李杰訓(xùn) 婁玉華

（1.大慶油田有限責(zé)任公司；2.大慶油田工程有限公司）

1 對象設(shè)計的基本概念

對象設(shè)計是一種計算機程序設(shè)計方法，全稱為面向?qū)ο笤O(shè)計。面向?qū)ο蟮幕舅枷胝J為世界是由各種各樣具有自己的運動規(guī)律和內(nèi)部形態(tài)的對象所組成的，不同對象之間的相互作用和通訊構(gòu)成了完整的現(xiàn)實世界。因此，人們應(yīng)該以這個本來面貌來認識現(xiàn)實世界。在設(shè)計系統(tǒng)時，其結(jié)構(gòu)應(yīng)直接與現(xiàn)實世界的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)相對應(yīng)，應(yīng)圍繞現(xiàn)實世界中的對象來構(gòu)造系統(tǒng)，而不是圍繞功能來構(gòu)造系統(tǒng)，這樣才符合現(xiàn)實世界的本來面貌。

面向?qū)ο笤O(shè)計解決的一個重點是對象之間的組織關(guān)系，包括它們的角色、職責(zé)、協(xié)作方式幾個方面。角色描述了對象的功能；職責(zé)定義了對象必須完成的任務(wù)；協(xié)作則代表了對象之間的一種契約和互動方式。在設(shè)計中，對象是基本設(shè)計元素，而定義角色、設(shè)計責(zé)任和協(xié)調(diào)合作就構(gòu)成了設(shè)計的基本活動。

在油田地面工程設(shè)計中引入對象設(shè)計的概念，其目的就是要很好地研究地面設(shè)計的對象，研究各對象的角色、職責(zé)和它們之間的協(xié)作關(guān)系，以使地面工程設(shè)計符合客觀實際，滿足油田開發(fā)生產(chǎn)要求。地面工程設(shè)計過程中所涉及的對象見表1。

表1 油田地面工程對象設(shè)計的主要因素

在地面工程設(shè)計中，作為設(shè)計所服務(wù)對象（即客戶）的人指的是油田開發(fā)生產(chǎn)系統(tǒng)的運行管理人員，應(yīng)研究他們的需求、感受、習(xí)慣和能力等，以滿足其運行操作和維修維護的需求。地面工程設(shè)計的作用對象是油、氣、水這些物質(zhì)，要研究其成分、性質(zhì)、流態(tài)和在處理過程中要達到的指標(biāo)等，以使工程設(shè)計滿足其生產(chǎn)處理的需要。使用對象的物是指生產(chǎn)工藝過程中涉及的設(shè)備和材料，要研究它們的作用、材質(zhì)和特點等，以滿足工程建設(shè)安裝及生產(chǎn)操作檢修的要求。各對象之間的協(xié)作關(guān)系見圖1。

圖1 地面工程設(shè)計中各對象之間的協(xié)作關(guān)系

2 集油工藝系統(tǒng)的對象設(shè)計

集油工藝要實現(xiàn)的主要目的是將油氣產(chǎn)物從各采油井收集起來，并利用采油剩余能量輸送至生產(chǎn)站場。因此，集油系統(tǒng)需要完成的任務(wù)：一是，把每口采油井生產(chǎn)的油氣都收集起來；二是，能夠?qū)崿F(xiàn)安全、平穩(wěn)、連續(xù)輸送；三是，能夠利用采油余壓，以實現(xiàn)系統(tǒng)能量最優(yōu)；四是，輸送到相應(yīng)生產(chǎn)站場，以進行后續(xù)處理；五是，滿足經(jīng)濟性要求；六是，滿足開發(fā)生產(chǎn)運行管理的其他要求。

集油系統(tǒng)中各對象的責(zé)任和協(xié)作關(guān)系都包含在上述任務(wù)中。在設(shè)計集油系統(tǒng)時，這些責(zé)任和協(xié)作關(guān)系缺一不可，否則，便不能滿足油田開發(fā)生產(chǎn)的需要。對于大慶原油這個具體的設(shè)計對象而言，根據(jù)其性質(zhì)和生產(chǎn)需求，集油工藝主要應(yīng)滿足摻水保溫、熱洗清蠟、回壓較低和產(chǎn)量計量的要求。

