Brevet FR2675202A1 — publié le 19921016

PROCEDE POUR DETERMINER LOCALEMENT LA NATURE D'UNE PHASE DANS UN FLUIDE TRIPHASIQUE EN MOUVEMENT ET APPLICATION DE CE PROCEDE A LA DETERMINATION DE PARAMETRES D'ECOULE- MENT DU FLUIDE. DESCRIPTION L'invention concerne principalement un procédé permettant, dans un fluide en mouvement pouvant contenir trois phases distinctes constituées d'une phase continue et de phases dispersées, de déterminer localement la nature de la phase, par exemple dans un puits d'hydro- carbure en cours de production. L'invention a aussi pour objet un procédé et un dispositif permettant, après identification de la phase en présence, de déterminer des paramètres d'écou- lement du fluide tels que la vitesse et le diamètre des bulles présentes dans la phase continue, ou la vitesse superficielle de la phase dispersée. Dans un puits d'hydrocarbure en cours de pro- duction, le fluide recueilli en surface peut être compo- sé d'un mélange d'eau, formant généralement la phase continue, et de pétrole et de gaz formant les phases dispersées Pour la surveillance du puits, il est souhaitable de connaître l'importance quantitative res- pective de chacune des phases à différentes profondeurs. Pour cela on effectue couramment des mesures de diagra- phie de production. Dans le cadre de ces mesures appliquées à un fluide biphasique, il a été proposé dans le document FR-A-2 645 901 de placer successivement à différentes profondeurs à l'intérieur d'un puits d'hydrocarbure un ou plusieurs capteurs locaux de très petite dimension, tels que des capteurs radio-fréquence Dans ce cas, le signal de sortie de chaque capteur présente un niveau différent selon que le capteur est en présence d'eau ou d'hydrocarbure En outre, il a été observé que les zones de transition entre les différents niveaux de chaque signal peuvent être utilisées pour déterminer certains des paramètres d'écoulement de La phase disper- sée, qui se présente le plus souvent sous forme de bulles dans la phase continue Ces zones de transition permettent notamment de déterminer la vitesse de dépla- cement des bulles et, en les combinant avec un signal représentatif du temps de présence d'une bulle sur le capteur, le diamètre des bulles ainsi que la vitesse superficielle de la phase dispersée, définie comme le rapport du débit de cette phase par la section de mesure. Dans La pratique, ces différentes informations sont obtenues après traitement du signal de mesure four- ni par Le capteur local Ce traitement permet d'obtenir un premier signal qui correspond au temps de présence d'une bulle sur le capteur et un deuxième signal qui correspond à la durée des périodes de transition pendant lesquelles le signal de sortie du capteur passe d'un niveau à un autre. Lorsque le fluide circulant dans le puits d'hydrocarbure ne contient qu'une phase dispersée telle que du pétrole à l'intérieur d'une phase continue telle que de l'eau, l'utilisation de capteurs de petites dimensions (capteurs radio-fréquence pour le cas eau- pétrole) permet d'effectuer les mesures qui viennent d'être mentionnées dans de bonnes conditions. Cependant, de tels capteurs ne permettent pas de parvenir au résultat escompté lorsque le fluide en écoulement contient une deuxième phase dispersée telle qu'un gaz, qu'un capteur radio-fréquence ne permet pas de différencier du pétrole, en présence d'eau. Selon l'invention, il est proposé de détermi- ner localement la nature d'une phase dans un fluide triphasique en mouvement, grâce aux informations four- nies par une sonde constituée de deux capteurs de nature différente, ces capteurs étant de petite dimension et localisés pratiquement en un même endroit. L'invention concerne plus précisément un pro- cédé pour déterminer localement la nature d'une phase dans un fluide en mouvement pouvant contenir trois phases distinctes, caractérisé par le fait qu'il consiste à: engendrer sensiblement en un même point du fluide au moins deux signaux dont chacun est représentatif