FR 3080180 A1 20191018 FR 1853151 A 20180411 Titre de l'invention Dispositif et procédé pour la détermination du niveau d'interface de phase dans un réservoir Arrière-plan de l'invention La présente invention se rapporte au domaine général des réservoirs, notamment de séparateurs gravitaires polyphasiques utilisés dans le domaine de la production d'hydrocarbures, par exemple de pétrole et de gaz. Elle vise plus particulièrement un dispositif permettant de déterminer le niveau d'interface de phase dans un réservoir de séparation gravitaire, par exemple sous-marin, utilisé pour séparer les phases aqueuses, gazeuses et huileuses de fluides provenant d'un puits de production d'hydrocarbures. L'extraction des puits de production d'hydrocarbures sous-marin génère un mélange polyphasique (eau, pétrole, gaz et sable) qu'il est nécessaire de traiter pour ne récupérer que ce qui va être utilisé, à savoir le pétrole et le gaz. Généralement, ce mélange polyphasique est remonté à bord d'un FPSO (pour « Floating Production Storage Offloading » en anglais, à savoir un support flottant de stockage, de production et de déchargement) pour y être traité en vue de séparer le pétrole proprement dit, de l'eau, du gaz, et d'éventuels composants solides. Le pétrole, une fois séparé, est alors stocké à bord, le gaz est lavé, puis envoyé vers les turbines à gaz pour la production de l'électricité et de la chaleur nécessaire à bord, puis le surplus est réinjecté dans le réservoir du champ pétrolier de manière à le remettre en pression. L'eau, après avoir été libérée des particules solides en suspension, est soit rejetée en mer après extraction des éventuelles particules d'huile, soit réinjectée elle aussi dans le réservoir. Enfin, les particules solides extraites, qui ne représentent que des quantités minimes, sont pour partie retraitées et recyclées sur place pour être rejetées en mer ou dans des bassins spéciaux, et pour partie envoyées à terre pour traitement et stockage et/ou réinjectées dans le sous-sol par le puits. L'un des procédés connus de séparation de l'eau et de l'huile 35 contenus dans le mélange polyphasique extrait du puits de production consiste à utiliser un réservoir de très grand volume, en général de forme 2 cylindrique : le pétrole entre à une extrémité du réservoir et chemine le long de celui-ci pour permettre aux différentes phases du mélange de se séparer naturellement par gravité et atteindre l'autre extrémité du réservoir. Ce type de séparateur ci-après dénommé « séparateur 5 gravitaire » est en général utilisé pour du pétrole brut contenant également du gaz, le gaz étant alors récupéré en partie haute du réservoir, l'eau et le sable en partie basse, et le pétrole (huile) en partie intermédiaire. Par ailleurs, il peut être souvent avantageux de réaliser la 10 séparation du mélange polyphasique extrait du puits de production directement au fond de la mer pour n'avoir à remonter en surface que les phases hydrocarbures et non pas la phase aqueuse, laquelle peut être réinjectée dans un autre puits au fond de la mer. A cet effet, il est connu de recourir à des séparateurs gravitaires 15 sous-marin installés au fond de la mer. On connaît ainsi du document WO 2011/161343 un séparateur gravitaire sous-marin comprenant notamment une pluralité de conduites cylindriques positionnées de façon horizontale et parallèles les unes aux autres, ces conduites formant des réservoirs dans lesquels circule le mélange polyphasique extrait du puits de 20 production. Au cours de cette circulation, les différentes phases du mélange se séparent naturellement par gravité : l'eau repose au fond du réservoir, l'huile est au-dessus de l'eau et le gaz est au-dessus de l'huile. En sortie des conduites, l'eau est typiquement récupérée pour être traitée avant d'être réinjectée dans le puits par des pompes d'injection d'eau, 25 tandis que les phases huileuse et gazeuse sont acheminées en surface vers le FPSO. Lorsque les différentes phases du mélange polyphasique présent dans le réservoir du séparateur gravitaire se sont séparées, il est important de mesurer avec précision le niveau d'interface de phase dans 30 le réservoir, c'est-à-dire le niveau dans le réservoir entre deux phases superposées (interface eau/huile et interface huile/gaz). Le résultat de cette mesure permet en effet d'assurer une parfaite régulation du débit des pompes d'injection d'eau, ce qui améliore le fonctionnement du séparateur. La mesure du niveau d'interface de phase dans le réservoir d'un séparateur gravitaire est généralement réalisée par des capteurs de 3 niveau à rayons gamma comme décrit notamment dans la publication EP 2,329,234. Or, ce type de capteur met en oeuvre des sources de rayonnement préjudiciables à l'environnement sous-marin ainsi que sur le plan d'hygiène et de sécurité pour le personnel. De plus, les détecteurs 5 associés à ces capteurs sont des composants complexes à fiabilité faible selon les opérateurs, ce qui rend les résultats des mesures imprécis. On connaît également la publication EP 1,184,647 qui décrit