Способ и устройство для определения состава многофазного потока скважинной продукции

Использование: для определения состава многофазного потока скважинной продукции. Сущность: заключается в том, что используют источник с, по меньшей мере, двумя энергетическими пиками, регистрируют одним детектором гамма-кванты, испытавшие, по меньшей мере, одно комптоновское рассеяние, а другим детектором гамма-кванты, прошедшие через трубу со скважинной продукцией без взаимодействия с компонентами скважинной продукции, при этом производят калибровку по воде, газу и нефти, вычисляя коэффициент поглощения и коэффициент комптоновского рассеяния во всех энергетических окнах, после чего осуществляют измерение состава многофазной смеси потока, решая систему уравнений, первое из которых отражает тот факт, что сумма объемных долей равна единице, а следующие уравнения определяют зависимость поглощения в энергетических окнах от объемных долей различных фаз и зависимость количества рассеянных гамма-квантов от объемных долей различных фаз. Технический результат: обеспечение возможности получения быстрой и точной информации о составе многофазного потока флюида. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к области измерения параметров многофазового потока, а именно к области измерения состава многофазового потока с использованием измерения интенсивности поглощения гамма-квантов (фотонов) разных энергий, и может быть использовано в различных областях промышленности, использующих многофазные, в том числе и газожидкостные потоки.

В предпочтительном варианте реализации предлагаемое изобретение относится к области измерения фазового состава скважинной продукции и основано на измерении двумя разными детекторами двух разных типов гамма-квантов: гамма-квантов, прошедших через среду без взаимодействия, и гамма-квантов, испытавших комптоновское рассеяние и отклонившихся на определенный угол.

Известен (RU, патент 2087871) способ измерения расхода водонефтяного потока, заключающийся в измерении разности температур терморезисторами в двух сечениях измерительного участка, между которыми подводят фиксированное количество тепла. Кроме того, дополнительно измеряют в течение фиксированного промежутка времени перегрев терморезисторов при работе в режиме термоанемометра, время, в течение которого каждый из терморезисторов имеет значение перегрева в пределах диапазона, характерного для каждого вещества, входящего в поток, и отношение этого времени ко всему фиксированному промежутку времени учитывают при определении расхода.

Способ имеет значительную погрешность и не пригоден для определения фазового состава потока.

Известен (RU, патент 2126143) ультразвуковой расходомер компонентов многофазной среды в трубопроводе, содержащий измерительную камеру, на противоположных стенках которой размещены излучатель импульсов и приемник прошедших через среду импульсов, соединенный с блоком измерения параметров, прошедших через среду импульсов, и электронно-вычислительную систему. Размещенная в потоке измерительная камера выполнена с возможностью непрерывного пропускания части потока в пространстве между излучателем и приемником, расположенными на расстоянии 1-20 мм друг от друга, а по ходу движения потока установлен соединенный с электронно-вычислительной системой блок измерения скорости потока, содержащий вторую измерительную камеру.

Недостатком известного расходомера можно признать его низкую точность.

В нефтегазовой промышленности, вероятно, наиболее простым и точным методом измерения фазового состава скважинной продукции является радиоактивный метод. Сущность известного метода состоит в регистрации прошедших через флюид гамма-квантов различных энергий и сравнение их с калибровочными значениями (количество гамма-квантов, прошедших через трубу, заполненную последовательно воздухом, нефтью и водой). Затем вычисляют коэффициенты поглощения, а по коэффициентам поглощения вычисляют объемные доли трех фаз - нефти, воды и газа. На таком принципе работают, например, расходомеры компании Schlumberger (Vx-Phasetester, Vx-Phasewatcher), компании Haimo (Haimo MPFM), компании Roxar (MPFM).

Также радиоактивные методы используют в каротаже с целью измерения плотности и состава породы либо с целью обнаружения дефектов обсадных колонн (коррозия, трещины и т.д.). Метод измерения плотности и состава породы существенно отличается от измерения состава скважинной продукции на поверхности, поскольку измерение количества прошедших гамма-квантов не представляется возможным, и производят измерение только рассеянных гамма-квантов. В силу того, что в данном случае уравнения намного сложнее и решение обратной задачи (восстановление свойств породы или обсадной колонны по числу зарегистрированных гамма-квантов) не однозначно, обычно используется каротажный прибор с двумя или более детекторами. Примеры таких приборов: приборы компании Schlumberger (LDL, PEX, TLD), компании Halliburton (ALD) и другие.