d'une propriété physique différente du fluide, afin qu'à chaque phase corresponde un ensemble distinctif de signaux; détecter lesdits signaux; et identifier la nature de la phase à partir de l'ensem- ble de signaux détectés. Avantageusement, un premier des signaux est obtenu au moyen d'un capteur radio-fréquence, capable de mesurer localement la constante diélectrique du fluide, et qui permet de distinguer la présence d'hydro- carbure (pétrole ou gaz) dans de l'eau. Le deuxième signal peut être fourni par tout autre capteur permettant de distinguer une phase gaz d'une phase liquide (eau et pétrole) Ce capteur peut être notamment un capteur optique sensible à l'indice de réfraction du fluide, ou un capteur sensible aux fluctuations de pression dans le fluide tel qu'un cap- teur piézoélectrique sensible à La vitesse de propaga- tion du son dans le fluide. Avantageusement, ces deux capteurs peuvent être montés coaxialement, de façon à former une sonde unique permettant d'effectuer deux mesures différentes sensiblement en un même point du fluide. Ainsi, dans un premier mode de réalisation de l'invention, la sonde comprend un câble coaxial dont une extrémité forme un capteur radiofréquence, ce câble coaxial incluant une fibre optique centrale métallisée dont une extrémité forme à la fois un capteur optique et un conducteur central du capteur radio-fréquence. Dans un deuxième mode de réalisation de l'in- vention, la sonde comprend un câble coaxial dont une extrémité forme un capteur radio-fréquence, ce câble coaxial incluant un tube intermédiaire en un matériau électriquement isolant, dont une extrémité forme à la fois un capteur optique et un isolant du capteur radio- fréquence. L'invention permet aussi, lorsque la nature de la phase a été établie, de déterminer les paramètres d'écoulement d'un fluide pouvant contenir trois phases distinctes, à partir du signal de mesure délivré par l'un au moins des capteurs de la sonde. A cet effet, l'un au moins des signaux de mesure délivrés par les deux capteurs est traité, après l'identification de la nature de la phase en présence, afin d'obtenir au moins un signal représentatif d'un paramètre d'écoulement de cette phase. On décrira maintenant, à titre d'exemple non limitatif, un mode de réalisation préféré de l'inven- tion, en se référant aux dessins annexés, dans lesquels: la figure 1 est une vue de côté, en coupe partielle, illustrant schématiquement l'implantation d'une installation de diagraphie pouvant mettre en oeuvre les procédés et le dispositif selon l'invention, dans un puits de pétrole; les figures 2 A et 2 B sont des vues en coupe longitudinale illustrant deux modes de réalisation d'une sonde conçue pour être utilisée dans l'installation de la figure 1, conformément à l'invention; la figure 3 est un diagramme illustrant les différents circuits qui sont associés à la sonde afin de permettre une identification de la phase en présence et la détermination de différents paramètres physiques relatifs à l'écoulement du fluide; et la figure 4 représente à titre d'exemple L'évolution simultanée des signaux de mesure VRF et Vop délivrés par les circuits de détection associés à chacun des capteurs de la sonde, en fonction du temps t, lors du passage successif d'une goutte de pétrole et d'une goutte de gaz devant la sonde. On a représenté sur la figure 1 un forage pétrolier 10 revêtu intérieurement d'un tubage 12 cylin- drique, par lequel s'écoule vers la surface un fluide triphasique 14 Dans la suite de la description, et à titre d'illustration, ce fluide triphasique sera sup- posé constitué d'une phase d'eau continue dans laquelle se trouvent des phases dispersées de pétro Le et de gaz, sous forme de bulles Le fluide arrivant en surface est acheminé par un conduit 16 vers une installation de stockage (non représentée). Le forage 10 illustré sur la figure 1 est également équipé d'une installation de diagraphie comprenant principalement un outil de diagraphie 18 apte à être