胜利油田计量管理现状与改进措施探讨

刘 泱，王 美，延 伟，邹 燕，李慧颖，薛 娟，张 楠，隋玉锋

中国石化胜利油田分公司技术检测中心 （山东 东营 257000）

计量管理是计量事业的重要组成部分，是国家贯彻计量工作法令、统一计量制度、保证量值统一、提高计量系统功效所采用的重要措施[1],是技术、质量和经济工作的基础,直接或间接影响企业产品质量和经济效益的提高[2]。

1 油田计量管理工作基本现状及存在问题

1.1 计量管理制度与标准

中国石化胜利油田分公司（以下简称油田）计量管理部门根据国家计量法律法规、山东省和中石化计量管理的有关规定[3]，结合生产实际，建立了《胜利油田计量管理办法》、《计量器具管理制度》等一系列计量管理制度。近年来，根据中石化企业标准《油田企业计量管理与考核规范》[4]，油田制定了相应的《实施细则》。同时，油田计量检测专标委组织制定了一系列管理标准，成为规范计量管理的重要补充。油田及各二级计量管理体制基本健全，一系列的计量管理制度和管理标准的制定和实施，推动油田计量工作逐步走上制度化和规范化管理轨道，基本满足油田计量管理工作的需要。

计量涉及油田生产经营的方方面面，《胜利油田计量管理办法》的大多条款只是做了原则上要求，很多计量管理的具体要求、实施方案还需进一步细化。制订企业计量管理标准体系，逐步完善和推广，才能满足油田计量工作的需要。

1.2 计量机构

管理机构：油田各二级单位技术监督管理部门负责计量管理工作，三、四级一般都设有专（兼）职计量管理员，基本能有效地保证油田计量工作的开展。

技术机构：各二级单位依托技术监督中心或技术检测站、计量站（所），成立了以供应处计量检测所、检测中心流量检定站为代表的计量检定技术机构，承担了油田绝大部分计量器具的量值溯源、维护管理以及各类技术检测工作，为油田生产提供准确可靠的计量数据奠定了坚实的技术基础。

计量机构存在的问题如下：

1）计量管理职能弱化。目前，油田绝大部分单位撤销了技术监督科，将计量管理职能放在二级单位的技术监督中心，以三级单位代行二级计量管理职能，存在计量管理职能弱化倾向。个别单位计量管理机构不明确，对计量管理岗位不明确，存在管理不到位、责任不清晰的现象。

2）校准技术研究动力不足。石油专用计量器具的能力远不能满足油田生产的需要，但因对石油专用计量器具管理认识不到位，大部分石油专用计量器具校准机构只是开展为本单位服务的几项工作，没有形成石油专用计量器具校准技术提升的良好氛围，也没有发挥出校准机构应有的作用。

3）实验室仪器设备配备严重不足。根据历年计量标准考核、实验室评审的情况看，由于资金不足导致实验室检测设备老化、超期服役的现象严重，检测设备的更新维护成为“老大难”问题，长期得不到根本解决，严重影响各类检测数据的准确可靠，成为制约检测质量提高、检测技术发展的瓶颈。

4）各单位化验仪器的配备、管理无归口单位。通过对部分采油厂采油队化验室化验仪器调研，发现存在如下问题：一是部分采油队使用的化验仪器仍执行老标准,化验出的含水计算出的油量，不能与原油交接的油量进行同一标准对比;二是部分采油队化验仪器老化且存在故障，影响正常化验。各基层化验室工作量大，长期使用非达标化验仪器及配套设备，准确的计量数据无从谈起。

5）实验室计量数据的可靠性还未得到充分重视。油田的生产建设时刻依靠各类计量数据，从实际执行情况看，大量计量数据的来源处于失控状态，其准确性、可靠性、溯源性如何，并未引起足够重视，“假数据真分析”的情况大量存在。近几年，井控装置检测实验室的实验室计量认可资质成为专业管理的重要依据，提高其他专业部门对检测机构计量数据获取过程控制的意识，还有很长的一段路要走。

1.3 计量人员

油田拥有一支技术力量较为雄厚的计量专家队伍，包括各专业计量标准考评员、各类检测实验室计量认可评审员、计量检测专标委委员等；各计量校准机构和检测实验室还有持证的计量检定校准人员（含石油专用计量检定人员）1 126人，油气计量操作、各专业技术检测人员2 102人；油田各级专兼职计量管理人员约380人。

油田计量检定校准和检测人员实行持证上岗制度，油田每年培训新取证计量人员400～500人，持证人员每3～5年要参加复核。多年来，油田形成了较为成熟的计量人员取证培训机制，培养出一批人员相对固定、专业知识过硬的计量通用和专业技术教师队伍，保证了各类计量检测人员培训率100%，计量检定/校准人员持证率达100%，计量操作员持证率98%以上。2012年油田开展了计量检定工技师的技能鉴定，结束了计量检定工长期无技师的历史。

