Brevet FR3162857A1 — publié le 20251205

CAPTEUR D’EMULSION EAU/PETROLE ET OUTIL DE FOND DE PUITS COMPRENANT DE TELS CAPTEURS. Un capteur d'émulsion eau/pétrole (40) est sensible à une teneur en eau et à une teneur en pétrole d'un mélange de fluides polyphasique (MF) s'écoulant sous forme d'une émulsion dans un puits d'hydrocarbures (2). Le capteur comprend une pointe conductrice (41) au niveau d'une partie avant, un corps isolant creux (42) au niveau d'une partie médiane et un corps conducteur creux (43) au niveau d'une partie arrière, ladite partie avant ayant une forme conique, lesdites parties centrale et arrière présentant une forme sensiblement cylindrique, lesdites parties dudit capteur étant coaxiales, s'étendant selon un axe longitudinal (LL') et étant assemblées de manière étanche, un module inductif (44) logé dans le corps isolant creux (42) et comprenant un bobine d'émission (45) et une bobine de détection (46), un module capacitif (47) logé dans le corps isolant creux et comprenant une surface cylindrique conductrice (48), et une unité électronique (49) comprenant un module de traitement (50) couplé à un module d'alimentation et de mesure inductif (51) connecté au module inductif (44), et à un module d'alimentation et de mesure capacitif (52) connecté au module capacitif (47). Figure pour l’abrégé: Figure 1 CAPTEUR D’EMULSION EAU/PETROLE ET OUTIL DE FOND DE PUITS COMPRENANT DE TELS CAPTEURS. L'invention concerne un capteur d'émulsion eau/pétrole sensible à une teneur en eau et à une teneur en pétrole d'un mélange de fluides polyphasique circulant dans un puits d'hydrocarbures. Dans une émulsion, un liquide (la phase dispersée) est dispersé dans un autre liquide (la phase continue). Dans un mélange de fluides polyphasique circulant dans un puits d'hydrocarbures, il peut y avoir différents types d'émulsions. En particulier, le pétrole et l'eau peuvent former une émulsion pétrole dans l'eau (c'est-à-dire que le pétrole est la phase dispersée et l'eau est la phase continue) ou une émulsion eau dans le pétrole (c'est-à-dire que l'eau est la phase dispersée et le pétrole est la phase continue). Un outil de fond de puits, par exemple un outil de diagraphie de production, comprenant au moins un capteur d'émulsion eau/pétrole, est utilisé pour analyser le mélange de fluides polyphasique s'écoulant d'une zone contenant des hydrocarbures dans le puits d'hydrocarbures. Un tel outil de fond de puits est particulièrement adapté pour être déployé dans des puits d'hydrocarbures comprenant des sections de puits verticales, des sections de puits inclinées, des sections de puits sensiblement horizontales ou une combinaison de telles sections. De tels outils de fond de puits fonctionnent généralement dans l'environnement de fond de puits rude des puits d'hydrocarbures dans des conditions de pression de fond de puits (généralement de l'ordre d’une centaine à 2000 bars) et de température de fond de puits (généralement de l'ordre de 50 à 200 °C), et dans des fluides éventuellement corrosifs. Lors de la production de puits d'hydrocarbures, il est nécessaire de surveiller divers paramètres caractéristiques, comme les débits volumétriques relatifs des différentes phases (par exemple pétrole, gaz et eau) du mélange de fluides polyphasique s'écoulant dans le conduit du puits depuis les zones contenant des hydrocarbures. En outre, les puits d'hydrocarbures actuels comprennent souvent une section de puits verticale, des sections de puits inclinées, des sections de puits fortement inclinées et même des sections de puits sensiblement horizontales. L'interprétation de l'écoulement dans des puits aussi complexes est difficile car de petits changements dans l’inclinaison du puits et le régime d'écoulement influencent le profil d'écoulement. Ainsi, une surveillance précise nécessite des capteurs ou sondes capables d'imager une section de surface ou une section de volume du conduit et de fournir une estimation de la section de surface ou de la section de volume occupée par chaque phase. La diagraphie de production de puits d'hydrocarbures (par exemple, des puits de pétrole et de gaz) présente de nombreux défis liés à la complexité des conditions d'écoulement polyphasique et à la rudesse de l'environnement de fond de puits. Le gaz G, le pétrole O, l'eau W, les mélanges O&W circulant dans les puits, qu'ils soient des puits à trou ouvert ou des puits tubés, peuvent s'écouler sous forme d'émulsion en fonction des proportions relatives des phases (connues en anglais sous l’appellation de « holdup »), de leurs vitesses, densités, viscosités, ainsi que des dimensions des conduits et des inclinaisons des puits. Afin de parvenir à une bonne compréhension des débits des phases individuelles et de déterminer les contributions relatives de chaque zone le long du puits, une cartographie précise des types et des vitesses des fluides est nécessaire sur toute la section du puits (partie du puits à trou ouvert) ou du conduit (partie du puits tubée) à différentes profondeurs (i.e., la profondeur mesurée, définie sur la base de la distance parcourue par l'équipement de diagraphie le long du puits depuis son emplacement jusqu'à la surface, est différente de la profondeur verticale réelle et généralement plus longue que la profondeur verticale réelle, en raison des inclinaisons du puits par rapport à la verticale). De plus, les problèmes de production varient considérablement en fonction des types de réservoirs et des caractéristiques des puits, ce qui nécessite une technologie de diagraphie de production flexible fonctionnant avec différents types de physique de détection. Par exemple, dans les mélanges de fluides polyphasique circulant dans des puits d’hydrocarbures, le pétrole et l’eau s’écoulent souvent sous la forme d’une émulsion eau/pétrole, à savoir une phase liquide dispersée laquelle est dispersée dans une phase liquide continue. Il peut exister différents types d’émulsion eau/pétrole. A titre d'exemple, le pétrole peut être la phase dispersée, et l'eau peut être la phase continue, le pétrole et l'eau formant une émulsion pétrole dans l'eau. Comme autre exemple, l'eau peut être la phase dispersée et le pétrole peut être la phase continue ou une émulsion eau dans le pétrole. Une émulsion est un fluide pseudo-homogène. Typiquement, la phase dispersée peut être approximée par une structure sphérique bien inférieure au millimètre, par exemple de l'ordre du micron et ne peut donc pas être mesurée par des capteurs habituels comme des capteurs électriques locaux ou même des capteurs optiques. Il existe un besoin pour un capteur permettant la mesure des émulsions quelle que soit la nature de la phase continue (étant du pétrole ou de l'eau) et de la phase dispersée (étant de l'eau ou du pétrole). Par ailleurs, la haute pression, jusqu'à 2000 bars, la température importante, jusqu'à 200°C, les fluides corrosifs (H2S, CO2) imposent des contraintes sur les capteurs et sur la mécanique des outils. De plus, la présence de solides dans les écoulements peut endommager les équipements. En particulier, le sable entraîné des roches de réservoirs va éroder les parties faisant face à l'écoulement du fluide. Les solides précipités à partir des fluides produits en raison des changements de pression et de température, tels que les asphaltènes, les paraffines ou les tartres, créent des dépôts contaminant les capteurs et/ou bloquant les pièces mobiles (e.g. les débitmètres à turbine). De plus, le déploiement de l'outil dans le puits peut être difficile et risqué. Dans les puits très inclinés ou horizontaux, les outils doivent être poussés le long du conduit à l'aide de tubes enroulés ou tirés à l'aide d'un tracteur, ce qui est difficile lorsque les outils sont longs et lourds. Les conduits peuvent être endommagés par la corrosion ou par les contraintes dans les roches, ce qui peut créer des restrictions et d'autres obstacles. Durant les opérations de diagraphie, les équipements peuvent être soumis à des chocs importants. Ainsi, dans de tels environnements, il est hautement préférable de disposer d’outils légers et compacts. En outre, le coût est également un paramètre important afin de fournir une solution économiquement viable pour l'évaluation des performances des puits, même dans les champs pétrolifères matures ayant des puits à faible production en cours d'épuisement avec des problèmes critiques de production d'eau. L'invention a pour but de proposer un capteur d'émulsion eau/pétrole permettant la mesure de mélanges de fluides polyphasique circulant sous la forme d’émulsions dans des puits d'hydrocarbures quelle que soit la nature de la phase continue (étant du pétrole ou de l’eau) et de la