一种屏蔽暂堵剂及其制备方法、使用方法
阅读：260发布：2020-05-17
专利汇可以提供一种屏蔽暂堵剂及其制备方法、使用方法专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且本 发明 提供了一种屏蔽暂堵剂及其制备方法、使用方法，属于油井 试剂 技术领域，屏蔽暂堵剂由以下 质量 分数的原料制得：高分子 聚合物 30%～50%，热稳定剂10%～20%， 支撑 剂 10%～40%，降滤失剂10%～20%和引发剂10%～20%；并公开了制备方法。本发明的有益效果为：封堵强度高，在20Mpa下封堵率大于95%；无需配液，可提高作业时效；洗井可以减少洗井液漏失造成的 地层 堵塞污染；该剂在反向 力 作用下易于脱落，脱落下来的颗粒很容易被流动的液体携带出去；渗透率恢复率≥95%；配伍性强，清 水 、卤水、油田 净化 污水均可作为携带介质。，下面是一种屏蔽暂堵剂及其制备方法、使用方法专利的具体信息内容。
1.一种屏蔽暂堵剂，其特征在于，所述屏蔽暂堵剂由以下质量分数的原料制得：高分子聚合物30%～50%，热稳定剂10%～20%，支撑剂10%～40%，降滤失剂10%～20%和引发剂10%～
20%；
高分子聚合物为水解聚丙烯酰胺和聚丙烯酰胺钾盐按照1:0.5-1的质量份数比混合而成；
所述热稳定剂为2-丙烯酰胺基-2甲基丙磺酸、硫代硫酸钠和甲醛的混合物，他们的质量份数比为1:0.3-0.5:0.5-1；
所述支撑剂由55-70%膨润土、15-20%碳酸钙和10-30%氧化钙配制而成；
所述降滤失剂由低粘度羧甲基纤维素钠盐和水解聚丙烯腈铵盐按照1:0.5-1的质量比混合；
所述暂阻剂的制备方法包括以下步骤：
第一步、将高分子聚合物在配料罐中用碳酸钠调节PH值9-10，调节高分子聚合物浓度至25%～30%；
第二步、将第一步处理后的高分子聚合物输送至聚合釜，按照配比加入引发剂、热稳定剂、支撑剂和降滤失剂，加热至55-60℃，进行聚合反应4.5-5h，得到棕褐色胶板；
第三步、将第二步得到的棕褐色胶板经造粒机造粒；
第四步、将第三步得到的造粒送至干燥箱，在65-70℃加热至干燥；
第五步、将第四步干燥后的颗粒进行粉碎，得到颗粒，即得到屏蔽暂堵剂。
2.根据权利要求1所述的屏蔽暂堵剂，其特征在于，所述引发剂为过硫酸钾、亚硫酸氢钠和氯化钾按1:1-1.5:7-10的质量比配制。
3.根据权利要求1所述的屏蔽暂堵剂，其特征在于，第五步得到的颗粒，粒径0.1～
1.0mm占80%以上。
4.一种根据权利要求1-3任一项所述的屏蔽暂堵剂的制备方法，其特征在于，所述制备方法包括以下步骤：
第一步、将高分子聚合物在配料罐中用碳酸钠调节PH值9-10，调节高分子聚合物浓度至25%～30%；
第二步、将第一步处理后的高分子聚合物输送至聚合釜，按照配比加入引发剂、热稳定剂、支撑剂和降滤失剂，加热至55-60℃，进行聚合反应4.5-5h，得到棕褐色胶板；
第三步、将第二步得到的棕褐色胶板经造粒机造粒；
第四步、将第三步得到的造粒送至干燥箱，在65-70℃加热至干燥；
第五步、将第四步干燥后的颗粒进行粉碎，得到颗粒，即得到屏蔽暂堵剂。
5.一种根据权利要求1-3任一项所述的屏蔽暂堵剂的使用方法，其特征在于，将屏蔽暂堵剂加入清水配制成1％～2％的溶液使用。
