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单井混输增压技术：破解低产积液气井增产难题，助力气田高效采收
发布时间:
2026-10-30
针对气田开发中后期普遍存在的低产积液井难题，武汉齐达康能源装备有限公司推出液压式气液混输增压技术。该技术可直接安装在井口，无需预先气液分离，即可对含液天然气进行连续抽吸、增压并回注生产管网，同步排出井筒积液与积砂，彻底解决“井筒堵塞、产量下降、气井停产”等痛点。目前已在塔里木、长庆、西南、青海等主要油气田成功应用，成为低产积液井提高采收率的明星技术。
针对气田开发中后期普遍存在的低产积液井难题，武汉齐达康能源装备有限公司推出液压式气液混输增压技术。该技术可直接安装在井口，无需预先气液分离，即可对含液天然气进行连续抽吸、增压并回注生产管网，同步排出井筒积液与积砂，彻底解决“井筒堵塞、产量下降、气井停产”等痛点。目前已在塔里木、长庆、西南、青海等主要油气田成功应用，成为低产积液井提高采收率的明星技术。
解决痛点
一、行业痛点&甲方损失
- 井筒积液、积砂导致气井停产：气田开发中后期，大量气井因井筒积液、积砂造成产量骤降甚至关停，传统排液方式难以实现连续、高效的气液混输，资源浪费严重。
- 常规工艺需预先气液分离：传统增压设备无法直接处理高含液天然气，必须增设分离装置，投资大、流程长、运维复杂，且无法彻底排出井筒积砂。
- 间歇作业效率低，积液反复：常规排液采气方式多为周期性作业，无法连续降压，积液问题反复出现，气井稳产周期短，采收率难以提升。
- 低产井经济性差，放弃又可惜：大量边缘井、低产积液井因缺乏经济有效的增产手段，被迫低效运行或直接关停，前期投资无法收回，资产闲置浪费。
二、解决方案&甲方收益
- 全液混输，直接抽吸，无需分离：液压式气液混输增压装置直接安装在井口，对含液天然气进行抽吸、压缩，气、液、砂同步排出，一次性解除井筒堵塞，恢复气井产能。
- 连续排液采气，避免积液反复：设备可连续运行，持续降低井口压力、增大生产压差，提高气体携液能力，实现气井长期稳产，显著提高单井采收率。
- 带液启停，适应高含水工况：介质含水量最高可达90%，设备不受液体影响，可带液启停，完美适配高含水气井、凝析气井等复杂工况。
- 投资回报快，盘活低产资产：单井实施后产气量稳步提升，井口压力显著降低，经济效益立竿见影，让原本低效或停产的气井重新成为效益增长点。
适配场景
01、气田开发中后期低产积液井：因井筒积液、积砂导致产量下降或停产的气井。
02、高含水天然气井：介质含水量高，传统压缩机无法正常工作的工况。
03、凝析气井、含砂气井：需要同步排出凝析油或地层砂的复杂气井。
04、边缘井、老井复活：缺乏外输压力支撑的低压气井，需增压回注管网。
核心技术
液压式气液混输增压工艺
井口含液天然气直接进入液压式混输增压装置，利用液压驱动压缩机对井口进行主动抽吸，天然气被增压后直接输入生产管网，同时井筒内的积液、积砂随气流一并排出，实现“抽吸-增压-排液-输气”一体化。
四大技术特点：
疏堵效果好：一次性排出积液、积砂，彻底解除井筒堵塞；
连续排液采气：可连续运行，避免积液反复；
全液工作能力：不受液体影响，最高可处理90%含水率；
带液启停：无需停机排液，作业连续高效。
技术流程
第一阶段：井况调研与方案定制
- 摸排气井积液程度、产量、压力、含水率等参数；
- 选型适配的液压式混输增压装置；
- 定制化工艺方案设计，双方确认后具备进场条件。
第二阶段：设备安装与调试
- 撬装式设备现场运输、安装，无需土建；
- 连接井口与生产管网，调试压力、排量参数；
- 安全技术交底，试运行验证。
第三阶段：连续运行与排液采气
- 设备全自动化连续运行，实时监控井口压力、温度；
- 同步排出积液、积砂，稳产增产；
- 少人值守，远程联动安全保护。
第四阶段：运维与效果评估
- 定期巡检、维保，故障快速处置；
- 统计增产气量、排液量，编制成果报告；
- 配合甲方完成采收率提升评估。
核心优势
- 技术壁垒·行业领先的气液混输能力
国内少数可直接处理含水量高达90%天然气的增压技术，无需预先分离，工艺最简、适应性最强。 - 效率壁垒·连续排液，稳产增产
持续降低井口压力，增大生产压差，气体携液能力显著提升，单井采收率获得实质性提高。 - 落地壁垒·撬装化设计，快速部署
设备撬装化，外形紧凑（最小4.5m×2.5m×2.8m），重量轻（最低9吨），安装快捷，适配山地、沙漠、老井场等复杂环境。 - 安全壁垒·全液工作，带液启停
设备不受液体冲击影响，可带液启停，配套超压、超温、泄漏多重联锁保护，运行故障率低，安全可靠。 - 价值壁垒·盘活低效资产，投资回收快
单井实施后产气量稳步提升，投资回收期短，让低产积液井从“包袱”变为“效益源”。
技术参数（以典型液压式气液混输增压装置YB系列为例）
| 参数项目 | 指标范围 |
| 进气压力 | 0.3～14 MPa |
| 排气压力 | 1～16 MPa |
| 日排气量 | 5,000～150,000 Nm³/d |
| 介质含水量 | 最高90% |
| 驱动方式 | 电机或发动机，功率37～120 kW |
| 结构特点 | 全液工作能力，可带液启停 |
| 外形尺寸 | (4.5～9.5)m × (2.5～3)m × (2.8～3.2)m |
| 整机重量 | 9～20 t |
落地成效
广泛应用·主力油气田全覆盖
该技术于2014年首次在塔里木油田投入应用，随后推广至长庆、西南、青海等国内主要油气田，为各油气田增产增收作出了重要贡献，成为低产积液井增产的标配技术。
增产显著·单井稳产周期大幅延长
以长庆油田某单井为例，实施混输增压后，井口压力显著降低，产气量稳步提升，井筒积液问题得到根本改善，实现了长期连续稳定生产。
采收率提升·经济效益突出
通过连续排液采气，大幅提高气体最终采收率，单井投入产出比优异，为各油气田增产增收作出重要贡献。
环保友好·零放空、零污染
增压后的天然气全部回注管网，杜绝放空燃烧，符合国家环保与双碳要求。
武汉齐达康专注天然气压缩机研发制造近三十余年，液压式气液混输增压技术成熟、业绩丰富。我们为各大油气田提供从井况诊断、设备选型、安装调试到运维保障的一站式服务，助您轻松破解低产积液井增产难题，盘活低效资产，提升采收率。
如果您正在为气井积液、产量下滑而困扰，欢迎联系我们，获取定制化增产方案。
武汉齐达康——让每一口气井都发挥最大价值。
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