состав для повышения нефтеотдачи пласта. Квч в нефти


состав для повышения нефтеотдачи пласта - патент РФ 2246605

Изобретение относится к горному делу, а именно к повышению нефтеотдачи пластов. Технический результат изобретения заключается в повышении нефтеотдачи пласта за счет увеличения эффективности работ по ограничению водо- и пескопроявлений, увеличения прочности и проницаемости образуемого коллектора, увеличения глубины проникновения состава в пласт, увеличения межремонтного периода скважин, а также сокращения подземного оборудования в скважине. Состав для повышения нефтеотдачи пласта содержит, мас.ч.: смолу 100, отвердитель жидкий 15,1-60, карбонат аммония 0,1-9,9, причем в качестве отвердителя жидкого используют щелочные растворы. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к горному делу, а именно к повышению нефтеотдачи пластов.

Известен состав для крепления слабосцементированных коллекторов, который содержит фенолформальдегидную или мочевиноформальдегидную смолы, солянокислый гидроксиламин и воду (а. с. №968334, Е 21 В 33/138, 1982).

Недостатком данного состава является то, что его применение не обеспечивает достаточной проницаемости прискважинной зоны, а добавка в смолу 50% воды сильно снижает прочность образуемого коллектора.

Известен также состав для крепления слабосцементированного пласта, содержащий алкилрезорциноформальдегидную смолу, отвердитель - параформ и минеральный наполнитель - бикарбонат натрия (а. с. №1760088, Е 21 В 33/138, 1989).

Недостатком этого состава является то, что при применении бикарбоната натрия в качестве порообразователя (для увеличения проницаемости) требуется дополнительная прокачка кислоты, что приводит к неравномерному образованию пор и снижению проницаемости и прочности образуемого коллектора, что в конечном итоге сказывается на снижении продуктивности скважины.

Наиболее близким является состав для крепления слабосцементированного пласта, содержащий смолу, отвердитель-параформ, карбонат аммония (а.с. №1596073, Е 21 В 33/138, 1988, прототип).

Недостатком этого состава является то, что используется порошкообразный отвердитель, а при использовании порошкообразного отвердителя снижается зона проникновения изоляционного раствора.

Глубина проникновения в пласт порошкообразного отвердителя ограничена стенкой скважины и тем самым существенно снижается прочность и проницаемость образуемого коллектора.

Предлагаемый нами состав для повышения нефтеотдачи пласта лишен приведенных выше недостатков, кроме того, отличается тем, что позволяет производить повышение нефтеотдачи пласта, т.е. увеличения дебита скважины, за счет повышения эффективности работ по ограничению водо- и пескопроявлений, увеличения межремонтного периода скважин, а также сокращение подземного оборудования в скважине.

Состав для повышения нефтеотдачи пласта состоит из смолы, жидкого отвердителя и карбоната аммония, где в качестве жидкого отвердителя используют щелочные растворы, при следующем соотношении компонентов (мас.ч.):

смола - 100

отвердитель жидкий - 15,1-60

карбонат аммония - 0,1-9,9.

В качестве жидкого отвердителя используют щелочные растворы, например раствор гексаметилентетрамина в формалине, модифицированный карбоксиметилцеллюлозой и этиленгликолем, выпускается по ТУ 6-05-281-22-89, раствор уротропина, раствор формалина.

В качестве смол (продуктов поликонденсации) применяют, например, фенолорезорциноформальдегидную смолу марки ФРФ-50РМ, выпускается по ТУ-6-05-1638-78, а получают ее путем конденсации алкилрезорциноформальдегидной фракции, выкипающей при температуре +275/+290° С; алкилрезорциноформальдегидную смолу марки ФР-100, выпускается по ТУ-6-05-1638-78, а получают ее путем конденсации алкилрезорциноформальдегидной фракции, выкипающей при температуре +275/+290° С.

Карбонат аммония представляет собой порошкообразный минеральный наполнитель, порообразователь.

Состав для повышения нефтеотдачи пласта готовят следующим образом.

В смолу, например, марки ФРФ-50РМ, марки ФР-100 и др., вводят жидкий отвердитель (далее по тексту ОЖ) и карбонат аммония в вышеуказанных соотношениях, все ингредиенты перемешивают механическими средствами до равномерного их распределения во всем объеме раствора.

Далее приготовленный состав для повышения нефтеотдачи пласта (далее по тексту состав) закачивают, затем продавливают в интервал перфорации скважины, имеющий пластовую температуру не менее +50°С или нужную температуру, которую создают, например, методом электропрогрева.

Лабораторные эксперименты проводились на установке исследования проницаемости кернов (УИПК-1м) при комнатной температуре. Для чего брался нефтенасыщенный керн, помещался в кернодержатель и моделировалось пластовое давление боковым и торцовым гидрообжимом. После этого в образец закачивался состав (смола с различным соотношением ОЖ и карбоната аммония) и обработанный образец выдерживался в кернодержателе под давлением 10,0 МПа в течение 24 часов при температуре не менее +50° С. Затем замерялись следующие параметры:

Кпр. по керосину - показатель проницаемости образуемого коллектора, чем больше его значение, тем выше нефтеотдача пласта;

Твердость - показатель прочности образуемого коллектора, чем больше его значение, тем выше нефтеотдача пласта.