一种屏蔽暂堵剂及其制备方法、使用方法
技术领域
背景技术
[0002] 随着油田长期开发生产，地层原始动态平衡遭到严重破坏，油井在生产过程中，砂埋油层、卡泵、油井停产现象时有发生。油井冲砂、洗井是油田生产常用作业手段之一，特别是油田开发进入中后期，油井生产时间长、注采不平衡，地层亏空漏失严重，胶结强度遭到严重破坏，压井液只进不出，不能建立正常的循环，冲砂、洗井工作无法进行，严重困扰油田正常生产。入井液体漏入油层，造成了孔隙堵塞，污染了油层，导致油井产量降低。
发明内容
[0003] 本发明的目的在于提供一种屏蔽暂堵剂及其制备方法、使用方法。
[0004] 为实现上述发明目的，本发明是通过如下措施实现的：一种屏蔽暂堵剂，所述屏蔽暂堵剂由以下质量分数的原料制得：高分子聚合物30％～50％，热稳定剂10％～20％，支撑剂10％～40％，降滤失剂10％～20％和引发剂10％～20％。
[0010] 另外，本发明还提供了该屏蔽暂堵剂的制备方法，其中，其制备方法包括以下步骤：
[0011] 第一步、将高分子聚合物在配料罐中用碳酸钠调节PH值9-10，调节高分子聚合物浓度至25％～30％；
[0012] 第二步、将第一步处理后的高分子聚合物输送至聚合釜，按照配比加入引发剂、热稳定剂、支撑剂和降滤失剂，加热至55-60℃，进行聚合反应4.5-5h，得到棕褐色胶板；
[0013] 第三步、将第二步得到的棕褐色胶板经造粒机造粒；
[0014] 第四步、将第三步得到的造粒送至干燥箱，在65-70℃加热至干燥；
[0015] 第五步、将第四步干燥后的颗粒进行粉碎，得到颗粒，即得到屏蔽暂堵剂。
[0016] 其中，第五步得到的颗粒，粒径0.1～1.0mm占80％以上。
[0017] 屏蔽暂堵剂的使用方法，将屏蔽暂堵剂加入清水配制成1％～2％的溶液使用。
[0018] 本发明的有益效果为：本发明弹性大、遇水不溶、在外力作用下变形而撤去外力又可恢复原状，该剂对吸液和漏失严重的地层有很好的单向封堵作用，主要用于冲砂、洗井等作业过程中的暂堵、防漏；该剂对吸液和漏失严重的地层有很好的单向封堵作用，与常规洗井剂技术相比，该技术具有暂堵成功率高、对油层伤害小、现场使用方便、减少配液等待和提高冲砂效率等特点，特别适用于长井段、多层位漏失层连续冲砂洗井；封堵强度高，在20Mpa下封堵率大于95％；无需配液，可提高作业时效；洗井可以减少洗井液漏失造成的地层堵塞污染；该剂在反向力作用下易于脱落，脱落下来的颗粒很容易被流动的液体携带出去；渗透率恢复率≥95％；配伍性强，清水、卤水、油田净化污水均可作为携带介质。
附图说明
附图说明
[0019] 图1为屏蔽暂堵剂在自来水中的膨胀倍数曲线。
[0020] 图2为屏蔽暂堵剂在矿化度为100000mg/L地层水中的膨胀倍数。
[0021] 图3为蔽暂堵剂封堵压力试验。
[0022] 图4为封堵后渗透率下降曲线。
[0023] 图5为封堵后注入压力变化曲线。
[0024] 图6为冲洗后渗透率恢复曲线。
[0025] 图7为冲洗后注入压力下降变化曲线。
[0026] 图8为弹性颗粒粒径与弹性模量的关系。
[0027] 图9为弹性颗粒的耐温性能。
[0028] 图10为洗井开抽后效果。
具体实施方式