计量检定是一项技术含量较高的工作，其工作质量直接影响各类计量数据的准确可靠，对计量检定员素质也要求较高。但目前油田计量检定工岗位工资待遇普遍较低，特别是采油厂计量检定工岗位归级较低，直接影响计量人员的工作积极性，影响计量技术队伍的稳定，成为提高计量检测队伍整体技术素质的最大障碍。

1.4 计量器具

各单位建立了计量器具台账，制定了相应的管理制度，对各种计量器具进行了ABC分类，并实行动态管理。近几年，油田先后对“民用四表”、原油流量计、天然气流量计、污水流量计、注水流量计、工业电能表、电力计量箱、可燃气体报警器等计量仪表开展了计量器具的技术选型和市场整顿，取得一定效果。

计量器具存在问题如下：

1）各类计量器具厂家多、型号杂、质量差别大，计量管理难度大。

2）部分在用计量器具未进行量值溯源，计量数据准确性难以保证。

3）自动化计量系统的计量性能未引起重视。

1.5 油气生产计量

2012年对油田16个石油开发单位进行了油气生产计量调查，基本情况如下：

1）分队计量情况。各单位采出液分队计量总体情况较平均，分队计量率一般在70%～80%，滨南、鲁胜达到100%，孤东、孤岛、新春未开展分队计量。注水计量总体情况较好，9个单位的分站 （队）达100%，临盘、新春、河口较差。用电计量情况各单位情况较复杂，孤东、桩西、鲁明、鲁胜达到100%，其他单位情况各不相同。

2）单井计量情况：油田采出液、注水的单井计量率较高，单井的用电计量率较低。

油气生产计量存在问题如下：

1）采出液、用电、注水的单井计量率均高于分队的计量率，是一种不科学的现象。只有先加强分队计量，才会为油田的精细化管理提供更准确的管理依据。

2）对矿场计量没有统一标准要求，各环节应达到的准确度没有明确要求。比如纯梁和河口都实现了分队计量，但纯梁的天然气计量误差可达1%，而河口的大于10%，使油田经营考核无法进行精细化管理。

3）对单井计量技术、计量装置的技术性能没有统一要求、没有评价、没有计量主管部门把关，有的新上装置单位计量主管部门根本不知道。各单位的不同部门根据自身情况、利用各种机会上了各种计量装置，很多并不能长期使用、真正提供准确计量数据，只是用来参考，造成大量投资的浪费。

4）现场计量器具的量值溯源存在困难，计量数据的可靠性较低。

1.6 能源计量

随着油田近几年深化体制改革，加强成本考核与结算，各单位普遍重视油田贸易交接计量和内部关联交易计量，用能单位和次级用能单位的计量器具配备率均能达到国家标准强制性要求，计量器具的管理较好、运行基本正常，但进、出用能单元与进、出重点耗能设备的能源计量器具配备明显不足，不能满足油田精细管理的要求。

能源计量存在问题如下：

1）计量器具配备不合理，数量不平衡。二级单位用于基本用能单元和重点设备的用能计量器具配备不足。油田生产过程中大量的耗能设备如：注水泵、抽油机、柴油机等大量的重点耗能设备未安装计量器具，不利于能耗的精细管理。

2）内部考核的能源计量器具安装率、检定率低，普遍存在超检定周期使用现象，计量器具的准确度难以保证。

3）能源计量数据的统计汇总工作由各单位不同归口部门负责，存在着交叉管理的问题，计量数据的获取、原始记录、统计方法及汇总渠道不一致，导致能源计量数据的可靠度难以确定。采油厂油气生产、消耗等数据还主要依赖于人工抄表，记录数据与仪表读数之间还有不符现象。

4）部分能源计量数据还不能实现网络化管理，对能源计量数据进行有效分析，促进“能耗定额指标管理 ”方面还有欠缺。

5）天然气计量管理仍不到位。前期油田组织过的天然气计量工作的研究，但某些工作建议的思路还未落实。从能源计量调研来看，“重油轻气”的现象还是大量存在，例如加热炉由烧原油改为烧天然气，但能耗计量没有跟上，天然气外销计量管理存在漏洞等。

6）油田热量计量存在较大缺陷。这造成不能有效的考核用能单位的能源利用效果、部分管线漏点、冒汽点较多、热能损耗大，没有计量仪表，热损无法准确统计的情况。各单位生产用热计量也存在较多缺陷，有的未装表计量，有的计量器具长期未检。

1.7 贸易交接与关联交易计量

随着油田精细化管理的进一步深化，贸易和关联交易计量，都是各单位生产经营管理的重点，也是计量管理的重点，无论从管理制度、人员资质、采用的计量技术、计量器具的配备、计量数据的监督等方面，都比较完善和规范。

