Petroleum and liquid petroleum products — Calculation of oil quantities — Part 2: Dynamic measurement

Defines the various terms employed in the calculation of metered petroleum quantities. Also specifies the equations which allow the values of correction factors to be computed. Also gives rules for the sequence, rounding and significant figures to be employed in a calculation. Provides tables which may be used to look up specific correction factors should it not be desired to calculate them by manual as well as computer methods. The field of application is the volumetric measurement of liquid hydrocarbons, including liquefied petroleum gases, by meter and prover. It does not include two-phase fluids.

Pétrole et produits pétroliers liquides — Calcul des quantités de pétrole — Partie 2: Mesurage dynamique

La présente Norme internationale définit les différents termes (qu'il s'agisse de mots ou de symboles) employés dans les calculs des quantités de pétrole. Lorsque deux ou plusieurs termes sont utilisés dans l'industrie pétrolière pour désigner la même chose dans des transactions commerciales, un seul terme a été choisi. La présente Norme internationale spécifie également les équations permettant le calcul des facteurs de correction. Elle formule également des règles concernant l'ordre des opérations, les arrondis et les chiffres significatifs à utiliser dans les calculs. Elle fournit des tables qui peuvent être utilisées pour obtenir des facteurs de correction spécifiques lorqu'on ne souhaite pas effectuer des calculs manuels ou informatiques. Sont également inclus dans cette norme, le calcul des volumes de référence des étalons, les coefficients des compteurs et les tickets de comptage. Le domaine d'application de la présente Norme internationale concerne le mesurage volum

General Information

Status
Published
Publication Date
14-Dec-1988
Current Stage
9093 - International Standard confirmed
Start Date
26-Oct-2007
Completion Date
14-Sep-2022
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ISO 4267-2:1988 - Petroleum and liquid petroleum products -- Calculation of oil quantities
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ISO 4267-2:1988 - Pétrole et produits pétroliers liquides -- Calcul des quantités de pétrole
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Standards Content (sample)

ISO
INTERNATIONAL STANDARD
4267-2
First edition
1988-12-01
INTERNATIONAL ORGANIZATION FOR STANDARDIZATION
ORGANISATION INTERNATIONALE DE NORMALISATION
MEXflYHAPOflHAR OPf-AHM3A~MR fl0 CTAHflAPTM3A~MM
Petroleum and liquid Petroleum products - Calculation
of oil quantities -
Part 2:
Dynamit measurement
Mrole et produits p&roliers liquides - Calcul des quantittk de phrole -
Partie 2 : Mesurage dynamique
Reference number
ISO 4267-2 : 1988 (E)
---------------------- Page: 1 ----------------------
ISO 4267-2 : 1988 EI
Foreword

ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of

national Standards bodies (ISO member bedies). The work of preparing International

Standards is normally carried out through ISO technical committees. Esch member

body interested in a subject for which a technical committee has been established has

the right to be represented on that committee. International organizations, govern-

mental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work. ISO

collaborates closely with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all

matters of electrotechnical standardization.

Draft International Standards adopted by the technical committees are circulated to

the member bodies for approval before their acceptance as International Standards by

the ISO Council. They are approved in accordance with ISO procedures requiring at

least 75 % approval by the member bodies voting.
International Standard ISO 4267-2 was prepared by Technical Committee ISO/TC 28,
Petroleum products and lubricants.

Users should note that all International Standards undergo revision from time to time

and that any reference made herein to any other International Standard implies its

latest edition, unless otherwise stated.
0 International Organkation for Standardization, 1988 0
Printed in Switzerland
---------------------- Page: 2 ----------------------
Contents
Page
0 Introduction .........................................................
1 Scope and field of application ..........................................
2 References ..........................................................
3 Definitions.. ........................................................
4 Hierarchy of accuracies ...............................................
4.1 Purpose and implications ..........................................
....................................................... 2
4.2 Hierarchy
5 Principal correction factors ............................................
5.1 Purpose and implications .......................................... 2
5.2 c,, ............................................................. 3
5.3 cps .............................................................
5.4 CP, .............................................................
5.5 c,, .............................................................
6 Calculation of prover volume ...........................................
.......................................... 5
6.1 Purpose and implications
........................................ 5
6.2 Volume Standard measures
....................................... 5
6.3 Rulefor rounding - Provers
......................................... 6
6.4 Temperature and pressure
Calculation of base volumes ........................................
6.5
........... 6
6.6 Corrections applied to measured-volume water draw method
6.7 Example of calculation - Calibration of pipe prover by water draw
....................................... 6
method using field Standards
Calibration of tank prover by water draw
6.8 Example of calculation -
method using field Standards .......................................
Calibration of pipe prover by master meter
6.9 Example of calculation -
method .........................................................
. . .
Ill
---------------------- Page: 3 ----------------------
ISO 4267-2 : 1988 (El

7 Calculation of meter factor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7.1 Purpose and implications . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7.2 Temperature and pressure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

Rule for rounding - Meter factors . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7.3 13
Calculation of Standard meter factor for a displacement meter,
7.4

using a prover tank . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

7.5 Calculation of Standard meter factor for a turbine meter,

usingapipeprover . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7.6 Calculation of meter factor at Standard conditions for

a displacement meter, using a master meter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

8 Calculation of K-factor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

8.1 Purpose and implications .......................................... 19
Temperature and pressure ......................................... 19
8.2
8.3 Rule for rounding - K-factors. ..................................... 19
.......... 19
8.4 Calculation of K-factor for a turbine meter, using a pipe prover
..................................... 20
9 Calculation of measurement tickets
9.1 Purpose and implications .......................................... 20
........................... 20
9.2 Rule for rounding - Measurement tickets.
9.3 Correction factors and accuracy .................................... 20

Annex A Correction factors for the effect of temperature and pressure on steel . .

---------------------- Page: 4 ----------------------
ISO 4267-2 : 1988 (EI
INTERNATIONAL STANDARD
Petroleum and liquid Petroleum products - Calculation
of oil quantities -
Part 2:
Dynamit measurement
Petroleum quantities. Where two or more terms are customarily
0 Introduction
employed in the oil industry for the same quantity, a preferred
Before the compilation of this publication, words and expres-
term is selected.
sions employed in dynamic measurement calculations were in-
terpreted slightly differently by different People, and there was
This International Standard also specifies the equations which
a lack of coherence in their use. In addition, because data were
allow the values of correction factors to be computed. lt also
spread over so many Standards, there was difficulty in readily
gives rules for the sequence, rounding and significant figures to
comparing the finer Points. of calculations.
be employed in a calculation. lt provides tables which may be
used to look up specific correction factors should it not be .
Rules for rounding, and the choice of how many significant
desired to calculate them by manual as well as Computer
figures entered each calculation, were open to a variety of inter-
methods. The calculation of prover base volumes, meter fac-
pretations. For different Operators to obtain identical results
tors and measurement tickets is also covered.
from the same data, the rules for sequence, rounding and
significant figures have to be defined. This International Stan-
The field of application of this International Standard is the
dard aims, among other things, at defining the minimum set of
volumetric measurement of liquid hydrocarbons, including li-
rules required. Nothing in this International Standard precludes
quefied Petroleum gases, by meter and prover. lt does not in-
the use of more precise determinations of temperature,
clude two-Phase fluids (though it may be found useful in such
pressure and density or the use of more significant digits, by
situations) except in so far as Sediment and water may be mixed
mutual agreement among the Parties involved.
in with crude Oil.
This International Standard aims at consolidating and standar-
dizing calculations pertaining to the metering of Petroleum li-
quids, and at clarifying terms and expressions by eliminating
2 References
local variations of such terms. The purpose of standardizing
calculations is to produce the same answer from the same data
ISO 91-1, Petroleum measurement tables - Part 7: Tables
regardless of the computing System used.
based on reference temperatures of 75 OC and 60 OF.
Although ISO/TC 28 Standards use 15 OC as a Standard
ISO 2715, Liquid h ydrocarbons - Volumetric measurement b y
reference temperature, it is recognized that individual countries
turbine meter Systems.
may use other reference temperatures, for example 20 OC,
12 OC or 60 OF.
ISO 5024, Petroleum liquids and gases - Measuremen t -
Standard reference conditions.
This Standard sets minimum levels of accuracy for industrial
calculations, but, if Parties consider agreeing to set tighter re-
ISO 7278-2, Liquid hydrocarbons - Dynamit measurement -
quirements, it is important to demonstrate whether such re-
Proving Systems for volumetric meters - Part 2: Pipe
quirements tan be met. Future technological progress in meter
pro Vers. 1 )
proving and Operation may justify a tighter specification for
calculation procedures.
ISO 8222, Petroleum measuremen t s ystems - Calibration -
Temperature corrections for use with volumetric reference
measuring s ystems.
1 Scope and field of application
ISO 9770, Petroleum products - Compressibility factors for
This International Standard defines the various terms (be they
hydrocarbons in the range &S kg/m3 to 7 074 kg/m3. 1 1
words or Symbols) employed in the calculation of metered
At the Stage of draft.
---------------------- Page: 5 ----------------------
ISO 4267-2 : 1988 (El
4 Hierarchy of accuracies
3 Definitions
For the pu rposes of this International Standard, the following
definitions apply to the terms used herein:
4.1 Purpose and implications
3.1 base volume: The volume of a prover under Standard
4.1.1 There is an inevitable, or natural, hierarchy of ac-
conditions.
curacies in Petroleum measurement. At the top are volume
Standard measures which are cettified by a government agency
or laboratory traceable to the appropriate national Standard.
3.2 indicated volume: The Change in meter reading that
From this level downwards, any uncertainty at a higher level
occurs during a transfer through the meter.
must be reflected in all the lower levels as a systematic error.
Whether such systematic error will be positive or negative is
3.3 K-factor: The number of pulses generated by a meter for
unknown; either is possible.
a unit of volume delivered.
4.1.2 To expect equal or less uncet-tainty at a lower level of 1
pulses generated by meter
K-factor =
the hierarchy than exists in a higher level is unrealistic. The only
volume delivered by meter /
way to decrease the random component of uncertainty in a
given measurement System or method is to increase the
number of determinations, and calculate the mean value. The
3.4 measurement ticket: A generalized term for the writ-
number of significant digits in intermediate calculations of a
ten acknowledgment of the receipt or delivery of a quantity of
value tan be larger in the upper levels of the hierarchy than in
crude oil or Petroleum product, including a record of the
the lower levels.
measurement data (see clause 9). lt may be a form to be com-
pleted, a data print-out or a data display depending on the
degree of automation, remote control, or computerization.
Previously described as “run ticket” and “receipt and delivery
4.2 Hierarchy
ticket”.
4.2.1 The hierarchy of accuracies in this Standard is struc-
3.5 meter factor: The ratio of the actual volume of liquid
tured, in general, as shown in table 1.
passed through a meter to the volume indicated by the meter.
4.2.2 This Standard gives rules for rounding, truncating and
volume passed through a meter
Meter factor =
reporting final values for each level of the hierarchy.
volume indicated by the meter
3.6 net Standard volume: The total Standard volume
(sec 3.9) minus the volume of water and Sediment transferred
through the meter.
5 Principal correction factors
NOTE - For clean, refined products, the total Standard volume and
net Standard volume are usually equal.
5.1 Purpose and implications
37 . reading; meter reading: The instantaneous display of
5.1.1 Designation of correction factors by Symbol rather than
meter volume (sec indicated vohme).
by words is recommended because, first, it abbreviates their
expression; second, it allows algebraic manipulations; third, it
indicates their similarity subject only to the particular liquid or
3.8 Standard (reference) conditions: For the measure-

ment of Petroleum and its products, these are a pressure of metal involved; and fourth, it tan more readily eliminate confu-

