Brevet FR2720498A1 — publié le 19951201

DEBITMETRE MULTIPHASIQUE La présente invention concerne de manière générale l'étude des caractéristiques d'écoulement de fluides multiphasiques, notamment tripha- siques. En particulier, l'invention concerne la mesure d'écoulements de fluides tels que les effluents pétroliers, composés de pétrole brut, d'eau et de gaz. Les problèmes associés à la mesure d'un débit dans un fluide multiphasique sont bien connus. Les techniques que l'on peut appliquer à des écoulements à phase unique comme des systèmes à turbine et analogues se sont révélés être inadaptés dans les écoulements multiphasiques et en conséquence on doit souvent effectuer plusieurs mesures pour permettre l'obtention d'un résultat précis en ce qui concerne les débits volumétri- ques des diverses phases. Dans l'industrie du pétrole et du gaz, et dans les industries comparables, on effectue couramment des mesures en écoule- ment multiphasique, et, dans le cas de puits de production, il est habituel que le fluide produit comprenne un mélange de pétrole, d'eau et souvent de gaz. Etant donné qu'il est important de déterminer les débits volumétriques des phases individuelles à certains intervalles de temps tout au long de la vie du puits afin de déterminer si une action correctrice est nécessaire pour améliorer ou restaurer la productivité du puits, et également pour déterminer exactement la production de pétrole, on a proposé dans l'art antérieur diverses méthodes de mesure de débits dans les écoulements multiphasiques. De manière classique, pour les essais de puits d'explo- ration, les fluides sont dirigés vers des séparateurs et on détermine séparément les volumes de chaque phase. Cependant, ceci nécessite une installation volumineuse et coûteuse et ne permet pas de donner des renseignements instantanés concernant la production du puits. On a également proposé la combinaison d'un dispositif du type Venturi, d'un densitomètre à rayons y et d'un débitmètre à turbine (R. Franck et al, European Two Phase Flow Group Meeting, University of Strathclide, Glasgow, 3rd - 6th June, 1980). Ce système a été développé pour des écoulements diphasiques (eau/vapeur d'eau) et ne possède pas la capacité de mesure pour trois phases. - 2 - 2720498 -2- On a également décrit dans les brevets US 4 856 344 et 4 974 542 des dispositifs pour la mesure d'écoulements multiphasiques du type gradio- venturi qui, au moyen de mesures de pression différentielle réparties sur la longueur du dispositif, fournissent des informations concernant les débits des phases. Un gradio-venturi combine une section mesurant un gradient de pression statique et une section de mesure de la variation de la quantité de mouvement. Ce dispositif fournit une mesure précise notam- ment pour les écoulements pétrole-eau et pétrole-gaz rencontrés dans l'industrie pétrolière. On a cependant noté des limitations en ce qui concerne la précision de mesure lorsque la proportion de gaz en volume dépasse 60 à 70 %. Dans les deux brevets britanniques 1 272 152 et 1 461 537 et dans le document 6.2 North Sea Flow Measurement Workshop 1990, National Enginee- ring Laboratory, Glasgow, intitulé "Simple full-bore Water-Cut Measurement Technique" par D. Brown et JJ der Boer, on a proposé divers systèmes pour effectuer des mesures en écoulements multiphasiques. Dans chaque cas, l'appareil décrit présente la forme d'un "U" inversé et on effectue une série de mesures de pression à différentes hauteurs dans chaque branche du "U" avant de les comparer pour déterminer les paramètres de l'écoulement. Etant donné qu'aucune des mesures ne concerne les modifications de pression dynamique, le calcul des débits individuels des phases n'est pas possible à partir de ces seules mesures de pression. On a également décrit dans le brevet WO 93/17305 une combinaison de deux gradio-venturis disposés dans des sections o l'effet de la gravité permet de mesurer la densité du mélange. De plus, on a prévu des moyens pour mesurer la fraction d'eau et pour prélever un échantillon complet du mélange. Ce système présente une capacité totale en ce qui concerne les mesures en écoulement multiphasique, mais présente également une