phase dispersée (étant de l’eau ou du pétrole). Un autre objectif est de concevoir un capteur d'émulsion eau/pétrole qui soit compact, précis et fiable. Un autre objectif est d'intégrer au moins un de ces capteurs d'émulsion eau/pétrole dans un outil de fond de puits, par exemple un outil de diagraphie de production qui soit structurellement simple et fiable pour fonctionner quelles que soient les conditions de fond de puits. Selon un premier aspect, il est proposé un capteur d'émulsion eau/pétrole sensible à une teneur en eau et à une teneur en pétrole d'un mélange de fluides polyphasique s'écoulant sous forme d'une émulsion dans un puits d'hydrocarbures, le capteur d'émulsion eau/pétrole comprenant: - une pointe conductrice au niveau d'une partie avant, un corps isolant creux au niveau d'une partie médiane et un corps conducteur creux au niveau d'une partie arrière, ladite partie avant ayant une forme conique, lesdites parties médiane et arrière ayant une forme sensiblement cylindrique, lesdites parties dudit capteur étant coaxiales, s'étendant le long d'un axe longitudinal et étant assemblées de manière étanche, - un module inductif logé dans le corps isolant creux et comprenant une bobine d'émission et une bobine de détection, - un module capacitif logé dans le corps isolant creux et comprenant une surface cylindrique conductrice, et - une unité électronique comprenant un module de traitement couplé à un module d'alimentation et de mesure inductif connecté au module inductif, et à un module d'alimentation et de mesure capacitif connecté au module capacitif, - le module d'alimentation et de mesure inductif est agencé pour injecter un courant inductif d'excitation dans la bobine d'émission de telle sorte que si le mélange de fluides polyphasique est conducteur, un premier courant inductif induit est généré dans une première zone d'investigation entourant le module inductif et un second courant inductif induit proportionnel au premier courant inductif induit est mesuré dans la bobine de détection, le second courant inductif induit étant représentatif de la teneur en eau au sein du mélange de fluides polyphasique dans la première zone d'investigation, - le module d'alimentation et de mesure capacitif est agencé pour appliquer une tension capacitive d'excitation à la surface cylindrique conductrice et pour mesurer une capacité du mélange de fluides polyphasique dans une seconde zone d'investigation entourant la surface cylindrique conductrice, la capacité étant représentative de la teneur en pétrole au sein du mélange de fluides polyphasique dans la seconde zone d'investigation, - le module inductif est disposé de manière imbriquée et proche par rapport au module capacitif à l'intérieur du corps isolant creux au niveau de la partie médiane, la bobine d'émission et la bobine de détection étant en ligne et s'étendant selon l'axe longitudinal, la surface cylindrique conductrice étant coaxiale à l'axe longitudinal, concentrique et entourant à la fois les bobines d'émission et de détection de telle sorte que les première et seconde zones d’investigation se chevauchent sensiblement de manière à ce que la teneur en eau et la teneur en pétrole du mélange de fluides polyphasique s'écoulant sous forme d'émulsion soient déterminables à un emplacement sensiblement identique. La pointe conductrice et le corps conducteur creux peuvent être constitués d'un alliage métallique résistant aux conditions de puits, et le corps creux isolant peut être constitué en céramique. Chacune desdites bobine d'émission et bobine de détection peut comprendre un noyau constitué d'un cylindre creux en ferrite ou d'un tore (tore carré ou tore circulaire), et un enroulement comprenant plusieurs tours d'un fil métallique. L’enroulement peut comprendre de quelques tours (par exemple huit) jusqu’à quelques douzaines de tours (par exemple trente) dudit fil métallique. Le module d'alimentation et de mesure inductif peut être agencé pour injecter un courant inductif d'excitation ayant une amplitude allant de 0,1mA à 20mA et une fréquence allant de quelques kHz (par exemple 1kHz) à quelques centaines de kHz (par exemple 900kHz) dans la bobine d'émission. Comme exemples, le courant inductif d'excitation peut être un signal périodique sinusoïdal, carré ou triangle. Le module d'alimentation et de mesure capacitif peut être agencé pour appliquer une tension capacitive d'excitation ayant une amplitude allant de 100mV à 9V et une fréquence allant de 1kHz à 900kHz à la surface cylindrique conductrice. La surface cylindrique conductrice peut être supportée sur un tube de support, ladite surface cylindrique conductrice étant constituée en métal, ledit tube de support étant constitué d'un matériau plastique ou céramique. La pointe conductrice peut être connectée à un potentiel de masse au moyen d'un fil de pointe, le fil de pointe fermant une boucle entre la pointe conductrice et le corps conducteur creux. Le capteur d'émulsion eau/pétrole peut en outre comprendre un connecteur positionné à l'arrière dudit capteur de manière à fermer le corps conducteur creux au niveau d’un côté du capteur opposé à la pointe conductrice. Le module de traitement peut être agencé pour extraire des valeurs d'impédance complexe en phase angulaire et en quadrature à partir de valeurs d'inductance complexe fournies par le module d'alimentation et de mesure inductif connecté au module inductif combinées à des valeurs de capacitance complexe fournies par le module d'alimentation et de mesure capacitif connecté au module capacitif et estimer la teneur en eau et en pétrole sur la base d'un modèle expérimental ajusté, par exemple, par une approximation polynomiale (e.g. un polynôme d’ordre n). Le capteur d'émulsion eau/pétrole peut en outre comprendre une contre-électrode active ayant une première partie et une seconde partie de chaque côté de la surface cylindrique conductrice, chacune desdites parties étant un anneau ayant essentiellement le même diamètre que la surface cylindrique conductrice, les deux parties étant connectées à une alimentation en tension inverse alimentant la contre-électrode active avec une tension inverse comparée à une tension capacitive d'excitation appliquée à la surface cylindrique conductrice par le module d'alimentation et de mesure capacitif. Selon un autre aspect, il est proposé un outil de fond de puits comprenant un corps cylindrique allongé d'axe longitudinal, ledit corps portant un agencement de centrage comprenant des bras de centrage articulés, lesdits bras pouvant être actionné d’une configuration rétractée à une configuration radialement étendue, dans lequel au moins un bras porte au moins un capteur d'émulsion eau/pétrole selon l’invention. De manière alternative, l’outil de fond de puits peut comprendre un corps cylindrique allongé d'axe longitudinal, le corps comprenant au moins une rainure débouchant partiellement extérieurement pour loger au moins un capteur d'émulsion eau/pétrole selon l’invention. Plusieurs capteurs d'émulsion eau/pétrole peuvent être connectés à un module de traitement principal de manière à former un réseau de capteurs. L’outil de fond de puits peut en outre comprendre une autre sonde d'analyse des propriétés du fluide de fond de puits de tout type, choisie parmi le groupe comprenant des capteurs sensibles à des paramètres physiques tels que pression, température, densité, viscosité, indice de réfraction, vitesse du fluide, nombre de bulles et rétention de gaz, fluorescence, absorption spectroscopique du mélange de fluides polyphasique. Le capteur d'émulsion eau/pétrole se caractérise par une structure simple et compacte offrant une précision importante, un faible coût, une utilisation et une maintenance facilitée. Chaque capteur local permet de mesurer simultanément et dans une zone de mesure bien définie de taille réduite (i.e. essentiellement au même endroit) du mélange de fluides polyphasique circulant comme une émulsion dans le puits d'hydrocarbures, et ainsi, la teneur en eau et la teneur en pétrole du mélange de fluides polyphasique circulant dans le puits d'hydrocarbures avec une très bonne résolution. L'outil de fond de puits de l'invention permet de déployer un seul capteur local d'émulsion eau/pétrole ou un réseau de capteurs locaux d'émulsion eau/pétrole quelle que soit l'orientation de la section de puits. La présente invention est illustrée à titre d'exemples et ne se limite pas aux dessins annexés, dans lesquels des références similaires indiquent des éléments similaires: La figure FIG. 1 est une vue latérale en coupe partielle illustrant un outil de fond de puits comprenant un capteur d'émulsion eau/pétrole de l'invention dans une section