dép Lacé dans le tubage 12 afin d'effectuer des mesures à différentes profondeurs, et une unité de sur- face 20 comprenant des moyens pour exploiter les infor- mations fournies par l'outil de diagraphie 18. L'outil de diagraphie 18 est suspendu à l'ex- trémité d'un câble 22 qui s'enroule à son extrémité opposée sur un treuil 24 Afin de connaître la profon- deur de l'outil de diagraphie 18 dans le tubage 12, des moyens de détection 28, connus des spécialistes, sont associés au treuil 24 pour détecter des marques magnéti- ques disposées à intervalles réguliers sur le câble 22. L'outil de diagraphie 18 comprend principale- ment un corps 30 allongé dont les extrémités supérieure et inférieure sont reliées respectivement à une section électronique 32 et à un nez 34 Des organes de position- nement 36 tels que des centreurs sont placés immédiate- ment au-dessus et en dessous du corps 30 afin d'assurer son positionnement à l'intérieur du tubage 12 lorsqu'une mesure doit être effectuée Dans l'exemple représenté, les organes 36 permettent de disposer le corps allongé dans l'axe du tubage D'autres types d'organes de positionnement peuvent aussi être utilisés, afin notam- ment de plaquer le corps allongé 30 contre le tubage. Le corps 30 de l'outil de diagraphie 18 porte un ou plusieurs bras articulés 38 (par exemple trois) dont le pivotement autour d'axes orthogonaux par rapport à l'axe longitudinal de l'outil leur permet de se dépla- cer entre une position repliée contre le corps 30 et une position déployée, illustrée sur la figure 1 La position repliée des bras 38 est utilisée entre deux mesures, lors du déplacement de l'outil Au contraire, les bras 38, qui portent des sondes de mesure 40 à leurs extrémités, sont placés dans leur position déployée lorsqu'une mesure doit être effectuée La commande du pivotement des bras 38 entre ces deux positions peut être assurée par tout moyen connu tel que des vérins hydrauliques (non représentés). La position occupée par les sondes locales dans le forage, qui dépend à la fois de la position du corps 30 à l'intérieur du tubage 12 déterminée par les organes de positionnement 36 et de la position déployée des bras 38, est déterminée avantageusement de la manière décrite et revendiquée dans le document FR-A-2 637 089. Conformément à l'invention, chacune des sondes locales de mesure 40 comprend deux capteurs qui sont montés coaxialement, de façon à mesurer en un même endroit deux caractéristiques physiques différentes du fluide 14 Plus précisément, ces caractéristiques physi- ques sont choisies afin que les deux capteurs fassent une discrimination différente entre les trois phases contenues dans le fluide En particulier, dans l'exemple considéré selon lequel le fluide 14 comprend une phase d'eau continue dans laquelle se trouvent des bulles de pétrole et des bulles de gaz, on choisit l'un des cap- teurs afin qu'il puisse faire la discrimination entre les hydrocarbures (pétrole et gaz) et l'eau, et le second capteur afin qu'il puisse faire la discrimination entre le gaz et les liquides (eau et pétrole). Dans la pratique, le premier capteur peut notamment être constitué par un capteur radio-fréquence, sensible à une variation de la constante diélectrique du milieu dans lequel il se trouve Le deuxième capteur peut être constitué quant à lui par un capteur optique détectant une variation de l'indice de réfraction du milieu. En variante, le deuxième capteur peut aussi être un capteur à fibre optique anisotrope comportant un élément dont le plan de polarisation varie en fonc- tion de la pression Il peut aussi être envisagé de réaliser le deuxième capteur sous la forme d'un empile- ment de pastilles de céramique piézoélectrique sensible à la propagation du son dans le milieu. Deux modes de réalisation d'une sonde compor- tant en association un capteur radio-fréquence et un capteur optique sensible à l'indice de réfraction du milieu vont à présent être décrits en se référant suc- cessivement aux