RU2242723C2

RU2242723C2 - Method of measuring flow rate of gas-liquid flow components

Info

Publication number: RU2242723C2
Application number: RU2003101902/28A
Authority: RU
Inventors: Б.Н. Ярошевич (RU); Б.Н. Ярошевич
Priority date: 2003-01-23
Filing date: 2003-01-23
Publication date: 2004-12-20

Abstract

FIELD: measuring engineering.

SUBSTANCE: method includes separating the gas-liquid flow into two paths arranged parallel to each other. The second path bounds the flow. The first path is used for measuring the flow rate of the gas-liquid mass flow, flow density, and absence of liquid. The second path is also used for measuring the rate of the gas-liquid mass flow, and for detecting the absence of gas. The flow rates measured are averaged, and temperature and pressure of the gas-liquid flow are also measured.

EFFECT: enhanced accuracy.

10 cl, 1 dwg

Description

Предлагаемое изобретение относится к средствам измерения расхода и количества многокомпонентных газожидкостных сред и может применяться во всех отраслях, связанных с транспортированием веществ по трубопроводам, в том числе для измерения в потоке количества жидкой фазы (нефти и воды) и газа.The present invention relates to means for measuring the flow rate and quantity of multicomponent gas-liquid media and can be used in all industries related to the transport of substances through pipelines, including for measuring the amount of liquid phase (oil and water) and gas in a stream.

Известен способ измерения расхода компонентов газожидкостного потока, основанный на предварительном перемешивании трехкомпонентного потока мешалкой, вращаемой двигателем, измерении момента на валу двигателя и диэлектрической проницаемости при помощи радиоволнового датчика, определении относительного содержания жидкости по измеренному моменту и определение расхода каждой из фаз по формулам [1].A known method of measuring the flow rate of components of a gas-liquid flow, based on pre-mixing the three-component flow with a mixer rotated by the engine, measuring the moment on the motor shaft and dielectric constant using a radio wave sensor, determining the relative liquid content from the measured moment and determining the flow rate of each of the phases by the formulas [1] .

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является способ, описанный в [2]. Данный способ измерения расхода многофазной текучей среды, основанный на разделении газожидкостного потока на два тракта протекания текучей среды, расположенных параллельно друг другу, причем первый тракт включает первое расходомерное устройство, предназначенное для измерения расхода жидкости и газа, и ограничитель расхода потока жидкости, расположенный последовательно с первым расходомерным устройством для замедления потока жидкости через первое расходомерное устройство, а второй тракт включает второе расходомерное устройство для измерения расхода газа, выявление наличие жидкости в расходомере, управление потоком текучей среды в первом и втором трактах текучей среды посредством отклонения потока текучей среды во второй тракт протекания текучей среды, когда в ходе операции выявления не обнаруживается наличия жидкости в расходомере, отсечение потока текучей среды от второго тракта при обнаружении наличия жидкости в расходомере и выдачу показаний о величине расхода жидкости в первом расходомерном устройстве и суммарном расходе газа в первом и втором расходомерных устройствах.The closest technical solution to the proposed invention is the method described in [2]. This method of measuring the flow rate of a multiphase fluid, based on the separation of the gas-liquid flow into two paths of the fluid flow, parallel to each other, the first path includes a first flow meter designed to measure the flow of liquid and gas, and a flow limiter of the fluid flow, located in series with the first flow meter device to slow the flow of fluid through the first flow meter device, and the second path includes a second flow meter device for I measure gas flow, detect the presence of fluid in the flow meter, control the fluid flow in the first and second fluid paths by deflecting the fluid flow into the second fluid path, when no fluid is detected in the flow meter during the detection operation, cutting off the fluid flow from the second path when detecting the presence of liquid in the flow meter and issuing indications about the amount of fluid flow in the first flow meter device and the total gas flow in the first and second flow GOVERNMENTAL devices.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является снижение сложности и повышение точности измерения расхода компонентов газожидкостного потока вещества.The problem to which the invention is directed, is to reduce complexity and improve the accuracy of measuring the flow rate of components of a gas-liquid flow of a substance.

