FR 2779765 A1 19991217 FR 9807350 A 19980611 PROCEDE POUR DETERMINER LE DEBIT D'HYDROCARBURE DANS UN FLUIDE MULTIPHASIQUE EN ECOULEMENT DANS UN PUITS PETROLIER DESCRIPTION Domaine technique L'invention concerne un procédé conçu pour déterminer le débit d'au moins une phase d'hydrocarbure contenue dans un fluide multiphasique en écoulement dans un puits pétrolier. Plus précisément, le procédé selon l'invention est conçu pour assurer l'exploitation des résultats des mesures effectuées par un dispositif d'acquisition de données que l'on déplace dans un puits pétrolier en production, afin d'en surveiller les paramètres. Etat de la technique Dans un puits pétrolier en production, et notamment dans un puits relativement ancien, le fluide qui s'écoule du puits est généralement un fluide bi ou triphasique. Dans ce dernier cas, le fluide contient du pétrole liquide, du gaz et de l'eau. Pour les exploitants d'un puits pétrolier, il est essentiel de surveiller l'évolution du débit de la ou des phases d'hydrocarbure contenues dans ce fluide, c'est-à-dire le débit du pétrole liquide et/ou du gaz. Pour procéder à cette surveillance, on dispose actuellement de dispositifs d'acquisition de données, munis d'un certain nombre de capteurs. Lorsqu'on désire effectuer une mesure, le dispositif est descendu et déplacé à vitesse constante dans le puits, alors que SP 15362 GP celui-ci se trouve par ailleurs dans ses conditions normales de production. Dans certains dispositifs, les résultats des mesures sont transmises à la surface en temps réel, par exemple au moyen d'un système de télémétrie utilisant le câble auquel est suspendu le dispositif. Dans d'autres dispositifs, les résultats sont enregistrés au fond du puits, à l'intérieur du disposi- tif, afin d'être exploités ultérieurement. Comme l'illustrent notamment le document FR-A-2 732 068 ainsi que la demande de brevet français n 97 03422 du 20 mars 1997, de tels dispositifs sont équipés de plusieurs capteurs locaux, qui produisent des signaux de niveaux différents selon la phase du fluide en contact avec le capteur. Ces capteurs peuvent notamment être de type électrique, optique, radio- fréquence ou autre. Certains de ces capteurs locaux distinguent uniquement l'hydrocarbure (pétrole et gaz) de l'eau (cas des capteurs électriques). D'autres capteurs locaux distinguent les trois phases les unes des autres (cas des capteurs optiques). Généralement, les dispositifs d'acquisition de données sont également équipés d'un débitmètre à hélice, placé selon l'axe du puits, et de moyens pour mesurer la section d'écoulement du puits. Les mesures effectuées en fond de puits, sont complétées par des mesures en surface, qui incluent notamment une mesure de la vitesse de défilement du câble auquel est suspendu le dispositif. Elles peuvent également comprendre une mesure du débit du fluide qui s'échappe du puits. Comme l'indiquent notamment M. DIDEK et al. dans "New Production logging Tool Enables Problem Well SP 15362 GP Diagnosis: A case Study", SPWLA 37th Annual Logging Symposium, Juin 1619, 1996, les signaux de diagraphie délivrés par les capteurs locaux (dans ce cas, de type électrique) sont utilisés pour acquérir deux paramè- tres. Un premier de ces paramètres est le nombre de bulles d'hydrocarbure par seconde ("Bubble count" en terminologie anglo-saxone). Le second paramètre est la fraction d'eau du fluide ("water holdup" en ter- minologie anglo-saxonne). Dans l'état actuel de la technique et comme le précisent, également M. DIDEK et al., le débit de l'hy- drocarbure est déterminé à partir du nombre de bulles d'hydrocarbure par seconde mesuré par les capteurs locaux, à différentes vitesse de déplacement du dispo- sitif dans le puits. Cette technique repose sur l'ob- servation selon laquelle le nombre de bulles par seconde détecté par les capteurs locaux est d'autant plus grand que la vitesse relative entre les bulles d'hydrocarbure et le dispositif est importante, et inversement. Le nombre de bulles par seconde vu par les capteurs locaux devient