figures 2 A et 2 B. Dans le mode de réalisation illustré sur la figure 2 A, la sonde 40 a est formée à une extrémité coni- que d'un câble coaxial 42 a dont l'âme centrale est for- mée par une fibre optique 44 métallisée L'extrémité conique du câble coaxial 42 a forme un capteur radio-fréquence, alors que l'extrémité conique de la fibre optique 44 forme un capteur optique. De façon plus précise, le câble coaxial 42 a comprend un éLément intermédiaire électriquement iso- lant, constitué par exemple par un tube de verre 46 a, un conducteur extérieur 48 a constitué par exemple par une couche de molybdène et un conducteur central 50 a constitué par un revêtement métallique, par exemple de molybdène formé sur la fibre optique 44 La fibre opti- que 44 peut être constituée quant à elle par une fibre de silice Afin d'assurer la tenue de l'ensemble à la pression et surtout d'éviter tout risque d'infiltration du fluide dans les interfaces entre les différentes couches de la sonde 40 a, notamment entre le revêtement métallique 50 a et l'éLément isolant 46 a, cette liaison peut être réa Lisée par collage ou par fusion d'un revê- tement métallique 50. Un connecteur mixte optoélectronique (non représenté), de structure connue, permet de relier l'extrémité opposée du câble coaxia L 42 a au circuit de détection associé au capteur radio-fréquence, qui est représenté schématiquement en 52 sur la figure 3 Ce circuit de détection comprend, d'une manière connue et qui a été décrite en détail dans le document FR-A-2 645 901, un générateur haute fréquence dont la sortie est reliée à un amplificateur associé à un filtre passe-bas, cet ensemble étant lui-même relié à l'extré- mité d'une branche d'un pont de Wheastone dont l'une des branches est formée par le câble coaxial 42 a Un détecteur, placé au centre du pont, déLivre un signal de mesure VRF représentatif du déséquilibre du pont. Ce déséquilibre est lui-même fonction de la constante diélectrique de la phase du fluide qui se trouve en contact avec l'extrémité de la sonde 40 a Ainsi, et comme on l'a représenté sur la partie haute de la figure 4, ce signal de mesure VRF est sensiblement plus faible pendant les intervalles AT O et ATG au cours desquels L'extrémité de La sonde est respectivement en contact avec une bulle de pétrole et avec une bu L Le de gaz, que lorsque ladite extrémité est en contact avec La phase d'eau continue. Comme on l'a vu précédemment, le capteur opti- que est formé quant à lui par L'extrémité tai LLée en forme de cône de La fibre optique 44 L'ang Le du cône formé par cette extrémité dépend des constantes diéLec- triques des différentes phases du f Luide dans Lequel se trouve Le capteur Grâce à cet angle, un faisceau lumineux incident très directif acheminé par la fibre optique 44 est totalement réf Léchi pour la ou les phases dont L'indice de réfraction est supérieur à un seuil déterminé et, au contraire, tota Lement transmis pour la ou les phases dont L'indice de réfraction est infé- rieur à ce seui L. Dans la pratique, Le capteur optique permet de distinguer les bulles de gaz des phases liquides (eau et pétro Le) présentes dans Le f Luide circulant dans Le forage Pour cela, on donne à l'ang Le formé par le cône d'extrémité de La fibre optique 44 par rapport à une section droite de cette fibre une valeur voisine de 65 . Comme L'illustre schématiquement la figure 3, le capteur optique formé par l'extrémité conique de La fibre optique 44 est relié par cette dernière à un cir- cuit de détection associé 54 Ce circuit de détection 54 comprend essentie L Lement une diode Laser émettant un faisceau de Lumière pratiquement parallèLe qui est transmis jusqu'au capteur optique par La fibre optique, et un photo-récepteur permettant de transformer le fais- ceau lumineux éventuellement réf Léchi par L'extrémité conique de la fibre optique en un signa L de mesure optique Vop. On voit sur la partie basse de la figure 4 que ce signal de mesure V O p présente une valeur sensi- blement