一种高含硫产水气井解堵复产方法与流程

1.本发明涉及油气钻采技术领域，尤其涉及一种高含硫产水气井解堵复产方法。


背景技术：

2.随着生产进行，高含硫气井(一般指硫化氢含量高于150mg/m3或100ppm的气井)井筒内压力、温度降低，酸气气体中析出的单质硫和地层返排杂质在井筒内运移堆积，形成大量复合堵塞物，这些堵塞物成分复杂，具备以下特征：(1)堵塞物致密且附着性强，加热至80℃以上，垢样整块胶结附着于实验器皿难以剥离；(2)主要元素为c、s、fe、ba等，来源于地层岩屑、井下作业入井材料及酸气腐蚀产物等；(3)主要沉积于井筒内球座等变径位置或大斜度井段处。杂质在井筒内沉积易造成堵塞节流，最终影响气井产能释放。
3.目前，针对高含硫气井井筒复合物堵塞解堵方法主要为酸液解堵剂解堵，其施工工序为：(1)从采气树非生产翼泵注15m3清水前置液，冷却井筒，防止高温条件下酸液解堵剂腐蚀油管；(2)泵注40m3酸液解堵剂，清洗井筒及近井地带；(3)泵注30m3清水顶替液，将酸液解堵剂顶替出井筒；(4)闷井后，充分溶解堵塞物；(5)开井，利用放喷管汇、放喷池放喷排液；(6)放喷合格后导入采气流程生产。
4.但对于高含硫产水气井，此类解堵方法入井液量过多，增大了井筒内液柱压力。特别是开采中后期地层压力降低，放喷过程中井筒内液体无法快速返排，大大增加放喷时间，甚者直接井筒水淹，复产失败。


技术实现要素：

5.本发明的目的在于解决现有的解堵方法针对高含硫产水气井解堵时入井液量过多，后续返排困难，导致施工作业时间过长的问题，提供一种高含硫产水气井解堵复产方法。
6.为了实现上述目的，本发明采用的技术方案为：
7.一种高含硫产水气井解堵复产方法，包括以下步骤：
8.s1.安装地面设备，将解堵管汇台1分别与采气树2、放喷池3和泵车4连通；
9.s2.向井内泵注前置液3m3～6m3；
10.s3.向井内泵注液氮顶替所述前置液并验通；
11.s4.向井内泵注解堵剂15m3～20m3；
12.s5.向井内泵注顶替液8m3～12m3；
13.s6.向井内泵注液氮；
14.s7.闷井后开井放喷排液。
15.本发明的解堵复产方法，针对高含硫产水气井产出含硫化合物多、易阻塞井筒，井筒内液体不易反排的特点，优化了解堵体系中各部分液体用量，辅以液氮验通，达到放喷期间快速排出入井液的效果。本方法将传统解堵方法的前置液由15m3优化为3m3～6m3，将解堵剂用量由40m3优化为15m3～20m3，将顶替液用量由30m3优化为8m3～12m3，优化了解堵过程中
各部分液体用量，降低了井筒内液柱压力。对于高含硫产水气井，使用传统的解堵方法时，其前置液、解堵剂和顶替液等液体使用量都相对较大。这些液体入井后，会产生大量的液柱压力，增加了放喷的难度。而采用本方法的入井液体用量，不仅可以大大降低井筒内液柱压力，缓解液体堵塞情况，也可以在保证解堵效果的前提下，节约成本和缩短解堵时间。
16.本方法s3中，创造性的使用液氮顶替前置液验通，由于高含硫产水气井井筒内液柱压力较大，传统的方法是使用清水顶替前置液验通，需要注入大量清水，无疑会进一步增加井筒内液柱压力，导致井筒内液体无法快速反排，甚至影响气井产量，导致复产失败。而使用液氮顶替前置液，减少了清水的用量，利用液氮易于气化、成本低廉、施工安全的特性，液氮使用完成后迅速气化，减少井筒内液柱压力，提高本方法复产成功率。
17.本方法s6中，使用液氮将井筒内液体推入地层，使井筒内处于气液混合的状态，为后续放喷流程做准备，降低放喷过程中的携液难度，帮助放喷期间快速排出入井液。