donc nul lorsque le dispositif se déplace à la même vitesse que les bulles d'hydrocar- bure. Sur la base de cette observation, on fait pas- ser plusieurs fois le même dispositif d'acquisition de données dans le puits, à des vitesses différentes et on mesure à chaque fois le nombre de bulles d'hydrocarbure par seconde. On porte ensuite sur un repère orthonormé, pour chaque passe du dispositif, le point représentatif du nombre de bulles d'hydrocarbure par seconde, en fonction de la vitesse de déplacement du dispositif. La ligne joignant les différents points ainsi obtenus est une droite que l'on prolonge jusqu'à la valeur corres- SP 15362 GP pondant à un nombre de bulles d'hydrocarbure par seconde égal à zéro. La vitesse de déplacement du dis- positif correspondant à ce point est considérée comme égale à la vitesse de déplacement des bulles d'hydro- carbure. La prise en compte de la section d'écoulement du puits, mesurée par ailleurs par le dispositif, per- met d'en déduire le débit d'hydrocarbure dans le puits. Cette technique présente un certain nombre d'inconvénients. Ainsi, une détermination suffisamment précise du débit d'hydrocarbure suppose l'exécution d'un nombre de passes de diagraphie successives généralement supé- rieur à cinq à l'aide du même dispositif d'acquisition de données. Cette technique est donc lourde à mettre en oeuvre puisque l'exécution de l'ensemble des passes peut atteindre plusieurs heures. En effet, l'introduction du dispositif est faite habituellement en fermant au moins partiellement la vanne située en fond de puits pour réduire le débit d'écoulement du fluide. C'est seulement lorsque le dispositif arrive au niveau o les mesures doivent être effectuées que le puits est à nouveau pleinement ouvert. On doit alors attendre le rétablissement des conditions nominales d'écoulement du fluide, avant de débuter les mesures. La longueur des opérations d'acquisition impo- sées par cette technique est fortement pénalisante en termes de coût, puisqu'elle se traduit par une inter- ruption de même durée de la production du puits. De plus, la durée des opérations d'acquisition de données peut constituer une source d'erreurs dans le cas o le débit d'hydrocarbure évolue relativement rapidement. SP 15362 GP En outre, cette technique ne permet pas le calcul des débits en temps réel, c'est-à-dire pendant l'acquisition des données. Exposé de l'invention L'invention a précisément pour objet un procédé conçu pour déterminer le débit d'hydrocarbure au moyen d'un dispositif d'acquisition de données existant, grâce aux informations fournies lors d'un passage uni- que du dispositif dans le puits, c'est-à-dire en un temps relativement court et éventuellement en temps réel. Conformément à l'invention, ce résultat est obtenu au moyen d'un procédé pour déterminer le débit Qhe d'hydrocarbure dans un fluide multiphasique en écoulement dans un puits pétrolier, selon lequel on mesure le nombre de bulles Bc d'hydrocarbure, par unité de temps, la fraction d'eau Hw du fluide et la section A d'écoulement du puits, en déplaçant un dispositif d'acquisition de données dans le puits, à une vitesse Cs, positive en allant vers le bas, caractérisé en ce qu'on déduit directement des résultats des mesures le débit Qhe d'hydrocarbure en utilisant la relation: Qhe = - (Bc.d - Cs (1-Hw))A, o d, qui représente le diamètre des bulles d'hydrocar- bure, est calculé en appliquant un modèle mathématique représentatif de l'évolution dudit diamètre en fonction de la fraction d'eau Hw. Dans ce procédé, l'utilisation d'un modèle mathématique pour calculer le diamètre des bulles per- SP 15362 GP met de déterminer directement le débit d'hydrocarbure à partir des mesures effectuées lors d'un passage unique du dispositif d'acquisition de données dans le puits. De préférence, la détermination du débit est alors faite en temps réel, lors de l'opération de diagraphie qui correspond à l'acquisition des données. Selon un mode de réalisation préféré de l'in- vention, on utilise un modèle mathématique tel