Известен (RU, патент 1783304) расходомер двухфазных сред, содержащий первый и второй источники радиоактивного излучения, первый и второй радиоизотопные датчики, выходы которых соединены с входами соответственно первого и второго выходных преобразователей и входами блока усреднения, тактовый генератор, соединенный с синхровходами первого и второго выходных преобразователей, а также счетно-логическое устройство.

В частности, применение поглощения гамма-квантов более чем двух энергетических уровней с целью получения большего количества данных о флюиде приведено в патенте ЕР 236623. Полученные данные могут быть использованы для измерения объемной доли четвертой фазы (например, механические примеси и песок) или для корректировки содержания количества серы в нефти.

В заявке на патент WO/1994/025859 охарактеризован способ измерения состава многофазной продукции, основанный на измерении поглощения фотонов двух энергетических уровней в добываемой жидкости. После измерений соответствующих параметров потока фотонов проводят решение линейной системы уравнений с тремя неизвестными (объемные доли нефти, газа и воды) и тремя уравнениями (уравнения для коэффициентов поглощения на двух энергетических уровнях и тождество суммы всех объемных долей равной единице) дают объемные доли трех фаз.

Наиболее близким аналогом заявленного технического решения можно признать (RU, патент 2184367) способ определения состава многофазной жидкости путем пропускания через нее пучка фотонов и измерения уровня поглощения излучения жидкостью при как минимум трех уровнях энергии излучения и передача данных измерения поглощения излучения на блок обработки данных, который программируется так, что он осуществляет вычисления в соответствии с алгоритмом вычисления фазовой доли на основании упомянутых данных о поглощении излучения и на основании упомянутых вычислений выдает данные, касающиеся состава жидкости, причем жидкость содержит соленую воду, а алгоритм расчета фазовой доли включает в себя этапы определения солености воды. Способ согласно изобретению основан на понимании того факта, что содержание соли, если таковая имеется, в воде, выдаваемой, например, скважиной для добычи сырой нефти, может оказывать существенное воздействие на поглощение жидкостью пучка фотонов.

Для реализации способа предложено использовать измерительный прибор, содержащий источник излучения для пропускания через жидкость пучка фотонов, детектор излучения для измерения уровня поглощения излучения жидкостью при как минимум трех уровнях энергии излучения и блок обработки данных, который программируется так, что он производит вычисления в соответствии с алгоритмом вычисления фазовой доли на основании данных о поглощении излучения и выдает данные, касающиеся состава жидкости, на основании указанных вычислений, причем измерительный прибор приспособлен определять состав многофазной жидкости, которая содержит соленую воду, и алгоритм вычисления фазовой доли включает в себя этапы определения солености воды.

Недостатком известного технического решения следует признать невысокую точность.

Техническая задача, решаемая посредством предлагаемого технического решения, состоит в обеспечении возможности получения быстрой и точной информации о составе многофазного потока флюида.

Технический результат, получаемый при реализации настоящего изобретения, состоит в разработке устройства для измерения состава многофазного потока флюида, а также методики его использования с одновременным определением дополнительных компонентов многофазового потока флюида с более высокой точностью или за более короткое время измерений.

Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ определения состава многофазного потока. Согласно предлагаемому способу проводят генерирование гамма-квантов источником с, по меньшей мере, двумя энергетическими пиками и регистрацию первым детектором гамма-квантов, прошедших через трубу со скважинной продукцией без взаимодействия компонентами скважинной продукции, и регистрацию вторым детектором гамма-квантов, испытавших, по меньшей мере, одно комптоновское рассеяние, с последующей математической обработкой полученных результатов регистрации. Предпочтительно в качестве места прохождения гамма-квантов используют область трубы, выполненную из высокопрочного материала с низким коэффициентом поглощения гамма-квантов с энергией, которую излучает их источник. В случае высокой объемной доли газа в многофазном потоке флюида преимущественно используют увеличенный диаметр трубы с обеспечением заметного поглощения гамма-квантов.

Для реализации вышеприведенного способа предложено использовать устройство определения состава многофазного потока флюида, содержащее источник гамма-квантов с, по меньшей мере, двумя энергетическими пиками, выход которого подключен к входу первого коллиматора, который посредством окон соединен с трубой, по которой проходит анализируемый поток флюида (скважинной продукции), второй коллиматор, установленный вдоль оси пучка гамма-квантов после трубы с анализируемым потоком флюида (скважинной продукцией), на конце второго коллиматора на оси пучка гамма-квантов установлен первый детектор для регистрации прошедшего в среде без рассеяния потока гамма-квантов, при этом второй детектор установлен с возможностью регистрации гамма-квантов, рассеянных в анализируемом многофазном потоке (скважинной продукции). Второй детектор может быть установлен непосредственно после трубы вокруг второго коллиматора или сразу после первого коллиматора перед измерительной трубой. При реализации способа могут быть использованы сцинтилляционный и/или полупроводниковый детекторы. При этом гамма-кванты могут генерировать как химические радиоактивные источники, так и рентгеновские трубки (рентгеновское излучение).