Предлагаемый состав испытывался в промысловых условиях (на скважинах).

Для этого в насосно-компресорные трубы, спущенные на 5-10 м выше интервала перфорации, методом прямой циркуляции закачивают приготовленный состав, доводят до башмака насосно-компресорных труб, закрывают затрубное пространство и продавливают его в интервал перфорации с помощью средства доставки, например, разделительной жидкостью (керосин, ацетон), технологической жидкостью. По окончании продавки оставляют скважину для прохождения реакции поликонденсации в пласте в течение 24 часов. По истечении указанного времени скважину осваивают.

По окончании работ замерялись следующие параметры:

1. Обводненность (%) - показатель ограничения ликвидации заколонных перетоков, чем меньше % обводненности, тем выше нефтеотдача пласта.

2. Твердость (МПа/см2) - показатель прочности крепления пласта, чем больше его значение, тем выше нефтеотдача пласта.

3. Кпр. по керосину (мкм2·10-3 ), Qж (м3/сут) - показатель проницаемости образуемого коллектора, чем больше его значение, тем выше нефтеотдача пласта.

4. КВЧ (мг/л) - количество взвешанных частиц, чем меньше несет песка, тем выше продолжительность безремонтного периода работы скважины и тем самым увеличивается нефтеотдача пласта.

5. Qн - дебит нефти (т/сут).

Предложенный состав испытывался в лабораторных условиях, на промыслах и иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1

Слабосцементированный, нефтенасыщенный керн, взятый с Барсуковского месторождения помещался в кернодержатель и создавалось давление 10,0 МПа при температуре +55° С. Затем в образец закачивался состав, включающий следующие компоненты, при следующих объемах, г:

смола марки ФРФ-50РМ - 100,0;

раствор формалина - 20;

карбонат аммония - 0,1.

Через 24 часа образец имел следующие параметры:

Кпр. по керосину - 0,001 мкм2· 10-3;

Твердость - 46 МПа/см2.

Этот же состав испытывался на скважине №3378 Барсуковского месторождения в интервале 1768-1770,5 м. Состояние скважины до проведения испытания:

Qж=17 м3/сут, обводненность - 83%, Qн=2,5 т/сут, КВЧ=200 мг/л. Скважина была остановлена по причинам: высокой обводненности и образования песчаной пробки в стволе.

Испытания проводились следующим образом.

В насосно-компресорные трубы (далее по тексту НКТ), спущенные на глубину 1758 м, методом прямой циркуляции закачивают вышеуказанный состав в следующих объемах, кг:

смола марки ФРФ-50р - 1000;

раствор формалина - 200;

карбонат аммония - 1.

Довели указанный выше состав до башмака НКТ, закрыли затрубное пространство и продавили его технологической жидкостью в интервале перфорации. Скважину оставили для прохождения реакции поликонденсации в пласте в течение 24 часов.

В результате проведенных работ обводненность пластового флюида снизилась, дебит нефти увеличился, т.е. получили следующее данные:

Обводненность - 84%, Q н-5,8 т/сут, КВЧ=77 мг/л.

Пример 2

Слабосцементированный, нефтенасыщенный керн, взятый с Барсуковского месторождения, помещался в кернодержатель и создавалось давление 10,0 МПа при температуре +55° С. Затем в образец закачивался состав, включающий следующие компоненты при следующих объемах, г:

смола марки ФРФ-50РМ - 100;

раствор формалина - 50;

карбонат аммония - 5.

Через 24 часа образец имел следующие параметры:

Кпр. по керосину - 112,3 мкм2·10 -3;

Твердость - 23 МПа/см2.

Этот же состав испытывался на скважине №3240 Барсуковского месторождения в интервале 1818-1824 м.

Состояние скважины до проведения испытаний:

Qж=37 м3/сут, обводненность - 84%, Qн=5 т/сут, КВЧ=220 мг/л. Скважина была остановлена по причинам высокой обводненности и образования песчаной пробки в стволе.

Испытания проводились следующим образом.

В НКТ, спущенные на глубину 1808 м, методом прямой циркуляции закачивают состав в следующих объемах, кг:

смола марки ФРФ-50РМ - 1000;

раствор формалина - 500;

карбонат аммония - 50.

После этого довели состав до башмака НКТ, закрыли затрубное пространство и продавили его технологической жидкостью в интервал перфорации. Скважину оставили для прохождения реакции поликонденсации в пласте в течение 24 часов.

В результате проведенных испытаний обводненность пластового флюида снизилась; дебит нефти увеличился:

Обводненность - 73%, Qн=5,1 т/сут, КВЧ=53 мг/л.

Пример 3

Слабосцементированный, нефтенасыщенный керн, взятый с Комсомольского месторождения, помещался в кернодержатель и создавалось давление 10,0 МПа при температуре +55° С. Затем в образец закачивался состав, включающий следующие компоненты, при следующих объемах, г:

смола марки ФРФ-50РМ - 100;

раствор формалина - 40;

карбонат аммония - 8.

Через 24 часа образец имел следующие параметры:

Кпр. по керосину - 70 мкм2·10-3;

Твердость - 26 МПа/см2 .

Этот же состав испытывался на скважине №4409 Комсомольского месторождения в интервале 1573-1586 м. Состояние скважины до проведения испытаний:

Qж=21 м3/сут, Qн =16 т/сут, обводненность - 10%,

КВЧ=191,5мг/л. Скважина была остановлена по причине

образования песчаной пробки.

