第二节　地面工程布局

　　1986，油田步入年产5000万吨第二个10年稳产期。“七五”“八五”油田建设规划，老油田围绕大规模实施一、二次井网加密调整和自喷井转抽以及正在起步的聚合物驱采油试验进行规划布局；长垣外围适应油田接替稳产需要，遵照“先肥后瘦”“先近后远”的原则，规划安排全面投入开发，陆续建成12个小油田。1995年编制的油田建设“九五”规划，重点安排了1996～2000年聚合物驱采油地面工程及井网三次加密调整工程。2000年编制的油田建设“十五”规划，考虑到油田持续近30年5000万吨高产稳产后即将步入产量战略调整期，规划部署扩大聚合物驱产能建设范围，加快外围油田上产速度的同时，结合原油产量下调，安排调整地面设施规模及布局，以确保地面生产系统平稳高效运行。

　　一、主体工程

　　截至2005年底，全油田共建计量站2572座、集油阀组间432座、转油站383座、转油放水站32座、放水站17座、转油脱水站15座、脱水站49座、油库6座（总库容149.6万立方米，原油储备天数8.8天）、原油稳定装置14套（原稳能力4440万吨／年）、伴生气处理装置15套（气处理能力730万立方米／日）、轻烃库2座、集输油管道36229千米、输气管道41条491千米，建成原油脱水处理能力为17451万吨／年。

　　（一）油气集输工程

　　1.长垣油田原油集输工程
　　1979年，基于降低油井回压与能耗以确保稳产的原则以及建设乙烯原料工程的需要，喇萨杏油田启动实施集输流程改造工程。流程改造过程中，推广应用适用于不同油井的多种不加热集油流程，并相继研发“降低集输温度技术”和“常温游离水脱除—交直流复合电化学脱水”的两段脱水工艺，以及压力密闭罐的界面、液面控制技术。到1986年，全油田91％的油泵站实现密闭运行，全油田4300万吨以上的原油通过全密闭流程生产、处理、外输，原油总损耗率由1985年前的2.2％以上降至0.8％左右。1990年，喇萨杏油田油气集输流程改造全面完成，14000多口油井全部进入油气密闭集输处理系统运行，油气损耗率降至l％（后又降至0.5％），集输自耗气降至11方／吨。同期，针对油田高含水采油、油气集输能耗上升的问题，组织实施《萨南油田低耗节能油气集输配套技术》攻关项目，研发出密闭集输、油气处理、轻烃回收技术，以不加热集油为核心的低能耗集油配套技术，包括提升输油、注水、机采、供配电系统效率的新技术和节能降耗技术，建立起地面系统节能指标考核体系。该项目推广实施后，大庆油田乃至整个石油系统地面工程运行效率与节能降耗技术水平以及油田管理水平得以全面提升。
　　1991年，老油田实施井网二次加密调整，遵循“见缝插针”原则，将新建油水井工程尽可能纳入已建地面系统。1993年，喇嘛甸油田集中推广应用低耗节能油气集输配套技术，包括油气集输、电潜泵节能、防腐防垢、6千伏低压配电网综合节电优化运行、降低网损及余热利用、注入水杀菌及防水处理等7个方面28项技术，不加热集油井达到1400口，油田集输吨油耗气由1986年的23.3立方米降至9.5立方米。
　　1995年起，长垣南部主要采用单井小管小环掺水或电加热、自动化计量和翻斗量油、加药防蜡和洗井车洗井等简易集油工艺，以及立式沉降或多功能原油处理工艺。已进入高含水后期的喇萨杏油田，油、水、液产出及注水量逼近峰值，出于稳油控水的需要，控制建设规模，降低开发成本；推广低能耗集油技术，原油脱水由“游离水脱除、加热沉降、电化学脱水”的三段脱水工艺，发展为“常温游离水脱除、交直流复合电化学脱水”的新两段脱水工艺，配套采用转油站放水、就地回掺、就地处理回注的低能耗新工艺；推广含油污水深度处理工艺，实施不同渗透率油层分质注水，注水效果得以改善。1996年以后，水驱井网开始三次加密，三次加密井集油遵循“两就近”原则，就近接入现有计量站或现有集油管线；注水井就近接人现有注水管线，简化了加密调整井网的集油、注水系统。
　　1999年，杏1～3区乙块三次加密调整井就近接入已建系统，充分利用邻近在用油井集油管道输油能力，采用掺低温水环状集油流程、双管出油的不加热集油流程和多井串联不加热集油流程等四种集油流程，简化了地面集油工艺流程。2001年，在油田老区的2330口油井，推广应用“掺低温水加原油流动性能改进剂”的低温集油技术，油井单井进站温度普遍降低5～10摄氏度，年节约天然气1965万立方米。
　　2002年，适应高含水后期及特高含水期油田开采需要，针对老油田集油系统腐蚀老化、部分设施低效高耗等问题，萨中、萨南、杏北、太北、葡南开发区及喇嘛甸、高台子等油田着手实施系统优化调整，合并低负荷运行的转油站及原油脱水站，实施油井不加热集油，将计量间合并为集油掺水阀组，以降低集输能耗。

中十六联合站

　　2003年起，随着原油产量战略性下调，产气、产液量也逐年下降，地面设施运行负荷率同步降低。与之相适应，老区进一步对低负荷、设施老化基础设施进行关停、撤并，减少站点、设备及管线，喇一、喇Ⅲ－1、南六3套原油稳定装置陆续停运，南六联至南三油库输油管道停止输油；调整集油流程，将部分双管掺水流程改为单管掺水环状集油流程；调整萨中、龙南、杏三、杏九、喇二、北区、南区等油气处理装置布局、规模及工艺，使油气处理系统恢复平稳高效运行。2005年6月，南三油库接卸俄罗斯原油改造工程竣工投产，形成1200万吨俄油储运能力。同年，油田原油总储备能力达到149.6万立方米。
　　截至2005年底，大庆长垣7个油田中有6个开发区块完成地面系统优化工程，共撤并转油站30座，减少计量站101座、脱水站8座，双管掺水流程改环状流程1121口，低效井转提捞采油892口，拆除机泵345台，停用各种管道1420千米（以上数据包括外围的宋芳屯油田北部、升平及朝阳沟油田的调整改造工作量），累计节电1.78亿千瓦时、节气1.35亿立方米，节省运行费用2.32亿元，节省更新维护费1.1亿元。