101,325 kPa (1,013 25 bar) and a temperature 15 OC, with the sion, as for example the differente between the compressibility

factor F of a liquid and the correction factor CP,, which is a
exception of liquids having a vapour pressure greater than at-
mospheric pressure at 15 OC, in which case the Standard function of F.
pressure is the equilibrium vapour pressure at 15 OC (sec
ISO 5024).
There are six principal correction factors employed in calcula-
tions of liquid quantities.
: The total volume at Standard
3.9 total Standard volume
temperature, also corrected to Standard pressure.
5.1.2 The first of these six correction factors is the meter fac-
tor MF, a non-dimensional value which corrects the volume in-

3.10 total volume: The indicated volume multiplied by the dicated on a meter or meter accessory to the actual volume, be

appropriate meter factor for the liquid and flow rate concerned, that volume a raw or corrected volume (sec clause 7). In some

without correction for temperature and pressure. lt includes all instances, the K-factor is used in place of or along with the

water and Sediment transferred through the meter. meter factor (sec clause 8).
---------------------- Page: 6 ----------------------
ISO 4267-2 : 1988 (El
Table 1 - Hierarchy of accuracies
Correction
Temperature and
I I I
Number of
factors ai nd
pressure
Hierarchy
significant
I malrccb I I ;N%+ChWmd!SA:
W.YI”” IIILGt ,,,,,,ate
determination. -- --___-_- -~---__.
level
digits in
calculations
for entering
volume
calculations, to
6 Prover I I 0,05 OC
calibration 6 decimal 50 kPa2)
7 Meter 4 025 OC3)
factor decimal places 5 50 kPa2)
0,25 OC3)
8 K-factor 4 decimal places 5
50 kPa2)
Measurement
0,50 OC3) ~
4 decimal places
tickets
50 kPa2)

1) When water is used as the calibration liquid, correction factors for the effect of temperature and pressure on

the calibrating liquid to 6 decimal places are used.

When a hydrocarbon is used as the calibrating liquid, correction factors for the effect of temperature and

pressure on the calibrating liquid shall be calculated using the procedures referred to in ISO 91-1. Factors

calculated using ISO 91-1 will be limited to 5 significant figures (4 or 5 decimal places). Cases may arise where

calibration Personne1 do not have the capability to calculate ISO 91-1 values but do have access to the printed

tables referred to in ISO 91-1. Under these conditions, linear interpolation of the tables over a limited span is ac-

ceptable for use in correcting for the temperature differente between master meter and prover during calibra-

tion.

2) In all hierarchies above, pressures shall be read, recorded and rounded to the nearest 50 kPa (0,5 bar).

Where the gauge scale permits a closer tolerante, readings should be read, recorded and rounded to the nearest

gauge scale division.

3) The use of a temperature determination device that tan perform to a more stringent determination level than

outlined in table 1 is acceptable provided that the installation, maintenance, Operation and calibration practices

are adequate to ensure Performance to the level Chosen.

5.1.3 The next four correction factors employed in calcula- gramming and is convenient in typing. In such cases, M for

tions of liquid quantities are needed because of changes in
measure shall be SM while m for meter shall be M.
volume from the effects of temperature and pressure upon
both the containing vessel (usually made of mild steel) and
5.1.6 The method for correcting volumes by 2 or more factors
upon the liquid involved. These four correction factors are:
is to first obtain a CCF (combined correction factor) by
multiplying the individual correction factors together in a set se-
C,, (or CTS) . . . the correction factor for the effect of
quence, rounding at each Step. Only then multiply the volume
temperature on steel (sec 5.2)
by the CCF. The set sequence is MF, C,,, Cps, CP& Ct, and Csw,
omitting any factors that may not be required in the calculation.
the correction -factor for the effect of
Cps (or CPS) . . .
pressure on steel (sec 5.3)
NOTE - This is considered the theoretically correct sequence for ap-
plying the six correction factors. However, it is acknowledged that, in
CP, (or CPL) . . . the correction factor for the effect of
some cases where mechanical or electronie devices are used to apply
pressure on liquid (sec 5.4)
one or more of these factors, the Order may be changed. This is
especially true of temperature-compensated meters. However, if the
correction factors are determined using the correct basis of
C,I (or CTL) . . . the correction factor for the effect of
temperature, pressure and density, the numerical value of the com-
temperature on liquid (see 5.5)
bined correction factor (CCF) will not be significantly different from the
theoretical value.
5.1.4 Finally, there is a correction factor Csw (or CSW) for ac-
counting for the presence of Sediment and water in crude oil
5.1.7 All multiplication within a Single Operation shall be com-
(sec 9.3.1).
pleted before the division is started.
5.1.5 Additional subscripts may be added to the symbolic
5.2 C,
notations above to make it clear to what part of the measuring
apparatus they apply, namely p for prover, m for meter and M

for a volume Standard measure. 5.2.1 The volume of a metal Container, such as a pipe prover,

tank prover or volume Standard measure, will Change when
While the customary subscript notation is used in this Standard,
subjected to a Change in temperature. The volume Change,
the allowed upper case notation is needed for Computer pro-
regardless of shape, is directly proportional to the temperature
---------------------- Page: 7 ----------------------
so 4267-2 : 1988 (El
E is the modulus of elasticity of the Container material
Change of the material of which the Container is made. The cor-
(2,l x lO* kPa for mild steel and 1,9 x lO* kPa to
rection factor for the effect of temperature on steel (C,) shall
be calculated from the equation 2,0 x lO* kPa for stainless steels);
T is the wall thickness of the Container in millimetres.
. . . (1)
1 + (t - 15) y
cts =
where
5.3.2 Cps values for specific sizes and wall thicknesses of
mild-steel pipe provers and pressures may be found in tables 6
t is the temperature, in degrees Celsius, of the Container
and 7 of annex A of this International Standard. When the
Walls; volume of the Container at atmospheric pressure &,.,os (i.e.
zero gauge pressure) is known, the Container volume at any
other pressure VP tan be calculated from the equation
is the coefficient of cubical expansion per deg ree Celsius
of the material of which the Container is made.
. . . (5)
vp = Gmos x Cps
Thus, Cts will be greater than 1 when the temperature t is
greater than 15 OC, and less than 1 when the temperature t is
5.3.3 When the Container volume at any gauge pressure P is
less than 15 OC.
known, the equivalent Container volume at atmospheric
pressure Vatmos tan be calculated from the equation
5.2.2 The value of y is 3,3 x 10D5 (or 0,000 033) per degree
V = VplCps
atmos
Celsius for mild or low-carbon steels, and has a range of
4,30 x 10m5 to 540 x 10B5 per degree Celsius for Series 300
stainless steels. The value used in the calculations shall be that
5.4 cp,
given on the certificate from the calibrating agency for a
volume Standard measure or from the manufacturer of a pro-
5.4.1 The volume of a liquid is inversely proportional to the
ver. Tables of Ct, values against observed temperature will be
pressure acting on that liquid. The correction factor CP, for the
found in annex A of this Standard, the table for stainless steels
effect of pressure on a volume of liquid tan be calculated from
being based upon a typical value of y of 5,lO x los5 for
the equation
Series 300 stainless steels.
5.2.3 When the volume of the Container at Standard
temperature (15 OC) is known, the volume at any other
temperature t tan be calculated from the equation
. . .
vt = (2) P is the gauge pressure in kilopascals;
45 x cts
p’ is the equilibrium vapour pressure of the liquid at the
measurement temperature, in kilopascals gauge pressure
[P, is taken as zero gauge pressure for liquids which have an
equilibrium vapour pressure less than atmospheric pressure
(101,325 kPa absolute pressure) at the measurement
65 = vcts
temperaturel;
F is the compressibility factor for hydrocarbons from
5.3 cps
ISO 9770 (this is determined at the meter operating
temperature and the oil density at 15 OC; for water, the
compressibility factors at various water temperatures are
5.3.1 If a metal Container such as a tank prover, pipe prover or
listed in table 2 below).
volume Standard measure is subjected to an internal pressure,
the Walls of the Container will stretch elastically and the volume
of the Container will Change accordingly.
Table 2 - Isothermal compressibility factor for water
While it is recognized that simplifying assumptions enter the
Temperature Compressibility factor
equations below, for practical purposes the correction factor
kPa-1
Cps for the effect of internal pressure on the volume of a cylin-
5 4,9 x IO-7
drical Container shall be calculated from the equation
IO 4,8 x IO-7
15 4,7 x IO-7
C = 1 + PDIET . . . (4)
20 4,6 x IO-7
25 4,5 x IO-7
where
30 4,5 x IO-'
35 4,4 x IO-7
40 4,4 x IO-7
is the internal gauge pressure in kilopascals;
45 4,4 x IO-7
50 4,4 x IO-7
is the internal diameter in millimetres;
---------------------- Page: 8 ----------------------
ISO 4267-2 : 1988 EI
5.5 Ctl
5.4.2 When pe is zero, equation (7) becomes:
5.5.1 If a quantity of Petroleum liquid is subjected to a Change
=- . . .
(8)
CP1
in temperature, its volume Change will be dependent upon the
1 - PF
magnitude of the temperature Change, the location within a
range of temperatures that this Change occurs at and the den-
sity of the liquid.
5.4.3 When Pe is greater than zero gauge pressure, equation
(7) shall be used.
The values of C,, for the correction of volume to that at 15 OC
shall be taken from tables referenced in ISO 91-1.
method of determining Pe proving a
NOTE - A convenient field
meter against a pipe prover is to proceed as follows:
5.5.2 When the volume of a Petroleum liquid is known at any
a) On conclusion of the last proving round, stop the flow through the
temperature t, the equivalent volume at Standard temperature
pipe prover and isolate it from the flowing Iines by shutting the ap-
(15 OC) tan be calculated from the equation
propriate valves.
b) Reduce the pressure on the pipe prover by bleeding off liquid until
. . .
(12)
b5 = vt x Ctl
the gauge pressure Stops falling. This will imply that a vapour space
has been created, and that the liquid has reached its equilibrium vapour
pressure. Shut the bleed valve, and read Pe on the gauge, making a
5.5.3 When the volume of a Petroleum liquid is known at
record of the temperature at the time. The above procedure may be
15 OC, the equivalent volume at any temperature t tan be
used for the determination of Pe for liquid mixtures that do not conform
calculated from the equation
with published Charts showing Pe values plotted against temperature,
or it may be used as a routine procedure.
&= . . .
(13)
65Gl
5.4.4 When the volume of a low-vapour-pressure liquid is
known at any pressure CV,), the equivalent liquid volume at
6 Calculation of prover volume
Standard pressure (zero gauge pressure, or &tmos) tan be
calculated from the equation
6.1 Purpose and implications
V . . . (9)
atmos - - Vp x cpi
6.1.1 The purpc-; of calibrating a prover is to determine its
base volume, that is, the volume of the prover under Standard
5.4.5 When the volume of a low-vapour-pressure liquid is
conditions. The procedures to be used for a pipe prover are
known at zero gauge pressure, the equivalent volume at any
described in ISO 7278-2.
other pressure VP tan be calculated from the equation
6.1.2 Base volume is expressed in cubic metres or Iitres.
vp = VatmosQl
Whereas volumetric units (e.g. the litre) do not vary with
temperature and pressure, the volume of a metal prover does.
Therefore to define the base volume of a prover or volumetric
5.4.6 When the volume of a high-vapour-pressure liquid is
Standard, it is necessary to specify Standard conditions, namely
known at any measurement temperature t and pressure P,
15 OC and 101,325 kPa absolute pressure (atmospheric
pressure correction is done in two Steps. The equivalent
pressure).
volume at such a liquid’s equilibrium vapour pressure & at the
measurement temperature tan be calculated from the equation
62 .
Volume Standard measures
V . . .
= vp x CP, (11)
Volume Standards used to calibrate provers shall be certified by
a government agency or by a laboratory traceable to the ap-
where CP, is calculated from equation (7).
propriate national Standard. Their certified volumes are given in
measurement units at Standard conditions. The uncertainty
When this volume is in turn temperature-corrected to 15 OC
figure of field Standards is usually the main component in the
using equation (121, the value of C,I taken from the appropriate
uncertainty figure of the prover calibration.
table, or calculated, also corrects the volume for the Change in
pressure from Pe at the measurement temperature to the
6.3 Rule for rounding - Provers
equilibrium vapour pressure at the Standard temperature of
15 OC. lt should be noted that, while Pe at the measurement
When calculating a prover volume, determine individual correc-
temperature t may be higher than atmospheric pressure