[0029] 为实现上述发明目的，本发明是通过如下措施实现的：一种屏蔽暂堵剂，所述屏蔽暂堵剂由以下质量分数的原料制得：高分子聚合物30％～50％，热稳定剂10％～20％，支撑剂10％～40％，降滤失剂10％～20％和引发剂10％～20％。
[0030] 其中，高分子聚合物为水解聚丙烯酰胺和聚丙烯酰胺钾盐按照1:0.5-1的质量份数比混合而成。
[0031] 其中，所述热稳定剂为2-丙烯酰胺基-2甲基丙磺酸、硫代硫酸钠和甲醛的混合物，他们的质量份数比为1:0.3-0.5:0.5-1。
[0032] 其中，所述支撑剂由55-70％膨润土、15-20％碳酸钙和10-30％氧化钙配制而成。
[0034] 其中，所述引发剂为过硫酸钾、亚硫酸氢钠和氯化钾按1:1-1.5:7-10的质量比配制。
[0035] 另外，本发明还提供了该屏蔽暂堵剂的制备方法，其中，其制备方法包括以下步骤：
[0036] 第一步、将高分子聚合物在配料罐中用碳酸钠调节PH值9-10，调节高分子聚合物浓度至25％～30％；
[0037] 第二步、将第一步处理后的高分子聚合物输送至聚合釜，按照配比加入引发剂、热稳定剂、支撑剂和降滤失剂，加热至55-60℃，进行聚合反应4.5-5h，得到棕褐色胶板；
[0038] 第三步、将第二步得到的棕褐色胶板经造粒机造粒；
[0039] 第四步、将第三步得到的造粒送至干燥箱，在65-70℃加热至干燥；
[0040] 第五步、将第四步干燥后的颗粒进行粉碎，得到颗粒，即得到屏蔽暂堵剂。
[0041] 其中，第五步得到的颗粒，粒径0.1～1.0mm占80％以上。
[0042] 一、技术指标
[0043] 屏蔽暂堵剂的技术指标如下：
[0044]
[0045] 二、实验部分：
[0046] 1、屏蔽暂堵剂水不溶物含量试验
[0047] 称取一定量的屏蔽暂堵剂，在自来水中充分溶解，离心烘干，称重，最终水不溶物含量为2.75％。
[0048] 实验数据表明，该屏蔽暂堵剂水不溶物含量较低，大大低于目前其他暂堵液水不溶物残渣含量，不会影响屏蔽暂堵施工效果。
[0049] 2、屏蔽暂堵剂表面活性试验
[0050] 称取一定量的屏蔽暂堵剂，在自来水中充分溶解，得到均一溶液，用JAhyl—180吊环式界面张力仪测定表面张力为40mN/M。
[0051] 实验数据表明，该暂堵剂水溶液具有一定的表面活性，有利于暂堵施工后返排。
[0052] 3、屏蔽暂堵剂膨胀时间及膨胀倍数试验
[0053] 暂堵剂的吸水膨胀是由其特殊的分子结构引起的。暂堵剂膨胀后在一定压力下可以发生弹性变形，在漏失地层或裂缝孔隙中驻留，压差增加能够降低出砂和产出水。暂堵剂的膨胀倍数与时间在一定范围内是一种对数关系，开始比较快，随后渐慢，试验目的是为现场施工提供参数设计依据。
[0054] 试验方法:用电子天平称取本发明的屏蔽暂堵剂样品1.0g～3.0g，将样品放置在量程为100mL的洁净量筒中，加入水(自来水或地层水)至充满量筒刻度。将量筒置于设定温度的水浴或电热干燥箱中，每隔一段时间，取出量筒，将其中的物质倒入标准筛，滤去水后，称量屏蔽暂堵剂膨胀后的质量。称量完毕，将其滤出液和水膨体倒回量筒，继续恒温。按下式计算膨胀倍数。
[0055] P＝Mi/M (1)
[0056] 式中：P－膨胀倍数；
[0057] Mi－第i次称量的水膨体质量，g；
[0058] M－样品质量，g。
[0059] 试验结果