　　2.外围油田油气集输流程
　　1985年，长垣外围第一个投入开发的龙虎泡油田，原油集输系统采用单管环状流程和放大集油半径的简化集油流程。1991年起，自动化计量软件取代计量站，单井计量问题迎刃而解，使环状集油流程得到改进，单环管井数由8～9口减少到4口左右，形成单管小环掺水集油流程。1993年，榆树林、宋芳屯、头台等外围油田开始推广用液面恢复法、功图法“软件计量”及单管掺水环状集油流程。高西等长垣外围西部微型油田，则采用电加热树状集油流程。
　　1995年，外围油田推广应用单管电加热集油流程，使井口产出的低压油、气、水混合液靠自身压力进入电加热器，提高了加热效率，并使集油管径减少一级，无需掺水及燃油设施，使集油流程得到大幅度简化，站内设备负荷降低90％，其地面工程投资比原有的小环状集油流程约减40％，运行费用约省15％。高西油田采用单管树状电加热流程，从而比单管环状掺水集油流程、双管掺水集油流程节省投资55.4％～74.3％。
　　1996年以后，部分规模较大的外围油田采用树状集油、电加热保温流程，规模特小的微型油田则采用单井拉油方式集油。徐家围子油田还研发出多功能处理器，在一台容器内完成气液分离、游离水脱出、含水油加热、原油脱水以及缓冲输油。多功能处理器很快在外围油田全面推广使用，使得包括业已推广单管掺水环状集油流程的低产油田油气集输工艺得以大大简化。
　　1999年，外围油田推广应用分离、加热、沉降（电脱水）、缓冲等多功能装置，简化了地面集油工艺流程；采用具有防盗、防冻功能的简易套管放气阀，使外围油田伴生气得以有效回收；低效井采用提捞采油，改造掺水加热炉等低效高耗设备，取得良好的节能效果。
　　2001～2005年，外围油田大力推广应用单管环状集油流程、高效多功能“合一”处理装置。遵循“三从（从简、从省、从快）、二新（新工艺、新技术）”的原则，集油系统采用“环、单、捞、拉、混、软、串”7项技术，实现地面地下一体化，储量规模大、产能强、井位集中、滚动开发潜力大的区块，集中建设地面骨架工程；储量规模不确定、井位分散、开发潜力难以评估的区块，初期不建固定流程，先拉油，后建设；地质储量较小、分布零散的区块，则以单井拉油或捞油方式组织生产。

　　（二）注入工程

　　1.注水工程
　　油田注水采用专用电动离心泵注水泵机组，行列井网开发地区采用单干管多井配水流程，面积井网开发地区则采用树状单井配水流程。同时，通过净化含油污水，进行大规模回注。1987年，外围油田大规模投入开发，龙虎泡、朝阳沟、升平、宋芳屯等开发规模较大的油田，通过大型离心泵注水站集中注水，多数小油田散建小型柱塞泵注水站，以低注入量、高注入压力获取最佳注水效果。1991年，含油污水深度处理技术研发项目取得成功，并在全油田推广应用。此后多年，油田实施分质注水：主力油层、一次加密井回注一般处理水；二、三次加密井回注深度处理水。喇萨杏油田部分地区还实施分压注水。到2005年，除二、三次加密注水井分压注水地区建独立注水管网，其余井均接入既有注水系统。截至2005年底，大庆喇萨杏油田共建注水站182座，安装注水泵471台，形成总注水能力235万立方米／日；外围油田建注水站59座（注水能力13.06万立方米／日）、建注配间106座（注水能力3.48万立方米／日），共安装柱塞泵659台。

萨中二聚合物配置站

　　2.注聚合物工程

　　1996年3月，大庆油田第一座聚合物配制站———聚北一配制站及北一区西部聚合物驱地面系统建成投产。与之同步，萨尔图、杏树岗油田推广应用聚合物驱油技术，采用“集中配制、分散注入”的工艺流程，并引进旋流除油技术，初步形成适合聚合物驱区块的一次沉降、二次过滤和旋流除油相结合的含油污水处理工艺及综合利用配套技术。长垣北部的喇嘛甸、萨尔图油田的大部分地区建成水驱与聚合物驱两套原油集输处理系统，长垣内其他油田也建成水驱采出液集输处理系统。在水驱及聚驱共存的地区，两套流程从井口至电脱水前分开，电脱水部分根据油品性质不同有分有合，电脱水后原油全部混合外输。至2000年，全油田建成聚合物配制能力7.42万吨／年，聚合物驱原油生产能力达691万吨／年；喇嘛甸和萨尔图油田22个区块的3036口油水井实施聚合物驱采油，年注聚合物5万吨。通过引进、试验、改进，研发出一整套适合自身特点的聚合物溶液配制、输送、注入工艺与设备，以及聚合物采出液、采出水处理工艺与设备，尤其是自行规划设计的“集中配制、分散注聚”系统，可实施长期、大规模、多层系注聚，其规模与优越性居国际先进水平。2005年，新增聚合物驱区块5个、上返区块4个，新增聚合物配制能力3.23万吨／年，聚合物最高年注入量达8.3万吨。截至2005年底，全油田有37个区块实施注聚开发，共建聚合物注入站175座、聚合物配制站19座，形成聚合物配制能力12.14万立方米／年，实现聚驱产能1088.3万吨／年，成为世界最大的三次采油技术研发和生产基地。聚驱配套技术水平全面提升，应用聚合物配制短流程，发展了抗盐聚合物配制工艺；采用“一泵两站”“一管两站”母液输送技术及“一泵多井”可搬迁注入站，全面简化了注入系统；采用横向流聚结除油，缩短含油污水沉降时间，提高了除油效率。

　　二、系统工程

　　（一）供（排）水工程

　　1.地下水源建设
　　大庆地区无天然河流，泡沼星罗棋布却蓄水量有限，水资源相对匮乏。大庆油田作为国内首个早期注水开发的油田，工业、民生用水一度依赖地下水资源。后来，随着油田含油污水深度处理回注技术的推广应用和地表水净化处理后用于油田注水补充水源，外加北部引嫩工程与中部引嫩工程陆续实施，依赖地下水资源的局面有所改善。1991年，油田最后一座大型地下水源———齐家水源建成投产。至此，全油田较具规模的地下水源达到13座。此后，考虑到因长期大量开采地下水，导致油田西部含水层压降漏斗扩大至4500平方千米，油田逐步限量开采地下水，侧重开发利用地面江河水源。2001年，油田水资源首次出现供大于求的局面，喇嘛甸、独立屯两座水源随即关闭停用。2004年，西二水源、齐家水源也关闭停用。截至2005年，喇萨杏油田在用大型地下水源有西水源、东水源、北水源、南水源、红岗水源、红卫水源、南二水源、杏一水源、前进水源9座，综合日供水能力35万立方米。此外，喇萨杏以及外围油田散建的小规模地下水源，仍在为就近注水站供水。

