Brevet FR2767919A1 — publié le 19990305

Procédé et dispositif de débitmétrie pour effluents pétroliers L'invention concerne de façon générale les mesures destinées à déterminer au moins une caractéristique des effluents de puits pétrolier, constitués de fluides multiphasiques comprenant typiquement trois phases: deux phases liquides pétrole brut et eau - et une phase gazeuse à base d'hydrocarbures. Les caractéristiques en question sont notamment les proportions des phases constitutives, y compris la teneur en eau de la phase liquide, et les valeurs de débit - débit total et débit des différentes phases. La capacité de l'industrie pétrolière à optimiser la production d'un gisement repose sur la possibilité d'évaluer l'effluent du puits à intervalles réguliers, en quantité (débit) et en composition (proportion des différentes phases). Cela permet de définir les actions correctrices éventuellement nécessaires. Mais la mesure du débit de l'effluent d'un puits pétrolier est un problème complexe du fait de la nature généralement triphasique des effluents, et des changements des conditions d'écoulement (pression, température, géométrie des conduites) qu'ils subissent. Ces facteurs se traduisent par une grande diversité des régimes d' écoulement observés, et par le caractère hautement hétérogène et instable de certains de ces régimes, les proportions des phases dans le mélange fluide pouvant accuser de très fortes variations à la fois dans la direction de l'écoulement (donc dans le temps) et transversalement à cette direction, sous la forme d'une stratification des phases dans la section d'écoulement. Un cas extrême, mais très courant, est celui où la teneur en gaz est élevée et l'écoulement se compose d'une alternance de portions essentiellement gazeuses, dites poches , et de portions formées essentiellement de liquides, dites bouchons . La pratique traditionnelle dans l'industrie pétrolière consiste à séparer l'effluent en ses phases constitutives et à effectuer les mesures sur les phases ainsi séparées. Mais cette technique requiert la mise en place sur le site de séparateurs, équipements coûteux et volumineux, ainsi que, dans le cas des essais de puits, de conduites supplémentaires. De nombreuses propositions ont été avancées pour le développement de techniques qui permettraient d'éviter le recours à ces séparateurs. On trouvera un exposé de ces développements dans la publication SPE 28515 (SPE Annual Technical Conference, la Nouvelle Orléans, 25-28 septembre 1994) de J.Williams "Status of Multiphase Flow Measurement Research". La plupart des propositions prévoient, d'une part, un capteur de débit total et d'autre part, des capteurs destinés à mesurer les proportions des phases dans le mélange. Parmi ces propositions, le brevet US 4788 852 décrit un appareil qui comprend un venturi et un dispositif de mesure d'atténuation de rayonnements gamma fonctionnant à trois niveaux d'énergie différents, ce dispositif étant situé au niveau de la restriction du venturi. La demande de brevet GB 2 128 756 explique qu'il faut déterminer deux des trois grandeurs suivantes: débit massique total, débit volumétrique total et densité moyenne du fluide. Afin de remédier à l'hétérogénéité de l'écoulement, qui se traduit en particulier par des différences de vitesse entre le gaz et la phase liquide rendant difficile toute mesure de débit et qui rend également imprécises les mesures de densité, il est proposé de réaliser en amont des capteurs une homogénéisation du fluide, au moyen d'un dispositif adapté. L'homogénéisation, outre qu'elle améliore la qualité de la mesure d'une densité moyenne, a pour effet d'égaliser les vitesses des phases gaz et liquides et ainsi de permettre la mesure du débit du gaz. Une application de ce principe est décrite dans le document WO 90/13859, qui prévoit d'une part un venturi et un densitomètre à rayonnement gamma placé au niveau de la restriction du venturi, et d' autre part un mélangeur en amont du venturi, destiné à rendre homogène le fluide multiphasique entrant dans le venturi. Un tel appareil a toutefois un coût et un encombrement qui en limitent l'application. L' invention vise à caractériser des effluents pétroliers triphasiques par des moyens simples et économiques, applicables à une