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摘要：随着信息化建设的推进，“四化”源头数据采集仪表数量巨大，大量计量器具由模拟变为数字，数据实时采集，出现了原有的计量管理模式难以执行落地的问题。为充分发挥计量工作在经营管理、安全生产、节能降耗和科学研究等方面的保障作用，我们创新计量器具管理新模式，突出重点领域计量技术升级，强化重点器具监督考核与风险管控，借力信息化建设，把计量工作全面融入安全质量管理中，健全完善一体化的计量管理、监督、督查和考核体系，为采油厂生产经营决策部署提供强有力支撑。 1.
持续建立健全计量管理体系
弹性垫片蝇蛆蛋白采油厂现有计量仪表12086件，为保证计量数据准确，原来的“计量器具使用前必须检定合格，方可验收、安装使用”的管理要求，会造成计量仪表首次检定工作量大，影响施工进度；建成后拆卸、送检需求量大；检定费用高；计量监督难度大，针对这些难题我们尽快完善工作节点及规划工作新方向。
1、建立健全计量管理体系。采油厂从夯实计量基础入手，先后修订完善《东辛采油厂计量管理办法》、《东辛采油厂计量器具分类目录》和《东辛采油厂化验室计量监督考核细则》等制度，从组织机构、职责、人员、计量器具管理等方面分别做出了新规定。
2、建立化验系统模式，完善采油厂计量检测体系。加强完善采油厂计量检测体系，将厂中心化验室、三级综合化验室（集输原油交接）、九个管理区资料化验站进行统一管理。严格按照《胜利石油管理局计量认可管理办法》和《胜利油田实验室计量认可考核管理规范》要求进行监管，拥有比较完善的化验分析系统，囊括了油田开发所需要的油、气、水分析项目，目前工艺所中心化验室主要开展采油厂生产的原油、地层水分析、原油有机氯检测、回注污水水质检测、入厂化学药剂检验分析等工作，管理区化验室负责对单井原油含水进行化验分析，集输泵站化验室负责原油和外输原油含水检测分析以及污水各节点的悬浮固体和含油指标的检测，另外，原油交接化验室负责外输原油含水、密度、有机氯的测试。通过强化化验室专业管理，确保了油水化验数据的量值溯源准确可靠，为采油厂勘探开发、生产及管理提供数据保障。 三、创新计量器具首检新模式
采油厂将传统的计量器具逐台“首检-验收-安装”的模式，根据计量器具采购规模、重要程度、技术性能和油田检测能力等情况，制定出《东辛采油厂计量器具分类目录》，对不同计量器具类型采用不同的首检方式。对流量计、安全类报警器计量仪表，要求逐件检定，对温度变送器、压力变送器等数量较大的计量仪表，可采用认可生产商出厂检定证书，各使用单位也可以自行决定抽检数量进行检定。采油厂层面每月对入厂产品进行监督抽查，保证产品质量，从而实现了首检全覆盖、施工进度不受影响、节约首检费用的“三赢”目标。
四、创建现场计量器具管理新举措
东辛采油厂改变以前的“所有计量器具使用前必须检定合格方验收使用”的管理要求，构建“分级管控、管放结合、监督到位”的闭环管控模式，将计量器具实行A、B、C分类管理，对A类计量器具严格按照检定周期进行送检，并报送采油厂备案、油田进行考核。对B类计量器具可根据生产实际需求合理延长检定周期（最多延长1个检定周期），由二级单位自行考核。对C类计量器具，根据使用要求和现场实际情况，各三级单位可采取首检形式或延长检定周期（最多延长至3个检定周期），优化校准或采用计量确认记录形式核对，由三级使用单位自行监管，实现了由“均衡管理、周期检定、到期必检”向“突出重点、满足需求、实时校准”的转变，每年节约拆卸检测费40余万元。
五、打破技术壁垒，实现专业技术服务提升
