Документ 46352

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["ГОСТ Р 8.615-2005"]:::rst
  click n0 "https://bukva.ai/docs/gost-r-8-615-2005-rostehregulirovanie" "ГОСТ Р 8.615-2005. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические треб"
  n1["ПНСТ 360-2019"]:::rst
  click n1 "https://bukva.ai/docs/standart-pnst-360-2019" "ПНСТ 360-2019. Предварительный национальный стандарт Российской Федерации. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества добываемых из недр нефти и.."
  n2["ГОСТ Р 8.1016-2022"]:::doc
  n1 --> n2
  n0 --> n1
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

of oil-gas-water mixtures and their components.

ОКС 17.020

1 РАЗРАБОТАН Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии — филиалом федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева» (ВНИИР — филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)

2 ВНЕСЕН Управлением метрологии Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 декабря 2022 г. № 1638-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

5 ДЕЙСТВУЕТ ВЗАМЕН ПНСТ 360-2019

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)

1 Область применения

(раздел 1 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

Настоящий стандарт содержит общие метрологические и технические требования к измерениям количества нефтегазоводяной смеси и ее компонентов, в том числе нефти, по скважине (группе скважин), а также физико-химических свойств нефтегазоводяной смеси с применением измерительных установок (ИУ), многофазных расходомеров (МФР), систем измерений количества нефтегазоводяной смеси (СИКНС) прямым и косвенным методами динамических измерений на территории Российской Федерации.

Результаты измерений количества нефтегазоводяной смеси прямым и косвенным методами динамических измерений с применением ИУ, МФР, СИКНС по скважине (или группе скважин) могут быть использованы для определения дебита скважин по массе нетто нефти в соответствии с порядком [1].

Настоящий стандарт рекомендуется использовать при разработке и аттестации индивидуальных методик измерений количества нефтегазоводяной смеси и ее компонентов для конкретных условий измерений.

2 Нормативные ссылки

Раздел 2 исключен с 15.01.2026. — Изменение № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 измерительная установка: Совокупность функционально объединенных средств измерений и вспомогательных устройств, размещенная в одной пространственно обособленной зоне и предназначенная для:

• измерений количества нефтегазоводяной смеси;
• измерений количества попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям;
• измерений массы нефтегазоводяной смеси без учета воды и попутного нефтяного газа или массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси;
• измерений параметров измеряемой среды;
• измерений физико-химических свойств нефтегазоводяной смеси (при наличии технической возможности);
• отображения (индикации) и регистрации результатов измерений.

Примечание — Измерительные установки подразделяют на индивидуальные измерительные установки, т.е. обслуживающие отдельную скважину, групповые измерительные установки, т.е. обслуживающие несколько скважин, и передвижные (мобильные) измерительные установки, т.е. имеющие возможность перемещаться в пространстве и обслуживать одну или несколько различных скважин (группу скважин).

(п. 3.1 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

3.2

3.3 исключен с 15.01.2026. — Изменение № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст.

3.4 масса нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси: Величина, полученная в результате вычета масс отделенных воды (включая хлористые соли, механические примеси в растворенном и взвешенном состоянии), попутного нефтяного газа и примесей, а также содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных с применением средств измерений и результатов лабораторных испытаний, из массы нефтегазоводяной смеси.

(п. 3.4 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

3.5 многофазный поток: Поток, состоящий из двух или более фаз, одновременно протекающих в канале замкнутого поперечного сечения.

3.6 многофазный расходомер: Средство измерений, предназначенное для динамических измерений расходов многофазного потока и его отдельных компонентов без разделения на фазы.

Примечание — Многофазный расходомер может применяться в составе измерительной установки или самостоятельно (автономно).

(п. 3.6 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

3.7

(п. 3.7 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

3.8 параметры состояния попутного нефтяного газа: Физические величины: температура, плотность, давление, компонентный состав.

(п. 3.8 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

3.9 исключен с 15.01.2026. — Изменение № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст.

3.10 попутный нефтяной газ: Смесь углеводородных и неуглеводородных газов и водяных паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном состоянии в нефтегазоводяной смеси.

3.11

прямое измерение (прямой метод измерений): Измерение, при котором искомое значение величины получают непосредственно от средства измерений.

[[2], статья 4.19]

(п. 3.12 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

3.13 свободный попутный нефтяной газ: Часть попутного нефтяного газа, выделившаяся из нефтегазоводяной смеси в процессе ее добычи, транспортировки и подготовки, находящаяся в свободном состоянии.

Примечание — Содержание (наличие и количество) свободного попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси зависит от термобарических условий, в которых находится нефтегазоводяная смесь.

