CN114920877A - 一种油田压裂用暂堵剂及其制备方法 - Google Patents

一种油田压裂用暂堵剂及其制备方法 Download PDF

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Abstract

本发明属于三次采油技术领域，具体涉及一种油田压裂用暂堵剂及其制备方法。所述的方法如下：将反应器依次加入1,4‑二氯‑2‑丁烯、三乙胺、氯化铜、亚硫酸钠，搅拌加热回流，过滤，滤液减压蒸馏，重结晶得到白色晶体；反应器中加入上述白色晶体、丁烯二酸、烯丙基萘、乙烯吡啶、OP‑10和水，搅拌至均匀的乳状液，用1M的氢氧化钠溶液调节pH；加入引发剂，在上述乳状液中滴加一半引发剂、乙二醇二甲基丙烯酸酯，搅拌均匀，将剩余的引发剂加入，继续搅拌2‑3h，得到暂堵剂。本发明的暂堵剂合成原材料易得，合成工艺简单；较强的吸水能力，吸水180min后体积膨胀倍数可以达到30倍以上；抗压能力较强，岩心突破压力可以达到10MPa以上。

Description

一种油田压裂用暂堵剂及其制备方法
技术领域
本发明属于三次采油技术领域，涉及一种高分子聚合物及其制备方法，特别涉及一种油田压裂用暂堵剂及其制备方法。
背景技术
我国低渗透油藏在已探明储量中约占全国储量的70％，开发潜力巨大。水力压裂技术是利用地面高压泵，通过井筒将高黏度液体注入油层，在油层底部形成高压，当压力突破油层岩石的破裂压力时，油层产生裂缝；继续向油层挤注，裂缝会向油层内部持续扩张的技术。该技术是目前提高低渗透油田开发效率的重要措施之一。
油田在压裂施工中大多采用段内多裂缝技术或裂缝转向技术，以改造低渗储层、提高储层产量。在裂缝转向技术中暂堵剂的作用非常重要，暂堵剂是能暂时降低地层渗透性或暂时封堵高渗透油层的物质，与水溶性聚合物混合后注人井内，在压差的作用下能够迅速形成薄而致密的油层暂堵带，经过一定时间后可自行或人工解堵。
有的暂堵技术形成的暂堵剂抗压强度低，易导致冲砂或钻塞过程中压漏；最主要的是暂堵时间不可控，常常在未完成作业时自行降解，有的是完成作业后不能降解。
CN 112920327 A公开了一种暂堵剂的制备方法，包括以下步骤：A)将丙烯酰胺和海藻酸钠在水中混合，依次加入交联剂和引发剂，进行聚合反应，得到海藻酸钠/丙烯酰胺水凝胶；所述交联剂为N,N-亚甲基双丙烯酰胺、N,N'-二烯丙基酒石酸二酰胺、二乙烯基苯、多缩乙二醇二丙烯酸酯和多缩乙二醇二甲基丙烯酸酯中的一种或几种；所述丙烯酰胺和交联剂的质量比为100：(0.01～1)；B)将所述步骤A)中得到的海藻酸钠/丙烯酰胺水凝胶置于锆的盐溶液中浸渍后干燥，得到暂堵剂。本发明中的暂堵剂可以有效降低暂堵剂的膨胀倍数；且溶胀后的暂堵剂韧性及强度较高，可以实现对裂缝更好的封堵效果。本发明还提供了一种暂堵剂及在油田开采中的应用。
CN 113025292 A公开了一种热采水平井修井前封堵水平井筒用高强度冻胶暂堵剂及其制备方法，其成胶液由耐温聚合物、部分水解聚丙烯酰胺、酚醛交联剂、铬交联剂、除氧剂、有机酸、钠土和余量的水组成。该暂堵剂由80℃热污水配置，在低于100℃温度下，成胶液会发生初级交联，形成具有一定粘度的弱交联成胶液，具备泵注性的同时避免成胶液向地层滤失和遇井筒水被稀释。在高于100℃时会快速交联形成高强冻胶胶塞密封井筒，防止地层热流体溢出，在200℃稳定3～5d，保证热采水平井修井作业安全；7d后强度逐渐破胶，可恢复生产，不影响采油效率。
上述技术产品或者存在部分在压裂液中不能完全破胶会滞留在地层，在影响后期开采过程，不利于压裂液的返排的缺点；或者存在不能进行自动解堵、需要二次施工，解堵操作困难的缺点；或者存在暂堵剂抗压强度低的缺点。
