FR2772916A1

FR2772916A1 - Mass flow rate determination method for multiphase effluent

Info

Publication number: FR2772916A1
Application number: FR9815973A
Authority: FR
Inventors: Pierre Durando; Yvon Castel; Daniel Ferre; Jean Falcimaigne; Eric Vandenbroucke
Original assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Current assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date: 1997-12-22
Filing date: 1998-12-17
Publication date: 1999-06-25
Anticipated expiration: 2018-12-17
Also published as: FR2772916B1

Abstract

The pressures at the top (6), bottom (7) and middle (8) of a chamber, through which the multiphase medium flows, are measured along with the gas/liquid interface level (9). From these parameters and knowledge of the densities of the two phases as well as the geometry of the slotted outlet tube (4, 5), the mass flow rate of the medium is calculated from known hydraulic equations. An Independent claim is also included for the following: A device for determining the flow rate of a multiphase medium.

Description

La présente invention concerne une méthode et un dispositif pour déterminer la valeur du débit d'une ou de plusieurs phases contenues dans un effluent polyphasique, l'effluent comporant au moins une phase gazeuse et aumoins une phase liquide. The present invention relates to a method and a device for determining the value of the flow rate of one or more phases contained in a multiphase effluent, the effluent comprising at least one gaseous phase and at least one liquid phase.

L'invention s'applique pour déterminer le débit massique des phases d'un effluent pétrolier comportant une phase gazeuse, une phase liquide (organique et aqueuse). The invention applies to determine the mass flow rate of the phases of a petroleum effluent comprising a gaseous phase, a liquid phase (organic and aqueous).

L'effluent peut comporter éventuellement des particules solides telles que du sable, des hydrates ou des paraffines.The effluent may optionally include solid particles such as sand, hydrates or paraffins.

L'invention s'applique notamment pour la production asststée d'un effluent pétrolier par injection de gaz dans la colonne (gas-lift) ou par injection de vapeur d'eau dans le gisement. La connaissance du débit massique des phases produites sur chaque puits à chaque instant permet le réglage optimum des quantités des fluides injectés. The invention applies in particular to the asststed production of a petroleum effluent by injecting gas into the column (gas-lift) or by injecting water vapor into the deposit. Knowledge of the mass flow rate of the phases produced on each well at each instant allows optimum adjustment of the quantities of fluids injected.

Difféentes méthodes et dispositifs de débitmétrie sont connus de l'art atérieur. Different methods and devices for flow measurement are known in the prior art.

Le brevet EP 0 674 249 décrit une méthode et un dispositif permettant de mélanger une phase gazeuse et une phase liquide, et de déterminer la valeur du débit total des deux phases mélangées à l'intérieur d'un venturi. La méthode nécessite de procéder à une étape d'homogénéisation des deux phases avant de mesurer la valeur de pression à l'entrée et à la sortie du venturi, et à une étape de mesure de densité réalisée par gammamétrie, imposant la présence d'une source radio-active. Patent EP 0 674 249 describes a method and a device making it possible to mix a gaseous phase and a liquid phase, and to determine the value of the total flow rate of the two phases mixed inside a venturi. The method requires carrying out a homogenization step of the two phases before measuring the pressure value at the inlet and the outlet of the venturi, and a density measurement step carried out by gamma-ray measurement, imposing the presence of a radioactive source.

Il est connu d'utiliser des ondes telles que Lies micro-ondes, ou des ultrasons pour déterminer le débit de la phase gazeuse et cie la phase liqulcle constituant uu effluent polyphasique. Les brevets US 4.812.739, US 4.820.970 et FR2.722.292 décrivent des méthodes, où l'on détermine ou l'on mesure d'une part la quantié de chacune de ces phases et d'autre point une valeur de vitesse moyenne ou la valeur de la vitesse pour chaque phase, pour en déduire respectivement le débit total moyen ou le débit de chaque phase. It is known to use waves such as microwaves, or ultrasound to determine the flow rate of the gas phase and the liquid phase constituting a multiphase effluent. The patents US 4,812,739, US 4,820,970 and FR 2,722,292 describe methods, where the quantity of each of these phases is determined or measured on the one hand and an average speed value on the other or the speed value for each phase, to deduce respectively the average total flow or the flow of each phase.

De tels dispositifs présentent toutefois l'inconvénient d'être coûteux et parfois difficiles à mstaller. However, such devices have the disadvantage of being expensive and sometimes difficult to install.

L'objet de la présente invention concerne un dispositif ou détibmètre et une méthode qui permettent de palier les inconvénients de l'art antérieur. The object of the present invention relates to a device or detibmeter and a method which make it possible to overcome the drawbacks of the prior art.

La présente invention concerne une méthode pour déterminer la valeur du débit d'au moms une phase constituant une partie d'un milieu polyphasique en écoulement, ledit milieu polyphasique comportant aumoins une phase liquide et au moins une phase gazeuse. Elle se caractérise en ce qu'elle comporte au moins les étapes suivantes
a) on introduit le milieu polyphasique à l'intérieur d'une enceinte comportant au moins un conduit d'introduction, des moyens de prélèvement comprenant des orifices de prélèvement et au moins un conduit d'évacuation,
b) on détermine au moins deux valeurs de pression P1 et P2 en deux endroits différents A et B au moins de l'enceinte et/ou des moyens de prélèvement et la valeur de la pression interne Po,
c) à partir des valeurs déterminées à l'étape b), de la connaissance des masses spécifiques de la phase gazeuse et de la phase liquide et/ou de la valeur moyenne de la masse volumique du milieu polyphasique à l'intérieur du tube crépiné, d'une relation reliant au moins les paramètres suivallts GLR ou le niveau de l'interface séparant la phase liquide et la phase gazeuse, des pressions P1, P2, Po, on détermine la valeur de débit total Qt du milieu polyphasique en écoulement et/ou le débit de chacune des phases qGET qL.The present invention relates to a method for determining the value of the flow rate of at least one phase constituting a part of a multiphase medium in flow, said multiphase medium comprising at least one liquid phase and at least one gaseous phase. It is characterized in that it comprises at least the following stages
a) the multiphase medium is introduced inside an enclosure comprising at least one introduction conduit, sampling means comprising sampling orifices and at least one discharge conduit,
b) at least two pressure values P1 and P2 are determined at two different places A and B at least in the enclosure and / or the sampling means and the value of the internal pressure Po,
c) from the values determined in step b), knowledge of the specific masses of the gas phase and of the liquid phase and / or of the average value of the density of the multiphase medium inside the strainer tube , of a relation connecting at least the following parameters GLR or the level of the interface separating the liquid phase and the gas phase, pressures P1, P2, Po, one determines the value of total flow Qt of the multiphase medium in flow and / or the flow rate of each of the qGET qL phases.