1.8 石油工程计量

油田的石油工程队伍有着独特的优势，在国内市场和海外市场创造了自己的品牌。石油专用计量器具在石油工程中担任“眼睛”、“耳朵”作用，其计量性能的稳定性、可靠性直接影响石油工程质量和安全，对其进行有效管理，保证量值溯源和量值传递的准确可靠是石油工程计量管理的关键。

国家对重要的通用计量器具要进行制造许可、型式批准和进口计量器具的监督管理。但石油专用计量器具进入石油企业之前没有专业机构的监督把关，使石油专用计量器具的适用性、通用性、互换性等方面没有统一的技术要求，将主动权留给了生产厂家，使企业在后续的维护、更新、溯源等方面还需不断投入大量的资金，给经费严重不足的计量工作带来了更多困难。有关单位甚至未将石油专用计量器具作为计量器具进行管理，这样计量数据的准确性和可靠性就得不到保证，给石油工程质量带来隐患。

2 改进措施与建议

2.1 加强计量管理制度和管理标准的制修订工作

2.1.1 明确职能划分，加强计量监督工作

利用制度梳理的机会，协调与相关各处室的职能划分，特别在工程项目（包含自动化项目）审查方面，找准计量监督工作的切入点，并推进其实施，从根本上解决计量监督滞后的问题。

2.1.2 加强计量管理标准的起草

借助油田计量专标委的平台，组织起草一系列计量管理标准，作为计量管理制度的细化和补充。特别要加大对各种现场计量的要求、对计量器具选型、安装的技术规范以及加强计量器具流转、质量评价等标准的制定。

2.2 加大计量器具配备投入

做好实验室及检测仪器设备的更新维护和归口管理，要加大现场计量器具配备投入。

2.2.1 分批分期对目前老化、故障的仪器设备进行更新

计划在未来2年内分两阶段进行更新：第一阶段：重点更换已损坏、因故障停用或运行不稳定、影响目前检测工作开展的检测设备，包括投产10年以上和不到10年存在故障的设备；第二阶段：对投产10年以上的其他检测及检定设备进行更新，增加检测设备，提高检测能力。

2.2.2 建立最高计量标准维护费制度

油田公司计量主管部门对已建油田公司最高计量标准要增加每年的专项经费，用以对装置的维护和更新，以保证油田量值溯源体系的完整有效，巩固油田计量工作的基础。

2.2.3 器具配备归口管理

将油田化验仪器（含配套装置）、计量器具的配备、维护和管理的职责归口到计量管理部门，以保证油田实验室及现场计量数据的准确可靠。

2.2.4 进行板块调整

将各校准实验室、自动化系统维护、能耗监测、设备监测等技术机构同列为地面综合技术检测、评价、研究和相关优化设计部门，可列为采油厂科研板块管理，既可加强科研力度，为采油厂优化设计、节能降耗提供更多、更好的技术支持，又可在更新检测设备、提高技术人员待遇、争取科研项目资金等方面开拓更多的渠道。

2.3 强化计量器具监督管理

2.3.1 分期分批对油田主要计量器具开展选型

将计量器具现场使用情况列为主要选型依据，调动二级主管部门和相关部门参与的积极性，取得各级相关部门的支持；制定配套技术标准、管理标准，推动计量器具使用准入制度的实施，规范油田管理。提高对供应商的门槛，更好地维护油田利益。

2.3.2 强化计量管理部门参与新、改、扩建工程项目的审查力度

借助制度梳理时机，在油田各有关管理制度中明确计量管理部门职责，加大计量管理职能的宣传；对涉及计量的各类工程项目，从论证、设计、施工、检测、试运行、验收等环节，全过程落实监督审查职能，从源头上消除工程项目中计量系统的缺陷。

2.3.3 加强计量器具（包括石油专用计量器具）的监督抽检

通过监督抽检对计量器具选型、采购、安装、调试、验收、检定等要求的落实情况进行监督，才能形成计量器具的闭环管理。特别要加强油田新、改、扩建和技术服务项目中选用的计量器具的监督管理，强化对工程项目中的计量器具进行监督抽查。由于计量器具种类繁多，油田各计量检定机构的能力各不相同，应统筹设立计量器具监督抽检经费，便于监督抽检工作开展的常态化。

2.3.4 大力开展在线校准技术研究和应用

加大计量科研力度和计量新技术的推广，利用移动式在线检定装置，对于不便拆卸的高压、注水等计量器具进行现场检定，解决现场计量器具量值溯源困难的技术问题，提高计量器具的检定率。