de puits horizontale dans une configuration entièrement déployée; La figure FIG. 2 est une vue latérale en coupe partielle illustrant un outil de fond de puits comprenant un capteur d'émulsion eau/pétrole de l'invention dans une section de puits verticale; La figure FIG. 3 est une vue latérale en coupe partielle illustrant un capteur d'émulsion eau/pétrole de l'invention selon un premier mode de réalisation et un principe de fonctionnement correspondant; La figure FIG. 4 est une vue latérale en coupe partielle illustrant un capteur d'émulsion eau/pétrole de l'invention selon un second mode de réalisation et un principe de fonctionnement correspondant; Les figures FIG. 5 , FIG. 6 , FIG. 7 et FIG. 8 sont, respectivement, une vue en coupe partielle latérale, une vue en perspective en coupe d'un côté, une vue en perspective éclatée et une vue en perspective assemblée illustrant la mise en œuvre pratique du capteur d'émulsion eau/pétrole selon le second mode de réalisation; Les figures FIG. 9 et FIG. 10 sont des diagrammes illustrant la réponse du capteur d'émulsion eau/pétrole de l'invention dans des émulsions eau/pétrole utilisées pour déduire la teneur en eau et la teneur en pétrole d'un mélange de fluides polyphasique circulant dans un puits d'hydrocarbures; Les figures FIG. 11 , FIG. 12 et FIG. 13 sont, respectivement, une vue en perspective d'un côté, une vue en coupe latérale et une vue de face illustrant divers modes de réalisation d'un outil de fond de puits comprenant un réseau de capteurs d'émulsion eau/pétrole de l'invention ; et La figure FIG. 14 est une vue en perspective d'un côté illustrant un autre mode de réalisation d'un outil de fond de puits comprenant plusieurs capteurs d'émulsion eau/pétrole de l'invention. Description détaillée Les figures FIG. 1 et FIG. 2 illustrent un outil de fond de puits 1, par exemple un outil de diagraphie de production, déployé dans un puits de forage d'un puits d'hydrocarbures 2 qui a été foré dans une formation souterraine 3. Dans l'exemple particulier de la figure FIG. 1 , l'outil de fond de puits est déployé dans une section horizontale d'un puits d'hydrocarbures. Dans l'exemple particulier de la figure FIG. 2 , l'outil de fond de puits est déployé dans une section verticale d'un puits d'hydrocarbures. Dans les deux exemples, lesdites sections ont été en outre fracturées à des emplacements définis (i.e. groupes de fractures). L'outil de fond de puits 1 est utilisé pour analyser au moins une propriété d'un mélange de fluides polyphasique MF s'écoulant dans le puits d'hydrocarbures 2. Le mélange de fluides polyphasique MF est caractérisé par une rétention, une vitesse de glissement et une ségrégation de phase. La rétention (de l’anglais « hold-up ») est le pourcentage en volume de la teneur en gaz, pétrole et/ou eau dans le puits de forage, mesuré sur une section transversale (basé sur le diamètre intérieur ID du puits de forage). La vitesse de glissement est la vitesse relative existant entre les phases légères et les phases lourdes. La ségrégation de phase est la tendance des fluides à se stratifier en différentes couches en raison des différences de densité entre le pétrole O, l'eau W et le gaz G et en raison de l'immiscibilité de l'eau et du pétrole, et de la miscibilité limitée (en fonction de la température et de la pression) du gaz dans le pétrole et l’eau. En outre, le pétrole et l'eau peuvent également s'écouler sous la forme d'une émulsion eau/pétrole, dans laquelle une phase liquide dispersée DP (pétrole ou eau) est dispersée dans une phase liquide continue CP (eau ou pétrole). Il peut exister différents types d’émulsions eau/pétrole. A titre de premier exemple, le pétrole et l'eau peuvent former une émulsion du pétrole dans l'eau (le pétrole étant la phase dispersée et l'eau étant la phase continue). Comme second exemple, le pétrole et l'eau peuvent former une émulsion de l’eau dans le pétrole (l'eau étant la phase dispersée et le pétrole étant la phase continue). Le puits de forage fait référence au trou foré ou au trou de forage, y compris le trou ouvert ou la partie non tubée du puits. Le trou de forage fait référence au diamètre intérieur de la paroi du puits de forage, la paroi rocheuse délimitant le trou foré. Le trou ouvert fait référence à la partie non tubée d'un puits. Bien que la plupart des complétions soient tubées, certaines sont ouvertes, en particulier dans les puits horizontaux ou fortement inclinés où il peut ne pas être possible de cimenter efficacement les tubages. L'outil de fond de puits 1 peut être déployé et déplacé dans le puits de forage du puits d'hydrocarbures 2 pour effectuer diverses analyses des propriétés MF du mélange de fluides polyphasique indépendamment de la nature tubée ou non tubée du puits d'hydrocarbures. L'outil de fond de puits 1 peut comprendre diverses sous-sections ayant des fonctionnalités différentes et peut être couplé à un équipement de surface via un câble 5 (ou en variante un tube enroulé, technique connue en anglais sous l’appellation de « coiled tubing », adapté pour déplacer l'outil dans des puits horizontaux et fortement inclinés) qui peut être mise en œuvre au niveau d'un équipement de surface pour déplacer l'outil le long du puits. Au moins une sous-section comprend un dispositif de mesure générant des diagraphies de mesures, à savoir des mesures en fonction de la profondeur mesurée le long du puits ou du temps, ou les deux, d'une ou plusieurs grandeurs physiques dans ou autour du puits 2. Les diagraphies par câble sont prises en fond de puits, transmis via le câble 5 vers la surface et enregistrés là-bas, ou bien enregistrés au fond du puits et récupérés plus tard lorsqu'un instrument de diagraphie est remonté à la surface. Il existe de nombreuses diagraphie de mesures (e.g. des propriétés électriques, y compris la conductivité à différentes fréquences, des propriétés sonores, des mesures nucléaires actives et passives, des mesures dimensionnelles du puits de forage, d’échantillonnage du fluide de formation, de mesure de la pression de la formation, des mesures de débit, etc...) possibles pendant le déplacement de l'outil de diagraphie de production 1 le long et à l'intérieur du puits d'hydrocarbures 2 foré dans la formation souterraine 3. L'équipement de surface auxiliaire n'est ni illustré, ni décrit en détail ici. Dans ce qui suit, la paroi du puits de forage, indépendamment de sa nature tubée (ciment ou tubage) ou non tubée, est référencée en tant que paroi 6. Diverses entrées de fluide (pouvant inclure des particules solides) F1, F2 peuvent se produire depuis la formation souterraine 3 vers le puits de forage 2. Une fois dans le puits de forage 2, ces entrées de fluide forment le mélange de fluides polyphasique MF qui s'écoule généralement vers la surface. La figure FIG. 3 est une vue latérale en coupe partielle illustrant un capteur d'émulsion eau/pétrole 40 de l'invention selon un premier mode de réalisation. La figure FIG. 3 représente le capteur d'émulsion eau/pétrole 40 inséré dans un mélange de fluides polyphasique MF dans lequel la phase liquide dispersée DP (qu'elle soit du pétrole ou de l'eau) est dispersée dans la phase liquide continue CP (qu'elle soit de l'eau ou du pétrole). Les figures FIG. 5 , FIG. 6 , FIG. 7 et FIG. 8 sont, respectivement, une vue en coupe partielle latérale, une vue en perspective en coupe d'un côté, une vue en perspective éclatée et une vue en perspective assemblée illustrant la mise en œuvre pratique du capteur d'émulsion eau/pétrole 40. Le capteur d'émulsion eau/pétrole 40 comprend une pointe conductrice 41, un corps isolant creux 42, un corps conducteur creux 43, un module inductif 44, un module capacitif 47 et une unité électronique 49. La pointe conductrice 41 est positionnée au niveau d'une partie avant du capteur. Le corps isolant creux 42 est positionné au niveau d'une partie médiane du capteur. Le corps conducteur creux 43 est positionné au niveau d'une partie arrière du capteur. La partie avant peut avoir une forme conique et est positionnée au niveau d'une zone distale du capteur qui peut permettre d'éviter, au moins de réduire les turbulences dans l'écoulement. Les parties médiane et arrière ont une forme sensiblement cylindrique. Toutes ces pièces sont coaxiales et s'étendent selon un axe longitudinal et sont assemblées de manière étanche. La pointe conductrice 41 et le corps conducteur creux 43 sont réalisés dans un alliage métallique résistant aux conditions du puits, par exemple un superalliage à base de nickel-chrome (par exemple « Inconel 718 », une marque de la société Special Metals Corporation). Le corps isolant creux 42 est fabriqué en céramique. Les dimensions