Selon l'invention, on peut déterminer la valeur du débit de la phase gazeuse et/ou de la phase liquide en faisant intervenir des relations entre les débits des phases et les différences de pression mesurées et notamment les relations suivantes

According to the invention, the value of the flow rate of the gaseous phase and / or of the liquid phase can be determined by using relationships between the flow rates of the phases and the pressure differences measured and in particular the following relationships

où
Sg et Sl correspondent à la somme des aires des orifices situés respectivement dans la phase gazeuse et dans la phase liquide,
z étant la distaiiee entre l'interface liquide-gaz et un point,
#og et p,, les massess volumiques pour le gaz et le liquide à la pression Po et pour une température To. or
Sg and Sl correspond to the sum of the areas of the orifices located respectively in the gas phase and in the liquid phase,
z being the distance between the liquid-gas interface and a point,
#og and p ,, the mass masses for the gas and the liquid at the pressure Po and for a temperature To.

Cg et Cl les valeurs des coefficients de passage des orifices du tube crépiné, et
les valeurs des pressions P1 et P2 étant mesurées au niveau du tube de prélèvement.Cg and Cl the values of the passage coefficients of the orifices of the strainer tube, and
the values of pressures P1 and P2 being measured at the level of the sampling tube.

Qt = ql + qg et GLR = qg/ql
On peut déterminer la valeur de GLR en effectuant une mesure du niveau de l'interface entre la phase gazeuse et les phases liquides dans l'enceinte, en tenant compte de la hauteur totale H du tube crépillé et des caractéristiques des moyens de prélèvement tels que la valeur du coefficient de perçage Co du tube, la fonction caractéristique du perçage du tube crépiné équipant l'enceinte f(H,h).Qt = ql + qg and GLR = qg / ql
The value of GLR can be determined by measuring the level of the interface between the gas phase and the liquid phases in the enclosure, taking into account the total height H of the plastered tube and the characteristics of the sampling means such as the value of the drilling coefficient Co of the tube, the characteristic function of the drilling of the strainer tube equipping the enclosure f (H, h).

La phase liquide étant constituée de deux phases liquides L1 et L ayant des densités #1 et #2 différentiables, onmesure une troisième valeur de pression P3 dans l'enceinte, on détermine le niveau de l'interface séparant la phase liquide de la phase gazeuse en considérant le niveau de liquide le plus élevé dans l'enceinte et on détermine

The liquid phase being made up of two liquid phases L1 and L having differentiable densities # 1 and # 2, a third pressure value P3 is measured in the enclosure, the level of the interface separating the liquid phase from the gas phase is determined considering the highest liquid level in the enclosure and we determine

W1 = fraction de la phase liquide de densité #1 rapportée au volume du mélagne de phases liquides. W1 = fraction of the liquid phase of density # 1 related to the volume of the liquid phase melagne.

A partir de la valeur de W1, on détermine
W1 la valeur de x1 = correspond à la fraction de la phase liquide L1, et
1 + GLR
la valeur de x2 = correspondant à la fraction de la phase liquide L2.From the value of W1, we determine
W1 the value of x1 = corresponds to the fraction of the liquid phase L1, and
1 + GLR
the value of x2 = corresponding to the fraction of the liquid phase L2.

1 + GLR
Connaissant la valeur de Q1, et les valeurs xi et x on détermine la valeur de débit pour la phase liquide L1 et/ou QL2 pour la phase liquide L2.1 + GLR
Knowing the value of Q1, and the values xi and x, the flow rate value for the liquid phase L1 and / or QL2 for the liquid phase L2 is determined.

On peut établir la relation entre les différents paramètres de l'étape c) en calibrant le dispositif en faisant varier les valeurs de GLR, des pressions différentielles Po-P, et P2-
Po et de la pression Po, des masses volumiques po pi. We can establish the relationship between the different parameters of step c) by calibrating the device by varying the values of GLR, differential pressures Po-P, and P2-
Po and pressure Po, densities po pi.

C)ii peut déterminer la température et/ou la pression régnant an sem de l'encemte et on peut ocrriger les valeurs des masses spécifiques et/ou la valeur du GLR. C) It can determine the temperature and / or the pressure prevailing in sem of the encemte and one can ocrriger the values of specific masses and / or the value of GLR.

On peut déterminer la valeur de la masse volumique moyenne #m en mesurant la différence de pression en deux points éloignés d'une distance h sur le tube crépiné, on peut mesurer la différence de pression dans un organe déprimogène disposé entre la sortie du tube crépmé et le conduit d'évacuation du milieu polyphastque. We can determine the value of the average density #m by measuring the pressure difference at two points distant by a distance h on the strainer tube, we can measure the pressure difference in a pressure-reducing device arranged between the outlet of the crepme tube and the multiphase medium evacuation pipe.

L'invention concerne également un dispositif pour détermmer au moins la valeur du débit total d'un milieu polyphasique en écoulement, le milieu polyphasique comprenant au moins une phase liquide et au moins une phase gazeuse, le dispositif comportant une encemte pourvue d'au moins un conduit d'introduction, d'aumoins un conduit d'évacuation, et de moyens de prélèvement comprenant des orifices de prélèvement de la phase liquide et de la phase gazeuse. Le dispositif se caractérise en ce qu'il comporte au moins trois moyens de mesure de la pression, l'un étant destiné à mesurer la pression interne de l'enceinte et les deux autres la pression régnant en deux endroits de l'encemte et/ou des moyens de prélèvement, les endroits étant séparés par une distance d, des moyens permettant de déterminer la valeur du rapport volumétrique GLR de la phase gazeuse et de la phase liquide du milieu polyphasique en écoulement, un ensemble de traitement permettant de mémoriser ces valeurs mesurées ou déterminées et des valeurs de paramètres déterminés mitialement telles que les valeurs des masses volumiques de chaque phase ou la valeur moyenne de la masse volumique du milieu polyphasique, d'une relation reliant au moins les paraniètres suivants le niveau de l'inteffaee séparant la phase gazeuse de la phase liquide et/ou du GLR, des valeurs de pression (P1, P2, Po), l'ensemble de traitement étant capable de déterminer au moins la valeur du débit total Qt du milieu polyphasique. The invention also relates to a device for determining at least the value of the total flow rate of a multiphase medium in flow, the multiphase medium comprising at least one liquid phase and at least one gaseous phase, the device comprising a encemte provided with at least an introduction conduit, at least an evacuation conduit, and sampling means comprising orifices for sampling the liquid phase and the gaseous phase. The device is characterized in that it comprises at least three means for measuring the pressure, one being intended to measure the internal pressure of the enclosure and the other two the pressure prevailing in two places of the encemte and / or sampling means, the places being separated by a distance d, means making it possible to determine the value of the volumetric ratio GLR of the gas phase and of the liquid phase of the multiphase medium in flow, a processing unit making it possible to store these values measured or determined and values of parameters determined initially such as the values of the densities of each phase or the average value of the density of the multiphase medium, of a relation connecting at least the following parameters to the level of the inteffaee separating the gas phase of the liquid phase and / or of the GLR, pressure values (P1, P2, Po), the treatment assembly being capable of determining at least the value of the total flow Qt of the multiphase medium.