(101,325 kPa absolute pressure), equilibrium vapour pressure at tion factors to 6 decimal places by using the appropriate for-

mula (4 or 5 decimal places for C,I values when hydrocarbons
15 OC may have fallen to atmospheric pressure or less. As

noted under equation (7), the distinction between a low- are used). Record the combined correction factor (CCF) round-

ed to 6 decimal places.
vapour-pressure liquid and high-vapour-pressure liquid is based
on whether its equilibrium vapour pressure is less than or
When using the water draw method, each individual volume in
greater than atmospheric pressure at the measurement
a volume Standard sha 111 be corrected by Ctd,,,, [sec 6. 6.la)l and
temperature.
---------------------- Page: 9 ----------------------
ISO 4267-2 : 1988 EI

&M [see 6.6.1 b)]. This corrected volume is rounded to the starting temperature of the water in the prover and the

same number of significant digits as the uncorrected volume. temperature of the water in the volume Standards when

The corrected volumes are summed and then divided by Ctsp,
their volume was determined (6.4); this is done by multiply-

CPsP and CPIP [see 6.6.1~11. This volume is then rounded to ing the individual volume Standard volumes by C,,,. C,,, is

5 significant digits.
defined as the correction for the temperature differente bet-
ween the water in the test measure and in the prover; this is
not the same as C,, which corrects to 15 OC rather than to
6.4 Temperature and pressure
prover temperature. The values of C,,, tan be determined
by methods explained in ISO 8222.
During the calibration of a prover by the water draw method,
the temperature and pressure of the water in the prover at the
b) The individual volume Standard water volumes shall
Start of calibration are observed and recorded. Likewise, the
also be corrected for the effect of temperature on the
water temperatures of the individual withdrawals into volume
volume Standard Shell. This is done by multiplying the in-
Standards are observed and recorded at the time of recording
dividual volume Standard volumes determined in a) above
the volume Standard volume.
by Ct,M. All individual volume Standard volumes corrected
as above are now totaled. In actual practice, C,,,,,, and CtsM
During the calibration of a prover by the master meter method,
are multiplied to arrive at a CCF before any multiplication of
the temperature and pressure of the calibration liquid in the
individual volumes.
prover and meter are observed and recorded.
c) Finally, the volume shall be corrected for the effects of
The temperatures and pressures shall be read, recorded and
temperature on the prover Shell (C,,,), pressure on the pro-
rounded as specified in table 1.
ver Shell (CPsP) and the compressibility of the water when in
the prover CPIP. This is done by dividing the total volume
6.5 Calculation of base volumes
determined in b) above by Ctsp, CPsP and CPIP. With open-
top prover tanks, Cpsp and CPlp are unity (1,000 000).
The procedure for calibrating pipe provers will be found in
ISO 7278-2. The following sub-clauses spe
...

ISO
NORME INTERNATIONALE
4267-2
Première édition
1988-12-01
INTERNATIONAL ORGANIZATION FOR STANDARDIZATION
ORGANISATION INTERNATIONALE DE NORMALISATION
MEXAYHAPOflHAFI OPf-AHM3A~MR Il0 CTAH~APTM3A~MM
Pétrole et produits pétroliers liquides - Calcul des
quantités de pétrole -
Partie 2 :
Mesurage dynamique
Petroleum and liquid petroleum products - Calculation of oil quantities -
Part 2 : Dynamic measurement
Numéro de référence
ISO 4267-2 : 1988 (F)
---------------------- Page: 1 ----------------------
ISO 4267-2 : 1988 (FI
Avant-propos
L’ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale

d’organismes nationaux de normalisation (comités membres de I’ISO). L’élaboration

des Normes internationales est en général confiée aux comités techniques de I’ISO.

Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du comité

technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non

gouvernementales, en liaison avec I’ISO participent également aux travaux. L’ISO col-

labore étroitement avec la Commission électrotechnique internationale KEI) en ce qui

concerne la normalisation électrotechnique.

Les projets de Normes internationales adoptés par les comités techniques sont soumis

aux comités membres pour approbation, avant leur acceptation comme Normes inter-

nationales par le Conseil de I’ISO. Les Normes internationales sont approuvées confor-

mément aux procédures de I’ISO qui requiérent l’approbation de 75 % au moins des
comités membres votants.

La Norme internationale ISO 4267-2 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 28,

Produits pétroliers et lubrifïan ts.

L’attention des utilisateurs est attiree sur le fait que toutes les Normes internationales

sont de temps en temps soumises à révision et que toute référence faite à une autre

Norme internationale dans le présent document implique qu’il s’agit, sauf indication

contraire, de la dernière édition.
0 Organisation internationale de normalisation, 1988 0
Imprimé en Suisse
---------------------- Page: 2 ----------------------
Sommaire
Page
......................................................... 1
0 Introduction
......................................... 1
1 Objet et domaine d’application
2 Références ..........................................................
........................................................
3 Définitions..
.............................................. 2
4 Hiérarchie des précisions
.............................................. 2
4.1 Objet et implications
....................................................... 2
4.2 Hiérarchie
....................................... 2
5 Principaux facteurs de correction
.............................................. 2
5.1 Objet et implications
5.2 C, .............................................................
5.3 Car .............................................................
5.4 cp, .............................................................
5.5 c,, .............................................................
........................................... 5
6 Calcul du volume de l’étalon

6.1 Objet et implications . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6.2 Jaugesétalons................................................... 5

6.3 Régie d’arrondissage - Étalons . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6.4 Température et pression . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6.5 Calcul des volumes de référence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Corrections appliquées aux volumes mesurés avec la méthode
6.6

par soutirage d’eau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6.7 Exemple de calcul - Tube étalonné par la methode de l’eau

soutirée à l’aide de jauges étalons . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

Exemple de calcul - Réservoir étalon par la methode de l’eau soutirée
6.8

à l’aide de jauges etalons . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Tube étalon par la méthode du compteur pilote . . . . . 9
6.9 Exemple de calcul -
---------------------- Page: 3 ----------------------
ISO 4267-2 : 1988 (FI

7 Calcul du coefficient du compteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7.1 Objet et implications . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

7.2 Température et pression . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

7.3 Règle d’arrondissage - Coefficient du compteur. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7.4 Calcul du coefficient de compteur d’un compteur volumétrique

à l’aide d’un réservoir étalon. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

7.5 Calcul du coefficient d’un compteur à turbine à l’aide d’un tube étalon . . . .

7.6 Calcul d’un coefficient de compteur dans des conditions normales

pour un compteur à déplacement à l’aide d’un compteur pilote . . . . . . . . . . 19