du diamètre de tous ces composants sont de l'ordre du millimètre afin de s'adapter à la structure de l'émulsion dans laquelle la phase dispersée peut être approximée par des sphères, chaque sphère ayant une taille bien inférieure à 1 millimètre, allant typiquement de quelques micromètres à une centaine de micromètres. Les dimensions en longueur de tous ces composants sont de l'ordre du centimètre. Le module inductif 44 est logé dans le corps isolant creux 42. Le module inductif 44 comprend une bobine d'émission 45 et une bobine de détection 46. A titre d'exemple, chaque bobine peut comprendre un noyau constitué d'un cylindre creux en ferrite ou d'un tore (tore carré ou tore circulaire), et un enroulement comportant plusieurs tours d'un fil métallique (par exemple de huit à vingt tours). Les deux extrémités du fil servent à injecter un courant inductif d'excitation dans la bobine d'émission 45 et à mesurer un courant inductif induit dans la bobine de détection 46. Le courant inductif d'excitation peut être un courant sinusoïdal, ou triangle, ou carré alternatif (périodique). Le courant inductif d'excitation peut être caractérisé par une fréquence de courant inductif d'excitation allant, par exemple, de 1kHz à 900kHz. Le courant inductif d'excitation peut être un courant de faible puissance, par exemple, ayant une amplitude de l'ordre du milliampère, par exemple de 0,1mA à 20mA. L'amplitude, la fréquence et la phase caractéristiques du courant inductif d'excitation peuvent être adaptées aux paramètres caractéristiques du module inductif 44, par exemple, la taille de la bobine, le nombre de tours de fil, le type de matériau utilisé pour le noyau. Le module capacitif 47 est logé dans le corps isolant creux 42. Le module capacitif 47 comprend une surface cylindrique conductrice 48. La surface cylindrique conductrice 48 peut être supportée sur un tube de support 48A (voir la figure FIG. 5 ). La surface cylindrique conductrice 48 est fabriquée en métal, tandis que le tube de support 48A peut être fabriqué en matière plastique ou céramique. La surface cylindrique conductrice 48 est soumise à une tension capacitive d'excitation. L'impédance du module capacitif 47 est déterminée pour déduire la capacité entre la surface cylindrique conductrice 48 et un autre élément conducteur représentatif d'un potentiel de masse GD dont l'intervalle est comblé par le milieu fluide à mesurer. La tension capacitive d'excitation peut être une tension alternative (périodique) sinusoïdale, triangulaire ou carrée. La tension capacitive d'excitation peut être caractérisée par une fréquence de tension capacitive d'excitation allant, par exemple, de 1kHz à 900kHz. La tension capacitive d'excitation peut avoir, par exemple, une amplitude de quelques centaines de millivolts à quelques Volts, par exemple de 100mV à 9V. L'amplitude, la fréquence et la phase caractéristiques de la tension capacitive d'excitation peuvent être adaptées aux paramètres caractéristiques du module capacitif 47, par exemple la taille de la surface cylindrique conductrice 48 en termes de longueur, de diamètre, de surface et de type de matériau. Le courant inductif d'excitation et la tension capacitive d'excitation sont indépendants l'un de l'autre. Cela signifie que l'amplitude, la fréquence et la phase caractéristiques de ces courants, respectivement tensions sont optimisées pour le module inductif 44 et le module capacitif 47 de manière séparée. Néanmoins, dans un mode de réalisation particulier, les deux circuits peuvent être sensiblement identiques. La pointe conductrice 41 est reliée à la masse GD au moyen d'un fil de pointe 57. Le fil de pointe 57 traverse le corps isolant creux 42 et peut être couplé au corps conducteur creux 43, par exemple par l’intermédiaire de l'unité électronique 49. Le fil de pointe 57 ferme la boucle entre la pointe conductrice 41 et le corps conducteur 43. L'unité électronique 49 est logée dans le corps conducteur creux 43. L'unité électronique 49 comprend un module de traitement 50 (voir les figures FIG. 3 et FIG. 4 ), un module d'alimentation et de mesure inductif 51 connecté au module inductif 44, et un module d'alimentation et de mesure capacitif 52 connecté au module capacitif 47. Le module d'alimentation et de mesure inductif 51 fournit de l'énergie électrique, à savoir un courant inductif d'excitation à la bobine d'émission 45 et mesure le courant inductif induit fourni par la bobine de détection 46. Il peut inclure en outre des fonctionnalités telles que la régulation de tension, la limitation de courant et la protection contre les surintensités. Le module d'alimentation et de mesure capacitif 52 fournit de l'énergie électrique, à savoir une tension capacitive d'excitation à la surface cylindrique conductrice 48 et mesure la capacité entre la surface cylindrique conductrice 48 et un autre élément conducteur représentatif d'un potentiel de masse GD. Cet autre élément conducteur peut être, comme décrit plus en détail ci-après, un élément de l'outil de fond de puits, du capteur ou du tubage disposé à une distance proche de la surface cylindrique conductrice 48, allant par exemple de quelques millimètres à quelques centimètres. Chacun du module d'alimentation et de mesure inductif 51 et du module d'alimentation et de mesure capacitif 52 comprend un amplificateur de pilotage de la partie analogique pour piloter les bobines ou la capacité et amplifier le signal mesuré en retour. Ils peuvent en outre inclure des fonctionnalités telles que la régulation de tension, la limitation de courant et la protection contre les surintensités. Le module de traitement 50 traite les données mesurées et effectue les calculs nécessaires afin de déduire la teneur en eau et la teneur en pétrole du mélange de fluides polyphasique (MF) circulant sous forme d'émulsion eau/pétrole. Il peut comprendre un microcontrôleur de conversion A/D et un microprocesseur pour le traitement et l'analyse des données. Les mesures inductives et capacitives sont des mesures d'impédance complexe. Le module de traitement 50 extrait des valeurs d'impédance complexe Z en phase et en quadrature comme expliqué ci-après. L'unité électronique 49 peut comprendre en outre une interface de communication I/O. L'interface de communication I/O a des capacités de communication pour interagir avec le module de traitement principal 59 de l'outil de fond de puits 1 (visible sur les figures FIG. 1 et FIG. 2 ). Le capteur d'émulsion eau/pétrole 40 comprend en outre un connecteur 56. Le connecteur 56 est positionné à l'arrière du capteur 40 et ferme le corps conducteur creux 43 du côté du capteur opposé à la pointe conductrice 41. Un câble électrique (non illustré) qui peut inclure des fils d'alimentation et des fils de communication connectés à l'interface de communication I/O est couplé au connecteur 56. Le câble électrique couple le capteur 40 au module de traitement principal 59 de l'outil de fond de puits 1 (voir les figures FIG. 1 et FIG. 2 ). Le module inductif 44 fonctionne de la manière suivante. Le module d'alimentation et de mesure inductif 51 est agencé pour injecter un courant inductif d'excitation i1 dans la bobine d'émission 45 et pour mesurer un courant inductif induit i3 dans la bobine de détection 46. Le courant inductif d'excitation est un courant périodique. Lorsque le mélange de fluides polyphasique MF est conducteur (e.g. principalement de l'eau ou de l'eau comme phase continue), un premier courant inductif induit i2 est généré dans une première zone d'investigation IZ1 entourant le module inductif 44 à l'extérieur du corps isolant creux 42, et un second courant inductif induit i3 proportionnel au premier courant inductif induit i2 est mesuré dans la bobine de détection 46. Le second courant inductif induit i3 est représentatif de la teneur en eau au sein du mélange de fluides polyphasique MF dans la première zone d'investigation IZ1. Lorsque le mélange de fluides polyphasique MF est isolant (par exemple principalement du pétrole ou du gaz comme phase continue), les courants inductifs induits i2 et i3 sont nuls. Le module de traitement 50 ainsi que le module d'alimentation et de mesure inductif 51 connecté au module inductif 44 détermine l'impédance complexe de l'inductance Zind=j.L.