(примечание введено Изменением № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

3.14 система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси: Совокупность функционально объединенных средств измерений, систем сбора и обработки информации и технологического оборудования, предназначенная для:

• измерений количества нефтегазоводяной смеси;
• измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси;
• измерений физико-химических свойств нефтегазоводяной смеси;
• отображения (индикации) и регистрации результатов измерений.

(п. 3.14 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

3.15 Исключен с 15.12.2026. — Изменение № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст.

3.16 стандартные условия: Абсолютное давление, равное 0,101325 МПа, и температура, равная 20 °C (293,15 К) или 15 °C (288,15 К) для нефти и 20 °C (293,15 К) для свободного попутного нефтяного газа.

3.17 содержание воды в нефтегазоводяной смеси: Величина, численно характеризующая отношение объема воды (включая хлористые соли, механические примеси в растворенном и взвешенном состоянии), содержащейся в жидкой фазе нефтегазоводяной смеси, к объему жидкой фазы нефтегазоводяной смеси в долях единицы или процентах.

Примечание — Растворенный газ влияет на результат измерений объемной доли воды. Поточные СИ измеряют объемную долю воды в смеси нефти, растворенного газа и воды. В лаборатории измеряют объемную долю воды в смеси нефти и воды.

(п. 3.17 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

4 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ИУ — измерительная установка;

МИ — методика (метод) измерений;

МФР — многофазный расходомер;

СИ — средство измерений;

исключено с 15.01.2026. — Изменение № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст;

СИКНС — система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси;

СОИ — система обработки информации.

5 Общие положения

5.1 — 5.3 Исключены с 15.01.2026. — Изменение № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст.

5.4 СИ, применяемые для измерений количества нефтегазоводяной смеси, нефти и свободного попутного нефтяного газа, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, должны быть утвержденного типа.

(п. 5.4 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

5.5 Измерения количества нефтегазоводяной смеси, нефти в составе нефтегазоводяной смеси и попутного нефтяного газа, относящиеся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняют в соответствии с МИ, аттестованными и утвержденными в установленном порядке [3].

(п. 5.5 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

6 Требования к измерениям количества нефтегазоводяной смеси, нефти и попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси по отдельной скважине, группе скважин с применением измерительных установок или многофазных расходомеров

(в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

6.1 Количество нефтегазоводяной смеси, нефти и попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси по отдельной скважине или группе скважин измеряют с применением ИУ или МФР непрерывно или периодически.

(п. 6.1 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

6.2 Показатели точности измерений ИУ или МФР (пределы допускаемой относительной погрешности измерений) при измерении:

а) количества нефтегазоводяной смеси прямым и косвенным методами динамических измерений [4]:

1. не более +/- 2,5% (при вязкости нефти в пластовых условиях до 200 мПа·с);

2. не более +/- 10,0% (при вязкости нефти в пластовых условиях 200 мПа·с и более);

б) массы нефтегазоводяной смеси за вычетом массы воды и попутного нефтяного газа прямым и косвенным методами динамических измерений:

1. при вязкости нефти в пластовых условиях до 200 мПа·с и при содержании воды в нефтегазоводяной смеси:

• от 0% до 70% — не более +/- 6%;
• свыше 70% до 95% — не более +/- 15%;
• свыше 95% — не нормируется;

2. при вязкости нефти в пластовых условиях 200 мПа·с и более — определяют при разработке и аттестации МИ;

в) массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси — определяют при разработке и аттестации МИ в установленном порядке [3];

г) объема попутного нефтяного газа (суммы свободного и растворенного) в составе нефтегазоводяной смеси, приведенного к стандартным условиям, — не более +/- 5%.

(п. 6.2 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

6.3, 6.4 Исключены с 15.01.2026. — Изменение № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст.

6.5 ИУ и МФР должны обеспечивать регистрацию отработанного скважинами времени. Допускается регистрация отработанного скважинами времени в контроллерах ИУ или пунктах сбора информации систем телемеханики (СКАДА-систем).

6.6 При наличии конструктивной и технической возможности вычислительные устройства ИУ, МФР должны обеспечивать передачу на информационные системы верхнего уровня (пункты сбора информации систем телемеханики или центральные серверы корпоративных баз данных) информации о текущих результатах измерений. Информационные системы верхнего уровня должны обеспечивать регистрацию и хранение архивной информации о результатах измерений за период не менее одного года.

При отсутствии конструктивной и технической возможности обеспечить передачу информации на информационные системы верхнего уровня регистрацию и хранение архивной информации о результатах измерений не менее года должны обеспечивать вычислительные устройства ИУ, МФР.

