随着油田企业对成本的控制越来越重视,注水系统的电费成为油田进行成本测算的关键内容,站内水泵的工作状态直接关系到系统的运行情况。本研究的主要目的是对哈萨克斯坦Z油田的注水系统进行具体模拟计算及优化节能,提出符合生产实际的注水系统降压运行方案,合理的对站内水泵实行降耗措施,提高注水系统效率,减小注水系统耗电量。在对Z油田注水系统进行具体计算分析后发现,系统存在的核心问题是注水站泵管压差过大,存在低压欠注区,且中心注水站所辖区域配注井多,需要配注量大。在中心注水站已经满负荷运行的情况下,由于站内采出水处理系统的处理能力是固定的,导致采出水处理系统的出水水质变差,影响了注水指标。基于哈萨克斯坦Z油田及国内外油田的现状,以确定能耗损失的分布情况为目标,对Z油田注水系统的水泵能耗、注水站能耗、注水管网能耗等进行分步分析,确定节能方向。对于油田注水系统,可以采用多种软件模拟计算,油田注水系统本质上其实是一个给水管网系统,注水站设成水源点,配水间设成需水点,可以对整个系统的实际运行进行模拟计算。发现注水管网和给水管网的一致性,采用给水管网常用的EPANET水力计算软件对哈萨克斯坦Z油田注水系统进行模拟计算,模拟结果与生产实际符合,验证管网的低压欠注区块的存在。基于计算结果和实际情况,可行性分析后提出降压运行方案,研究发现Z油田注水系统泵管压差过大的情况适合采用拆级的降压方式对整个注水系统进行降压运行,同时调整中心注水站的远端71—79号配水间节点至1号注水站进行配注,配注水量由2631m~3/d提高到4330m~3/d,配注量全部达到配注方案的要求,解决了此区域内注水井注水量不足的问题。通过对注水泵进行拆级和采用泵涂膜技术提高注水系统效率,并通过调整和新建管线解决低压欠注区欠注问题,这种“整体降压,局部增压”的节能方式是高效的,通过综合计算对比降压运行前后的电能消耗。结果表明,Z油田在采用拆级的系统降压方式时,中心站泵出口的平均压力由7.8MPa降低到5.4MPa,1号站泵出口的平均压力由7.6MPa降低到6.4MPa,2号站泵出口的平均压力由6.1MPa降低到5.3MPa。各站泵管压差的最大值也降低为0.35MPa,单日电费成本由6122.71美元降低到4944.07美元,年节电费约41.25万美元,节能效果显著。