发明内容
本发明针对上述现有技术存在的不足而提供一种油田压裂用暂堵剂及其制备方法。本发明的暂堵剂合成原材料易得，合成工艺简单；具有较强的吸水能力，吸水180min后体积膨胀倍数可以达到30倍以上；抗压能力较强，岩心突破压力可以达到10MPa以上。
本发明的目的之一公开了一种油田压裂用暂堵剂，所述暂堵剂的分子结构式如下：
Figure BDA0003662125830000031
其中，a＝500-10000；
b＝100-2000；
c＝500-10000；
d＝200-4000；
e＝20-1000；
f＝20-1000；
g＝200-4000；
h＝500-10000；
i＝100-2000；
j＝500-10000。
优选地，所述暂堵剂的分子量500000-10000000。
本发明另一个目的公开了上述暂堵剂的制备方法，具体步骤如下：
(1)将反应器通入氮气，在氮气保护的状态下，依次加入1,4-二氯-2-丁烯、三乙胺、氯化铜、亚硫酸钠，搅拌加热回流，过滤，滤液减压蒸馏，得到粘稠状中间体，用乙酸乙酯重结晶2-3次，得到白色晶体双季铵盐；
(2)反应器中加入上述白色晶体双季铵盐、丁烯二酸、烯丙基萘、乙烯吡啶、OP-10和水，搅拌至均匀的乳状液，用1M的氢氧化钠溶液调节pH6-8；
(3)高位槽加入引发剂，成分为10％过硫酸钾和5％的亚硫酸钠混合溶液，在上述乳状液中滴加一半引发剂，同时搅拌升温到50-55℃，保温2-3h，继续升温到60-65℃，加入乙二醇二甲基丙烯酸酯，搅拌均匀，将剩余的引发剂加入，继续搅拌2-3h，得到聚合溶液；将聚合溶液造粒，得到颗粒直径为0.4-4mm的产品即为暂堵剂。
根据本发明，优选地，基于1摩尔份的1,4-二氯-2-丁烯，所述的三乙胺、丁烯二酸、烯丙基萘、乙烯吡啶、乙二醇二甲基丙烯酸酯的用量分别为1-1.3摩尔份、0.5-5摩尔份、0.2-8摩尔份、0.3-3摩尔份、0.02-0.5摩尔份。
根据本发明，优选地，步骤(1)中，所述的氯化铜、亚硫酸钠与1,4-二氯-2-丁烯的质量比为0.02-0.05：0.01-0.02：1。
根据本发明，优选地，步骤(1)中，所述加热回流时间为12-24h，更优选为16-20h。
根据本发明，优选地，步骤(2)中，所述OP-10、水与1,4-二氯-2-丁烯的质量比为0.1-0.2：20-80：1。
根据本发明，优选地，步骤(3)中，所述引发剂与1,4-二氯-2-丁烯的重量比为2-5：1。
本发明油田压裂用暂堵剂的合成的反应方程式如下：
Figure BDA0003662125830000051
本发明的油田压裂用暂堵剂是高分子聚合物。丁烯二酸为多元酸结构，羧基有强烈亲水性，可以大幅度增加分子吸水后的体积，膨胀性能良好；烯丙基萘和乙烯吡啶中含有的萘环、芳环结构属于刚性结构，可以大幅度提高分子的耐压程度和抗剪切能力；双季铵盐带有强烈的正电荷，吡啶属于正电结构，彼此之间有强烈的排斥作用，使分子呈直线排布；上述原料彼此聚合可以使分子形成长线型一维结构，乙二醇二甲基丙烯酸酯相当于交联剂，加入后可以使分子变成二维、三维结构，进一步加强了分子的抗压能力；分子中的季铵盐、吡啶、羧基是良好的表面活性剂基团，合成过程中加入的OP-10一方面可以提高合成时聚合物的分子量，同时也是非离子表面活性剂，有利于暂堵施工后返排；乙二醇二甲基丙烯酸酯中的酯基在高温下可以水解，通过调整其加量控制分子的自动解堵时间。
本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果：
(1)本发明的暂堵剂合成原材料易得，合成工艺简单；
(2)本发明的暂堵剂有较强的吸水能力，吸水180min后体积膨胀倍数可以达到30倍以上；