Испытания проводились следующим образом:

В НКТ, спущенные на глубину 1563 м, методом прямой циркуляции закачивают состав в следующих объемах, кг:

смола марки ФРФ-50р - 1000;

раствор формалина - 400;

карбонат аммония - 80.

Довели состав до башмака НКТ, закрыли затрубное пространство и продавили его технологической жидкостью в интервал перфорации. Скважину оставили для прохождения реакции поликонденсации в пласте в течение 24 часов.

В результате проведенных испытаний дебит нефти увеличился, КВЧ снизился:

Обводненность - 10%, Qн=18 т/сут, КВЧ=76 мг/л.

Пример 4. Слабосцементированный, нефтенасыщенный керн, взятый с Комсомольского месторождения, помещался в кернодержатель и создавалось давление 10,0 МПа при температуре +55° С. Затем в образец закачивался состав, включающий следующие компоненты, при следующих объемах, г:

смола марки ФРФ-50РМ - 100;

раствор формалина - 60;

карбонат аммония - 1,7.

Через 24 часа образец имел следующие параметры:

Кпр. по керосину - 139 мкм2· 10-3;

Твердость - 19 МПа/см 2.

Этот же состав испытывался на скважине №4463 Комсомольского месторождения в интервале 1557-1560 м.

Состояние скважины до проведения испытаний:

Qж=35 м3/сут, КВЧ=179 мг/л, обводненность - 28%, Qн=21 т/сут. Скважина была остановлена по причине образования песчаной пробки.

Испытания заключались в следующем:

В НКТ, спущенные на глубину 1547 м, методом прямой циркуляции закачивают состав в следующих объемах, кг:

смола марки ФРФ-50РМ - 1000;

раствор формалина – 600;

карбонат аммония - 150.

Довели состав до башмака НКТ, закрыли затрубное пространство и продавили его технологической жидкостью в интервал перфорации. Скважину оставили для прохождения реакции поликонденсации в пласте в течение 24 часов.

Скважину освоили методом снижения уровня жидкости в стволе скважины. В результате проведенных испытаний дебит нефти увеличился, КВЧ снизился:

Обводненность - 20%, КВЧ=63,5 мг/л, Qн =31,0 т/сут. Всего проведено 45 экспериментов, результаты некоторых экспериментов представлены в таблицах 1 и 2.

Из приведенных примеров видно, что введение в состав жидкого отвердителя и концентрация компонентов (карбоната аммония 0,1-9,9 вес.ч. и жидкого отвердителя 15,1-60 вес.ч.) удовлетворяет техническому решению, поставленному для предлагаемого состава.

Представленные в таблице 2 данные позволяют сделать вывод о повышении продуктивности пласта - дебиты скважин по нефти выросли более чем в два раза в среднем от 2 до 9 т/сут, что позволило дополнительно добыть десятки тысяч тонн нефти.

Использование всех компонентов состава в комплексе и в указанных пределах обеспечивает увеличение проницаемости и твердости образуемого коллектора, которое самым непосредственным образом связанно с увеличением дебита скважины, т.к. увеличение прочности коллектора позволяет увеличить создаваемую депрессию на пласт (без существенного увеличения выноса песка в ствол скважины, показатель КВЧ). Депрессия и дебит скважины имеют прямую зависимость, т.о. увеличивая депрессию, мы увеличиваем дебит скважины, одновременно увеличивая проницаемость коллектора, мы увеличиваем скорость фильтрации нефти, что опять же приводит к увеличению дебита скважины.

Количество взвешенных частиц (КВЧ) в пластовом флюиде по всем скважинам составляет менее 100 мг/л, этот показатель позволяет применять подземное насосное оборудование без дополнительных фильтров, что приводит к увеличению безремонтного периода работы скважины. Так, например, применение противопесочного фильтра на насосном оборудовании способствует образованию песчаной пробки между фильтром и интервалом перфорации.

Высокая обводненность и образование песчаных пробок являются основной причиной остановки и капитального ремонта скважин и влияет на продуктивность скважины (Барсуковского и Комсомольского месторождений 3-С Н-Г К). Как показали промысловые испытания, применение предлагаемого состава позволяет успешно бороться с этими осложнениями.

В совокупности увеличение эффективности работ по ограничению водо- и пескопроявлений в скважине, увеличения дебита скважины за счет увеличения прочности и проницаемости образуемого коллектора, увеличения межремонтного периода скважин, а также сокращение подземного оборудования в скважине приводит к повышению нефтеотдачи пласта.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Состав для повышения нефтеотдачи пласта, включающий смолу, отвердитель и карбонат аммония, отличающийся тем, что в качестве отвердителя используют жидкий отвердитель при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

смола 100

отвердитель жидкий 15,1-60

карбонат аммония 0,1-9,9.

