管網體制改革對油氣田企業原油交接計量的影響

馬建國 張學騰 肖迪

1中國石油勘探與生產分公司

2國家石油天然氣大流量計量站

2019年12月，國家石油天然氣管網集團有限公司正式掛牌成立，標志著油氣管網體制改革取得了重大進展。管網公司成立后，我國油氣行業將迎來巨大變革，油氣行業長期以來實行產運銷一體化的公司運營管理模式將被打破，“X+1+X”模式形成，上游市場開放，各資源供應商都可以利用管道運輸資源，下游用戶均可在不同時間、地點下載資源[1]。屆時，油氣交接主體增多、管輸交接數量增大，貿易各方對交接計量關注度將大幅提升，并將對國內原油貿易交接計量產生較大影響。作為與國家管網集團原油交接次數多、總量大的中國石油油氣田企業，管網體制改革對其現有原油交接計量產生影響較為突出，內部交接計量升級為企業間的貿易交接計量后，將直接改變現有的貿易交接計量管理體制、設施配置、應用技術等領域。因此，以中國石油油氣田企業為例，對國家油氣管網公司成立對原油交接計量產生的影響進行梳理、分析，提出應對對策，為新形勢下的原油交接計量提供參考。

1 計量現狀

1.1 計量管理

中國石油交接計量實行統一管理、分級負責的體制，下屬油氣田企業交接計量工作總體上受中國石油集團公司質量安全環保部指導，其主要職責為：按投資項目管理權限，組織或參與交接計量設施的計量和質量專業的設計審查、竣工驗收和功能確認；指導、監督歸口管理的地區公司交接計量工作；處理歸口管理的地區公司之間的交接計量爭議。同時，中國石油油氣田企業計量工作，除遵循《中華人民共和國計量法》、《中華人民共和國計量法實施細則》等國家法律法規外，主要依據企業內部相應計量管理規定。經過多年運行完善，中國石油交接計量管理制度較為成熟，涉及人員、器具、爭議處理、技術機構等各方面管理，有效規范了中國石油油氣田企業計量工作，保障了中國石油油氣田企業原油交接計量的順利開展。

1.2 油氣原油交接計量

在原油交接計量中，與國家油氣管網公司交接界面共有計量站點11個，部分為手工計量I型站。上述站點均采用流量計動態交接計量方式，全部配置0.2級容積式流量計，并通過“體積管+二等標準金屬量器”的方式溯源至國家基準。流量計與體積管均委托國家站現場在線實流檢定；二等標準金屬量器就地就近送檢至地方檢定機構。根據GB/T 9109.1—2016《石油和液體石油產品動態計量第1部分：一般原則》、5398—2017《石油天然氣交接計量站計量器具配置規范》等國家、行業、企業相關要求，站點運行管理、器具溯源方式均符合，但有部分原油計量站點缺乏在線檢定系統，計量設施配置需完善[2-3]。

2 管網獨立產生的影響

2.1 計量管理制度不再適用

中國石油現有計量管理制度主要適用于總部機關、專業公司和集團公司所屬企業的計量管理，主要規定了公司內部企業的交接計量管理。國家油氣管網公司成立后，中國石油油氣田企業與國家管網公司間的交接計量界面發生改變，現行交接計量管理制度不再適用，降低了公司制度文件發揮的作用。

2.2 爭議處理機制效率下降

中國石油油氣田企業爭議處理遵守集團/股份公司計量管理辦法中相關規定，即集團公司質量安全環保部負責調解、處理專業分公司間的計量爭議，專業分公司會同有關部門處理本專業企業間的計量爭議，地區公司負責調解本公司內部的計量爭議；發生爭議時，有關計量主管部門應按公平、公正、客觀、合理、合法的原則予以處理。

國家油氣管網公司成立后，原有計量爭議處理機制無法高效運行，雙方現有溝通平臺尚未成熟。計量爭議發生時，中國石油油氣田企業與管網公司需通過中國石油計量主管部門與管網公司進行爭議處理；若爭議無法有效解決，將通過訴訟，委托政府主管部門進行仲裁，屆時計量爭議處理周期增長、難度增大，不僅影響央企的社會形象，甚至會影響正常能源生產運行。由于油氣田企業與管道企業貿易交接計量界面多、范圍廣，受人為因素、計量器具、溝通機制等因素影響，計量爭議發生可能性將大幅增加，生產運行面臨嚴峻考驗。

2.3 交接協議缺乏統一模板

中國石油油氣田企業與管網公司間的交接協議，多由兩家企業下屬單位自行簽訂。該類協議雖能發映具體交接界面的實際情況，但協議內容詳略不一，規定條款均不相同，大大增加了統一計量管理難度，且一旦發生計量糾紛，交接雙方難以有效保障自身合法權益。