(3)本发明的暂堵剂可以自动降解并通过调整配方比例控制降解时间在10-60h，施工简单，不需要二次作业解堵；
(4)本发明的抗压能力较强，岩心突破压力可以达到10MPa以上。
具体实施方式
在本文中所披露的范围的端点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。
下面结合具体实施例对本发明的技术方案做进一步的说明。
实施例1
(1)将反应器通入氮气，在氮气保护的状态下，依次加入1mol1,4-二氯-2-丁烯、1mol三乙胺、2.5g氯化铜、1.25g亚硫酸钠，搅拌加热回流12h，过滤，滤液减压蒸馏，得到粘稠状中间体，用乙酸乙酯重结晶2次，得到白色晶体双季铵盐；
(2)反应器中加入上述双季铵盐、0.5mol丁烯二酸、0.2mol烯丙基萘、1mol乙烯吡啶、12.5g OP-10和2.5kg水，搅拌至均匀的乳状液，用1M的氢氧化钠溶液调节pH6-8；
(3)高位槽加入250g引发剂，成分为10％过硫酸钾和5％的亚硫酸钠混合溶液，在上述乳状液中滴加一半引发剂，同时搅拌升温到50℃，保温2h，继续升温到60℃，加入0.5mol乙二醇二甲基丙烯酸酯，搅拌均匀，将剩余的引发剂加入，继续搅拌2h，得到高分子聚合溶液。将聚合溶液造粒，得到颗粒直径为0.4-4mm的产品A1。
实施例2
(1)将反应器通入氮气，在氮气保护的状态下，依次加入1mol 1,4-二氯-2-丁烯、1.3mol三乙胺、5g氯化铜、2g亚硫酸钠，搅拌加热回流24h，过滤，滤液减压蒸馏，得到粘稠状中间体，用乙酸乙酯重结晶2次，得到白色晶体双季铵盐；
(2)反应器中加入上述双季铵盐、4mol丁烯二酸、8mol烯丙基萘、0.5mol乙烯吡啶、25g OP-10和10kg水，搅拌至均匀的乳状液，用1M的氢氧化钠溶液调节pH6-8；
(3)高位槽加入625g引发剂，成分为10％过硫酸钾和5％的亚硫酸钠混合溶液，在上述乳状液中滴加一半引发剂，同时搅拌升温到50℃，保温2h，继续升温到60℃，加入0.02mol乙二醇二甲基丙烯酸酯，搅拌均匀，将剩余的引发剂加入，继续搅拌2h，得到高分子聚合溶液。将聚合溶液造粒，得到颗粒直径为0.4-4mm的产品A2。
实施例3
(1)将反应器通入氮气，在氮气保护的状态下，依次加入1mol 1,4-二氯-2-丁烯、1.1mol三乙胺、3g氯化铜、1.5g亚硫酸钠，搅拌加热回流15h，过滤，滤液减压蒸馏，得到粘稠状中间体，用乙酸乙酯重结晶3次，得到白色晶体双季铵盐；
(2)反应器中加入上述双季铵盐、1mol丁烯二酸、0.5mol烯丙基萘、3mol乙烯吡啶、18g OP-10和3.9kg水，搅拌至均匀的乳状液，用1M的氢氧化钠溶液调节pH6-8；
(3)高位槽加入320g引发剂，成分为10％过硫酸钾和5％的亚硫酸钠混合溶液，在上述乳状液中滴加一半引发剂，同时搅拌升温到55℃，保温3h，继续升温到62℃，加入0.3mol乙二醇二甲基丙烯酸酯，搅拌均匀，将剩余的引发剂加入，继续搅拌3h，得到高分子聚合溶液。将聚合溶液造粒，得到颗粒直径为0.4-4mm的产品A3。
实施例4
(1)将反应器通入氮气，在氮气保护的状态下，依次加入1mol 1,4-二氯-2-丁烯、1.2mol三乙胺、4g氯化铜、2g亚硫酸钠，搅拌加热回流20h，过滤，滤液减压蒸馏，得到粘稠状中间体，用乙酸乙酯重结晶2次，得到白色晶体双季铵盐；
(2)反应器中加入上述双季铵盐、5mol丁烯二酸、6mol烯丙基萘、0.3mol乙烯吡啶、20g OP-10和8.6kg水，搅拌至均匀的乳状液，用1M的氢氧化钠溶液调节pH6-8；