2.1 摻水保溫

大慶原油屬于中質(zhì)含蠟原油，原油物性較差，凝固點約33℃，蠟含量約25%，黏度約35mPa·s。近年來，大慶油田雖然原油含水較高，但是，井間差別較大，一部分油井含水率高于90%，而一部分低含水井的含水率甚至在轉(zhuǎn)相點附近。采用三次采油化學(xué)驅(qū)的油井，同一口井在生產(chǎn)周期內(nèi)含水率的變化也較大，投產(chǎn)初期和生產(chǎn)后期含水率較高，見效期產(chǎn)油量上升、含水率下降，含水率變化幅度達到10%甚至20%。雖然原油含水較高，但是，管道中含水原油并不是理想的水懸浮輸送狀態(tài)，也不是均一的乳狀液，通過試驗觀察，集油管道內(nèi)的流體屬于團塊流或者段塞流。

大慶油田的井口出油溫度大多數(shù)低于凝固點，有的甚至低于10℃。試驗表明，高含水原油可在低于凝固點的溫度下集輸，但是，在低于凝固點5℃以上時，管道內(nèi)的團塊有明顯增多的趨勢。而且，大慶油田所處的自然環(huán)境條件較差，長垣地區(qū)極端最低氣溫為-36.2℃，最大凍土深度為2.0m；海塔盆地極端最低氣溫為-47℃，最大凍土深度為3.2m。

針對這樣的設(shè)計對象，要實現(xiàn)把采油井產(chǎn)出的原油收集起來，必須采取一定的伴熱保溫措施。在大慶油田開發(fā)建設(shè)50多年的實踐中，隨著開發(fā)生產(chǎn)階段的發(fā)展變化，技術(shù)和管理人員根據(jù)不同階段井口采出原油本身性質(zhì)的客觀實際，不斷研究和優(yōu)化，實事求是地應(yīng)用了井口加熱集油流程、三管伴隨集油流程、雙管摻水集油流程、環(huán)狀摻水集油流程和兩就近集油流程。

2.1.1 井口加熱集油流程

井口設(shè)水套爐，原油加熱后進入集油干線。該流程即薩爾圖集油流程，應(yīng)用于大慶油田開發(fā)初期，適用于嚴寒地區(qū)低含水原油的集輸，要求單井產(chǎn)量及壓力差別不大。

2.1.2 三管伴隨集油流程

集油站設(shè)加熱爐，將水加熱后通過循環(huán)泵增壓進入熱水管道，到井口后經(jīng)回水管道再回到站內(nèi)。熱水管道單獨保溫，回水管道與集油管道聯(lián)合保溫。該流程形成于20世紀(jì)60年代中期，適用于嚴寒地區(qū)含蠟原油的集輸，滿足了單井開發(fā)生產(chǎn)調(diào)整的要求。

2.1.3 雙管摻水集油流程

轉(zhuǎn)油站設(shè)加熱爐，將本站放水加熱，用摻水泵增壓后通過摻水管道輸送到計量間，進一步分配給單井，到井口后摻入集油管道，與原油一起回到站內(nèi)。該流程形成于20世紀(jì)60年代后期，隨著井網(wǎng)加密、井?dāng)?shù)增多，以及降低投資、節(jié)約能耗的需求，20世紀(jì)70年代后期開始大規(guī)模推廣。第一代雙管流程，原油進站溫度高于凝固點5℃，單井摻水量1m3/h。經(jīng)試驗研究，于2006年優(yōu)化形成了第二代雙管流程，原油在凝固點溫度下進站，單井摻水量為0.7m3/h，與第一代雙管流程相比，進站溫度降低了5℃，摻水量降低了30%。該流程適用于高含水原油集輸。