8 Calculdufacteuri’rl................................................... 20

8.1 Objet et implications . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

8.2 Température et pression . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

8.3 Régie d’arrondissage - Facteurs K . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

8.4 Calcul du facteur Kpour un compteur à turbine, à l’aide d’un tube étalon .

9 Calcul des tickets de comptage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

9.1 Objet et implications . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

9.2 Régie d’arrondissage - Tickets de comptage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

9.3 Facteurs de correction et précision . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Annexe A Facteurs de correction pour l’effet de la température et de la pression
surl’acier................................................... 24
---------------------- Page: 4 ----------------------
ISO 4267-2 I 1988 (F)
NORME INTERNATIONALE
Pétrole et produits pétroliers liquides - Calcul des
quantités de pétrole -
Partie 2 :
Mesurage dynamique
culs des quantités de pétrole. Lorsque deux ou plusieurs termes
0 Introduction
sont utilisés dans l’industrie pétroliére pour désigner la même
Avant la publication de ce document, il existait un manque de
chose dans des transactions commerciales, un seul terme a été
cohérence lié à des interprétations légèrement différentes des
choisi.
termes et des expressions telles que celles utilisées dans les cal-
culs de mesurage dynamique. Comme les informations étaient
La présente Norme internationale spécifie également les équa-
dispersées dans de nombreuses normes, il était difficile de com-
tions permettant le calcul des facteurs de correction. Elle for-
parer rapidement les différents modes de calcul.
mule également des règles concernant l’ordre des opérations,
les arrondis et les chiffres significatifs à utiliser dans les calculs.
Les règles d’arrondissage des calculs et le choix du nombre de
chiffres significatifs à retenir pour chaque calcul étaient sujets à
Elle fournit des tables qui peuvent être utilisées pour obtenir des
de nombreuses interprétations. II convenait donc de définir les
facteurs de correction spécifiques lorqu’on ne souhaite pas
règles s’appliquant à l’ordre des opérations, aux arrondis et aux
effectuer des calculs manuels ou informatiques. Sont égale-
chiffres significatifs, qui permettraient à différents opérateurs
ment inclus dans cette norme, le calcul des volumes de réfé-
d’obtenir des résultats identiques à partir des mêmes données.
rence des étalons, les coefficients des compteurs et les tickets
L’objet de ce document est, entre autres, de définir l’ensemble
de comptage.
minimal de règles requises. Rien dans ce document ne
s’oppose à l’utilisation de mesures plus précises de tempéra-
Le domaine d’application de la présente Norme internationale
ture, de pression et de densité, de chiffres significatifs supplé-
concerne le mesurage volumétrique des hydrocarbures liqui-
mentaires, dès lors que les parties concernées y consentent
des, y compris des gaz liquéfiés, par compteur et étalon. Bien
mutuellement.
que cela s’avère utile dans certains cas, les fluides diphasiques
sont exclus, sauf les pétroles bruts renfermant des sédiments et
L’objectif de ce document est d’harmoniser et de normaliser les
de l’eau.
calculs liés au mesurage des produits pétroliers liquides et de
clarifier les termes et les expressions en éliminant les variantes
de tels termes particulières à chaque pays. L’objet de la norma-
2 Références
lisation des calculs est d’aboutir au même résultat à partir de
données identiques quel que soit le système de calcul utilisé.
ISO 91-1, Tables de mesure du pétrole - Partie 1 : Tables
Bien que les normes de I’ISO/TC 28 appliquent une tempéra-
basees sur les températures de reférence de 75 OC et 60 OF.
ture de référence de 15 OC, il est admis que, dans certains pays,
soient appliquées d’autres températures de référence, notam-
ISO 2715, Hydrocarbures liquides - Mesurage volumétrique au
ment 20 OC, 12 OC et 60 OF.
moyen de compteurs à turbine.
La présente Norme internationale fixe les niveaux minima de
I S 0 5024, Produits pétroliers liquides et gazeux - Mesurage -
précision pour les calculs industriels, mais si les parties concer-
Conditions normales de référence.
nées souhaitent se mettre d’accord sur des exigences plus stric-
tes, il est important de prouver que de telles exigences peuvent
ISO 7278-2, Hydrocarbures liquides - Mesurage dynamique -
être satisfaites. Les futurs progrès technologiques dans le
Systèmes d’étalonnage pour compteurs de volume - Partie 2 :
domaine de l’étalonnage et du fonctionnement des compteurs
Tubes étalons. 1 1
peuvent justifier des exigences plus strictes pour les modes de
calcul.
ISO 0222, Systèmes de mesure du pétrole - Étalonnage -
Corrections de température pour utilisation avec les systèmes
de mesure de référence volumetrique.
1 Objet et domaine d’application
ISO 9770, Produits pétroliers - Facteurs de compressibilité des
La présente Norme internationale définit les différents termes
hydrocarbures dans la plage de 63% kg/m3 à 7 074 kg/m3. 1 1
(qu’il s’agisse de mots ou de symboles) employés dans les cal-
1) Actuellement au stade de projet.
---------------------- Page: 5 ----------------------
ISO 4267-2 : 1988 (FI
4 Hiérarchie des précisions
3 Définitions
Norme internationale, les défini-
Pour les besoins de la présente
4.1 Objet et implications .
tions suivantes s’appliquent.
4.1.1 II existe une hiérarchie inévitable ou naturelle des préci-
volume de référence (BV) : Volume de l’étalon dans ses
31 .
sions dans le mesurage du pétrole. Au niveau supérieur, se
conditions de référence.
situent les essais qui sont généralement certifiés par une ins-
tance gouvernementale ou un laboratoire agréé, raccordé aux
3.2 volume indiqué (IV): Variation de l’indication du comp-
étalons nationaux. De ce niveau supérieur vers les niveaux infé-
teur à la suite du passage de liquide à travers le compteur.
rieurs, toute incertitude issue d’un niveau supérieur doit se
répercuter à tous les niveaux inférieurs comme un biais, c’est-à-
dire comme une erreur systématique. On ignore si ce biais sera
33 facteur K: Nombre d’impulsions émises par un comp-

volume délivré. positif ou négatif; l’incertitude comporte les deux possibilités.

téur par unité de
nombre d’impulsions émises par le compteur
4.1.2 Pour un niveau inférieur de la hiérarchie, il est irréaliste
Facteur K =
volume délivré par le compteur
de s’attendre à une incertitude égale ou inférieure à celle qui
existe à un niveau supérieur. La seule facon de réduire la com-
posante aléatoire des incertitudes, pour un systéme ou une
3.4 ticket de comptage: Terme général qui définit le docu-
méthode donnée de mesurage, est d’augmenter le nombre de
ment reconnaissant la réception ou la livraison d’une quantité
mesures et d’en établir la moyenne. Le nombre de chiffres obte-
de pétrole brut ou de produit pétrolier; ce document comporte
nus lors des calculs intermédiaires d’une valeur peut être plus
l’enregistrement des données de mesurage (voir chapitre 9). II
important aux niveaux supérieurs de la hiérarchie.
peut s’agir d’un formulaire à remplir, d’une impression de don-
nées ou d’un affichage de données en fonction du degré
d’automatisation utilisé (commande à distance, informatisa-
4.2 Hiérarchie
tion). Autrefois dénommé «ticket de réception et de livraison»
et «run ticket» dans les pays anglo-saxons.
4.2.1 Dans la présente Norme internationale, la hiérarchie des
précisions se présente en général comme indiqué dans le
3.5 coefficient du compteur: Quotient du volume vrai du
tableau 1.
liquide ayant traversé le compteur par le volume indiqué par le
compteur.
4.2.2 Les régies d’arrondissage, de troncature et d’enregistre-

volume qui a traversé le compteur ment des valeurs finales sont données pour chaque niveau de

Coefficient du compteur =
hiérarchie.
volume indiqué par le compteur
3.6 volume net (aux conditions de référence) : Volume total
(voir 3.9) diminué du volume d’eau et sédiments ayant traversé
5 Principaux facteurs de correction
le compteur.
les produits raffinés, le volume total de référence et le
NOTE - Pour
5.1 Objet et implications
volume net de référence sont généralement égaux.
5.1 .l La désignation des facteurs de correction par des
3.7 indication ou indication du CO impteur : Affichage ins-
symboles plutôt que par des mots est recommandée, première-
volume indiqué.
tantané du volume du compteur. Voir
ment pour abréger leur formulation, deuxièmement pour per-
mettre les calculs algébriques, troisièmement pour mettre en
3.8 conditions de rdférence: Pour les mesures du pétrole
évidence leurs similitudes, en fonction uniquement du liquide
et des produits raffinés, les conditions de référence sont, pour
ou du métal concerné, enfin, pour éliminer plus radicalement
la pression, 101,325 kPa (1,013 25 bar) et, pour la température,
les risques de confusion. Citons, à titre d’exemple, la différence
15 OC, sauf pour les liquides dont la pression de vapeur est
entre la compressibilité (F) d’un liquide et le facteur de correc-
supérieure à la pression atmosphérique à 15 OC. Dans ce cas, la
tion Q) qui est une fonction de F.
pression de référence est la pression d’équilibre à 15 OC (voir
I’ISO 5024).
On compte
six facteurs principaux de correction qui sont utili-
sés dans le calcul des quantités de liquide.
3.9 volume total (aux conditions de référence): Volume
brut ramené a la température et également à la pression de réfé-
5.1.2 Le premier de ces six facteurs est le coefficient du
rence.
compteur MF, valeur abstraite appelée «coefficient du comp-
teur)) qui permet de corriger le volume indiqué par un compteur
ou un accessoire de compteur, par rapport au volume vrai, que
3.10 volume brut: Volume indiqué multiplié par le coeffi-
ce volume soit brut ou corrigé (voir chapitre 7). Dans certains
cient du compteur pour le liquide et le débit concerné, sans cor-
cas, le facteur K est utilisé à sa place, ou concurremment avec
rection de température ni de pression. II inclut la totalité de

l’eau et les sédiments ayant traversé le compteur. le coefficient du compteur (voir chapitre 8).

---------------------- Page: 6 ----------------------
~so 4267-2 : 1988 (FI
Tableau 1 - Hiérarchie des prkisions
Facteurs de DRtermination de
Niveau correction et Chiffres la température
Chapitre de calcul significatifs et pression
hkarchie intermbdiaires du volume pour les donnbes
à: de calculs
6 Étalon 6 décimalesl) 5 0,05 OC
étalonnage 50 kPa2)
7 Coefficient 4 décimales 5 0,25 OC3)
du compteur 50 kPa2)
8 Facteur K 4 décimales 5 0,25 OCa)
50 kPa2)
9 Ticket de 4 décimales 5 0,50 OC3)
comptage 50 kPa2)

1) Quand l’eau est utilisée comme liquide d’étalonnage, les facteurs de correction relatifs à l’influence de la

température et de la pression sur le liquide d’étalonnage doivent comporter 6 décimales.