18.可选地，所述解堵剂由盐酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂、助排剂、清水按照71:5.5:2:2:19.5的体积比构成，其中盐酸质量百分比浓度为15％～20％，缓蚀剂质量百分比浓度为2％～3％，铁离子稳定剂质量百分比浓度为1％，助排剂质量百分比浓度为1％。
19.本方法对解堵剂中的盐酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂、助排剂、清水等用量进行了优化，并对其质量百分比浓度进行了多次尝试后得出最优解。传统的解堵剂是由盐酸、盐和水等基本组成部分构成，对各种堵塞情况的解决能力有限。而本方法中的解堵剂是根据不同的成分体积比例构成，可以精准匹配不同的堵塞情况，在解堵的过程中更为高效，本方法中使用了缓蚀剂和铁离子稳定剂等添加剂，可以减少解堵剂对管柱材质的腐蚀作用，延长管柱的使用寿命，通过添加助排剂等成分，可以提高解堵剂的效率和稳定性。助排剂可以帮助解堵剂更快地分解堵塞物，促进液体流动，从而提高解堵剂的解堵效率。
20.可选地，所述顶替液包括清水和质量百分比浓度为1％的泡排剂。
21.将顶替液优化为包括清水和泡排剂，且泡排剂的质量百分比浓度为1％，这样设置，泡排剂可以帮助形成稳定的泡沫，降低液体的表面张力，促进液体的流动性，降低井筒内液柱压力，这样顶替液的排放效率得到了提高，减少了排放时间，缩短了整个解堵过程时间。
22.可选地，所述泡排剂为耐高温抗硫泡排剂。
23.优选泡排剂为耐高温抗硫泡排剂，利用耐高温抗硫泡排剂耐高温、抗盐、耐酸碱、耐硫化氢及携液性能好的优点，使得本发明中的泡排剂能够更好的适应高含硫产水气井井筒内的高温复杂环境，有助于更快地清除堵塞物，提升工作效率。
24.可选地，所述缓蚀剂为高温缓蚀剂。
25.在高含硫气井的井筒内，温度较高，如果使用普通缓蚀剂，可能会因承受不住高温而失去缓蚀性能，增加管柱腐蚀的风险。而高温缓蚀剂可以在高温环境下保持稳定的缓蚀性能，在减少管柱腐蚀的同时，不影响施工流程，且高含硫气井中可能存在大量的硫化氢，对管柱造成腐蚀作用，从而缩短管柱的使用寿命。而本方法中使用的高温缓蚀剂，可以耐受硫化氢腐蚀，有效保护管柱，延长其使用寿命。
26.可选地，所述解堵管汇台1的设计压力为70mpa，ee级，所述解堵管汇台1通过设计压力为105mpa的c90ss级防腐放喷管线5连接至所述放喷池3，所述解堵管汇台1通过设计压力为70mpa，ee级加注管线6连接至所述泵车4。
27.采用这种连接方式，确保了运输管线的安全，保障了管道及其周边设备的安全性，通过设计压力为105mpa的c90ss级防腐放喷管线连接至放喷池，能够有效防止管道的腐蚀，延长了管道的使用寿命。
28.可选地，采用70mpa泵车以500升/分钟的排量，向井内泵注清水前置液；所述解堵剂和所述顶替液均采用70mpa泵车以700～800升/分钟的排量向井内泵注。
29.可选地，所述液氮均采用70mpa液氮泵车，以200标方/分钟的排量向井内泵注。
30.可选地，所述顶替液仅需将所述解堵剂顶替至井筒末端。
31.顶替液作用为将解堵剂顶替至堵塞位置，由于产水气井一般堵塞程度较轻，且本发明的方法中，解堵剂加量较少，仅需将解堵剂顶替至井筒末端即可，无需将全部解堵剂顶替至地层，节约了顶替液的用量，更加符合环保要求。
32.可选地，闷井时间为0.5～1小时，放喷时，先采用10毫米油嘴放喷，出酸气后更换12毫米以上油嘴，继续排液。