(3)高位槽加入600g引发剂，成分为10％过硫酸钾和5％的亚硫酸钠混合溶液，在上述乳状液中滴加一半引发剂，同时搅拌升温到52℃，保温2h，继续升温到63℃，加入0.06mol乙二醇二甲基丙烯酸酯，搅拌均匀，将剩余的引发剂加入，继续搅拌3h，得到高分子聚合溶液。将聚合溶液造粒，得到颗粒直径为0.4-4mm的产品A4。
实施例5
(1)将反应器通入氮气，在氮气保护的状态下，依次加入1mol 1,4-二氯-2-丁烯、1.1mol三乙胺、3.6g氯化铜、1.8g亚硫酸钠，搅拌加热回流18h，过滤，滤液减压蒸馏，得到粘稠状中间体，用乙酸乙酯重结晶2次，得到白色晶体双季铵盐；
(2)反应器中加入上述双季铵盐、3mol丁烯二酸、1mol烯丙基萘、2mol乙烯吡啶、19g OP-10和5kg水，搅拌至均匀的乳状液，用1M的氢氧化钠溶液调节pH6-8；
(3)高位槽加入450g引发剂，成分为10％过硫酸钾和5％的亚硫酸钠混合溶液，在上述乳状液中滴加一半引发剂，同时搅拌升温到53℃，保温3h，继续升温到65℃，加入0.3mol乙二醇二甲基丙烯酸酯，搅拌均匀，将剩余的引发剂加入，继续搅拌3h，得到高分子聚合溶液。将聚合溶液造粒，得到颗粒直径为0.4-4mm的产品A5。
实施例6
(1)将反应器通入氮气，在氮气保护的状态下，依次加入1mol 1,4-二氯-2-丁烯、1.2mol三乙胺、3.2g氯化铜、1.6g亚硫酸钠，搅拌加热回流15h，过滤，滤液减压蒸馏，得到粘稠状中间体，用乙酸乙酯重结晶3次，得到白色晶体双季铵盐；
(2)反应器中加入上述双季铵盐、2mol丁烯二酸、0.8mol烯丙基萘、2.5mol乙烯吡啶、15g OP-10和5.1kg水，搅拌至均匀的乳状液，用1M的氢氧化钠溶液调节pH6-8；
(3)高位槽加入425g引发剂，成分为10％过硫酸钾和5％的亚硫酸钠混合溶液，在上述乳状液中滴加一半引发剂，同时搅拌升温到55℃，保温2.5h，继续升温到65℃，加入0.15mol乙二醇二甲基丙烯酸酯，搅拌均匀，将剩余的引发剂加入，继续搅拌2.5h，得到高分子聚合溶液。将聚合溶液造粒，得到颗粒直径为0.4-4mm的产品A6。
实施例7
(1)将反应器通入氮气，在氮气保护的状态下，依次加入1mol 1,4-二氯-2-丁烯、1.2mol三乙胺、3.0g氯化铜、1.5g亚硫酸钠，搅拌加热回流18h，过滤，滤液减压蒸馏，得到粘稠状中间体，用乙酸乙酯重结晶2次，得到白色晶体双季铵盐；
(2)反应器中加入上述双季铵盐、3mol丁烯二酸、3mol烯丙基萘、0.5mol乙烯吡啶、20g OP-10和6.5kg水，搅拌至均匀的乳状液，用1M的氢氧化钠溶液调节pH6-8；
(3)高位槽加入400g引发剂，成分为10％过硫酸钾和5％的亚硫酸钠混合溶液，在上述乳状液中滴加一半引发剂，同时搅拌升温到52℃，保温2h，继续升温到60℃，加入0.2mol乙二醇二甲基丙烯酸酯，搅拌均匀，将剩余的引发剂加入，继续搅拌2h，得到高分子聚合溶液。将聚合溶液造粒，得到颗粒直径为0.4-4mm的产品A7。
实施例8
(1)将反应器通入氮气，在氮气保护的状态下，依次加入1mol 1,4-二氯-2-丁烯、1.1mol三乙胺、6.25g氯化铜、2g亚硫酸钠，搅拌加热回流18h，过滤，滤液减压蒸馏，得到粘稠状中间体，用乙酸乙酯重结晶3次，得到白色晶体双季铵盐；
(2)反应器中加入上述双季铵盐、2mol丁烯二酸、3mol烯丙基萘、2mol乙烯吡啶、22g OP-10和5.8kg水，搅拌至均匀的乳状液，用1M的氢氧化钠溶液调节pH6-8；
(3)高位槽加入420g引发剂，成分为10％过硫酸钾和5％的亚硫酸钠混合溶液，在上述乳状液中滴加一半引发剂，同时搅拌升温到55℃，保温3h，继续升温到63℃，加入0.1mol乙二醇二甲基丙烯酸酯，搅拌均匀，将剩余的引发剂加入，继续搅拌3h，得到高分子聚合溶液。将聚合溶液造粒，得到颗粒直径为0.4-4mm的产品A8。