2.1.4 環(huán)狀摻水集油流程

轉(zhuǎn)油站設(shè)加熱爐，將本站放水加熱，用摻水泵增壓后通過摻水管道輸送到集油間，進一步分配給集油環(huán)，在集油環(huán)中與單井產(chǎn)油摻混后，與原油一起回到站內(nèi)。20世紀(jì)80年代中期，隨著大慶外圍低滲透低產(chǎn)油田投入開發(fā)，雙管流程的投資和能耗較大，不適應(yīng)低產(chǎn)油田開發(fā)建設(shè)的需要，環(huán)狀流程應(yīng)運而生。第一代環(huán)狀流程為大環(huán)流程，每個集油環(huán)轄井?dāng)?shù)為6～9口，原油進站溫度高于凝固點5℃，單井摻水量1m3/h，該流程比雙管流程節(jié)省投資約20%。經(jīng)試驗研究，于2006年優(yōu)化形成了第二代環(huán)狀流程，原油在凝固點溫度下進站，單井摻水量0.4m3/h，與第一代環(huán)狀流程相比，進站溫度降低了5℃，摻水量降低了60%。第三代環(huán)狀流程為小環(huán)流程，每個集油環(huán)轄井?dāng)?shù)為3～5口（水平井為2口），該流程2010年后大規(guī)模推廣，更加適應(yīng)石油開發(fā)生產(chǎn)對高可靠性的要求，比雙管流程節(jié)省投資約30%，節(jié)約能耗約20%。

2.1.5 兩就近集油流程

該流程新井就近掛接到雙管摻水集油管道上，形成串聯(lián)或并聯(lián)摻水集油流程。20世紀(jì)90年代中期，隨著油田老區(qū)水驅(qū)三次加密油井的開發(fā)建設(shè)，為了進一步降低投資和能耗，在已建雙管流程基礎(chǔ)上所形成，一般掛接2口井。

摻水保溫的集油流程是適合于嚴寒地區(qū)含蠟原油集輸?shù)挠行Чに嚰夹g(shù)，在正常生產(chǎn)時保證集油連續(xù)運行，在因油井作業(yè)、停電及其他原因停產(chǎn)時，滿足集油管道防凍的需要。在生產(chǎn)實踐中，大慶油田也試驗應(yīng)用了單管通球集油、電加熱集油等其他集油方式。但是，由于存在無法進行熱洗清蠟、油井回壓高、能耗高、管理困難等問題，這些集油方式不能適應(yīng)大慶油田的特點，無法滿足生產(chǎn)需要。

2.2 熱洗清蠟

大慶原油屬高含蠟原油，析蠟溫度45℃，井口出油溫度一般低于33℃，井筒結(jié)蠟嚴重，清蠟周期為30～60d。其他物理、化學(xué)防蠟措施只能暫緩結(jié)蠟速度、延長清蠟周期，不能從根本上解決問題。大慶長垣老區(qū)油井井?dāng)?shù)多，熱洗用水量大，地貌多為葦塘、沼澤，土壤含水率高，夏季重型車輛進井困難，因此，不適用活動熱洗車洗井。

針對這種特殊的對象要求，為滿足采油工程井筒清蠟的需要，地面流程必須具備固定熱洗清蠟工藝。在轉(zhuǎn)油站內(nèi)設(shè)有熱洗爐、熱洗泵，站間設(shè)有單獨的熱洗管道，熱洗水經(jīng)加熱爐加熱后，由熱洗泵增壓，通過熱洗管道輸送到計量間，經(jīng)熱洗閥組利用摻水管道對單井進行熱洗。

2.3 產(chǎn)量計量

大慶油田長垣老區(qū)的開發(fā)對象具有獨特的特點，開發(fā)油層多，單層薄，細分可達約200個小層，油田開發(fā)采用細分層開采方式。為了滿足開發(fā)生產(chǎn)動態(tài)分析和運行調(diào)整的需要，對油井產(chǎn)量計量的準(zhǔn)確度要求較高。而且，大慶油田大規(guī)模應(yīng)用三次采油提高采收率開發(fā)技術(shù)，油井采出液中含有的聚合物具有黏彈性作用，抽油機井的抽噴、漏失和氣影響等會導(dǎo)致示功圖不正常，螺桿泵井的結(jié)蠟、漏失、變頻調(diào)速會導(dǎo)致電參數(shù)不穩(wěn)定，這些因素都致使軟件計量誤差較大。另外，由于氣油比高，導(dǎo)致伴生氣的產(chǎn)量較高，而油氣混合物的計量較為困難。