Le dispositif peut comporter aumoins un organe déprimogène disposé entre la sortie des moyens de prélèvement et le conduit d'évacuation, les moyens de mesure de pression étant disposés au mveau de l'organe déprimogène. The device may include at least one pressure-reducing device arranged between the outlet of the sampling means and the discharge conduit, the pressure measuring means being arranged at the level of the pressure-reducing device.

Le dispositif peut comporter des moyens permettant de déterminer la valeur moyenne spécifique #m du milieu polyphasique au niveau des moyens de prélèvement. The device may include means making it possible to determine the specific average value #m of the multiphase medium at the level of the sampling means.

Le dispositif peut comporter des moyens de mélange de la phase liquide et de la phase gazeuse disposés entre la sortie des moyens de prélèvement et l'entrée de l'organe déprimogène. The device may include means for mixing the liquid phase and the gaseous phase arranged between the outlet of the sampling means and the inlet of the pressure-reducing organ.

Le dispositif peut comporter des moyens de filtration des particules solides contenues dans le miliu polyphasique en écoulement, les moyens étant dispoés autour du tube crépiné et l'enceinte peut présenter en au moins une de ses extrémités une forme adaptée pour recevoir des particules solides et des moyens permettant d'évacuer les particules solides. The device may include means for filtering the solid particles contained in the multiphase medium in flow, the means being provided around the strainer tube and the enclosure can have at least one of its ends a shape suitable for receiving solid particles and means for removing solid particles.

L'enceinte est par exemple formée d'un tube ayant un diamètre mtérieur #int, le tube crépiné ayant un diamètre externe #ext, le rapport #int/#ext des diamètres varie de 1.5 à 5. The enclosure is for example formed by a tube having an inside diameter #int, the strainer tube having an external diameter #ext, the ratio # int / # ext of diameters varies from 1.5 to 5.

L'encemte est par exemple formée d'un tube de diamètre mtérieur #mt, le tube crépiné ayant u11 diamètre externe peut, et les tubes ne soilt pas coaxiaux. The encemte is for example formed by a tube of inner diameter #mt, the strainer tube having an external diameter can, and the tubes are not coaxial.

La présente invention s'applique avantageusement pour déterminer le débit total Qt d'un effluent pétrolier comportant au moins une phase liquide et au moins une phase gazeuse, et éventuellement des particules solides. The present invention is advantageously applied to determine the total flow rate Qt of a petroleum effluent comprising at least one liquid phase and at least one gaseous phase, and optionally solid particles.

Par rapport aux dispositifs de l'art antérieur, le débitmètre selon l'vention présente notamment les avantages suivants
une simplicité dans sa conceptio et son fonctionnement, doue un coût réduit en
s'affranchissant notamment des dispositifs de mesure ensitométriques utilisant une
source radio-active, # une grande fiabilité, # une installation aisée dans des endroits qui peuvent être difficiles d'accs,
la possibilité d'accocfer la mesure de débitiiiétrie à des fonctions de régulation daiis le
eaclre d'une production pétrolière tels que la régulation de débit ou le dessablage,
la possibilité d'estimer les conditions de production de chaque puits en temps réel, et
de les corriger éventuellement et automatiquement en agissant sur des organes de
régulation vannes, débit de lift, débit de vapeur, etc..).Compared to the devices of the prior art, the flow meter according to the invention has in particular the following advantages
a simplicity in its conceptio and its operation, endowed with a reduced cost in
bypassing in particular ensitometric measurement devices using a
radioactive source, # high reliability, # easy installation in places that can be difficult to access,
the possibility of combining flow measurement with control functions in the
of oil production such as flow control or desanding,
the possibility of estimating the production conditions of each well in real time, and
to correct them eventually and automatically by acting on
valve regulation, lift flow, steam flow, etc.).

D'autres caractéristiques et avantages de la méthode selon l'invention seront mieux compris et apparaîtront à la lecture de la description ci -après d'un exemple non limitatif de réalisation en se référant aux dessins suivants # la figure 1 schématis une variante de réalisation d'un débitmètre selon l'invention,
la figure 2 représente uiie variante de réalisatioii du dispositif de la figure 1 intégrant
un dispositif déprimogène complémentaire, et # la figure 3 schématise une variante comprenant un moyen d'évacuation de particules
solides éventuellement présentes dans le fluide.Other characteristics and advantages of the method according to the invention will be better understood and will appear on reading the following description of a non-limiting example of embodiment with reference to the following drawings # FIG. 1 schematically an alternative embodiment a flow meter according to the invention,
FIG. 2 represents a variant embodiment of the device of FIG. 1 integrating
an additional pressure-reducing device, and # FIG. 3 shows diagrammatically a variant comprising a means for removing particles
solids possibly present in the fluid.

La méthode selon l'invention est mise en oeuvre par un premier mode de réalisation donné à titre non limitatif et décrit à la figure 1. The method according to the invention is implemented by a first embodiment given without limitation and described in FIG. 1.

L'objectif recherché est d'obtenir la valeur de débit total et/ou la valeur de débit de chacune des phases d'un milieu polyphasique en écoulement comportant au moins une phase gazeuse et au moins une phase liquide. Le niilieu polyphasique peut être un effluent pétrolier comportant une phase gazeuse et une phase liquide Constituée généralement d'une phase aqueuse et d'une phase organique, et éventuellement de particules solides (sable, cristaux d'hydrates et/ou de paraffines). The objective sought is to obtain the value of total flow and / or the value of flow of each of the phases of a multiphase medium in flow comprising at least one gaseous phase and at least one liquid phase. The multiphase niilieu can be a petroleum effluent comprising a gas phase and a liquid phase Generally consisting of an aqueous phase and an organic phase, and optionally of solid particles (sand, hydrate crystals and / or paraffins).

Le dispositif ou débitmètre comporte une enceinte I pourvut: d'un conduit d'introductin 2 de l'effluent polyphasique, d'un conduit d'évacuation 3, et de moyens de prélèvement tel qu'un tube de prélèvement 4 comportant des orifices de prélèvement 5, l'ensemble tube et orifices étant désigné par l'expression tub crépiné. Les caractéristiques géométrique des orifices et leur distribution le long du tube de prélèvement peuvent être fixées selon une méthode décrite dans le brevet FR-2.685.737 dont l'enseignement technique est incorporé par référence. The device or flowmeter comprises an enclosure I provided with: an introductin pipe 2 for the multiphase effluent, an evacuation pipe 3, and sampling means such as a sampling tube 4 comprising orifices for sample 5, the tube and orifice assembly being designated by the expression strainer tub. The geometrical characteristics of the orifices and their distribution along the sampling tube can be fixed according to a method described in patent FR-2,685,737, the technical teaching of which is incorporated by reference.

Au moins deux capteurs de pression 6, 7 disposés à des niveaux différent s A et B de l'enceinte et/ou du tube de prélèvement, par exemple en bas et en haut lorsque le tube est disposé de façon sensiblement verticale, mesurent ls valeurs de pression respectivement en sortie du tube crépiné au niveau du conduit d'évacuatin 3 et à l'extrénuté opposée de la sortie du tube crépiné. At least two pressure sensors 6, 7 arranged at different levels s A and B of the enclosure and / or of the sampling tube, for example at the bottom and at the top when the tube is arranged in a substantially vertical manner, measure the values pressure respectively at the outlet of the strainer tube at the evacuation pipe 3 and at the opposite end of the outlet of the strainer tube.

Un troisième capteur de pression 8 relié à la paroi de l'enceinte permet de mesurer la pression interne Po de l'enceinte. Un exemple de disposition des capteurs de pression par rapport au tube crépiné est donne Cl-après à la figure 2. A third pressure sensor 8 connected to the wall of the enclosure makes it possible to measure the internal pressure Po of the enclosure. An example of arrangement of the pressure sensors with respect to the strainer tube is given below in FIG. 2.

Des moyens permettant de déterminer la valeur du rapport volumétrique de la phase gazeuse et de la phase liquide (en abrégé GLR) à l'iìltérieur de l'enceinte, par exemple un déteeteur de niveau 9 de l'iiiterfaee phase gazuse-phase liquide, équipelit le débitmètre. Means for determining the value of the volumetric ratio of the gas phase and the liquid phase (abbreviated as GLR) inside the enclosure, for example a level 9 detector of the gas phase-liquid phase, equips the flow meter.

Un capteur de température 10 mesure la température réelle à l'intérieur de l'enceinte 1. A temperature sensor 10 measures the actual temperature inside the enclosure 1.

Les dilfiérents capteurs de pression et de tmepérature, les moyens de détermination du GLR peuvent être reliés à des moyens 11 de calcul et de traitement de données, par exemple un micro-contrôleur. Ce micro-contrôleur est capable de mémoriser des données propres au fluide polyphasque par exemple les valeurs des masses volumiques de chacune des phases gazeuse et liquides pg, pl ou encore la valeur moyenne du mélange #m, des valeurs de référence qui vont servir au traitement des données, une ou plusieurs relations H reliant les différents parmètres mesurés et les doimées. Le micro- contrôleur est aussi programmé pour déduire la valeur du débit total Qt de l'efluent et/ou la valeur du débit de chacune des phases Qg, Qi. The various pressure and temperature sensors, the means for determining the GLR can be connected to means 11 for calculating and processing data, for example a microcontroller. This microcontroller is capable of memorizing data specific to the multiphase fluid, for example the values of the densities of each of the gas and liquid phases pg, pl or even the average value of the mixture #m, reference values which will be used for processing. data, one or more relationships H connecting the different measured parameters and the doimées. The microcontroller is also programmed to deduce the value of the total flow Qt of the effluent and / or the value of the flow of each of the phases Qg, Qi.

La distribution des orifices est par exemple choisie pour obtenir un mélange des phases de L'effluent à l'intérieur du tube crépiné. The distribution of the orifices is for example chosen to obtain a mixture of the phases of the effluent inside the screened tube.

Description de la méthode permettant d'obtenir la valeur du GLR et du débit total
Qt à partir de trois mesures de pression dont une est prise sur le moyen de prélèvment P0, P1, P2 : a) les masses volumiques moyennes des phases liquides et gazeuses #,ref et #g ref sont
préalablement déterminées par une mesure sur un échantillon de fluide diphasique dans des conditions de température et de pression connues 7, i et Pref
Si ces masses volumiques peuvent évoluer sur le long terme, en raison par exemple de l'augmentation de la proportion d'eau dans la phase liquide par des venues d'eau croissantes ou plus généralement par des vaiations dans la compositon des effluents, les masses volumiques sont périodiquement contrôlées afin d'ajuster les valeurs considérées dans le cycle de calcul décrit ci-dessous. La périodicité des mesures des masses volumiques petit aller de quelques dizaines d'heures à plusieurs semames en fonction de la rapidité des variations et de la précision souhaitée. b) on mesure la pressions P0 à l'intérieur de l'enceinte, et éventuellement la température
To si celle-ci varie sensiblement en fonction du temps au cours des mesures du débit
effectuées au moyen de la présente invention Ces mesures permettent d'ajuster les
masses volumiques mesurées dans les conditions réelles de température et de pression existant dans l'enceinte pour obtenir les masses volumiques p 0, et #ox
En supposant que le gaz est parfait, on obtient pour la masse volumique du gaz
P@ Tref #ox = #gref On peut utliser une loi (équation d'état) plus précise que la loi
Pref To
es gaz parfaits pour améliorer la précision de la méthode. On peut aussi tenir compte
du dégazage de la phase liquide, éventuellement de la condensation, qui fait varfer le
volume gazeux avec la chute de pression.Description of the method used to obtain the value of GLR and total flow
Qt from three pressure measurements, one of which is taken from the sampling medium P0, P1, P2: a) the average densities of the liquid and gas phases #, ref and #g ref are
previously determined by a measurement on a sample of two-phase fluid under known temperature and pressure conditions 7, i and Pref
If these densities can change over the long term, for example due to the increase in the proportion of water in the liquid phase by increasing inflows of water or more generally by changes in the composition of the effluents, the masses The volumes are periodically checked in order to adjust the values considered in the calculation cycle described below. The periodicity of the density measurements can range from a few tens of hours to several weeks depending on the speed of the variations and the precision desired. b) measuring the pressures P0 inside the enclosure, and possibly the temperature
To if this varies significantly as a function of time during flow measurements
These measurements make it possible to adjust the
densities measured under the actual temperature and pressure conditions existing in the enclosure to obtain the densities p 0, and #ox
Assuming that the gas is perfect, we obtain for the density of the gas
P @ Tref #ox = #gref We can use a law (equation of state) more precise than the law
Pref To
he perfect gases to improve the accuracy of the method. We can also take into account
degassing of the liquid phase, possibly condensation, which causes the
gas volume with pressure drop.

La masse volumique du liquide peut également être ajustée pour tenir compte de sa
dilatation thermique et du dégazage par des formules bien connues, l'effet de la
compressibilité pour de faibles variations de pression étant en général négligeable. c) on mesure la pression à l'intérieur du tube crépiné aux moins en deux points P1 en un
point A situé de préférence en partie haute du tube et P en un point B situé de
préférence en partie basse du tube, ces points étant choisi de façon à ce que l'interfaee
entre la phase gazeuse et la ou les phases liquides reste Comprise entre A et B. d) en utilisant des formules bien connues des hydrauliciens, on détermine les débits
gazeux qg et liquides q, dans les orifices du tube crépiné à partir des différences
P. - P0 et P2 - P0, des masses volumiques #0l et #0g, et des caractéristiques
géométriques et hydrauliques des orifices du tube crépillé aire S et coefficients de
percage # qui dépendent de la géométrie de l'orifice et du nombre de Reynolds:

The density of the liquid can also be adjusted to take into account its
thermal expansion and degassing by well-known formulas, the effect of
compressibility for small pressure variations is generally negligible. c) the pressure inside the strainer tube is measured at least at two points P1 at one
point A preferably located at the top of the tube and P at a point B located
preferably in the lower part of the tube, these points being chosen so that the interface
between the gas phase and the liquid phase (s) remains between A and B. d) using formulas well known to hydraulic engineers, the flow rates are determined
gaseous qg and liquids q, in the orifices of the strainer tube from the differences
P. - P0 and P2 - P0, densities # 0l and # 0g, and characteristics
geometrical and hydraulic of the openings of the crimped tube area S and coefficients of
drilling # which depend on the geometry of the orifice and the Reynolds number:

z2 étant la distance entre l'interface (liquide-gaz) et le point B, et Sg, S@ les sommes
des aires des orifices situés respectivement dans la partie gazeuse et la partie liquide. z2 being the distance between the interface (liquid-gas) and point B, and Sg, S @ the sums
areas of the orifices located respectively in the gaseous part and the liquid part.