Решение задачи достигается тем, что в известном способе измерения расхода компонентов газожидкостного потока нефтескважин, основанном на разделении газожидкостного потока на два тракта протекания вещества, расположенных параллельно друг другу, причем в первом тракте протекания измеряют расход газожидкостного потока, а во втором тракте протекания производят ограничение потока жидкости, дополнительно в первом тракте протекания измеряют плотность газожидкостного потока, а также производят выявление отсутствия жидкости, во втором тракте протекания измеряют плотность и расход жидкости газожидкостного потока, а также производят выявление наличия газа, усредняют измеренные значения плотностей газожидкостного потока в первом тракте протекания и жидкости во втором тракте протекания, усредняют измеренные расходы газожидкостного потока в первом тракте протекания и жидкости во втором тракте протекания, измеряют температуру и давление газожидкостного потока, при этом для второго тракта протекания обеспечивают пропорциональный по жидкостным компонентам в среднем забор жидкости из газожидкостного потока, затем по формулам вычисляют усредненные расходы компонентов нефти, воды и газа в измеряемом газожидкостном потоке с учетом измеренных температуры и давления, используя при этом априори известные плотности нефти, воды и газа для упомянутых измеренных температуры и давления, при выявлении отсутствия жидкости в первом тракте протекания выдают сигнал о некорректности выполненных измерений, результаты которых в этом случае для последующих вычислений не используются, при выявлении наличия газа во втором тракте протекания выдают сигнал о некорректности выполненных измерений, результаты которых в этом случае для последующих вычислений не используются.The solution to the problem is achieved by the fact that in the known method for measuring the flow rate of components of a gas-liquid flow of oil wells, based on the separation of the gas-liquid flow into two paths of the flow of matter located parallel to each other, moreover, the flow rate of the gas-liquid flow is measured in the first flow path and the flow restriction in the second flow path liquids, in addition, in the first flow path, the density of the gas-liquid flow is measured, and also the absence of liquid is detected, in the second those flows measure the density and flow rate of the gas-liquid stream, and also detect the presence of gas, average the measured values of the density of the gas-liquid flow in the first flow path and the liquid in the second flow path, average the measured flow rates of the gas-liquid flow in the first flow path and the liquid in the second flow path, measure the temperature and pressure of the gas-liquid flow, while for the second flow path provide an average intake proportional to the liquid components liquid from the gas-liquid stream, then the averaged flow rates of oil, water and gas components in the measured gas-liquid stream are calculated using the formulas taking into account the measured temperature and pressure, using the a priori known density of oil, water and gas for the aforementioned measured temperature and pressure, if there is a lack of liquid in the first flow path give a signal about the incorrectness of the measurements, the results of which in this case are not used for subsequent calculations, when detecting the presence of gas in the second the flow path give a signal about the incorrectness of the measurements, the results of which in this case are not used for subsequent calculations.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что введение существенных отличительных признаков составляют новизну.Comparative analysis with the prototype shows that the introduction of significant distinguishing features constitute novelty.

На чертеже приведен алгоритм работы предлагаемого способа измерения расхода компонентов газожидкостного потока нефтескважин, поясняющий принцип его работуThe drawing shows the algorithm of the proposed method for measuring the flow rate of components of a gas-liquid flow of oil wells, explaining the principle of its operation

Сделаем некоторые пояснения к алгоритму работы, приведенному на чертеже.Let's make some explanations to the operation algorithm shown in the drawing.