因此，在地面工程設(shè)計時，根據(jù)開發(fā)生產(chǎn)的需要設(shè)置了計量間，使用分離器實現(xiàn)氣液分離后，準(zhǔn)確計量油井產(chǎn)量。同時，計量間兼具摻水分配調(diào)節(jié)、熱洗調(diào)節(jié)、單井來油匯集等功能。

2.4 單井回壓

以往，大慶油田單井回壓按1.0MPa進行設(shè)計，自2005年開始，與其他油田統(tǒng)一執(zhí)行國家標(biāo)準(zhǔn)，按1.5MPa進行設(shè)計，在設(shè)計時留有一定裕量，井口實際回壓一般約為1.2MPa。設(shè)計時，開發(fā)方案中提供的用作設(shè)計依據(jù)的預(yù)測產(chǎn)量是單井平均產(chǎn)量，而投產(chǎn)后單井之間實際產(chǎn)量和含水率差距較大；另外，三次采油井在生產(chǎn)周期內(nèi)的產(chǎn)量差別較大，單井熱力條件變化大，采出液成分復(fù)雜，性質(zhì)也有變化；而且，近年來，油井全部為壓裂投產(chǎn)。這些因素會導(dǎo)致一部分油井實際回壓較高。回壓高對采油工程影響較大，由于抽油泵間隙漏失、螺桿泵密封漏失、載荷與扭矩增大，會對原油生產(chǎn)造成一定影響。

近年來，高回壓井投產(chǎn)后，有的重新更換管道，有的在井場采用混輸螺桿泵增壓集輸。存在的問題：一是，產(chǎn)能建設(shè)工程已經(jīng)完結(jié)，這些井的改造資金渠道不暢；二是，發(fā)生了重復(fù)投入，而且給正常生產(chǎn)帶來了影響。根據(jù)大慶油田生產(chǎn)實際和運行管理要求，今后，單井回壓設(shè)計擬按照1.0MPa執(zhí)行，計算時留有一定盈余，實際回壓約為0.7～0.8MPa。

3 集輸處理系統(tǒng)的對象設(shè)計

3.1 轉(zhuǎn)油工藝技術(shù)

根據(jù)油氣集輸處理系統(tǒng)工藝對轉(zhuǎn)油站這一對象的要求，其職責(zé)應(yīng)包括：一是，油井產(chǎn)液利用采油余壓集輸至轉(zhuǎn)油站時，能量消耗殆盡，原油繼續(xù)轉(zhuǎn)輸?shù)较乱徽拘枰峁﹦恿?；二是，油氣混輸增壓相對?fù)雜，而且油田生產(chǎn)終究要將天然氣與原油分開，因此，需要實現(xiàn)油氣分離；三是，油井摻水保溫和熱洗清蠟需要提供熱源。

因此，需要設(shè)置轉(zhuǎn)油站以實現(xiàn)油氣分離、摻水熱洗加熱供應(yīng)及原油轉(zhuǎn)輸增壓等。大慶油田老區(qū)轉(zhuǎn)油站規(guī)模較大，一般都大于7 000t/d，轄井?dāng)?shù)為80～200口，集輸半徑為3～4km；外圍油田轉(zhuǎn)油站規(guī)模較小，多數(shù)在1 000～3 000t/d，轄井?dāng)?shù)為100～300口，集輸半徑為10km。