试验例1吸水性能的测定
在密闭的玻璃瓶中分别加入100ml 80℃蒸馏水，加入1.00g暂堵剂，置于80℃烘箱，每隔一段时间，取出暂堵剂，滤网过滤后称量膨胀后暂堵剂的质量，将过滤后的暂堵剂放回密闭玻璃瓶中。膨胀倍数为膨胀后的质量与膨胀前的质量之比，是吸水性能的表征，测试结果见表1。
表1不同时间膨胀倍数的测定
Figure BDA0003662125830000111
Figure BDA0003662125830000121
从表1可以看出：暂堵剂A1-A8不同时间的膨胀倍数不同，随着时间的延长膨胀倍数也增加，10min时膨胀倍数大于9倍，而HKD-1006膨胀倍数为4.9倍；60min时膨胀倍数23倍，而HKD-1006膨胀倍数为12.8倍；120min时膨胀倍数大于28倍，而HKD-1006膨胀倍数为14.9倍；180min时膨胀倍数大于30倍，A2最高达到了36.2倍，而HKD-1006膨胀倍数为15.8倍。暂堵剂HKD-1006膨胀倍数明显低于本发明的暂堵剂，随着时间的延长膨胀倍数的差距更明显，180min时膨胀倍数的差距达到15以上。
试验例2降解时间的测定
上述试验例1中的样品继续观察，完全溶解后的时间即暂堵剂的降解时间，测试结果见表2。
表2降解时间、表面张力、暂堵率、恢复率的测试结果
Figure BDA0003662125830000122
Figure BDA0003662125830000131
从表2可以看出，暂堵剂降解时间存在明显的差异，最长A2为60h，最短A1为10h。降解时间的长短跟单体乙二醇二甲基丙烯酸酯含量有关，乙二醇二甲基丙烯酸酯单体含量越高，越容易水解，降解时间越短；乙二醇二甲基丙烯酸酯单体含量越低，越容易水解，降解时间越短。例如：A1中乙二醇二甲基丙烯酸酯0.5mol，占到总单体摩尔数的15.6％，降解时间为8h；而A2中乙二醇二甲基丙烯酸酯0.02mol，占到总单体摩尔数的0.2％，降解时间为60h。
因此，现场应用时可根据施工作业要求确定降解时间从而选择解堵剂的单体乙二醇二甲基丙烯酸酯的比例，本发明暂堵剂降解时间可以控制在10-60h之间。
试验例3表面张力的测定
上述实施例2中的样品完全降解后，拉环法测试表面张力，测试结果见表2。
从表2可以看出：暂堵剂A1-A8表面张力小于27.5mN/m，HKD-1006表面张力为32.9mN/m，本发明暂堵剂表面张力明显低于市售HKD-1006。
试验例4暂堵率和恢复率的测定
参考Q/SH10202187—2018《水溶性暂堵剂通用技术条件》测试暂堵率和恢复率，测试结果见表2。
从表2可以看出：暂堵剂A1-A8的暂堵率均大于97.5％，其中，A2暂堵率最高达到了99.3％，而HKD-1006的暂堵率为92.2％；暂堵剂A1-A8的恢复率均大于96.5％，其中，A1的恢复率最高达到了98.9％，而HKD-1006的恢复率为90.6％。本发明暂堵剂的暂堵率和恢复率明显高于暂堵剂HKD-1006。本发明暂堵剂的暂堵和解堵效果良好。
试验例5封堵强度的测试
在80℃下，采用不同渗透率的人工造封岩心，挤注1PV 10g/L的暂堵剂浓度，测试封堵剂的封堵强度，突破压力和突破压力梯度测试结果见表3。
表3不同岩心突破压力和突破压力梯度测试结果
Figure BDA0003662125830000141
Figure BDA0003662125830000151
从表3可以看出：
(1)对于低渗透岩心，暂堵剂A1-A8的突破压力均大于14MPa，其中A2最高达到19.6MPa，而HKD-1006的突破压力为4.9MPa，明显低于本发明；暂堵剂A1-A8的突破压力梯度均大于210MPa，其中A2最高达到301.5MPa，而HKD-1006的突破压力梯度为75.4MPa，明显低于本发明。
