CN114426487B - 一种水锁抑制剂及其制备方法与应用 - Google Patents
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Abstract
本发明属于油田勘探与开发技术领域，特别涉及一种水锁抑制剂及其制备方法与应用。该制备方法包括：在催化剂的存在下，全氟有机酸、烷基酚聚氧乙烯醚在溶剂中进行酯化反应，得到混合物；将上述混合物去除溶剂、调pH值、洗涤、干燥，得到水锁抑制剂。其中全氟有机酸的结构式如式(1)所示：CF3(CF2)pCOOH 式(1)，其中，p为1‑3的自然数。烷基酚聚氧乙烯醚的结构式如式(2)所示：其中，n为7‑12的自然数；m为3～8的自然数。该水锁抑制剂可降低油水界面张力至10‑3以下，耐温度达到150℃以上，耐矿化度达到100000mg/L以上，注排率达到96％以上，具有优异的耐温耐盐和水锁抑制效果。
Description
技术领域
本发明属于油田勘探与开发技术领域，特别涉及一种水锁抑制剂及其制备方法与应用。
背景技术
低渗透致密气藏是中国油气盆地中一种重要的油气藏类型，我国累计探明的低渗透油气储量已超过全国油气探明总储量的50％，在我国塔里木、松辽、鄂尔多斯、准噶尔和柴达木等含油气盆地新增探明油气储量中，低渗透油气储量占剩余可探明储量的主体。低渗透储层普遍具有泥质胶结物含量高、孔喉细小、渗透率超低、孔隙度超低和含水饱和度超低等特点，导致储层毛细管压力高、水敏性强和渗透性差，外来流体容易自吸进入储层，但返排困难，相关研究结果表明，该滞留水(水锁)对储层的伤害率可达70-90％。
长期以来对水锁伤害的控制一直是人们关注的焦点。众所周知，储层的孔喉特征是不可改变的，控制外来液体的水锁伤害最有效的途径是减小储层孔喉的毛细管压力。目前国内外常用的解除水锁伤害的方法有：在入井液体中加入防水锁剂，降低工作液界面张力，增强入井液体的返排能力；采用压裂、酸化等大型增产工艺措施，解除近井地带的储层污染；对水锁储层进行热处理，降低水锁伤害；改变生产制度，提高返排速度。但降低油气水表、界面张力的化学防治方法，是目前成本最低、最简单有效的方法。
传统的防水锁剂由于表面活性剂的特性，加入液体中通常会起泡，从而影响泵入效果。低渗储层需要防水锁剂能够降低油-水界面张力，但具有制备成本高，且耐温耐盐性能较低的缺点。
CN103555309A公开了一种基于生物表面活性剂的水锁伤害处理剂及其制备方法，所述水锁伤害处理剂按质量百分比包括下述组分：微生物发酵液30～70％、非离子型表面活性剂1～5％、氟碳表面活性剂0.5～1％、阳离子表面活性剂5～8％、蒸馏水余量，所述微生物发酵液为产鼠李糖脂、脂肽、海藻糖脂和槐糖脂中的一种，该发明有益效果为具有相对广谱效应、高效解除水锁，易于大面积推广。但本发明存在制备工艺复杂、成本高、且有效期短的缺点。
CN107142098A公开了一种解水锁剂及其制备方法，所述解水锁剂至少包括如下组分：经脂肽生物表面活性剂改性而获得的第一改性纳米二氧化硅、经氟碳表面活性剂改性而获得的第二改性纳米二氧化碳、以及乙二醇和水，所述第一改性纳米二氧化硅、所述第二改性纳米二氧化硅、所述乙二醇和水通过所述解水锁剂的注入设备按比例注入且各组分在所述注入设备中混合以形成所述解水锁剂，但其不能保持长期有效提高气井储层气液有效渗透率。
发明内容
为了解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种水锁抑制剂及其制备方法与应用。该水锁抑制剂具有优异的降油水界面性质作用，可降低油水界面张力至10-3以下，耐温度达到150℃以上，耐矿化度达到100000mg/L以上，注排率达到96％以上，具有优异的耐温耐盐和水锁抑制效果。
