrite en liaison avec cette figure fasse appel à une relation exprimée dans le cas d'un mélange diphasique, l'ensemble des relations précitées peut être mis en œuvre pour un mélange multiphasique dans les conditions ci-après.
Pour une phase liquide comportant de l'eau et des hydrocarbures mélangés, l'étape Ei de la figure 1c consistant à estimer le débit molaire du gaz de la phase gazeuse, vis-à-vis du débit molaire du liquide de la phase liquide, peut avantageusement être remplacée par une étape consistant à fixer l'un des composants du liquide comme constituant une phase de référence φ = φ à
un débit molaire unitaire, en une étape Ei0 représentée en figure 1d, puis à estimer en une étape En le débit molaire relatif du gaz respectivement de l'autre composant du liquide vis-à-vis du débit molaire unitaire de la phase de référence.
Ceci permet d'obtenir un vecteur de débit molaire relatif constitué par l'ensemble des composants de débit molaire relatif de chaque phase, vis-à-vis de la phase de référence.
Claims
1. Procédé de mesure du rapport du débit volumique de gaz au débit volumique d'un mélange d'hydrocarbures multiphasique, comprenant au moins une phase gazeuse et une phase liquide en écoulement dans une conduite, caractérisé en ce que celui-ci consiste au moins à : a) échantillonner, dans les conditions de température et de pression de la conduite, le gaz et le liquide et mesurer au moins, dans l'écoulement du mélange, le rapport de la section d'occupation relative de la phase gazeuse à la section totale de l'écoulement ; b) analyser la composition des échantillons de gaz et de liquide pour déterminer les paramètres de composition du mélange, tels que la fraction massique ou molaire des composés carbonés contenus dans ces échantillons ; c) déterminer, à partir desdits paramètres de composition, par simulation d'un équilibre thermodynamique, les propriétés intensives, paramètres thermodynamiques locaux de chaque phase, lesdits paramètres thermodynamiques locaux comportant au moins la densité de la phase liquide respectivement de la phase gazeuse ; d) établir, à partir desdits paramètres thermodynamiques locaux et du rapport de la section d'occupation relative de la phase gazeuse, la densité mesurée du mélange ; e) calculer, à partir d'un processus adaptatif d'évaluation de la densité calculée du mélange et de comparaison par itération successive de ladite densité calculée du mélange à ladite densité mesurée du mélange, les propriétés intensives telles que la densité locale de la phase liquide, de la phase gazeuse et du mélange ; et, sur égalité de la densité calculée du mélange et de la densité mesurée du mélange, les propriétés intensives du mélange étant établies et le mélange physiquement analysé et analytiquement reconstitué, f) calculer le rapport du débit volumique de gaz et de mélange, exprimé comme le rapport du produit du débit volumique de gaz et du débit molaire de gaz à la somme du produit du débit volumique du gaz et du débit molaire du gaz et du produit du débit volumique du liquide et du débit molaire du liquide.
2. Procédé selon la revendication 1 , caractérisé en ce que l'étape a) consiste au moins à placer, en série sur ladite conduite, une cellule de mesure du rapport de la section d'occupation de la phase gazeuse à la section totale, et, au voisinage de cette cellule de mesure, une chambre de capture du gaz respectivement du liquide, pour échantillonner la phase gazeuse respectivement la phase liquide.
3. Procédé selon l'une des revendications 1 ou 2, caractérisé en ce que l'étape b) est réalisée par chromatographie de l'échantillon de gaz.
4. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que l'étape b) est réalisée par distillation ou distillation simulée de l'échantillon liquide.
5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que l'étape d) consiste à calculer la densité mesurée du mélange à partir de la relation :
Pmm = V ~ αgipiiquide + α9'Pgaz dans laquelle ag désigne le rapport de la section d'occupation de la phase gazeuse à la section totale de l'écoulement ; p. ,de désigne la densité du liquide ;
o r gaz désigne la densité du gaz ;
p désigne la densité mesurée du mélange.
6. Procédé selon l'une des revendications 1 à 5, caractérisé en ce que ledit processus adaptatif d'évaluation de la densité calculée du mélange et de comparaison de ladite densité calculée du mélange à la densité mesurée du mélange consiste au moins, à partir des paramètres de composition du mélange, de la température des échantillons de gaz et de liquide prélevés sur les phases gazeuse respectivement liquide, à : e-i) estimer le débit molaire relatif du gaz de la phase gazeuse vis-à-vis du débit molaire du liquide de la phase liquide, norme à la valeur unitaire ; e2) calculer la composition molaire du mélange pour l'ensemble des composés carbonés et des constituants contenus dans ce mélange, à partir des paramètres de composition de ce dernier ; e3) calculer l'enthalpie du mélange à partir de l'enthalpie du liquide, de l'enthalpie du gaz et du débit molaire relatif estimé du gaz ; e4) simuler un équilibre thermodynamique par un calcul de flash- enthalpique, pour déterminer la température du mélange et la densité du mélange calculée à partir de la pression statique du mélange en écoulement dans la conduite, de la composition molaire du mélange et de l'enthalpie du mélange ; es) évaluer la densité mesurée du mélange à partir du rapport de la section d'occupation de la phase gazeuse à la section totale de l'écoulement de la densité du liquide et de la densité du gaz ; ee) soumettre la densité mesurée du mélange et la densité calculée du mélange à un test d'égalité ; et, sur réponse négative audit test d'égalité, la densité calculée du mélange ayant une valeur différente significative de la densité mesurée du mélange, e7) ajuster la valeur estimée du débit molaire relatif du gaz de la phase gazeuse et relancer par itérations successives les étapes e2) à eβ) tant que le test d'égalité e6) n'est pas satisfait ; sinon, es) la densité calculée du mélange ayant une valeur sensiblement égale à la valeur de la densité mesurée du mélange, et le mélange étant physiquement analysé et analytiquement reconstitué, attribuer au mélange la composition molaire obtenue à l'étape e2) exécutée à la dernière itération.
7. Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que l'étape consistant à ajuster la valeur estimée du débit molaire relatif du gaz est exécutée à partir d'un processus de méthodes sécante ou de méthode de Raphson- Newton.
8. Procédé selon l'une des revendications 6 ou 7, caractérisé en ce que, pour une phase liquide comportant de l'eau et des hydrocarbures, l'étape e-i) consistant à estimer le débit molaire du gaz de la phase gazeuse vis-à-vis du débit molaire du liquide de la phase liquide est remplacée par une étape consistant à
- fixer l'un des composants du liquide, constituant une phase de référence, à un débit molaire unitaire ;
- estimer le débit molaire relatif du gaz respectivement de l'autre composant du liquide vis-à-vis du débit molaire unitaire de la phase de référence, ce qui permet d'obtenir un vecteur de débit molaire relatif constitué par l'ensemble des composantes de débit molaire relatif de chaque phase vis-à-vis de la phase de référence.
9. Utilisation du procédé selon l'une des revendications 1 à 8 pour le calcul du facteur de glissement d'une phase d'un mélange d'hydrocarbures multiphasique, comprenant au moins une phase gazeuse et une phase liquide en écoulement dans une conduite, caractérisé en ce que celle-ci consiste à
- mesurer le rapport du débit volumique de gaz et d'un composant d'une phase liquide constituant une phase de référence, selon l'une des revendications 1 à 8 ; - calculer ledit facteur de glissement selon la relation :
- αg désigne le rapport de la section d'occupation de la phase gazeuse à la section totale de l'écoulement ; - GVF désigne le rapport du débit volumique de gaz et d'un composant d'une phase liquide constituant phase de référence ;
- S désigne le facteur de glissement.
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