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5月底，中原油田普光气田科技人员在大湾404-2H井加注新型溶硫剂，仅用一个多小时就完成井筒解堵任务，该井日产天然气从60多万立方米上升至目前的80万立方米。
今年以来，普光气田科技人员针对气井堵塞问题靶向施策，通过优化流程、空穴射流、井筒溶硫等方法治理硫沉积，实施作业84井次，恢复天然气产量1.2亿立方米。
普光气田担负着向长江经济带输送洁净能源的使命，投产12年来提供650多亿立方米天然气。作为大型特高含硫气田，其生产的天然气中硫化氢平均含量超过15%。随着持续开发，地层压力下降，原先溶解在天然气中的单质硫不断析出，聚积固化在地面集输管线、井下油管中，形成硫沉积。
近3年，共有10余口气井硫沉积较为严重，对天然气产量造成影响。同时，单质硫堵在集输管线和设备中，可能造成腐蚀，影响仪表精度，降低输气效率。
单质硫堵在管线、井筒里，更堵在普光气田科技人员的心里。面对特高含硫气田开发顽疾，他们以保障国家能源安全为己任，集智攻坚，打通堵点。
集输管线的一般硫沉积还好对付。科技人员不断摸索硫沉积规律，趁单质硫在集输管线中立足未稳，对管线进行正向、反向强力吹扫。针对阀门里出现的硫沉积，他们卸开阀门进行清洗。
对付集输管线中严重的硫沉积，科技人员采用空穴射流器解堵。这种工具可在管线中产生强力微震波和高压水切力，将固化附着在管线内壁上的单质硫打碎，然后随水排出。2020年，他们在毛坝504集气站和毛坝502集气站间的集输管线实施3次空穴射流工艺进行解堵，恢复天然气产量超1000万立方米。今年前5个月，应用空穴射流工艺恢复天然气产量逾500万立方米。
科技人员还在优化集输流程上见真章。昔日，气井压力达40多兆帕，集气站管线上设置了3个节流阀。后来，气井压力降到12兆帕，气流流速变缓，阀门中硫沉积渐渐增多。对此，科技人员在井口处仅保留一个节流阀，将阀芯的孔眼直径从5毫米扩到12毫米，并增加孔眼数量。这样，气流更通畅，硫沉积的机会减少许多。
井下油管的硫沉积是难啃的硬骨头。
对于井下油管中越积越多的单质硫，以往通常实施连续油管作业，虽然效果好，但工序复杂、成本高、耗时长。科技人员反复研讨，逐步形成“突出化学溶硫、强化物理剥离、抑制橡胶溶胀、兼顾储层保护”的除硫新思路。
“我们用低成本的有机胺类溶剂取代传统的二甲基二硫类溶剂，解决异味等问题。在配方中添加含硫有机物和缓蚀剂，大幅减轻溶硫剂对生产装置特别是橡胶件的腐蚀。在溶硫剂中加入表面活性剂，提高药剂渗透率，促使硫元素迅速从油管内壁脱落，避免堵塞。”普光气田采气工艺技术专家刘方检介绍。
井筒中硫元素位于不同井段，一股脑地将溶硫剂注入井筒难以奏效。为最大限度避免气井因井筒硫沉积而怠工，刘方检和科技人员积极改进除硫工艺。
他们认真研判气井压力变化和井筒内硫沉积情形，精准计算溶硫剂加注量和加注时间，分别采取大排量、小排量加注。把井筒分为3段，逐段加注溶硫剂，及时返排，确保溶得好、冲得净、排得畅。
实践证明，在井筒中使用溶剂解堵，比用热水冲洗解堵的有效期延长近10倍，费用比连续油管作业解堵节约80%，硫沉积影响的天然气产量大幅减少。