根据本发明的第一个方面，本发明提供了一种水锁抑制剂的制备方法，该制备方法包括：在催化剂的存在下，全氟有机酸、烷基酚聚氧乙烯醚在溶剂中进行酯化反应，得到混合物；将上述混合物去除溶剂、调pH值、洗涤、干燥，得到水锁抑制剂。
其中，所述全氟有机酸的结构式如式(1)所示：
CF3(CF2)pCOOH式(1)
其中，p为1-3的自然数，更优选为2。
所述烷基酚聚氧乙烯醚的结构式如式(2)所示：
其中，n为7-12的自然数，更优选为9；
m为3～8的自然数，更优选为8。
根据本发明的第二个方面，本发明提供了由本发明第一个方面所述的方法制得的水锁抑制剂，该水锁抑制剂的分子通式如下：
其中，p为1-3的自然数，更优选为2；
n为7-12的自然数，更优选为9；
m为3～8的自然数，更优选为8。
根据本发明的第三个方面，本发明提供了本发明第二方面所述的水锁抑制剂在钻井、压裂和其他程序中的应用。
本发明的水锁抑制剂的原料来源广泛，合成工艺简单，产率高达到95％以上；过程清洁无污染，毒性低，对环境无污染。本发明的水锁抑制剂压裂液协同注入，具有配伍性好，不起泡特性，不会影响泵入效果。本发明的水锁抑制剂具有优异的降低油-水界面张力作用，可降低油水界面张力至10-3以下，耐温度达到150℃以上，耐矿化度达到100000mg/L以上，注排率达到96％以上，具有优异的耐温耐盐和水锁抑制效果。
本发明的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
具体实施方式
在本发明中所批露的范围的端点值和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
根据本发明的第一个方面，本发明提供了一种水锁抑制剂的制备方法，该制备方法包括：在催化剂的存在下，全氟有机酸、烷基酚聚氧乙烯醚在溶剂中进行酯化反应，得到混合物；将上述混合物去除溶剂、调pH值、洗涤、干燥，得到水锁抑制剂。
在本发明中，所述全氟有机酸的结构式如式(1)所示，所述烷基酚聚氧乙烯醚的结构式如式(2)所示；
CF3(CF2)pCOOH 式(1)
其中，p为1-3的自然数，更优选为2。
其中，n为7-12的自然数，更优选为9；
m为3～8的自然数，更优选为8。
在本发明中，以1mol份的全氟有机酸为基准，所述烷基酚聚氧乙烯醚的用量为1.1～1.5摩尔份，更优选为1.25mol。
所述的催化剂为对甲苯磺酸、氯化亚砜、浓硫酸中的一种，更优选为对甲苯磺酸。以1mol份的全氟有机酸为基准，所述的催化剂用量为0.01-0.2摩尔份，优选为0.05-0.1摩尔份。
所述的溶剂为甲苯、乙醇、甲酸、丙酮中的一种，更优选为甲苯或乙醇。以1mol摩尔份的全氟有机酸为基准，所述的溶剂用量为100-500摩尔份，优选为250-350摩尔份。
所述的酯化反应包括：温度为110-135℃，时间6-12h，搅拌速度400-600rpm。
为了提高水锁抑制剂的产率，优选情况下，所述酯化反应包括依次进行的三个阶段，第一阶段的反应条件包括：温度为110-115℃，时间1-3h，搅拌速度400-500rpm；第二阶段的反应条件包括：温度为120-125℃，时间2-4h，搅拌速度500-600rpm；第三阶段的反应条件包括：温度为125-135℃，时间3-5h，搅拌速度450-550rpm。
所述的溶剂去除采用旋蒸法，pH值为6-8，洗涤剂为饱和食盐水。
按照一种更具体的优选实施方式，所述的用于压裂液水锁抑制剂的制备方法，具体包括以下步骤：