constante lorsque le capteur est dans la phase d'eau continue et Lors de la présence d'une bulle de pétrole pendant le temps ATO Cette valeur est une valeur haute qui correspond à une réflexion pratiquement tota Le du faisceau lumineux parallèLe à l'extrémité conique de la fibre optique, représentative d'un milieu liquide dont l'indice de réfraction est supérieur à un seuil déterminé par l'angle formé par cette extrémité conique. Au contraire, lors de la présence d'une bulle de gaz pendant le temps ATG, le signal de mesure Vop délivré par le circuit de détection 54 associé au cap- teur optique chute pour prendre une valeur pratiquement nulle, représentative d'une transmission pratiquement totale du faisceau lumineux à l'extrémité conique de la fibre optique 44 En effet, dans ce cas l'indice de réfraction du gaz est inférieur au seuil au-delà duquel le faisceau lumineux incident est totalement réfléchi par l'extrémité conique de la fibre optique 44. Il est important d'observer que dans la struc- ture de la sonde décrite précédemment en se référant à la figure 2 A, le fonctionnement du capteur radio-fré- quence nécessite simplement que le conducteur central a, formant antenne, fasse saillie au-delà de l'extré- mité du conducteur extérieur 48 a pour qu'un fonctionne- ment correct soit assuré Pour des raisons de facilité de fabrication et de bonne tenue mécanique, compte tenu de la forme conique donnée à l'extrémité de la fibre optique 44, on donne avantageusement à l'extrémité de la sonde une forme conique telle qu'illustrée sur la figure 2 A. Cependant, cette configuration peut éventuel- Lement être modifiée, par exemple en prolongeant l'élé- ment isolant 46 a jusqu'à l'extrémité du conducteur central 50 a et en le coupant selon une section droite à ce niveau. Sur la figure 2 B, on a représenté un deuxième mode de réalisation d'une sonde pouvant être utilisée dans l'installation décrite précédemment en se référant à la figure 1 Afin de la distinguer de la sonde 40 a décrite en se référant à la figure 2 A, cette sonde est désignée par la référence 40 b. Comme dans le premier mode de réalisation, cette sonde 40 b comprend un capteur radio-fréquence et un capteur optique agencés coaxialement. Le capteur radio-fréquence est formé par l'ex- trémité d'un câble coaxial 42 b qui comprend un conduc- teur central formant antenne 50 b, un conducteur exté- rieur 48 b ainsi qu'un élément isolant tubulaire 46 b agencé entre les conducteurs 48 b et 50 b Dans ce cas, le conducteur central formant antenne 50 b est un conduc- teur plein, réalisé par exemple en molybdène Comme dans le premier mode de réalisation, le conducteur extérieur 48 b peut également être réalisé en molybdène L'élément isolant 46 b est réalisé quant à lui en verre ou en sili- ce et il constitue dans ce cas une fibre optique annu- laire dont l'extrémité forme le capteur optique de la sonde 40 b. Comme dans le premier mode de réalisation, l'extrémité du câble coaxial 42 b est avantageusement taillée en forme de cône afin, d'une part, que le conducteur central 50 b formant antenne fasse saillie au-delà de l'extrémité du conducteur extérieur 48 b et, d'autre part, que l'extrémité de l'élément isolant 46 b formant le capteur optique soit taillée en cône selon un ang Le d'environ 650 par rapport à une section trans- versale du câble coaxial. Comme dans le premier mode de réalisation, l'extrémité opposée du câble coaxial 42 est reliée, par l'intermédiaire d'un connecteur mixte optoélectronique, d'une part au circuit de détection associé au capteur radio-fréquence et, d'autre part, au circuit de détec- tion associé au capteur optique, comme l'illustre très schématiquement la figure 3. Le circuit de détection associé au capteur radio-fréquence est identique à celui qui a été décrit précédemment pour La sonde 40 a i L Lustrée sur La figure 2 A. En revanche, compte tenu du caractère annu Lai- re de la fibre optique qui re Lie le capteur optique au circuit de détection