Существенное отличие разработанного способа измерения состава многофазной смеси состоит в том, что способ предполагает регистрацию гамма-квантов, прошедших через трубу со скважинной продукцией без взаимодействия (на первом детекторе), и регистрацию гамма-квантов, испытавших одно или несколько комптоновских рассеяния (на втором детекторе). Основное преимущество разработанного способа по сравнению с методиками работы обычных многофазных расходомеров состоит в том, что он позволяет отслеживать дополнительные параметры многофазной смеси - изменение солености воды, содержание серы в нефти, вынос песка и т.д.

Кроме того, предложенный способ позволяет увеличить точность определения состава многофазного потока в случае высокой объемной доли газа либо, при неизменной точности, уменьшить необходимое время для тестирования одной скважины.

Конструкция системы с двумя детекторами для измерения состава многофазного потока приведена на фиг.1. и 2.

В первом варианте осуществления разработанного способа, согласно изобретению, используемое устройство (фиг.1) содержит радиоактивный источник 1 с несколькими энергетическими пиками. После источника 1 установлен первый коллиматор 2, который посредством окон соединен с трубой 3. Второй коллиматор 4 установлен вдоль оси пучка гамма-квантов после трубы 3 со скважиной продукцией. На оси пучка гамма-квантов на конце второго коллиматора 4 установлен первый детектор 5 для регистрации прошедшего в среде потока гамма-квантов (без рассеяния). Второй детектор 6 установлен непосредственно после трубы 3 вокруг коллиматора 4 и использован для регистрации гамма-квантов, рассеянных в среде (комптоновское рассеяние).

Во втором варианте осуществления настоящего изобретения (фиг.2) второй детектор 6 может быть установлен не вокруг второго коллиматора 4, а сразу после первого коллиматора 2 перед измерительной трубой 3. В этом варианте реализации предложенного технического решения детектор 6 будет фиксировать отраженные в самом начале пути гамма-квантов комптоновского рассеяния, и, при подходящем выборе параметров детектора, их количество может быть сопоставимо с количеством гамма-квантов на детекторе 5.

Эти и другие признаки, объекты и преимущества способа и устройства согласно изобретению в дальнейшем станут понятными из нижеследующего подробного описания, формул, чертежей и расчетных примеров. Специалисту в этой области понятно, что приведенные подробности приводятся для объяснения сущности изобретения и не являются ограничивающими.

Источником гамма-квантов 1 могут быть изотопы Ва-133, Am-241, Gd-153 или любой другой радиоактивный источник, имеющий, по меньшей мере, два энергетических пика.

Второй детектор 6 может иметь либо кольцевую форму (с отверстием для второго коллиматора 4), либо любую другую геометрическую форму, но детектор должен находиться вне пути пучка гамма-квантов, испускаемых источником 1.

Область трубы 3 в месте крепления коллиматоров (2, 4) и второго детектора 6 желательно выполнить из высокопрочного материала с низким коэффициентом поглощения в той области гамма-квантов, которую излучает радиоактивный источник.

Предложенное техническое решение с использованием двух детекторов может расширить диапазон работы системы по составу многокомпонентной смеси. Например, диаметр трубы может быть увеличен так, чтобы поглощение было достаточно заметным даже при высокой объемной доли газа в смеси. При этом в обычном многофазном гамма-расходомере (без дополнительного детектора) увеличение диаметра для повышения чувствительности в области высокой объемной доли газа означает снижение чувствительности для случая низкой объемной доли газа и жидкой продукции с высоким удельным поглощением гамма-квантов (нефть с высоким содержанием серы). В случае использования двух детекторов для измерения фазового состава жидкости в трубе большого диаметра расположение детекторов может быть иным.

Очевидно, что все вышеизложенные рассуждения относятся не только к источнику Ва-133, а могут быть применены практически для любого источника. Кроме того, энергетические окна могут быть выбраны несколько иначе, а во втором детекторе 6 могут использоваться не все энергетические окна первого детектора 5 (или иные окна) и т.д.

