管网体制改革对油气田企业原油交接计量的影响

马建国 张学腾 肖迪

1中国石油勘探与生产分公司

2国家石油天然气大流量计量站

2019年12月，国家石油天然气管网集团有限公司正式挂牌成立，标志着油气管网体制改革取得了重大进展。管网公司成立后，我国油气行业将迎来巨大变革，油气行业长期以来实行产运销一体化的公司运营管理模式将被打破，“X+1+X”模式形成，上游市场开放，各资源供应商都可以利用管道运输资源，下游用户均可在不同时间、地点下载资源[1]。届时，油气交接主体增多、管输交接数量增大，贸易各方对交接计量关注度将大幅提升，并将对国内原油贸易交接计量产生较大影响。作为与国家管网集团原油交接次数多、总量大的中国石油油气田企业，管网体制改革对其现有原油交接计量产生影响较为突出，内部交接计量升级为企业间的贸易交接计量后，将直接改变现有的贸易交接计量管理体制、设施配置、应用技术等领域。因此，以中国石油油气田企业为例，对国家油气管网公司成立对原油交接计量产生的影响进行梳理、分析，提出应对对策，为新形势下的原油交接计量提供参考。

1 计量现状

1.1 计量管理

中国石油交接计量实行统一管理、分级负责的体制，下属油气田企业交接计量工作总体上受中国石油集团公司质量安全环保部指导，其主要职责为：按投资项目管理权限，组织或参与交接计量设施的计量和质量专业的设计审查、竣工验收和功能确认；指导、监督归口管理的地区公司交接计量工作；处理归口管理的地区公司之间的交接计量争议。同时，中国石油油气田企业计量工作，除遵循《中华人民共和国计量法》、《中华人民共和国计量法实施细则》等国家法律法规外，主要依据企业内部相应计量管理规定。经过多年运行完善，中国石油交接计量管理制度较为成熟，涉及人员、器具、争议处理、技术机构等各方面管理，有效规范了中国石油油气田企业计量工作，保障了中国石油油气田企业原油交接计量的顺利开展。

1.2 油气原油交接计量

在原油交接计量中，与国家油气管网公司交接界面共有计量站点11个，部分为手工计量I型站。上述站点均采用流量计动态交接计量方式，全部配置0.2级容积式流量计，并通过“体积管+二等标准金属量器”的方式溯源至国家基准。流量计与体积管均委托国家站现场在线实流检定；二等标准金属量器就地就近送检至地方检定机构。根据GB/T 9109.1—2016《石油和液体石油产品动态计量第1部分：一般原则》、5398—2017《石油天然气交接计量站计量器具配置规范》等国家、行业、企业相关要求，站点运行管理、器具溯源方式均符合，但有部分原油计量站点缺乏在线检定系统，计量设施配置需完善[2-3]。

2 管网独立产生的影响

2.1 计量管理制度不再适用

中国石油现有计量管理制度主要适用于总部机关、专业公司和集团公司所属企业的计量管理，主要规定了公司内部企业的交接计量管理。国家油气管网公司成立后，中国石油油气田企业与国家管网公司间的交接计量界面发生改变，现行交接计量管理制度不再适用，降低了公司制度文件发挥的作用。

2.2 争议处理机制效率下降

中国石油油气田企业争议处理遵守集团/股份公司计量管理办法中相关规定，即集团公司质量安全环保部负责调解、处理专业分公司间的计量争议，专业分公司会同有关部门处理本专业企业间的计量争议，地区公司负责调解本公司内部的计量争议；发生争议时，有关计量主管部门应按公平、公正、客观、合理、合法的原则予以处理。

国家油气管网公司成立后，原有计量争议处理机制无法高效运行，双方现有沟通平台尚未成熟。计量争议发生时，中国石油油气田企业与管网公司需通过中国石油计量主管部门与管网公司进行争议处理；若争议无法有效解决，将通过诉讼，委托政府主管部门进行仲裁，届时计量争议处理周期增长、难度增大，不仅影响央企的社会形象，甚至会影响正常能源生产运行。由于油气田企业与管道企业贸易交接计量界面多、范围广，受人为因素、计量器具、沟通机制等因素影响，计量争议发生可能性将大幅增加，生产运行面临严峻考验。

2.3 交接协议缺乏统一模板

中国石油油气田企业与管网公司间的交接协议，多由两家企业下属单位自行签订。该类协议虽能发映具体交接界面的实际情况，但协议内容详略不一，规定条款均不相同，大大增加了统一计量管理难度，且一旦发生计量纠纷，交接双方难以有效保障自身合法权益。