2.4 計量器具配置需升級

國家油氣管網公司成立后，相關計量站點全部升級為貿易交接計量站，為了保證交接計量數據準確，計量器具配置也需隨之升級。與國家油氣管網公司交接的11個原油交接計量站點中，部分原油計量站點未配備在線檢定系統，可能導致因計量器具量值溯源方式不同而引入額外計量誤差的情況，且在線密度計、在線含水率分析儀等自動檢測設備尚未普及，計量站點自動化程度偏低，手工取樣、測密度、測含水也會增加人為因素引入的計量誤差，可能導致交接雙方無法認同計量參數檢測結果，進而引發計量糾紛[4]。

2.5 原油計量技術能力需進一步提高

國內原油流量量值主要通過“體積管+二等標準金屬量器”的方式進行量傳，量值最終溯源至國家體積基準。該量值溯源體系已運行多年，較為成熟，但逐漸顯現以下問題：

（1）受限于容積實物標準的不穩定性，原油流量量值溯源鏈長、環節多，計量標準準確度很難進一步提高，制約了原油流量計量體系技術水平，是影響原油計量技術發展的主要瓶頸。

（2）作為計量標準的體積管，采用二等金屬標準量器進行量值溯源，操作過程中體積管清洗產生含油污水無法排放；清洗作業容易對體積管造成損傷；檢定使用的二等標準金屬量器數量多、分布廣，檢定結果容易出現較大差異。故現行檢定技術難以保障原油量值的準確可靠，不符合國家綠色發展戰略。

為了滿足新形勢下能源行業發展要求，需進一步增加計量技術攻關投入，完善量值溯源體系和檢定方法，保障交接企業合法權益，促進企業節能降耗、高質量發展。

3 應對措施

3.1 完善油氣交接計量管理

當前，油氣田企業內部油氣交接計量管理辦法無法完全適應新形勢下計量管理需要。交接雙方應積極推動、參與油氣計量管理辦法等管理制度的修訂工作，并以此為基礎對自身現行計量管理制度進行完善。考慮到計量工作的專業性，建議開展計量管理制度與國家相關政策、標準的跟蹤研究，細化相關條款，確認執行標準，明晰交接雙方的責任和權力，形成適應國際一流能源示范企業的管理制度，將油氣貿易交接計量精細化、規范化、標準化，提高計量準確度，保障自身合法利益[5]。

同時，建議重點考慮計量爭議處理流程與相關制度的優化，加快計量爭議處理機制與溝通平臺建設。參考《中華人民共和國計量法實施細則》及計量爭議處理辦法與計量管理規定，本著“公平公正、誠信協同”的理念，按爭議發生層級的不同，分級制定計量爭議處置辦法，最大程度削減爭議處理流程，減少處理周期，降低因計量爭議給企業帶來的損失[6]。

此外，交接雙方企業還應協商制定交接協議模板，統一規范交接流程，加強現場交接計量管理，并對相關人員進行專業培訓，加強計量原始數據的管理，保證在計量爭議發生時，計量管理及技術人員能及時掌握爭議數據，做到有據可循，有據可依；與國內權威法定計量檢定技術機構建立合作機制，憑借機構先進技術和成熟經驗，完善自身計量體系，提升計量管理水平[7]。

3.2 有效履行交接權責

按照國際慣例、國家標準和公司管理規定要求，油氣交接計量均遵循“交方計量、接方和相關方監護”的原則。該原則在我國的確立最早可追溯至1990年國家計委和能源部聯合發布的《原油、天然氣和穩定輕烴銷售交接計量管理規定》（能源油〔1990〕943號），其中第六條要求：交接計量方式由供方根據需要選擇確定，計量器具由供方負責操作，買方監護。經調研，尚有不符合該原則的原油交接計量站，貿易交接雙方應推進類似計量站的劃轉或建設，有效履行各自權責。

3.3 加速原油計量技術研究

開展油氣計量技術和量值溯源技術的專項研究，是完善國家量值溯源體系、提升原油計量準確度、推動國家能源發展戰略、保障國家能源安全的根本需要[8]。在未來幾年內，亟需開展如下專項研究：

（1）幾何尺寸法檢定體積管技術研究。開展幾何尺寸法量值溯源技術研究，改變油流量溯源方式，重構油流量量值溯源鏈，使量值溯源鏈條更短、速度更快、測量結果更準更穩，可在不增加建設投資的情況下，大幅提升計量體系的準確度。

（2）體積管等精度量傳試驗研究。開展體積管等精度量傳技術應用研究，解決水驅法存在的清洗污水排放困難、作業時間長、對體積管部件造成損傷、標準金屬量器溯源結果差異較大等問題，保證油流量量值準確可靠，減少含油污水排放[9-10]。

（3）新型原油流量計研發。為適應能源企業數字化、智能化管理需要，應盡快研發適應商品原油、高含水原油介質，高準確度且具備遠程自診斷功能的新型流量計，掌握“卡脖子”的關鍵核心技術，盡快形成國外產品的替代方案。

4 結束語

隨著油氣管網體制改革不斷深化，應及時調整交接計量管理模式，通過升級管理制度、完善器具配置、加快技術攻關，形成適應能源行業發展的原油貿易交接新模式，切實履行央企社會職責，確保交接公平公正，促進能源產業的轉型升級，充分發揮計量在企業高質量發展中基礎性支撐和先導性引領作用。