中部引嫩工程引水渠

　　2.地表水厂建设
　　1985年前，依托北部引嫩工程的大庆水库净水厂，水处理能力为17万立方米／日，该水厂专供民用水。1986年12月，依托八百垧北泡设计建造的八百垧水厂竣工投产，八百垧北泡靠天然降水和周边居民排放的生活污水蓄水，经水厂净化的水，专供第二、四、九采油厂用于油田注水。1987年10月，八百垧水厂二期工程建成投产，形成水处理能力10万立方米／日。1993年，朝阳沟油田松花江地表水厂建成投产，形成水处理能力10万立方米／日，水处理工艺采用斜板沉淀，普通石英砂滤池过滤，氯气杀菌等方式。同年，大庆油田与加拿大卡尔加里市依托大庆水库合建的东风水厂投产，形成水处理能力5万立方米／日，主要为东风新村地区提供居民生活用水和工业用水。后经改造，水厂水处理能力提高到7万立方米／日。1994年，根据油田三次采油用水（年注聚合物5万吨计，需低矿化度水5000万立方米）以及不断增长的油田工业与居民生活用水需要，从根本上解决大庆地区地表水资源短缺的局面，中国石油天然气总公司和黑龙江省政府决定，实施黑龙江省中部引嫩扩建工程，计划以37立方米／秒流速引嫩江上游之水，通过引嫩总渠和新开挖的97.6千米引渠，流经齐齐哈尔扎龙自然保护区，蓄水于杜尔伯特蒙古族自治县境内的龙虎泡（库容为4.68亿立方米），并配套建设龙虎泡取水泵房、中引水厂和输水管道。1995年10月，龙虎泡水源一期工程建成投产，形成日处理能力25万立方米，主要为首批注聚工程及让胡路、萨尔图地区补充工业和居民生活用水。1996年11月，计划为大庆油田宏伟热电厂、甲醇厂专供优质软化水的软化水厂建成投产。后因软化水用户只限于宏伟热电厂一家，日最大需水量仅为1.6万立方米，无法开足马力生产，运行不足3年便关停。1997年7月，中部引嫩扩建二期工程建成投产，日处理能力增至50万立方米。到1998年，所有配套的供水干线建成并与油田供水管网连通后，向第一、二、三、六采油厂聚驱地区以及宏伟化工园区输水。1998年3月，历时4个月的大庆水库水厂取水口改造工程竣工，为水厂取好水、取足水提供了保证。同年，油田供水企业日供水能力达108万立方米。1999年12月，饮用水深度处理工程竣工投产。该工程历时两年半，耗资5亿元，引进国外先进设备，全部按照欧美相关标准实施，共建饮用水深度处理站12座，使30万居民喝上优质饮用水。2001～2003年，油田实施城市供水应急工程，先后为大庆水库清淤、削坡、加固引渠28千米，加高堤坝37千米，加固防浪墙，新建枢纽闸和公路桥各一座。工程竣工后，大庆水库达到国家大二型标准。2003年4月，中引水厂龙虎泡取水泵房扩建为龙虎泡取水厂，主要承担为中引水厂供水，并通过4条输水干线向八百垧碧绿湖干渠（总长32.1千米）输水，供水能力为50万立方米／日。2005年，八百垧水厂停运。截至2005年底，全油田有大庆水库水厂、东风水厂、龙虎泡水厂、松花江水厂等4座地表水厂，供水管线100余条、800余千米，总供水能力达到84万立方米／日。大庆油田除了引用嫩江、松花江水，还通过净化处理油区星罗棋布的泡沼水，作为油田注水的补充水源，并业已形成泡沼水处理利用能力29.1万立方米／日。

　　3.防洪排涝工程
　　大庆地区无天然河流，油区平原径流以及生产、生活污水，起初都由星罗棋布的天然泡泊所蓄纳。后基于防洪排涝的需要，开掘油田东部排水总干渠———安肇新河和王花泡、库里泡滞洪区及明青截流沟。安肇新河北起王花泡，流经北二十里泡、中内泡、库里泡、古恰闸，终入油区南端的松花江，全长108千米。1980年代初，伴随大庆地区进入丰水期，先后建成中央干渠、西干渠。中央干渠连接陈家大院泡与四平泡，干渠总长32千米，萨中、萨南油田产生的污水经处理后排入中央干渠；西干渠北起大庆水库，横贯喇萨杏油田，流经八百垧泡终至安肇新河，总长117千米。依托中央干渠与西干渠，沿线各油田建污水处理站20余座、污水提升站18座、排水干（支）渠173千米，将生产、生活污水净化处理后排入安肇新河，仅西干渠日排水能力达59.6万立方米。1986年，萨中、萨南油田东部地区排水主渠道———东干渠建成投用。东干渠东起东水源泡，流经萨中、萨南油田，终至中央干渠。至此，油田主产区形成纵横南北东西、交汇于安肇新河，总长209.72千米的防洪排涝体系。
　　1988年，大庆油田遭受20年一遇的洪水侵袭。同年7月1～25日，大庆地区累计降雨258.4毫米，创会战以来油田月降雨量之最，致使王花泡副坝两处决口，洪水大量涌入油田，大庆滞洪区、水库、泡泊水位持续上升。8月份，大庆水库水位达149.45米，黑鱼泡滞洪区水位达149.84米，中内泡水位达141.52米，库里泡水位达130.95米，北二十里泡水位达143.36米，红旗泡水位达147.40米，另外的104处洼地平均水位达到144.69米。洪涝灾害导致全油田300多口井被迫停产，影响原油产量15.6万吨。油田先后出动20万职工投入抗洪救灾，动用各种车辆6600多台次，完成筑坝土方57.9万立方米，打泄洪苇道80多万平方米。同时，油田所有排涝泵站开足马力，全力排水，仅陈家大院泡、东干渠、杏二、让胡路泡、王连科泡5个泵站就开动17台水泵，日排水量逾67万立方米，外加排水干渠导流，全油田日排水近100万立方米。其间，胜利油田还曾派抢险救灾小组，前来协助排涝救灾。通过充分发挥既有防洪排涝设施的作用，油田以较小的代价安全排涝度汛。
　　1989年，东二干渠建成。该渠由萨尔图油田北端，一路向东绕行，通过萨中东部、东风新村、龙凤区，流经北二十里泡汇入安肇新河排水系统，成为萨北油田排水主渠道，同时减轻了西干渠和中央干渠的排水压力。同年，还着手实施三项防洪排涝工程：（一）实施中央干渠和西干渠扩建工程，使两条干渠排水能力逐步达到79.8立方米／秒（后实际日排水88.32万立方米），其防洪标准由10年一遇提升至20年一遇。（二）拓宽安肇新河，使其设计流量达到60～120立方米／秒。（三）省政府按照分期施工、分期收益、先下游后上游的原则，修建滞洪区：整修加固北二十里泡、库里泡、王花泡、中内泡滞洪区；挖掘、拓宽、疏浚安肇新河和明青截流沟（全长63千米）；治理双阳河，在双阳河分流口处建南支封闭堤和泄洪闸，将自然状态下进入南支的洪水由70％降到30％，最终封闭双阳河南支；修建双阳河水库，使双阳河洪水泄入西支而不再进入大庆地区。1996年，滞洪区工程全面竣工，泄洪能力和调蓄能力分别达到50年一遇和100年一遇。
　　1998年8月，大庆油田遭受百年一遇的特大洪灾。大雨持续半个多月，全油田平均降水164.5毫米，油区45个水泡、4条排涝干渠水位全部超过警戒线，淹井1504口，关井569口，造成原油减产25万吨，直接经济损失15.8亿元。国务院副总理、国家防汛抗旱总指挥部总指挥温家宝，中共中央政治局常委、中央书记处书记、国家副主席胡锦涛先后来大庆察看灾情，慰问抗洪军民和受灾群众。胡锦涛在视察时强调，大庆油田是国内最大石油工业基地，在国民经济发展中的地位与作用十分重要，希望大庆全体干部群众克服困难，努力完成全年计划指标，为国家的改革开放和现代化建设做出贡献。面对困难和挑战，大庆油田向党和国家做出郑重承诺：保持原油稳产5000万吨到2001年不变；完成5570万吨原油生产任务不变；实现利润87亿元不变。全油田先后出动32万多人次，投入编织袋425万条、石料2万多立方米，动用推土机、挖沟机、翻斗车等机械设备1.5万台，在3万多名人民解放军、武警官兵和预备役部队支援下，奋力抗灾自救，成功地兑现向党和国家做出的承诺。
　　大庆油田根据生产建设需要，年复一年地进行污水处理排放及排涝设施建设，逐步形成“排水用户—下水道—水泡子—排水泵站—支（斗）渠—排水干渠”一整套污水排放体系，并根据泡泊蓄水和泄洪能力，使蓄、排、用水管理得以协调运行，致使平原径流以及生产、生活污水经处理达标后，通过安肇新河顺利排入松花江。截至2005年，建成规模不等的排涝泵站69座，形成日排水能力748.89万立方米；建成包括安肇新河在内的排水干渠5条，排水支线沟渠286.76千米；建成蓄洪区4处，蓄水能力7.02亿立方米，防洪能力达到防御百年一遇洪水水平。