[0060] 表1是用三组细粒径屏蔽暂堵剂与三组粗粒径屏蔽暂堵剂按屏蔽暂堵剂膨胀倍数实验的方法，溶于自来水中做对比；
[0061] 表2是用三组细粒径屏蔽暂堵剂在常温、90℃和120℃溶于矿化度100000mg/L地层水中的膨胀系数与三组粗粒径屏蔽暂堵剂在同样温度、矿化度地层水中膨胀倍数的对比。
[0062] 细指的是粒径0.1～1.0mm的颗粒占组分的80％；粗指的是粒径3～5mm的颗粒占组分的80％。
[0063] (1)屏蔽暂堵剂在自来水中膨胀试验结果见表1、图1。
[0064] 表1屏蔽暂堵剂在自来水中的膨胀倍数
[0065]
[0066] (2)屏蔽暂堵剂在矿化度为100000mg/L地层水中的膨胀试验结果见表2、图2。
[0067] 表2
[0068]
[0069] 试验结论：a.屏蔽暂堵剂随着矿化度的增加膨胀倍数减小。b.屏蔽暂堵剂遇水后膨胀较快，以后膨胀速度减缓；放置10h左右，基本可膨胀完全。c.浸泡温度升高，膨胀速度加快，膨胀倍数增加。相同质量样品的最终膨胀体积相近。并且同种条件下，粒径0.1～1.0mm占组分的80％的细颗粒，膨胀倍数要高于粒径3～5mm占组分的80％的粗颗粒。
[0070] 4、屏蔽暂堵剂分散悬浮性试验
[0071] 屏蔽暂堵剂的分散悬浮性是保证施工安全的重要因素，按正常施工排量，泵入堵剂从井口到井底约需1h，加上配制的时间，到井底的堵剂基本全部溶胀。悬浮分散性试验的目的就是要保证屏蔽暂堵剂仍保持良好的流动性，使堵剂能顺利注入漏失地层，避免堵剂沉积到井底或堵塞油管，造成施工事故。
[0072] 将粒径为0.5mm～5mm的样品，清水配制成1％～2％的悬浮液，用搅拌速度为150转/min的搅拌器搅拌时，分散性能较好，且水膨后悬浮性增加。将粒径为2.0mm～3.0mm的样品，配制成1％～2％的悬浮液，用搅拌速度为200转/min的搅拌器搅拌时，可使之分散均匀。
[0073] 试验表明，屏蔽暂堵剂质量浓度小于2％时，悬浮且流动性能好，浓度大于2％时流动性能开始变差，浓度达到3％时失去流动性。因此，现场施工时，屏蔽暂堵剂的配制浓度不宜超过2％，否则将会在油管内失去流动性，堵塞油管，导致施工失败。
[0074] 5、屏蔽暂堵剂的溶解化水试验
[0075] 取屏蔽暂堵剂用清水充分溶胀，分成两份，一份置于85℃条件下的密封试管中，另一份放入特制试管，置于120℃烘箱中，每隔不通时间打开特制试管，观察经高温考察后颗粒的形态，特制试管中水的浑浊程度，观察暂堵剂的弹性和强度。试验结果，见表3。
[0076] 表3 屏蔽暂堵剂的溶解化水试验
[0077]
[0078] 实验表明，屏蔽暂堵剂颗粒在一定温度下形态有所变化，与常温下的样品对比，胶体强度变小，颗粒粒径减小，分散性强。
[0079] 6、屏蔽暂堵剂封堵压力试验
[0080] 暂堵剂对漏失层出封堵时，施工压力的上升表现了暂堵封堵能力；在室内进行了岩心物模试验，试验结果见图3，室内试验表明：屏蔽暂堵剂为颗粒堵剂，对封堵层堵后压力主要作用在前端，且上升迅速，暂堵剂颗粒适合封堵近井地带亏空，不易进入深部位置；注入压力的上升是衡量暂堵剂性能的一个重要指标，测定暂堵剂的封堵压力。
[0081] 7、屏蔽暂堵剂耐水与渗透率变化性能试验
[0082] (1)试验方法步骤
[0083] 测岩心水相渗透率；测岩心孔隙体积；挤驱替液，测堵前岩心渗透率；