33.放喷时，由于产水气井解堵后排液困难，放喷初期需大排量携液，故先采用10毫米油嘴进行放喷携液，出酸气后更换12毫米以上油嘴，继续排液，能够保证产水气井解堵后更好的排出入井液。
34.综上所述，由于采用了上述技术方案，本发明的有益效果是：
35.1、本发明的解堵复产方法，优化了解堵体系中各部分液体用量，辅以液氮验通，达到放喷期间快速排出入井液的效果。本方法优化了解堵过程中各部分液体用量，降低了井筒内液柱压力。采用本方法的入井液体用量，不仅可以大大降低井筒内液柱压力，缓解液体堵塞情况，也可以在保证解堵效果的前提下，节约成本和缩短解堵时间。本方法s3中，创造性的使用液氮顶替前置液验通，使用液氮顶替前置液，减少了清水的用量，利用液氮易于气化、成本低廉、施工安全的特性，液氮使用完成后迅速气化，减少井筒内液柱压力，提高本方法复产成功率。本方法s6中，使用液氮将井筒内液体推入地层，使井筒内处于气液混合的状态，为后续放喷流程做准备，降低放喷过程中的携液难度，帮助放喷期间快速排出入井液。
36.2、本方法对解堵剂中的盐酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂、助排剂、清水等用量进行了优化，并对其质量百分比浓度进行了多次尝试后得出最优解。传统的解堵剂是由盐酸、盐和水等基本组成部分构成，对各种堵塞情况的解决能力有限。而本方法中的解堵剂是根据不同的成分体积比例构成，可以精准匹配不同的堵塞情况，在解堵的过程中更为高效，本方法中使用了缓蚀剂和铁离子稳定剂等添加剂，可以减少解堵剂对管柱材质的腐蚀作用，延长管柱的使用寿命，通过添加助排剂等成分，可以提高解堵剂的效率和稳定性。助排剂可以帮助解堵剂更快地分解堵塞物，促进液体流动，从而提高解堵剂的解堵效率。
37.3、本方法将顶替液优化为包括清水和泡排剂，且泡排剂的质量百分比浓度为1％，这样设置，泡排剂可以帮助形成稳定的泡沫，降低液体的表面张力，促进液体的流动性，降低井筒内液柱压力，这样顶替液的排放效率得到了提高，减少了排放时间，缩短了整个解堵过程时间。
38.4、由于产水气井一般堵塞程度较轻，且本方法中，解堵剂加量较少，仅需将解堵剂顶替至井筒末端即可，无需将全部解堵剂顶替至地层，节约了顶替液的用量，更加符合环保要求。
附图说明
39.图1是解堵地面设备流程示意图。
40.图中标号：1-解堵管汇台，2-采气树，3-放喷池，4-泵车，5-防腐放喷管线，6-加注管线。
具体实施方式
41.下面结合附图，对本发明作详细的说明。
42.为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
43.本发明使用的原料如下：
44.盐酸：乐陵市鲁乐化工经营有限公司，hc1为
45.缓蚀剂：东营市科凌化工有限公司，产品编号8129381316；
46.铁离子稳定剂：淮南市科迪化工科技有限公司，稳定铁离子能力mg/ml≥50；
47.助排剂：淮南市科迪化工科技有限公司，反排性能提高率≥15；
48.泡排剂：濮阳市东浦科技发展有限公司，泡沫体积，ml，≥330；
49.液氮：淄博通曜气体销售有限公司；
50.清水：气田净化水。
51.实施例1