(1)在带有温度计、搅拌器、分水装置和加热装置的四口烧瓶中加入全氟有机酸、烷基酚聚氧乙烯醚和溶剂，开启搅拌器，搅拌速度为200-300rpm，待完全混合均匀后，在温度为110-115℃、搅拌速度为400-500rpm条件下加入催化剂进行酯化反应1-3h；接着将温度升至120-125℃，搅拌速度升至500-600rpm，继续反应2-4h；接着将温度升至125-135℃，搅拌速度升至450-550rpm，继续反应3-5h，得到混合物。
(2)将上述混合物放入旋转蒸发仪中除去溶剂，冷却至室温，用饱和碳酸钠溶液洗涤3-5次，至pH值为6-8，再用饱和食盐水洗涤3-4次，除去未反应的原料和催化剂；然后放置在真空干燥箱中12-24h；随后用四氢呋喃溶解1次，在通风橱内蒸去四氢呋喃，再次干燥12-16h得到微黄透明液体，即为水锁抑制剂。
步骤(2)中，以1摩尔份的全氟有机酸为基准，所述的饱和碳酸钠溶液用量400-600摩尔份。
步骤(2)中，以1摩尔份的全氟有机酸为基准，所述的饱和食盐水用量500-1000摩尔份。
步骤(2)中，以1摩尔份的全氟有机酸为基准，所述的四氢呋喃用量400-800摩尔份。
在本发明中，所述的反应方程式如下：
根据本发明的第二个方面，本发明提供了由本发明第一个方面所述的方法制得的水锁抑制剂，该水锁抑制剂的分子通式如下：
其中，p为1-3的自然数，更优选为2；
n为7-12的自然数，更优选为9；
m为3～8的自然数，更优选为8。
所述的水锁抑制剂分子量为2000-5000。
所述的水锁抑制剂可降低油水界面张力至10-3以下，耐温达到150℃以上，耐矿化度达到100000mg/L以上，注排率达到96％以上。
根据本发明的第三个方面，本发明提供了本发明第二方面所述的水锁抑制剂作为压裂液处理剂在高温高盐油藏的应用。
所述的应用，水锁抑制剂的现场使用浓度大于200mg/L。
以下将通过具体实施例对本发明进行详细的描述。
本发明的水锁抑制剂，属于含氟表面活性剂。含氟表面活性剂由于其特有的化学稳定性和热稳定性，同时分子上复合有苯环刚性结构，可以用在高温高盐等条件较为苛刻的环境；本发明的含氟表面活性剂含有一个长聚醚碳链，因此其与油水非常好的亲和性，同时又有一个含苯环的长碳链烷基，其在亲油表面亲和性也较好，当该表面活性剂在油水分界处时，其极性一端虽受到水分子的拉力，但因有非极性一端的亲和，因而它本身的表面张力很小，液体的表面张力降低；同时考虑到分子的亲油基团可以与地层吸附，外层亲水基团可吸附一层水膜，导致地层的表面润湿性发生改变，这样就减少了地层流体的毛细管滞留作用，加速流体的反排，抑制水锁。
以下实施例中，在没有特别说明的情况下，所使用的各种试剂为来自商购的化学纯试剂。
产品的性能测试采用以下方法进行：
1、油水界面张力是通过在指定温度(120℃)下用TX500C界面张力仪测定用矿化度100000mg/L的盐水将水锁抑制剂制成200mg/L的溶液与原油间的界面张力。
2、水锁抑制剂耐温耐盐性能测试采用Ross-Mile法。
实施例1
(1)在带有温度计、搅拌器、分水装置和加热装置的四口烧瓶中加入1mol全氟有机酸、1.1mol烷基酚聚氧乙烯醚和100mol甲苯，开启搅拌器，搅拌速度为200rpm，待完全混合均匀后，在温度为110℃、搅拌速度为400rpm条件下加入0.01mol对甲苯磺酸进行酯化反应1h；接着将温度升至120℃，搅拌速度升至500rpm，继续反应2h；接着将温度升至125℃，搅拌速度升至450rpm，继续反应3h，得到混合物。
(2)将上述混合物放入旋转蒸发仪中除去溶剂甲苯，冷却至室温，用饱和碳酸钠溶液洗涤3次，至pH值为6，再用饱和食盐水洗涤3次，除去未反应的原料和催化剂对甲苯磺酸；然后放置在真空干燥箱中12h；随后用四氢呋喃溶解1次，在通风橱内蒸去四氢呋喃，再次干燥12h得到微黄透明液体，即为水锁抑制剂A1。
