本报讯（通讯员 沈勇 赵思宇 李传富）10月24日，中国石油西南油气田公司首套适用于高含硫工况的气液混输增压装置在高石120井连续平稳试运行超240小时。该装置设计压力为10兆帕，日处理规模达15万立方米。投运后气井油压下降约3兆帕，日产量增加近1万方。该套气液混输增压装置成功投产，标志着公司在含硫气田开采及集输工艺方面取得重要技术突破。
传统工艺下，含硫且气液共存的气井产出物需经过预处理、气液分离等多道工序，再采用压缩机对干气进行增压，流程复杂、投资高，且对高含液工况适应能力有限。西南油气田公司创新性对未经处理的含硫、含液天然气进行整体增压输送，采用离心泵驱动方式，建立起两个固定储液罐之间的液体循环路径，在罐体内液体升降过程中实现混输天然气吸气、增压、外输，有效解决传统工艺中气液分离与增压环节分离、设备适应性差等问题。
本装置的应用成功突破原有增压技术瓶颈，对集气站所集输的单井进行降压开采，实现了在集气场站前端直接对多相流介质进行整体加压输送，工艺流程大幅简化，建设与运维成本显著降低，有效拓展增压工艺在高含硫、高含水气藏条件下的适用范围，为公司间开生产井延长了稳产期，为油气田高效开发提供了全新路径，对推动高含硫气藏安全、绿色、经济开发具有重要示范意义。
下一步，西南油气田公司将建立全流程标准化管理体系，继续开展作业全周期风险识别，持续开展气井与机组运行数据分析，评估机组适应性与经济性，不断优化装置工艺参数，深化对低压低产井的认识，为后续增压技术规模应用积累经验。同时，加快推进同类工况的技术复制与推广工作，保障低压气井产能有效发挥，为不同类型复杂气田的高效开发和效益建产提供坚实的技术支撑与装备保障。