52.高含硫产水气井在实际生产过程中，随着生产进行，井筒内压力、温度降低，酸气气体中析出的单质硫和地层返排杂质在井筒内运移堆积，形成大量复合堵塞物，最终影响气井产量。目前现有的含硫气井井筒复合物堵塞解堵方法一般向井筒内泵注的前置液、解堵剂、顶替液的液量较多，产水气井一般指产出的是地层水，其水气比在2～14方/万方之间，高含硫产水气井内部本身就含有较多地层水，如果按照常规的气井解堵方法进行解堵，入井液量过多，增大了井筒内液柱压力。特别是开采中后期地层压力降低，放喷过程中井筒内液体无法快速返排，大大增加放喷时间，甚者直接井筒水淹，导致复产失败。
53.本发明提供的一种高含硫产水气井解堵复产方法，包括以下步骤：
54.s1.如图1所示，安装地面设备，地面安装设计压力为70mpa的ee级解堵管汇台1并将其连接至采气树2，通过设计压力为105mpa的c90ss级防腐放喷管线5将解堵管汇台1连接至放喷池3，通过设计压力为70mpaee级的加注管线6将解堵管汇台1连接至泵车4，配合后期加注、泄压、放喷等作业。
55.s2.采用70mpa的泵车4以500升/分钟的排量，向井内泵注清水前置液3m3～6m3，前置液的作用为井筒验通，避免出现井筒堵死，泵注解堵剂后无法返排，导致井筒腐蚀的复杂情况。一般高含硫产水气井解堵为预防性解堵，根据现场解堵经验，堵塞程度较轻，故本发明中优化了前置液加量，例如由传统的解堵方法中的15m3(液体段塞长度约3488米)降至5m3(液体段塞长度约1162米)；
56.s3.采用70mpa液氮泵车4，以200标方/分钟的排量向井内泵注液氮顶替前置液，使用液氮推动前置液进行井筒验通，若不通则需要使用连续油管，冲洗堵点直至解堵完成。
57.s4.采用70mpa泵车以700～800升/分钟的排量向井内泵注解堵剂15m3～20m3，解堵
剂的作用为溶蚀堵塞物。由于高含硫产水气井堵塞程度较轻，因此溶蚀堵塞物所需解堵剂量较少，故优化解堵剂用量，例如由传统的解堵方法中的40m3降至20m3。
58.s5.采用70mpa泵车以700～800升/分钟的排量向井内泵注顶替液8m3～12m3，顶替液的作用为将解堵剂顶替至堵塞位置。由于高含硫产水气井堵塞程度较轻，且解堵剂用量经过优化后用量较传统方法较少，仅需将解堵剂顶替至井筒末端即可，无需将全部解堵剂顶替至地层，故降低顶替液用量，例如由传统的解堵方法中的30m3降至10m3，本实施例中，由于高含硫产水气井堵塞程度较轻，且解堵剂用量经过优化后用量较传统方法较少，仅需将解堵剂顶替至井筒末端即可，无需将全部解堵剂顶替至地层，节约了顶替液的用量，更加符合环保要求。
59.s6.采用70mpa液氮泵车4，以200标方/分钟的排量向井内泵注液氮，使用液氮将井筒内液体推入底层，使井筒内处于气液混合的状态，为后续放喷流程做准备，降低放喷过程中的携液难度，帮助放喷期间快速排出入井液。
60.s7.在解堵流程中，通常需要闷井来使解堵剂与阻塞物充分接触，提升解堵效果，闷井时间为0.5～1小时。闷井后倒换解堵管汇台1至放喷流程，开井放喷排液。由于产水气井解堵后排液困难，放喷初期需大排量携液，故点燃放喷池3的长明火后，先采用10毫米油嘴进行放喷携液，出酸气后更换12毫米以上油嘴，继续排液，能够保证产水气井解堵后更好的排出入井液。通过解堵管汇台1取气样化验，酸气中有机硫含量达到输气标准后，导入生产流程生产。