(2)对于高渗透岩心，暂堵剂A1-A8的突破压力均大于11MPa，其中A2最高达到16.9MPa，而HKD-1006的突破压力为4.1MPa，明显低于本发明；暂堵剂A1-A8的突破压力梯度均大于170MPa，其中A2最高达260MPa，而HKD-1006的突破压力梯度为6.3MPa，明显低于本发明。
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 (10)

1.一种油田压裂用暂堵剂的制备方法，其特征在于，所述的制备方法如下：
(1)将反应器通入氮气，在氮气保护的状态下，依次加入1,4-二氯-2-丁烯、三乙胺、氯化铜、亚硫酸钠，搅拌加热回流，过滤，滤液减压蒸馏，得到粘稠状中间体，用乙酸乙酯重结晶2-3次，得到白色晶体双季铵盐；
(2)反应器中加入上述白色晶体双季铵盐、丁烯二酸、烯丙基萘、乙烯吡啶、OP-10和水，搅拌至均匀的乳状液，用1M的氢氧化钠溶液调节pH6-8；
(3)高位槽加入引发剂，成分为10％过硫酸钾和5％的亚硫酸钠混合溶液，在上述乳状液中滴加一半引发剂，同时搅拌升温到50-55℃，保温2-3h，继续升温到60-65℃，加入乙二醇二甲基丙烯酸酯，搅拌均匀，将剩余的引发剂加入，继续搅拌2-3h，得到聚合溶液；将聚合溶液造粒，得到颗粒直径为0.4-4mm的产品即为暂堵剂。
2.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，基于1摩尔份的1,4-二氯-2-丁烯，所述的三乙胺、丁烯二酸、烯丙基萘、乙烯吡啶、乙二醇二甲基丙烯酸酯的用量分别为1-1.3摩尔份、0.5-5摩尔份、0.2-8摩尔份、0.3-3摩尔份、0.02-0.5摩尔份。
3.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，步骤(1)中，所述的氯化铜、亚硫酸钠与1,4-二氯-2-丁烯的质量比为0.02-0.05：0.01-0.02：1。
4.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，步骤(1)中，所述加热回流时间为12-24h。
5.根据权利要求4所述的制备方法，其特征在于，步骤(1)中，所述加热回流时间为16-20h。
6.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，步骤(2)中，所述OP-10、水与1,4-二氯-2-丁烯的质量比为0.1-0.2：20-80：1。
7.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，步骤(3)中，所述引发剂与1,4-二氯-2-丁烯的重量比为2-5：1。
8.根据权利要求1-7任一项权利要求书所述制备方法制备得到的暂堵剂。
9.根据权利要求8所述的暂堵剂，其特征在于，所述暂堵剂的分子结构式如下：
Figure FDA0003662125820000021
其中，a＝500-10000；
b＝100-2000；
c＝500-10000；
d＝200-4000；
e＝20-1000；
f＝20-1000；
g＝200-4000；
h＝500-10000；
i＝100-2000；
j＝500-10000。
10.根据权利要求9所述的暂堵剂，其特征在于，所述暂堵剂的分子量500000-10000000。
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