所述的饱和碳酸钠溶液用量400摩尔份，所述的饱和食盐水用量500摩尔份，所述的四氢呋喃用量400摩尔份。
经测试水锁抑制剂A1的油水界面张力0.5×10-3mN/m，最高耐温度达到185℃以上，耐矿化度最高到125000mg/L以上。
实施例2
(1)在带有温度计、搅拌器、分水装置和加热装置的四口烧瓶中加入1mol全氟有机酸、1.2mol烷基酚聚氧乙烯醚和500mol乙醇，开启搅拌器，搅拌速度为250rpm，待完全混合均匀后，在温度为112℃、搅拌速度为420rpm条件下加入0.05mol氯化亚砜进行酯化反应1h；接着将温度升至122℃，搅拌速度升至550rpm，继续反应2h；接着将温度升至128℃，搅拌速度升至460rpm，继续反应3h，得到混合物。
(2)将上述混合物放入旋转蒸发仪中除去溶剂乙醇，冷却至室温，用饱和碳酸钠溶液洗涤3次，至pH值为6，再用饱和食盐水洗涤3次，除去未反应的原料和催化剂氯化亚砜；然后放置在真空干燥箱中15h；随后用四氢呋喃溶解1次，在通风橱内蒸去四氢呋喃，再次干燥13h得到微黄透明液体，即为水锁抑制剂A2。
所述的饱和碳酸钠溶液用量425摩尔份，所述的饱和食盐水用量620尔份，所述的四氢呋喃用量485摩尔份。
经测试水锁抑制剂A2的油水界面张力0.62×10-3mN/m，最高耐温度达到192℃以上，耐矿化度最高到132000mg/L以上。
实施例3
(1)在带有温度计、搅拌器、分水装置和加热装置的四口烧瓶中加入1mol全氟有机酸、1.25mol烷基酚聚氧乙烯醚和350mol甲酸，开启搅拌器，搅拌速度为220rpm，待完全混合均匀后，在温度为113℃、搅拌速度为450rpm条件下加入0.1mol浓硫酸进行酯化反应2h；接着将温度升至121℃，搅拌速度升至560rpm，继续反应3h；接着将温度升至130℃，搅拌速度升至480rpm，继续反应4h，得到混合物。
(2)将上述混合物放入旋转蒸发仪中除去溶剂甲酸，冷却至室温，用饱和碳酸钠溶液洗涤5次，至pH值为7，再用饱和食盐水洗涤4次，除去未反应的原料和催化剂浓硫酸；然后放置在真空干燥箱中22h；随后用四氢呋喃溶解1次，在通风橱内蒸去四氢呋喃，再次干燥12h得到微黄透明液体，即为水锁抑制剂A3。
所述的饱和碳酸钠溶液用量455摩尔份，所述的饱和食盐水用量850摩尔份，所述的四氢呋喃用量520摩尔份。
经测试水锁抑制剂A3的油水界面张力0.45×10-3mN/m，最高耐温度达到206℃以上，耐矿化度最高到158000mg/L以上。
实施例4
(1)在带有温度计、搅拌器、分水装置和加热装置的四口烧瓶中加入1mol全氟有机酸、1.3mol烷基酚聚氧乙烯醚和200mol丙酮，开启搅拌器，搅拌速度为260rpm，待完全混合均匀后，在温度为114℃、搅拌速度为430rpm条件下加入0.2mol对甲苯磺酸进行酯化反应3h；接着将温度升至123℃，搅拌速度升至560rpm，继续反应3h；接着将温度升至132℃，搅拌速度升至500rpm，继续反应4h，得到混合物。
(2)将上述混合物放入旋转蒸发仪中除去溶剂丙酮，冷却至室温，用饱和碳酸钠溶液洗涤4次，至pH值为8，再用饱和食盐水洗涤4次，除去未反应的原料和催化剂对甲苯磺酸；然后放置在真空干燥箱中22h；随后用四氢呋喃溶解1次，在通风橱内蒸去四氢呋喃，再次干燥15h得到微黄透明液体，即为水锁抑制剂A4。
所述的饱和碳酸钠溶液用量520摩尔份，所述的饱和食盐水用量930摩尔份，所述的四氢呋喃用量630摩尔份。
经测试水锁抑制剂A4的油水界面张力0.47×10-3mN/m，最高耐温度达到198℃以上，耐矿化度最高到152000mg/L以上。
实施例5