Ces aires, et par suite les débits, dépendent du niveau de l'interface clans l'enceinte
Sg - fl(h, H), Se = f2(h, H). c) les masses volumiques #, et #.g et les débits gazeux, éventuellement les débits
liquides, à différents niveaux dutube crépmé sont corrigés pour tenir compte de la
chute de pression P1-P0 en haut du tube et P2-P0 en bas par la méthode exposée ci
dessus au b). f) à partir des débits qg et q. on calcule la pression différentielle hydrostatique et les
P. Tref
pertes de charge entre les points A et B. Au point A on a #.g = #gref et
P0 P2 Tref P0
qg = qg, et au point B #2g = #g ref et q2g = qg
P1 Pref T0 P2 En négligeant la masse volumique du gaz, la masse volumique moyenne du mélange q,
diphasique au point B vaut #2moy = #l et la différence de pression
q1 + q2g
1 # ql
hydrostatique vaut #Pred = c2. La perte de charge est fonction du carré
2 q1 + q2g
q2g
du débit total calculé Qt=q2g+q, et du GLR estimé par le rapport. obtenus au
ql
moyen de formules ou d'abaques bien connus des spécialistes. On peut donc calculer
la différence de pression P2 - P1, par l'expression:
1 #.q:
(P2-P1)rale = #Pivd - #Ppertes - g z2 - K(q: + q2g)
2 q1 + q2g
q2g
où K dépend des caractéristiques de l'écoulement et du rapport. Cette pression q
différentielle calculée dépend de la position supposée de l'interface. These areas, and consequently the flow rates, depend on the level of the interface in the enclosure.
Sg - fl (h, H), Se = f2 (h, H). c) the densities #, and # .g and the gas flows, possibly the flows
liquids, at different levels of the creamy tube are corrected to take into account the
pressure drop P1-P0 at the top of the tube and P2-P0 at the bottom by the method described below
above in b). f) from the flow rates qg and q. the hydrostatic differential pressure and the
P. Tref
pressure losses between points A and B. At point A we have # .g = #gref and
P0 P2 Tref P0
qg = qg, and at point B # 2g = #g ref and q2g = qg
P1 Pref T0 P2 Neglecting the density of the gas, the average density of the mixture q,
biphasic at point B is # 2moy = #l and the pressure difference
q1 + q2g
1 # ql
hydrostatic is #Pred = c2. The pressure drop is a function of the square
2 q1 + q2g
q2g
the total calculated flow Qt = q2g + q, and the GLR estimated by the ratio. obtained at
ql
using formulas or charts well known to specialists. So we can calculate
the pressure difference P2 - P1, by the expression:
1 # .q:
(P2-P1) rale = #Pivd - #Ppertes - g z2 - K (q: + q2g)
2 q1 + q2g
q2g
where K depends on the characteristics of the flow and the ratio. This pressure q
calculated differential depends on the assumed position of the interface.

011 compare alors Cette valeur calculée à la différence des pressions mesurées P2 - P1. 011 then compares this calculated value to the difference of the measured pressures P2 - P1.

Cette comparaison pellet de modifier en plus ou en moins la position supposée de
l'interface et, par une approche itérative, de déterminer la position supposée de
l'interface qui permet d'ajuster au mieux les pressions mesurées aux pressions
calculées. Lorsque la méthode a convergé et permis d'obtenir un niveau et des débits
gazeus qg et liquides ql, on détermine alors le débit total Qt=qg + ql et le GLR par
qg le rapport
q
Le calcul des débits peut être rendu plus précis de plusieurs façons. On peut en premier lieu tenir compte de la masse voluniique de la phase gazeuse, ou utilise
q: q2g ql
p2mo = # + #2g au lieu de #2moy =#:, et on tient compte de
q: + q2g q. + q2g cette nouvelle densité dans toutes les relations qui en dérivent. en second lieu, on peut discrétiser le tube crépiné en plusieurs tronçons et écrire les relations pressions-débit sur chaque tronçon en cumulant les débits partiels en progressant du point A vers le point B.This comparison pellet to modify more or less the supposed position of
the interface and, by an iterative approach, to determine the supposed position of
the interface which makes it possible to best adjust the pressures measured to the pressures
calculated. When the method has converged and allowed to obtain a level and flows
gazeus qg and liquids ql, we then determine the total flow Qt = qg + ql and the GLR by
qg the report
q
The calculation of flow rates can be made more precise in several ways. We can first take into account the voluniic mass of the gas phase, or use
q: q2g ql
p2mo = # + # 2g instead of # 2moy = # :, and we take into account
q: + q2g q. + q2g this new density in all the relations which derive from it. secondly, we can discretize the strainer tube into several sections and write the pressure-flow relationships on each section by cumulating the partial flows progressing from point A to point B.

La pression interne daiis le tube peut être estimée de proche Ci proche à partir de la pression mesurée P au point A par une relation semblable à celle qui est mdiquée plus haut. Dans ce calcul on peut généralement négliger ls pertes de charge dans les parties du tube uniquement remplies de gaz.The internal pressure in the tube can be estimated from close to close from the pressure measured P at point A by a relationship similar to that which is given above. In this calculation one can generally neglect the pressure drops in the parts of the tube only filled with gas.

Les relations entre les pressions mesurées P0, P1 et P2, les masses volumiques qg et r ! et le débit total le GLR et/ou le niveau de l'interface peuvent être de type analytique, mémorisées dans un micro-calculateur, avec un ensemble de traitement programmé. Elle peut ausst se présenter sous la forme d'un ensemble de données obtenues par des essais ou par l'étalonnage d'un dispositif et traduites sous forme d'abaques ou d'une base de données mémorisées dans le micro-calculateur. The relationships between the measured pressures P0, P1 and P2, the densities qg and r! and the total rate, the GLR and / or the level of the interface can be of the analytical type, memorized in a microcomputer, with a set of programmed processing. It can also take the form of a set of data obtained by tests or by the calibration of a device and translated in the form of charts or a database stored in the microcomputer.