large diversité de régimes d'écoulement, et notamment aux écoulements à poches et bouchons. Selon un aspect, l'invention a pour objet un procédé de mesure de débit adapté aux effluents pétroliers formés de mélanges fluides multiphasiques comprenant de l'eau, du pétrole et du gaz, caractérisé par le fait qu'on fait passer l'effluent dans un venturi ou dispositif équivalent dans lequel l'effluent subit une chute de pression, on détermine une valeur moyenne de cette chute de pression sur une période tl correspondant à une fréquence fl basse par rapport à la fréquence d' alternance gaz/liquide dans un régime d'écoulement à poches et bouchons, on détermine une valeur moyenne de la densité du mélange fluide au niveau de la restriction du venturi sur ladite période tl, et on déduit des valeurs moyennes de chute de pression et de densité une valeur du débit massique total Q pour la période tl considérée. De façon appropriée, on mesure la densité du mélange fluide par atténuation de rayons gamma à un premier niveau d'énergie, à une fréquence f2 haute par rapport à la dite fréquence d'alternance gazîliquide d'un écoulement à poches et bouchons, et on forme la moyenne des mesures ainsi obtenues sur chaque période correspondant à la fréquence f1 pour obtenir la dite valeur moyenne de densité. De façon appropriée, la fréquence fl vaut 0,1 Hz ou moins de 0,1 Hz, par exemple 0,01 Hz. De façon appropriée, la fréquence f2 est supérieure à 20 Hz et de préférence à 40 Hz, par exemple égale à 45 Hz. L'invention sera bien comprise à la lecture de la description ci-après, faite en référence au dessin annexé, dans lequel - la figure 1 représente de façon schématique un dispositif de débitmétrie adapté aux effluents de puits pétrolier, et - la figure 2 est un diagramme-blocs illustrant les opérations de traitement des données effectuées au moyen du dispositif de la figure 1, selon deux exemples de réalisation. Les effluents pétroliers sont habituellement composés d'un mélange multiphasique de pétrole liquide, de gaz (hydrocarbures) et d'eau. Dans ce qui suit, on utilisera les notations suivantes: les symboles Q et q désignent respectivement les débits massiques et volumétriques; le symbole p désigne la densité; les symboles a et Y les proportions statiques et dynamiques des différentes phases; les indices o, w, g, 1, font référence respectivement aux phases pétrole, eau, gaz et liquides (ensemble des phases pétrole et eau), et l'indice m au mélange fluide. Le dispositif comprend une section de conduite 10 comprenant un venturi convergent 11 dont la partie la plus resserrée 12 est appelée la gorge. Dans l'exemple de réalisation représenté, la section de conduite 10 est disposée selon la verticale et l'écoulement d'effluent est ascendant, comme le symbolise la flèche F. La restriction de la section d'écoulement dans le venturi induit une chute de pression Ap entre le niveau 13 situé en amont du venturi, à l'entrée de la section de mesure, et la gorge 12. Cette chute de pression est liée au débit massique total Q et à la densité pm du fluide par la relation: g étant l'accélération de la pesanteur, hv désignant la distance entre le niveau amont 13 et la gorge 12, et K étant une constante liée essentiellement à la géométrie du venturi, qui vaut: où ss est le rapport de restriction du venturi, c'est-à-dire le rapport entre le diamètre à la gorge et le diamètre en amont du venturi, C le coefficient de décharge, et A la section à la gorge. Le terme pm g hv est généralement petit voire négligeable. En posant = = Ap - Pm g hv la relation (1) devient: Q= k(#p*.#m)1/2 (2) avec k = K-1/2 Dans une forme de réalisation préférée, le rapport ss vaut 0,5. Avec un diamètre de conduite de 10 cm, le diamètre à la gorge est 5 cm. Le coefficient de décharge C vaut environ 1. Ce coefficient dépend, quoique faiblement et de façon modélisable, des propriétés du fluide. Cet effet correctif est traditionnellemnt pris en compte par le nombre de Reynolds. La mesure de la chute de pression Ap est réalisée au moyen d'un capteur de pression différentielle 15 relié à deux prises de pression 16, 17 débouchant dans la section de mesure respectivement au niveau amont 13 et dans la gorge 12 du venturi. En variante, cette mesure peut également être effectuée