随着油田专业化整合后，采油厂优化整合方案，打破原来的管理壁垒，厘清管理界面、做到业务清晰，责权归位、技术集成、管理高效。
原油在线含水分析仪1、东辛采油厂与技术检测中心现河服务部相结合，充分发挥靠近原油生产一线的优势，将以往的以室内检测的工作方式逐步延伸到以现场检测为主。在检测中科学收集现场的工况数据，结合测试的结果，每季度和年度编写测试的综合分析评价报告，为采油厂提升管理水平和发展方向提供有效的依据。同时也为服务部赢得更多的业务机会。定期与采油厂对接会，分析检测中的问题和用户需要解决的问题，把系统性和关键性的问题作为科研的立项的依据，与中心站所联合开展科研攻关。
2、加强检测科研一体化建设，全面提升服务能力。
2.1开展自动化计量仪表检测维护。通过前期的现场计量技术积累，从以往以普通压力表、高压水表和普通电能表的实验室检测，过渡到目前四化项目所涉及到的温（压）变送器、一体变、高压自控仪表部分和多功能电表的现场检测技术服务，并逐渐形成有特的计量检测模式。
2.2开展“油水井自动化计量系统诊断校准技术研究”项目。通过在广利管理区选取了106口油井、58口水井利用油水井智能诊断技术，查出疑似失准位移载荷11井次、温度传感器11支、压力传感器11支、注水流量仪15口。经在线校准检测核实，油水井智能诊断技术失准/故障判定准确率：油井载荷为90.9%，油井温度变送器为90.9%，油井压力变送器为90.9%，高压自控仪为100%，均在90%以上；合格判定准确率井载荷为99%，油井温度变送器为100%，油井压力变送器为100%，高压自控仪为100%，均在95%以上。该技术很好地解决了数字化油田建设面临的最突出问题--大量数字化仪表失准准确定位，对保证油井数字化生产管理系统的正常运行发挥作用。
3、开展化验室标准化建设，推广离心法计量新技术。
采油厂积极推广离心法原油含水化验新技术。用“离心法”代替传统的“蒸馏法”，来提高含水化验的效率。因“离心法”是通过离心机的高速运转使油样达到油水分离效果，分离过程无污染，现已全面在各管理区投入使用。经过分批次开展离心法应用及技术交流，发现离心法更适合高含水原油含水化验工作，目前全厂有85% 的油井通过使用离心法化验，有效确保了计量数据更加准确。气体混合器
4、对现有计量设备进行升级改造。
采油厂一方面是对化验室蒸馏仪设备进行合理的技术改造。由于“蒸馏法”化验适合低含水油井，但因为在油样中加入溶剂油，再通过加热方式达到油水分离的目的，分离期间会产生有害气体，且分离速度慢。针对化验中存在的问题，我们对蒸馏仪部分设备进行了技术改造，改造后即改善了化验人员的工作环境，实现自动捅样刮水，又降低了职工劳动强度。另一方面是加强分离器远传改造。通过保留现场磁翻板，重新安装新式量油仪,仪器既可以用通讯电缆与RTU连接实现远程通讯传输，也可通过仪表自带GPRS模块无线传输，改造后实现了分离器量油计产、测气的实时回传，实现了确保单井数据计量准确，操作简单方便的目的。
小区停车收费系统5、开展计量自动化系统诊断技术研究，确保计量数据准确。
油田信息化建设以来，对注采井口、管线的传统仪表进行优化和提升，全部采用传感式自动化仪表。采油厂油井计量四化覆盖1957口，其中1908口井采用信息化计量入库，占比97.5%。为确保计量入库数据的准确性，采油厂建立了“单井计量数据校核入库系统”，该系统对入库数据设置校验提醒功能，可以将不合理数据即时提醒校准，通过对异常数据进行
再次校验，确保计量标定的及时性，同时建立单井综合分析模型，通过远程控制实现工况实时分析、液量异常联动报警功能，提高计量数据准确性。
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