Lorsqu’un hydrocarbure est utilisé comme liquide d’étalonnage, on doit calculer les facteurs de correction rela-

tifs GI l’influence de la température et de la pression sur le liquide d’étalonnage, en utilisant les procédures défi-

nies dans I’ISO 91-I. Les facteurs de correction calculés d’aprés I’ISO 91-I seront limités à 5 chiffres significatifs

(4 ou 5 décimales). II peut survenir des cas où le personnel chargé de l’étalonnage n’est pas en mesure de calcu-

ler les valeurs suivant les procédures de I’ISO 91-1, mais a malgré tout accès aux tables imprimées de I’ISO 91-1.

Dans ces conditions, l’interpolation linéaire de ces tables est acceptable sur une plage limitée, pour corriger la

différence de température entre le compteur pilote et l’étalon pendant l’étalonnage.

2) Pour toutes les hiérarchies précitées, les pressions seront lues, enregistrées et arrondies à 50 kPa près

(0,5 bar). Quand l’échelle du manométre autorise une tolérance plus faible, les indications doivent être lues,

notées et arrondies à la graduation la plus proche.

3) L’utilisation d’un dispositif permettant de déterminer la température avec un niveau d’incertitude inférieur à

celui indiqué dans le tableau 1 est acceptable dans la mesure où l’installation, l’entretien, le fonctionnement et

les méthodes d’étalonnage garantissent la précision du dispositif de mesurage des températures au niveau

choisi.
sur ordinateur et convient à la dactylographie. Dans de tels cas,
5.1.3 Les quatre facteurs de correction suivants sont appli-
on aura «SM)) pour mesure et «MN pour compteur.
qués au calcul des quantités de liquide. Ils s’imposent du fait
des changements de volume causés par la température et la
pression, à la fois sur le réservoir (généralement en acier doux)
5.1.6 La méthode recommandée pour corriger des volumes
et sur le liquide considéré. Ces quatre facteurs de correction
avec deux ou plusieurs méthodes est d’obtenir premièrement
sont les suivants:
un FCC (facteur combiné de correction), en multipliant les dif-
férents facteurs de correction dans un ordre donné et en arron-
C,, ou (CTS) . . . facteur de correction rendant compte de
dissant à chaque étape. Multiplier seulement alors le volume
l’effet de la température sur l’acier (voir 5.2)
par le FCC. L’ordre prescrit est MF, C,,, CPS, CPI, C,, et Csw, en
omettant tout facteur qui ne serait pas utile dans le calcul.
CPS ou (CPS) . . . facteur de correction rendant compte de
l’effet de la pression sur l’acier (voir 5.3)
NOTE - Cet ordre d’application des six facteurs de correction est con-
sidéré comme théoriquement correct. Toutefois, on reconnaît que
cp, ou KPL) . . . facteur de correction rendant compte de
dans certains cas où l’on utilise des dispositifs mécaniques ou électro-
l’effet de la pression sur le liquide (voir 5.4)
niques pour appliquer un ou plusieurs de ces facteurs, l’ordre peut être
modifié. Ceci est particuliérement vrai pour des compteurs à compen-
C,, ou KTL) . . . facteur de correction rendant compte de
sation de température. Cependant, si l’on détermine les facteurs de
correction en utilisant la base correcte de température, de pression et
l’effet de la température sur le liquide (voir 5.5)
de masse volumique, la valeur numérique du facteur combiné de cor-
rection (FCC) ne différera pas de facon significative de la valeur théori-
51.4 II existe enfin un facteur de correction Csw (ou CSW)
que.
permettant de tenir compte de la présence des sédiments et de
l’eau dans le pétrole (voir 9.3.1).
5.1.7 Dans une même opération, effectuer toutes les multipli-
cations avant de faire les divisions.
5.1.5 Des mentions supplémentaires peuvent être ajoutées
aux notations symboliques ci-dessus, pour mettre en évidence
5.2 Cts
la partie de la chaîne de mesure à laquelle elles s’appliquent,
notamment “pu pour l’étalon, «m» pour le compteur et «MN
5.2.1 Le volume d’un réservoir métallique, qu’il s’agisse d’un
pour la mesure.
tube étalon, d’un réservoir ou d’une jauge étalon, subit des
modifications lorsqu’il est soumis à des variations de tempéra-
Tandis que cette norme utilise la notation habituelle en minus-

cules, la notation en majuscules s’impose pour les programmes ture. La variation de volume, quelle que soit la forme de l’étalon,

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ISO 4267-2 : 1988 (FI
E est le module d’élasticité applicable à la matière du
est directement proportionnelle à la variation de température de
réservoir, à savoir 2,l x lO* kPa pour l’acier doux ou 1,9 à
la matière dont est fait le réservoir. Le facteur de correction
2 x lO* kPa pour les aciers inoxydables;
applicable à l’effet de la température sur l’acier (C,) s’obtient
de la facon suivante:
T est l’épaisseur, en millimètres, de la paroi du réservoir.
1 + (t - 15) y . . . (1)
c, =
5.3.2 On trouvera dans les tableaux 6 à 7 de l’annexe A de la
où présente Norme internationale, les valeurs CPS applicables aux
dimensions et à l’épaisseur de paroi spécifiques des tubes éta-
t est la température des parois du réservoir, en degrés
lons en acier doux, en fonction de la pression. Si l’on connaît le
Celsius;
volume du réservoir à la pression atmosphérique ( V&&, pres-
sion relative nulle, on peut calculer le volume à toute autre pres-
thermiqu e par degré
y est le coefficient de dilatabilité
sion (P) comme suit :
de la matiére dont est fait le réservoir.
. . .
(5)
vp = btmos x cps
Si la température t est supérieure à
Donc C, est supérieur à 1,
15 OC et inférieur à 1 dans le cas contraire.
5.3.3 Si l’on connaît le volume à une pression relative quel-
conque P, le volume équivalent à la pression atmosphérique
s’obtient de la facon suivante:
5.2.2 La valeur de y est 3,3 x 10a5 (ou 0,000 033 par degré
Celsius) pour les aciers doux ou à faible teneur en carbone et
V . . .
= VplCp, (6)
atmos
présente un intervalle de 430 à 5,20 x 10m5 par degré Celsius
pour les aciers inoxydables de la série 300. La valeur utilisée
dans les calculs doit être celle qui figure sur le certificat délivré
5.4 cp,
par l’organisme chargé de l’étalonnage ou par le fabricant de
l’étalon. Les tables des valeurs C, correspondant à la tempéra-
5.4.1 Le volume d’un liquide est inversement proportionnel à
ture observée figurent dans les tableaux 4 et 5 de l’annexe A de
la pression s’exercant sur ce liquide. Le facteur de correction
la présente Norme internationale, les valeurs applicables aux
rendant compte de la pression sur un volume de produit pétro-
aciers inoxydables étant basées sur une valeur type de y de
lier liquide est appelé CPI et s’obtient de la facon suivante:
5,lO x 10D5 pour les aciers inoxydables de la série 300.
. . . (7)
cpi =
5.2.3 Si l’on connaît le volume du récipient à la température
1 - (P - P,, F
normale (15 OC), on peut calculer ce volume à toute autre tem-
où:
pérature (t) en appliquant la formule
P est la pression relative, en kilopascals;
&= . . . (2)
65 x Gs
Pe est la pression relative de vapeur d’équilibre à la tempé-
5.2.4 Inversement, si l’on connaît le volume du réservoir à une
rature de mesurage du liquide, en kilopascals [P, est égal à

température quelconque (t), on peut calculer le volume à la 0 kPa en pression relative pour les liquides dont la pression

température normale (15 OC), en appliquant la formule de vapeur d’équilibre est inférieure à la pression atmosphéri-

que (101,325 kPa en pression absolue) à la température du
. . .
(3) mesurage];
65 = VtlGs
F est le facteur de compressibilité des hydrocarbures
d’après I’ISO 9770 (ce facteur est déterminé à la tempéra-
5.3 CPS
ture de fonctionnement du compteur et pour une masse
volumique du pétrole à 15 OC; pour l’eau, les facteurs de
5.3.1 Si un réservoir métallique tel qu’un réservoir étalon, un
compressibilité sont donnés dans le tableau 2 pour différen-
tube étalon ou une jauge étalon est soumis à une pression
tes températures).
interne, ses parois vont se déformer de façon élastique et son
volume va changer en conséquence.
Tableau 2- Facteur
de compressibilité isothermique
de l’eau
Bien que des cléments simplifiés entrent dans les équations
ci-dessous, on peut, pour des raisons pratiques, calculer le fac-
Température Facteur de compressibilité
teur de correction rendant compte de l’effet de la pression
OC kPa-1
interne sur le volume d’un réservoir cylindrique Cc,,) de la
5 4,9 x 10-7
facon suivante :
4,8 x 10-7
15 4,7 x 10-7
C = 1 + PDIET . . .
(4)
PS 4,6 x 10-T
25 4,5 x 10-7
30 4,5 x 10-T
4,4 x 10-7
40 4,4 x 10-7
P est la pression interne, en kilopascals, au manométre;
4,4 x 10-7
50 4,4 x 10-J
D est le diamètre interne, en millimétres;
---------------------- Page: 8 ----------------------
lsO4267-2: 1988 (FI
5.4.2 Si Pe est égal à zéro (pression relative) l’équation (7) 5.5 Ctl
devient
5.5.1 Si une quantité de produit pétrolier est soumise à un
=- changement de température, sa variation de volume est fonc-
. . .
(8)
cpi
1 - PF
tion de l’amplitude de température, de l’intervalle de tempéra-
ture où intervient cette variation de la masse volumique du
liquide.
à 0 kPa (pression relative), on doit
5.4.3 Si Pe est supérieur
appliquer l’équation (71,
Les valeurs de C,, par rapport à 15 OC sont extraites des tables
de I’ISO 91-1.
NOTE Dans la pratique, on peut mesurer Pe de la façon suivante,
tube étalon :
quand on étalonne un compteur à l’aide d’un
5.5.2 Si l’on connaît le volume d’un produit pétrolier à une
le tube et
a) à la fin du dernier étalonnage, arrêter l’écoulement dans
température quelconque (t), on peut calculer le volume équiva-
isoler celui-ci du circuit en fermant les robinets appropriés;
lent à la température normale (15 OC) de la façon suivante:
b) réduire la pression exercée dans le tube étalon en purgeant du
liquide, jusqu’à ce que la pression au manométre cesse de baisser. Ceci
. . .
(12)
65 = vt x C*i
implique qu’une phase vapeur s’est formée et que le liquide a atteint sa
pression de vapeur d’équilibre. Fermer le robinet de purge et lire Pe sur
5.5.3 Si l’on connaît le volume d’un produit pétrolier liquide à
le manométre, en notant la température à cet instant. Le mode opéra-
toire ci-dessus peut servir à déterminer Pe en présence de mélanges
15 OC, le volume équivalent à une température (t) s’obtient de
liquides non conformes aux tables publiées donnant les valeurs de Pe
la facon suivante:
en fonction de la température, ou être utilisé en routine.
. . . (13)
b5G
5.4.4 Si l’on connaît le volume d’un liquide à faible pression
de vapeur à une pression quelconque (V,), le volume équivalent
6 Calcul du volume de l’étalon
à la pression de référence (pression relative à 0 kPa ou
V atmos) s’obtient de la facon suivante:
6.1 Objet et implications
V = vp x cp, . . . (9)
atmos
6.1 .l Le jaugeage d’un étalon a pour objet la détermination de
5.4.5 Si l’on connaît le volume d’un liquide à faible pression
son volume de base qui est le volume de cet étalon dans les
de vapeur, on peut en déduire le volume équivalent à une pres-
conditions de référence. Les modes opératoires à appliquer
sion quelconque, Vp, de la facon suivante:
pour un tube étalon sont décrits dans I’ISO 7278-2.
. . a (10)
6.1.2 Le volume de référence est exprimé en metres cubes ou
en litres. Alors que les unités de volume (par exemple le litre) ne
5.4.6 Si l’on connaît le volume d’un liquide ayant une pression
varient ni en fonction de la pression, ni en fonction de la tempé-
de vapeur élevée à une température (t) et une pression (PI de
rature, le volume d’un étalon métallique, lui, varie. Par consé-
mesurage quelconques, la correction de pression s’effectue en
quent, la définition du volume de référence d’un étalon ou
deux étapes. Le volume équivalent à cette pression de vapeur
d’une jauge étalon doit être spécifiée dans des conditions de
d’équilibre Pe du liquide à la température de mesurage s’obtient
référence, à savoir 15 OC et 101,325 kPa en pression absolue
de la facon suivante:
(pression atmosphérique).
V = vp x cp, . . . (11)
62 . Jauges &alons
Les jauges étalons servant à étalonner les dispositifs d’étalon-
nage doivent être certifiées par un organisme gouvernemental
CPI résulte de l’équation (7).
ou un laboratoire agréé raccordé aux étalons nationaux. Leur
volume certifié est indiqué en unités de mesure pour des condi-
Lorsque le volume subit à son tour une correction de tempéra-
tions de référence données. L’incertitude des jauges étalons
ture à 15 OC d’après l’équation (121, la valeur de C,, issue de la
constitue le principal facteur d’incertitude dans la détermina-
table appropriée ou calculée permet également de corriger le
tion du volume de référence des dispositifs d’étalonnage.
volume en fonction d’un changement de pression se produisant
entre Pe à la température de mesurage et la pression de vapeur
d’équilibre à la température de 15 OC. II convient de noter que
6.3 Règle d’arrondissage - Étalons
bien que Pe à la température de mesurage t puisse être supé-
rieur à la pression atmosphérique de référence (101,325 kPa en
Lorsqu’on calcule le volume d’un étalon, déterminer le
...