　　（二）供电工程
　　大庆油田用电，一靠地区电网供电（向大庆电业局买电），二靠自备电源供电。油区电力系统始终循着油田自发（供）电与地区电网供电“双轨”运行。
　　油田电力系统骨干企业有供电公司、电力调度中心、龙凤热电厂、油田热电厂、宏伟热电厂、燃机电厂（原称喇二电站）。1998年4月，油田电力系统实施整合，组建电力集团，实行集约化管理、专业化运营。
　　截至2005年底，油田电力系统拥有年发电能力62亿千瓦时、年供电能力185亿千瓦时、年供热能力1895兆瓦；拥有35千伏变电所210座、总容量2826.2兆伏安，110千伏变电所29座、总容量2748兆伏安，6千伏开闭所15座，输电线路1028千米、35千伏线路2285千米、6千伏和10千伏线路14836千米，配电变压器38030台。

　　1.自发电工程
　　1986年，油田根据持续高产稳产需要，在电力供应趋紧的情况下，大规模自喷转抽，增加注水，外加外围油田陆续投入开发，用电量剧增，油田电力供需矛盾突出。为解决局部地区燃眉之急，油田始建小型燃气电站，随后几年建成燃气电站11座，装机25台，总功率17.8万千瓦，用以满足油田总用电需求的11.6％。1989年1月，龙凤热电厂正式划归大庆石油管理局，该电厂当年发电82902万千瓦时。进入1990年代，油田继续进行加密调整，油井增加200％，注水量增加44％，外加聚驱采油和化工企业的崛起，年用电量净增加39万千瓦时，增幅达64％。为缓解电力紧张局面，1990年8月建成投产燃机电厂（原称喇二电站）。1991～1993年，油田热电厂3台200兆瓦燃煤供热发电机组陆续建成投产，形成年发电能力36亿千瓦时、供热能力164.25兆瓦。1997～1999年，宏伟热电厂一期工程2台50兆瓦机组建成投产。这个时期，油田电力系统供电量突破100亿千瓦时。2004年，宏伟热电厂二期工程100兆瓦机组建成投产。至此，油田自发电规划布局基本完善。同年，推广DSM技术，在油田发、供、用电领域实施削峰填谷、控制最大用量等措施，改造高耗能变电器，配套使用无功补偿、防窃电装置，进而缓解了油田电耗和最高负荷增长过快的局面。
　　（1）龙凤热电厂。1989年实施老设备技术改造工程。同年5月，该厂锅炉混烧天然气系统工程竣工投产，8台锅炉设计日烧天然气40万立方米，年节油10万吨。1999年，电厂实施5～8号燃油锅炉全烧天然气改造工程，投产后燃油锅炉掺烧天然气，当年节约燃料费500多万元。同年，投资2300万元实施热网增容改造，将4号凝汽式机组进行低真空循环水供热改造，增设直径1020毫米供热管线，热网供热面达到350万平方米。2001年8月，启动实施电厂油改煤工程，8台锅炉中的3、4号锅炉改造成铭牌60吨出力／小时，5～8号锅炉改造成铭牌120吨出力／小时，并配套建设运煤、输煤、电气热控、除灰系统。2003年10月，油改煤工程竣工投产，新增设备379台套，燃料结构得以根本改善，完成投资2.12亿元。截至2005年底，电厂拥有燃油锅炉2台、燃煤锅炉6台，总装机容量11.1万千瓦。