Разделение газожидкостного потока на два тракта протекания выполняют таким образом, чтобы в первом тракте протекания был газожидкостной поток, а во втором тракте протекания - только жидкостной поток, причем с пропорциональным по жидкостным компонентам представлением жидкости газожидкостного потока в целом. Для этого перед входом газожидкостного потока во второй тракт протекания производят его перемешивание, а на выходе второго тракта протекания для замедления потока жидкости обеспечивают ограничение потока жидкости Заметим, что перемешивание газожидкостного потока перед входом во второй тракт протекания выполняют не в полном сечении прохождения газожидкостного потока перед его разделением, а только в определенной части, оставляя некоторую часть упомянутого сечения для свободного прохождения газа в первый тракт протекания. Для практического применения предлагается 1/3 полного сечения прохождения газожидкостного потока оставлять для свободного прохождения газа, т.е. 2/3 полного сечения будет использоваться для перемешивания полного газожидкостного потока перед его входом во второй тракт протекания. Здесь же заметим, что второй тракт протекания необходимо располагать по уровню ниже нижнего уровня общего полного входного потока перед его разделением, при этом упомянутый второй тракт протекания необходимо выполнять таким образом, чтобы не создавалось карманов и пазух для удержания пузырей газа, т.е. с определенным монотонным наклоном по горизонтали. Практически перемешивание газожидкостного потока можно реализовать путем закрепления неподвижных лопастей шнекового типа в 2/3 общего сечения полного тракта протекания, а ограничение потока жидкости - путем сужения выхода второго тракта протекания.The gas-liquid stream is divided into two flow paths in such a way that there is a gas-liquid flow in the first flow path, and only a liquid flow in the second flow path, and with the liquid component of the gas-liquid flow as a whole proportional to the liquid components. For this purpose, before the gas-liquid stream enters the second flow path, it is mixed, and at the output of the second gas flow path to slow down the liquid flow, the liquid flow is limited.Note that gas-liquid flow mixing before entering the second flow path is performed not in the full cross-section of the gas-liquid flow passage before it separation, but only in a certain part, leaving a certain part of the cross-section for free passage of gas into the first flow path. For practical use, it is proposed to leave 1/3 of the total cross section of the passage of the gas-liquid flow for free passage of gas, i.e. 2/3 of the total cross-section will be used to mix the full gas-liquid flow before it enters the second flow path. Here, we note that the second flow path must be located below the lower level of the total total inlet flow before it is divided, while the second flow path must be performed in such a way that pockets and sinuses are not created to hold gas bubbles, i.e. with a certain monotonous horizontal inclination. In practice, gas-liquid flow mixing can be realized by fixing fixed auger-type blades in 2/3 of the total cross-section of the full flow path, and limiting the fluid flow by narrowing the output of the second flow path.

Измерение плотностей и расходов газожидкостного потока в первом тракте протекания и жидкостного потока во втором тракте протекания можно реализовать различным путем, например с использованием расходомеров на основе методов ядерно-магнитного резонанса, ультразвукового зондирования, радиационного облучения и др.Density and gas-liquid flow rates in the first flow path and liquid flow in the second flow path can be measured in various ways, for example, using flow meters based on the methods of nuclear magnetic resonance, ultrasonic sounding, radiation, etc.

В данном случае предлагается:In this case, it is proposed:

- измерение плотностей газожидкостного потока в первом тракте протекания и жидкостного потока во втором тракте протекания можно выполнить путем возбуждения и измерения резонансных частот собственных колебаний первого и второго трактов протекания, которые затем следует использовать как аргументы функций плотностей;- measurement of the density of the gas-liquid flow in the first flow path and the liquid flow in the second flow path can be performed by exciting and measuring the resonant frequencies of the natural oscillations of the first and second flow paths, which should then be used as arguments of the density functions;

- измерение расходов по массе газожидкостного потока в первом тракте протекания и жидкостного потока во втором тракте протекания можно, например, выполнить методом измерения изгибных колебаний трактов протекания, возникающих от воздействия кориолисовых сил при вибрации трактов протекания, которые затем следует использовать как аргументы функций расходов.- the measurement of the mass flow of gas-liquid flow in the first flow path and the liquid flow in the second flow path can, for example, be performed by measuring the bending vibrations of the flow paths arising from the influence of Coriolis forces during vibration of the flow paths, which should then be used as arguments of the flow functions.

В данном варианте реализации способа предлагается измерение плотностей и расходов по массе измеряемых потоков практически выполнить с помощью кориолисовых расходомеров [3]. Здесь же заметим, что для уменьшения энергетических затрат при определении расходов вибрацию трактов протекания необходимо выполнять на резонансных частотах для каждого из трактов протекания.In this embodiment of the method, it is proposed to measure the densities and flow rates by the mass of the measured flows using practically Coriolis flow meters [3]. Here we note that in order to reduce energy costs when determining costs, the vibration of the flow paths must be performed at the resonant frequencies for each of the flow paths.

Для обеспечения нормальной работы предлагаемого способа необходимо постоянно контролировать отсутствие жидкости в первом тракте протекания и наличие газа во втором тракте протекания.To ensure the normal operation of the proposed method, it is necessary to constantly monitor the absence of liquid in the first flow path and the presence of gas in the second flow path.