為了優(yōu)化轉(zhuǎn)油站工藝，大慶油田積極研發(fā)應(yīng)用高效多功能合一設(shè)備，將多個單一功能的設(shè)備整合為一體，達到工藝簡單、維護方便、占地少、投資省的目的。油田老區(qū)轉(zhuǎn)油站的多功能合一設(shè)備主要有：“二合一”，具有加熱、緩沖2種功能；“三合一”，具有分離、沉降、緩沖3種功能。外圍油田轉(zhuǎn)油站應(yīng)用的“四合一”具有分離、沉降、加熱、緩沖4種功能，可替代“三合一”和加熱爐等設(shè)備，大幅度簡化了工藝，減少占地約50%，節(jié)省投資約30%。

3.2 脫水工藝技術(shù)

大慶油田這種中質(zhì)含蠟原油的脫水，采用兩段脫水工藝是比較適宜的。將高含水原油首先在一段游離水脫除器脫除大部分的游離水（目前，約占總水量的95%～98%），含水20%～30%的低含水油經(jīng)過加熱后進入二段電脫水器脫除乳化水，成為凈化油。兩段脫水工藝只對少量的水（約占總水量的2%～5%）加熱，能耗低，電脫水器耗電量也較低，約為0.2kW·h/m3，經(jīng)濟性較好。

對于大型整裝開發(fā)建設(shè)的油田，其他脫水工藝是否適合，也作過論證。高效三相分離器脫水工藝加熱溫度高（60～65℃）、加藥量大（50～80mg/L）、能耗高、處理量小，單臺?3.6m×22m三相分離器的處理量為單臺?3.6m×16m游離水脫除器的約50%。因此，高效三相分離器脫水工藝適用于含氣原油脫水的小規(guī)模脫水站，而大慶油田在轉(zhuǎn)油站已經(jīng)實現(xiàn)了油氣分離，且脫水站的建設(shè)規(guī)模均較大，不適宜采用這種工藝。

大罐沉降脫水屬于開式脫水流程，油氣損耗高、沉降時間長（9～12h）、散熱量大、占地面積大、投資高，適用于油水密度差小或者油水分離困難、沉降時間較長等情況下的脫水。對于大慶油田這種原油脫水相對較容易、處于嚴寒地區(qū)、維溫能耗高、建設(shè)規(guī)模大的情況，采用這種工藝也不合適。

針對大慶油田的實際情況，在兩段脫水工藝長期的應(yīng)用實踐中，不斷地進行發(fā)展和優(yōu)化。

一是，結(jié)合已建系統(tǒng)剩余能力，創(chuàng)造性地設(shè)計了放水站。在大慶油田老區(qū)，為了滿足油井增多、產(chǎn)液增長的生產(chǎn)需要，在二段電脫水處理有剩余能力的情況下，充分利用已建設(shè)施，建設(shè)了放水站。在放水站放掉原油中大部分的游離水，其作用相當(dāng)于一段脫水，然后，再進入脫水站的二段進行脫水。根據(jù)布局情況，放水站有一段放水站和轉(zhuǎn)油放水站2種形式。

二是，根據(jù)聚合物驅(qū)三次采油開發(fā)建設(shè)的需要，創(chuàng)新應(yīng)用了一段分、二段合的布局原則。化學(xué)驅(qū)采出液成分復(fù)雜、處理難度大，脫水和采出水處理需要與水驅(qū)分開單獨進行。為了充分利用電脫水剩余能力，減少脫水站的建設(shè)，采用“一段分、二段合”的布局原則，將化學(xué)驅(qū)采出液在放水站一段脫水，水驅(qū)采出液在脫水站一段脫水，兩部分低含水油在已建脫水站的二段合一處理。

三是，在外圍油田的小規(guī)模脫水站，研發(fā)應(yīng)用了“五合一”高效多功能組合裝置。由于外圍低滲透油田建設(shè)規(guī)模較小，應(yīng)用“五合一”裝置，具有分離、沉降、加熱、脫水、緩沖功能，可替代油氣分離器、游離水脫除器、電脫水器、加熱爐、緩沖罐等設(shè)備。在兩段脫水工藝的基礎(chǔ)上，整合了轉(zhuǎn)油站和脫水站的功能，大幅度簡化了工藝，減少占地約50%，節(jié)省投資約40%。

3.3 三級布站系統(tǒng)工藝

從總體布局來看，大慶油田老區(qū)所面臨的開發(fā)建設(shè)對象的特點是：大面積整裝開發(fā)，井網(wǎng)密度大，井?dāng)?shù)多，單井產(chǎn)量高，氣油比高。采用三級布站工藝，既可實現(xiàn)開發(fā)生產(chǎn)對于準(zhǔn)確計量、摻水熱洗的要求，又能大幅度減少大站的建設(shè)數(shù)量。這種系統(tǒng)工藝是一種金字塔結(jié)構(gòu)，在現(xiàn)代管理學(xué)中是一種最優(yōu)化的組織管理結(jié)構(gòu)。大慶油田三級布站的系統(tǒng)工藝流程見圖2。

圖2 大慶油田三級布站系統(tǒng)工藝流程

從系統(tǒng)工藝上講，每個工藝環(huán)節(jié)的站場都有著確定的職責(zé)和必不可少的作用。如，油井的功能是油氣生產(chǎn)；計量間的功能是回油匯總、產(chǎn)量計量、摻水分配、熱洗分配；轉(zhuǎn)油站的功能是油氣收集、油氣分離、轉(zhuǎn)油增壓、油水分離、摻水加熱增壓、熱洗加熱增壓；脫水站的功能是原油脫水、脫水加熱、外輸增壓、采出水外輸、天然氣轉(zhuǎn)輸。

若不建設(shè)計量間，其所有功能需向上整合到轉(zhuǎn)油站；或者單井管道延長、管徑增大；或者轉(zhuǎn)油站規(guī)?？s小、建設(shè)數(shù)量增多。若不建設(shè)轉(zhuǎn)油站，則轉(zhuǎn)油站油氣分離、摻水熱洗加熱增壓功能需向上整合到脫水站，單井和站間的管道都要延長、管徑增大，同時，脫水站規(guī)?？s小，脫水站及聯(lián)合布置的采出水處理站、注水站、變電所等大型聯(lián)合站的建設(shè)數(shù)量增多，會引起工程量及投資的較大變化。若提高單井回壓，或者進一步放大單井集油管道管徑，情況會有改變，但是，又會引起一系列其他問題。

大慶外圍油田由于單井產(chǎn)量低、氣油比低，為提高開發(fā)效益，將三級布站簡化為二級半布站工藝，即，集油間不設(shè)計量分離器，采用軟件計量及活動熱洗方式實現(xiàn)環(huán)狀摻水，工藝較為簡化、投資較低。該工藝是大慶外圍油田的主體集輸系統(tǒng)工藝，局部區(qū)塊還進一步簡化為一級半布站工藝，還有一些小規(guī)模的分散斷塊根據(jù)開發(fā)建設(shè)效益情況，采用了靈活的布站、集輸工藝技術(shù)。

采用三級布站的系統(tǒng)工藝模式，充分體現(xiàn)了少建站、建大站的優(yōu)勢。美國MIDLAND盆地油田，油區(qū)內(nèi)不建大型油氣處理站，1座小型轉(zhuǎn)油脫水站僅轄井3～16口，站內(nèi)最多只有3座100m3的立式罐。這種建設(shè)模式是與土地私有化、采油公司股份制、環(huán)保要求嚴格、社會環(huán)境良好等因素密切相關(guān)的。若按此模式，大慶油田需要建設(shè)約7 000座轉(zhuǎn)油脫水站，而采用少建站、建大站的管轄模式，大慶油田的轉(zhuǎn)油站和脫水站總數(shù)僅約為500座，有著巨大的經(jīng)濟效益和管理效益。

4 結(jié)論及建議

一是，對象設(shè)計是一種計算機程序設(shè)計方法，給我們的啟示是：設(shè)計一定要面向?qū)ο?，而不是面向其他方向、要求、指令，除非這些方向、要求和指令是符合客觀實際的。因此，在油田地面工程設(shè)計工作中，需要摒棄不切實際的指令性要求，摒棄不能充分發(fā)揚民主的家長制作風(fēng)，摒棄不顧油田的具體實際一味追求整齊劃一的形式主義。