1964～2005年龙凤热电厂经济技术指标统计表　表3－6 年度 工业总产值(万元) 发电量 (万千瓦时) 供热量 (百万千焦) 发电煤耗 (克/千瓦时) 供热煤耗率 (千克/百万千焦) 发电厂用电率(％) 供热厂用电率 (千瓦时/百万千焦) 1964 28 146 121107 598 43.6 8.22 4.44 1965 597 7161 824421 446 38.7 5.98 3.63 1966 1428 15891 2537569 382 35.9 3.87 2.63 1967 3099 37900 4169320 384 36.3 4.27 2.53 1968 3530 43995 4312200 382 38.5 4.13 3.06 1969 3672 44947 477393 371 38.7 3.30 3.27 1970 4650 59776 4929942 375 37.1 3.76 3.39 1971 5819 78129 4763369 404 37.3 4.01 3.66 1972 6514 88276 4992830 403 37.2 4.07 2.96 1973 6648 90447 4943301 403 37.2 4.1 2.91 1974 6794 92674 4950633 402 36.8 4.09 2.51 1975 7401 101222 5283754 408 36.8 4 2.41 1976 7542 102954 5464794 406 36.8 3.88 2.41 1977 7461 100589 5936686 403 36.8 3.83 2.93 1978 7256 97622 5854863 411 36.8 3.94 2.46 1979 7125 95935 5719623 420 36.6 4.05 2.39 1980 6793 90999 5645006 415 36.7 3.94 2.39 1981 6380 85085 5464447 422 36.6 4.24 2.51 1982 6543 86092 4907265 421 36.6 4.43 2.67 1983 6558 86694 4823289 420 36.8 4.5 2.75 1984 6209 81299 4831005 425 36.4 4.72 2.66 1985 6116 79747 4567360 425 36.7 4.46 2.63 1986 6173 79195 4810916 421 36.1 4.46 2.68 1987 4667 76252 4852653 422 36.7 4.58 2.73 1988 4580 76588 4446810 424 36.7 4.59 2.69 1989 4987 82902 4073022 425 36.8 4.53 2.76 1990 11597 83524 412.58 424.89 36.8 4.66 2.88 1991 12047 86892 464.16 424.19 36.65 4.64 2.82 1992 17462 86292 450.42 424.99 36.59 4.39 2.78 1993 21882 78490 435.5 426.53 36.6 4.65 2.85 1994 26227 71245.8 418.88 426 36.7 4.76 3.59 1995 27406 71651.04 409.25 424 36.7 4.8 3.77 1996 28669 76075.8 410.04 427 36.8 4.71 3.8 1997 32056 73318.08 358.41 427 36.8 4.88 4.11 1998 30528 72514.92 367.13 426 36.6 4.71 4 1999 27220 67813.56 314.92 434 36.6 4.32 4.14 2000 24023 50213.64 240.59 429 36.8 5.1 5.82 2001 21496 43123.68 242.89 429.44 36.77 5.41 6.13 2002 22351 43702.44 269.49 433.83 37.22 4.92 5.55 2003 21358 44591.88 275.87 438.85 38.76 8.52 8.27 2004 21818 46132.92 307.72 440.9 39.16 8.15 8.46 2005 26272 41681 356.14 443.26 39.32 7.82 7.83

　　（2）燃机电厂。1985年投入建设，采用美国通用电气公司生产的燃气－MS6001型燃气轮发电机组（1台为热电联共式，1台为联合循环式），设计总装机容量97兆瓦、供热能力88.56吨／小时，系同期国内最大的燃气轮机组。1990年8月，电厂投产运行。2001年5月，燃机电厂实施节能技术改造，1号机组由简单循环改为联合循环，发挥余热锅炉功效，提高能源梯级利用水平，降低燃气发电单位成本，发电气耗由0.368立方米／千瓦时降到0.283立方米／千瓦时，年发电量增加7500万千瓦时。2003年3月，2号机组控制系统MARK－IV升级改造为MARK－VI，成为国内首家集燃机、汽机、锅炉、天然气增压机控制于一体的MARK－VI用户。

1986～2005年燃机电厂经济技术指标统计表　表3－7 年度 发电量(万千瓦时) 厂用电率(％) 供电煤耗(克/千瓦时) 1986 3231     1987 18317     1988 25552     1989 45511     1990 41912     1991 54618     1992 46399     1993 40770     1994 35697     1995 39186     1996 36868     1997 35232     1998 32113     1999 39877     2000 34390     2001 29441 6.57 444.10 2002 26299 5.62 402.15 2003 22956 5.07 381.22 2004 21901 4.99 380.03 2005 22931 5.11 360.86 合计

　　（3）油田热电厂。1989年1月投入建设。一期工程3台200兆瓦燃煤供热发电机组相继于1991年11月、1992年11月、1993年9月投产，形成年发电能力36亿千瓦时，供热能力164.25兆瓦，承担大庆油田部分生产、生活用电，供热面积覆盖东风新村、中林街、东光小区。随着迄今国内最大的企业自备电厂———油田热电厂投产发电，油田供电形势实现根本好转。2005年，经对机组主要运行参数实时考核，12项主要经济技术指标达到国内同类型机组一流标准。

油田热电厂

1991～2005年大庆热电厂经济指标统计表　表3－8 年度 发电量 (亿千瓦时) 供热量 (万吉焦) 发电厂用电率(％) 供热厂用电率(千瓦时/吉焦) 供电标准煤耗(克/千瓦时) 供热标准煤耗(千克/吉焦) 非计划停运 (次) 1991 0.45   13.73         1992 9.5   10.23         1993 21.2   9.61         1994 28.5 104.13 8.43 10.13   39.81   1995 30.77 192.45 8.38 10.75   39.08   1996 31.04 270.85 7.79 10.43 370 39.18   1997 29.68 255.86 8.12 11.9 369 39.28   1998 30.02 312.71 8.07 10.98 367 39.12   1999 30.01 308.57 7.87 10.65 366 39.18   2000 29.35 343.43 7.98 10.62 368 40.56   2001 30.03 295.44 8.42 11.44 368.46 39.1 2 2002 30.01 222.43 8.30 11.2 367.02 39.02 14 2003 30.21 243.71 8.21 11.1 366.82 39.3 6 2004 31.39 287.86 8.04 11.74 367.04 39.3 3 2005 34.11 300.17 7.77 11.71 366.75 38.97 7

　　（4）宏伟热电厂。1995年3月，一期工程1台50兆瓦发电机组投入建设，1997年竣工投产。1997年8月，一期工程第二台50兆瓦发电机组投入建设，1999年9月建成投产。1999年10月，与一期工程配套的乘银热网建成并投入运行。2000～2002年，热网经两次扩建，供热范围覆盖乘风、银浪地区579万平方米，关停燃油供热锅炉12座，年实现以煤代油8万吨。2003年3月，二期工程100兆瓦机组开工建设，2004年9月建成投产。至此，总装机容量达到10亿千瓦时、供热能力277.78兆瓦，实现以煤代油8万吨／年。同年10月，与二期工程配套的让龙热网建成并投入运行，供热范围覆盖让胡路、龙南750万平方米。

1998～2005年宏伟热电厂经济技术指标统计表　表3－9 年度 发电量 (亿千瓦时) 供热量 (万吉焦) 发电厂用电率(％) 供热厂用电率(千瓦时/吉焦) 供电标准煤耗(克/千瓦时) 供热标准煤耗(千克/吉焦) 非计划停运 (次) 1998 1.16 335 6.59 10.12 302 41.49   1999 2.59 438.33 6.36 10.23 323.11 41.23   2000 3.76 476.83 6.81 10.89 333.89 41.44 1 2001 4.86 418.01 8.14 10.68 377.3 41.28 3 2002 4.99 403.51 8.24 10.72 381.14 41.3 2 2003 5.05 454.71 8.09 10.21 377.69 40.78 2 2004 6.46 657.67 8.26 10.88 378.28 40.57 2 2005 7.85 1052.95 8.16 10.82 374.97 40.36 3