ISO
NORME INTERNATIONALE
4267-2
Première édition
1988-12-01
INTERNATIONAL ORGANIZATION FOR STANDARDIZATION
ORGANISATION INTERNATIONALE DE NORMALISATION
MEXAYHAPOflHAFI OPf-AHM3A~MR Il0 CTAH~APTM3A~MM
Pétrole et produits pétroliers liquides - Calcul des
quantités de pétrole -
Partie 2 :
Mesurage dynamique
Petroleum and liquid petroleum products - Calculation of oil quantities -
Part 2 : Dynamic measurement
Numéro de référence
ISO 4267-2 : 1988 (F)
---------------------- Page: 1 ----------------------
ISO 4267-2 : 1988 (FI
Avant-propos
L’ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale

d’organismes nationaux de normalisation (comités membres de I’ISO). L’élaboration

des Normes internationales est en général confiée aux comités techniques de I’ISO.

Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du comité

technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non

gouvernementales, en liaison avec I’ISO participent également aux travaux. L’ISO col-

labore étroitement avec la Commission électrotechnique internationale KEI) en ce qui

concerne la normalisation électrotechnique.

Les projets de Normes internationales adoptés par les comités techniques sont soumis

aux comités membres pour approbation, avant leur acceptation comme Normes inter-

nationales par le Conseil de I’ISO. Les Normes internationales sont approuvées confor-

mément aux procédures de I’ISO qui requiérent l’approbation de 75 % au moins des
comités membres votants.

La Norme internationale ISO 4267-2 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 28,

Produits pétroliers et lubrifïan ts.

L’attention des utilisateurs est attiree sur le fait que toutes les Normes internationales

sont de temps en temps soumises à révision et que toute référence faite à une autre

Norme internationale dans le présent document implique qu’il s’agit, sauf indication

contraire, de la dernière édition.
0 Organisation internationale de normalisation, 1988 0
Imprimé en Suisse
---------------------- Page: 2 ----------------------
Sommaire
Page
......................................................... 1
0 Introduction
......................................... 1
1 Objet et domaine d’application
2 Références ..........................................................
........................................................
3 Définitions..
.............................................. 2
4 Hiérarchie des précisions
.............................................. 2
4.1 Objet et implications
....................................................... 2
4.2 Hiérarchie
....................................... 2
5 Principaux facteurs de correction
.............................................. 2
5.1 Objet et implications
5.2 C, .............................................................
5.3 Car .............................................................
5.4 cp, .............................................................
5.5 c,, .............................................................
........................................... 5
6 Calcul du volume de l’étalon

6.1 Objet et implications . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6.2 Jaugesétalons................................................... 5

6.3 Régie d’arrondissage - Étalons . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6.4 Température et pression . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6.5 Calcul des volumes de référence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Corrections appliquées aux volumes mesurés avec la méthode
6.6

par soutirage d’eau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6.7 Exemple de calcul - Tube étalonné par la methode de l’eau

soutirée à l’aide de jauges étalons . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

Exemple de calcul - Réservoir étalon par la methode de l’eau soutirée
6.8

à l’aide de jauges etalons . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Tube étalon par la méthode du compteur pilote . . . . . 9
6.9 Exemple de calcul -
---------------------- Page: 3 ----------------------
ISO 4267-2 : 1988 (FI

7 Calcul du coefficient du compteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7.1 Objet et implications . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

7.2 Température et pression . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

7.3 Règle d’arrondissage - Coefficient du compteur. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7.4 Calcul du coefficient de compteur d’un compteur volumétrique

à l’aide d’un réservoir étalon. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

7.5 Calcul du coefficient d’un compteur à turbine à l’aide d’un tube étalon . . . .

7.6 Calcul d’un coefficient de compteur dans des conditions normales

pour un compteur à déplacement à l’aide d’un compteur pilote . . . . . . . . . . 19

8 Calculdufacteuri’rl................................................... 20

8.1 Objet et implications . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

8.2 Température et pression . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

8.3 Régie d’arrondissage - Facteurs K . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

8.4 Calcul du facteur Kpour un compteur à turbine, à l’aide d’un tube étalon .

9 Calcul des tickets de comptage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

9.1 Objet et implications . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

9.2 Régie d’arrondissage - Tickets de comptage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

9.3 Facteurs de correction et précision . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Annexe A Facteurs de correction pour l’effet de la température et de la pression
surl’acier................................................... 24
---------------------- Page: 4 ----------------------
ISO 4267-2 I 1988 (F)
NORME INTERNATIONALE
Pétrole et produits pétroliers liquides - Calcul des
quantités de pétrole -
Partie 2 :
Mesurage dynamique
culs des quantités de pétrole. Lorsque deux ou plusieurs termes
0 Introduction
sont utilisés dans l’industrie pétroliére pour désigner la même
Avant la publication de ce document, il existait un manque de
chose dans des transactions commerciales, un seul terme a été
cohérence lié à des interprétations légèrement différentes des
choisi.
termes et des expressions telles que celles utilisées dans les cal-
culs de mesurage dynamique. Comme les informations étaient
La présente Norme internationale spécifie également les équa-
dispersées dans de nombreuses normes, il était difficile de com-
tions permettant le calcul des facteurs de correction. Elle for-
parer rapidement les différents modes de calcul.
mule également des règles concernant l’ordre des opérations,
les arrondis et les chiffres significatifs à utiliser dans les calculs.
Les règles d’arrondissage des calculs et le choix du nombre de
chiffres significatifs à retenir pour chaque calcul étaient sujets à
Elle fournit des tables qui peuvent être utilisées pour obtenir des
de nombreuses interprétations. II convenait donc de définir les
facteurs de correction spécifiques lorqu’on ne souhaite pas
règles s’appliquant à l’ordre des opérations, aux arrondis et aux
effectuer des calculs manuels ou informatiques. Sont égale-
chiffres significatifs, qui permettraient à différents opérateurs
ment inclus dans cette norme, le calcul des volumes de réfé-
d’obtenir des résultats identiques à partir des mêmes données.
rence des étalons, les coefficients des compteurs et les tickets
L’objet de ce document est, entre autres, de définir l’ensemble
de comptage.
minimal de règles requises. Rien dans ce document ne
s’oppose à l’utilisation de mesures plus précises de tempéra-
Le domaine d’application de la présente Norme internationale
ture, de pression et de densité, de chiffres significatifs supplé-
concerne le mesurage volumétrique des hydrocarbures liqui-
mentaires, dès lors que les parties concernées y consentent
des, y compris des gaz liquéfiés, par compteur et étalon. Bien
mutuellement.
que cela s’avère utile dans certains cas, les fluides diphasiques
sont exclus, sauf les pétroles bruts renfermant des sédiments et
L’objectif de ce document est d’harmoniser et de normaliser les
de l’eau.
calculs liés au mesurage des produits pétroliers liquides et de
clarifier les termes et les expressions en éliminant les variantes
de tels termes particulières à chaque pays. L’objet de la norma-
2 Références
lisation des calculs est d’aboutir au même résultat à partir de
données identiques quel que soit le système de calcul utilisé.
ISO 91-1, Tables de mesure du pétrole - Partie 1 : Tables
Bien que les normes de I’ISO/TC 28 appliquent une tempéra-
basees sur les températures de reférence de 75 OC et 60 OF.
ture de référence de 15 OC, il est admis que, dans certains pays,
soient appliquées d’autres températures de référence, notam-
ISO 2715, Hydrocarbures liquides - Mesurage volumétrique au
ment 20 OC, 12 OC et 60 OF.
moyen de compteurs à turbine.
La présente Norme internationale fixe les niveaux minima de
I S 0 5024, Produits pétroliers liquides et gazeux - Mesurage -
précision pour les calculs industriels, mais si les parties concer-
Conditions normales de référence.
nées souhaitent se mettre d’accord sur des exigences plus stric-
tes, il est important de prouver que de telles exigences peuvent
ISO 7278-2, Hydrocarbures liquides - Mesurage dynamique -
être satisfaites. Les futurs progrès technologiques dans le
Systèmes d’étalonnage pour compteurs de volume - Partie 2 :
domaine de l’étalonnage et du fonctionnement des compteurs
Tubes étalons. 1 1
peuvent justifier des exigences plus strictes pour les modes de
calcul.
ISO 0222, Systèmes de mesure du pétrole - Étalonnage -
Corrections de température pour utilisation avec les systèmes
de mesure de référence volumetrique.
1 Objet et domaine d’application
ISO 9770, Produits pétroliers - Facteurs de compressibilité des
La présente Norme internationale définit les différents termes
hydrocarbures dans la plage de 63% kg/m3 à 7 074 kg/m3. 1 1
(qu’il s’agisse de mots ou de symboles) employés dans les cal-
1) Actuellement au stade de projet.
---------------------- Page: 5 ----------------------
ISO 4267-2 : 1988 (FI
4 Hiérarchie des précisions
3 Définitions
Norme internationale, les défini-
Pour les besoins de la présente
4.1 Objet et implications .
tions suivantes s’appliquent.
4.1.1 II existe une hiérarchie inévitable ou naturelle des préci-
volume de référence (BV) : Volume de l’étalon dans ses
31 .
sions dans le mesurage du pétrole. Au niveau supérieur, se
conditions de référence.
situent les essais qui sont généralement certifiés par une ins-
tance gouvernementale ou un laboratoire agréé, raccordé aux
3.2 volume indiqué (IV): Variation de l’indication du comp-
étalons nationaux. De ce niveau supérieur vers les niveaux infé-
teur à la suite du passage de liquide à travers le compteur.
rieurs, toute incertitude issue d’un niveau supérieur doit se
répercuter à tous les niveaux inférieurs comme un biais, c’est-à-
dire comme une erreur systématique. On ignore si ce biais sera
33 facteur K: Nombre d’impulsions émises par un comp-