ω1 (où j est le symbole indiquant la partie imaginaire ; L est l'inductance de la bobine de détection ; et ω1 est la fréquence angulaire liée à la fréquence f1 du courant inductif, ω1=2πf1) en mesurant l'amplitude et la phase (i.e. la composante angulaire) du second courant inductif induit i3. En pratique, le module de traitement 50 ensemble avec le module d'alimentation et de mesure inductif 51 connecté au module inductif 44 mesurent le courant induit dans la bobine secondaire (c'est-à-dire la bobine de détection 46), qui dépend de la conductivité volumique du fluide entourant le capteur, qui dépend des fractions volumiques d’eau dans l’émulsion. Le module capacitif 47 fonctionne de la manière suivante. Le module d'alimentation et de mesure capacitif 52 est agencé pour appliquer une tension capacitive d'excitation v1 à la surface cylindrique conductrice 48 et pour mesurer la capacité du condensateur composé de l'électrode 48 et de l'électrode de masse GD, dont l’intervalle représente une seconde zone d'investigation IZ2 remplie par le mélange de fluides polyphasique MF, la capacité étant représentative de la teneur en pétrole au sein du mélange de fluides polyphasique MF dans la seconde zone d'investigation IZ2. La tension capacitive d'excitation v1 peut être une tension sinusoïdale, triangulaire ou carrée. Plus précisément, la capacité est mesurée entre la surface cylindrique conductrice 48 et un élément conducteur proche GD. Lorsque le mélange de fluides polyphasique MF est isolant (e.g. principalement du pétrole ou du pétrole comme phase continue), la permittivité diélectrique du mélange de fluides polyphasique MF présent entre la surface cylindrique conductrice 48 et l'élément conducteur proche GD est liée à la teneur en pétrole du mélange de fluides polyphasique MF, la quantité d'eau dispersée dans la seconde zone d'investigation IZ2 va modifier ladite permittivité, et donc la capacité associée (i.e. la teneur en eau modifie l'épaisseur de l’intervalle effectif du condensateur et donc la valeur de capacité mesurée dépendra de la teneur en eau de l'émulsion d’eau dans le pétrole). Lorsque le mélange de fluides polyphasique MF est conducteur (e.g. principalement de l'eau ou de l'eau comme phase continue), la capacité est court-circuitée, et aucune mesure n'est plus possible avec la méthode capacitive, c'est donc la méthode inductive qui prend le relais sur l’autre plage de valeurs. L'élément conducteur proche GD peut être un élément conducteur du capteur lui-même, ou une partie conductrice de l'outil de fond de puits auquel le capteur est fixé (e.g. une section de corps, un bras, etc.). Le module de traitement 50 ensemble avec le module d'alimentation et de mesure capacitif 52 connecté au module capacitif 47 détermine l'impédance complexe du condensateur Zcap=1/j.C.ω2 (où j est le symbole indiquant la partie imaginaire ; C est la capacité du milieu entre le surface cylindrique conductrice 48 et l'élément conducteur voisin GD ; et ω2 est la fréquence angulaire liée à la fréquence f2 du courant capacitif, ω2=2πf2) en mesurant l'amplitude et la phase (i.e. la composante angulaire) de la tension capacitive mesurée entre la surface cylindrique conductrice 48 et l'élément conducteur voisin GD. Le module inductif 44 est disposé de manière imbriquée et proche par rapport au module capacitif 47 à l'intérieur du corps isolant creux 42 au niveau de la partie médiane du capteur d'émulsion eau/pétrole 40. La bobine d'émission 45 et la bobine de détection 46 sont en ligne et s'étendent selon l'axe longitudinal LL' du capteur. La surface cylindrique conductrice 48 s'étend selon l'axe longitudinal LL' et est coaxiale à la bobine d'émission 45 et à la bobine de détection 46. La surface cylindrique conductrice 48 est concentrique et entoure à la fois les bobines d'émission et de détection 45, 46. Le diamètre du cylindre défini par la surface cylindrique conductrice 48 est supérieur au diamètre du cylindre défini soit par la bobine d'émission 45, soit par la bobine de détection 46. La longueur du cylindre définie par la surface cylindrique conductrice 48 est identique ou supérieure à la longueur du cylindre défini par les bobines d'émission et de détection 45, 46. En d'autres termes, le cylindre défini par les bobines d'émission et de détection 45, 46 est complètement enfermé à l'intérieur du cylindre défini par la surface cylindrique conductrice 48. Par conséquent, les première et seconde zones d’investigation IZ1, IZ2 se chevauchent sensiblement l’une l’autre. Les mesures liées à l'induction et les mesures liées à la capacité sont des mesures d'impédance complexe Zind, respectivement Zcap, avec déphasage. L'impédance complexe Z dépend (i.e. tout en n'étant pas proportionnelle) de la nature du mélange de fluides polyphasique MF et peut combiner une partie de fluide isolant dans un fluide conducteur (ceci est lié à l'impédance complexe d'inductance Zind) et une partie de fluide conducteur dans un fluide isolant (ceci est lié à l'impédance complexe du condensateur Zcap). Le module de traitement 50 extrait des valeurs d'impédance complexe Z en phase (i.e. composante angulaire) et en quadrature. Par conséquent, la teneur en eau et la teneur en pétrole du mélange de fluides polyphasique MF peuvent être estimées à un emplacement sensiblement identique, formant ainsi une zone d'investigation superposée IZ plus compacte (i.e. la zone chevauchant les zones IZ1 et IZ2). De plus, cette combinaison de mesures inductives et capacitives en un endroit sensiblement identique permet de couvrir en continu toutes sortes de mélange de fluides polyphasique MF circulant sous la forme d’une émulsion. Les première et seconde zones d'investigation IZ1, IZ2 peuvent être approximées sous forme de cylindres d'investigation autour du module inductif 44 et du module capacitif 47, chacun ayant un volume d'investigation de l'ordre du centimètre cube, par exemple de 1cm 3 à 9cm 3 , s'étendant sur deux à cinq fois le diamètre du capteur d'émulsion eau/pétrole 40. Le diamètre du capteur d'émulsion eau/pétrole 40 peut être de l'ordre du millimètre, par exemple quelques millimètres allant de 4mm à 9mm. La longueur de la zone d'investigation le long du module inductif 44 / module capacitif 47 peut être de l'ordre du centimètre, par exemple de 1cm à 4cm. Ainsi, les mesures sont effectuées au voisinage du capteur d'émulsion eau/pétrole 40, très proche des parties module inductif 44 / module capacitif 47, à savoir autour du corps isolant creux 42. Afin d'améliorer la précision des mesures d'émulsion, un étalonnage peut être effectué pour déterminer la conductivité de la phase continue (i.e. le milieu) car la conductivité de l'eau est affectée par la teneur en sel (e.g. la saumure est plus conductrice que l'eau non salée). Ceci peut être déterminé de différentes manières, par exemple par un échantillonnage dans le puits ou par une mesure in situ. Les figures FIG. 9 et FIG. 10 sont des diagrammes illustrant la réponse du capteur d'émulsion eau/pétrole dans une émulsion eau/pétrole et comment celle-ci est utilisée pour déduire la teneur en eau et la teneur en pétrole d'un mélange de fluides polyphasique s'écoulant sous forme d'une émulsion dans un puits d'hydrocarbures. Le schéma de la figure FIG. 9 illustre la sortie capacitive Ocap (trait plein) et la sortie inductive Oind (trait en pointillés) de zéro à une valeur de pleine échelle arbitraire FS (ordonnée) en fonction de la teneur en eau en pourcentage COW (abscisse). A partir d'une teneur en eau COW évoluant de 0% à 50% (i.e. la phase dispersée étant de l'eau dans la phase continue étant du pétrole), la sortie capacitive Ocap (trait plein) augmente jusqu'à ce que la sortie capacitive Ocap atteigne un plateau à pleine échelle correspondant à une saturation de la mesure de capacité (i.e. 50% correspondant à un changement de phase continue du pétrole à l'eau), tandis que la sortie inductive Oind (trait en pointillés) est nulle (du fait que le milieu est isolant, i.e. la conductivité est zéro). A partir d'une teneur en eau COW évoluant de 50% à 100% (i.e. la phase dispersée étant du pétrole dans la phase continue étant de l'eau), la sortie inductive Oind (trait en pointillés) augmente jusqu'à ce que la sortie inductive Oind atteigne une valeur pleine échelle à 100 % d'eau, tandis que la sortie de capacité Ocap (trait plein) reste à pleine échelle (en raison du fait que le milieu est conducteur, i.e. la conductivité augmente). Le trait en pointillés montre le moment où la phase continue (milieu) passe du pétrole (à gauche du diagramme ; CP=O / DP=W) à l'eau (à droite du diagramme ; CP=W / DP=O). Le schéma de la figure FIG. 10 illustre la réponse (sortie totale OT) lorsque la sortie capacitive Ocap (trait plein sur la figure FIG. 9 ) et la sortie inductive Oind (trait en pointillés sur la figure FIG. 9 ) sont combinées. L'addition des deux sorties peut être effectuée au niveau analogique avec un amplificateur opérationnel ou numériquement par le module de traitement 50. Le résultat est une réponse non linéaire qui peut être approchée par un polynôme d'ordre n. Le module