　　2.变电所工程
　　油田变电所建设项目，主要由油田建设设计研究院设计、油田建设公司进行施工。随着施工技术与材料制作工艺的发展进步，变电所结构由版筑式（干打垒）或木质结构，逐步被“积木装配式变电所”所取代。
　　（1）35千伏变电所。35千伏变电所工程一般与转油站、注水站、输油站以及水源配套设计施工，并将转油、注水、变电“三站合一”者称为联合站。一度根据“战备”需要，建起地下或半地下联合站。后因地下联合站存在诸多安全隐患，事故频发，逐步移诸地面。变电所采用“积木装配式结构”，将35千伏配电装置、电气设备，按主结线划分成若干独立单元，每个单元的设备组装在同一个混凝土预制框梁基座上，整体搬运，现场拼装。基于少占地、方便维护等方面的考虑，其配电装置一般多置于室内。
　　1986年，全油田有35千伏变电所108座，装有变压器189台，装机容量111.37万千瓦时。“七五”期间，油田开发建设规模不断扩大，老区油井自喷转抽，外围油田全面投入开发，电力需求猛增。到1990年，35千伏变电所增至136座，装有变压器245台，装机容量达到152.5万千瓦时。同时，变电所向无油化方向发展，一次变的35千伏开关采用SF6开关，6千伏～10千伏开关采用真空式、空心电抗器、干式互感器，变电所维修工作量锐减。继电保护装置则由机电式改为微机式，体积变小且可靠性大为提高。“八五”期间，油田电力需求有增无减。到1995年，35千伏变电所增至186座，变压器343台，装机容量达到229.34万千瓦时。1995年以后，35千伏变电所陆续使用分布式全微机综合自动化系统，使得变电所定员由20世纪七八十年代的12人减少至4人。2000年，杏Ⅴ－Ⅰ变电所首次采用KYN系列中置式开关柜，该设备具有防护等级高，操作、维修、维护简单方便等优点。此后，新建变电所均采用KYN系列中置式开关柜而不再用老式的GGIA型固定性开关柜。2000年以后，王家围子35千伏变电所首次以室外六氟化硫开关取代传统的多油开关。2004年起，变电所计量装置上采用智能化电度表、智能模拟屏，并继续推广微机综合自动化保护装置，变电所向遥测、遥信、遥控方向迈进，实现“保护微机化、开关无油化、值班精干化、检修状态化”。截至2005年底，油田采油系统共建35千伏变电所210座，总容量2826.2兆伏安。
　　（2）110千伏变电所。1986年，油田自建自管的110千伏变电所有5座，装机容量为40万千瓦时。1987～1990年，油田自行设计、建成杏北、宋方屯、方晓、向阳、奔腾、张铁匠、朝阳沟、风云、宏伟一次变电所等9座110千伏变电所，装机容量增至116万千瓦时。1990年起，变电所向无油化方向发展，110千伏开关改用SF6开关，继电保护装置则由机电式改为微机式，体积减小40万千瓦时，且可靠性大为提高。
　　1991～1994年，油田自建投产赵家泡、高家、登峰、兴胜、榆树林、头台、龙虎泡、马鞍山一次变电所等8座110千伏变电所。其中，登峰一次变电所首次采用微机自动控制系统，实现监控、保护微机管理，做到智能化、无触点、高可靠性与免维护，而且无须站内锅炉房，有助于精简非专业人员。通过推广该技术，促成110千伏变电所供电可靠性增强，运行费用降低，管理水平提升。此后，油田新建110千伏变电所均采用该技术，使得变电所定员由二十世纪七八十年代的50～30人减至11人。
　　1996年以后，民用变电所，采用气体绝缘组合化电器（GIS）使110千伏开关场的电气设备全部封闭，既减少占地面积，又做到免维护。2002年，东湖一次变电所建成投产，该变电所引进适合高寒地区的户外SF6断路器，实现微机自动化保护。
　　截至2005年底，油田共有自行设计、建造、管理的110千伏变电所29座（总容量2748兆伏安）。其中，近半数实现无人值守，另有7座110千伏变电所由所在地电管部门管辖。

　　3、输电线路工程
　　油田自管输（配）电线路主要包括6（10）千伏配电线路、35千伏输电线路、110千伏送电线路。1986年，油田自管的输（配）电线路主要有红色草原拖拉机大修厂到中七路的6千伏线路———中央干线、喇嘛甸电厂到中四变电所的35千伏线路———西喇线、红旗变电所至南五110千伏输电线路———红南甲线；由地方电业局设计、施工和管理的输变电线路则有从富拉尔基电厂至让一次变电所的110千伏输电线路———齐让线、新华电厂至让一次变电所的220千伏输电线路———新让线和让乙线、新华电厂至红旗变电所的新红线、让胡路变电所至火炬变电所的让火线、富拉尔基二电厂至火炬变电所的二火线、新华电厂—大庆—哈尔滨的新哈线，其中的二火线为接入黑龙江西部电网和东北主电网的入网线路，以油田东（红旗）、西（让胡路）、南（新华电厂）、北（火炬）变电所为基轴，构成油田220千伏环形电网。油田电网以此为依托，与黑龙江东、西部电网以及东北电网形成联网格局，电负荷达到大庆地区用电总量的90％以上。
　　1990年，油田推广应用新技术、新材料、新工艺，对35千伏多雷线路加装架空地线24条204.8千米，全线加线绝缘42条382.61千米，安装管理避雷器材11组，35千伏线路雷击跳闸率同比降低77.8％。到1991年，大庆油田建成投产35千伏以上输电线路230条1800.27千米，年供电量达到63.5亿千瓦时，成为全国最大的企业用户电网。
　　1993年，油田在国内率先引进具有国际先进水平的雷电监测定位系统，实现对大庆地区雷电活动的在线监测。通过规范电网管理，到1995年变电事故率达到0.056次／台·年，输电线路事故率达到0.047次／百千米·年，继电保护装置动作准确率达到98.54％。
　　1996年，油田化学助剂厂改扩建工程首次采用110千伏高压电缆直埋技术，成功解决厂区上空由于安全原因无法架设高压电缆问题。
　　1997年，油田电力系统合理调整电网运行方式及潮流分布，确保系统安全运行，电网损失率控制在4.45％，输电线路事故率控制在0.0397次／百千米·年，继电保护装置动作准确率达到99.5％。同时，开发利用远红外线热像仪、电波谐波分析仪、局部放电测试仪、带电作业车等设备，电网巡视和检修水平大为提高，电网谐振同比下降86％。
　　2001～2003年，研发在线监测技术、运行状态评估及故障诊断专家系统，实现电网检修由“定期检修”向“状态检修”转变，供电可靠性与电网经济运行水平同步提高；利用电网调度自动化系统采集实时数据信息，开发实时操作系统和电网优化检修安排系统，构建计算机仿真电网、优化运行、调度交接管理等功能，合理调整用电量，降低网损，实现电网经济、安全、平稳运行。
　　2004年，通过窃电自动监测技术、用电设备异常运行自动检测技术等关键性技术攻关，在防窃电、在线监测用电设备运行状态及大用户抄表技术等方面达到国内领先水平。
　　2005年，在油田公司生产指挥中心及其生态园工程中，将高压架空线改为电缆，外罩抗腐蚀、耐磨损的玻璃钢管埋地敷设，并根据力学原理，每隔一定的间距设电缆检修井，实现了绿色环保、安全美观、方便维护的总体要求。截至2005年底，全油田共建110千伏线路1028千米、35千伏线路2285千米、6千伏和10千伏线路14836千米，安装配电变压器38030台。