2. Состав для повышения нефтеотдачи пласта по п.1, отличающийся тем, что в качестве жидкого отвердителя используют щелочные растворы.

www.freepatent.ru

Способ добычи нефти

 

Изобретение относится к способу добычи нефти заводнением с использованием большеобъемных закачек в продуктивный пласт водной эмульсионно-суспензионной системы (ВЭСС). Технический результат: повышение нефтеотдачи и охвата пласта заводнением, повышение дебита по нефти при одновременном снижении обводненности добываемой продукции нефтяных скважин. Способ добычи нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов с поддержанием пластового давления заводнением, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину состава, включающего неионогенное поверхностно-активное вещество, самопроизвольно образующего эмульсионно-суспензионную систему при дозировании в воду, отличается тем, что в пласт закачивают состав-реагент для добычи нефти РДН-0, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество, обладающее деэмульгирующим действием в отношении эмульсий типа "вода в нефти" и дополнительно ароматический углеводородный растворитель при следующем соотношении компонентов, мас. %: ароматический углеводородный растворитель 50-75, неионогенное поверхностно-активное вещество 25-50. Закачку реагента РДН-0 в пласт осуществляют периодически в призабойную зону нагнетательной скважины и/или постоянно дозируют в водовод, по которому в нагнетательную скважину закачивают нефтепромысловую сточную воду с установки подготовки нефти, при этом в пресной или минерализованной воде образуется самопроизвольно эмульсионно-суспензионная система из отложений асфальтеносмолопарафинов и хлопьевидных агломератов твердой фазы и асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти. При этом для периодической закачки необходимое количество реагента РДН-0 определяют исходя из геометрических размеров призабойной зоны нагнетательной скважины и мощности обрабатываемого пласта, а количество реагента (Q2, кг/сут) для постоянного дозирования в водовод нефтепромысловой сточной воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, рассчитывают по формуле. 3 з. п.ф-лы, 1 табл.

Изобретение касается способов добычи нефти с поддержанием пластового давления заводнением, в которых с целью повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов применяют различные водоизолирующие и нефтеотмывающие составы. (Повышение эффективности работы водонагнетательных скважин. Обзорная информация. ВНИИОЭНГ, "Нефтепромысловое дело". - М., 1982, 22 (46), 34 с. ; Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. Справочник. - М., 1991, с. 42-72; Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской Федерации. "Нефтяное хозяйство", 10, 1993, с. 6-15).