de traitement 50 du capteur d'émulsion eau/pétrole 40 détermine la teneur en eau et la teneur en pétrole du mélange de fluides polyphasique MF s’écoulant comme une émulsion au niveau de la zone d'investigation IZ sur la base des données mesurées par le module d'alimentation et de mesure inductif 51 connecté au module inductif 44, et le module d'alimentation et de mesure capacitif 52 connecté au module capacitif 47. Lorsqu'un capteur d'émulsion eau/pétrole 40 de l'invention est déplacé à l'intérieur d'un puits d'hydrocarbures, la diagraphie de mesure est utilisée dans la détermination de la teneur en eau et en pétrole de l'émulsion eau/pétrole. La diagraphie peut être interprétée pour déterminer des sections dudit puits où l'émulsion eau/pétrole est plus ou moins conductrice ou d'autres sections dudit puits où l'émulsion eau/pétrole est plus ou moins capacitive de sorte que l'interprétation de la diagraphie aide à estimer le taux de pétrole dans l'eau afin de localiser les zones de production de pétrole, et le taux d'eau dans le pétrole afin de localiser les zones de production d'eau. La figure FIG. 4 est une vue latérale en coupe partielle illustrant un capteur d'émulsion eau/pétrole 40 de l'invention selon un second mode de réalisation. Le second mode de réalisation ne diffère du premier mode de réalisation illustré à la figure FIG. 3 qu’en ce que le capteur 40 comprend en outre une contre-électrode active 54A, 54B ayant une première partie 54A et une seconde partie 54B de chaque côté de la surface cylindrique conductrice 48. Chacune des première partie 54A et seconde partie 54B est un anneau ayant essentiellement le même diamètre que la surface cylindrique conductrice 48. Les deux parties de contre-électrode active 54A, 54B sont connectées à une alimentation en tension inverse 53 qui fournit à la contre-électrode active 54A, 54B une tension inverse vr par rapport à la tension capacitive d'excitation v1 appliquée à la surface cylindrique conductrice 48 par le module d'alimentation et de mesure capacitif 52. Cette disposition permet de focaliser les lignes de champ du module capacitif 47 en fournissant des lignes de champ sensiblement droites, au moins plus droites par rapport au premier mode de réalisation. En conséquence, la zone d'investigation superposée IZ selon le second mode de réalisation est encore plus compacte et bien définie. Les figures FIG. 11 , FIG. 12 et FIG. 13 sont respectivement une vue en perspective d'un côté, une vue en coupe latérale et une vue de face illustrant divers modes de réalisation d'un outil de fond de puits, en particulier un outil de diagraphie de production 1, comprenant un réseau de capteurs d'émulsion eau/pétrole 40 selon l'invention. L'outil de diagraphie de production 1 est destiné à être déployé dans n'importe quelle section du puits d'hydrocarbures, par exemple dans la section de puits inclinée et la section de puits horizontale représentées sur la figure FIG. 1 . L'outil de diagraphie de production 1 a une forme de corps cylindrique allongé et comprend un boîtier rigide central résistant à la pression 10 portant un agencement de centrage 11. L'outil de diagraphie de production 1 s'étend longitudinalement autour de l'axe longitudinal XX'. L'agencement de centrage 11 centre sensiblement l'outil de diagraphie de production 1 par rapport à l'axe du puits de forage YY' pendant les opérations dans le puits de forage, l'axe longitudinal XX' de l'outil de diagraphie de production 1 étant sensiblement parallèle, généralement coïncidant ou confondu avec l’axe du puits de forage. Lorsque l'outil de diagraphie de production 1 est déplacé le long du puits de forage, l'agencement de centrage 11 est adapté pour s'adapter à des trous de forage de différents diamètres tout en offrant une résistance de frottement minimale. Le boîtier rigide central résistant à la pression 10 comprend, à une extrémité, une première partie de boîtier 13 pouvant comprendre le module de traitement principal 59 ou une partie 59A du module de traitement principal, à une autre extrémité, une seconde partie de boîtier 14 pouvant comprendre une autre partie 59B du module de traitement principal et/ou d'autres modules électroniques, et, au centre, une tige 15 sous la forme d'un tube creux allongé de diamètre réduit reliant les première et seconde parties de boîtier 13, 14. Le module de traitement principal 59, 59A, 59B est utilisé ici en tant que terminologie générique et peut fournir diverses fonctions électroniques, par exemple des calculs, de l’alimentation électrique, de la télémétrie, du positionnement, etc... Il peut comprendre des microprocesseurs, des composants de puissance, des batteries, des capteurs de profondeur et des capteurs de positionnement, etc... En particulier, les capteurs de positionnement peuvent inclure des capteurs accéléromètres et gyroscopiques qui permettent de mesurer l'inclinaison de l'outil et l’azimut relatif et, par conséquent, les positions des sondes d'analyse des propriétés du fluide de fond de puits dans la section du puits par rapport au haut et au fond. L'agencement de centrage 11 comprend des bras de centrage articulés 12 (six bras de centrage articulés dans le présent exemple) et des charnières à galet associées 17. Les charnières à galet 17 sont positionnées à l'extérieur par rapport aux bras de centrage articulés 12 et à la tige 15 et entrent en contact avec la paroi 6 du puits d'hydrocarbures 2 (voir les figures FIG. 1 et FIG. 2 ). En particulier, les charnières à galet 17 sont adaptées pour un contact traîné à friction douce et faible avec la paroi 6. Chaque bras de centrage articulé 12 comprend une première partie de bras et une seconde partie de bras couplées ensemble par les charnières à galet 17 associées formant une liaison pivot appropriée. La première partie de bras de centrage et la seconde partie de bras de centrage peuvent être identiques. Les bras de centrage 12 sont couplés au niveau d’un premier côté à la première partie de boîtier 13 du boîtier 10 par une liaison pivot respective, e.g. des charnières 18 et au niveau d’un second côté à un manchon coulissant 21 par une liaison pivot respective, e.g. des charnières 19. Le manchon coulissant 21 peut coulisser sur la tige 15. A titre d'exemple, le présent mode de réalisation comprend un agencement de centrage 11 comprenant six bras de centrage 12. Les six bras de centrage sont espacés circonférentiellement autour de l'axe longitudinal XX' de l’outil de diagraphie de production 1. Les six bras de centrage peuvent être identiques et séparés de manière équidistante sur la circonférence. L'agencement de centrage 11 comprend en outre un élément à ressort axial, e.g. un ressort hélicoïdal 24 s'étendant autour de la tige 15 et étant disposé en butée entre la seconde partie de boîtier 14 et le manchon coulissant 21. L'agencement de centrage 11 fonctionne comme suit. Le ressort axial hélicoïdal 24 exerce une force axiale sensiblement le long de l'axe longitudinal XX' de l'outil de diagraphie de production 1. Les forces axiales agissent sur le manchon coulissant 21 qui glisse sur la tige 15. Ainsi, le ressort hélicoïdal 24 provoque des forces radiales qui agissent sur les bras de centrage articulés 12 et les charnières à galet associées 17 les poussant à se déplacer radialement vers l'extérieur vers la paroi 6 jusqu'à ce qu'une position étendue la plus extérieure correspondant aux parties les plus extérieures des charnières à galet 17 étant poussées jusqu’au contact avec la surface de la paroi 6 (voir la figure FIG. 1 ). Lorsque l'outil de diagraphie de production 1 est déplacé dans un puits d'hydrocarbures 4 dont le diamètre change, notamment à travers une restriction de plus petit diamètre, la paroi 6 agit sur les bras de centrage articulés 12 et les charnières à galet 17 associées qui sont sollicitées pour se déplacer radialement vers l'intérieur vers la tige 15. Ceci provoque une force axiale orientée vers l'intérieur agissant sur le manchon coulissant 21 qui coulisse sur la tige 15 dans l'autre sens comprimant le ressort hélicoïdal 24. Dans une configuration extrême, adaptée au mouvement vers le bas de l'outil, les bras de centrage articulés 12 et les charnières à galet associées 17 peuvent être entièrement rétractés de manière à être parallèles à la tige 15, reposant sur la surface circonférentielle de la tige, au ras de la surface externe des première et seconde parties de boîtier 13, 14. Ce mécanisme à manchon coulissant comprenant le ressort axial hélicoïdal 24 est un mécanisme passif permettant aux bras 12 d'être automatiquement étendus radialement de manière à être déployés dans le diamètre complet du puits et à s'engager avec la paroi