limite en terme de précision de mesure lorsque la fraction volumétrique de gaz est supérieur à 60-70 %. Le brevet WO 93/19347 décrit un débitmètre multiphasique associant en série un débitmètre volumétrique et deux capteurs débitmétriques sensi- bles à la quantité de mouvement des fluides mesurés, et dans lequel le rapport des vitesses de gaz et de liquide est maintenu à une valeur cons- tante, par exemple égale à 1. Le débitmètre volumétrique consiste par exemple en une turbine ou en un débitmètre à engrenages ovales. Un tel _ 3 - 2720498 dispositif de type intrusif présente des inconvénients bien connus. De plus, le fait de maintenir à une valeur constante le rapport des vitesses de gaz et de liquide constitue une contrainte gênante. En ce qui concerne les mesures de débit dans les écoulements multiphasiques, du type effluent pétroliers, on peut encore citer les documents suivants: - la publication SPE 23065 de Gold et al, intitulée "Measurement of Multiphase Well Fluids by Positive Displacement Meter"; la publication SPE 25620 de Cary et al, intitulée "New Well Testing Technology: A Portable Three-Phase Test Unit"; - la demande de brevet WO 93/24811; - le brevet US 5 287 752. On mentionnera enfin le brevet US 4 397 190 qui décrit un dispositif adapté aux mesures dans les puits en production. L'invention vise à réaliser des mesures de débit adaptées aux fluides multiphasiques, et plus particulièrement aux effluents de puits pétrolier, dont la teneur de gaz peut présenter des valeurs supérieures à %, voire à 90 D. Selon un premier aspect, l'invention a pour objet un procédé de mesure de débit pour fluide multiphasique tel qu'un effluent de puits pétroliers contenant un mélange d'hydrocarbures liquides, de gaz et d'eau, caractérisé par le fait qu'il comprend les étapes suivantes: on mesure les différences de pression résultant d'une pression dynamique respectivement dans une première section et dans une seconde section situées à distance l'une de l'autre dans le sens de l'écoulement, pour obtenir un premier et un second signal de différence de pression, et on obtient un troisième signal indicatif du débit volumétrique total q en comparant les dits premier et second signaux. Ce troisième signal est formé de préférence par intercorrélation du premier et du second signal de différence de pression. Selon un autre aspect, en vue de la détermination des débits des phases, on mesure en outre une différence de pression dynamique dans une section d'écoulement pour obtenir un quatrième signal fonction du débit massique total Q et de la densité p du mélange, et on forme un cinquième signal indicatif de la dite densité p. A partir de ces informations, l'invention prévoit, selon un autre -4-- aspect, que l'on forme deux valeurs possibles pour le débit massique total Q: une première valeur à partir du quatrième signal, fonction du débit massique total Q et de la densité p du fluide, et d'autre part, du cinquième signal indicatif de la densité p, et une deuxième valeur à partir du dit quatrième signal et du troisième signal indicatif du débit volumé- trique total q, la première valeur étant appropriée lorsque la proportion de gaz du fluide est modérée et la deuxième valeur étant appropriée lorsque la proportion de gaz est élevée L'invention sera bien comprise à la lecture de la description ci-après, faite en référence aux dessins annexés, dont la liste est la suivante: - la figure 1 représente de façon schématique un dispositif fournissant une indication de débit total; - la figure 2 représente de façon schématique un dispositif fournissant un ensemble d'indications pour la détermination des débits de chaque phase d'un fluide triphasique tel que l'effluent d'un puits pétrolier; - la figure 3 montre schématiquement une variante de réalisation du dispositif de la 2; - la figure 4 est un diagramme-blocs illustrant le traitement des informations fournies par le dispositif de la 2 ou de la 3; - la figure 5 représente un agencement possible pour le dispositif de la figure 3; et - la figure 6 représente un autre agencement possible. On a représenté à la figure 1 une conduite 10 dans laquelle s'écoule dans le sens indiqué par la flèche un fluide