Изобретение относится к способу и устройству для непрерывного определения параметров потока смеси и предназначено для использования в нефте- и газодобывающей промышленности. Способ определения объемных долей воды и свободного газа в потоке сырой нефти включает пропускание потока сырой нефти в виде нефтегазоводной смеси через сформированный поверхностью обтекаемого тела эжектирующий канал с последовательно преобразующими поток зонами: зоной сужения канала, ускоряющей пропускаемый поток; зоной, стабилизирующей скоростное течение потока с неизменным поперечным сечением канала, соответствующим размерам самого узкого его поперечного сечения; и зоной расширения канала, снижающей скорость истечения потока, а также непрерывное измерение датчиками частотной характеристики диэлектрической проницаемости потока сырой нефти и последующее определение содержания в нем объемной доли воды и свободного газа путем вычислений, дополнительно перед пропусканием потока сырой нефти через зону сужения канала его гомогенизируют, а после поступления этого потока в зону расширения канала его тормозят с обеспечением гравитационного отделения от него тяжелой фракции сырой нефти в виде смеси нефти с водой, и эту отделившуюся тяжелую фракцию сырой нефти в виде смеси нефти с водой направляют в сформированную в эжектирующем канале отдельную проточную камеру с обратной пассивной циркуляцией смеси, при этом непрерывному измерению частотной характеристики диэлектрической проницаемости сырой нефти подвергают как ее общий поток в зоне с неизменным поперечным сечением канала, соответствующим размерам самого узкого его поперечного сечения, так и поток ее тяжелой фракции в виде смеси нефти с водой, и каждое текущее значение частотной характеристики диэлектрической проницаемости смеси нефти с водой используют для вычисления объемной доли воды и свободного газа в сырой нефти, причем объемную долю воды в сырой нефти вычисляют по формуле: где: W - объемная доля воды в тяжелой фракции потока сырой нефти с преимущественным наполнением смесью нефти с водой, %; fw - частота датчика влагосодержания при калибровке водой, Гц; fn - частота датчика влагосодержания при калибровке нефтью, Гц; fwn - текущее значение частоты датчика влагосодержания для смеси вода-нефть, Гц, а объемную долю свободного газа в сырой нефти вычисляют по формуле:где: G - объемная доля газа в легкой фракции потока сырой нефти с преимущественным газовым наполнением, %; fG - частота датчика газосодержания при калибровке воздухом, Гц; fGwn - текущее значение частоты датчика газосодержания в НГВС, Гц; fwn - текущее значение частоты датчика влагосодержания для смеси вода-нефть, Гц; а также измерительная система для осуществления этого способа.