que le diamètre d des bulles tende vers le diamètre D d'écou- lement du puits lorsque la fraction d'eau Hw tend vers zéro, et tel que le diamètre d des bulles tende vers un diamètre nominal dn lorsque la fraction d'eau Hw tend vers 1. On utilise alors avantageusement un modèle mathématique de la forme d = D (dn/D)Hw o a est un coefficient compris entre 0,1 et 0,5. Dans ce cas, on donne avantageusement à a une valeur égale à 0,3. Pour la mise en oeuvre du procédé selon l'in- vention, on donne généralement au diamètre nominal dn une valeur égale à 1,5 mm. De façon facultative, lorsqu'on dispose d'un moyen pour mesurer la vitesse d'ensemble Vt du fluide dans le puits, comme c'est généralement le cas, on peut vérifier par le calcul si la valeur de 1,5 mm donnée au diamètre nominal dn est satisfaisante. Dans ce cas, on déduit de la vitesse d'ensemble Vt du fluide dans le puits un diamètre estimé de des bulles d'hydrocarbure, en utilisant la relation: SP 15362 GP de = Sf (1-Hw) (Vt + Cs)/Bc, o Sf représente un facteur statistique, généralement égal à 1,5, qui suppose les bulles sphériques. On cal- cule ensuite un diamètre nominal estimé dne à partir du diamètre estimé de, en inversant le modèle mathématique précité. On procède alors à une comparaison entre le diamètre nominal estimé dne et la valeur de 1,5 mm donnée initialement à dn. Lorsque cette comparaison révèle un décalage moyen qui dépasse une seuil prédéterminé, on donne au diamètre nominal dn une valeur constante différente de 1,5 mm. Cette opération est alors effectuée en surface, après la remontée du dispositif d'acquisition de données, sur la base des mesures effectuées lors du passage unique de ce dispositif dans le puits. Pour effectuer ce contrôle facultatif de l'exactitude de la valeur de 1,5 mm donné au diamètre nominal dn, on peut utiliser notamment soit la vitesse d'ensemble du fluide, mesurée par une hélice qui équipe le dispositif d'acquisition de données, soit la vitesse d'ensemble du fluide mesurée en tête de puits. Brève description des dessins On décrira à présent, à titre d'exemple non limitatif, une forme de réalisation préférée de l'in- vention, en se référant aux dessins annexés, dans les- quels: - la figure 1 est une coupe qui illustre de façon très schématique le passage unique d'un disposi- tif d'acquisition de données dans un puits pétrolier en production, conformément à l'invention; SP 15362 GP - les figures 2A à 2C sont des diagrammes obte- nus lors d'une unique opération de diagraphie effectuée à l'aide d'un dispositif d'acquisition de données du type de celui de la figure 1, sur lesquels apparais- sent, en fonction de la profondeur P, les mesures effectuées par différents capteurs équipant le disposi- tif, ainsi que les résultats des calculs effectués en temps réel à partir de ces données, en mettant en oeuvre le procédé selon l'invention dans trois puits différents; et - la figure 3 est un repère orthonormé sur lequel on a porté, en trait discontinu et en trait continu, l'évolution du diamètre d des bulles d'hydro- carbure (en mm) en fonction de la fraction d'eau Hw, respectivement en appliquant un premier modèle mathématique indépendant du diamètre d'écoulement du puits et en appliquant un modèle mathématique préféré qui dépend de ce diamètre, ainsi que des points repré- sentant l'évolution du diamètre estimé de (en mm) en fonction de la fraction d'eau Hw, respectivement dans les cas des figures 2A (signes y), 2B (signes O) et 2C (signes +). Description détaillée d'un mode de réalisation préféré de l'invention Sur la figure 1, la référence 10 désigne un puits pétrolier en production. Ce puits est délimité par un tubage 12 qui présente des perforations 14 par lesquelles il communique avec au moins un réservoir d'hydrocarbure souterrain. Les perforations 14 sont localisées entre un bouchon 16 qui obture le fond du puits et l'extrémité inférieure d'une colonne de SP 15362 GP production 18, par lequel le fluide pétrolier multiphasique s'écoule jusque la surface. Pour surveiller