61.本方法提供的解堵剂由盐酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂、助排剂、清水按照71:5.5:2:2:19.5的体积比构成，其中盐酸质量百分比浓度为15％～20％，缓蚀剂质量百分比浓度为2％～3％，铁离子稳定剂质量百分比浓度为1％，助排剂质量百分比浓度为1％。传统的解堵剂是由盐酸、盐和水等基本组成部分构成，对各种堵塞情况的解决能力有限。而本方法中的解堵剂是根据不同的成分体积比例构成，可以精准匹配不同的堵塞情况，高含硫产水气井在实际生产过程中会产生大量有害的硫化物，硫化物是一种容易形成阻塞的杂质，因为它们往往会在水中形成沉淀物，随着时间的推移，沉淀物可能会堆积在管道中形成堵塞。此外，硫化物与其他物质的共同作用可能导致矿物质和其他杂质在管道中沉淀，增加堵塞的风险。本方法中提出的解堵剂，在高含硫产水气井解堵的过程中更为高效，本方法中使用了缓蚀剂和铁离子稳定剂等添加剂，可以减少解堵剂对管柱材质的腐蚀作用，延长管柱的使用寿命，通过添加助排剂等成分，可以提高解堵剂的效率和稳定性。助排剂可以帮助解堵剂更快地分解堵塞物，促进液体流动，从而提高解堵剂的解堵效率。
62.具体的，本实施例中顶替液包括清水和质量百分比浓度为1％的耐高温抗硫泡排剂，缓蚀剂具体为高温缓蚀剂。将顶替液优化为包括清水和泡排剂，且泡排剂的质量百分比浓度为1％，这样设置，泡排剂可以帮助形成稳定的泡沫，降低液体的表面张力，促进液体的流动性。这样顶替液的排放效率得到了提高，减少了排放时间，缩短了整个解堵过程时间；优选泡排剂为耐高温抗硫泡排剂，利用耐高温抗硫泡排剂耐高温(＞150℃)、抗盐、耐酸碱、耐硫化氢及携液性能好的优点，使得本发明中的泡排剂能够更好的适应高含硫产水气井井筒内的高温复杂环境，有助于更快地清除堵塞物，提升工作效率；在高含硫气井的井筒内，温度较高，如果使用普通缓蚀剂，可能会因承受不住高温而失去缓蚀性能，增加管柱腐蚀的风险。而高温缓蚀剂可以在高温环境下(＞150℃)保持稳定的缓蚀性能，在减少管柱腐蚀的
同时，不影响施工流程，且高含硫气井中可能存在大量的硫化氢，对管柱造成腐蚀作用，从而缩短管柱的使用寿命。而本方法中使用的高温缓蚀剂，可以耐受硫化氢腐蚀，有效保护管柱，延长其使用寿命。
63.针对高含硫产水气井，本方法中优化了解堵过程中各部分液体用量，降低了含硫产水气井井筒内液柱压力。对于高含硫产水气井，使用传统的解堵方法时，其前置液、解堵剂和顶替液等液体使用量都相对较大。这些液体入井后，会产生大量的液柱压力，增加了放喷的难度。而采用本方法的入井液体用量，不仅可以大大降低井筒内液柱压力，缓解液体堵塞情况，也可以在保证解堵效果的前提下，节约成本和缩短解堵时间，提高复产成功率。
64.元坝气田某a井为高含硫产水气井，于2023年1月发生井筒堵塞。堵塞前油压17.5mpa，日产气21
×
105m3/天，产水42m3/天；堵塞后油压15.4mpa，日产气15.2
×
105m3/天，且呈持续下降趋势。
65.采用本实施例中的解堵复产方法，在井口限压70mpa条件下，以200～500升/分钟、200标方/分钟的排量向井筒泵注5m3前置液及5m3液氮验通井筒；以800升/分钟排量泵注20m3酸液解堵剂解除井筒堵塞；以800升/分钟排量泵注10m3顶替液(含2m3泡排剂)将酸液解堵剂推入地层；以200标方/分钟排量注入15m3液氮注排。关井反应0.5小时后，在30～40
×
105m3/天排量放喷携液，期间油压降至3.2mpa后开始逐步回升，至18.8mpa后达到稳定，导入流程生产。放喷排液时间10小时，总作业时间14小时。
66.对比例1
67.在元坝气田a井另一次解堵复产过程中，堵塞前油压17.3mpa，日产气24
×
105m3/天，产水46m3/天；堵塞后油压15.9mpa，日产气16
×
105m3/天。
