由中国石油天然气股份有限公司西南油气田公司、中国石油集团工程设计有限责任公司共同开发的大型高含硫气田安全开采及硫黄回收技术，让高含硫天然气摇身一变成为一身两用的“潜力股”，既保障了气田开采安全，又增加了硫黄资源量。该项目也因此获得了2011年度国家科技进步二等奖。

该项目第一完成人、中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司天然气研究院副院长常宏岗在接受记者采访时指出，从天然气开发难度来讲，目前高含硫气田开发仍是世界难题。由于我国高含硫气田普遍具有埋藏深、地质条件复杂、含水以及大多位于人口稠密地区等特点，其资源利用面临腐蚀性强、成本高、毒性大、事故后果严重等困难，因此对开采工艺技术和整个工程的要求都非常严格。

常宏岗表示，目前，我国高含硫天然气(硫化氢含量大于30克/立方米)探明储量近1万亿立方米。在该项目之前，国内并不具备大规模开采高含硫气田的能力，国内外在高含硫气田开采过程中，均发生过一些灾难性的事故。国外少数国家虽有开发经验，但禁止技术转让且服务费用高。由于开采难，危险性高，易污染环境等原因，实际开采量远远不能满足国民经济快速发展的需求。

针对上述问题，从2000年开始，中石油组织千余人的攻关团队经过八年持续攻关，完整形成了大型高含硫气田安全开采技术系列。在产能评价技术方面，该团队创建了高含硫气井产能快速测试分析方法。用参数约束计算实现非稳态单点测试代替稳态多点测试，比传统单点法精度提高3倍，并建立径向与线性耦合水侵渗流解析算法，缩短高含硫气藏评价期，测试期二氧化硫减排50%。研制成功8种新型高抗硫测试工具和流程，首次实现了高含硫气井7000米深度精确压力资料录取。

在采气工程技术上，该团队自主研发了三轴应力校核完井设计技术、带化学剂加注通道和井下紧急切断装置的多功能完井管柱，应用成功率100%，确保了气井井筒安全。该团队还自主研制了9级分压滑套式不动管柱水力喷射分段工具、12级分压裸眼封隔器分段工具和5种高含硫储层改造酸液，显著提高了单井产量。各技术已用于17个高含硫气田231口井。

另外，该团队研发的高含硫气田气液密闭混输技术，满足了高含硫气田的安全输送。通过集中处理气田水和回收闪蒸气，实现了气田水和硫化氢全程零排放，保护了环境。年回注气田水400万吨。同时，他们发明了带巯基的长效膜缓蚀剂，膜持久时间由10天延长到45天;创新形成了高含硫气田材料选择技术及标准体系，推动了高抗硫管材国产化。

在净化技术方面，他们自主研发的适用于大规模处理高含硫天然气的溶剂法深度脱硫技术，能够增大溶解度并促进水解，将有机硫脱除率由40%提高到85%，硫化氢脱除率大于99.98%。另外，课题组还发明了带预冷、除硫和烟气热能回收流程的新型硫黄回收技术，硫黄收率达99.45%，优于国外先进的同类工艺。研制了适用于脱除和回收硫化物的16种溶剂和催化剂，主要指标均达到国外同类产品先进水平，已应用于45套大型生产装置，减少二氧化硫排放74%。

该项目的另一个重要创新成果是创建了居民稠密地区和复杂地形高含硫气田开采环境影响预测、定量风险评价及应急响应与保障技术体系。常宏岗说：“以前我国缺乏针对复杂环境的定量风险评价技术。一旦出现灾害性事故，如何组织应急救援体系，如何把对环境的影响降到最低限度，这些重要问题都没有引起足够重视。我们针对复杂地形创建了三维定向风险评价技术，这种风险模拟评价技术实现了预警、事故状态实时有效管理。”

这项将大型高含硫气田的开采化险为夷，转化硫化氢成硫黄变废为宝的技术也得到了业内专家的高度评价。专家认为总体达到国际先进水平，其中改良低温硫回收工艺和长效膜缓蚀剂达到国际领先水平。目前，其成果已全面应用于我国和土库曼斯坦等大型高含硫气田开采，近三年来累计生产含硫天然气322亿立方米，回收硫黄74万吨，减排二氧化碳9365万吨、二氧化硫148万吨，新增利税88亿元，实现了资源综合利用，促进了循环经济，使我国进入该技术的世界先进行列。该项目已获国家发明专利3项，实用新型专利15项，省部级一等奖3项，制定52项国家及行业标准，出版专著7部。