Les calculs itératifs destinés à déterminer le niveau de l'interface peuvent être supprimés si ce niveau est mesuré. Le GLR peut être obtenu à partir de la lecture du niveau par la relation

Iterative calculations to determine the level of the interface can be suppressed if this level is measured. GLR can be obtained from reading the level by the relation

Sg
= f(h,H)
Sl et Cg, Cl étant des coefficients de perçage du tube crépiné connus de l'Homme du métier.Sg
= f (h, H)
Sl and Cg, Cl being drilling coefficients of the strainer tube known to those skilled in the art.

Des mesures de la température et de la pression régnant daiis l'enceinte peuvent être prises en compte pour corriger la valeur de GLR. Measurements of the temperature and pressure prevailing in the enclosure can be taken into account to correct the GLR value.

Les mesures de la température régnant à l'intérieur de l'enceinte et des valeurs de pression aux points A et B ou la valeur de pression interne Po peuvent aussi être utilisées pour corriger les valeurs des masses spécifiques par exemple en utilisant la loi des gaz parfaits ou une loi plus élaborée choisie en fonction de la précision souhaitée par l'opérateur. Measurements of the temperature prevailing inside the enclosure and of the pressure values at points A and B or the internal pressure value Po can also be used to correct the values of the specific masses for example by using the gas law perfect or a more elaborate law chosen according to the precision desired by the operator.

La mesure de Po sera par exemple réalisée au niveau du conduit d'introduction de l'effluent. The measurement of Po will for example be carried out at the level of the effluent introduction conduit.

Pour un effluent comportant un mélange de phases liquides différentiables par leur valeur de densité, il est possible de déterminer la valeur des débits de chacune des phases liquides. For an effluent comprising a mixture of liquid phases differentiable by their density value, it is possible to determine the value of the flow rates of each of the liquid phases.

Par exemple lorsque la phase liquide comporte deux phases liquides L1 et L2 ayant respectivement des densités #;, #2 et des proportions x1 et x2, on détermme par exemple la proportion de chacune des Ces deux phases liquides et on peut remonter au débit correspondant de la façon suivante.
on détermine ou on mesure une troisième valeur de pression dans l'enceinte, le point de mesure étant réalisé de préférence dans la partie opposée du point de mesure P0 défini précédemment.For example when the liquid phase comprises two liquid phases L1 and L2 having densities # ;, # 2 and proportions x1 and x2 respectively, we determine for example the proportion of each of these two liquid phases and we can go back to the corresponding flow rate of the following way.
a third pressure value is determined or measured in the enclosure, the measurement point preferably being produced in the opposite part from the measurement point P0 defined above.

On détermine ou on mesure le niveau de l'interface phase liquide, phase gazeuse en considérant le niveau de liquide le plus haut dans l'encemte, par rapport à un point bas de l'encemte, par exemple h.
on détermine la valeur de la fraction de la phase liquide L1, par les étapes suivantes

The level of the liquid phase, gas phase interface is determined or measured by considering the highest liquid level in the encemte, with respect to a low point of the encemte, for example h.
the value of the fraction of the liquid phase L1 is determined by the following steps

W; = fraction de la phase liquide de densité p, rapportée au volume du mélange de phases liquides. W; = fraction of the liquid phase of density p, related to the volume of the mixture of liquid phases.

Par exemple lorsque l'on considère l'eau Wi correspond au watercut. For example when we consider the water Wi corresponds to the watercut.

A partir de la valeur de W1, on détermine
W1
la valeur de x1 = correspond à la fraction de la phase liquide L1, et
1 + GLR
1 - W1
la valeur de x2 = correspondant à la fraction de la phase liquide L2.From the value of W1, we determine
W1
the value of x1 = corresponds to the fraction of the liquid phase L1, and
1 + GLR
1 - W1
the value of x2 = corresponding to the fraction of the liquid phase L2.

1 + GLR
Connaissant la valeur de q1, et les valeurs x1 et x2, on peut déterminer la valeur de débit qL1, pour la phase liquide L1 et/ou qL2 pour la phase liquide L2.1 + GLR
Knowing the value of q1, and the values x1 and x2, we can determine the flow rate value qL1, for the liquid phase L1 and / or qL2 for the liquid phase L2.

La figure 2 décrit un autre mode de réalisation où l'on utilise un organe déprimogène pour mesurer la différence de pression #P=P1-P2, par exeple un venturi 20 disposé directement à la sortie référencée 21 du tube crépiné 4. FIG. 2 describes another embodiment in which a pressure-reducing member is used to measure the pressure difference # P = P1-P2, for example a venturi 20 disposed directly at the outlet referenced 21 of the strainer tube 4.

L'organe déprimogène peut aussi être un orifice calibré, une tuyère ou tout autre moyen adapté à mesurer une perte de charge. The pressure-reducing organ can also be a calibrated orifice, a nozzle or any other means suitable for measuring a pressure drop.

Le venturi repose par exemple sur un support 22 avec encoche d'indexation en azimut. Il comporte des évidements calibrés permettant l'introduction du tube crépiné 4, du conduit d'évacuation 3 et éventuellement des tubes de prise de pression 23, 24, les évidements n'étant pas représentés pou des raisons de clarté de figure. The venturi rests for example on a support 22 with indexing notch in azimuth. It has calibrated recesses allowing the introduction of the strainer tube 4, the discharge conduit 3 and possibly the pressure tapping tubes 23, 24, the recesses not being shown for reasons of clarity of figure.

Les tubes de prise de pressions 23, 24 passetit au travers d'ouvertures 25, 26 de l'enceine 1 qui sont équipées de moyens adaptés pour assurer l'étanchéité de l'ensemble. The pressure tapping tubes 23, 24 passetit through openings 25, 26 of the enclosure 1 which are equipped with means adapted to ensure the tightness of the assembly.

Dans certains cas d'applications, par exemple celui décrit à la figure 3, le tube crépiné peut aussi comprendre une poche de sédimentation de fines particules de sable faisant amortisseur et anti-abrasion du fond. In certain application cases, for example that described in FIG. 3, the strainer tube may also include a pocket for sedimentation of fine particles of sand acting as a shock absorber and anti-abrasion of the bottom.

L'écoulement de l'effluent à l'mtérieur du venturi pouvant être considéré comme un écoulement dispersé homogène compte tenu du mélange dans le tube perforé, la relation liaiit la différence de pression à la vitesse de l'effluent est de la forine avant leur passage dans le venturi 20 ayant pour fonction de mesurer la différence de pression. Le dispositif peut être un venturi. Il peut être disposé à l'intérieur ou à l'extérieur de l'encemte. The flow of the effluent inside the venturi being able to be considered as a homogeneous dispersed flow taking into account the mixture in the perforated tube, the relation links the pressure difference to the speed of the effluent is the forine before their passage through the venturi 20 having the function of measuring the pressure difference. The device can be a venturi. It can be placed inside or outside the encemte.

Lorsque l'effluent pétrolier est chargé en particules solides (sable, précipités divers, hydrates ou paraffines0 il peut s'avérer avantageux d'éliminer ces particules avant de le transférer dans une conduite de transport. When the petroleum effluent is loaded with solid particles (sand, various precipitates, hydrates or paraffins) it may prove advantageous to remove these particles before transferring it into a transport pipe.