au moyen de deux capteurs de pression absolue reliés respectivement aux prises de pression 16 et 17. La densité du mélange fluide pm est déterminée au niveau de la gorge du venturi, au moyen d'un capteur approprié. Dans la forme de réalisation décrite, il s'agit d'un dispositif qui mesure l'atténuation de rayonnements gamma, comportant une source 20 et un détecteur 21 placés de part et d'autre de la gorge 12 du venturi. Celle-ci est munie de "fenêtres" en matériau faiblement absorbant pour les photons aux énergies considérées. La source 20 produit des rayons gamma à deux niveaux d'énergie différents, appelés ci-après le niveau "haute énergie" et le niveau "basse énergie". Le détecteur 21, qui comprend de façon classique un cristal scintillateur tel que NaI et un photomultiplicateur, produit deux séries de signaux Whi et W,O dits taux de comptage, représentatifs du nombre de photons détectés par période d'échantillonnage dans des plages d'énergie encadrant respectivement les niveaux susvisés. Ces niveaux d'énergie sont tels que le taux de comptage "haute énergie" Whi est essentiellement sensible à la densité pm du mélange fluide, cependant que le taux de comptage "basse énergie" W10 est en revanche sensible à la composition du mélange fluide, et permet de déterminer la teneur en eau de la phase liquide. Dans la forme de réalisation préférée, le niveau "haute énergie" est situé dans une plage de 85 à 150 kev. Ce niveau d'énergie présente, pour la caractérisation des effluents pétroliers, une propriété remarquable, à savoir que le coefficient d'atténuation massique des rayons gamma y est sensiblement le même pour l'eau, le chlorure de sodium (présent dans l'eau de formation) et le pétrole, et de l'ordre de 0,17 cm2/g. Il en résulte que l'atténuation "haute énergie" permet de déterminer la densité pm du mélange fluide, sans qu'il soit nécessaire pour cela de procéder à des mesures auxiliaires pour déterminer les propriétés (coefficients d'atténuation et densités) des phases individuelles du mélange fluide. L'atténuation mesurée par le détecteur 21 s'exprime en effet par la relation: A = DvXvm.pm (3) où Dv est la distance parcourue dans le fluide, c'est-à-dire en l'occurrence le diamètre à la gorge du venturi, et vm est le coefficient d'atténuation massique du mélange fluide. Comme, au niveau d'énergie indiqué ci-dessus, les coefficients d'atténuation massique de l'eau et du pétrole ont des valeurs sensiblement identiques, et que par ailleurs la contribution du gaz est négligeable en raison de sa très faible densité, le coefficient d'atténuation massique vm, et donc le produit Dv.Vm figurant dans la relation (3), peut être considéré comme sensiblement constant, indépendant des densités pO et Pw des phases pétrole et eau. Dans ces conditions, l'atténuation "haute énergie" Ahi est un indicateur très avantageux de la densité pm du mélange. Un matériau approprié pour produire des rayons gamma "haute énergie" dans la plage d'énergie considérée et des rayons "basse énergie" est le gadolinium 153. Ce radioisotope comporte une raie d'énergie de l'ordre de 100 kev (il s'agit en fait de deux raies autour de 100 kev, si proches qu'elles peuvent être assimilées à une raie unique), et convient parfaitement en tant que source "haute énergie". Le gadolinium 153 comporte en outre une raie à environ 40 kev, qui convient pour le niveau "basse énergie" servant à déterminer la teneur en eau. Ce niveau offre un bon contraste entre l'eau et l'huile, les coefficients d'atténuation y étant sensiblement différents: des valeurs typiques sont 0,228 cm2/g pour le pétrole et 0,291 cm2/g pour l'eau de mer. On a représenté par ailleurs à la figure 1 un capteur de pression 22 relié à une prise de pression 23 débouchant dans la gorge 12 du venturi, lequel capteur produit des signaux représentatifs de la pression pv dans la gorge du venturi, et un capteur de température 24 produisant des signaux T représentatifs de la température du mélange fluide. Les données pv, T servent notamment à déterminer la densité de gaz p dans les conditions de l'écoulement et le débit de gaz qg dans les conditions normales de pression et de température à partir de la valeur de ce débit dans les conditions de l'écoulement, déterminée comme décrit ci-après. Il est préférable à cet égard que la pression soit mesurée à la gorge du venturi. En revanche, le point de mesure est indifférent en ce qui concerne la température. Les informations issues des capteurs mentionnés ci-dessus sont appliquées à une unité de traitement de données 30, constituée d'un ordinateur muni d'un programme propre à fournir les résultats recherchés en exécutant les différents traitements dont on exposera le principe ci-après. Dans cet exposé, on fera référence au diagramme-blocs de la figure 2. 