Известен способ добычи нефти, при котором в нагнетательную скважину периодически закачивается водный раствор ПАВ, который в виде оторочки смещает отмываемую нефть в направлении к добывающей скважине (Авторское свидетельство 4230182, Е 21 В 43/22, 1980). Для улучшения нефтеотмывающей способности водного раствора ПАВ (сплошная фаза) в него для гидрофобизации водонасыщенных участков пласта добавляют несплошную углеводородную фазу, содержащую до 15 вес.% растворимых в нефти силиконовых соединений. Недостатками данного способа является низкий охват пласта заводнением, т.к. основной объем маловязкого раствора ПАВ, закачиваемого в нагнетательные скважины по промытым интервалам продуктивного пласта, быстро достигает добывающих скважин и вместе с обводненной продукцией добывающих скважин извлекается на поверхность. При этом доля нефти в извлекаемой продукции, добытая за счет доотмыва нефти из пласта с помощью ПАВ и силиконовых добавок, так мала, что делает данный способ добычи неэкономичным. Известен способ добычи нефти (Патент RU 2087688 С1, кл. Е 21 В 43/22, 29.04.94) с применением состава, состоящего на 9,5% из органополисилоксана (в который входят полиметилсилоксан с вязкостью 350 мПас, смола, состоящая из Me3, SiO1/2, SiO4/2, альфа-омега-алкоксифункционального силиконового масла), на 7% из неионогенного ПАВ (НПАВ), на 0,5% из высокодисперсной кремневой кислоты и на 83% из воды. Данный состав, разбавленный водой до 2,5%, под торговым наименованием "Экстракт 700" производит немецкая фирма Ваккер-Хеми ГмбХ (Мюнхен). Для повышения нефтеотдачи пластов Экстракт 700 дополнительно разбавляется водой в соотношении 1:40 и закачивается в нагнетательную скважину в объеме порядка 100-150 м3. Недостатком данного способа является незначительное содержание (около 0,01%) в маловязком водоэмульсионном растворе гидрофобного, высокодисперсного золя кремневой кислоты, что не оказывает существенного влияния на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин и, как следствие этого, на повышение коэффициента вытеснения нефти, несмотря на то что в закачиваемом водном растворе содержится значительное количество дорогостоящих органополисилоксановых добавок (0,25%) и НПАВ (0,18%). Известен способ регулирования фронта заводнения неоднородного по проницаемости нефтяного пласта путем последовательной закачки в пласт глинистой суспензии с плотностью 1020-1080 кг/м3 и 1-3% водного раствора эфира целлюлозы (Патент SU 1758217 А1, кл. Е 21 В 43/22, 05.04.92). Недостаток способа - большая вероятность закупоривания нагнетательной скважины трудноудаляемыми, слипшимися глинополимерными отложениями. Кроме того, данные компоненты не обладают нефтевытесняющими свойствами, а образуемые ими изолирующие барьеры малопроницаемые как для воды, так и для нефти. Известен состав для добычи нефти и способ его приготовления, включающий неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), тяжелую асфальтосмолистую нефть с содержанием асфальтенов 10% и более и регулятор, повышающий растворимость НПАВ и асфальтенов в нефтяной фазе (Патент RU 2125647 С1, кл. Е 21 В 43/22, 01.04.97). Способность данного состава при добавлении в воду самопроизвольно образовывать стойкую микроэмульсию типа "нефть в воде" с регулируемой (путем варьирования концентрации состава в водной фазе) вязкостью и нефтеотмывающей способностью выгодно отличают его от известных методов добычи нефти с применением водных эмульсионно-дисперсных систем (ВЭДС). Основным недостатком данного способа добычи нефти с применением ВЭДС является отсутствие в системе тонкодиспергированных частиц твердой фазы, способных вместе с гидрофобными коллоидно-дисперсными частицами асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти образовывать в высокопроницаемых участках пласта водоизолирующие барьеры. Известен способ разработки нефтяных месторождений методом заводнения, сущность которого заключается в том, что очистку призабойной зоны от асфальтосмолистых и парафиновых отложений (АСПО) и прочих кольматирующих пласт осадков осуществляют путем их диспергирования в среде активной жидкости, содержащей НПАВ и растворитель АСПО, под воздействием ультразвука до образования тонкодисперсной эмульсионно-суспензионной системы с последующей закачкой данной системы в пласт с целью создания в его высокопроницаемых участках гидрофобного водоизолирующего барьера (Патент RU 2136859 С1, кл. Е 21 В 43/16, 10.09.98). Недостатком данного способа является небольшой объем образующейся гидрофобной эмульсионно-суспензионной системы, что отражается на эффективности и продолжительности воздействия на неоднородный пласт данного способа разработки нефтяного месторождения. Известен способ подготовки пластовой воды для закачки в продуктивный пласт, отличающийся тем, что перед закачкой в нагнетательную скважину крупные частицы различных примесей, содержащиеся в пластовой воде, измельчают до величины, обеспечивающей их беспрепятственное прохождение по поровым каналам продуктивного пласта (Заявка на изобретение 97100255/03, кл. 6 Е 21 В 43/20, 06.01.97). Недостатком данного способа является его зависимость от многих факторов и, в первую очередь, от эффективности работы установки подготовки нефти (УПН). При нарушении технологического режима работы УПН, например, в результате изменения качества продукции нефтяных скважин, поступающей на подготовку, или температуры деэмульсации, или типа и расхода применяемого деэмульгатора, или времени отстаивания и т.д. ухудшается на УПН не только качество товарной нефти, но и в результате "сброса" из отстойных аппаратов неразрушенных промежуточных эмульсионных слоев, резко возрастает в отделяемой воде содержание хлопьевидных остатков стабилизирующих компонентов эмульсии типа "вода в нефти", таких как асфальтены, смолы, парафины, частицы золя сульфида железа, и прочих неорганических примесей. Наличие в воде этих хлопьевидных остатков является основной причиной снижения приемистости нагнетательных скважин, и без обработки специальным ПАВ и растворителем они не могут быть измельчены до нужных размеров. Наиболее близким к предлагаемому решению является способ разработки нефтяной залежи путем закачки через нагнетательные скважины оторочки водного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) и отбора пластовых флюидов через добывающие скважины, отличающийся тем, что перед закачкой оторочки водного раствора ПАВ, в качестве которого используют продукт совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола Аф9-12 с концентрацией 0,5-5,0 мас.%, в пласт дополнительно закачивают оторочку продукта совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола Аф 9-4 с концентрацией 0,5-5,0 мас.