二是，工程設(shè)計要反映客觀真實，要實事求是，一切從實際出發(fā)，只有符合客觀規(guī)律的發(fā)展才是科學(xué)發(fā)展，才能實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展。因此，要充分研究設(shè)計對象本身，要全面了解開發(fā)生產(chǎn)需求，認真聽取基層員工的意見和建議，加強生產(chǎn)現(xiàn)場調(diào)研，虛心進行設(shè)計回訪，總結(jié)以往工程設(shè)計的經(jīng)驗和教訓(xùn)，使設(shè)計更加符合生產(chǎn)運行管理的客觀實際。

三是，一切設(shè)計都要面向?qū)ο鬂M足需求，這是設(shè)計的根本目標(biāo)、第一目標(biāo)，也是最大目標(biāo)。地面工程設(shè)計以開發(fā)預(yù)測為依據(jù)，但是，實際的開發(fā)生產(chǎn)是動態(tài)變化的，需要根據(jù)運行情況進行動態(tài)調(diào)整。因此，地面工程設(shè)計應(yīng)留有調(diào)整的裕量，這樣才能進一步提高其靈活性，更好地適應(yīng)對象變化的需要。

四是，設(shè)計要統(tǒng)籌協(xié)調(diào)所涉及全部對象的聯(lián)系和關(guān)系，而不是只考慮其中某個對象單獨的要求。既不能無限度地滿足人對運行管理方便的要求，縱容粗放管理，也不能刻意地追求對物的節(jié)省，導(dǎo)致過度簡化；既不能單純追求前期施工建設(shè)的低投資，也不能片面強調(diào)后期運行維護的低成本，而是要實現(xiàn)全生命周期的最低投入；既不能強調(diào)集中監(jiān)控，建設(shè)大量的儀表自動化系統(tǒng)，放松對操作維護人員的培訓(xùn)管理，導(dǎo)致投資的浪費，也不能因噎廢食，采用人海戰(zhàn)術(shù)，因襲陳舊的管理模式。

五是，標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計應(yīng)該對具體的油田具有符合客觀實際的極強的針對性，符合這個油田開發(fā)生產(chǎn)的既往歷史、當(dāng)前現(xiàn)狀和未來發(fā)展形勢，所采用的工藝技術(shù)應(yīng)具有雄厚的應(yīng)用基礎(chǔ)，且應(yīng)該在相當(dāng)長一段時期內(nèi)是固定的，使用規(guī)模也應(yīng)具有絕對的優(yōu)勢；而不應(yīng)是為了技術(shù)進步盲目求新或者頻繁調(diào)整，否則，便失去了標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計的意義。

六是，在地面工程設(shè)計中引入對象設(shè)計的概念，有助于設(shè)計對象的研究，充分地認識服務(wù)對象、作用對象和使用對象，使工程設(shè)計更好地滿足建設(shè)安裝、生產(chǎn)處理和運行維護的需要。大慶油田集油工藝和集輸處理系統(tǒng)的工程設(shè)計，根據(jù)油田開發(fā)對象、原油性質(zhì)、生產(chǎn)規(guī)律、工程建設(shè)和運行管理需求，以及氣候和環(huán)境條件等情況，認真研究對象特點，優(yōu)化工藝技術(shù)，一切從實際出發(fā)，提高了設(shè)計的針對性，使工程設(shè)計更加符合設(shè)計對象的實際情況。經(jīng)過長期的生產(chǎn)實踐證明，很好地滿足了油田開發(fā)生產(chǎn)的需要。

[1] 李杰訓(xùn),田一華,戴仲.油氣礦場加工[M].北京:中國科學(xué)技術(shù)出版社,2013.

[2] 大慶油田建設(shè)設(shè)計研究院.大慶油田建設(shè)設(shè)計研究院地面工程技術(shù)發(fā)展史[M].上海:上?？茖W(xué)技術(shù)出版社,2000.

[3] (美)布羅克 Brock,R.W..對象設(shè)計:角色、責(zé)任和協(xié)作[M].北京:人民郵電出版社,2006.