1. Détermination du débit massique total Il s'agit de déterminer le débit massique total Q de façon adaptée au cas particulièrement difficile où le régime d'écoulement de l'effluent est du type à poches et bouchons, c'est-à-dire où l'écoulement se présente comme une alternance de portions essentiellement gazeuses, ou poches, et de portions essentiellement liquides. On détermine (bloc 35) une valeur de débit massique , qu'on appellera ciaprès débit massique moyen, en appliquant la relation (2) ci-dessus à des valeurs définies comme des moyennes et de la chute de pression Ap et de la densité du mélange Pm sur un intervalle de temps tl long par rapport à la période d'alternance gaz/liquide d'un écoulement à poches et bouchons: On a trouvé que, contrairement à ce que l'on pouvait prévoir - la relation (2) étant non-linéaire, et la relation (4) n'étant a priori applicable qu'à un fluide monophasique puisque les valeurs aussi bien de la chute de pression Ap que de la densité Pm accusant des variations extrêmement brutales dans le cas d'un écoulement à poches et bouchons - cette méthode donne des résultats robustes et d'une précision satisfaisante. Un tel procédé de détermination du débit massique transforme virtuellement un écoulement multiphasique, même très hétérogène tel que le régime à poches et bouchons, en écoulement monophasique, en ce sens qu'il permet d'appliquer la relation (4) ci-dessus, relative aux écoulements monophasiques, aux écoulements multiphasiques. On peut ainsi le définir comme un procédé d'homogénéisation virtuel. La période d'alternance gaz/liquide d'un écoulement à poches et bouchons varie largement selon les cas: elle est typiquement comprise entre 0,1 et 10 secondes. La durée t1 sur laquelle sont définies les valeurs moyennes précitées doit être basse par rapport à ladite période d'alternance. Elle est fixée de manière appropriée à une valeur au moins égale à la limite supérieure de la plage susvisée, soit 10 secondes, correspondant à une fréquence, notée fl, de 0,1 Hz. Dans l'exemple de réalisation préféré de l'invention, ces valeurs moyennes sont obtenues de la façon suivante. La densité est déterminée comme expliqué plus haut à partir de l'atténuation haute énergie Whi, Hz à une fréquence f2 haute par rapport à la fréquence d'alternance gaz/liquide d'un écoulement à poches et bouchons (bloc 40). A partir des valeurs Pm (i) respectivement obtenues pour les intervalles t2 correspondant à la fréquence f2, on calcule une valeur moyenne de densité sur une durée correspondant à la fréquence fl susvisée (bloc 41). Un tel procédé est adapté à la non-linéarité de la relation entre le taux de comptage Whi et la densité pm du mélange fluide. De façon appropriée, la fréquence f2 vaut au moins 20 Hz, de préférence au moins 40 Hz, par exemple 45 Hz. L'acquisition de mesures à une telle fréquence d'échantillonnage est réalisée de façon appropriée à l'aide d'un circuit électronique spécialisé associé au détecteur 21, et non représenté sur la figure 1. Ce circuit est réalisé conformément à l'enseignement du brevet américain 5 349 195, et il est inutile de le décrire ici en détail. Un tel circuit assure un traitement rapide et fiable des impulsions recueillies dans chaque fenêtre d'énergie. Le capteur de pression différentielle 15 présente par lui-même un temps de réponse nettement plus lent que le temps correspondant à la fréquence f2, par exemple de l'ordre de 0,5 Hz. Pour des raisons de simplicité de réalisation, cependant, l'acquisition d'échantillons de mesure de pression différentielle se fait également à la fréquence f2 (45 Hz dans 1' exemple décrit) et la valeur moyenne souhaitée est obtenue en formant la moyenne des échantillons mesurés Ap (i). La valeur moyenne entrant dans la détermination du débit massique total conformément à la relation (4) ci-dessus est obtenue à partir des valeurs moyennes et . 