68.使用常规解堵复产方法，在井口限压70mpa条件下，以500升/分钟排量向井筒泵注15m3前置液验通井筒；以800升/分钟排量泵注20m3常规酸液解堵剂(例如主要成分包括盐酸、hcl替代剂、表面活性剂、消泡剂和清水的解堵剂)解除井筒堵塞；以800升/分钟排量泵注30m3顶替液将酸液解堵剂推入地层；以200标方/分钟排量注入15m3液氮注排。关井反应1小时后，在30～40
×
105m3/天排量放喷携液，期间油压降至0.97mpa后开始逐步回升，至19.2mpa后达到稳定，导入流程生产。使用常规解堵复产方法，放喷排液时间12.5小时，总作业时间18小时。
69.常规解堵复产方法，向井筒内注入15m3前置液、20m3常规酸液解堵剂、30m3顶替液以及15m3液氮注排，注入井筒内液量较多且使用常规酸液解堵剂，增加了井筒内液柱压力，放喷过程中井筒内液体无法快速返排，大大增加放喷时间。而使用本发明的解堵复产方法，同井对比下，仅需向井筒内注入5m3前置液及5m3液氮，20m3酸液解堵剂、10m3顶替液(含2m3泡排剂)以及15m3液氮注排，极大的减少了入井液量，使用液氮作为前置液验通，可以降低井筒内液柱压力，加快放喷速度，减少放喷时间，避免井筒水淹，提高复产成功率，配合使用本发明提供的酸液解堵剂，使得本发明的解堵复产方法的解堵复产流程相比常规方法总作业时间缩短22.2％。
70.实施例2
71.元坝气田某b井为高含硫产水气井，于2021年12月发生井筒堵塞。堵塞前油压24.9mpa，日产气13
×
105m3/天，产水50m3/天；堵塞后油压22.1mpa，日产气12
×
105m3/天，且呈持续下降趋势。
72.采用实施例1中的解堵复产方法，在井口限压70mpa条件下，以200升/分钟、200标方/分钟的排量向井筒泵注5m3前置液及5m3液氮验通井筒；以500升/分钟排量泵注20m3酸液解堵剂解除井筒堵塞；以500升/分钟排量泵注10m3顶替液(含2m3泡排剂)将酸液解堵剂推入地层；以200标方/分钟排量注入15m3液氮注排。关井反应1小时后，在20～30
×
105m3/天排量放喷携液，期间油压降至0.15mpa后开始逐步回升，至20.5mpa后达到稳定，导入流程生产。放喷排液时间10小时，总作业时间13小时。
73.对比例2
74.在元坝气田b井另一次解堵复产过程中，堵塞前油压31.7mpa，日产气23
×
105m3/天，产水10m3/天；堵塞后油压29.6mpa，日产气16
×
105m3/天，且呈持续下降趋势。
75.在井口限压70mpa条件下，以200～500升/分钟排量向井筒泵注15m3前置液验通井筒；以800升/分钟排量泵注25m3酸液解堵剂解除井筒堵塞；以800升/分钟排量泵注30m3顶替液将常规酸液解堵剂(例如主要成分包括盐酸、hcl替代剂、表面活性剂、消泡剂和清水的解堵剂)推入地层；以200标方/分钟排量注入18m3液氮注排。关井反应1小时后，在30～40
×
105m3/天排量放喷携液，期间油压降至5.6mpa后开始逐步回升，至30.5mpa后达到稳定，导入流程生产。该井放喷排液时间18小时，总作业时间20.2小时。
76.常规解堵复产方法注入井筒内液量较多且使用常规酸液解堵剂，增加了井筒内液柱压力，放喷过程中井筒内液体无法快速返排，大大增加放喷时间。而使用本发明的解堵复产方法，同井对比下极大的减少了入井液量，配合使用本发明提供的酸液解堵剂，使得本发明的解堵复产方法的解堵复产流程相比常规方法总作业时间缩短35.6％。