volume délivré. positif ou négatif; l’incertitude comporte les deux possibilités.

téur par unité de
nombre d’impulsions émises par le compteur
4.1.2 Pour un niveau inférieur de la hiérarchie, il est irréaliste
Facteur K =
volume délivré par le compteur
de s’attendre à une incertitude égale ou inférieure à celle qui
existe à un niveau supérieur. La seule facon de réduire la com-
posante aléatoire des incertitudes, pour un systéme ou une
3.4 ticket de comptage: Terme général qui définit le docu-
méthode donnée de mesurage, est d’augmenter le nombre de
ment reconnaissant la réception ou la livraison d’une quantité
mesures et d’en établir la moyenne. Le nombre de chiffres obte-
de pétrole brut ou de produit pétrolier; ce document comporte
nus lors des calculs intermédiaires d’une valeur peut être plus
l’enregistrement des données de mesurage (voir chapitre 9). II
important aux niveaux supérieurs de la hiérarchie.
peut s’agir d’un formulaire à remplir, d’une impression de don-
nées ou d’un affichage de données en fonction du degré
d’automatisation utilisé (commande à distance, informatisa-
4.2 Hiérarchie
tion). Autrefois dénommé «ticket de réception et de livraison»
et «run ticket» dans les pays anglo-saxons.
4.2.1 Dans la présente Norme internationale, la hiérarchie des
précisions se présente en général comme indiqué dans le
3.5 coefficient du compteur: Quotient du volume vrai du
tableau 1.
liquide ayant traversé le compteur par le volume indiqué par le
compteur.
4.2.2 Les régies d’arrondissage, de troncature et d’enregistre-

volume qui a traversé le compteur ment des valeurs finales sont données pour chaque niveau de

Coefficient du compteur =
hiérarchie.
volume indiqué par le compteur
3.6 volume net (aux conditions de référence) : Volume total
(voir 3.9) diminué du volume d’eau et sédiments ayant traversé
5 Principaux facteurs de correction
le compteur.
les produits raffinés, le volume total de référence et le
NOTE - Pour
5.1 Objet et implications
volume net de référence sont généralement égaux.
5.1 .l La désignation des facteurs de correction par des
3.7 indication ou indication du CO impteur : Affichage ins-
symboles plutôt que par des mots est recommandée, première-
volume indiqué.
tantané du volume du compteur. Voir
ment pour abréger leur formulation, deuxièmement pour per-
mettre les calculs algébriques, troisièmement pour mettre en
3.8 conditions de rdférence: Pour les mesures du pétrole
évidence leurs similitudes, en fonction uniquement du liquide
et des produits raffinés, les conditions de référence sont, pour
ou du métal concerné, enfin, pour éliminer plus radicalement
la pression, 101,325 kPa (1,013 25 bar) et, pour la température,
les risques de confusion. Citons, à titre d’exemple, la différence
15 OC, sauf pour les liquides dont la pression de vapeur est
entre la compressibilité (F) d’un liquide et le facteur de correc-
supérieure à la pression atmosphérique à 15 OC. Dans ce cas, la
tion Q) qui est une fonction de F.
pression de référence est la pression d’équilibre à 15 OC (voir
I’ISO 5024).
On compte
six facteurs principaux de correction qui sont utili-
sés dans le calcul des quantités de liquide.
3.9 volume total (aux conditions de référence): Volume
brut ramené a la température et également à la pression de réfé-
5.1.2 Le premier de ces six facteurs est le coefficient du
rence.
compteur MF, valeur abstraite appelée «coefficient du comp-
teur)) qui permet de corriger le volume indiqué par un compteur
ou un accessoire de compteur, par rapport au volume vrai, que
3.10 volume brut: Volume indiqué multiplié par le coeffi-
ce volume soit brut ou corrigé (voir chapitre 7). Dans certains
cient du compteur pour le liquide et le débit concerné, sans cor-
cas, le facteur K est utilisé à sa place, ou concurremment avec
rection de température ni de pression. II inclut la totalité de

l’eau et les sédiments ayant traversé le compteur. le coefficient du compteur (voir chapitre 8).

---------------------- Page: 6 ----------------------
~so 4267-2 : 1988 (FI
Tableau 1 - Hiérarchie des prkisions
Facteurs de DRtermination de
Niveau correction et Chiffres la température
Chapitre de calcul significatifs et pression
hkarchie intermbdiaires du volume pour les donnbes
à: de calculs
6 Étalon 6 décimalesl) 5 0,05 OC
étalonnage 50 kPa2)
7 Coefficient 4 décimales 5 0,25 OC3)
du compteur 50 kPa2)
8 Facteur K 4 décimales 5 0,25 OCa)
50 kPa2)
9 Ticket de 4 décimales 5 0,50 OC3)
comptage 50 kPa2)

1) Quand l’eau est utilisée comme liquide d’étalonnage, les facteurs de correction relatifs à l’influence de la

température et de la pression sur le liquide d’étalonnage doivent comporter 6 décimales.

Lorsqu’un hydrocarbure est utilisé comme liquide d’étalonnage, on doit calculer les facteurs de correction rela-

tifs GI l’influence de la température et de la pression sur le liquide d’étalonnage, en utilisant les procédures défi-

nies dans I’ISO 91-I. Les facteurs de correction calculés d’aprés I’ISO 91-I seront limités à 5 chiffres significatifs

(4 ou 5 décimales). II peut survenir des cas où le personnel chargé de l’étalonnage n’est pas en mesure de calcu-

ler les valeurs suivant les procédures de I’ISO 91-1, mais a malgré tout accès aux tables imprimées de I’ISO 91-1.

Dans ces conditions, l’interpolation linéaire de ces tables est acceptable sur une plage limitée, pour corriger la

différence de température entre le compteur pilote et l’étalon pendant l’étalonnage.

2) Pour toutes les hiérarchies précitées, les pressions seront lues, enregistrées et arrondies à 50 kPa près

(0,5 bar). Quand l’échelle du manométre autorise une tolérance plus faible, les indications doivent être lues,

notées et arrondies à la graduation la plus proche.

3) L’utilisation d’un dispositif permettant de déterminer la température avec un niveau d’incertitude inférieur à

celui indiqué dans le tableau 1 est acceptable dans la mesure où l’installation, l’entretien, le fonctionnement et

les méthodes d’étalonnage garantissent la précision du dispositif de mesurage des températures au niveau

choisi.
sur ordinateur et convient à la dactylographie. Dans de tels cas,
5.1.3 Les quatre facteurs de correction suivants sont appli-
on aura «SM)) pour mesure et «MN pour compteur.
qués au calcul des quantités de liquide. Ils s’imposent du fait
des changements de volume causés par la température et la
pression, à la fois sur le réservoir (généralement en acier doux)
5.1.6 La méthode recommandée pour corriger des volumes
et sur le liquide considéré. Ces quatre facteurs de correction
avec deux ou plusieurs méthodes est d’obtenir premièrement
sont les suivants:
un FCC (facteur combiné de correction), en multipliant les dif-
férents facteurs de correction dans un ordre donné et en arron-
C,, ou (CTS) . . . facteur de correction rendant compte de
dissant à chaque étape. Multiplier seulement alors le volume
l’effet de la température sur l’acier (voir 5.2)
par le FCC. L’ordre prescrit est MF, C,,, CPS, CPI, C,, et Csw, en
omettant tout facteur qui ne serait pas utile dans le calcul.
CPS ou (CPS) . . . facteur de correction rendant compte de
l’effet de la pression sur l’acier (voir 5.3)
NOTE - Cet ordre d’application des six facteurs de correction est con-
sidéré comme théoriquement correct. Toutefois, on reconnaît que
cp, ou KPL) . . . facteur de correction rendant compte de
dans certains cas où l’on utilise des dispositifs mécaniques ou électro-
l’effet de la pression sur le liquide (voir 5.4)
niques pour appliquer un ou plusieurs de ces facteurs, l’ordre peut être
modifié. Ceci est particuliérement vrai pour des compteurs à compen-
C,, ou KTL) . . . facteur de correction rendant compte de
sation de température. Cependant, si l’on détermine les facteurs de
correction en utilisant la base correcte de température, de pression et
l’effet de la température sur le liquide (voir 5.5)
de masse volumique, la valeur numérique du facteur combiné de cor-
rection (FCC) ne différera pas de facon significative de la valeur théori-
51.4 II existe enfin un facteur de correction Csw (ou CSW)
que.
permettant de tenir compte de la présence des sédiments et de
l’eau dans le pétrole (voir 9.3.1).
5.1.7 Dans une même opération, effectuer toutes les multipli-
cations avant de faire les divisions.
5.1.5 Des mentions supplémentaires peuvent être ajoutées
aux notations symboliques ci-dessus, pour mettre en évidence
5.2 Cts
la partie de la chaîne de mesure à laquelle elles s’appliquent,
notamment “pu pour l’étalon, «m» pour le compteur et «MN
5.2.1 Le volume d’un réservoir métallique, qu’il s’agisse d’un
pour la mesure.
tube étalon, d’un réservoir ou d’une jauge étalon, subit des
modifications lorsqu’il est soumis à des variations de tempéra-
Tandis que cette norme utilise la notation habituelle en minus-

cules, la notation en majuscules s’impose pour les programmes ture. La variation de volume, quelle que soit la forme de l’étalon,