% в углеводородном растворе, причем закачку оторочек осуществляют за два цикла при соотношении объемов закачки в каждом цикле от 1: 1 до 1: 5 при общем расходе ПАВ 0,5-1,5% объемов пор пласта (Патент RU 2012787, Е 21 В 43/22, 15.05.1994). В данном способе повышение нефтеотдачи пласта достигается благодаря индивидуальным свойствам применяемых ПАВ, а именно растворимости углеводородного раствора Аф 9-4 (нефтенола Н) в нефти, а водного раствора Аф 9-12 (нефтенола В) в пластовой воде. При смешивании углеводородного и водного раствора указанных ПАВ в соотношении объемов от 1:1 до 1:5 образуются вязкие эмульсии, обладающие нефтевытесняющей способностью и создающие в проницаемых прослоях повышенное фильтрационное сопротивление. Недостаток способа - высокий расход предлагаемых ПАВ, что делает экономически нецелесообразным использование большеобъемных закачек их углеводородных и водных растворов. Кроме того, при циклической закачке в неоднородном по проницаемости и нефтенасыщенности пласте сложно достичь смешивания углеводородных и водных растворов ПАВ в заданных объемных соотношениях, т.к. маловязкий углеводородный раствор ПАВ будет лучше фильтроваться в нефтенасыщенные интервалы пласта, т.к. образуемая им при контакте с пластовой водой эмульсия прямого типа (типа "масло в воде") будет препятствовать фильтрации углеводородного раствора ПАВ в водонасышенные интервалы пласта и, наоборот, водный раствор ПАВ при циклической закачке будет преимущественно фильтроваться в водонасыщенные интервалы пласта, где его концентрация будет резко снижаться в результате разбавления пластовой водой и адсорбции на твердой пористой поверхности пласта, т.е. будет использован не эффективно. Цель предлагаемого способа добычи нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов - повышение охвата пласта заводнением с получением высокого коэффициента вытеснения нефти путем закачек в продуктивный пласт через нагнетательную скважину неионогенного поверхностно-активного вещества, самопроизвольно образующего при дозировании в воду эмульсионно-суспензионную систему (ВЭСС). Поставленная цель достигается тем, что в пласт закачивают состав-реагент для добычи нефти РДН-0, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество, обладающее деэмульгирующим действием в отношении эмульсий типа "вода в нефти" и дополнительно ароматический углеводородный растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%: Ароматический углеводородный растворитель - 50 - 75 Неионогенное поверхностно-активное вещество - 25 - 50 Для приготовления реагента РДН-0 в качестве ароматического растворителя, хорошо растворяющего асфальтосмолистые и парафиновые компоненты нефти (АСПК) и неиногенные поверхностно-активные вещества (НПАВ), используют термогазойль (ТУ 38.1011-254-89) плотностью 1000-1020 кг/м3 или антраценовую фракцию (ГОСТ 11126-88) плотностью 1100-1120 кг/м3, а в качестве НПАВ, обладающего деэмульгирующим действием в отношении эмульсий типа "вода в нефти", используют продукты оксиэтилирования алкилфенолов, жирных кислот, жирных спиртов и др. Указанные НПАВ способны растворяться как в нефти, так и в воде, и, наряду с демульгирующим действием в отношении эмульсий типа "вода в нефти", обладают высокими нефтеотмывающими свойствами и пептизирующей способностью в водной фазе по отношению к осадкообразующим агломератам состоящих из твердых частиц и асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти. Новым в заявляемом способе добычи нефти является то, что закачку реагента РДН-0 в пласт осуществляют периодически в призабойную зону нагнетательной скважины и/или постоянно дозируют в водовод, по которому в нагнетаемую скважину закачивают нефтепромысловую сточную воду с установки подготовки нефти, при этом в пресной или минерализованной воде образуется самопроизвольно ВЭСС из асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и хлопьевидных агломератов твердой фазы и асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти. Процесс самопроизвольного образования ВЭСС в призабойной зоне нагнетательной скважины происходит в результате набухания, пептизации и растворения отложений АСПО под влиянием РДН-0. Этот процесс растянут во времени, носит диффузионный характер и может продолжаться до тех пор, пока в призабойной зоне скважины накопленные отложения АСПО из мазеобразного состояния не перейдут в нагнетаемую в пласт воду в виде тонкодисперсной эмульсионно-суспензионной системы, хорошо фильтруемой в водонасыщенные высокопроницаемые интервалы пласта. При постоянном дозировании реагента РДН-0 в водовод с нефтепромысловой сточной водой, наряду с процессом быстрого перехода в объеме водной фазы крупных, хлопьевидных агломератов твердой фазы и асфальтосмолистых и парафиновых компонентов в тонкодисперсное состояние, происходит процесс постепенной пептизации, диспергирования и перехода в объем водной фазы отложений АСПО с внутренней стенки водовода, т.е. под действием дозируемого в водовод реагента РДН-0 в объеме водной фазы также образуется тонкодисперсная ВЭСС. Суммарный расход реагента РДН-0, необходимый для реализации предлагаемого способа добычи нефти, определяют следующим образом. Количество реагента РДН-0, необходимое для периодической закачки в призабойную зону нагнетательной скважины (Q1, м3), рассчитывают исходя из геометрических размеров призабойной зоны скважины и мощности продуктивной толщи пласта, которую планируют обработать (очистить) от отложений АСПО реагентом РДН-0. При этом по характеру изменения (повышения) во времени приемистости нагнетательной скважины судят о целесообразности повторной закачки реагента РДН-0 в призабойную зону скважины. Количество реагента РДН-0 (Q2, кг/сут), которое необходимо постоянно дозировать в водовод, по которому в скважину нагнетается нефтепромысловая сточная вода, зависит как от объема воды, перекачиваемой по данному водоводу в нагнетательную скважину (Qв, м3/сут), так и ее качества, характеризуемого количеством взвешенных агломератов-частиц КВЧ (q, мг/л или г/м3), рассчитывают по формуле Q2 = k(Qвq)1000, кг/сут, (1) где k - коэффициент, учитывающий различия в составе и свойствах КВЧ (размерах агломератов, скорости их пептизации (или растворения) под воздействием дозируемого реагента РДН-0 и т.п.)? может иметь значения в пределах от 1 до 10. Достижение положительного эффекта повышения коэффициента вытеснения нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов с применением предлагаемого способа и его принципиальное отличие от способа прототипа состоит в том, что реагент РДН-0 при его введении в воду (независимо от ее минерализации) вначале образует в ней микроэмульсию типа "масло в воде", где дисперсной фазой является концентрированный (25-50%) раствор НПАВ в ароматическом углеводородном растворителе, которая в дальнейшем, при контакте с взвешенными в воде или осевшими на твердой поверхности отложениями АСПО, способствует их набуханию, пептизации и растворению, т.