2. Détermination de la teneur en eau Le détecteur 21 mesure l'atténuation du rayonnement gamma par le mélange fluide aux deux niveaux d'énergie précités: Whi = Whi,O exp( - Ahi, m) WIO = Wlo.O exp( - Au,,) où A désigne l'atténuation et Whi,O, Hz WIO,0 sont les taux de comptage haute et basse énergie en l'absence d'atténuation, obtenus par calibration. L'atténuation du rayonnement gamma par le mélange fluide est, comme on 1' a indiqué plus haut: Arn = Dv.Vrn.Prn où Dv est le diamètre à la gorge du venturi et Vrn est le coefficient d'atténuation massique du mélange fluide. Etant donné que la densité de la phase gazeuse est très petite, on peut faire les approximations V,,, = V et vl étant le coefficient d'atténuation massique des liquides (ensemble pétrole et eau) ) et a étant la fraction volumétrique des liquides, et par suite: Arn - Dv. v1.p1.&alpha;1 Le coefficient d'atténuation massique des liquides V1 est fonction des coefficients d'atténuation du pétrole et de l'eau Vo, Vw et de la fraction massique d'eau (rapportée à la phase liquide) WLR: v1 = v0 + WLR (Vw - v0) La fraction d'eau massique WLR peut être déterminée à partir des atténuations haute et basse énergie dans le mélange, connaissant les atténuations dans le pétrole et dans l'eau déterminées par calibration, conformément à l'expression: WLR = (#m - #o) / (#w - #o) (5) où Xm, #o et xi sont les rapports de l'atténuation haute énergie sur l'atténuation basse énergie respectivement pour le mélange fluide, le pétrole et l'eau: #m = Ahi,m/Alo,m #o = Ahi,o/Alo,o #w = Ahi,w/Alo,w. Les valeurs de la fraction d'eau massique WLR (i) sont ainsi calculées pour chacun des intervalles d'échantillonnage t2 (i) correspondant à la fréquence f2, égale à 45 Hz dans l'exemple décrit, à partir des mesures Whi (i), WIO (i) acquises sur l'intervalle considéré (bloc 50). On calcule ensuite (bloc 51) une valeur moyenne sur l'intervalle tl correspondant à la fréquence fl à laquelle le débit massique Q est déterminé, en pondérant les valeurs WLR (i) par un coefficient de confiance C (i). La fraction d'eau WLR est rapportée à la quantité de liquide dans le mélange fluide. C'est donc sur cette quantité de liquide que porte la mesure de WLR. Dans le cas où la teneur en gaz est élevée, cette quantité de liquide est petite. En outre, l'atténuation est faible car la densité du mélange fluide est faible. En pareil cas, les mesures destinées à évaluer la répartition du liquide entre eau et pétrole ne pourront être de bonne qualité. Le coefficient de confiance doit ainsi être d'autant plus faible que la teneur de gaz est plus grande. La densité p, du mélange fluide étant un indicateur sensible de la teneur de gaz, le coefficient de confiance C (i) est avantageusement déterminé en fonction de la densité p,. (Ce choix est justifié par l'hypothèse qu'il n'y a pas de corrélation systématique entre la composition du liquide, exprimée par la fraction d'eau WLR, et la teneur en gaz que reflète la densité p, du mélange). Une telle fonction peut prendre différentes formes. A titre d'exemple, le coefficient de confiance peut simplement être égal à la densité p,,,. D'autres types de fonction peuvent bien entendu être envisagés. De plus, on pourrait utiliser comme paramètre la variation de la densité p, plutôt que la densité proprement dite, ou une combinaison de ces facteurs. En résumé, à chaque valeur WLR (i) est associé un coefficient de confiance C (i) déterminé en fonction de la densité p, (i) obtenue comme décrit plus haut, et la valeur moyenne est la moyenne pondérée des valeurs WLR (i): = (E C (i).WLR (i)) / l; C (i) où 2; symbolise la somme des valeurs comprises dans l'intervalle tl considéré. A partir de la valeur moyenne obtenue pour la fraction d'eau massique, on peut déterminer la densité de la phase liquide psi et la valeur moyenne de la fraction d'eau volumétrique , connaissant les densités respectives pw et pO de l'eau et du pétrole de l'effluent. Les valeurs de densité Pw et pO ainsi que la densité du gaz pg (dans les conditions de l'écoulement) peuvent être obtenues de différentes manières par des mesures auxiliaires connues par elles-mêmes. On