Способ измерения состава многофазного потока в предпочтительном варианте реализации имеет следующий порядок.

1. Проведение измерений на пустой трубе 3 и получение калибровочных чисел гамма-квантов, зарегистрированных первым детектором 5, причем отдельно осуществляют счет гамма-квантов на разных энергиях . Количество гамма-квантов, регистрируемых вторым детектором 6, должно быть близко к нулю, отличие от нуля обусловлено рассеянием гамма-квантов на воздухе.

2. Выполнение измерений на воде. При заполнении трубы 3 водой производят измерение числа гамма-квантов во всех энергетических окнах. По известной формуле производят вычисление коэффициента поглощения воды: , где нижний индекс w обозначает пресную воду, d - внутренний диаметр трубы, а i - номер энергетического окна. Коэффициент комптоновского рассеяния можно выразить из массового коэффициента поглощения и количества рассеянных гамма-квантов, определяемых вторым детектором 6 . В общем виде это можно записать так: , где - есть некоторая функция, которая зависит от ряда факторов, таких как геометрия системы, а - коэффициент комптоновского рассеяния. Следует отметить, что коэффициент поглощения определяют как сумму коэффициентов комптоновского рассеяния и фотоэффекта. В случае высокого объемного содержания газа последнее выражение может быть разложено в ряд по , что упрощает выражение до: , коэффициенты зависят от геометрии системы, а также от энергетического уровня. Сами коэффициенты (либо функции ) легко могут быть найдены либо прямым интегрированием, либо статистическим моделированием методом Монте-Карло. Понятно, что количество рассеянных гамма-квантов может быть записано в любом другом параметрическом виде, что, однако, не меняет сути метода. Исходя из уравнения на количество рассеянных фотонов, вычисляют коэффициенты .

3. Аналогично предыдущему пункту, производят калибровку по нефти, то есть вычисляют и для нефти (коэффициент поглощения нефти и коэффициент комптоновского рассеяния).

4. Обычно калибровку по газу невозможно выполнить в полевых условиях и имеет смысл вводить данные по составу газа в соответствующую формулу для вычисления коэффициентов поглощения и комптоновского рассеяния. В случае отсутствия таких данных газ может моделировать как чистый метан, так любой другой газ, который ожидается в данной нефти. Ошибка от некорректного задания данных по составу газу будет значительной только при очень высокой объемной доле газа в смеси.

5. После проведения калибровочных испытаний производят основное измерение - измерение состава многофазной смеси потока из скважины. В общем случае имеем систему (2N+1) уравнений (N - число энергетических окон для каждого из детекторов):

Первое уравнение отражает тот факт, что сумма объемных долей равна единице, следующие N уравнений определяют зависимость поглощения фотонов в N энергетических окнах от объемных долей различных фаз, а следующие N уравнений (с функциями ) определяют зависимость количества рассеянных гамма-квантов, зарегистрированных вторым детектором 6, от объемных долей различных фаз.

В случае если коэффициенты поглощения воды, нефти и газа остаются неизменными, то использование двух пиков и показаний только первого детектора 5 достаточно для вычисления состава смеси.

Существенное отличие предлагаемого способа состоит в том, что вместо N+1 уравнений получаем 2N+1 уравнений. Использование дополнительных уравнений позволяет не только разрешать систему линейных уровней, но и вычислять те значения объемных долей трех компонент, которые минимизируют ошибку определения объемных долей всех фаз. Дополнительные данные определяют также изменение солености воды, содержания серы в нефти и многие другие свойства скважинной продукции, значения которых принимаются обычно постоянными.

Например, в случае использования радиационного источника с двумя пиками для определения изменения солености воды и содержания серы в нефти уравнения могут быть переписаны в виде:

Здесь использованы обозначения , , , для определения изменения коэффициентов поглощения и комптоновского рассеяния нефти при изменении содержания серы и воды при изменении солености (коэффициенты легко могут быть вычислены, используя стандартные коэффициенты поглощения нефти, воды, соли и серы, а также используя стандартные корреляции для определения зависимости плотности нефти от содержания серы и плотности воды от солености). Переменные δω_S и δω_Scale обозначают изменения содержания серы в нефти и соли в воде в массовых долях. Таким образом, имеется пять переменных - объемные доли трех фаз α_o, α_w, α_g и введенные переменные δω_S и δω_Scale, которые могут быть определены решением системы из пяти уравнений.