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ISO 4267-2 : 1988 (FI
E est le module d’élasticité applicable à la matière du
est directement proportionnelle à la variation de température de
réservoir, à savoir 2,l x lO* kPa pour l’acier doux ou 1,9 à
la matière dont est fait le réservoir. Le facteur de correction
2 x lO* kPa pour les aciers inoxydables;
applicable à l’effet de la température sur l’acier (C,) s’obtient
de la facon suivante:
T est l’épaisseur, en millimètres, de la paroi du réservoir.
1 + (t - 15) y . . . (1)
c, =
5.3.2 On trouvera dans les tableaux 6 à 7 de l’annexe A de la
où présente Norme internationale, les valeurs CPS applicables aux
dimensions et à l’épaisseur de paroi spécifiques des tubes éta-
t est la température des parois du réservoir, en degrés
lons en acier doux, en fonction de la pression. Si l’on connaît le
Celsius;
volume du réservoir à la pression atmosphérique ( V&&, pres-
sion relative nulle, on peut calculer le volume à toute autre pres-
thermiqu e par degré
y est le coefficient de dilatabilité
sion (P) comme suit :
de la matiére dont est fait le réservoir.
. . .
(5)
vp = btmos x cps
Si la température t est supérieure à
Donc C, est supérieur à 1,
15 OC et inférieur à 1 dans le cas contraire.
5.3.3 Si l’on connaît le volume à une pression relative quel-
conque P, le volume équivalent à la pression atmosphérique
s’obtient de la facon suivante:
5.2.2 La valeur de y est 3,3 x 10a5 (ou 0,000 033 par degré
Celsius) pour les aciers doux ou à faible teneur en carbone et
V . . .
= VplCp, (6)
atmos
présente un intervalle de 430 à 5,20 x 10m5 par degré Celsius
pour les aciers inoxydables de la série 300. La valeur utilisée
dans les calculs doit être celle qui figure sur le certificat délivré
5.4 cp,
par l’organisme chargé de l’étalonnage ou par le fabricant de
l’étalon. Les tables des valeurs C, correspondant à la tempéra-
5.4.1 Le volume d’un liquide est inversement proportionnel à
ture observée figurent dans les tableaux 4 et 5 de l’annexe A de
la pression s’exercant sur ce liquide. Le facteur de correction
la présente Norme internationale, les valeurs applicables aux
rendant compte de la pression sur un volume de produit pétro-
aciers inoxydables étant basées sur une valeur type de y de
lier liquide est appelé CPI et s’obtient de la facon suivante:
5,lO x 10D5 pour les aciers inoxydables de la série 300.
. . . (7)
cpi =
5.2.3 Si l’on connaît le volume du récipient à la température
1 - (P - P,, F
normale (15 OC), on peut calculer ce volume à toute autre tem-
où:
pérature (t) en appliquant la formule
P est la pression relative, en kilopascals;
&= . . . (2)
65 x Gs
Pe est la pression relative de vapeur d’équilibre à la tempé-
5.2.4 Inversement, si l’on connaît le volume du réservoir à une
rature de mesurage du liquide, en kilopascals [P, est égal à

température quelconque (t), on peut calculer le volume à la 0 kPa en pression relative pour les liquides dont la pression

température normale (15 OC), en appliquant la formule de vapeur d’équilibre est inférieure à la pression atmosphéri-

que (101,325 kPa en pression absolue) à la température du
. . .
(3) mesurage];
65 = VtlGs
F est le facteur de compressibilité des hydrocarbures
d’après I’ISO 9770 (ce facteur est déterminé à la tempéra-
5.3 CPS
ture de fonctionnement du compteur et pour une masse
volumique du pétrole à 15 OC; pour l’eau, les facteurs de
5.3.1 Si un réservoir métallique tel qu’un réservoir étalon, un
compressibilité sont donnés dans le tableau 2 pour différen-
tube étalon ou une jauge étalon est soumis à une pression
tes températures).
interne, ses parois vont se déformer de façon élastique et son
volume va changer en conséquence.
Tableau 2- Facteur
de compressibilité isothermique
de l’eau
Bien que des cléments simplifiés entrent dans les équations
ci-dessous, on peut, pour des raisons pratiques, calculer le fac-
Température Facteur de compressibilité
teur de correction rendant compte de l’effet de la pression
OC kPa-1
interne sur le volume d’un réservoir cylindrique Cc,,) de la
5 4,9 x 10-7
facon suivante :
4,8 x 10-7
15 4,7 x 10-7
C = 1 + PDIET . . .
(4)
PS 4,6 x 10-T
25 4,5 x 10-7
30 4,5 x 10-T
4,4 x 10-7
40 4,4 x 10-7
P est la pression interne, en kilopascals, au manométre;
4,4 x 10-7
50 4,4 x 10-J
D est le diamètre interne, en millimétres;
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lsO4267-2: 1988 (FI
5.4.2 Si Pe est égal à zéro (pression relative) l’équation (7) 5.5 Ctl
devient
5.5.1 Si une quantité de produit pétrolier est soumise à un
=- changement de température, sa variation de volume est fonc-
. . .
(8)
cpi
1 - PF
tion de l’amplitude de température, de l’intervalle de tempéra-
ture où intervient cette variation de la masse volumique du
liquide.
à 0 kPa (pression relative), on doit
5.4.3 Si Pe est supérieur
appliquer l’équation (71,
Les valeurs de C,, par rapport à 15 OC sont extraites des tables
de I’ISO 91-1.
NOTE Dans la pratique, on peut mesurer Pe de la façon suivante,
tube étalon :
quand on étalonne un compteur à l’aide d’un
5.5.2 Si l’on connaît le volume d’un produit pétrolier à une
le tube et
a) à la fin du dernier étalonnage, arrêter l’écoulement dans
température quelconque (t), on peut calculer le volume équiva-
isoler celui-ci du circuit en fermant les robinets appropriés;
lent à la température normale (15 OC) de la façon suivante:
b) réduire la pression exercée dans le tube étalon en purgeant du
liquide, jusqu’à ce que la pression au manométre cesse de baisser. Ceci
. . .
(12)
65 = vt x C*i
implique qu’une phase vapeur s’est formée et que le liquide a atteint sa
pression de vapeur d’équilibre. Fermer le robinet de purge et lire Pe sur
5.5.3 Si l’on connaît le volume d’un produit pétrolier liquide à
le manométre, en notant la température à cet instant. Le mode opéra-
toire ci-dessus peut servir à déterminer Pe en présence de mélanges
15 OC, le volume équivalent à une température (t) s’obtient de
liquides non conformes aux tables publiées donnant les valeurs de Pe
la facon suivante:
en fonction de la température, ou être utilisé en routine.
. . . (13)
b5G
5.4.4 Si l’on connaît le volume d’un liquide à faible pression
de vapeur à une pression quelconque (V,), le volume équivalent
6 Calcul du volume de l’étalon
à la pression de référence (pression relative à 0 kPa ou
V atmos) s’obtient de la facon suivante:
6.1 Objet et implications
V = vp x cp, . . . (9)
atmos
6.1 .l Le jaugeage d’un étalon a pour objet la détermination de
5.4.5 Si l’on connaît le volume d’un liquide à faible pression
son volume de base qui est le volume de cet étalon dans les
de vapeur, on peut en déduire le volume équivalent à une pres-
conditions de référence. Les modes opératoires à appliquer
sion quelconque, Vp, de la facon suivante:
pour un tube étalon sont décrits dans I’ISO 7278-2.
. . a (10)
6.1.2 Le volume de référence est exprimé en metres cubes ou
en litres. Alors que les unités de volume (par exemple le litre) ne
5.4.6 Si l’on connaît le volume d’un liquide ayant une pression
varient ni en fonction de la pression, ni en fonction de la tempé-
de vapeur élevée à une température (t) et une pression (PI de
rature, le volume d’un étalon métallique, lui, varie. Par consé-
mesurage quelconques, la correction de pression s’effectue en
quent, la définition du volume de référence d’un étalon ou
deux étapes. Le volume équivalent à cette pression de vapeur
d’une jauge étalon doit être spécifiée dans des conditions de
d’équilibre Pe du liquide à la température de mesurage s’obtient
référence, à savoir 15 OC et 101,325 kPa en pression absolue
de la facon suivante:
(pression atmosphérique).
V = vp x cp, . . . (11)
62 . Jauges &alons
Les jauges étalons servant à étalonner les dispositifs d’étalon-
nage doivent être certifiées par un organisme gouvernemental
CPI résulte de l’équation (7).
ou un laboratoire agréé raccordé aux étalons nationaux. Leur
volume certifié est indiqué en unités de mesure pour des condi-
Lorsque le volume subit à son tour une correction de tempéra-
tions de référence données. L’incertitude des jauges étalons
ture à 15 OC d’après l’équation (121, la valeur de C,, issue de la
constitue le principal facteur d’incertitude dans la détermina-
table appropriée ou calculée permet également de corriger le
tion du volume de référence des dispositifs d’étalonnage.
volume en fonction d’un changement de pression se produisant
entre Pe à la température de mesurage et la pression de vapeur
d’équilibre à la température de 15 OC. II convient de noter que
6.3 Règle d’arrondissage - Étalons
bien que Pe à la température de mesurage t puisse être supé-
rieur à la pression atmosphérique de référence (101,325 kPa en
Lorsqu’on calcule le volume d’un étalon, déterminer le
...

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