l'évolution dans le temps des paramètres de production du puits 10, notamment dans la partie située entre le bouchon 16 et l'extrémité infé- rieure de la colonne de production 18, on introduit par ce dernier un dispositif 20 d'acquisition de données. A titre d'illustration nullement limitative, ce dispositif 20 peut notamment être réalisé conformément aux enseignements du document FR-A- 2 732 068 ou de la demande de brevet français n 97 03422 du 20 mars 1997. Le dispositif 20 d'acquisition de données est suspendu à l'extrémité inférieur d'un câble 22 qui cir- cule dans la colonne de production 18 jusqu'à la surface. L'extrémité opposée du câble 22 est enroulée sur un treuil 24. Entre ce treuil 24 et l'extrémité haute de la colonne de production 18, le câble 22 chemine sur des poulies 26 montées sur une structure 28 surplombant le puits 10. De façon bien connue des spécialistes, des moyens (non représentés) sont prévus en surface, notam- ment pour mesurer la profondeur à laquelle se trouve le dispositif 20, et sa vitesse de déplacement dans le puits 10. Le plus souvent, des moyens sont également prévus pour mesurer la vitesse d'ensemble du fluide à la sortie du puits. Une installation de surface 30 est équipée d'appareils permettant de recueillir et d'enregistrer les résultats des mesures. Le dispositif 20 d'acquisition de données est centré selon l'axe du puits 10 par des bras 32 qui sont maintenus élastiquement en appui contre le tubage 12 du puits. Ces bras 32 supportent un certain nombre de capteurs locaux 34, tels que des capteurs de type élec- SP 15362 GP trique, conçus pour distinguer l'eau de l'hydrocarbure contenu dans le fluide en écoulement. Le dispositif 20 dispose généralement d'autres systèmes de mesure tels qu'un débitmètre à hélice 36 placé selon l'axe du dispositif et permettant de mesu- rer la vitesse d'ensemble du fluide dans le puits. Généralement, un moyen (non représenté) est également prévu pour mesurer le diamètre et la section d'écoule- ment du puits. Ce moyen effectue par exemple, une mesure des angles de déploiement des bras 32. Lorsque les mesures sont retransmises à la sur- face en temps réel par télémétrie au travers du câble 22, des moyens pour enregistrer les résultats de ces mesures (diagraphies) sont également prévus dans l'installation de surface 30. Dans le cas contraire, des enregistreurs sont placés à l'intérieur du dispositif 20. Comme on l'a déjà noté, l'invention concerne la détermination du débit d'hydrocarbure dans le fluide qui s'écoule à l'intérieur du puits, principalement à partir de signaux délivrés par les capteurs locaux 34 lors d'un unique passage du dispositif 20 dans le puits. Ainsi, et comme l'illustrent les figures 2A à 2C dans trois puits différents, le dispositif 20 comporte également un module électronique 38. A partir des signaux délivrés par les capteurs locaux 34 et au fur et à mesure du déplacement du dispositif selon l'axe du puits, ce module élecronique mesure le nombre de bulles Bc d'hydrocarbure par seconde (en trait dis- continu dans la deuxième colonne en partant de la gau- che) et la fraction d'eau Hw du fluide (en trait continu dans la colonne de gauche), selon une technique SP 15362 GP il bien connue des spécialistes, évoquée dans la publica- tion de M. DIDEK et al. précédemment citée. Les résultats de ces deux mesures sont utilisés par le module électronique 38 pour déterminer directe- ment le débit Qhe des phases d'hydrocarbure du fluide, en utilisant la relation: Qhe = - (Bc.d - Cs (1-Hw))A. (1) Dans cette relation, Cs représente la vitesse de déplacement du dispositif dans le puits (en m/s), mesurée en surface. Cette vitesse est considérée comme positive lorsque le dispositif se déplace vers le bas. Par ailleurs, A représente la section d'écoule- ment du puits (en m2). Cette section est généralement mesurée par le dispositif 20, comme on l'a indiqué pré- cédemment. Dans le cas contraire, on utilise la section intérieure connue du tubage 12. Dans la relation (1) ci-dessus d représente le diamètre