--- title: "\"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\"" number: "ГОСТ Р 8.1016-2022" issuer: "Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии" status: действует canonical: "https://bukva.ai/docs/prikaz-gost-r-8-1016-2022" --- ## "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" # "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" (утв. и введено в действие Приказом Росстандарта от 08.12.2025 N 1649-ст) > [!IMPORTANT] > Документ [введен](#p100004) в действие с 15.01.2026.
Утверждено и введено в действие
Приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от 8 декабря 2025 г. N 1649-ст
**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"**
ОКС 17.020 Дата введения
15 января 2026 года Титульный лист, первая страница. [Наименование](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100003) 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](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100006). 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](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100017) 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](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100021) исключить. [Пункт 3.1](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100027) 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](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100037) исключить. [Пункт 3.4](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100038) 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](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100040) - [3.8](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100042) 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). 3.7 | 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] | | --- | 3.8 параметры состояния попутного нефтяного газа: Физические величины: температура, плотность, давление, компонентный состав". [Пункт 3.9](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100043) исключить. [Пункт 3.12](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100048) 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](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100049) 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](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100050) 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](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100055) исключить. [Пункт 3.17](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100059) 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](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100060). Исключить слова: "СИКГ - система измерений количества и параметров свободного попутного нефтяного газа;". [Пункты 5.1](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100070) - [5.3](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100072) исключить. [Пункты 5.4](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100073), [5.5](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100074) 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](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100075) 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](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100076), [6.2](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100077) 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]: 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%". [Пункты 6.3](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100085), [6.4](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100086) исключить. [Пункты 6.6](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100088), [6.7](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100089) 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](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100090) 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](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100091) 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](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100097), [7.5](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100115) 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.
Таблица 1
Содержание воды в нефтегазоводяной смеси $\phi$ , %Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси $\delta M$ , %
От 0 до 5 включ.+/- 1,0
Св. 5 до 15 включ.$\pm (0,15\phi + 0,25)$
Св. 15 до 35 включ.$\pm (0,075\phi + 1,375)$
Примечание - При содержании воды в нефтегазоводяной смеси свыше 35% показатели точности нормируют при разработке и аттестации МИ в установленном порядке [3].
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](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100090) 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](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100116) 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](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100121) 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](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100123) исключить. [Пункт 9.4](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100124) 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](https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-1016-2022#p100126) исключить. [Библиография. Позицию [4]](/OTN/35067#p100138) изложить в новой редакции: | "[4] | Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. N 1847 "Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений". | | --- | --- | ---