multiphasique tel que l'effluent d'un puits pétrolier, composé d'un mélange de pétrole brut (appelé ci-après "huile"), de gaz et d'eau. Sur cette conduite sont prévues deux sections de mesure A et B séparées par une distance L, définie en suivant l'écoulement, cette distance L correspondant à un volume de fluide V (si l'on suppose que la conduite a une section constante S, on a V = L.S). Chaque section de mesure comprend un moyen pour créer une pression dynamique, représenté sous la forme de venturis 11A, 11B formant une restriction de la section d'écoule- ment. A chaque venturi est associé deux prises de pression placées respec- - 2720498 tivement en amont de la restriction et au niveau de celle-ci: les sections A et B comportent ainsi respectivement des prises de pression 12A, 13A, et 12B, 13B. Chaque paire de prises de pression est reliée à un capteur de pression différentielle, respectivement 14A, 14B sensible à la différence de pression engendrée dans chaque section. Les capteurs 14A, 14B fournis- sent respectivement des signaux APX(A) et APX(B). Ces signaux sont appliqués à un dispositif d'intercorrélation 15 qui, selon une technique connue en elle-même, détermine le décalage de temps X correspondant à la corrélation maximale entre les signaux issus des sections A et B. Le temps ainsi déterminé permet, connaissant le volume V entre les sections A et B, de déterminer le débit volumétrique total q, celui-ci étant proportionnel à l'inverse du temps t. On sait qu'il existe d'autres moyens que des venturis pour créer une pression dynamique, par exemple les dispositifs à orifices. De tels moyens peuvent être envisagés. Il est possible d'envisager des moyens de types différents pour les sections A et B, mais il est préférable, en vue de la corrélation, que les moyens soient du même type, et de préférence identiques. La disposition géométrique des sections A et B peut être réalisée de différentes manières: elles peuvent être disposées dans une conduite horizontale, ou verticale, ou placées l'une dans une portion de conduite verticale, l'autre dans une portion horizontale, ou bien, comme dans le schéma de la figure 2, la section A peut être placée dans une portion verticale o l'écoulement est ascendant, et la section B dans une portion o l'écoulement est descendant. La distance L, qui détermine le volume V, sera choisie de manière appropriée en fonction de la plage de débits prévue: elle devrait être courte pour de faibles débits, et plus longue si l'on prévoit des débits élevés. Afin d'élargir la dynamique du dispositif, on peut prévoir une troisième section de mesure (non représentée) similaire aux sections A et B, située à une distance L' de la section A, correspondant à un volume de fluide V' différent de V. Par exemple, si le volume V est approprié pour des débits relativement faibles, un volume V' plus grand que V conviendra pour des débits plus élevés. Le signal issu du capteur associé à cette troisième section sera substitué à celui issu de la section B, en fonction - 6 - 2720498 des valeurs de débit prévues ou mesurées. En qui concerne les techniques de corrélation appliquées aux mesu- res de débit, on citera l'ouvrage de Beck M.S. et Plaskowski A. "Cross Correlation Flowmeters - their design and applications", Adam Hilger 1987. On notera qu'il existe d'autres méthodes que l'intercorrélation pour compa- rer des signaux tels que les signaux issus des sections A et B en vue de déterminer le temps T. On se reportera à ce sujet à la littérature concer- nant le traitement de signal. Le dispositif décrit présente pour l'étude des fluides multiphasi- ques l'avantage d'une dynamique étendue concernant les proportions de gaz et de liquide du fluide, et est d'un coût modique. Le dispositif représenté schématiquement à la figure 2 fournit un ensemble d'informations permettant de déterminer les débits de chaque phase d'un fluide triphasique tel que l'effluent d'un puits pétrolier. Le dispo- sitif tel que représenté comporte une portion de conduite 20 o l'écoule- ment est ascendant, une portion de conduite 20' o l'écoulement est hori- zontal et une portion de conduite 20" o l'écoulement est descendant. Il est prévu un dispositif du type représenté à la figure 1, com- prenant des sections de mesure A et B comprenant respectivement des ventu- ris 21A, 21B, des paires de prises de pression 22A, 23A et 22B, 23B, et des capteurs de pression différentielle 24A, 24B. Les sections A et B sont situées respectivement dans les portions ascendante 20 et descendante 20", mais comme expliqué plus haut, elles pourraient être placées différemment, sous réserve que le volume de fluide V correspondant à la distance L qui les sépare dans le sens d'écoulement soit approprié. Il est prévu en outre un dispositif du type dit gradio-venturi, comprenant une section de mesure C et une section de mesure D situées dans la portion de conduite 20 o le fluide est ascendant. La section C est munie d'un moyen pour créer une pression dyna- mique tel que le venturi 21C (mais un dispositif à orifices ou analogue serait également envisageable) et de prises de pression 22C et 23C placées en amont du venturi et au niveau de celui-ci, et un capteur de pression différentielle 26 est reliée aux prises de pression 22C et 23C. Le signal de pression différentielle ApV fourni par le capteur 26 est fonction du débit massique total Q et de la densité p du mélange, et plus précisément -7_ - 2720498 -7- est proportionnel en première approximation à l'expression Q2/p. La section D, du type "gradiomanomètre", comporte une portion de conduite 20D de section constante, et deux prises de pression 27D, 28D placées à une distance h l'une de l'autre dans la direction (verticale) de l'écoulement. Ces prises de pression sont reliées à un capteur de pression différentielle 29 produisant un signal ApG. De manière connue, la diffé- rence de niveau entre les prises de pression, égale à la distance h pour une conduite verticale, crée une différence de pression proportionnelle en première approximation à la densité p du mélange. Le dispositif représenté comprend également un dispositif 30 fournissant une ou des indications concernant la composition du fluide multiphasique, en d'autres termes, relatives aux proportions - en volume ou en masse - des phases constituant le fluide. Sur la figure 2, on a repré- senté par commodité ce dispositif comme situé dans la portion de conduite horizontale 20', mais cette disposition n'a rien d'obligatoire. Dans le cas précité des effluents pétroliers (mélange d'eau, d'huile et de gaz), il existe différents appareils pour déterminer la composition, et plus particulièrement la fraction d'eau, qui mettent en oeuvre différents principes physiques: méthodes nucléaires (interaction avec des rayons gamma), électromagnétiques (ondes hyperfréquence), etc. Les mesures peuvent en outre être réalisées de différentes manières: directe- ment sur l'écoulement, ou bien sur des échantillons prélevés dans un écou- lement dérivé, comme décrit dans la demande de brevet WO 93/17305. Selon la technique utilisée, on peut obtenir une indication de la fraction d'eau WLR par rapport à l'ensemble des phases liquides, ce qui revient au même que le rapport eau/huile WOR; ou bien on obtient la proportion d'eau WHC par rapport à l'ensemble des hydrocarbures, huile + gaz. La figure 3 montre une variante de réalisation avantageuse du dispositif de la figure 2, dans laquelle un même venturi 21AC remplace les venturis 21A et 21C de la figure 2. Les sections de mesure A et C de la figure 2 se trouvent ainsi confondues en une section unique AC. On note qu'au venturi 21AC sont associés, comme dans le cas de la figure 2, deux capteurs de pression différentielle 24A et 26. La raison pour laquelle on conserve deux capteurs distincts est que l'ensemble de caractéristiques exigées pour un capteur dépend de l'usage des mesures. Les caractéristiques souhaitables en matière de précision, résolution, bande -8- passante, sont très différentes selon que les mesures sont utilisées pour leur valeur absolue, comme c'est le cas pour les signaux ApV, ou seulement de manière relative, comme dans le cas pour les signaux ApX qui font l'objet du traitement de corrélation. I1 n'est pas exclu en principe qu'il puisse exister un capteur convenant pour les deux usages, mais en l'état actuel des choses, un tel capteur n'est pas