е. способствует их переводу из хлопьевидного или пастообразного состояния в ВЭСС, которая хорошо фильтруется в высокопроницаемые, водонасыщенные интервалы пласта. При этом за счет преимущественной адсорбции и адгезии из данной системы на породе пласта гидрофобных, коллоидно-дисперсных частиц асфальтосмолистых и порфириновых компонентов нефти и закрепления в высокопроницаемых участках пласта гидрофобизированных частиц твердой фазы происходит замедление скорости фильтрации по ним водной фазы, что способствует выравниванию профиля приемистости нагнетаемых скважин и, соответственно, увеличению охвата продуктивного пласта заводнением. Снижение же адсорбционного связывания молекул НПАВ на гидрофобизированной частицами АСПК породе пласта способствует более длительному сохранению высокой концентрации НПАВ в ВЭСС, т.е. способствует их проникновению на большее расстояние от забоя скважины в нефтенасыщенные участки пласта, чем это имеет место при известных способах добычи нефти с применением водных или мицеллярных растворов ПАВ, и обеспечивает достижение предлагаемым способом более высокого коэффициента вытеснения нефти, что находит отражение в повышении дебита и снижении обводненности добываемой продукции нефтяных скважин. В рассматриваемом примере представлены данные, подтверждающие эффективность применения предлагаемого способа. Предлагаемый способ добычи нефти апробирован на одном из нефтяных месторождений ОАО "Татнефть", добывающих нефть из пашийского горизонта методом заводнения продуктивных пластов. Для реализации способа был выбран участок, состоящий из одной нагнетательной скважины (в центре) и пяти добывающих скважин, находящихся под ее воздействием и расположенных на расстоянии порядка 150-200 м от данной нагнетательной скважины. В нагнетательную скважину по водоводу системы ППД закачивается нефтепромысловая сточная вода, поступающая с очистных сооружений установки комплексной подготовки нефти (УКПН) с средневзвешенным содержанием КВЧ в пределах 100 мг/л. При срыве технологического режима работы УКПН содержание КВЧ в воде, закачиваемой в скважину, достигает 1% и более, что способствует образованию отложений АСПК и ТВ как на внутренних стенках водовода, так и в призабойной зоне нагнетательной скважины, что резко снижает приемистость нагнетательной скважины при одновременном повышении давления нагнетания. Приемистость нагнетательной скважины в момент апробирования предлагаемого способа добычи нефти при давлении нагнетания 60 атм колебалась в пределах 250-300 м3/сут. Мощность продуктивного пласта нагнетания воды в данной скважине составляла 3 м, объем призабойной зоны (включая зумф), обеспечивающий перекрытие продуктивного пласта, составлял 1,56 м3. Точка дозирования реагента РДН-0 в подводящий к нагнетательной скважине водовод системы ППД располагалась от скважины на расстоянии около 500 м. Для однократной (разовой) обработки призабойной зоны нагнетательной скважины в скважину через затрубное пространство закачали 1600 л (кг) или 8 (200 л) бочек реагента РДН-0. Одновременно с этим в подводящий водовод системы ППД непрерывно в течение 4 суток дозировали реагент РДН-0, расход которого, рассчитанный по формуле (1), при коэффициенте k = 10 и КВЧ = 100 г/м3, равнялся Q2 = 10(300 м3/сут 100 г/м3) = 300 кг/сут (12,5 кг/ч). Таким образом, за все время апробирования предлагаемого способа добычи нефти в обрабатываемую нагнетательную скважину закачали 1200 м3 ВЭСС, самопроизвольно образующейся в водоводе, при постоянной дозировке в течение 4 суток реагента РДН-0 в количестве 12,5 кг/ч (или в пределах 1,0 мас.% в расчете на концентрацию РДН-0 в одной фазе), что почти в 5 раз меньше, чем это используется для приготовления аналогичного объема ВЭСС из известного состава, взятого в качестве прототипа. В обобщенном виде результаты наблюдения за работой нагнетательной скважины и характером изменения дебита и обводненности продукции добывающих скважин, реагирующих на данную нагнетательную скважину, приведены в таблице. Как следует из приведенных данных, предлагаемый способ добычи нефти с применением большеобъемной закачки ВЭСС, самопроизвольно образующейся в воде при однократной закачке в нагнетательную скважину определенного (1600 л) количества РДН-0 и последующем непрерывном дозировании данного реагента в количестве 12,5 кг/ч в течение 4 суток в водовод системы поддержания пластового давления, позволил заметно (на 5-10%) снизить содержание воды (табл.1, п. 4) по всем 5 добывающим скважинам, реагирующим на данную нагнетательную скважину. При этом, несмотря на определенные колебания во времени (вначале рост, а затем некоторое снижение) дебита добывающих скважин по жидкости (табл. 1, п.3), дебит по нефти (табл.1, п.5) по всем добывающим скважинам в течение первого месяца после закачки ВЭСС сразу увеличился почти в 1,5-2 раза и даже после 6 мес дебит по нефти у реагирующих скважин превышал первоначальные значения в 1,1-1,7 раза. Дополнительная добыча нефти (табл.1, п. 6), полученная за счет реализации предлагаемого способа только по 5 реагирующим скважинам за 6 мес составила величину порядка 1300 м3, при этом было затрачено 2800 л реагента РДН-0, т.е. в среднем на 1 м3 реагента РДН-0 дополнительная добыча нефти составляет величину порядка 460 м3. Таким образом, использование в предлагаемом способе добычи нефти состава (реагента РДН-0), содержащего в заданном соотношении ароматический углеводородный растворитель и неионогенный ПАВ, обладающий деэмульгирующим действием в отношении эмульсий типа "вода в масле", позволяет на практике достаточно просто осуществлять большеобъемные (не менее 1000 м3) закачки водной эмульсионно-суспензионной системы (ВЭСС) в нагнетательную скважину, что способствует не только выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины, но и за счет нефтеотмывающих, гидрофобизирующих и водоизолирующих свойств ВЭСС снижается обводненность продукции добывающих скважин и повышается коэффициент вытеснения нефти из пласта. Кроме того, следует отметить, что с применением предлагаемого способа добычи нефти отпадает необходимость в частых остановках нагнетательных скважин для обработки (очистки) призабойной зоны нагнетательных скважин с целью повышения их приемистости от асфальтосмолистых и парафиновых и прочих отложений, что не только снижает затраты на добычу нефти, но и существенно улучшает экологическую обстановку в районе нефтедобычи. Из анализа патентной и научно-технической литературы указанная совокупность признаков не обнаружена, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого способа добычи нефти критериям "существенные отличия" и "научная новизна".