un procédé de mesure combinée inductive et capacitive d'un niveau d'interface, ainsi que la publication WO 2009/063194 qui divulgue un 10 système de mesure d'un niveau d'interface par ultrasons. Objet et résumé de l'invention La présente invention a donc pour but principal de proposer un dispositif pour la détermination du niveau d'interface de phase qui ne 15 présente pas les inconvénients précités. Conformément à l'invention, ce but est atteint grâce à un dispositif pour la détermination du niveau d'interface de phase d'un système polyphasique, comprenant un réservoir destiné à recevoir un système polyphasique comprenant au moins deux fluides ayant des 20 phases distinctes, et un tube plongé verticalement à l'intérieur du réservoir, ledit tube étant destiné à être rempli d'un fluide en équipression avec le fluide contenu dans le réservoir au niveau d'un ciel gazeux, le tube comprenant une pluralité de capteurs de pression différentielle par membrane espacés verticalement les uns des autres le 25 long du tube pour mesurer la différence de pression entre les fluides contenus et stratifiés en hauteur dans le réservoir et le fluide contenu dans le tube. Le dispositif selon l'invention est remarquable notamment en ce qu'il utilise des capteurs de pression différentielle par membrane espacés 30 en chapelets de capteurs sur toute la hauteur du réservoir pour déterminer les niveaux d'interface de phase du système polyphasique. L'invention part du constat que les différentes phases du système polyphasique contenu dans le réservoir ont des densités différentes, ces différences de densités générant un gradient de pression sur la hauteur du 35 réservoir. Ainsi, grâce à la connaissance des variations de gradient de pression sur toute la hauteur du réservoir et d'un calcul de régression 4 linéaire, il est possible de déterminer avec précision le niveau d'interface de phase au sein du réservoir. En effet, les interfaces de phase sont localisées aux hauteurs pour lesquelles la densité du système change, c'est-à-dire aux hauteurs pour lesquelles le gradient de pression varie. 5 On notera que la variation de pression absolue en fonction de l'élévation des points de mesure (de l'ordre de quelques millibars) étant très faible par rapport à la valeur de pression dans le réservoir (de l'ordre de plusieurs dizaines de bar) et sa variabilité (de 1 bar à plusieurs centaines de bar), les inventeurs ont astucieusement résolu cette 10 contradiction en remplissant le tube avec un fluide en équi-pression avec le ciel du réservoir contenu dans le réservoir. De la sorte, les capteurs de pression différentielle ne mesurent que les écarts de pression dans les phases liquides par rapport à la pression de la phase gazeuse. On notera encore que le dispositif selon l'invention est neutre 15 vis-à-vis du personnel lors de l'installation et de l'environnement sous- marin (il n'émet aucun rayonnement nocif). Enfin, on notera que le dispositif selon l'invention présente un coût comparativement avantageux car les composants en environnement sous-marin sont réduits et les constituants complexes peuvent être déportés en surface. 20 Chaque capteur de pression différentielle comprend avantageusement une membrane étanche résistante à la corrosion qui est montée dans un orifice du tube et qui est fixée à un capteur de déformation à fibre optique à réseau de Bragg, la déformation de ladite membrane étant destinée à mesurer un différentiel de pression entre, 25 d'une part le système polyphasique contenu dans le réservoir, et d'autre part le fluide contenu dans le tube. On notera que le recours à des capteurs de déformation à fibres optiques à réseaux de Bragg pour l'acquisition du gradient de pression obtenu par la déformation des membranes est particulièrement 30 avantageux : ces capteurs à fibres optiques sont fiables vis-à-vis de l'environnement sous-marin, insensibles à l'entrée d'eau et aux perturbations électromagnétiques. Par ailleurs, l'électronique de traitement des données peut être placée en surface dans un environnement contrôlable et accessible à la maintenance. 35 Les membranes des capteurs de pression différentielle s'étendent de préférence sur toute la hauteur du réservoir. 5 De même, les orifices du tube dans lesquels sont montées les membranes des capteurs de pression différentielle sont avantageusement positionnés sur plusieurs faces latérales du tube, chaque face latérale du tube pouvant être munie du même nombre de capteurs de pression 5 différentielle pouvant être espacés d'un même pas en hauteur depuis une hauteur initiale différente à partir d'une extrémité inférieure du tube afin d'augmenter la résolution spatiale de la mesure. Quant aux capteurs de déformation à fibres optiques à réseaux de Bragg, ils sont de préférence fixés au centre de la membrane de 10 chaque capteur de pression différentielle. Les capteurs de déformation à fibres optiques à réseaux de Bragg peuvent être avantageusement répartis en plusieurs réseaux indépendants de capteurs de déformation afin d'obtenir une redondance de la