disponible. La figure 3 montre en outre deux paires de prises de pression 22A, 23A et 22C, 23C, reliées respectivement aux capteurs 24A et 26. Mais il est envisageable d'avoir une seule paire de prises de pression pour la section AC, reliées aux deux capteurs de pression différentielle. La figure 4 présente sous forme de diagramme-blocs un mode de traitement des informations fournies par un dispositif tel que décrit plus haut en référence aux figures 2 et 3. La description qui suit fait réfé- rence au cas o le fluide multiphasique est un effluent de puits pétrolier. Les grandeurs Q (débit massique), q (débit volumétrique), p (densité) seront affectés des indices g (gaz), 1 (liquide), o (huile), w (eau), l'absence d'indice signifiant comme ci-dessus le débit total ou la densité du mélange. Dans l'exposé ci-après, on suppose connues les densités Po Pw et pg des composants du fluide multiphasique. Le principe du traitement est le suivant. Comme exposé plus haut, le gradio-venturi, en combinaison avec un capteur de la fraction d'eau, fournit des informations permettant de déterminer les débits des phases à lui seul, à savoir un signal indicatif de la densité p du mélange et un signal ApV indicatif de l'expression Q2/p, pour autant que la fraction de gaz ne soit pas trop élevée. Dans le cas d'une fraction de gaz est élevée, par exemple supérieure à 65%, la mesure de densité fournie par le gradio- manomètre devient inopérante. L'information obtenue par corrélation des signaux de pression différentielle ApX, représentative du débit volumétri- que total q y compris dans le cas d'une fraction de gaz élevée, permet en combinaison avec l'information ApV issue du gradio-venturi de calculer le débit massique total Q. En effet, si la densité p du mélange n'est pas disponible, on peut exprimer l'expression Q2/p sous la forme du produit Q.q et connaissant le débit q, déterminer le débit massique Q. On effectue en permanence le calcul du débit massique Q suivant - 9 - deux chemins parallèles, le premier à partir des signaux ApV et ApG fournis par le gradio-venturi, le second à partir du signal àpV et du signal issu de la corrélation des signaux ApX. On obtient ainsi deux valeurs possibles pour le débit Q, l'une appropriée au cas d'une teneur modérée de gaz, l'autre appropriée au cas d'une teneur élevée de gaz. Connaissant les densités des phases individuelles, d'une part, et la densité pl de la fraction liquide, que l'on obtient à partir de la mesure de la fraction d'eau, on calcule les valeurs des débits de gaz Qg, qg et des débits de liquide Qi' ql correspondant respectivement aux deux valeurs du débit Q. À partir de chaque couple de valeurs qg ql obtenu, on calcule une teneur de gaz. Par ailleurs, on a établi préalablement, en traçant les courbes de précision des mesures en fonction de la teneur de gaz, la valeur limite de la teneur de gaz au- delà de laquelle la précision des informations ApG issues du gradiomanomètre devient inacceptable. Cette valeur limite dépend de nombreux paramètres (caractéristiques des capteurs, architecture du dispositif, propriétés des fluides,...). On compare les valeurs de teneur de gaz obtenues comme indiqué plus haut à cette valeur limite, et on effectue la sélection en conséquence. Ce principe de traitement est illustré par le diagramme de la figure 4. Les signaux issus des capteurs du gradio-venturi sont traités par des modules 40, 41 qui fournissent les données représentatives de la densité p et de l'expression Q2/p ou Q.q. Le débit volumétrique q est fourni par le corrélateur 15 comme indiqué en référence à la figure 1. Un module 42G correspondant au premier chemin précité calcule une valeur de débit massique Q(G) à partir des données issues des modules 40, 41. Le module 42G reçoit l'information p1 (densité des phases liquides) d'un module 43 relié à un module de traitement 44 des signaux issus du capteur de la figure 2. Connaissant les densités de gaz pg et de liquide Pl, le module 42G fournit des valeurs correspondantes de débit de gaz Qg(G), qg(G) et de débit de liquide Ql(G), ql(G). Le module 42X correspondant au second chemin calcule les valeurs correspondantes Qg(X), qg(X) et Ql(X), ql(X) à partir des