associé, la diode Laser utilisée dans Le premier mode de réalisation est remplacée dans ce cas par une simple Lampe constituant une source lumi- neuse émettant un faisceau de lumière non parallèLe. Des réflexions multiples se produisent donc lors de la transmission de ce faisceau incident à l'intérieur de La fibre optique Comme précédemment, ce faisceau Lumi- neux incident est réf Léchi à L'extrémité de La fibre optique lorsque l'indice de réfraction de La phase dans Laque L Le se trouve cette extrémité est supérieur à un seuil déterminé Au contraire, le faisceau est transmis par cette extrémité à La phase en présence Lorsque son indice de réfraction est inférieur à ce seuil. Cependant, compte tenu du caractère non direc- tif du faisceau lumineux qui chemine dans la fibre opti- que, la réflexion n'est pas totale dans Le premier cas et la transmission n'est pas totale dans Le deuxième cas Par conséquent, Le signal Vop déLivré dans ce cas par le photo-récepteur du circuit de détection associé au capteur optique présentera une différence de niveau moindre que dans le premier mode de réalisation de la sonde entre les parties correspondant à la présence sur la sonde d'une phase liquide (eau ou pétrole) d'indice de réfraction supérieur au seuil prédéterminé et d'une phase gazeuse d'indice de réfraction inférieur à ce seuil Cette sensibilité moindre est cependant accepta- ble dans la mesure o l'éLectronique associée permet de distinguer sans ambiguité les parties correspondantes du signal de mesure associées au capteur optique. Le caractère non directif du faisceau lumineux cheminant dans la fibre optique constituée par l'élément isolant 46 b a aussi pour conséquence que le fonctionne- ment du capteur optique est moins sensible à l'angle formé par l'extrémité de la fibre optique par rapport à une section droite du câble coaxial 42 b Cela permet, éventuellement, de donner à l'extrémité de la fibre optique constituée par le diélectrique 46 b une forme légèrement différente d'un cône telle qu'une forme arrondie ou sphérique. Le mode de réalisation illustré sur la figure 2 B a aussi pour avantage par rapport au précédent de présenter une structure plus simple, ce qui facilite sa fabrication et permet d'obtenir plus facilement une bonne tenue à la pression et surtout une bonne étanchéi- té. Il est à noter que, dans chacun des modes de réalisation décrits en se référant aux figures 2 A et 2 B, la tenue mécanique de l'extrémité du câble coaxial formant la sonde proprement dite peut être améliorée en remplaçant à ce niveau l'élément isolant 46 a par une pièce en un matériau plus résistant et présentant les mêmes caractéristiques électriques et optiques, tel que du saphir Cette solution a cependant pour inconvénient, dans le cas du deuxième mode de réalisation illustré sur la figure 2 B, d'introduire une interface supplémen- taire dans Le cheminement du faisceau lumineux incident et du faisceau lumineux réf Léchi. Comme l'illustre schématiquement la figure 3, les signaux de mesure VRF et Vop délivrés par les cir- cuits de détection 52 et 54 associés respectivement au capteur radiofréquence et au capteur optique sont transmis à un circuit 56 d'identification de la phase en présence Ce circuit 56, traite tout d'abord chacun des signaux de mesure VRF et Vop afin d'obtenir, pour chacun d'entre eux, un signal binaire présentant la valeur zéro lorsque le signal de mesure correspondant est supérieur à un seuil déterminé et la valeur un lors- que ce même signal est inférieur à ce seuil On obtient ainsi, à partir du signal de mesure VRF, un signal présentant des créneaux pour les périodes de temps tel- les que AT O et ATG représentatives respectivement de la présence d'une bulle de pétrole et de la présence d'une bul Le de gaz sur la sonde et, à partir du signal de mesure Vop, un signal présentant un créneau à chacune des périodes de temps telles que ATG pendant lesquelles la sonde se trouve dans une bulle de gaz. A partir de ces signaux