[0084] 挤驱替液，测突破压力和堵后岩心渗透率。绘制曲线。
[0085] (2)试验结果
[0086] 屏蔽暂堵剂在85℃条件下模拟地层情况，测量暂堵前岩心的孔隙体积、渗透率，堵后压力和渗透率的变化情况。试验数据见表4，图4，图5。
[0087] 表4 暂堵后压力、渗透率试验数据
[0088]
[0089]
[0090] 从表4和图4、图5曲线结果可知，屏蔽暂堵剂在对漏失层封堵后可有效降低近井地带的渗透率，随着注入水量的增加能有效提高注入压力，建立起较高强度的人工屏蔽暂堵层，从而消除或减少向地层漏失问题。
[0091] 8、屏蔽暂堵剂反向测渗透率恢复性能试验
[0092] (1)试验方法步骤
[0093] a.测岩心水相渗透率；测岩心孔隙体积；
[0094] b.向岩心挤暂堵剂，在80℃恒温12－15小时；
[0095] c.挤驱替液，测堵后反向岩心渗透率。
[0096] d.计算暂堵剂的耐水洗值；绘制曲线。
[0097] (2)试验结果
[0098] 屏蔽暂堵剂在85℃条件下模拟地层情况，测定岩心暂堵前的孔隙体积为30.5％，水相渗透率为：2985.21um2。测量暂堵后压力和渗透率的变化情况。试验数据见表5，图6，图7。
[0099] 表5 堵后反向岩心恢复试验数据
[0100]
[0101]
[0102] 由表5和图6、图7曲线结果可知，屏蔽暂堵剂在对漏失层封堵后，清除暂堵剂反向注入水，试验说明解除暂堵可有效恢复近井地带的渗透率，并随着注入水量的增加注入压力能有效降低，建立起洗井循环，从而消除或减少向地层漏失问题，并在自行解除堵塞后，缩短排水期，有效保护油层，恢复正常生产。
[0103] 9、屏蔽暂堵剂耐压强度试验
[0104] 将一定量的屏蔽暂堵剂均匀地铺置在压力机的破碎室，施加压力，在不同压力下，测得其破碎率，根据破碎粒大小判断其耐压强度，实验结果见表6。
[0105] 表6 屏蔽暂堵剂耐压强度数据
[0106]压力(MPa) 5 8 11 14 17 20
破碎率(％) 0 0.1 0.4 1.2 4.8 7.5
破碎率(％) 0 0.1 0.4 1.2 4.8 7.5
[0107] 实验数据表明，屏蔽暂堵剂在20MPa下破碎率仍然很低，可以满足暂堵过程的耐压要求。表6实验数据表明，屏蔽暂堵剂对岩芯封堵率高达99.7％，突破压力梯度高达1.08MPa/cm，可以满足堵炮眼要求。
[0108] 10、屏蔽暂堵剂弹性颗粒的粒径对弹性模量的影响(见表7和图8)[0109] 表7 弹性颗粒的粒径与弹性模量的关系
[0110]
[0111] 11、屏蔽暂堵剂弹性颗粒的耐温性
[0112] 表8 弹性颗粒的耐温性
[0113]温度(℃) 弹性模量(Pa)
20 3165
40 2063
60 1540
70 1372
80 1813
85 1766
20 3165
40 2063
60 1540
70 1372
80 1813
85 1766
[0114] 三、用法用量
[0115] 1、根据油(气)井资料，先计算好洗井剂使用量V
[0116] V＝πD2(H+50)
[0117] 式中V--暂堵剂溶液用量，m3
[0118] D--生产套管内径，m
[0119] H--人工井底至射开层顶部的高度，m