　　（三）通信工程
　　油田通信由磁石总机人工电话网起步，先后改用自动电话网、步进制电话网、纵横制自动电话网；网络传输则采用音频电缆、明线载波、微波载波及对称电缆等多种传输手段。1986年，油田引进程控交换技术和数字微波传输技术，油田通信始入数字网络阶段。同年，油田卫星地面站建成投产。1987年，实施“871”通信网改造工程，在省内率先引进芬兰诺基亚程控交换机和国内第二个450兆模拟移动蜂窝通信系统及5段PCM数字微波技术。1988年，北区和喇嘛甸区电话站分别引进加拿大北电公司DMSIO程控交换机2000门作为中区程控分局的支局。其中，中继线采用数字微波传输方式。1989年，在中区电话站和东风电话站之间，首次实验性开通光纤通信，采用8芯单模光纤电缆，并将其敷设于电缆管道中，光端机容量达34Mb／S。油田光通信由此发端。同年，着手引进数字、汉字寻呼系统，该项业务迅速风靡油田。1990年，中区电话站—西区电话站光纤通信系统相继建成，光端机容量为140／34Mb／S。1991年，油田通信建成省内第一条光纤电缆———中区至东风电话站光纤通信电缆。同年，实施“911”通信网改造工程，有7座电话站纵横交换机为程控交换机所取代，所系电话2.2万门；建立7套（14端）960路数字微波；外围油田建立2套特高频线路、1套微波线路、4座总机。1993年，油田引进800兆模拟机群移动通信系统；油田与市政开通120长市电话，市局电话初步联网。油田通信网交换机总容量达67000门（线），其中程控交换机总容量为61000线，占总容量的90％以上，而模拟纵横制交换机总容量只剩下6000门。传输系统也逐步由以光纤和数字微波为主的数字传输网所取代。1994年，大庆至秦皇岛480路数字微波干线投入运行，油田通信网实现与全国石油企业长话直拨。油田通信网自1986年起历时8年，完成由纵横制模拟交换技术向程控数字交换技术的过渡，建成全数字化通信网络。
　　1995年，数字移动通信取代模拟移动通信，同时建成计算机网络系统。油田通信网11万多电话用户号码由6位升为7位。朝阳沟（第十采油厂）、高平（第八采油厂）、萨北（王家围子）、乘北（东湖地区）、创业（第九采油厂）通信站和龙南通信总站建设项目竣工，油田通信站总数达19个；新建数字微波8段9个站，数字微波总计达18段。新落成的油田通信枢纽站———龙南通信总站集交换、传输、电源、维护运行中心、无线寻呼、GSM移动通信、商服办公于一身，装机总容量可达10万线。设在龙南通信站的油田通信长途局交换局开通，容量为2000路端，油田长途局和邮电长途局设中继线1920路。油田始建同步数字系列（SDH）传输网，并停建PDH传输网。
　　1996年油田通信网第一个SDH自愈光环（中环）网建成并投入使用。该环网在5个汇接局设立节点，传输容量为STM－16，即传输速率为2.5Gb／s。1997年，油田SDH北环（STM－4）网建成。随后又分别建成中南环，并对北环进行扩容，由STM－4升级为STM－16。同时，油田DDN（数字数据网）骨干网建成。
　　1998年，乘风庄电话站、西苑电话站建成，终局容量分别为5万线和4万线；油田通信系统始用新一代程控交换机，中区、乘风庄电话站始用FS交换机，八百响、乘化、龙岗、西区、北区、喇区等电话站始用国产04机交换机；石化总厂、油田设计院、物探公司、消防支队、天然气公司等符合入网条件的用户交换机按DID方式接入油田通信网；居住小区或用户集中地区（如方晓、丰收、红四、解放村、热电厂、万宝屯等）始设小型电话站或远端模块局。油田通信建成窄带拨号上网系统，开始提供互联网接入服务。至1999年底，油田通信网覆盖面达7200平方千米，全网共有44个通信站（点），57个终端局，总容量32.6万线，其中通信公司289500线，联通公司15000线，其他单位21500线。另外，开通SCDMA无线接入系统，无线接入台开始在偏远区域使用。
　　2000年，油田通信引进铱星卫星电话，用于保障生产单位外部施工和应急通信。同时，300密码记账公用电话系统开通使用。2001年6月，油田通信率先在大庆地区开通油田宽带城域网，新建163接入服务器2880路，开通ADSL1452线、T－LAN418线，扩容ISDN1844线。2002年6月，油田开通国内首个SCDMA无线市话网络（小灵通）。
　　2003年，油田宽带城域网升级为千兆城域网，在龙南、东风、红区和乘风庄通信站新建核心交换机和宽带接入服务器，在中区、八百垧等11个通信站新建千兆城域网核心节点，在龙岗、乘北和西区通信站利用原有设备构建千兆城域网分支节点，用户接入主要采用ADSL技术；对朝阳沟、萨北和南区通信站的F4交换机进行改造，新增交换机2.2万线、ISDN516线，对西区和中区通信站的HJD04交换机予以升级，开通朝二联、春雷、龙虎岗、农化村和铁西5个接入点；采用2.5GSDH光传输系统，建4个节点，解决东部地区传输通道不稳定、容量小的问题。同年，“大庆油田SCDMA无线接人系统”项目获“国家科技进步二等奖”。2004年，油田在东北地区首次开通万兆宽带城域网，实现储运销售公司加油站和交通银行光纤联网，用户接入开始采用VDSL、ADSL2＋及宽带设备前置技术。无线核心网SP30固话交换机更新改造为LMCC本地移动控制中心，增加短信中心，实现鉴权、漫游功能，系统容量由5万线扩容到10万线。在葡萄花通信站与头台通信站之间新建SDH光传输设备。在萨尔图铁西新建2000线华为交换机。自行研发并投入使用“一种电话防盗器”和“一种通信电缆充气机电话遥控装置”，该项目获国家实用新型专利。同年，油田无线寻呼停止服务并退网。
　　2005年，油田通信小灵通用户突破10万大关，无线网新增LMCC1套，系统容量由原来的10万线增加到20万线。自行研发的“数字油田综合业务系统”开始为油田生产单位建设数据采集和视频监控系统。原有的600多个固定台更换成无线桌面电话，全网3万多部非鉴权小灵通升级为鉴权小灵通，用户总量达到14.5万。2005年11月21日，小灵通短信业务正式开通，在国内首次实现SCDMA制式小灵通与移动、联通和网通短信的互联互通，建成“油田小灵通在线”网站。截至2005年底，油田通信拥有通信站22座，微波中转站2座，全网程控交换机总容量50万门，固定电话、宽带上网用户、无线上网用户总量50万户。