Для первого тракта протекания это можно выполнить путем постоянного сравнения измеряемых кратковременной ρ _T1кр и средней плотностей ρ _T1cр газожидкостного потока первого тракта протекания с пороговыми значениями П1 и П2, если ρ _T1кр≤ П1, то результат этого измерения игнорируется, а вместо него в последующих вычислениях подставляется измеренное предыдущее значение, если ρ _T1cр≤ П2, то все последующие вычисления, связанные с данной средней плотностью, не выполняются, при этом выдается сигнал "Авария". Для практического применения предлагается принимать П1=10ρ _г и П2=20ρ _г (ρ _г - заданная плотность газа, задается как данные в виде таблиц в диапазоне температур и давлений).For the first flow path, this can be done by constantly comparing the measured short-term ρ _T1cr and average densities ρ _T1cr gas-liquid flow of the first flow path with threshold values P1 and P2, if ρ _T1cr ≤ P1, then the result of this measurement is ignored, and substituted in subsequent calculations in subsequent calculations the measured previous value, if ρ _T1cр ≤ _П2 , then all subsequent calculations related to this average density are not performed, and an "Alarm" signal is issued. For practical use, it is proposed to take P1 = 10ρ _g and P2 = 20ρ _g (ρ _g is the given gas density, is set as data in the form of tables in the temperature and pressure range).

Для второго тракта протекания это можно выполнить путем постоянного сравнения измеряемых кратковременной ρ _T2кр и средней плотностей ρ _T2cр жидкости второго тракта протекания с пороговыми значениями П3 и П4, если ρ _T2кр<П3, то результат этого измерения игнорируется, а вместо него в последующих вычислениях подставляется измеренное предыдущее значение, если ρ _T2cр≤ П4, то все последующие вычисления, связанные с данной средней плотностью, не выполняются, при этом выдается сигнал "Авария". Для практического применения, как вариант, предлагается принимать П3=П4=ρ _н (ρ _н - заданная плотность нефти, задается как данные в виде таблиц в диапазоне температур и давлений).For the second flow path, this can be done by constantly comparing the measured short-term ρ _T2cr and average fluid densities ρ _{T2cr of the} liquid of the second flow path with threshold values P3 and P4, if ρ _T2cr <P3, then the result of this measurement is ignored, and the measured value is substituted for it in subsequent calculations the previous value, if ρ _T2cр ≤ _П4 , then all subsequent calculations related to this average density are not performed, and an "Alarm" signal is issued. For practical use, as an option, it is proposed to take P3 = P4 = ρ _n (ρ _n is the given oil density, is set as data in the form of tables in the temperature and pressure range).

Усреднение измеренных значений плотностей и расходов газожидкостного потока в первом тракте протекания и жидкостного потока во втором тракте протекания выполняют в пределах интервала постоянства в среднем соотношений компонентов в газожидкостном потоке нефтескважин, т.е. интервала стационарности измеряемых потоков, за время, необходимое для обеспечения заданной точности измерений.Averaging of the measured densities and gas-liquid flow rates in the first flow path and the liquid flow in the second flow path is performed within the range of the average component ratio in the gas-liquid flow of oil wells, i.e. the stationarity interval of the measured flows, for the time required to ensure a given measurement accuracy.

Интервал стационарности характеризуется месторождением и является достаточно устойчивым параметром. Для повышения точности измерений интервал усреднения следует увеличивать. Если позволяют ресурсы вычислительного устройства, усреднение следует выполнять для нескольких временных интервалов, например за 1,8, 24 часа и др., в интересах технологических процессов.The stationarity interval is characterized by a deposit and is a fairly stable parameter. To increase the accuracy of measurements, the averaging interval should be increased. If the resources of the computing device allow, averaging should be performed for several time intervals, for example, for 1.8, 24 hours, etc., in the interests of technological processes.

