Brevet FR2873817A1 — publié le 20060203

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 la 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 oeuvre 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 Conference 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 oeuvre les étapes précédemment décrites nécessite la mise en oeuvre 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 oeuvre 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 oeuvre 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 oeuvre d'un procédé permettant de déterminer directement le rapport du débit volumique de gaz au débit volumique d'un mélange d'hydrocarbures multiphasique, 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 multiphasique ayant été obtenu grâce à la mise en oeuvre 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 oeuvre d'un dispositif d'analyse d'un mélange d'hydrocarbures multiphasique permettant non seulement la mise en oeuvre du procédé de mesure du GVF d'un mélange d'hydrocarbures multiphasique selon l'invention, mais également de déterminer des paramètres essentiels à la gestion de ce fluide multiphasique 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 thermodynamiques 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 la représente, à titre illustratif, un organigramme général des étapes de mise en oeuvre du procédé objet de l'invention; - la figure 1 b représente, à titre purement illustratif, un schéma spécifique de mise en oeuvre de l'étape d'échantillonnage représentée en figure la; - la figure 1 c représente, à titre illustratif, un mode spécifique non limitatif de mise en oeuvre 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 1 a; - la figure Id représente une variante de mise en oeuvre de l'étape El de la figure l c 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 la. 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 q, respectivement 91, en écoulement dans la conduite précitée. Le procédé objet de la présente invention consiste, ainsi que représenté sur la figure 1 a, 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 as. 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 [Xi] pour la phase gazeuse respectivement [Y;] 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 [Xi] et [Y;] de la phase gazeuse respectivement de la phase liquide, les propriétés intensives, c'est-àdire 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 Pliquide et la densité de la phase gazeuse notée pgaz. 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 ag précédemment mentionné, la densité mesurée du mélange notée pmm, la densité mesurée du mélange vérifiant la relation: Pmm = 1 ag) Pliquide + ag pgaz 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 Pmm a 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 pc est suffisamment distincte de la densité mesurée du mélange pmn, 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 pc et de la densité mesurée du mélange pmm, les propriétés intensives du mélange sont établies et le mélange est alors physiquement analysé et analytiquement reconstitué grâce à la mise en oeuvre du procédé objet de la présente invention. Sur la figure la, le caractère adaptatif du calcul de la densité calculée du mélange pc, vis-à-vis de la densité mesurée du mélange pmm, 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 pc et de la densité mesurée du mélange R. 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= " (n9.v9+1.vl) . Dans la relation précédente, on indique que ag 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 nl étant pris égal à 1, ce débit étant normé 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 oeuvre des étapes A à F du procédé objet de la présente invention tel que représenté en figure la. 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 1 b, 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 ag 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 CH1 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-C8, 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 5 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 CHI, 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 lb, 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 y 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 20 totalité de la section de la conduite, le rapport ag correspondant. En ce qui concerne la mise en oeuvre 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 100 C. On rappelle que la température d'ébullition du composé carboné C7 est de 120 C à pression atmosphérique et que la marge de température jusqu'à 30 l'ébullition de ce dernier est tout à fait acceptable. En ce qui concerne la mise en oeuvre 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 oeuvre 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: - [X;] pour la phase gazeuse v g - [Y;] pour la phase liquide vl, 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 pliquidedu liquide de la phase liquide et la densité pgazde 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 pl; gUide et pgaZ 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 Pliquide et pgaZ 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 pliqu.de et pgaZ, 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 pliquide et pgaz, 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 ag selon la relation: Pmm a9 pliquide agÉPgaz L'étape D peut alors être suivie de l'étape E représentée sur la figure 1 a, cette étape étant avantageusement conduite sur la base d'un débit unitaire exprimé en kilomoles/heure ou en Lbmole/heure pour livremolelheure 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 Pmm obtenu à l'étape D avec la densité du mélange calculé Ac' Lorsque l'égalité entre la densité du mélange mesuré Pmm et la densité du mélange calculé pc 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'està-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 pic, vis-à-vis de la densité mesurée du mélange Pmm, sera maintenant donnée en liaison avec la figure l c. Pour mettre en oeuvre l'étape E de la figure la, on dispose des résultats d'analyse de composition des composés carbonés de la phase gazeuse respectivement de la phase liquide, notée [Xi] respectivement [Y;], obtenus à l'étape B, de la valeur de la pression dans la conduite mesurée, ainsi que de la température d'échantillonnage TS 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 l c. Suite à l'étape de départ précitée, on procède en une étape El 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 El est alors suivie d'une étape E2 consistant à calculer la composition molaire du mélange selon la relation: [Zi]= 1 1-ng) ([Xi] + ng[Yj])É 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: 12 Hm = 1+ng. (HI +ng.Hg). Dans la relation précédente, on rappelle que: - Hm désigne l'enthalpie du mélange; - HI désigne l'enthalpie du liquide; - Hg 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 du mélange. A la suite de l'étape E4, l'appel de la valeur de la densité du mélange mesuré pmm obtenue à l'étape D permet ensuite à l'étape E6 de soumettre la valeur de la densité calculée à l'étape E4 à un test d'égalité avec la valeur mesurée de la densité du mélange pmm 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 oeuvre 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 n9, de la valeur de densité calculée du mélange pc avec la valeur de densité mesurée du mélange pmm. Sur réponse positive au test de comparaison E6, on retient en une 30 étape E8 pour composition molaire les valeurs de composition molaire finale [Z;]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 la, lb et l c, 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 la, 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 oeuvre pour un mélange multiphasique dans les conditions ci-après. Pour une phase liquide comportant de l'eau et des hydrocarbures mélangés, l'étape El de la figure l c 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 = 9r à un débit molaire unitaire, en une étape E10 représentée en figure Id, puis à estimer en une étape Et, le débit molaire relatif dugaz 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-àvis de la phase de référence. REVENDICATIONS 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, 5 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 20 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 (1 ag) Pliquide + ag. Pgaz dans laquelle ag désigne le rapport de la section d'occupation de la phase gazeuse à la section totale de l'écoulement; Pliquide désigne la densité du liquide; Pgaz désigne la densité du gaz; Pmm 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 : el) estimer le débit molaire relatif du gaz de la phase gazeuse vis-à-vis du débit molaire du liquide de la phase liquide, normé 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 flashenthalpique, 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; e5) 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; e6) 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 e6) 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 el) consistant à estimer le débit molaire du gaz de la phase gazeuse visà-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: S - ( ag -1jGVF 1 dans laquelle - ag 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.