--- title: "Без названия" status: действует canonical: "https://bukva.ai/docs/bez-nazvaniya-4797" --- ## Без названия # Документ 46352 > [!NOTE] > ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ ```mermaid 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; ```
Утвержден и введен в действие
Приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
**от 27 декабря 2022 г. N 1638-ст** **НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ** **ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ** **ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА НЕФТЕГАЗОВОДЯНОЙ СМЕСИ И ЕЕ КОМПОНЕНТОВ** **ОБЩИЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ** **State system for ensuring the uniformity**
**of measurements. Measurements of the amount**
**of oil-gas-water mixtures and their components.**
**General metrological and technical requirements** ГОСТ Р 8.1016-2022
ОКС 17.020
Дата введения
1 февраля 2023 года
**Предисловие**
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. N 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. N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 1649-ст)* 3.2 | косвенное измерение (косвенный метод измерений): Измерение, при котором искомое значение величины определяют на основании результатов прямых измерений других величин, функционально связанных с искомой величиной.
[[2], статья 4.20] | | --- | 3.3 исключен с 15.01.2026. - Изменение N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 1649-ст)* 3.7 | нефтегазоводяная смесь: Смесь, извлеченная из недр, содержащая углеводороды широкого физико-химического состава, попутный нефтяной газ, воду, минеральные соли, механические примеси и другие химические соединения. Понятия "нефтегазоводяная смесь" и "скважинная жидкость" равнозначны.
[[1], пункт 2] | | --- | > *(п. 3.7 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 1649-ст)* 3.8 параметры состояния попутного нефтяного газа: Физические величины: температура, плотность, давление, компонентный состав. > *(п. 3.8 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 1649-ст)* 3.9 исключен с 15.01.2026. - Изменение N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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] | 3.12 растворенный попутный нефтяной газ: Часть попутного нефтяного газа, не выделившаяся в свободное состояние и растворенная в нефтегазоводяной смеси.
Примечание - Содержание (наличие и количество) растворенного попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси зависит от термобарических условий, в которых находится нефтегазоводяная смесь. | | --- | > *(п. 3.12 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 1649-ст)* 3.15 Исключен с 15.12.2026. - Изменение N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 1649-ст)* 6.3, 6.4 Исключены с 15.01.2026. - Изменение N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 1649-ст)* **7 Требования к измерениям количества нефти в составе нефтегазоводяной смеси с применением систем измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси** > *(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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.
Таблица 1
Содержание воды в нефтегазоводяной смеси , %Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси , %
От 0 до 5 включ.+/- 1,0
Св. 5 до 15 включ.
Св. 15 до 35 включ.
Примечание - При содержании воды в нефтегазоводяной смеси свыше 35% показатели точности нормируют при разработке и аттестации МИ в установленном порядке [3].
> *(п. 7.4 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 1649-ст)* **8 Требования к измерениям количества попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси** > *(раздел 8 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 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 N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 1649-ст)*
Приложение А
(рекомендуемое)
**ПРЕДЕЛЫ ДОПУСКАЕМОЙ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ПОГРЕШНОСТИ КОСВЕННЫХ**
**ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ НЕТТО НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ**
**КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕГАЗОВОДЯНОЙ СМЕСИ**
Приложение А исключено с 15.01.2026. - Изменение N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 1649-ст. БИБЛИОГРАФИЯ
[1]Постановление Правительства Российской Федерации от 16 мая 2014 г. N 451 "Об утверждении Правил учета нефти"
[2]РМГ 29-2013Государственная система обеспечения единства измерений. Метрология. Основные термины и определения
[3]Приказ Минпромторга Российской Федерации от 15 декабря 2015 г. N 4091 "Об утверждении Порядка аттестации первичных референтных методик (методов) измерений, референтных методик (методов) измерений и методик (методов) измерений и их применения
[4]Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. N 1847 "Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений"
(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 1649-ст)
УДК 665.6:620.113:006.354ОКС 17.020
Ключевые слова: смесь нефтегазоводяная, скважинная жидкость, нефть, попутный нефтяной газ, измерение количества, погрешность измерений, скважина, лицензионный участок
--- ## Иллюстрации $\phi$ $\delta M$ $\pm (0,15\phi + 0,25)$ $\pm (0,075\phi + 1,375)$