Средние значения расходов компонентов по массе в измеряемом газожидкостном потоке с учетом измеренных температуры и давления можно вычислить по формулам:The average values of the mass flow rates of the components in the measured gas-liquid flow, taking into account the measured temperature and pressure, can be calculated by the formulas:

нефти Q_нcp=(Q_ж1cp+О_ж2ср)· G_н, (1)oil Q _ncp = (Q _Ж1cp + О _ж2ср ) · G _n , (1)

воды Q_вcp=(Q_ж1cp+О_ж2ср)· G_в, (2)water Q _vcp = (Q _Ж1cp + О _ж2ср ) · G _в , (2)

где G_н и G_в, - доли нефти и воды в жидкости газожидкостного потока соответственно, причем по определению G_н+G_в=1;where G _n and G _in , - the proportion of oil and water in the liquid gas-liquid flow, respectively, and by definition G _n + G _in = 1;

Q_ж1cp - средний расход жидкости в первом тракте протекания, данный расход определен с учетом допущения Q_ж1cp>>Q_гcp (Q_гcp - средний расход газа в первом тракте протекания);Q _Ж1cp is the average liquid flow rate in the first flow path, this flow rate is determined taking into account the assumption Q _q1cp >> Q _gcp (Q _gcp is the average gas flow rate in the first flow path);

Q_ж2cp - средний расход жидкости во втором тракте протекания.Q _Ж2cp - average fluid flow rate in the second flow path.

Далее, исходя из того, чтоFurther, based on the fact that

ρ _T2cp=ρ _нG_н+ρ _в(1-G_н); (3)ρ _T2cp = ρ _n G _n + ρ _in (1-G _n ); (3)

ρ _T2cp=ρ _нG_н+ρ _в(1-G_н), (4)ρ _T2cp = ρ _n G _n + ρ _in (1-G _n ), (4)

найдемwill find

G_н=(ρ _в-ρ _Т2ср)/(ρ _в-ρ _н); (5)G _n = (ρ _in -ρ _T2av ) / (ρ _in -ρ _n ); (5)

G_в=(ρ _Т2ср-ρ _н)/(ρ _в-ρ _н), (6)G _в = (ρ _Т2ср -ρ _н ) / (ρ _в -ρ _н ), (6)

где ρ _в - плотность воды в жидкости во втором тракте протекания, задается как данные в виде таблиц в диапазоне температур и давлений.where ρ _in is the density of water in the liquid in the second flow path, is set as data in the form of tables in the temperature and pressure range.

Подставляя в (1) и (2) значения G_н и G_в из (5) и (6) соответственно, определим расходы нефти и воды в видеSubstituting in (1) and (2) the values of G _n and G _in from (5) and (6), respectively, we define the flow of oil and water in the form

Q_нср=(Q_ж1cp+Q_ж2cp)*(ρ _в-ρ _Т2ср)/(ρ _в-ρ _н); (7)Q _nsr = (Q _j1cp + Q _j2cp ) * (ρ _in -ρ _T2sr ) / (ρ _in -ρ _n ); (7)

Q_вср=(Q_ж1cp+Q_ж2cp)*(ρ _Т2ср-ρ _н)/(ρ _в-ρ _н) (8)Q _vsr = (Q _Ж1cp + Q _Ж2cp ) * (ρ _Т2ср -ρ _н ) / (ρ _в -ρ _н ) (8)

Средний расход газа по массе определяется какThe mass average gas flow rate is defined as

Q_гср=v_гS_гρ_г, (9)Q _gsr = v _g S _g ρ _g , (9)

где v_г скорость движения газа в первом тракте протекания;where v _{g is} the gas velocity in the first flow path;

S_г - сечение первого тракта протекания, занимаемого газом, определяется какS _g - the cross section of the first flow path occupied by the gas is defined as

S_Г=S_Т1(ρ _T2cp-ρ _Т1ср)/ρ _Т2ср; (10)S _Г = S _Т1 (ρ _T2cp -ρ _Т1ср ) / ρ _Т2ср ; (10)

S_Т1 - полное сечение первого тракта протекания.S _T1 - full cross section of the first flow path.