77.以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

技术特征：
1.一种高含硫产水气井解堵复产方法，其特征在于，包括以下步骤：s1.安装地面设备，将解堵管汇台(1)分别与采气树(2)、放喷池(3)和泵车(4)连通；s2.向井内泵注前置液3m3～6m3；s3.向井内泵注液氮顶替所述前置液并验通；s4.向井内泵注解堵剂15m3～20m3；s5.向井内泵注顶替液8m3～12m3；s6.向井内泵注液氮；s7.闷井后开井放喷排液。2.根据权利要求1所述的一种高含硫产水气井解堵复产方法，其特征在于，所述解堵剂由盐酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂、助排剂、清水按照71:5.5:2:2:19.5的体积比构成，其中盐酸质量百分比浓度为15％～20％，缓蚀剂质量百分比浓度为2％～3％，铁离子稳定剂质量百分比浓度为1％，助排剂质量百分比浓度为1％。3.根据权利要求1所述的一种高含硫产水气井解堵复产方法，其特征在于，所述顶替液包括清水和质量百分比浓度为1％的泡排剂。4.根据权利要求2所述的一种高含硫产水气井解堵复产方法，其特征在于，所述泡排剂为耐高温抗硫泡排剂。5.根据权利要求1所述的一种高含硫产水气井解堵复产方法，其特征在于，所述缓蚀剂为高温缓蚀剂。6.根据权利要求1所述的一种高含硫产水气井解堵复产方法，其特征在于，所述解堵管汇台(1)的设计压力为70mpa，ee级，所述解堵管汇台(1)通过设计压力为105mpa的c90ss级防腐放喷管线(5)连接至所述放喷池(3)，所述解堵管汇台(1)通过设计压力为70mpa，ee级加注管线(6)连接至所述泵车(4)。7.根据权利要求1所述的一种高含硫产水气井解堵复产方法，其特征在于，采用70mpa泵车以500升/分钟的排量，向井内泵注清水前置液；所述解堵剂和所述顶替液均采用70mpa泵车以700～800升/分钟的排量向井内泵注。8.根据权利要求1所述的一种高含硫产水气井解堵复产方法，其特征在于，所述液氮均采用70mpa液氮泵车，以200标方/分钟的排量向井内泵注。9.根据权利要求1所述的一种高含硫产水气井解堵复产方法，其特征在于，所述顶替液仅需将所述解堵剂顶替至井筒末端。10.根据权利要求1所述的一种高含硫产水气井解堵复产方法，其特征在于，闷井时间为0.5～1小时，放喷时，先采用10毫米油嘴放喷，出酸气后更换12毫米以上油嘴，继续排液。

技术总结
本发明公开了一种高含硫产水气井解堵复产方法，包括：S1.安装地面设备，将解堵管汇台1分别与采气树2、放喷池3和泵车4连通；S2.向井内泵注前置液3m3～6m3；S3.向井内泵注液氮顶替所述前置液并验通；S4.向井内泵注解堵剂15m3～20m3；S5.向井内泵注顶替液8m3～12m3；S6.向井内泵注液氮；S7.闷井后开井放喷排液。本方法优化了解堵体系中各部分液体用量，辅以液氮验通，达到放喷期间快速排出入井液的效果。采用本方法的入井液体用量，降低了井筒内液柱压力，缓解液体堵塞情况，在保证解堵效果的前提下，节约成本和缩短解堵时间。使用液氮顶替前置液验通，利用液氮易于气化、成本低廉、施工安全的特性，液氮使用完成后迅速气化，减少井筒内液柱压力，提高本方法复产成功率。提高本方法复产成功率。提高本方法复产成功率。


技术研发人员：梁中红 张瑶 王勇飞 骆仕洪 张凤霞 柯玉彪
受保护的技术使用者：中国石油化工股份有限公司西南油气分公司
技术研发日：2023.06.21
技术公布日：2023/9/14