citera à titre d'exemple pour les phases liquides le dispositif de prélèvement décrit dans la demande de brevet FR 96 14292 du 22 novembre 1996. La densité de la phase liquide est obtenue (bloc 52) par la relation: 1/pl = /pw +(1- )/po et la fraction d'eau volumétrique moyenne (bloc 53) vaut: = Pw1Pî. On notera que la teneur en eau de la phase liquide est une caractéristique stable (ou en tout cas à variation lente) de l'effluent, contrairement à la teneur en gaz du mélange. I1 est donc approprié de déterminer pi à la fréquence fl, en fonction de la valeur moyenne . De plus, à partir de la densité de la phase liquide pl déterminée comme indiqué ci-dessus et et de la densité de gaz pg dans les conditions de l'écoulement, on peut déterminer (bloc 54) les proportions de liquide a, et de gaz ag à la fréquence f2 selon la relation: a1 (i) = (pm (i) - pg)/(pl- Pg) &alpha;1 + &alpha;g = 1 3. Détermination des débits de pétrole et d'eau Le débit massique de gaz Qg est négligeable vis-à-vis du débit massique de liquide à cause de la faible densité du gaz. On peut donc considérer que le débit massique liquide Q1 est peu différent du débit massique total Q: Q1=Q Les débits massiques d'eau et de pétrole peuvent alors être déterminés (bloc 60) de façon approximative par les relations: Qw = . et Qo = - Qw Les débits volumétriques d'eau et de pétrole qw et qu sont déduits des débits massiques Qw et Qo (bloc 61) connaissant les densités respectives Pw et pO de l'eau et du pétrole de l'effluent: = = Qw/Pw et qO = QJpO Le débit volumétrique de liquide qi peut alors être déterminé comme la somme des débits de pétrole et d'eau: q, = q0 + q ou, de façon équivalente: q, = Q/Pl # Q/PI Les valeurs ainsi obtenues sont approximatives puisqu'on considère le débit de gaz comme négligeable. Pour une détermination plus précise, on prend en compte la présence du gaz, exprimée par la proportion volumétrique de gaz. Comme la vitesse du gaz est plus élevée que celle du liquide (phénomène appelé "glissement"), il faut utiliser non pas les proportions de liquide a1 et de gaz ag, telles qu'elles se déduisent comme indiqué ci-dessus des mesures d'atténuation de rayons gamma, ces proportions étant les proportions statiques, mais les proportions dynamiques &gamma;l et yg (l + yg = 1) qui tiennent compte du phénomène de glissement, respectivement inférieure et supérieure aux proportions statiques a, et &alpha;g . Ceci s'exprime par la relation = = ag + 8g (ag) où 8g (ag) est le terme de glissement et représente une correction positive. On a trouvé que s'agissant des valeurs à la gorge du venturi, les proportions dynamiques peuvent être déterminées en fonction uniquement de la proportion de gaz ag et sont donc essentiellement indépendante du débit. Un exemple approprié de relation empirique permettant cette détermination est de la forme: Yg (i) = ag (i) + A (y, (i))m (1 - &gamma;1 (i))n où le coefficient A et les exposants m et n sont déterminés empiriquement. Un exemple approprié correspond aux valeurs A = 1, m = 1, n = 6. Cette relation permet par un calcul par itérations de calculer la proportion dynamique y, à partir de la proportion statique a, (bloc 55). A partir des valeurs Py, (i) déterminées à la fréquence f2 élevée (45 Hz dans cet exemple), on calcule (bloc 56) une valeur moyenne sur chaque intervalle t, (soit 10 s dans l'exemple décrit) correspondant à la fréquence f, Le débit volumétrique de liquide q1 peut alors être obtenu à la fréquence fl à partir du débit massique total . Le débit volumétrique total, en tenant compte du glissement, est obtenu (bloc 70) par la relation q = Q/ #H la grandeur PH étant une valeur de densité du mélange, appelée "densité homogène", qui prend en compte le phénomène de glissement, et qui est obtenue (bloc 57) conformément à la relation: PH= #l + #g et le débit de liquide qu est donné (bloc 71) par: q, =qy, On en déduit (bloc 72) les débits de pétrole et d'eau: qw = q, q0=(l - )q, 4. Détermination du débit de gaz Pour déterminer le débit de gaz, une méthode appropriée - différente de celle décrite aux sections précédentes - part d'une valeur "instantanée" de débit massique total Q(i) calculée (bloc 80) pour chaque échantillon correspondant à la fréquence élevée f2 (45 Hz dans l'exemple décrit) conformément