2.3.5 加快计量自动化建设的进程，提高计量数据监督力度

以维护自动化计量仪器仪表正常运行为基础，以研究推广自动化高新技术为手段，提高油田计量自动化水平，发挥自动化计量数据的实时性，减少人工修改，保证计量数据的真实可靠。

2.4 提升计量数据管理层次

2.4.1 开展实验室数据比对

对各类专业的实验室分别开展数据比对，实现对实验室样品管理、环境条件、检测设备、人员技术的全面考核。将比对结果进行评比排队，对计量数据偏差过大的实验室取消“计量认可”资质，甚至取消开展检测的资格，促进整个实验室整体检测能力的提升。

2.4.2 建立矿场计量指标考核体系

为考核各级矿场计量工作效果，针对油田目前开展的分队计量、单井计量等工作，建立油气矿场考核指标体系，对单井计量数据与分队、联合站、盘库系统等计量数据的符合性进行指标要求，通过设立合理的考核指标体系，对计量技术、计量器具配备、计量数据管理等提出具体要求，开展采油队、矿场的分级考核和达标验收活动，从而巩固前期分队计量、盘库系统等工作的成果，促进油田矿场计量的进一步精细化管理。

2.5 注重油气矿场计量监督和技术研究

2.5.1 开展计量示范区建设

根据国家能源计量器具配备和管理的要求，开展矿场计量示范区建设，研究制订矿场计量管理规范和有关技术标准，在油田推广实施，带动油田计量整体水平不断提高。特别是用电计量，占油田能耗比例大，单井计量、分队计量比例低，只有首先做好能源计量器具配备，加强能源计量数据分析，才能从中寻找和落实节能降耗措施。

2.5.2 强化矿场计量技术的研究

目前水、电的计量技术较为成熟，但原油、天然气生产的计量技术还有很多问题需要解决。应广泛开展单井、分队计量新技术的研究和推广应用，还要研究多项流量计量技术的评价方法，开发油气计量装置的测试技术，建立油田实液三相流校准实验室和各单位的流动校准装置，为油田矿场计量的规范管理提供可靠的技术依据。

2.6 分步实施热量计量改造工程

2.6.1 实施一级网计量改造和管网平衡调试

在热电联供区域干线安装热计量表，实现电厂供热量，胜中、胜南、胜北、胜东4个热力大队耗热量的实时计量。

在电厂首站分支供回水母管上加装热计量仪表。一级网供、回水流量采用超声波流量计进行检测；一级网供、回水温度采用一体化温度变送器进行检测；一级网供、回水压力采用压力变送器进行检测；以上信号传至就地RTU控制柜，经RTU数据分析并计算出热量值后，将瞬时流量、累计流量、温度、压力、热量值等信息通过通信接口分别传至热电联供中心和胜利发电厂。在去往胜南、胜东、胜北3个热力大队的支线母管以及胜南与胜中、胜东与胜中连通的管线上加装热计量仪表。在对瞬时流量、热量监控的基础上，加装电动调节阀进行控制，热量调配根据各热力大队热电联供区域供暖面积及供热所需负荷按比例进行合理调配。

2.6.2 锅炉房和换热站计量改造

对区域锅炉房进行计量自动化改造，加装变频器和气候补偿装置，根据室外温度和设定的室内温度、压力、热负荷等参数来控制和调节适当的运行频率，实现自动运行控制，达到锅炉运行节能、节电的目的。对换热站一级网测加装热计量仪表，将瞬时流量、温度、压力、热量值等信息通过通信接口传至热电联供中心。在对瞬时流量、热量监控的基础上，加装电动调节阀进行控制，热量调配根据供热负荷按比例进行合理调配。

2.6.3 分户计量改造

胜中聊城小区共有住宅楼16栋，居民322户，建筑物时间跨度为16年，两个小区建筑物存在建设年代多，供暖方式多，墙体维护结构多样的特点，便于分析对比，故选为室内热计量示范小区。

3 结论

当前世界各国的计量界认为，企业计量管理体系如果仅仅侧重于对测量设备的管理是远远不够的[5]，只有将计量确认体系与测量控制体系有机的结合起来，形成一个全新的企业计量管理体系，企业的计量管理水平才会有突破性的飞跃。以上措施与建议，对计量管理体系的优化以及建设胜利油田特色的计量管理模式有着重要意义。

[1]刘静.计量管理在企业管理中的地位和作用[J].计量与测试技术,2006,33(5):9-12.

[2]张伟.论计量管理体系的构建[J].现代商贸工业，2009（23）：268-269.

[3]GB 17167-2006用能单位能源计量器具配备和管理通则[S].

[4]Q/SH 0100.1-2009油田企业计量管理与考核规范[S].

[5]尤婕雯.企业测量过程控制的方法及重要性[J].计量与测试技术,2007，34（7）：83-84.