提高注水系統效率，降低注水單耗是油田節能工作的重要內容。本文根據對注水系統的工藝、設備及管網等各環節的耗能狀況進行全面調查、分析，找出了影響降耗的主要因素。并對地面工藝配套與地質開發要求匹配難、不同特點油藏對注水系統壓力等級需求差異大、管網效率低、摻水能耗損失大等注水系統中存在的問題進行了綜合分析，制定并實施了系統性的節能降耗改造方案。
針對性實施
節能降耗改造方案
油田的不同地質特征，對注水壓力要求不一樣，文明寨油田地層物性情況較好，均為常壓注水。
采油三廠管轄的文、衛、馬油田注水工藝中，影響注水系統效率的節點集中在多級離心注水泵、分水器、注水干線、配水閥組及增注泵單井管網環節，因注水井水量和單井管線長度決定其系統效率較高。
衛城油田油層埋藏深，地層物性差，注水壓力差異大，70%以上的注水井需高壓增注。馬寨油田物性也較差，50%以上的注水井需高壓增注。
由于建設初期與目前的注水狀況發生了較大的變化，使采油三廠的注水系統能耗高，主要存在以下幾個方面的原因：
離心泵站存在的主要問題：已運行20年的大型離心注水泵站泵機組效率較低，設備老化嚴重，自動化程度差。泵機組無水量壓力調節能力，運行效率低。注水開發是一個動態的過程，注水生產中，受調水、鉆井停注、動態停注、作業等影響，油田日注水量一般在±20%范圍內波動。注水泵一旦設置，泵排量、壓力固定不變，配注量超過泵理論排量，電機超負荷，需要節流;配注量較低時，注水泵憋壓，但站外管網承壓能力下降，需要節流。
注水干支線存在的主要問題：腐蝕嚴重，承壓能力下降。采油三廠衛城油田地層產出水“四高一低”，即產出水礦化度高，在6×104～18×104之間;水中游離CO2和HCO3ˉ高;硫酸鹽還原菌(SRB)含量高;高價金屬離子含量高;Ph值低，在5.5～6.5之間。產出水腐蝕性強，腐蝕速率在 0.228～2.51mm/a。油田開發初期，注入水利用產出污水直接回注，管線腐蝕嚴重。目前為保證系統穩定運行，減少穿孔，離心注水泵出口普遍采用閘門節流控制注水壓力。
結垢嚴重，管線壓力損失大，管網運行效率低。油田注水開發中注入水經歷過產出水直接回注、注清水、清污混注，1996年實施水質改性后，注入水水質實現穩定達標。但歷年水質的多變造成衛城油田注水系統管網結垢嚴重。因為管線結垢，干支線管損增大，部分常壓注水井欠注，增壓井增多。
通過分析發現，增壓注水泵效率的影響因素與離心注水泵明顯不同，泵效受增注泵排量Q與揚程H影響小，由于增注泵排量是固定的，只要滿足增注泵排量的要求，在注水井壓力提升的同時，增注泵的出口壓力也隨之提升。因此，利用變頻調速技術調節增注泵排量，是水量不匹配情況下提高增注泵效率的較好手段。
注水系統各環節升壓、輸水最終的目的是保證將水通過注水井注入地層，因此，計量配水間需要對單井進行配水，保證每口井按照配注水量和壓力注水。但是，工藝流程雖然能夠滿足每一個壓力等級建立一個配水閥組，但地面投入量巨大，效益不明顯，因此，配水閥組如何根據配水間所帶注水井壓力情況確定具體分壓等級，是提高注水閥組運行效率的關鍵。
采用PCP技術實現大型離心注水泵站水量、壓力調節，原有泵驅動電機都保持不動，加裝增壓泵，引入增壓泵電機變頻調速。同時對原有注水泵進行拆級。拆級可以減少能耗，加裝增壓泵卻可以保持原有泵的特性，同時還可實現泵壓和排量的可調。這種方式可以改善注水功能，投資少，可擴展20%的容量且不用更換泵機，通過加裝全面的自動化系統，做到起停機自動運行，提高工作的可靠性，減少故障發生頻率。
根據《油田注水設計規范》要求，從注水站到管網最不利點，壓損不應大于1MPa，服務半徑不應超過5km。
更換、清洗注水干線，提高干線運行效率，對干線管網壓損普遍在2.0Pa以上、結垢嚴重的管線進行清洗，提高管網運行效率。
通過閥組流程改造，可以在雙匯管壓力情況下實現三個壓力等級的注水。第一壓力等級為來水直接注入(常壓注水)，目前來水壓力在15.0MPa左右，滿足 15MPa壓力以下注水井的注水要求;第二壓力等級可以根據增注站現有注水井情況進行動態調節，進行適當分級，例如，分為15～25MPa為一個壓力等級，即中壓注水;第三壓力等級為高壓注水，即超過25MPa注水井注水，若一個站沒有高壓注水可分為常壓中壓注水，減少開泵數。
利用現有3臺增注泵分等級注水，用1臺泵對30MPa以上注水井，改建7井式雙匯管配水閥組;實現雙匯管三個壓力等級的切換。
注水系統節能降耗改造應用效果，通過實施有針對性的節能降耗改造方案，滿足文衛馬油田注水，提升了注水系統效率。
實施PCP技術改造，使地面工藝配套滿足地質開發要求。衛城注水站實施泵控泵(PCP)技術改造，在大型離心注水泵前端加裝1臺灌注泵，整個泵站分別有一臺注水泵和增壓泵，注水泵驅動電機，增壓泵驅動電機及保證泵站安全高效運行的各種控制設備和輔助系統組成。技術指標及經濟效益見表1。
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