Remerciez-le!

Remerciez @Admin pour avoir partagé cet document gratuitement, de la manière la plus simple, en partageant sur les réseaux sociaux.

République Algérienne Démocratique Et Populaire Ministère de l’enseignement sup

République Algérienne Démocratique Et Populaire Ministère de l’enseignement supérieur et de la recherche scientifique Université M’hamed Boguera de Boumerdess Faculté des hydrocarbures et de la chimie Département de gisements miniers et pétroliers Exposé : le comptage réalisé par: MAALEM YAMINA LAAALEM AYMEN ROUABAH OUSSAMA Sommaire  Introduction  Chapitre 01: Généralités sur le comptage Définition du comptage Objectifs de comptage Aspect des effluents à mesurer Validité des compteurs selon le type de fluide  Chapitre 02: Technique de comptage Classification générale des dispositifs de comptage Evolution de comptage Comptage des liquide Comptage des gaz Les différents mesureurs  Comptage multiphasique Les auxiliaires Avantage et inconvénients  Conclusion 2 Introduction Les économies modernes des pays reposent principalement sur les fluides énergétiques ce qui nécessite le contrôle et la mesure des quantités ou des volumes de fluides mis en jeu dans un processus de fabrication ou dans une transaction commerciale pour gérer intelligemment les rendements et les volumes d’entrée et de sortie des fluides. Le transport des fluides industriel dans les conduites et les mesures de leurs débit sont nécessaires pour la plus part des opérations de production et de commercialisation. La nature des fluides peut être modifiée en causant des variations dans la composition ou dans les paramètres de ces derniers (la température, la pression ou la vitesse). Il est à noter que le gaz représente aujourd'hui plus de 20% de la demande énergétique du monde et une incertitude de 1% de mesure représente une somme considérable d'argent . Pour cela on comprend bien l'importance d'un système de comptage présentant de très grande performance métrologique et compétitif sur l'aspect financier. Ainsi tout système de comptage doit inclure comme facteurs prépondérants la précision et la maitrise des couts. 3 4 Définition : Le comptage ou mesurage d'un fluide en mouvement dans une conduite est l'ensemble des Opérations qui donnent accès à la connaissance de la quantité du produit ayant traversé une section de la canalisation pendant un intervalle de temps bien déterminé. L’objectif principal du comptage est la mesure et la détermination des débits ou quantité d’effluents pétroliers ou non pétroliers présents dans les installations pétrolières. La mesure des quantités de fluide produit dans un temps déterminé permettent entre autre de suivre, la vie d'un puits, de l'ensemble d'un champ, de faire des prévisions sur l'évolution du gisement. Cela permet aussi de quantifier les produits finis pour la vente notamment. Objectifs de comptage : Le critère le plus important pour la classification du type de comptage est la précision de la mesure, ceci nous amène à distinguer trois types ou domaines de comptage selon les objectifs: Un objectif transactionnel : ils mesurent les quantités liquides ou gazeuses qui reviennent à chaque associé ou qui sont vendues. Les systèmes mesureurs ainsi que leurs méthodes d'utilisations doivent être agrées par les parties intéressées: associé, vendeur, acheteur, transporteur, organismes officiels etc. Un objectif d'exploitation : une grande précision n'est pas exigée, une erreur de mesure de mesure de 5% à 10% est acceptable. Les installations sont très simples mais ayant une bonne fiabilité, il est important de connaitre la valeur de débit pour la gestion opérationnelle de toute l'installation. L'exploitation fournit des données à différents utilisateurs (gisement, exploitation) pour : Le suivi des champs (le monitoring des gisements) et des puits. Les bilans production : effluents produits, rejetés, expédiés, injectés et consommés. Ces bilans peuvent être faits par puits, par plate-forme , par champ. La conduite et le contrôle des installations. Un objectif fiscal : même principe que pour le comptage transactionnel à la différence qu'il comprend les contrats qui lient un pays pétrolier et les compagnies pétrolières ayant des activités d'exploitation sur le sol de ce pays et dont le but principale est la taxation, mais peut aussi servir aux transactions en plus. Aspect des effluents à mesurer : Un champ pétrolier produit des effluents qui contiennent :  du brut pétrolier ou du condensat  de l'eau,  du gaz  des sédiments. La conception et l’exploitation des moyens de comptages (mesures, calcul des 5 quantités) nécessitent la prise en compte des caractéristiques et propriétés physiques des fluides comptés ( changement de phase et quantité au cours de la variation de la pression et la température). État des fluides aux conditions de comptage Aux conditions de mesure, les effluents pétroliers peuvent être :  à l’état monophasique : (liquide, vapeur) constitué d’un ou plusieurs composants (huile anhydre, mélange de gaz, etc.), ou pseudo