(1)在带有温度计、搅拌器、分水装置和加热装置的四口烧瓶中加入1mol全氟有机酸、1.4mol烷基酚聚氧乙烯醚和400mol乙醇，开启搅拌器，搅拌速度为270rpm，待完全混合均匀后，在温度为111℃、搅拌速度为480rpm条件下加入0.15mol氯化亚砜进行酯化反应2h；接着将温度升至122℃，搅拌速度升至570rpm，继续反应4h；接着将温度升至133℃，搅拌速度升至520rpm，继续反应5h，得到混合物。
(2)将上述混合物放入旋转蒸发仪中除去溶剂乙醇，冷却至室温，用饱和碳酸钠溶液洗涤4次，至pH值为7，再用饱和食盐水洗涤3次，除去未反应的原料和催化剂氯化亚砜；然后放置在真空干燥箱中18h；随后用四氢呋喃溶解1次，在通风橱内蒸去四氢呋喃，再次干燥14h得到微黄透明液体，即为水锁抑制剂A5。
所述的饱和碳酸钠溶液用量568摩尔份，所述的饱和食盐水用量756摩尔份，所述的四氢呋喃用量750摩尔份。
经测试水锁抑制剂A5的油水界面张力0.60×10-3mN/m，最高耐温度达到170℃以上，耐矿化度最高到125000mg/L以上。
实施例6
(1)在带有温度计、搅拌器、分水装置和加热装置的四口烧瓶中加入1mol全氟有机酸、1.5mol烷基酚聚氧乙烯醚和450mol甲苯，开启搅拌器，搅拌速度为300rpm，待完全混合均匀后，在温度为115℃、搅拌速度为500rpm条件下加入0.12mol浓硫酸进行酯化反应3h；接着将温度升至125℃，搅拌速度升至600rpm，继续反应4h；接着将温度升至135℃，搅拌速度升至550rpm，继续反应5h，得到混合物。
(2)将上述混合物放入旋转蒸发仪中除去溶剂甲苯，冷却至室温，用饱和碳酸钠溶液洗涤5次，至pH值为8，再用饱和食盐水洗涤4次，除去未反应的原料和催化剂浓硫酸；然后放置在真空干燥箱中24h；随后用四氢呋喃溶解1次，在通风橱内蒸去四氢呋喃，再次干燥16h得到微黄透明液体，即为水锁抑制剂A6。
所述的饱和碳酸钠溶液用量600摩尔份，所述的饱和食盐水用量1000摩尔份，所述的四氢呋喃用量800摩尔份。
经测试水锁抑制剂A6的油水界面张力0.65×10-3mN/m，最高耐温度达到183℃以上，耐矿化度最高到142000mg/L以上。
应用例1
岩心气相渗透率恢复实验：
①钻取直径为2.5cm、长度为3.2cm的低渗透油田岩心1-6，洗油、60℃烘箱烘干12h；
②将烘干后岩心保持60℃，平衡2h，以0.2mL/min流速通入2％KCl精滤盐水1PV后用氨水驱替盐水，建立束缚水，测定稳定时的气相渗透率K0；
③继续以0.2mL/min流速通入1％KCl精滤盐水15PV后用氨水驱替盐水，测定稳定时的气相渗透率K1；
④用2％KCl精滤盐水分别配制1％水锁抑制剂A1-A6后以0.2mL/min流速通入1％水锁抑制剂A1-A615PV，用氨水驱替盐水，测定稳定时的气相渗透率K2；
气相渗透率恢复率按照式下式计算：
H＝100×(K2－K1)/(K0－K1)％
其中，H为渗透率恢复率，％；
K0为原始气相渗透率，10-3μm2；
K1为盐水气相渗透率，10-3μm2；
K2为通水伤害处理剂后气相渗透率，10-3μm2。
低渗透类型油藏岩心水锁伤害恢复实验，结果见表1。
表1岩心水锁伤害恢复试验
| 岩心编号 | K0，10-3μm2 | K1，10-3μm2 | K2，10-3μm2 | H，％ |
| 1 | 1.52 | 0.95 | 1.45 | 87.7 |
| 2 | 1.45 | 1.02 | 1.40 | 88.4 |
| 3 | 1.55 | 1.06 | 1.51 | 91.8 |
| 4 | 1.60 | 0.93 | 1.52 | 88.1 |
| 5 | 1.66 | 0.90 | 1.60 | 92.1 |
