石油、天然气生产一直面临的两个痛点问题：

      > 油田伴生气的低成本回收和混输

      > 气田开采的排水采气和低成本增产

       由于液体的不可压缩性，传统的气体压缩设备不允许携液运行，需要做气液分离处理。籍多年的气体处理和压缩工程应用经验，和大量的用户需求数据，我们自主发展了能够对气体介质进行携液压缩和输送的“多相压缩”和混输技术及相应的专利设备，并得到了实际运行应用验证。

      我们的技术能够实现任意气液比的油气介质压缩和输送，由此，油田伴生气的密闭回收和混输、气井排水采气两大痛点问题得以迎刃而解。在此基础之上，结合油田生产大数据，我们发展出具有广泛适应性和低成本的“套管气密闭回收和混输油井增产解决方案”、以及“实现气井排液增产的多相压缩解决方案”。

       我们在传统的活塞式压缩技术基础之上，采用全新的电液驱动方式、更低的活塞线速度、长行程压缩缸、创新性的进排气阀设计、和自适应液压换向技术，来实现对连续或者非连续的油-水-气多相流介质的压缩和输送，在现场应用时，勿需对所输送介质做气液分离。

       在压缩缸内，随着压力、温度的升高和流体的剧烈运动，气相和液相并非各自分离：气--液之间的传质作用变得更为迅速、界面张力变小、气体的溶解也会使液相黏度降低，气液在压缩缸内形成混相流动。当油和水内含有大量溶解的气体或混合时，其黏度、密度和压缩性都得到改善，这时候的多相介质兼具了可压缩性和良好的流动性。

       气相被压缩到所需管输压力的同时，液相也随着气流一起进入下游。这在生产上减小了平台或者场站分散处理伴生气或采出液的压力，将气液混输至下游进行集中处理，有效简化了工艺流程，并降低气体处理成本。

       而随着气田开采时间的增加和开发程度的加深，也面临一个普遍的问题，即气井出水（产液）。当产出水或凝析液不能随天然气流携带出井筒，滞留在井中，便形成“气井积液”。气井的开采难点在于针对气井全生命周期的排水（排液）采气技术。

     井底的积液的聚集将形成液柱，对气藏造成额外的静压，导致气井自喷能量持续下降，严重降低采气速度和一次采收率。数据统计，采用衰竭方式开发的纯气藏的最终采收率会高达90%，但实际中天然气气藏多是有水气藏，气井一旦产水，就会使采气速度和一次采收率大大降低，平均采收率仅为40%～60%，积液严重会导致淹井甚至死井。

      油井套管气（伴生气）通常含有少量低分子量的烃或者饱和水，通常的做法是进行气液分离，再单独将气体增压输送或压缩进油管混输。

      原油生产中由于伴生气产出量小，回收不够形成一定的经济效益，或者由于地理因素、建设投资的原因，没有建设单独的输气管道，所以大多采用放空、燃烧的方法来处理伴生气或套管气。这不仅对自然环境造成严重的污染，而且造成天然气资源极大的浪费。

      油田伴生气低成本回收和混输技术是我国目前低渗透油田实现经济高效发展、资源充分利用和节能环保的核心技术，这也是我国低渗透油田面临的普遍问题。

多相压缩和混输技术

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