des bulles d'hydrocarbure (en m). Selon l'in- vention, ce diamètre d est calculé en appliquant un modèle mathématique choisi afin de représenter au mieux l'évolution du diamètre des bulles d'hydrocarbure en fonction de la fraction d'eau Hw. Cette évolution a principalement pour origine le phénomène de coalescence des bulles, qui tend à accroître leur taille lorsque leur nombre augmente. De préférence, le modèle mathématique choisi prend également en compte le fait que le diamètre maxi- mal des bulles d'hydrocarbure ne peut pas excéder le diamètre D d'écoulement du puits. Le modèle mathémati- que est donc tel que le diamètre d des bulles tende SP 15362 GP vers ce diamètre D lorsque la fraction d'eau Hw tend vers 0. Enfin, le modèle mathématique choisi prend aussi, de préférence, en compte le fait qu'à l'inverse, c'est-à-dire lorsque la fraction d'eau Hw tend vers 1, le diamètre d des bulles tend vers une valeur minimale, appelée "diamètre nominal" dn. Ce diamètre nominal dn peut varier d'un puits à l'autre, compte tenu des propriétés physico-chimiques des fluides qui y circulent. Ainsi, le diamètre nominal moyen est situé généralement entre 1 mm et 2 mm. Dans le mode de réalisation préféré de l'inven- tion, l'application de ces différents critères conduit à un modèle mathématique donné par la relation: d = D (dn/D) HW. (2) Dans cette relation, a est un coefficient qui peut être compris entre 0,1 et 0,5 mais dont la valeur préférée est égale à 0,3. Par ailleurs, compte tenu des observations fai- tes précédemment, on fixe de préférence la valeur du diamètre nominal dn à 1,5 mm. Dans les trois exemples de diagraphies illus- trés sur les figures 2A à 2C, les valeurs du diamètre d des bulles calculées à l'aide de ce modèle mathématique (relation (2) avec a = 0,3 et dn = 1,5) sont portées en pointillé dans la deuxième colonne en partant de la droite. Les valeurs du débit Qhe d'hydrocarbure, dédui- tes de ce diamètre d et du résultat des mesures de Bc et de Hw effectuées par le dispositif 20, en appliquant la relation (1) sont portées quant à elles en trait plein dans la colonne de droite. SP 15362 GP Pour tenir compte du fait que le diamètre nomi- nal dn des bulles présente, dans certains cas, une valeur moyenne sensiblement différente de 1,5 mm, on effectue de préférence une mesure de la vitesse d'en- semble Vt du fluide dans le puits (en m/s). Cette vitesse Vt permet de calculer un diamètre nominal estimé dne des bulles d'hydrocarbure, dont l'évolution lors de la mesure peut être comparée à la valeur de 1,5 mm utilisée initialement. Il est à noter cependant que cette mesure et ce contrôle additionnel sont facultatifs. La mesure de la vitesse d'ensemble Vt du fluide dans le fluide est effectuée en utilisant le débitmètre à hélice 36 du dispositif 20, lorsque celui- ci est équipé d'un tel appareil. Dans le cas contraire, toute autre mesure de la vitesse d'ensemble du fluide, faite notamment au niveau du sol, peut être utilisée. Sur les figures 2A à 2C, la vitesse d'ensemble Vt du fluide, mesurée par l'hélice 36 du dispositif 20, est portée en trait plein dans la deuxième colonne en partant de la gauche. Sur la base de cette mesure et des valeurs de la fraction d'eau Hw, du nombre de bulles Bc par unité de temps et de la vitesse Cs de déplacement du dispositif mesurés par ailleurs, on calcule un diamètre estimé de des bulles d'hydrocarbure, en utilisant la relation: de = Sf (1-Hw) (Vt + Cs)/Bc. (3) Dans cette relation (3), Sf représente un fac- teur statistique qui suppose les bulles sphériques. SP 15362 GP Dans la pratique, ce facteur statistique Sf est égal à 1,5. Sur les figures 2A à 2C, les valeurs du diamè- tre estimé de ainsi calculées sont portées en trait plein dans la deuxième colonne en partant de la droite. En inversant le modèle mathématique utilisé précédemment pour le calcul du diamètre d des bulles d'hydrocarbure (relation (2), avec a = 0,3), on calcule ensuite le diamètre nominal estimé dne à partir du dia- mètre estimé de. Dans le cas du modèle mathématique