　　（四）道路工程
　　油田早期道路工程“先求其通，后求其精”，从修筑干线土路起步，一般干线道路工程遵循老四、五级标准，路基宽8.5～10米，路面宽5.5～7米，路面为中级砂石路。随后，渣油路面、沥青贯入式次高级路面取代砂石路面，使干线道路基本实现“黑色化”。但随着油田建设规模的不断扩大，交通运输量以及油田特有的重型施工车辆行驶量快速递增，为提高路面承受力，油田干线路先后采用水泥混凝土浇筑路面和以热拌沥青碎石混合料为路基的沥青贯入式路面，道路工程技术水平和筑路质量不断提升。
　　1986年，油田实施西干线改造，并对站北路、让林路进行了改建。这个时期的道路工程，主要围绕改扩建和提档升级而展开，包括厂、站、居民区道路的改建、扩建、升级改造。在实施过程中，推广应用水泥砼路面长胀缝技术、热管实路保护涵技术、碾压式水泥砼路面技术、CBR法测定道路土基强度技术、水中填土挤淤筑路技术、粗粒式沥青砼路面技术、旧沥青路面废料再生技术、小桥涵浅基础技术以及钢渣灰土技术、土工织物技术、水泥灰土技术、钢纤维水泥砼稳定砂粒技术、二灰碎石技术、固化土技术等，进而解决了一系列筑路技术难题，提升了道路质量，节省了大量投资。西干线改造工程首次采用水泥灰结碎石、钢渣灰土、石灰土加固路基，以沥青砼为路面，实施分区段改扩建。此后，西干线又几经分区段改扩建，成为设有6条行车道、2条自行车道和3条分隔带及人行道，排水与照明设施齐全，城市型与公路型相结合的高标准一级路，与萨大路并称为纵贯南北的油田交通主动脉。
　　1987年，油田首座立交桥———公园桥竣工通车。该桥钢筋砼结构，跨径30米，净宽31米。此后，又陆续完成萨大路、萨卧路、让林路改造工程。
　　1991年，油田道路施工中开始推广自行研发的应用土工布防治道路翻浆技术，先后在39条（总长40.7千米）路的翻浆段使用土工布57.4万平方米，节省投资648万元。该技术适用于高寒地区防治沥青路面季节性翻浆，居国内领先水平。
　　1993年，朝阳沟油田首次建成跨径为10米、15米的空心板桥（配以直径1米的钻孔灌注桩），大大降低了建桥投资。该技术后来在全油田得以推广。
　　1996年起，油田推广强度高、水稳性好的粉煤灰半刚性路面基层，淘汰质次价高的钢渣石灰土；井排路工程推广沥青表处路面砂石路面，每公里追加投资2.2万元，井排路使用年限由5年延长至8年，雨天照常通车，车损与养护工作量大为减少；桥涵实施升级改造工程，修建大量跨径为5～8米的钢筋混凝土矩型板小桥涵，逐步用钢筋混凝土网管涵取代木箱涵。
　　1997年，油田全面推行重型压实标准，路基路面密实度开始得到法规保障，路面翻浆和出现拥包、搓板状现象得以有效控制。桥涵工程始用钢筋混凝土空心板桥，8米以上跨径中小桥淘汰矩形板，提高了桥梁刚度，降低了造价（小桥每座节约1.8万元）。自主研发的《油田道路设计CAD系统》投入使用，依靠计算机程序进行道路工程绘图设计，缩短了设计周期，提高了设计质量。1998年，道路工程施工开始推行三项新举措：采用重交通道路沥青（具有高温稳定性、低温抗裂性和抗老化性等特点），将含蜡量控制在3％以下，以提高路面质量，延长使用寿命；用酸性或中性碎石取代碱性碎石，以提高路基强度、硬度以及耐磨性能，降低成本；旧路改造等容易出现反射裂缝的路面，采用玻璃纤维网防裂，确保路面结构整体稳定性。

油田参与建设的世纪大道

　　1999年，为防治冬季路面冻胀错台而引起跳车的弊病，在西干路、大庆路改建工程中首次采用聚苯乙烯泡沫保温加钢筋混凝土大板技术，避免了相对位移，保证了路面平整度。同年，油田首座立交桥———庆虹桥扩建工程和第二座立交桥———铁人桥修建工程竣工通车。铁人桥主桥为分离式上下行两座桥，桥宽38.5米，车行道2×16米，人行道2×2米，主桥全长880米。另设有中五路支桥，车行道宽7米，人行道2米，全长339米。上部结构，除中五路支桥交叉处采用现浇箱梁，其他桥跨为20米先张法预应力混凝土空心板，下部为直径1.1米柱式桥墩，钢筋混凝土薄壁桥台，基础为钻孔灌注桩。2001年，东干线立交桥建成通车，该桥跨径30米，净宽18米。
　　2003年，筑路工程中开始大规模使用旧水泥砼路面加铺沥青层改造技术，特别是通过采用改性沥青、裂缝缓解层、玻璃纤维格栅加筋和土工布应力吸收膜技术等综合利用，使得沥青面层的反射裂缝大为减少。
　　截至2005年底，油田建成以横贯东西主城区的世纪大道、中三路、南一路、南二路、南三路、南四路、南六路为经线，以纵贯南北的东西干线、铁人大道、创业大道、萨大路为纬线的道路交通网，公路总里程8100千米，其中按城市型道路等级分，城市主干路160千米、一级路140千米、二级路280千米、三、四级及其他路7520千米；按路面类型分，水泥混凝土路350千米、沥青混凝土路2750千米、碎石等中级路面3100千米、土路1900千米；桥梁26座，其中大桥6座、人行天桥4座。