(п. 6.6 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

6.7 МИ с применением ИУ должны содержать методы:

а) корректирования массы жидкой фазы нефтегазоводяной смеси на массу растворенного газа;

б) корректирования объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, на остаточный свободный и растворенный газ в измерительной линии жидкости сепарационной ИУ.

Методы корректирования результатов измерений массы и/или массового расхода нефти и объема и/или объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, должны учитывать процесс массообмена, происходящий между фазами в многофазном потоке при изменении термобарических условий.

(п. 6.7 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

7 Требования к измерениям количества нефти в составе нефтегазоводяной смеси с применением систем измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси

(в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

7.1 Количество нефтегазоводяной смеси, прошедшей предварительную подготовку, и массу нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси измеряют с применением СИКНС.

(п. 7.1 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

7.2 Обработку результатов измерений следует осуществлять с применением СОИ, защищенной от несанкционированных настройки и вмешательства.

7.3 СОИ должна обеспечивать автоматизированное выполнение функций сбора, обработки, отображения, регистрации и хранения информации по результатам измерений и управление режимами работы СИКНС. В СОИ следует предусмотреть технические средства для хранения архивов в течение указанных сроков:

• журналы событий, тренды — не менее одного года;
• данные оперативной информации за 2 ч, отчеты за смену, сутки — не менее одного года;
• месячные отчеты — не менее двух лет.

7.4 Показатели точности измерений массы нефтегазоводяной смеси, прошедшей предварительную подготовку, массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси с применением СИКНС определяют на стадии разработки технических требований, технических заданий на проектирование СИКНС, проектной документации на СИКНС и требований к МИ на основе технико-экономического анализа в зависимости от условий измерений, выбранного метода измерений и метрологических характеристик СИ.

Рекомендуемые пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы нефтегазоводяной смеси (при содержании воды в нефтегазоводяной смеси до 35%) должны быть не более +/- 0,5%.

Рекомендуемые пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси приведены в таблице 1.

(п. 7.4 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

7.5 Массу нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси допускается измерять с применением ИУ или МФР В случае применения ИУ или МФР показатели точности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси определяют при разработке и аттестации МИ в установленном порядке [3].

(п. 7.5 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

7.6 Результаты измерений массы нетто нефти, полученные в том числе с применением СИКНС, могут быть использованы для предварительного уточнения результатов определения массы нетто нефти, добытой в отчетный период по каждой скважине.

(п. 7.6 введен Изменением № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

8 Требования к измерениям количества попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси

(раздел 8 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

8.1 Объем попутного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, в составе нефтегазоводяной смеси вычисляют как сумму объемов свободного и растворенного попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.

8.2 Объем свободного попутного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, измеряют с применением ИУ или МФР.

8.3 В случае применения ИУ, которые при измерениях используют разделение жидкости и газа, объем свободного попутного нефтяного газа вычисляют как сумму объемов свободного попутного нефтяного газа в измерительных линиях газа и жидкости. В обоснованных случаях (например, по результатам анализа отобранной пробы нефтегазоводяной смеси из измерительной линии жидкости ИУ, при работе на номинальном режиме сепаратора ИУ, по результатам определения метрологических характеристик ИУ с применением эталонов, по результатам испытаний в целях утверждения типа СИ) объем свободного попутного нефтяного газа в измерительной линии жидкости ИУ допускается принимать равным нулю.

8.4 Объем растворенного попутного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, измеряют с применением ИУ или МФР, с учетом содержания растворенного газа, приведенного к стандартным условиям, в единице объема нефтегазоводяной смеси в условиях измерений, коэффициента, учитывающего наличие растворенного газа в нефти, кажущейся плотности попутного растворенного газа, плотности растворенного попутного нефтяного газа при стандартных условиях. Объем растворенного попутного нефтяного газа допускается измерять другими методами.

9 Методы измерений

9.1 Измерения массы нефтегазоводяной смеси выполняют прямым или косвенным методом измерений.

Измерения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси выполняют косвенным методом измерений.

Измерение объема свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, выполняют косвенным методом измерений.

(п. 9.1 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

9.2 Место, периодичность и процедура отбора проб измеряемой среды должны быть регламентированы в МИ.

9.3 Исключен с 15.01.2026. — Изменение № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст.

9.4 Содержание воды в нефтегазоводяной смеси определяют с применением поточных средств измерений и (или) по результатам лабораторных испытаний отобранной пробы нефтегазоводяной смеси.

(п. 9.4 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)

(рекомендуемое)

Приложение А исключено с 15.01.2026. — Изменение № 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст.

БИБЛИОГРАФИЯ

Иллюстрации

\phi

\delta M

\pm (0,15\phi + 0,25)

\pm (0,075\phi + 1,375)