3 基本规定
3.0.1 油田注水工程设计，应符合已批准的油田开发方案和总体规划或设计委托书的要求。工程建设规模的适应期宜为10年以上，可一次或分期建设。
油田注水工程设计分为总体规划设计（即方案设计）和工程设计（即详细设计），这里指的工程设计规模，是在总体规划设计已完成且被批准实施条件下确定的，工程设计一般不再考虑适应年限的问题。只有在方案设计和工程设计合一进行情况下，才进行计算和技术参数的确定。
3.0.2 注水流程应根据注水生产工艺、井网布置形式、水源种类及注水压力，并应与油气集输设计井站布局方式相结合，通过技术经济对比，优化确定。同时，应符合现行行业标准《油田地面工程设计节能技术规范》SY/T 6420的有关规定。
3.0.3 油田（区块）设计注水量，应按下式计算：
式中：Q——设计注水量（m3/d）；
C——注水系数，可取1.1～1.2；
Q1——开发方案配注水量（m3/d）；
Q2——洗井水量（m3/d），洗井周期按60d～100d计。注水站管辖井不足100口时，可按每天洗一口井的水量计算，洗井强度和洗井历时，各油田应按实际情况确定；若采用活动式洗井车洗井，不应计此水量。
3.0.4 油田注水用水应节约水资源，可选用油田采出水、工业及生活废水、地表水及地下水。
3.0.5 注入水水质应符合油田制定的水质标准。
3.0.6 注水管网的设计压力应按开发提供的井口注水压力与管道水头损失之和选取。
3.0.7 在一个油田内，当注水管网实行区块或层位分压注水时，宜按不同压力等级选择注水站内泵型，并应满足不同区块或层位注水压力和水量的要求。
当注水管网实行区块或层位分压注水时，各压力系统间的压差不应小于泵的单级扬程。
3.0.8 当区块井间注入压力差大于1.5MPa时，宜采用分压注水方式。个别高压井宜采用局部增压注水方式。
3.0.9 聚合物注入工程方案，应按照油田开发方案规定的注入前置液及驱替液时间、注聚间隔时间、注入浓度、注入量及注入压力经技术经济比较确定。系统工程宜采用聚合物母液集中配制，目的液分散注入的工艺流程。
聚合物母液集中配制，目的液分散注入，是由一座配制站集中配制聚合物，向若干注入站输送聚合物母液，在注入站中注水站来的高压水与聚合物母液混合稀释成目的液的工艺。
根据大庆油田的经验，面积较大的油田或区块，其母液用量较大，注入井较多，聚合物母液集中配制，可提高规模效应，大幅降低聚合物母液配制的投资。注聚合物时间一般为二至三年，而配制站则可工作几十年，供给第一批注入站母液之后，再供给第二批、第三批……注入站的母液。只有这样安排，才能充分发挥注聚工程的能力。这必须与地区开发次序统一安排。
对于面积较小的试验区块或油田，其母液用量较小，注入井较少，采用聚合物配制、注入合一的方式可方便运行管理。
3.0.10 油田（区块）配制聚合物母液量，应按下式计算：
式中：Qv——配制聚合物母液量（m3/d）；
qv——平均单井注入量（m3/d）；
i——注入井数（口）；
X1——配制母液的聚合物浓度（mg/L）；
X2——注入液的聚合物平均浓度（mg/L）。
3.0.11 油田注水工程站场的布局应符合国家现行标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183、《石油天然气工程总图设计规范》SY/T 0048和《建筑设计防火规范》GB 50016的有关规定。
3.0.12 湿陷性黄土地区建站设计应符合现行国家标准《湿陷性黄土地区建筑规范》GB 50025的有关规定。
3.0.13 偏远区块、试验区块及滩海陆采油田的注水设施宜采用橇装形式。
3.0.14 注水工程所选用的各类高压阀门，压力等级划分应符合现行国家标准《管道元件—PN（公称压力）的定义和选用》GB/T 1048的有关规定。
3.0.15 滩海陆采油田注水站选用的设备、阀门、仪表及管道与大气接触的表面应采取防止海洋性大气环境影响的保护措施。