monophasique (huile faiblement hydratée et homogène),  à l’état polyphasique : présence de deux phases simultanées (liquide et vapeur). Pour les effluents à l’état monophasique, on distinguera les effluents saturés (soit des liquides au point de bulle, soit des vapeurs au point de rosée ) ou des effluents non saturés. Évolution des fluides au cours du procédé Les fluides pétroliers (gaz, liquide) évoluent en fonction des conditions de température et de pression et peuvent donner lieu à l’apparition de nouvelles phases. Par conséquent, lorsqu’on voudra exprimer les quantités/volumes/ratios mesurés ou déterminés dans des conditions réelles (quantités observées) en quantités/volumes/ratios dans des conditions de référence différentes (stockage, fin de procédé) on aura à tenir compte de l’évolution du fluide lors du passage des conditions de mesure aux conditions de référence. Perturbation des écoulements on peut citer: les phénomènes de rotation et giration (swirl), les phénomènes de recirculation, les profils de vitesse non symétriques ou non établis les perturbations ont une influence sur la précision des comptages (turbines, déprimogènes, vortex). Ces effets dépendent de la configuration des canalisations en aval et en amont (coudes, coudes non coplanaires, accessoires, détendeurs). Ils peuvent être réduits par l'utilisation de longueurs droites suffisantes ou de redresseurs d'écoulement. Validité des compteurs selon le type de fluide 6 7 8 Classification générale des dispositifs de comptage: Les dispositifs de comptage sont classés selon différents critères. On peut les classer selon la nature du paramètre primaire mesuré : Evolution de comptage : Le jaugeage sur bac a été la première méthode de comptage. Il est encore fréquemment utilisé là où les réservoirs existent encore : terminaux marins, dépôts de produits, etc. L'utilisation des compteurs a été retardée par la routine et l'inertie administrative. Leur usage a été favorisé par l'apparition de principes d'exploitation nouveaux : pipe-line, offshore, etc. Les compteurs volumétriques furent les premiers utilisés. Leur poids, leur encombrement et leur prix font qu'on leur préfère actuellement les compteurs débitmétriques. 9 Les différents types de mesure Comptage des liquides: Les méthodes statiques : jaugeage, pesage Ces mesures sont peu employées pour les comptages dans la chaîne de production à l'exception des terminaux (stockages). Leur utilisation concerne :  Le jaugeage des puits.  L'étalonnage des débitmètres.  Le calcul des réceptions en bout de chaîne (stockages d’un terminal). Les méthodes dynamiques (ou les mesures de débit) Le comptage des quantités de liquides et la détermination des débits instantanés se fait de manière courante au moyen de débitmètres. on va parler sur les techniques développées qui ont fait leur preuve à ce jour dans l'environnement industriel pétrolier et/ou qui sont susceptibles d'être utilisées de manière satisfaisante pour nos applications : organes déprimogènes, débitmètre à effet Coriolis, compteurs turbines, compteurs volumétriques, débitmètres électromagnétiques(pour l’eau uniquement), débitmètres à effet Vortex. débitmètres ultrasons le comptage de gaz: 10 Les technologies les plus couramment utilisées dans le secteur du comptage technique sont : les organes déprimogènes, les débitmètres à effet Vortex, les tubes de Pitot et Annubar. les ultrasons Le principe le plus couramment utilisé pour le comptage transactionnel des gaz est le diaphragme. Cependant, d’autres principes de mesures sont utilisables dans le cadre de comptage transactionnels de « larges » volumes de gaz tel que : Les turbines Les ultrasons les différents mesureurs : ORGANE DÉPRIMOGÈNE Le principe consiste à mesurer la pression différentielle ΔP générée par un élément primaire (diaphragme, tuyère, venturi) positionné au sein de la canalisation dans laquelle s’écoule le fluide. 1. Organe déprimogène – Diaphragme – Plaques à orifices 1.1. Principe (ISO 5167) Lors du passage à travers une restriction, un fluide est soumis à une accélération. A l'augmentation de l'énergie cinétique qui en résulte, correspond une diminution de la pression (ΔP) . C'est le phénomène physique mis en œuvre dans la mesure des débits par organes déprimogènes (et en particulier par diaphragme). Le débit est mesuré à l'aide d'un diaphragme placé en aval de la tuyère. La relation liant le débit au gradient de pression mesuré au niveau du diaphragme est Q =απd ² 4 √2 Δp ρ avec: d = diamètre de la veine liquide à son étranglement maximal, en mètre, ΔP = P1 – P2 P1 = prise de pression amont (avant étranglement), P2 = prise de pression aval (niveau de l'étranglement maximal) Le coefficient α est appelé coefficient de débit de l’appareil déprimogène. Il tient compte de la contraction de la veine fluide, des pertes de charge et des sections amont et aval. ρ = masse volumique du fluide dans les conditions réelles d'écoulement, en kg/m3. 11 1.2. Débitmètre à diaphragme Il s'agit d'un disque uploads/Management/ le-comptage.pdf