Возможно также решение системы уравнений не в терминах объемных долей разных фаз, а в терминах массовых долей различных химических элементов, встречающихся в скважинной смеси. Такими элементами могут быть: С (углерод), Н (водород), О (кислород) и часто встречающиеся элементы с высокими поглощающими свойствами, например S (сера) и Cl (хлор). В таком случае в системе из 2N+1 уравнений есть конечное число неизвестных (в данном случае 5). При N>2 приведенная система уравнений позволяет получить решение для состава смеси с минимизацией ошибки.

Следует отметить, что данный метод предполагает возможность использования обычного сцинтилляционного либо полупроводникового детектора (ЕР 0696354). Использование сцинтилляционного детектора, с одной стороны, сильно удешевляет прибор и повышает его надежность (не требуется дополнительное охлаждение), а с другой - вносит большие систематические ошибки. Поскольку у сцинтилляционного детектора разрешение по энергии ниже, чем у полупроводникового детектора, то для него выбираются более широкие энергетические окна.

Это можно рассмотреть на примере использования источника Ва-133. Изотоп имеет несколько энергетических пиков - пики характеристического излучения около 31-36 кэВ, а также гамма-кванты энергий: 81, 276.4, 302.9, 356 и 383.9 кэВ. Для примера реализации со сцинтилляционным детектором можно установить три энергетических окна: 20-45 кэВ (окно 1), 70-90 кэВ (окно 2), 220-450 кэВ (окно 3). При этом, прежде чем вычислять коэффициенты поглощения, для устранения ошибок, связанных с конечной шириной окон, следует провести дополнительную коррекцию зарегистрированного числа гамма-квантов по всем окнам (учесть взаимное влияние окон, связанное с комптоновским рассеянием высокоэнергетических регистрируемых гамма-квантов в кристаллах и регистрацией их как низкоэнергетических пиков, случайные совпадения).

Поскольку рассеянные гамма-кванты имеют энергию меньше начальной, то для второго детектора 6 энергетические окна могут быть выбраны несколько иными. Если размер второго детектора 6 мал, то количество многократно рассеянных гамма-квантов можно считать пренебрежимо малым. Поскольку максимальный угол комптоновского рассеяния гамма-квантов, которые все еще могут быть зарегистрированы вторым детектором, есть π/2, то максимально возможное смещение энергии комптоновского рассеяния (зарегистрировано вторым детектором 6) составит , то есть ширину этого окна можно оставить без изменения. Во втором и третьем окнах минимальная энергия комптоновских гамма-квантов от гамма-квантов радиоактивного источника составляет, соответственно, и . Поэтому энергетические окна могут быть выбраны, например, следующими: 20-45 кэВ, 60-90 кэВ, 160-450 кэВ, так, что они не перекрываются по энергии и могут рассматриваться как независимые.

Можно увеличивать размер второго детектора 6, расширять ширину энергетических окон, регистрировать дважды рассеянные гамма-квантов, а дополнительный вклад гамма-квантов из третьего окна в первом и во втором окне вычитать с неопределенными коэффициентами, которые могут быть найдены измерением числа прошедших и рассеянных гамма-квантов в образце известного фазового состава.

Преимущества заявленного технического решения (в частности, снижение погрешности) становятся понятными из описанного ниже расчетного примера 1. Для расчетного примера выбран первый вариант воплощения изобретения, изображенный на фиг.1.

Использование второго детектора описанным выше методом может быть особенно полезным в случае высокой объемной доли газа в скважинной продукции, когда μd<<1. При этом коэффициент поглощения, вычисленный как , (где N - реальное число гамма-квантов определенной энергии, откорректированное описанными выше способами в случае сцинтилляционного детектора, а в случае полупроводникового детектора корректировка не требуется) при измерении имеет статистическую погрешность , погрешность для калибровочной статистики N₀ считается малой, поскольку время калибровки может быть выбрано достаточно длительным. Относительная погрешность коэффициента поглощения, от которой зависят погрешности таких физических величин, как объемная доля газа или обводненность продукции, равна . Но при большой объемной доли газа в смеси N≈N₀ логарифм можно разложить как . В итоге, для относительной ошибки коэффициента поглощения имеем простое соотношение .

Что касается коэффициента комптоновского рассеяния, то его ошибка обусловлена статистической ошибкой количества рассеянных гамма-квантов: N_sc≈Cμ_cdN. В последнем выражении пренебрегли вкладом дважды и более раз рассеянных гамма-квантов, число которых при высокой объемной доли газа незначительно.

Окончательное выражение для относительной погрешности комптоновского рассеяния выглядит как .