en forme de créneaux, le circuit 56 d'identification de la phase en présence peut identifier la phase dans laquelle se trouve la sonde à l'aide d'un circuit logique particulièrement simple En effet, l'absence de créneau simultanément sur Les signaux logique dérivés des signaux de mesure VRF et Vop signifie que la sonde se trouve dans la phase d'eau continue, la présence simultanée d'un créneau sur chacun de ces signaux logiques signifie que La sonde se trouve dans une bulle de gaz et la présence d'un créneau seulement sur le signal logique dérivé du signal de mesure VRF indique la présence d'une bulle de pétrole autour de la sonde. Le circuit 56 permet en outre d'identifier la phase continue parmi les phases en présence, sauf dans le cas o le fluide ne contient que de l'eau et du gaz (les réponses des deux capteurs sont alors les mêmes). L'information ainsi obtenue dans le circuit 56 concernant la phase du fluide dans laquelle se trouve la sonde est transmise à un circuit de traitement 58, par exemple sous la forme d'un signal SO lorsque la sonde se trouve dans une bulle de pétrole et sous la forme d'un signal SG lorsque la sonde se trouve dans une bulle de gaz. Le circuit de traitement 58, dont il est important de noter qu'il est constitué par un circuit unique pour les deux capteurs de la sonde 40, reçoit par ailleurs chacun des signaux de mesure VRF et Vop. Selon un programme pré-établi qui peut notamment dépen- dre de la réception de l'un ou l'autre des signaux SO ou SG, le circuit de traitement 58 peut soit exploiter uniquement l'un ou l'autre des signaux de mesure VRF et Vop, soit exploiter simultanément ces deux signaux. Le circuit de traitement 58 permet de détermi- ner, à partir de l'un au moins des signaux de mesure VRF et Vop, différents paramètres d'écoulement du fluide présent dans le forage, au niveau auquel se trouve l'ou- til de diagraphie 18 de la figure 1 Pour cela, on traite avantageusement le signal de mesure qui présente la variation d'amplitude maximale pour la phase en pré- sence Les paramètres d'écoulement peuvent notamment être détectés de la manière décrite dans le document FR-A-2 645 901. Ainsi, comme cela est décrit dans ce document, on déduit de l'un au moins des signaux de mesure un signal représentatif de l'intervalle de tempsnécessaire au signal de mesure considéré pour passer d'un niveau à un autre On calcule ensuite le gradient de ce signal de mesure, qui est proportionnel à la vitesse de dépla- cement de la bulle considérée. Par ailleurs, le circuit de traitement 58 dérive également du signal de mesure considéré un signal indicatif du temps de présence d'une bulle devant le capteur On combine ensuite ce signal avec le signal représentatif du gradient du signal de mesure, afin d'obtenir un signal représentatif du diamètre de la bulle considérée. Enfin, le circuit de traitement 58 permet, en totalisant les signaux représentatifs du diamètre d'une bulle au cours d'une unité de temps, de connaître la vitesse superficielle de la phase dispersée considé- rée (pétrole ou gaz), qui correspond à la vitesse locale de cette phase supposée seule dans la section présentée par le forage à ce niveau. Il est à noter que ces différents traitements qui peuvent être réalisés dans le circuit 58 ne sont donnés qu'à titre d'exemple, d'autres traitements pou- vant être envisagés sans sortir du cadre de l'invention. On observera également que si l'invention est particulièrement adaptée pour effectuer des mesures dans un forage pétrolier, d'autres applications sont possi- bles, notamment dans l'industrie chimique, lorsque des fluides comprenant au moins trois phases distinctes s'écoulent dans des tuyauteries et qu'une connaissance de certaines caractéristiques d'écoulement de ces flui- des est souhaitée De ce point de vue, il doit aussi être observé que la nature des phases constituant le fluide peut être différente des trois phases décrites à titre d'exemple, pourvu que deux capteurs de faible