données issues du module 41 et du corrélateur 15. Les deux en- sembles de valeurs sont appliquées à un module de sélection 45, qui calcule une valeur de teneur de gaz à partir des valeurs de débit de gaz et de liquide, et compare cette valeur à la valeur limite mentionnée plus haut pour effectuer la sélection entre les deux ensembles de valeurs, la sélec- - 10 - 2720498 tion étant symbolisée par un interrupteur entre les positions LG (teneur de gaz modérée) et HG (teneur de gaz élevée). Les valeurs retenues sont appli- quées à un module 46 recevant par ailleurs la valeur de la proportion d'eau WOR. Ce module fournit les débits de chacune des phases. La figure 5 illustre un agencement possible du dispositif de la figure 3. Cet agencement correspond à l'architecture décrite dans la demande de brevet WO 93/17305 précitée, à laquelle on se référera pour plus d'informations. Un circuit de mesure 50 en forme générale de U inversé est monté en dérivation sur la conduite horizontale 51 par laquelle le fluide est acheminé. Un circuit de contournement 52 est prévu pour confiner tempo- rairement un certain volume de fluide aux fins d'analyse. Des vannes à fer- meture rapide QCV commandent l'accès du fluide à ces différents circuits. Un gradio-venturi 53 est prévu dans la branche ascendante du circuit 50. Un venturi 54 est prévu dans la branche descendante du circuit 50. Selon l'en- seignement de la demande de brevet précitée, cet agencement du circuit de mesure permet de compenser le glissement entre phases. Les éléments 55 et 56 montés sur le circuit de mesure représentent respectivement un capteur de fraction d'eau et un dispositif d'analyse mul- tiphasique opérant sur des échantillons tel qu'un dispositif d'échantillon- nage isocinétique. D'autres éléments, non représentés, seront prévus, tels que des capteurs de pression absolue et des capteurs de température. Les informa- tions obtenues servent au calcul des densités Poy Pw pg dans les condi- tions de l'écoulement. En outre, on peut prévoir un dispositif pour homo- généiser le fluide à son entrée dans le circuit de mesure. La figure 6 montre un autre agencement possible, plus compact, o l'ensemble des moyens de mesure sont disposés sur une portion de conduite verticale 60. Dans cet agencement, le gradio-venturi 61 a sa section ventu- ri 62 placée en amont de la partie gradiomanomètre 63 de section constante. Cette disposition a une influence favorable sur la qualité des mesures fournies par le gradiomanomètre, en raison de l'effet d'homogénéisation du fluide que réalise le venturi 62 placé en amont. Le second venturi 64 est placé immédiatement à la suite de la section 63 de gradiomanomètre, à une distance appropriée L du venturi 62 aux fins de la corrélation. En outre, - il - 2720498 il est prévu d'effectuer la mesure de fraction d'eau au niveau de la sec- tion 63 du gradiomanomètre, au moyen du capteur symbolisé par le bloc 65. Un dispositif d'analyse multiphasique par échantillonnage, non représenté, peut également être monté sur la conduite 60, par exemple en amont du gradio-venturi. - 12 - 2720498 -12 - REVENDICATIONS 1. Procédé de mesure de débit pour fluide multiphasique tel qu'un effluent de puits pétroliers contenant un mélange d'hydrocarbures liquides, de gaz et d'eau, caractérisé par le fait qu'il comprend les étapes suivantes: on mesure les différences de pression résultant d'une pression dynamique respectivement dans une première section et dans une seconde section situées à distance l'une de l'autre dans le sens de l'écoulement, pour obtenir un premier et un second signal de différence de pression, et on obtient un troisième signal indicatif du débit volumétrique total q en comparant les dits premier et second signaux. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le dit troisième signal est formé par intercorrélation du premier et du second signal de différence de pression. 3. Procédé selon l'une des revendications 1 et 2, dans lequel on produit une pression dynamique dans les dites sections en y modifiant la vitesse d'écoulement. 4. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, dans lequel on mesure une différence de pression dynamique dans une section d'écoulement pour obtenir un quatrième signal fonction du débit massique total Q et de la densité p du mélange, et on forme un cinquième signal indicatif de la dite densité p. 5. Procédé selon la revendication 4, dans lequel on forme le signal indicatif de la densité p à partir d'une mesure de différence de pression en deux points de l'écoulement situés à des hauteurs différentes. 6. Procédé selon l'une des revendications 4 et 5, dans lequel la dite section d'écoulement est choisie parmi la dite première et la dite seconde sections. _ 13 - 7. Procédé selon l'une des revendications 4 et 5, dans lequel la dite section d'écoulement est une troisième section distante des première et seconde sections. 8. Procédé selon l'une des revendications 4 à 7, dans lequel on forme deux valeurs possibles pour le débit massique total Q: une première valeur à partir du quatrième signal, fonction du débit massique total Q et de la densité p du fluide, et d'autre part, du cinquième signal indicatif de la densité p, et une deuxième valeur à partir du dit quatrième signal et du troisième signal indicatif du débit volumétrique total q, la première valeur étant appropriée lorsque la proportion de gaz du fluide est modérée et la deuxième valeur étant appropriée lorsque la proportion de gaz est élevée. 9. Procédé selon la revendication 8, dans lequel on détermine la densité pl de la fraction liquide du fluide, on détermine à partir des première et deuxième valeurs de débit total et de la densité pl de la fraction liquide respectivement une première et une deuxième valeur de débit de gaz et de débit de liquide, on détermine la teneur de gaz correspondante, et on choisit la valeur à retenir entre les premières et les deuxièmes valeurs en comparant la teneur de gaz obtenue à une valeur limite préétablie. 10. Procédé selon la revendication 9, dans lequel la densité pl est déterminée à partir d'une mesure de la proportion d'une des phases liquides. 11. Dispositif de mesure de débit pour fluides multiphasiques tels que les effluents de puits pétroliers contenant des hydrocarbures liquides, du gaz et de l'eau, caractérisé par le fait qu'il comprend: une première et une seconde section situées à distance l'une de l'autre dans le sens de l'écoulement, comportant chacune un passage muni de moyens pour y induire une modification de la vitesse, et des moyens respectifs pour mesurer les différences de pression qui en résultent, les signaux de différence de pression obtenus respectivement dans les dites sections étant aptes à être intercorrélés pour produire un signal indicatif du débit volumétrique total. - 14 -_ 2720498 -14 - 12. Dispositif selon la revendication 11, dans lequel les dits passages comportent chacun un venturi. 13. Dispositif selon l'une des revendications 11 et 12, comprenant une troisième section comportant un passage muni de moyens pour y induire une modification de la vitesse, et des moyens pour mesurer la différence de pression qui en résulte, le signal obtenu étant fonction du débit massique total et de la densité p du mélange, et une quatrième section o l'écoule- ment est ascendant, munie de moyens pour mesurer la différence de pression entre deux points à des niveaux différents, laquelle différence de pression est indicative de la densité p du mélange. 14. Dispositif selon la revendication 13,dans laquelle la troisième section est confondue avec la dite première section. 15. Dispositif selon l'une des revendication 13 et 14, dans lequel le fluide s'écoule vers le haut dans la première section et vers le bas dans la seconde. 16. Dispositif selon la revendication 13 pour la mesure du débit des effluents de puits pétrolier contenant un mélange d'hydrocarbures liquides et gazeux et de l'eau, comprenant un gradio-venturi incluant un venturi monté en amont de la section gradiomanomètre de section constante, et un second venturi placé en aval du gradio-venturi. 17. Dispositif selon la revendication 16, dans lequel le second venturi est placé immédiatement à la suite du gradio-venturi. 18. Dispositif selon l'une des revendications 16 et 17, comprenant un capteur sensible à la proportion d'eau, placé au niveau de la section gradiomanomètre.