Ces particules peuvent en effet fumier des dépôts gênant l'écoulement de l'effluent, ou encore détériorer les parois internes de la conduite de transport
La figure 3 décrit une variante du dispositif de la figure 2 équipé de moyens supplémentaires peitiiettant de réaliser la séparation et la filtration des particules, avant le passage de l'écoulement dans le tube crépiné.These particles can in fact manure deposits hindering the flow of the effluent, or even deteriorate the internal walls of the transport pipe.
Figure 3 describes a variant of the device of Figure 2 equipped with additional means peitiiettant to carry out the separation and filtration of the particles, before the passage of the flow in the strainer tube.

Le conduit d'introduction 2 de l'effluent polyphasique peut être prolongé par une entrée tangentielle 30 de façon à créer un effet centrifuge. L'effet centrifuge conduit à éloigner les particules solides du tube crépiné 4. The introduction pipe 2 of the multiphase effluent can be extended by a tangential inlet 30 so as to create a centrifugal effect. The centrifugal effect drives the solid particles away from the screened tube 4.

Le tube crépiné est entouré par un filtre 31, à titre d'exemple un filtre de type Johuson 100 microns, pour des particules solides ayant une taille moyenne voisine de 200 microns. Ces filtres sont utilisés classiquement dans l'industrie pétrolière. Un fil métallique inoxydable de section trapézoïdale est enroulé à pas constant laissant Liii espace libre entre les spires de la dimension requise. On miimise ainsi le passage de particules fines à l'intérieur du tube crépiné qui pourraient notamment obstruer les orifices de prélèvement. The strainer tube is surrounded by a filter 31, for example a 100 micron Johuson type filter, for solid particles having an average size close to 200 microns. These filters are conventionally used in the petroleum industry. A stainless steel wire of trapezoidal section is wound in constant pitch leaving Liii free space between the turns of the required size. This minimizes the passage of fine particles inside the screened tube which could in particular obstruct the sampling orifices.

L'eneeiiite 1 peut présenter au niveau de sa partie inférieure une géométrie adaptée pour recevoir les particules solides et faciliter leur vidange, par exemle une forme conique représentée sur la figure par un cône à sable référencé 32 ayant un angle au sommet α. La valeur de l'angle α peut être choisie en fonction de l'angle de frottement interne des particules ou du sable pour le glissement à la paroi 33 interne de l'enceinte sans adhérence. The eneeiiite 1 may have at its lower part a geometry adapted to receive the solid particles and facilitate their emptying, for example a conical shape represented in the figure by a sand cone referenced 32 having an angle at the top α. The value of the angle α may be chosen as a function of the internal friction angle of the particles or of the sand for sliding to the internal wall 33 of the enclosure without adhesion.

Le conduit d'évacuation 3 est de préférence disposé au-dessus de la partie en forme de cône pour empêcher le passage des particules solides. The discharge duct 3 is preferably arranged above the cone-shaped part to prevent the passage of solid particles.

Une rampe de fluidisation 34 par iiijeetiiin d'eau avec jets tangentiels pourvue: d'orifices 35 répartis sur une majorité de sa loiigueur est disposée parallèlement par exemple à la paroi conique. L'eau est introduite par un conduit 36 équipé par exemple d'ne vanne 37 de régulation du débit injecté. A fluidization ramp 34 by iiijeetiiin of water with tangential jets provided with: orifices 35 distributed over a majority of its length is arranged for example parallel to the conical wall. Water is introduced through a conduit 36 equipped for example with a valve 37 for regulating the injected flow rate.

L'enceinte est pourvue d'un orifice d'évacuation 38 des particules solides situés par exemple au sommet de la partie en forme de cône. L'orifice est relié par l'intermédiaire d'une vanne à sable 39 par exemple à un réservoir externe 40 de sable qui permet de vidanger l'enceinte selon des séquences pilotées par exemple lorsque le niveau de sable dans l'enceinte atteint une valeur donnée. Pour coutrôler ces séquences de vidange l'enceinte comporte Un moyen de détection 41 de niveau qui est relié au micro- contrôleur. The enclosure is provided with an evacuation orifice 38 for solid particles situated for example at the top of the cone-shaped part. The orifice is connected via a sand valve 39 for example to an external reservoir 40 of sand which makes it possible to empty the enclosure according to controlled sequences for example when the level of sand in the enclosure reaches a value given. To bypass these emptying sequences, the enclosure comprises a level detection means 41 which is connected to the microcontroller.

Un contrôle siullilaire peut éventuellement être réalisé dans le réservoir supplémentaire 40. A siullilaire control can possibly be carried out in the additional tank 40.

Des moyens externes à l'enceinte tels que des vibreurs 41 permettent de faciliter l'écoulement des particules dans le réservoir supplémentaire et éventuellement de les décoller des parois si le besoin s'en fait sentir. Means external to the enclosure such as vibrators 41 make it possible to facilitate the flow of the particles in the additional reservoir and possibly to detach them from the walls if the need arises.

Le réservoir externe 40 est amovible et sert une fois rempli à évacuer les dépôts solides vers une unité de traitement de dépollution. The external reservoir 40 is removable and is used, once filled, to evacuate the solid deposits towards a pollution treatment unit.

Dans les différents modes de réalisation décrits ci-dessus, l'enceinte 1 n'a pas besom de constituer une capacité tampon amortissant les variations de GLR de l'effluent contrairement à l'application mentionnée dans le brevet FR-2.685.737. Le volume intérieur peut être réduit et l'enceinte peut être constitué d'un tube disposé de manière concentrique au tube crépiné. Le diamètre intérieur #int du tube 1 est supérieur au diamètre exténeur du tube crépines le rapport entre #ext/ #int étant choisi pour assurer une séparation suffisante des phases liquides et gazeuses, tout en réduisant la quantité d'effluent tampon. In the various embodiments described above, the enclosure 1 does not need to constitute a buffer capacity damping the variations in GLR of the effluent, unlike the application mentioned in patent FR-2,685,737. The internal volume can be reduced and the enclosure can consist of a tube arranged concentrically with the strainer tube. The inside diameter #int of the tube 1 is greater than the outside diameter of the strainer tube, the ratio between # ext / #int being chosen to ensure sufficient separation of the liquid and gaseous phases, while reducing the amount of buffer effluent.

A cet effet, le rapport #ext/ #int est choisi de préférence entre 1,5 et 5,0 et de préférence entre 2,0 et 4,0. For this purpose, the # ext / #int ratio is preferably chosen between 1.5 and 5.0 and preferably between 2.0 and 4.0.

L'ensemble formé de l'enceinte 1 et du tube crépiné 4 peut être disposé selon un axe sensiblement vertical comme il a été décrit aux figures précédentes, ou encore sans sortir du cadre de l'invention, selon un axe incliné par rapport à une verticale pour faciliter la Séparation des phases gazeuse et liquide L;inclinaison peut être de 45'' environ. The assembly formed by the enclosure 1 and the strainer tube 4 can be arranged along a substantially vertical axis as described in the previous figures, or even without departing from the scope of the invention, along an axis inclined with respect to a vertical to facilitate the Separation of the gas and liquid phases L; tilt can be approximately 45 ''.