2.4 计量器具配置需升级

国家油气管网公司成立后，相关计量站点全部升级为贸易交接计量站，为了保证交接计量数据准确，计量器具配置也需随之升级。与国家油气管网公司交接的11个原油交接计量站点中，部分原油计量站点未配备在线检定系统，可能导致因计量器具量值溯源方式不同而引入额外计量误差的情况，且在线密度计、在线含水率分析仪等自动检测设备尚未普及，计量站点自动化程度偏低，手工取样、测密度、测含水也会增加人为因素引入的计量误差，可能导致交接双方无法认同计量参数检测结果，进而引发计量纠纷[4]。

2.5 原油计量技术能力需进一步提高

国内原油流量量值主要通过“体积管+二等标准金属量器”的方式进行量传，量值最终溯源至国家体积基准。该量值溯源体系已运行多年，较为成熟，但逐渐显现以下问题：

（1）受限于容积实物标准的不稳定性，原油流量量值溯源链长、环节多，计量标准准确度很难进一步提高，制约了原油流量计量体系技术水平，是影响原油计量技术发展的主要瓶颈。

（2）作为计量标准的体积管，采用二等金属标准量器进行量值溯源，操作过程中体积管清洗产生含油污水无法排放；清洗作业容易对体积管造成损伤；检定使用的二等标准金属量器数量多、分布广，检定结果容易出现较大差异。故现行检定技术难以保障原油量值的准确可靠，不符合国家绿色发展战略。

为了满足新形势下能源行业发展要求，需进一步增加计量技术攻关投入，完善量值溯源体系和检定方法，保障交接企业合法权益，促进企业节能降耗、高质量发展。

3 应对措施

3.1 完善油气交接计量管理

当前，油气田企业内部油气交接计量管理办法无法完全适应新形势下计量管理需要。交接双方应积极推动、参与油气计量管理办法等管理制度的修订工作，并以此为基础对自身现行计量管理制度进行完善。考虑到计量工作的专业性，建议开展计量管理制度与国家相关政策、标准的跟踪研究，细化相关条款，确认执行标准，明晰交接双方的责任和权力，形成适应国际一流能源示范企业的管理制度，将油气贸易交接计量精细化、规范化、标准化，提高计量准确度，保障自身合法利益[5]。

同时，建议重点考虑计量争议处理流程与相关制度的优化，加快计量争议处理机制与沟通平台建设。参考《中华人民共和国计量法实施细则》及计量争议处理办法与计量管理规定，本着“公平公正、诚信协同”的理念，按争议发生层级的不同，分级制定计量争议处置办法，最大程度削减争议处理流程，减少处理周期，降低因计量争议给企业带来的损失[6]。

此外，交接双方企业还应协商制定交接协议模板，统一规范交接流程，加强现场交接计量管理，并对相关人员进行专业培训，加强计量原始数据的管理，保证在计量争议发生时，计量管理及技术人员能及时掌握争议数据，做到有据可循，有据可依；与国内权威法定计量检定技术机构建立合作机制，凭借机构先进技术和成熟经验，完善自身计量体系，提升计量管理水平[7]。

3.2 有效履行交接权责

按照国际惯例、国家标准和公司管理规定要求，油气交接计量均遵循“交方计量、接方和相关方监护”的原则。该原则在我国的确立最早可追溯至1990年国家计委和能源部联合发布的《原油、天然气和稳定轻烃销售交接计量管理规定》（能源油〔1990〕943号），其中第六条要求：交接计量方式由供方根据需要选择确定，计量器具由供方负责操作，买方监护。经调研，尚有不符合该原则的原油交接计量站，贸易交接双方应推进类似计量站的划转或建设，有效履行各自权责。

3.3 加速原油计量技术研究

开展油气计量技术和量值溯源技术的专项研究，是完善国家量值溯源体系、提升原油计量准确度、推动国家能源发展战略、保障国家能源安全的根本需要[8]。在未来几年内，亟需开展如下专项研究：

（1）几何尺寸法检定体积管技术研究。开展几何尺寸法量值溯源技术研究，改变油流量溯源方式，重构油流量量值溯源链，使量值溯源链条更短、速度更快、测量结果更准更稳，可在不增加建设投资的情况下，大幅提升计量体系的准确度。

（2）体积管等精度量传试验研究。开展体积管等精度量传技术应用研究，解决水驱法存在的清洗污水排放困难、作业时间长、对体积管部件造成损伤、标准金属量器溯源结果差异较大等问题，保证油流量量值准确可靠，减少含油污水排放[9-10]。

（3）新型原油流量计研发。为适应能源企业数字化、智能化管理需要，应尽快研发适应商品原油、高含水原油介质，高准确度且具备远程自诊断功能的新型流量计，掌握“卡脖子”的关键核心技术，尽快形成国外产品的替代方案。

4 结束语

随着油气管网体制改革不断深化，应及时调整交接计量管理模式，通过升级管理制度、完善器具配置、加快技术攻关，形成适应能源行业发展的原油贸易交接新模式，切实履行央企社会职责，确保交接公平公正，促进能源产业的转型升级，充分发挥计量在企业高质量发展中基础性支撑和先导性引领作用。