à la relation Q(i) = k [( - p,,, (i) g.hv) p,,, (i)] 112 les notations étant les mêmes que ci-dessus. On en déduit (bloc 81) une valeur "instantanée" de débit volumétrique total: q(i) = Q(i) / PH (i) où PH (i) est la "densité homogène" telle que définie ci-dessus, déterminée pour chaque échantillon à la fréquence élevée f2 (bloc 58) soit: PH (i)=y, (i) p,+yg(i) pg A partir de cette valeur de débit volumétrique total, on détermine (bloc 82) une valeur "instantanée" du débit Revendications 1. Procédé de mesure de débit adapté aux effluents pétroliers formés de mélanges fluides multiphasiques comprenant de l'eau, du pétrole et du gaz, caractérisé par le fait qu'on fait passer l'effluent dans un venturi ou dispositif équivalent dans lequel l'effluent subit une chute de pression (Ap), on détermine une valeur moyenne ( ) de cette chute de pression sur une période t1 correspondant à une fréquence f1 basse par rapport à la fréquence d'alternance gaz/liquide dans un régime d'écoulement à poches et bouchons, on détermine une valeur moyenne ( ) de la densité du mélange fluide au niveau de la restriction du venturi sur ladite période t1, et on déduit des valeurs moyennes de chute de pression et de densité une valeur du débit massique total pour la période t, considérée. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel on mesure la densité du mélange fluide (p,) par atténuation de rayons gamma à un premier niveau d'énergie, à une fréquence f2 haute par rapport à la dite fréquence d'alternance gaz/liquide d'un écoulement à poches et bouchons, et on forme la moyenne ( ) des mesures p, (i) ainsi obtenues sur chaque période tl correspondant à la fréquence f, pour obtenir la dite valeur moyenne de densité. 3. Procédé selon l'une des revendications 1 et 2, dans lequel la fréquence f1 est au plus égale à 0,1 Hz. 4. Procédé selon l'une des revendications 2 et 3, dans lequel la fréquence f2 est au moins égale à 20 Hz. 5. Procédé selon l'une des revendications 2 à 4, dans lequel on mesure à la fréquence f2 l'atténuation de rayons gamma par le mélange fluide à un second niveau d'énergie, inférieur au premier, cette mesure étant réalisée à la restriction du venturi, et on en déduit une valeur de la fraction massique d'eau WLR (i) par rapport à la composante liquide du mélange fluide. 6. Procédé selon la revendication 5, dans lequel on associe à chacune des mesures au dit second niveau d'énergie un coefficient de confiance lié à la valeur respective p, (i) de la densité du mélange fluide, ce coefficient étant faible lorsque la densité est faible et plus élevé pour une densité qui correspond à une faible proportion de gaz. 7. Procédé selon l'une des revendications 5 et 6, dans lequel on déduit de la dite valeur de débit total et de la fraction d'eau WLR des valeurs approchées des débits massiques Qo, Qw et des débits volumétriques qw et qO de pétrole et d'eau 8. Procédé selon l'une des revendications 5 et 6, dans lequel on déduit des mesures de la densité du mélange fluide Pm (i) et de la fraction massique d'eau WLR (i) à la fréquence f2 les proportions statiques de liquide a, (i) et de gaz ocg(i) à ladite fréquence. 9. Procédé selon la revendication 8, dans lequel on déduit les proportions dynamiques de liquide n (i) et de gaz yg (i) à la fréquence f2 des proportions statiques correspondantes selon une relation déterminée. 10. Procédé selon la revendication 9, dans lequel, à partir des dites proportions dynamiques, on détermine des valeurs moyennes et sur chaque intervalle t, correspondant à la dite fréquence f,, 11. Procédé selon la revendication 10, dans lequel on déduit le débit volumétrique total du débit massique total , des dites valeurs moyennes (yl > et et des densités de liquide et de gaz, et on en déduit les débits volumétriques de pétrole et d'eau. 12. Procédé selon la revendication 9, dans lequel on détermine des valeurs de débit massique total Q(i) à la fréquence f2 en fonction des valeurs de densité correspondantes pm (i), on déduit des valeurs qg (i) du débit de gaz de ces valeurs Q(i), des proportions dynamiques de liquide y, (i) et de gaz yg(i) et des densités de liquide et de gaz, et on calcule la moyenne de ces valeurs qg(i) pour obtenir une valeur du débit de gaz sur chaque intervalle t1.