Les axes du tube crépiné et du tube formant l'enceinte pourront ne pas être coaxiaux. The axes of the strainer tube and of the tube forming the enclosure may not be coaxial.

La distribution des orifices de prélèvement s'effectue par exemple selon le mode décrit dans l'un des brevets du demandeur US-5.421.357 ou US-5.494.067. The distribution of the sampling orifices is carried out for example according to the method described in one of the applicant's patents US-5,421,357 or US-5,494,067.

L'invention peut être utilisée pour estimer des eonditioîis de production des puits pétroliers et pour l'optimisation de la gestion des réservoirs. The invention can be used to estimate production conditions for oil wells and for optimizing the management of reservoirs.

Le dispositif' selon l'invention peut être intégré sur un bloc de vannes situé en tête de puits habituellement désigné sous le noin d'arbre de Noël dans l'industrie pétrolière, par exemple dans des applicatons sous-marines. The device according to the invention can be integrated on a valve block located at the well head usually designated under the Christmas tree noin in the petroleum industry, for example in underwater applications.

Claims

1 - Method for determining the value of the flow rate of at least one phase constituting part of a multiphase medium in flow, said multiphase medium comprising at least a liquid phase and at least one gaseous phase, characterized in that it comprises at minus the following steps

a) the multiphase medium is introduced inside an enclosure (1) comprising at least one introduction conduit (2), sampling means (4) comprising sampling orifices (5) and at least one conduit evacuation (3),

b) at least two pressure values P1 and P are determined in two different places A and B at least of said enclosure and / or of the sampling means, and the value of the internal pressure Po,

c) from the values determined in step b), knowledge of the specific masses of the gas phase and of the liquid phase and / or of the average value of the density of the multiphase medium inside the strainer tube , of a relation connecting at least the following parameters: the level of the interface separating the gas phase cie the liquid phase and / or the GLR of the pressure values (P1, P2, Po), the value of total flow is determined Qt of the polyphasic medium in flow and / or the flow qg, ql of each of the phases.

2 - Method according to claim 1 characterized in that one determines the value of the flow rate of the gas phase and / or the liquid phase by involving relationships between the flow rates of the phases and the pressure differences measured and in particular the relationships following

or

Sg and Sl correspond to the sum of the areas of the orifices located respectively in the gas fold and in the liquid phase,

z2 being the distance between the liquid-gas interface and a well,

#og and #ol the densities for the gas and the liquid at the pressure Po and for a temperature To,

Cg and Cl the values of the passage coefficients of the orifices of the strainer tube,

the pressure values P1 and P2 being measured at the level of the sampling means.

3 - Method according to one of claims 1 or 2, characterized in that the value of GLR is determined by carrying out a measurement of the level of the interface between the gas phase and the liquid phase (s) in the enclosure, taking into account the total height H of the crackled tube and the characteristics of the sampling means such as the value of the drilling coefticient Co of the tube, the characteristic function of the drilling of the cracked tube equipping the enclosure f (H, h).

4 - Method according to one of claims I to 3, characterized in that one establishes the relationship between the different paraniètres of step c) by calibrating the device by varying the values of GLR, differential pressures Po- Pl and P-Po and pressure Po, densities, #g, #l.

5 - Method according to one of claims I to 4 characterized in that the liquid phase consisting of two liquid phases L1 and L2 having differentiable densities Pi and p, a third pressure value P3 is measured in the enclosure, determines the level of the interface separating the liquid phase from the gas phase by considering the highest liquid level in the encemte and it is determined

W1 = fraction of the liquid phase of density p, related to the volume of the nie lange of liquid phases.

From the value of W1, oli determines

W1

the value of x1 = corresponds to the fraction of the liquid phase L1, and

1 + GLR

1 - W1 the value of x2 = corresponding to the fraction of the liquid phase L2.

1 + GLR

Knowing the value of Q1, and the values x1 and x2, the flow rate value for the liquid phase L1 and / or QL2 for the liquid phase L2 is determined.

6 - Method according to one of claims I to 5, CaraCterized ell What one determines the temperature and / or pressure prevailing within said enclosure and corrects the values of specific masses and / or the value of GLR.

7 - Method according to claim 1, characterized in that one determines the value of the average density #m by measuring the pressure difference at two points distant from a distance h on the strainer tube, the difference of pressure in a pressure-reducing element disposed between the outlet of the strainer tube and the multiphase medium discharge conduit.

8 - Device for determining at least the value of the total flow rate of a flowing multiphase medium, said multiphase medium comprising at least one liquid phase and at least one gaseous phase, the device comprising a pregnant enclosure (1) provided with at least an introduetion conduit (2), an minus an evacuation conduit (3), and sampling means comprising orifices for sampling the liquid phase and the gaseous phase, characterized in that it comprises at least three means of pressure relief, one being intended to measure the internal pressure of the receptacle and the other two the pressure prevailing in two places of said encemte and / or sampling means, the places being separated by a distance d, means making it possible to determine the value of the volumetric ratio GLR of the gas phase and of the liquid phase of said flowing multi-phase medium, a processing assembly making it possible to store these measured values or determined and values of parameters determined initially such as the values of the densities of each phase or the average value of the density of the multiphase medium, of a relation linking at least the following parameters: the level of the interface separating the gas phase of the liquid phase and / or

GLR, pressure values (P1, P2, Po), said processing unit being capable of determining at least the value of the total flow rate Qt of said multiphase medium.

9 - Device according to claim 8, characterized in that it comprises at least one pressure-reducing member arranged between the outlet of the sampling means and the discharge conduit, said pressure measurement means being arranged at the level of the pressure-reducing member .

10 - Device according to claim 8 characterized in that it comprises means for determining the specific average value #m of the multiphase medium at the sampling means.

11 - Device according to one of claims S or 9, characterized in that it comprises Inoyeus mixing the liquid phase and the gaseous phase disposed between the outlet of the sampling means and the inlet of said pressure-reducing organ.

12 - Device according to one of claims S to 11, characterized in that it comprises means for filtering solid particles contained in said multiphase flow medium, said means being arranged around said crackled tube (4) and in that the enclosure has at least one of its ends a shape suitable for receiving solid particles and means for removing said solid particles.

13 - Device according to claim 8 characterized in that said enclosure is formed of a tube having an inner diameter #int, said crimped tube having an outer diameter O, ext, the ratio # int / # ext of diameters vary from 1.5 to 5.

14 - Device according to claim S Characterized Cil that said enclosure is formed of a tube of inner diameter #int, the strainer tube having an outer diameter #ext, and in that said tubes are not coaxial.

15 - Application of the device according to one of claims 8 to 14 and of the method according to one of claims 1 to 7 for determining the total flow rate Qt of a petroleum effluent comprising at least one liquid phase and at least one gaseous phase , and possibly solid particles.