dimension et localisés sensiblement en un même emplace- ment puissent permettre de distinguer ces trois phases en effectuant des mesures sur des caractéristiques phy- siques différentes du fluide. REVENDICATIONS 1 Procédé pour déterminer loca Lement la natu- re d'une phase dans un fluide en mouvement pouvant contenir trois phases distinctes, caractérisé par le fait qu'i L consiste à: engendrer sensiblement en un même point du fluide au moins deux signaux dont chacun est représentatif d'une propriété physique différente du fluide, afin qu'à chaque phase corresponde un ensemble distinctif de signaux; détecter lesdits signaux; et identifier la nature de la phase à partir de l'ensem- ble de signaux détectés. 2 Procédé se Lon La revendication 1, carac- térisé par Le fait qu'un premier des signaux est repré- sentatif de La constante diélectrique de la phase. 3 Procédé selon l'une que Lconque des reven- dications 1 et 2, caractérisé par le fait qu'un deuxième des signaux est représentatif d'une propriété physique choisie dans Le groupe comprenant: l'indice de réfrac- tion du f Luide, La pression dans Le fluide et la vitesse de propagation du son dans Le f Luide. 4 Procédé selon L'une quelconque des reven- dications précédentes, caractérisé par le fait qu'on engendre lesdits signaux en plaçant dans le fluide une sonde ( 40) comprenant un capteur radio-fréquence ( 42 a, 42 b) et un capteur optique ( 44, 46 b) montés coaxiale- ment. Procédé pour déterminer des paramètres d'écou Lement d'un fluide en mouvement pouvant contenir trois phases distinctes, caractérisé par Le fait qu'il consiste à: engendrer sensib Lement en un même point du f Luide au moins deux signaux de mesure dont chacun est représen- tatif d'une propriété physique différente du fluide, afin qu'à chaque phase corresponde un ensemble dis- tinctif de signaux; détecter Lesdits signaux; identifier la nature de la phase en présence, à partir de l'ensemble de signaux détectés; et traiter l'un au moins desdits signaux de mesure afin d'obtenir au moins un signal traité représentatif d'un paramètre d'écoulement de la phase en présence. 6 Procédé selon la revendication 5, caracté- risé par Le fait qu'on traite le signal de mesure pré- sentant une variation d'amplitude maximale pour ladite phase en présence. 7 Procédé selon l'une quelconque des reven- dications 5 et 6, caractérisé par le fait qu'on engendre les signaux de mesure en plaçant dans le fluide une sonde ( 40) comprenant un capteur radio-fréquence ( 42 a, 42 b) et un capteur optique ( 44, 46 b) agencés coaxialement. 8 Dispositif pour déterminer des paramètres d'écoulement d'un fluide en mouvement pouvant contenir trois phases distinctes, caractérisé par Le fait qu'il comprend une sonde ( 40) comportant deux capteurs ( 44, 46 b; 42 a, 42 b) localisés en un même point et sensibles à une propriété physique différente du fluide, de façon à délivrer des signaux présentant des niveaux différents suivant la phase en contact avec la sonde, ces signaux formant un ensemble différent pour chacune des phases du fluide. 9 Dispositif selon la revendication 8, carac- térisé par le fait que la sonde ( 40) comprend un capteur radio- fréquence ( 42 a, 42 b) et un capteur optique ( 44, 46 b) montés coaxialement. Dispositif selon la revendication 9, ca- ractérisé par le fait que la sonde ( 40 a) comprend un câble coaxial ( 42 a) dont une extrémité forme le capteur radio-fréquence, ce câble coaxial incluant une fibre optique centrale métallisée ( 44, 50 a) dont une extrémité forme à la fois le capteur optique ( 44) et un conducteur central ( 50 a) du capteur radio-fréquence. 11 Dispositif selon la revendication 9, ca- ractérisé par le fait que la sonde ( 40 b) comprend un câble coaxial ( 42 b) dont une extrémité forme le capteur radio-fréquence, ce câble coaxial incluant un tube intermédiaire ( 46 b) en un matériau électriquement iso- lant, dont une extrémité forme à la fois le capteur optique et un isolant du capteur radio-fréquence.