Теперь, исходя из общеизвестного эффекта “проскальзывания” газа в газожидкостном потоке, т.е. того факта, что скорость движения газа в трубопроводе больше скорости движения жидкости, v_г можно определить как эмпирическую функциюNow, based on the well-known effect of gas “slipping” in a gas-liquid flow, i.e. the fact that the gas velocity in the pipeline is greater than the fluid velocity, v _g can be defined as an empirical function

v_г=v_ж1k_гa(k_г, t, ρ ), (11)v _r = v _x1 k _r a (k _r, t, ρ), (11)

где k_г=S_г/S_Т1 -коэффициент заполняемости первого тракта протекания газом;where k _g = S _g / S _{T1 is the} occupancy rate of the first gas flow path;

v_ж1 - скорость жидкости в первом тракте протекания, определяется как _x1 v - velocity of the fluid in the first flow path is defined as

v_ж1=Q_ж1/S_Т1ρ_ср, (12)v _x1 _x1 = Q / S _T1 ρ _cp, (12)

a(k_г, t, ρ ) - функция от k_г и измеренных температуры t и давления (газожидкостного потока, определяется экспериментальным путем. Подставляя в (9) значение S_г из (10) и v_г из (11) с учетом значения v_ж1 из (12), получимa (k _g , t, ρ) is a function of k _g and the measured temperature t and pressure (gas-liquid flow, determined experimentally. Substituting in (9) the value of S _g from (10) and v _g from (11) taking into account the value v _x1 from (12), we obtain

Q_гср=Q_ж1ср(ρ _Т2ср-ρ _Т1ср)²ρ _гa(k_г, t, ρ )/ρ $\binom{2}{Т2ср}$ ρ $\binom{}{T1cp}$ (13)Q _gsr = Q _w1sr (ρ _T2sr -ρ _T1sr ) ² ρ _g a (k _g , t, ρ) / ρ $\binom{2}{T2sr}$ ρ $\binom{}{T1cp}$ (thirteen)

В заключение заметим, что использование предлагаемого способа позволит практически реализовать измерение расхода компонентов газожидкостного потока нефтескважин достаточно просто и с необходимой точностью.In conclusion, we note that the use of the proposed method will practically implement the measurement of the flow rate of the components of the gas-liquid flow of oil wells quite simply and with the necessary accuracy.

Таким образом, использование предлагаемого способа позволяет решить поставленную задачу.Thus, the use of the proposed method allows to solve the problem.

Источники информацииSources of information

1. Способ измерения покомпонентного расхода трехкомпонентного газожидкостного потока, проходящего по трубопроводу, и устройство для его осуществления. Патент №2008617, опубл. 1994.02.28, МПК G 01 F 5/00.1. The method of measuring the component flow rate of a three-component gas-liquid flow passing through the pipeline, and a device for its implementation. Patent No. 2008617, publ. 1994.02.28, IPC G 01 F 5/00.

2. Расходомер для многофазной текучей среды и способ измерения расхода многофазной текучей среды. Патент №2159409, опубл. 2000.11.20, МПК G 01 F 1/74.2. A flowmeter for a multiphase fluid and a method for measuring the flow rate of a multiphase fluid. Patent No. 2159409, publ. 2000.11.20, IPC G 01 F 1/74.

3. Серов Б.Б. Современные подходы к построению систем измерения количества нефти и нефтепродуктов//Датчики и Системы. 2001. №2, стр.27, 2 колонка, подзаголовок “Многофункциональность”.3. Serov BB Modern approaches to building systems for measuring the amount of oil and oil products // Sensors and Systems. 2001. No.2, p. 27, 2 column, subtitle “Multifunctionality”.

Claims

1. A method for measuring the flow rate of components of a gas-liquid flow of oil wells, based on the separation of the gas-liquid flow into two paths of the flow of substances located parallel to each other, and in the first flow path measure the flow of gas-liquid flow by mass, and in the second flow path produce a restriction of fluid flow, characterized in that in addition, in the first flow path, the density of the gas-liquid flow is measured, and also the absence of liquid is detected, in the second flow path from measure the density and flow rate of the liquid by the mass of the gas-liquid stream, and also detect the presence of gas, average the measured densities of the gas-liquid stream in the first flow path and the liquid in the second flow path, average the measured flow rates of the gas-liquid flow in the first flow path and the liquid in the second flow path, measure the temperature and pressure of the gas-liquid flow, while for the second flow path provide an average intake of liquids proportional to the liquid components on average from a gas-liquid stream, then the average values of the components of oil, water and gas in the measured gas-liquid stream are calculated using the formulas taking into account the measured temperature and pressure, using the a priori known density of oil, water and gas for the aforementioned measured temperature and pressure, if there is a lack of liquid in the first flow path and the detection of gas in the second flow path give a signal about the incorrectness of the measurements, the results of which in this case for subsequent calculations are not The “Alarm” signal is used and issued.