défini par la relation (2), le diamètre nominal estimé dne est calculé en utilisant la relation: dne = D (de/D) /Hw0 (4) On calcule ensuite, à l'aide des relations (1) et (2), un débit nominal estimé Qhe de l'hydrocarbure, que l'on compare au débit Qh calculé par d'autres méthodes plus traditionnelles. Sur les figures 2A à 2C, la valeur de Qhe est portée en trait discontinu dans la colonne de droite, avec la valeur de Qh. En étudiant les diagraphies ainsi obtenues lors du déplacement du dispositif 20 d'acquisition de don- nées sur une certaine profondeur à l'intérieur du puits 10, on détermine s'il existe un décalage moyen entre la courbe dne et la valeur fixe dn utilisée pour le calcul de la relation (1). Lorsque le décalage moyen est très faible, comme c'est le cas sur les figures 2A à 2C, aucun autre calcul n'est effectué et les valeurs de débit obtenues en appliquant la relation (1) sont considérées comme acquises. SP 15362 GP En revanche, si un décalage moyen excessif est observé entre la courbe dne et la valeur fixe dn, on peut décider d'effectuer un calcul supplémentaire, sur la base des relations (1) et (2) conformes à l'in- vention, en utilisant pour le diamètre nominal dn une valeur constante différente de 1,5 mm, modifiée dans le sens tendant à réduire le décalage observé. De façon générale, il est à noter que l'inven- tion n'est pas limitée au modèle mathématique défini par la relation (2). Ainsi et uniquement à titre d'exemple, la valeur du diamètre d des bulles d'hydro- carbure dans la relation (1) peut être calculée au moyen d'un modèle mathématique qui ne tient pas compte des valeurs limites du diamètre d des bulles d'hydro- carbure lorsque la fraction d'eau Hw tend respec- tivement vers 0 et vers 1. Un modèle de ce type est donné par la relation: d = 0,3 (1-Hw) 0'25.Hw-0'5 (5) La figure 3 permet de comparer la précision de chacun des modèles mathématiques définis respectivement par les relations (2) et (5), dans le cas o la valeur de a est de 0,3 et o dn vaut 1,5 mm dans la relation (2). Sur cette figure, on a porté en abscisses la fraction d'eau Hw et en ordonnées le diamètre d ou le diamètre estimé de des bulles d'hydrocarbure (en mm). Sur la figure 3, les signes À représentent l'évolution du diamètre estimé de en fonction de la fraction d'eau Hw, calculée à partir de la diagraphie de la figure 2A, en appliquant la relation (3) à des SP 15362 GP intervalles réguliers de profondeur. Les signes O et + représentent la même évolution, calculée à partir des diagraphies respectives des figures 2B et 2C. On a également porté en traits discontinus sur la figure 3 la courbe obtenue en calculant les varia- tions du diamètre d des bulles d'hydrocarbure en fonc- tion de la fraction d'eau Hw en appliquant le modèle correspondant à la relation (5). Enfin, les deux courbes en traits pleins repré- sentent les variations du diamètre d de bulles d'hydro- carbure en fonction de la fraction d'eau Hw obtenue en appliquant la relation (2), pour les deux valeurs du diamètre d'écoulement D correspondant respectivement au cas de la figure 2A et aux cas des figures 2B et 2C. On voit que le modèle mathématique correspon- dant à la relation (5) fournit une indication satisfai- sante des ordres de grandeur des diamètres des bulles d'hydrocarbure mais qu'il est d'une précision limitée. En revanche, le modèle défini par la relation (2) s'avère relativement précis et permet donc une détermination satisfaisante du débit d'hydrocarbure Qhe. Il est donc ainsi possible, conformément à l'invention, de déterminer le débit d'hydrocarbure Qhe en procédant à un seul passage du dispositif 20 dans le puits 10. Les opérations de contrôle s'en trouvent ainsi fortement allégées par rapport aux techniques utilisées jusqu'à présent. Cela conduit à une économie notable en diminuant d'autant le temps d'immobilisation du puits. Cela permet également d'améliorer la préci- sion dans le cas d'un puits dont le débit d'hydrocar- * bure évolue rapidement. Cela permet enfin un calcul en temps réel du