| 6 | 1.50 | 0.87 | 1.43 | 88.9 |
从表1可以看出，水锁抑制剂A1-A6的岩心渗透率恢复率均大于87％，其中A5最高，达到92.1％，水锁恢复效果良好。
应用例2
胜利油田某作业井B32压裂投产后，日产油21.5t/d。以盐水压井作业后，日产油降到5.2t/d，之后产量逐渐下降，直至降到日产油1.2t/d。采用本发明水锁抑制剂A1解堵后日产油16.2t/d，恢复正常生产，注排率达到96.7％。
应用例3
胜利油田某作业井C12压裂井段为1985.3～1992.3m，厚度为7.0m，孔隙度为25.6％，渗透率仅为12.5×10-3μm2，实行压裂措施时，在压裂液中添加2.5t水锁抑制剂A2，措施后日油为9.3t/d，取得了良好的效果。
应用例4
胜利油田某作业井F35渗透率45.3×10-3μm2，属砂岩油藏，由于该井压力系数低，作业施工时地层漏失大量液体，对地层产生了水锁伤害。伤害初期日液32.5t/d，日油2.3t/d。以水锁抑制剂A3处理实施解堵工艺后日液63.5t/d，日油35.2t/d，注排率达到98.3％，取得了良好的解堵效果。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。
Claims (8)
1.一种水锁抑制剂，其特征在于，该水锁抑制剂的分子通式如下：
其中，p为2，n为9，m为8。
2.如权利要求1所述的水锁抑制剂的制备方法，其特征在于，该制备方法包括：在催化剂的存在下，全氟有机酸、烷基酚聚氧乙烯醚在溶剂中进行酯化反应，得到混合物；将上述混合物去除溶剂、调pH值、洗涤、干燥，得到水锁抑制剂；
所述全氟有机酸的结构式如式(1)所示：
CF3(CF2)pCOOH式(1)
其中，p为2；
所述烷基酚聚氧乙烯醚的结构式如式(2)所示：
其中，n为9；m为8；
以1mol份的全氟有机酸为基准，所述烷基酚聚氧乙烯醚的用量为1.1～1.5摩尔份，所述的催化剂为对甲苯磺酸、氯化亚砜、浓硫酸中的一种，以1mol份的全氟有机酸为基准，催化剂用量为0.01-0.2摩尔份，所述的溶剂为甲苯、乙醇、甲酸、丙酮中的一种，以1mol摩尔份的全氟有机酸为基准，溶剂用量为100-500摩尔份，所述酯化反应包括依次进行的三个阶段，第一阶段的反应条件包括：温度为110-115℃，时间1-3h，搅拌速度400-500rpm；第二阶段的反应条件包括：温度为120-125℃，时间2-4h，搅拌速度500-600rpm；第三阶段的反应条件包括：温度为125-135℃，时间3-5h，搅拌速度450-550rpm。
3.根据权利要求2所述的制备方法，其特征在于，以1mol份的全氟有机酸为基准，所述烷基酚聚氧乙烯醚的用量为1.25mol。
4.根据权利要求2所述的制备方法，其特征在于，所述的催化剂为对甲苯磺酸，以1mol份的全氟有机酸为基准，催化剂用量为0.05-0.1摩尔份。
5.根据权利要求2所述的制备方法，其特征在于，所述的溶剂为甲苯或乙醇，以1mol摩尔份的全氟有机酸为基准，溶剂用量为250-350摩尔份。
6.根据权利要求2所述的制备方法，其特征在于，所述的溶剂去除采用旋蒸法，pH值为6-8，洗涤剂为饱和食盐水。
7.根据权利要求1所述水锁抑制剂作为压裂液处理剂在高温高盐油藏的应用。
8.根据权利要求7所述的应用，所述水锁抑制剂的现场使用浓度大于200mg/L。
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| GR01 | Patent grant | ||
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