2. The method according to claim 1, characterized in that before entering the second flow path, gas-liquid flow is mixed, and at the output of the second flow path, the fluid flow is restricted, thereby providing for the given conditions in the second flow path only a liquid flow with a proportional the liquid components by the liquid intake of the gas-liquid stream as a whole.

3. The method according to claim 2, characterized in that the mixing of the gas-liquid stream before entering the second flow path is performed not in the full section of the gas-liquid stream before its separation, but only in a certain part, leaving some part of the said section for free passage of gas into the first flow path.

4. The method according to claim 1, characterized in that the measurement of the density of the gas-liquid flow in the first flow path and the liquid flow in the second flow path is performed by exciting and measuring the resonant frequencies of the natural oscillations of the first and second flow paths, which are used as arguments of the functions of the densities mentioned.

5. The method according to claim 1, characterized in that the measurement of gas-liquid flow rates in the first flow path and the liquid flow in the second flow path are carried out by mass and provide a method for measuring the bending vibrations of the flow paths arising from Coriolis acceleration during vibration of the flow paths, which use as arguments the functions of the mentioned expenses.

6. The method according to claim 4, characterized in that the vibration of the flow paths is performed at resonant frequencies for each of the flow paths.

7. The method according to claim 1, characterized in that the operation for detecting the absence of liquid in the first flow path is performed by constantly comparing the measured short-term and average densities of the gas-liquid flow of the first flow path with threshold values, if the measured short-term density is less than a predetermined threshold value, then the result this measurement is ignored, and instead, in subsequent calculations, the measured previous value is substituted if the measured average density is less preset threshold value, then all subsequent calculations associated with a given average density are not performed, and an “Alarm” signal is issued.

8. The method according to claim 1, characterized in that the averaging of the measured densities and gas-liquid flow rates in the first flow path and the liquid flow in the second flow path is performed within an interval of constant average proportions of components in the gas-liquid flow of oil wells, i.e. the stationarity interval of the measured flows, for the time required to ensure a given measurement accuracy.

9. The method according to claim 1, characterized in that the operation for detecting the presence of gas in the second flow path is performed by constantly comparing the measured short-term and average liquid densities of the second flow path with threshold values, if the measured short-term density is less than a predetermined threshold value, the result of this measurements are ignored, and instead, in subsequent calculations, the measured previous value is substituted if the measured average density is less than the preset value copulating threshold value, then all subsequent calculations Related average density not performed, the signal is output "Failure".

10. The method according to claim 1, characterized in that the second flow path is located below the lower level of the input stream before it is separated, while the flow path is formed so that pockets and sinuses are not created to hold gas bubbles.

11. The method according to claim 1, characterized in that the average values of the flow rates of the components by weight in the measured gas-liquid flow, taking into account the measured temperature and pressure, are calculated by the formulas:

⇒ oil

Q _нср = (Q _ж1ср + Q _ж2ср ) · (ρ _в –ρ _Т2ср ) / (ρ _в –ρ _н )

⇒ water

Q _vsr = (Q _Ж1ср + Q _Ж2ср ) · (ρ _Т2ср –ρ _н ) / (ρ _в –ρ _н )

⇒ gas

Q _gsr = Q _w1sr (ρ _T2sr –ρ _T1sr ) ² ρ

\binom{}{g}

a (k _g , t, p) / ρ

\binom{2}{T2sr}

ρ _T1

where Q _l1av is the average gas-liquid flow rate in the first flow path, provided that Q _w &γτ;> Q _g (Q _W and Q _g - flow rates of liquid and gas in the first flow path), is equal to the flow rate of fluid in the first flow path, measured during operation;

Q _Ж2ср - the average value of the fluid flow in the second flow path, measured during operation;

ρ _Т1ср - the average value of the density of the gas-liquid flow, measured during operation;

ρ _T2av - the average value of the density of the liquid in the second flow path, measured during operation;

ρ _in - the density of water at measured temperature and pressure, is set in the form of a table;

ρ _n - a given density of oil at measured temperature and pressure, is set in the form of a table;

ρ _g - the given density of the gas at the measured temperature and pressure, is set in the form of a table;

and (k _g , t, p) is a function of the measured temperature and pressure of the gas-liquid flow, is determined experimentally.