Изменение № 1 ГОСТ Р 8.1016-2022 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
Актуально на 02.11.2026.
Как цитировать: "Изменение N 1 ГОСТ Р 8.1016-2022 "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования". ГОСТ Р 8.1016-2022. https://bukva.ai/docs/prikaz-gost-r-8-1016-2022
(утв. и введено в действие Приказом Росстандарта от 08.12.2025 № 1649-ст)
Примечание
Документ введен в действие с 15.01.2026.
Утверждено и введено в действие
Приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от 8 декабря 2025 г. № 1649-ст
ИЗМЕНЕНИЕ № 1 ГОСТ Р 8.1016-2022
«ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ.
ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ДОБЫВАЕМЫХ ИЗ НЕДР НЕФТИ
И ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА. ОБЩИЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ
И ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ»
15 января 2026 года
Титульный лист, первая страница. Наименование стандарта изложить в новой редакции:
«Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества нефтегазоводяной смеси и ее компонентов. Общие метрологические и технические требования».
Первая страница. Наименование стандарта на английском языке. Заменить слова: «Measurements of the amount of extracted sub-soil oil and associated petroleum gas» на «Measurements of the amount of oil-gas-water mixtures and their components».
Содержание. Раздел 2 исключить;
разделы 6 — 8. Наименования изложить в новой редакции:
«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»
7 Требования к измерениям количества нефти в составе нефтегазоводяной смеси с применением систем измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси
8 Требования к измерениям количества попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси».
Раздел 1 изложить в новой редакции:
«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».
Раздел 2 исключить.
Пункт 3.1 изложить в новой редакции:
«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)».
Пункт 3.3 исключить.
Пункт 3.4 изложить в новой редакции:
«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».
Пункты 3.6 - 3.8 изложить в новой редакции:
«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).
3.8 параметры состояния попутного нефтяного газа: Физические величины: температура, плотность, давление, компонентный состав».
Пункт 3.9 исключить.
Пункт 3.12 изложить в новой редакции:
«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».
Пункт 3.13 дополнить примечанием:
«Примечание — Содержание (наличие и количество) свободного попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси зависит от термобарических условий, в которых находится нефтегазоводяная смесь».
Пункт 3.14 изложить в новой редакции:
«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».
Пункт 3.15 исключить.
Пункт 3.17 изложить в новой редакции:
«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».
Раздел 4. Исключить слова: «СИКГ — система измерений количества и параметров свободного попутного нефтяного газа;».
Пункты 5.1 - 5.3 исключить.
Пункты 5.4, 5.5 изложить в новой редакции:
«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.»
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]».
Раздел 6. Наименование изложить в новой редакции:
«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».
Пункты 6.1, 6.2 изложить в новой редакции:
«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.»
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]:
-
не более +/- 2,5% (при вязкости нефти в пластовых условиях до 200 мПа·с);
-
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:
- при вязкости нефти в пластовых условиях до 200 мПа·с и при содержании воды в нефтегазоводяной смеси:
- 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%».
Пункты 6.3, 6.4 исключить.
Пункты 6.6, 6.7 изложить в новой редакции:
«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.
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».
Раздел 7. Наименование изложить в новой редакции:
«7 Требования к измерениям количества нефти в составе нефтегазоводяной смеси с применением систем измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси».
Пункт 7.1 изложить в новой редакции:
«7.1 Количество нефтегазоводяной смеси, прошедшей предварительную подготовку, и массу нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси измеряют с применением СИКНС».
Пункты 7.4, 7.5 изложить в новой редакции:
«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.
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]».
Раздел 7 дополнить пунктом 7.6:
«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».
Раздел 8 изложить в новой редакции:
«8 Требования к измерениям количества попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси»
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».
Пункт 9.1 изложить в новой редакции:
«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».
Пункт 9.3 исключить.
Пункт 9.4 изложить в новой редакции:
«9.4 Содержание воды в нефтегазоводяной смеси определяют с применением поточных средств измерений и (или) по результатам лабораторных испытаний отобранной пробы нефтегазоводяной смеси».
Приложение А исключить.
Библиография. Позицию [4] изложить в новой редакции: