1、重组分烃含量增高

气藏开发初期，重组分烃大多以液态存在。开采过程地层温度变化幅度小，重组分烃分压基本保持稳定；但随着气藏整体压力持续下降，重组分在气相中占比不断上升，压力降至饱和蒸气压后，C3+重组分会陆续汽化产出。各类烃类在地层原油内的溶解度随地层压降同步下降，溶解度偏低的C1、C2前期析出，溶解度更高的C3+在开采后期逐步析出。综合以上因素，开采后期井流物内重烃组分含量升高，且组分占比波动不稳定。

多数天然气井口无外接动力电源，压缩机组配套燃气发动机驱动，发动机燃料直接取自井口采出气。当井口气中C3、C4乃至C5组分占比升高且波动大、甲烷值不稳定时，燃气发动机极易发生爆震，引发管线开裂、气缸缸头变形或裂纹等故障；同时燃气热值上升会抬高缸内工作温度，频繁出现进排气门烧蚀、气缸垫损毁等问题。

根据相似相溶原理，采出气内重组分烃进入压缩机压缩腔后，极易溶解在润滑机油中，造成润滑油乳化变质。设备需频繁更换润滑油，大幅提升运维成本。该问题多见于喷油螺杆、滑片式等需要向压缩腔喷入润滑油完成密封、冷却并循环供油的机型。

2、大流量液体携出

气井开采后期，受地层压降影响，大量地层渗透水伴随凝析油一同产出，各井口产液量差异明显。对井口压缩机影响最大的是段塞式气液两相流；低携液量流型不会干扰机组运行，纯液柱工况一般采用气举工艺处理。井口无配套污水处理设施，液体依靠压缩机排液装置随气流输送至下游集气站统一处理。现有井口压缩机排液单元由分离器、排液阀或排液泵组成，若单次段塞液体体积超出分离器容纳容积，液体无法及时排出，机组将保护性停机[2]。

3、固体颗粒含量上升

在压缩机抽吸负压作用下，开采后期井流物会携带大量固体杂质，主要包含压裂砂、地层泥沙，部分井还会生成粘稠水合物结晶[3]。煤层气井进入开采后期后，游离气量减少，产气以煤层解吸气为主，产出煤粉含量显著增加。固体颗粒会造成压缩机密封件磨损、气阀与过滤器堵塞，缩短设备使用寿命。

4、井口流动压力大幅降低

常规天然气井开采后期井口压力衰减速度快，受机组抽吸影响，井口压力可由2～3MPa快速降至0.1～0.3MPa[4]；为提升气藏采收率，最优工况需将井口压力降至负压。在外输管网压力稳定的前提下，压缩机压缩比大幅升高，通常可达4～18。

煤层气外输管网压力偏低，常规区间0.05～0.2MPa，理论压缩比相对更小；但开采后期解吸气量随地层压降快速上涨，负压生产模式对提升采收率意义重大。

压缩机进气处于负压区间时，存在外界空气倒吸进入流道的安全隐患，市面上多数机型无法长期稳定负压运行。高压缩比工况会加速机组非金属配件老化，同时降低整体压缩效率。