du puits. Alternativement, ce mécanisme passif à manchon coulissant peut être remplacé par un mécanisme motorisé actif, par exemple un moteur (non représenté) remplaçant le ressort et contrôlant la position du manchon coulissant. Un capteur d'ouverture des bras (non représenté) fournit une mesure de l'ouverture des bras 12 et permet de déduire le diamètre intérieur ID de la section de puits 2. Selon le présent exemple de réalisation, chaque bras de centrage 12 peut comprendre en outre au moins un, par exemple de multiples, capteurs d'émulsion eau/pétrole 40 fixés sur un côté interne (la face interne tournée vers la tige 15) ou sur un côté latéral du bras de centrage 12 de manière à exposer chaque capteur d'émulsion eau/pétrole 40 au mélange de fluides polyphasique MF s’écoulant dans le puits d'hydrocarbures 4, et en même temps protéger chaque capteur d'un contact direct dommageable avec la paroi 6. Chaque capteur d'émulsion eau/pétrole 40 est fixé sur le bras de centrage correspondant 12 au moyen de fixations de sonde 25 appropriées sur le côté des bras de centrage. A titre d'exemple, chaque fixation de sonde 25 peut être une bande métallique entourant étroitement le corps du capteur et fixée au bras par une vis et un trou taraudé pour un montage et un démontage aisé. Cette configuration permet de réduire les risques de dommages sur les capteurs lors de la diagraphie et/ou du déploiement. Chaque capteur d'émulsion eau/pétrole 40 est connecté au module de traitement principal 59, ou aux parties du module de traitement principal 59A, 59B dans la première partie de boîtier 13 et/ou dans la seconde partie de boîtier 14. Un câble de protection (non représenté par souci de clarté) enfermant tous les fils (fils d'alimentation, fils de communication, fils d'I/O, et…) s'étend du module de traitement principal 59, 59A, 59B jusqu'au capteur d'émulsion eau/pétrole 40 à travers des traversées de pression dans ladite partie de boîtier 13, 14 et tout le long des bras de centrage 12. Optionnellement, d'autres capteurs ou sondes, par exemple une sonde d'analyse des propriétés des fluides de fond de puits 60 de tout type, à savoir mécanique, magnétique, optique, piézoélectrique, électrique, ultrasonore, turbine ou mini-turbine, etc… sensibles à diverses entités physiques telles que la pression, la température, la densité, la viscosité, l'indice de réfraction, la vitesse du fluide, le nombre de bulles et la rétention de gaz, la fluorescence, l'absorption spectroscopique, etc... peuvent être en outre fixées sur le côté interne ou sur le côté latéral du bras de centrage 12. Par exemple, dans une configuration particulière de l'outil, les capteurs ou sondes 60 sont des sondes optiques mesurant la rétention de gaz, une sonde mini-turbine mesurant la vitesse du fluide, une sonde ultrasonore doppler mesurant la vitesse du fluide, etc…. Les capteurs d'émulsion eau/pétrole 40 et les autres sondes d'analyse des propriétés du fluide de fond de puits 60 de n'importe quel type ou une combinaison de plusieurs types peuvent former un réseau de capteurs. De multiples capteurs d'émulsion eau/pétrole 40 et/ou sonde d'analyse des propriétés du fluide de fond de puits 60 peuvent être connectés ensemble au module de traitement principal 59 de manière à former un réseau de capteurs. Le réseau de capteurs d'émulsion eau/pétrole et/ou de sondes d'analyse des propriétés du fluide de fond de puits 60 peuvent être connectés ensemble de manière à former un agencement en étoile de capteurs d'émulsion eau/pétrole. Ceci améliore la fiabilité car tous les capteurs sont connectés indépendamment au module de traitement principal 59, un capteur défaillant n'ayant aucun effet sur un autre. Le réseau de capteurs d'émulsion eau/pétrole et/ou de sondes d'analyse des propriétés du fluide de fond de puits 60 peuvent être connectés ensemble de manière à former une chaîne de capteurs. Ceci simplifie la connexion par câble car tous les capteurs sont connectés entre eux au module de traitement principal 59 via une seule chaîne de connexion. La figure FIG. 14 est une vue en perspective d'un côté illustrant un autre mode de réalisation d'un outil de fond de puits, en particulier un outil de diagraphie de production 1, comprenant un capteur d'émulsion eau/pétrole 40 de l'invention. L'outil de diagraphie de production 1 selon cet autre mode de réalisation est destiné à être déployé dans une section verticale d'un puits d'hydrocarbures tel que représenté sur la figure FIG. 2 . L'outil de diagraphie de production 1 a une forme de corps cylindrique allongée et comprend un boîtier rigide central résistant à la pression 10. L'outil de diagraphie de production 1 s'étend longitudinalement autour de l'axe longitudinal XX'. L'outil de diagraphie de production 1 est couplé à un équipement de surface par l'intermédiaire d'un câble 5 (voir la figure FIG. 2 ) qui peut être actionné au niveau d'un équipement de surface pour déplacer l'outil le long du puits et centre sensiblement l'outil de diagraphie de production 1 par rapport à l'axe du puits de forage pendant les opérations dans le puits de forage, l'axe longitudinal XX' de la diagraphie de production étant sensiblement parallèle, généralement coïncidant ou confondu avec l'axe du puits de forage YY' de l'outil 1. Le boîtier rigide central résistant à la pression 10 comprend le module de traitement principal 59 et/ou d'autres modules électroniques. Le boîtier rigide central résistant à la pression 10 comprend au moins une rainure 16 s'ouvrant partiellement vers l'extérieur (c'est-à-dire vers le mélange de fluides polyphasique) pour accueillir au moins un capteur d'émulsion eau/pétrole 40. Optionnellement, la rainure 16 peut également accueillir d'autres sondes d'analyse des propriétés des fluides de fond de puits 60 (telle que décrite ci-dessus en relation avec les modes de réalisation des figures FIG. 11 , FIG. 12 et FIG. 13 ). En outre, d'autres rainures similaires 16 peuvent être prévues autour de la circonférence du boîtier rigide central résistant à la pression 10 (e.g. l'outil représenté comprend quatre rainures). Avec l'outil de diagraphie de production de l'invention, il est possible de réaliser : - Des mesures précises de la teneur en eau et en pétrole d'un mélange de fluides polyphasique circulant comme une émulsion quelle que soit la configuration du puits, la section du puits comportant des sections de puits verticales, horizontales ou inclinées. - Des mesures d'identification des fluides de l'émulsion eau/pétrole peuvent être concentrées sur la zone du puits la plus intéressante, telle que la zone de production. - Une perturbation minimale de l'écoulement par la structure de l'outil est obtenue grâce à la structure mécanique originale de l'outil. - Des capteurs interchangeables pour les problématiques de maintenance. - Une conception robuste permettant un déploiement dans des sections à trous ouverts. - La structure de l'outil de diagraphie de production de l'invention est simple, compacte, ce qui permet d'obtenir un faible coût, et une opération et une maintenance aisées. Il convient d'apprécier que les modes de réalisation de l'outil de diagraphie de production selon la présente invention ne sont pas limités au mode de réalisation montrant un puits de forage d'hydrocarbures horizontal et vertical, l'invention étant également applicable quelle que soit la configuration du puits de forage, à savoir incliné ou une succession de portions inclinées et/ou horizontales, tubées ou non tubées. De plus, le capteur d'émulsion eau/pétrole de l'invention n'est pas limité à une application dans un outil de diagraphie de production, mais peut être facilement adapté à diverses applications dans des outils d'analyse fonctionnant dans des conditions de pression et de température de fond de puits, e.g. un outil d'analyse de fluide de fond de puits, un outil à câble, un testeur de formation. Malgré le fait que l'outil de diagraphie de production illustré comprend uniquement une section de mesure unique, le principe de l'invention serait également applicable à un outil de diagraphie de production comprenant plusieurs sections de mesure couplées entre elles. En outre, l'outil de fond de puits comprenant un capteur d'émulsion eau/pétrole par bras, comme illustré, est un mode de réalisation non limitatif, car plus ou moins de capteurs d'émulsion eau/pétrole peuvent être prévus en fonction du niveau de précision requis, de l'espace disponible le long du(des) bras de déploiement(s), et toute autre considération liée au déploiement de tels outils de fond de puits dans des puits d'hydrocarbures spécifiques. En outre, malgré le fait que certains des dessins montrent des sections