chaîne de mesure. De préférence, le tube comprend une cavité centrale destinée à 15 être remplie d'un fluide en équi-pression avec le fluide contenu dans le réservoir au niveau du ciel dudit réservoir, ladite cavité centrale étant fermée à une extrémité inférieure et obturée à une extrémité supérieure par un soufflet de dilatation. Ce soufflet de dilatation permet d'accommoder les possibles variations de volume de fluide d'équi-pression 20 tout en lui transmettant la pression externe du ciel gazeux. L'invention a également pour objet un procédé de détermination du niveau d'interface de phase dans un réservoir recevant un système polyphasique au moyen d'un dispositif tel que défini précédemment, le dispositif comprenant : 25 pour chaque capteur de pression différentielle CJ, avec 1 REVENDICATIONS1. Dispositif pour la détermination du niveau d'interface de phase d'un système polyphasique, comprenant : un réservoir (2) destiné à recevoir un système polyphasique (4) comprenant au moins deux fluides ayant des phases (4a, 4b, 4c) distinctes; un tube (6) plongé verticalement à l'intérieur du réservoir, ledit tube étant destiné à être rempli d'un fluide (22) en équi-pression avec le fluide contenu dans le réservoir au niveau d'un ciel dudit réservoir, le tube comprenant une pluralité de capteurs de pression différentielle (12, 24) par membrane espacés verticalement les uns des autres le long du tube pour mesurer la différence de pression entre les fluides contenus et stratifiés en hauteur dans le réservoir et le fluide contenu dans le tube chaque capteur de pression différentielle (12) comprenant une membrane (14) étanche résistante à la corrosion qui est montée dans un orifice (16) du tube et qui est fixée à un capteur de déformation à fibre optique à réseau de Bragg (24), la déformation de ladite membrane étant destinée à mesurer un différentiel de pression entre, d'une part le mélange polyphasique (4) contenu dans le réservoir, et d'autre part le fluide (22) contenu dans le tube ; et les orifices (16) du tube dans lesquels sont montées les membranes des capteurs de pression différentielle étant positionnés sur plusieurs faces latérales (10) du tube, chaque face latérale du tube étant munie du même nombre (n) de capteurs de pression différentielle (12) espacés d'un même pas (p) en hauteur depuis une hauteur initiale (H1-H4) différente à partir d'une extrémité inférieure du tube afin d'augmenter la résolution spatiale de la mesure. 2. Dispositif selon la revendication 1, dans lequel les membranes (14) des capteurs de pression différentielle s'étendent sur toute la hauteur du réservoir. 17 3. Dispositif selon l'une des revendications 1 et 2, dans lequel les capteurs de déformation à fibres optiques à réseaux de Bragg (24b) sont fixés au centre de la membrane (14) de chaque capteur de pression différentielle (12). 5 4. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel les capteurs de déformation à fibres optiques à réseaux de Bragg (24b) sont répartis en plusieurs réseaux indépendants de capteurs de déformation afin d'obtenir une redondance de la chaîne de mesure. 10 5. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, dans lequel le tube (6) comprend une cavité centrale (18) destinée à être remplie d'un fluide (22) en équi-pression avec le fluide contenu dans le réservoir au niveau du ciel dudit réservoir, ladite cavité centrale étant 15 fermée à une extrémité inférieure et obturée à une extrémité supérieure par un soufflet de dilatation (20). 6. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, dans lequel les capteurs à fibres optiques à réseaux de Bragg (24) 20 cheminent longitudinalement à l'intérieur du tube. 7. Procédé de détermination du niveau d'interface de phase dans un réservoir recevant un système polyphasique (4) au moyen d'un dispositif selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, comprenant : 25 pour chaque capteur de pression différentielle CJ, avec 1 8. Procédé selon la revendication 7, dans lequel, en cas de localisation de deux minima locaux qui identifient deux capteurs C, et Cl(' l'intersection de la droite de régression linéaire des mesures des capteurs de pression différentielle C, à C1 avec la droite de régression linéaire des 15 mesures des capteurs de pression différentielle C,±1 à Ck identifie précisément une première hauteur de niveau d'interface de phase, et l'intersection de la droite de régression linéaire des mesures des capteurs de pression différentielle Ck+1 à Cn avec la droite de régression linéaire des mesures des capteurs de pression différentielle C,±1 à Ck identifie 20 précisément une deuxième hauteur de niveau d'interface de phase différente de la première hauteur. 9. Procédé selon l'une des revendications 7 et 8, dans lequel le calcul des pentes de droites de régression linéaire est réalisé par la 25 méthode des moindres carrés. 10. Procédé selon l'une quelconque des revendications 7 à 9, dans lequel le tube du dispositif est rempli d'un liquide ayant un point bas de congélation et un point haut d'ébullition. 30