[0120] 2、将该剂倒入池内，用泵车从油管泵入，后面紧跟泵入压井液即可。
[0121] 四、现场应用情况
[0122] 1、在土库曼斯坦沙特勒克气田的应用
[0123] 该气田于60年代末70年初投产，修前地层压力系数0.15-0.3，属异常低压气井，无法建立循环。乌克兰修井队用了半年时间修了一口井，但由于漏失严重，采取了多种诱喷措施均未见效，至今未能投产。中方采用这项技术仅用了30天就达到修复目的，并且平均产量恢复在85％以上，已达到异常低压井修复世界先进水平(未采取增产措施)。这项技术的应用是沙特勒克气田修井获得成功的重要基础，到目前为止共修井86口，成功率100％。(详细数据见表9)
[0124] 表9
[0125]
[0127] 施工井例：胜利石油开发QD5-2-X18井
[0128] (1)、屏蔽洗井施工情况：
[0129] 2016年9月19日因油稠、结蜡计划实施洗井，生产层位：二下3-4三上1；井段：1653.6-1713.9.6m，26.9m/7层人工井底1866m，泵深：1206.93m，筛管深度：1217.73m，动液面是808m，洗井前采用屏蔽暂堵，洗井液用到14m3时(油套环空容积13.4m3)，开始起压，泵压由0↗8MPa，水泥车排量三档(约16m3/h)，油管返液，建立起循环继续替入洗井液11m3，洗井压力为8MPa，累计共用洗井液25m3。洗井开抽后效果见下表10、图10。
[0130] 表10 QD5-2-X18井洗井效果统计表
[0131]
[0132]
[0133] 为能清楚说明本方案的技术特点，下面通过具体实施方式，对本方案进行阐述。
[0134] 实施例1
[0135] 本发明是一种屏蔽暂堵剂，屏蔽暂堵剂由以下质量分数的原料制得：高分子聚合物30％，热稳定剂20％，支撑剂30％，降滤失剂10％和引发剂10％。
[0136] 其中，高分子聚合物为水解聚丙烯酰胺和聚丙烯酰胺钾盐按照1:1的质量份数比混合而成。
[0137] 其中，热稳定剂为2-丙烯酰胺基-2甲基丙磺酸、硫代硫酸钠和甲醛的混合物，他们的质量份数比为1:0.5:0.5。
[0138] 其中，支撑剂由55％膨润土、20％碳酸钙和25％氧化钙配制而成。
[0139] 其中，降滤失剂由低粘度羧甲基纤维素钠盐和水解聚丙烯腈铵盐按照1:1的质量比混合。
[0140] 其中，引发剂为过硫酸钾、亚硫酸氢钠和氯化钾按1:1:10的质量比配制。
[0141] 制备方法包括以下步骤：
[0142] 第一步、将高分子聚合物在配料罐中用碳酸钠调节PH值9-10，调节高分子聚合物浓度至25％；
[0143] 第二步、将第一步处理后的高分子聚合物输送至聚合釜，按照配比加入引发剂、热稳定剂、支撑剂和降滤失剂，加热至60℃，进行聚合反应5h，得到棕褐色胶板；
[0144] 第三步、将第二步得到的棕褐色胶板经造粒机造粒；
[0145] 第四步、将第三步得到的造粒送至干燥箱，在70℃加热至干燥；
[0146] 第五步、将第四步干燥后的颗粒进行粉碎，得到颗粒，即得到屏蔽暂堵剂。
[0147] 其中，第五步得到的颗粒，粒径0.1～1.0mm占85％。
[0148] 实施例2
[0149] 本发明是一种屏蔽暂堵剂，屏蔽暂堵剂由以下质量分数的原料制得：高分子聚合物40％，热稳定剂12％，支撑剂20％，降滤失剂15％和引发剂13％。