du puits d'hydrocarbures pleines d'émulsion, l'invention est également applicable pour effectuer des mesures d'écoulement polyphasique dans des sections de puits très inclinées et des sections de puits sensiblement horizontales (axe de puits YY') dans lesquelles le mélange de fluides polyphasique s'écoule sous forme d'un écoulement en couches dans les sections de puits, par exemple une couche de gaz s'écoulant sur une émulsion de pétrole et d'eau (la phase continue étant soit de l'eau, soit du pétrole). Un capteur d'émulsion eau/pétrole (40) sensible à une teneur en eau et à une teneur en pétrole d'un mélange de fluides polyphasique (MF) s'écoulant sous forme d'une émulsion dans un puits d'hydrocarbures (2), le capteur d'émulsion eau/pétrole (40) comprenant: une pointe conductrice (41) au niveau d'une partie avant, un corps isolant creux (42) au niveau d'une partie médiane et un corps conducteur creux (43) au niveau d'une partie arrière, ladite partie avant ayant une forme conique, lesdites parties médiane et arrière ayant une forme sensiblement cylindrique, lesdites parties dudit capteur étant coaxiales, s'étendant le long d'un axe longitudinal (LL') et étant assemblées de manière étanche, un module inductif (44) logé dans le corps isolant creux (42) et comprenant une bobine d'émission (45) et une bobine de détection (46), un module capacitif (47) logé dans le corps isolant creux et comprenant une surface cylindrique conductrice (48), et une unité électronique (49) comprenant un module de traitement (50) couplé à un module d'alimentation et de mesure inductif (51) connecté au module inductif (44), et à un module d'alimentation et de mesure capacitif (52) connecté au module capacitif (47), dans lequel: le module d'alimentation et de mesure inductif (51) est agencé pour injecter un courant inductif d'excitation (i1) dans la bobine d'émission (45) de telle sorte que si le mélange de fluides polyphasique (MF) est conducteur, un premier courant inductif induit (i2) est généré dans une première zone d'investigation (IZ1) entourant le module inductif (44) et un second courant inductif induit (i3) proportionnel au premier courant inductif induit (i2) est mesuré dans la bobine de détection (46), le second courant inductif induit (i3) étant représentatif de la teneur en eau au sein du mélange de fluides polyphasique (MF) dans la première zone d'investigation (IZ1), le module d'alimentation et de mesure capacitif (52) est agencé pour appliquer une tension capacitive d'excitation (v1) à la surface cylindrique conductrice (48) et pour mesurer une capacité du mélange de fluides polyphasique (MF) dans une seconde zone d'investigation (IZ2) entourant la surface cylindrique conductrice (48), la capacité étant représentative de la teneur en pétrole au sein du mélange de fluides polyphasique (MF) dans la seconde zone d'investigation (IZ2), le module inductif (44) est disposé de manière imbriquée et proche par rapport au module capacitif (47) à l'intérieur du corps isolant creux au niveau de la partie médiane, la bobine d'émission (45) et la bobine de détection (46) étant en ligne et s'étendant selon l'axe longitudinal (LL'), la surface cylindrique conductrice (48) étant coaxiale à l'axe longitudinal (LL'), concentrique et entourant à la fois les bobines d'émission et de détection (45, 46) de telle sorte que les première et seconde zones d’investigation (IZ1, IZ2) se chevauchent sensiblement de manière à ce que la teneur en eau et la teneur en pétrole du mélange de fluides polyphasique (MF) s'écoulant sous forme d'émulsion soient déterminables à un emplacement sensiblement identique (IZ). Le capteur d'émulsion eau/pétrole (40) selon la revendication 1, dans lequel la pointe conductrice (41) et le corps conducteur creux (43) sont constitués d'un alliage métallique résistant aux conditions de puits, et le corps creux isolant (42) est constitué en céramique. Le capteur d'émulsion eau/pétrole (40) selon l'une quelconque des revendications 1 à 2, dans lequel chacune desdites bobine d'émission (45) et bobine de détection (46) comprend un noyau constitué d'un cylindre creux en ferrite ou d'un tore, et un enroulement comprenant plusieurs tours d'un fil métallique. Le capteur d'émulsion eau/pétrole (40) selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel le module d'alimentation et de mesure inductif (51) est agencé pour injecter un courant inductif d'excitation (i1) ayant une amplitude allant de 0,1mA à 20mA et une fréquence (f1) allant de 1kHz à 900kHz dans la bobine d'émission (45). Le capteur d'émulsion eau/pétrole (40) selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, dans lequel le module d'alimentation et de mesure capacitif (52) est agencé pour appliquer une tension capacitive d'excitation (v1) ayant une amplitude allant de 100mV à 9V et une fréquence (f2) allant de 1kHz à 900kHz à la surface cylindrique conductrice (48). Le capteur d'émulsion eau/pétrole (40) selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, dans lequel la surface cylindrique conductrice (48) est supportée sur un tube de support (48A), ladite surface cylindrique conductrice (48) étant constituée en métal, ledit tube de support (48A) étant constitué d'un matériau plastique ou céramique. Le capteur d'émulsion eau/pétrole (40) selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, dans lequel la pointe conductrice (41) est connectée à un potentiel de masse (GD) au moyen d'un fil de pointe (57), le fil de pointe (57) fermant une boucle entre la pointe conductrice (41) et le corps conducteur creux (43). Le capteur d'émulsion eau/pétrole (40) selon l'une quelconque des revendications 1 à 7, comprenant en outre un connecteur (56) positionné à l'arrière dudit capteur (40) de manière à fermer le corps conducteur creux (43) au niveau d’un côté du capteur opposé à la pointe conductrice (41). Le capteur d'émulsion eau/pétrole (40) selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, dans lequel le module de traitement (50) est agencé pour extraire des valeurs d'impédance complexe (Z) en phase angulaire et en quadrature à partir de valeurs d'inductance complexe (Zind) fournies par le module d'alimentation et de mesure inductif (51) connecté au module inductif (44) combinées à des valeurs de capacitance complexe (Zcap) fournies par le module d'alimentation et de mesure capacitif (52) connecté au module capacitif (47) et estimer la teneur en eau et en pétrole sur la base d'un modèle expérimental ajusté par une approximation polynomiale. Le capteur d'émulsion eau/pétrole (40) selon l'une quelconque des revendications 1 à 9, comprenant en outre une contre-électrode active (54A, 54B) ayant une première partie (54A) et une seconde partie (54B) de chaque côté de la surface cylindrique conductrice (48), chacune desdites parties (54A, 54B) étant un anneau ayant essentiellement le même diamètre que la surface cylindrique conductrice (48), les deux parties (54A, 54B) étant connectées à une alimentation en tension inverse (53) alimentant la contre-électrode active (54A, 54B) avec une tension inverse (vr) comparée à une tension capacitive d'excitation (v1) appliquée à la surface cylindrique conductrice (48) par le module d'alimentation et de mesure capacitif (52). Un outil de fond de puits (1) comprenant un corps cylindrique allongé (10) d'axe longitudinal (XX'), ledit corps (10) portant un agencement de centrage (11) comprenant des bras de centrage articulés (12), lesdits bras (12) pouvant être actionnés d’une configuration rétractée à une configuration radialement étendue, dans lequel au moins un bras porte au moins un capteur d'émulsion eau/pétrole (40) selon l'une quelconque des revendications 1 à 10. Un outil de fond de puits (1) comprenant un corps cylindrique allongé (10) d'axe longitudinal (XX'), le corps (10) comprenant au moins une rainure (16) débouchant partiellement extérieurement pour loger au moins un capteur d'émulsion eau/pétrole (40) selon l'une quelconque des revendications 1 à 10. L’outil de fond de puits (1) selon la revendication 11 ou 12, dans lequel de multiples capteurs d'émulsion eau/pétrole (40) sont connectés à un module de traitement principal (59) de manière à former un réseau de capteurs. L’outil de fond de puits (1) selon l'une quelconque des revendications 11 à 13, comprenant en outre une autre sonde d'analyse des propriétés du fluide de fond de puits (60), choisie parmi le groupe comprenant des capteurs sensibles à des paramètres physiques tels que pression, température, densité, viscosité, indice de réfraction, vitesse du fluide, nombre de bulles et rétention de gaz, fluorescence, absorption spectroscopique du mélange de fluides polyphasique (MF).