débit recherché. SP 15362 GP Comme on l'a déjà noté, ce procédé est applica- ble quelle que soit la nature des capteurs 34 qui équi- pent le dispositif 20. Lorsque ces capteurs assurent uniquement la discrimination entre l'eau et les phases d'hydrocarbure liquide et gazeuse considérées dans leur ensemble, le procédé selon l'invention permet de déter- miner le débit global d'hydrocarbure. Au contraire, lorsque les capteurs permettent de distinguer les trois phases qui peuvent entrer dans la composition du fluide en écoulement dans le puits, le procédé permet de déterminer séparément le débit de chacune des deux pha- ses d'hydrocarbure, c'est-à-dire d'une part le débit du pétrole liquide et d'autre part le débit du gaz. Par ailleurs, du fait que la mesure de la vitesse d'ensemble du fluide dans le puits n'intervient dans le procédé que lorsque l'on désire pouvoir véri- fier que la valeur de 1,5 mm donnée au diamètre nominal dn est acceptable, on peut utiliser un dispositif 20 simplifié, dépourvu de l'hélice 36. Un tel dispositif simplifié peut d'ailleurs être utilisé même lorsque le contrôle précité est réalisé, en mesurant la vitesse d'ensemble du fluide à la sortie du puits, c'est-à-dire au niveau du sol. SP 15362 GP REVEND I CATIONS 1. Procédé pour déterminer le débit Qhe d'hydrocarbure dans un fluide multiphasique en écoulement dans un puits pétrolier (10), selon lequel on mesure le nombre de bulles Bc d'hydrocarbure par unité de temps, la fraction d'eau Hw du fluide et la section A d'écoulement du puits, en déplaçant un dispositif (20) d'acquisition de données dans le puits, à une vitesse Cs, positive en allant vers le bas, caractérisé en ce qu'on déduit directement des résultats des mesures le débit Qhe d'hydrocarbure en utilisant la relation: Qhe = -(Bc.d - Cs (1-Hw))A, o d, qui représente le diamètre des bulles d'hydrocar- bure, est calculé en appliquant un modèle mathématique représentatif de l'évolution dudit diamètre en fonction de la fraction d'eau Hw. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel on applique un modèle mathématique tel que le diamètre d des bulles tende vers le diamètre D d'écou- lement du puits lorsque la fraction d'eau Hw tend vers zéro, et tel que le diamètre d des bulles tende vers un diamètre nominal dn lorsque la fraction d'eau Hw tend vers 1. 3. Procédé selon la revendication 2, dans le- quel on applique un modèle mathématique de la forme: d = D (dn/D)Hw SP 15362 GP o a est un coefficient compris entre 0,1 et 0,5. 4. Procédé selon la revendication 3, dans lequel on donne à a une valeur égale à 0,3. 5. Procédé selon l'une quelconque des revendi- cations 2 à 4, dans lequel on donne au diamètre nominal dn une valeur égale à 1,5 mm. 6. Procédé selon l'une quelconque des revendi- cations 2 à 5, dans lequel on mesure également la vitesse d'ensemble Vt du fluide dans le puits, on en déduit un diamètre estimé de des bulles d'hydrocarbure, en utilisant la relation: de = Sf (1-Hw) (Vt + Cs)/Bc, o Sf représente un facteur statistique qui suppose les bulles sphériques, et on calcule un diamètre nominal estimé dne à partir du diamètre estimé de, en inversant ledit modèle mathématique. 7. Procédé selon les revendications 5 et 6 combinées, dans lequel on compare le diamètre nominal estimé dne à 1,5 mm, et on donne au diamètre nominal dn une valeur constante différente de 1,5 mm, lorsque la comparaison révèle un décalage moyen qui dépasse un seuil prédéterminé. 8. Procédé selon l'une quelconque des revendi- cations 6 et 7, dans lequel on donne au facteur statis- tique Sf une valeur égale à 1,5. 9. Procédé selon l'une quelconque des revendi- cations précédentes, dans lequel les mesures du nombre de bulles Bc et de la fraction d'eau Hw sont effectuées lors d'une unique opération de diagraphie, au cours de SP 15362 GP laquelle on déplace le dispositif d'acquisition de données dans le puits. 10. Procédé selon la revendication 9, dans lequel la détermination du débit Qhe est faite en temps réel, lors de l'opération de diagraphie. SP 15362 GP