[0150] 其中，高分子聚合物为水解聚丙烯酰胺和聚丙烯酰胺钾盐按照1:0.5的质量份数比混合而成。
[0151] 其中，热稳定剂为2-丙烯酰胺基-2甲基丙磺酸、硫代硫酸钠和甲醛的混合物，他们的质量份数比为1:0.5:1。
[0152] 其中，支撑剂由60％膨润土、20％碳酸钙和20％氧化钙配制而成。
[0153] 其中，降滤失剂由低粘度羧甲基纤维素钠盐和水解聚丙烯腈铵盐按照1:0.5的质量比混合。
[0154] 其中，引发剂为过硫酸钾、亚硫酸氢钠和氯化钾按1:1.5:10的质量比配制。
[0155] 另外，本发明还提供了该屏蔽暂堵剂的制备方法，其中，其制备方法包括以下步骤：
[0156] 第一步、将高分子聚合物在配料罐中用碳酸钠调节PH值9-10，调节高分子聚合物浓度至30％；
[0157] 第二步、将第一步处理后的高分子聚合物输送至聚合釜，按照配比加入引发剂、热稳定剂、支撑剂和降滤失剂，加热至60℃，进行聚合反应5h，得到棕褐色胶板；
[0158] 第三步、将第二步得到的棕褐色胶板经造粒机造粒；
[0159] 第四步、将第三步得到的造粒送至干燥箱，在70℃加热至干燥；
[0160] 第五步、将第四步干燥后的颗粒进行粉碎，得到颗粒，即得到屏蔽暂堵剂。
[0161] 其中，第五步得到的颗粒，粒径0.1～1.0mm占90％。
[0162] 实施例3
[0163] 本发明是一种屏蔽暂堵剂，所述屏蔽暂堵剂由以下质量分数的原料制得：高分子聚合物49％，热稳定剂10％，支撑剂15％，降滤失剂15％和引发剂11％。
[0164] 其中，高分子聚合物为水解聚丙烯酰胺和聚丙烯酰胺钾盐按照1:1的质量份数比混合而成。
[0165] 其中，所述热稳定剂为2-丙烯酰胺基-2甲基丙磺酸、硫代硫酸钠和甲醛的混合物，他们的质量份数比为1:0.5:1。
[0166] 其中，所述支撑剂由67％膨润土、16.5％碳酸钙和16.5％氧化钙配制而成。
[0167] 其中，所述降滤失剂由低粘度羧甲基纤维素钠盐和水解聚丙烯腈铵盐按照1:1的质量比混合。
[0168] 其中，所述引发剂为过硫酸钾、亚硫酸氢钠和氯化钾按1:1:10的质量比配制。
[0169] 另外，本发明还提供了该屏蔽暂堵剂的制备方法，其中，其制备方法包括以下步骤：
[0170] 第一步、将高分子聚合物在配料罐中用碳酸钠调节PH值9-10，调节高分子聚合物浓度至28％；
[0171] 第二步、将第一步处理后的高分子聚合物输送至聚合釜，按照配比加入引发剂、热稳定剂、支撑剂和降滤失剂，加热至60℃，进行聚合反应5h，得到棕褐色胶板；
[0172] 第三步、将第二步得到的棕褐色胶板经造粒机造粒；
[0173] 第四步、将第三步得到的造粒送至干燥箱，在70℃加热至干燥；
[0174] 第五步、将第四步干燥后的颗粒进行粉碎，得到颗粒，即得到屏蔽暂堵剂。
[0175] 其中，第五步得到的颗粒，粒径0.1～1.0mm占95％。
[0176] 本发明未经描述的技术特征可以通过或采用现有技术实现，在此不再赘述，当然，上述说明并非是对本发明的限制，本发明也并不仅限于上述举例，本技术领域的普通技术人员在本发明的实质范围内所做出的变化、改型、添加或替换，也应属于本发明的保护范围。
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