Отношение относительных погрешностей определяет отношение погрешностей определения физических параметров смеси в двух выбранных случаях: . Этот коэффициент при умеренном значении геометрического параметра С может быть меньше единицы (параметр С тем больше, чем больше размер второго детектора).

Оценка отношения погрешностей для второго детектора и первого детектора для случая, если детектор имеет геометрические и физические параметры, обеспечивающие регистрацию, положим, 10% всех рассеянных гамма-квантов, а смесь состоит из 99% газа и 1% нефти, происходит следующим образом. Предположительно массовый (но не линейный) коэффициенты поглощения газа и нефти приблизительно равны и составляют ν≈0.17 см²г^-1, а энергия такова, что коэффициент комптоновского рассеяния предположительно вдвое меньше полного коэффициента поглощения, давление в смеси равно 10 бар, температура равна стандартной температуре, плотность нефти ρ_o=0.8 г·см^-3, плотность газа при нормальных условиях составляете ρ_g0=0.001 г·см^-3, а диаметр той части прибора, где происходит измерение, равен d≈3 см (близок к диаметру в одном из расходомеров Шлюмберже класса Vx). Тогда оценка для отношения погрешностей для показаний двух детекторов имеет вид:

Видно, что использование показаний только второго детектора для газоконденсатных скважин с малым устьевым давлением уже дает точность выше, чем использование только первого детектора. Измерение даже малого количества конденсата важно при эксплуатации газоконденсатных скважин для предотвращения возможных осложнений в процессе добычи (например, выпадение конденсата в призабойной зоне пласта). Предложенное техническое решение с двумя детекторами уже дает точность, ту же или выше, чем точность, получаемую при использовании только одного детектора, установленного для измерения количества гамма-квантов, прошедших через многофазную среду.

Таким образом, использование системы из двух детекторов для регистрации числа прошедших и рассеянных гамма-квантов может оказаться крайне полезным для увеличения точности измерений либо для уменьшения времени измерений (при заданной точности).

1. Способ определения состава многофазного потока скважинной продукции, включающий генерирование гамма-квантов и регистрацию гамма-квантов с последующей математической обработкой полученных результатов регистрации, отличающийся тем, что используют источник с, по меньшей мере, двумя энергетическими пиками, регистрируют одним детектором гамма-кванты, испытавшие, по меньшей мере, одно комптоновское рассеяние, а другим детектором гамма-кванты, прошедшие через трубу со скважинной продукцией без взаимодействия с компонентами скважинной продукции, при этом производят калибровку по воде, газу и нефти, вычисляя коэффициент поглощения и коэффициент комптоновского рассеяния во всех энергетических окнах, после чего осуществляют измерение состава многофазной смеси потока, решая систему уравнений, первое из которых отражает тот факт, что сумма объемных долей равна единице, а следующие уравнения определяют зависимость поглощения в энергетических окнах от объемных долей различных фаз и зависимость количества рассеянных гамма-квантов от объемных долей различных фаз.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве места ввода гамма-квантов используют область трубы, выполненную из высокопрочного материала с низким коэффициентом поглощения в той области энергии гамма-квантов, которую излучает радиоактивный источник.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют увеличенный диаметр трубы с обеспечением заметного поглощения гамма-квантов при высокой объемной доле газа в смеси.

4. Устройство определения состава многофазного потока, содержащее источник гамма-квантов и один детектор гамма-квантов, отличающееся тем, что использован источник с, по меньшей мере, двумя энергетическими пиками, выход которого подключен к входу первого коллиматора, который посредством окон соединен с трубой, по которой проходит анализируемый поток скважинной продукции, один детектор установлен с возможностью регистрации гамма-квантов, рассеянных в скважинной продукции, при этом оно дополнительно содержит второй коллиматор, установленный вдоль оси пучка гамма-квантов после трубы со скважинной продукцией, причем на конце второго коллиматора на оси пучка гамма-квантов установлен детектор для регистрации прошедшего в среде без рассеяния потока гамма-квантов.

5. Устройство по п.4, отличающееся тем, что детектор, регистрирующий рассеянные гамма-кванты, установлен непосредственно после трубы с контролируемым многофазным потоком вокруг второго коллиматора.

6. Устройство по п.4, отличающееся тем, что детектор, регистрирующий рассеянные гамма-кванты, установлен в конце первого коллиматора перед трубой с контролируемым многофазным потоком.

7. Устройство по п.4, отличающееся тем, что использованы сцинтилляционный и/или полупроводниковый детекторы.