Формула изобретения

1. Способ добычи нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов с поддержанием пластового давления заводнением, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину состава, включающего неионогенное поверхностно-активное вещество, самопроизвольно образующего эмульсионно-суспензиозную систему при дозировании в воду, отличающийся тем, что в пласт закачивают состав-реагент для добычи нефти РДН-0, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество, обладающее деэмульгирующим действием в отношении эмульсий типа "вода в нефти", и дополнительно ароматический углеводородный растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%: Ароматический углеводородный растворитель - 50-75 Неионогенное поверхностно-активное вещество - 25-50 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве ароматического растворителя используют термогазойль плотностью 1000-1020 кг/м3 или антраценовую фракцию с плотностью 1100-1120 кг/м3, а в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества применяют продукты оксиэтилирования алкилфенолов, или жирных кислот, или жирных спиртов. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что закачку реагента РДН-0 в пласт осуществляют периодически в призабойную зону нагнетательной скважины и/или постоянно дозируют в водовод, по которому в нагнетательную скважину закачивают нефтепромысловую сточную воду с установки подготовки нефти, при этом в пресной или минерализованной воде образуется самопроизвольно эмульсионно-суспензионная система из отложений асфальтеносмолопарафинов и хлопьевидных агломератов твердой фазы и асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти. 4. Способ по любому пп.1-3, отличающийся тем, что для периодической закачки необходимое количество реагента РДН-0 определяют исходя из геометрических размеров призабойной зоны нагнетательной скважины и мощности обрабатываемого пласта, а количество реагента (Q2. кг/сут) для постоянного дозирования в водовод нефтепромысловой сточной воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, рассчитывают по формуле Q2=k(Qвq)1000, кг/сут, где k - коэффициент, учитывающий различия в составе и свойствах агломератов и асфальтосмолопарафиновых отложений, значение которого может колебаться от 1 до 10; Qв - приемистость нагнетательной скважины в период обработки, 3/сут.; q - качество нефтепромысловой сточной воды закачиваемой в нагнетательную скважину, характеризуемое количеством взвешенных агломератов-частиц твердых примесей и асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти, мг/л.

РИСУНКИ

Рисунок 1

MM4A Досрочное прекращение действия патента из-за неуплаты в установленный срок пошлины заподдержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 03.04.2010

Дата публикации: 10.12.2011

www.findpatent.ru

Новые стандарты в подготовке нефти

OIL&GAS Journal Russia №9/2016

Центробежные тарельчатые сепараторы gea для подготовки нефти

​Основная тенденция современной нефтедобычи — это снижение объемов добычи легкой нефти и нефти средней плотности, в связи с чем приобретает особое значение добыча и переработка тяжелой и битуминозной нефти.

Затраты на добычу тяжелой нефти существенно выше затрат на добычу легкой нефти, поэтому для достижения рентабельности требуется использовать подход, предполагающий применение высокоэффективных технологий на всех этапах.

Практическое использование центробежного сепарационного оборудования для подготовки нефти, в том числе тяжелой нефти, насчитывает уже пять десятилетий. С шестидесятых годов прошлого столетия Westfalia Separator Group GmbH — компания, входящая в концерн GEA (Global Engineering Alliance), начала разработку, изготовление и поставку высокоскоростных тарельчатых сепараторов для подготовки нефти.

Высокая эффективность, высокая производительность, максимальная компактность и максимальный уровень промышленной безопасности, в том числе за счет герметизированного исполнения и эксплуатации с подачей инертного газа в рабочие полости при избыточном давлении, делает использование центробежных тарельчатых сепараторов безальтернативной технологией для подготовки нефти, в первую очередь для подготовки тяжелых высоковязких нефтей (вплоть до 12 градусов API), когда применение других типов нефтегазовых сепараторов неэффективно.

Ведущие мировые нефтедобывающие компании, такие как ConocoPhillips, Sinopec, Suncor Energy Inc., ВР, Total, Texaco, Petrobras и другие, используют центробежное оборудование GEA для подготовки нефти.

Компания Suncor Energy Inc. использует cепараторы GEA на месторождении битуминозных песков в Канаде (провинция Альберта) с 60-х годов XX века. Запущенные в 1967 году 28 тарельчатых сепараторов соплового типа успешно работают и сегодня.

Одним из ярких примеров преимущества центробежной технологии для подготовки сырой нефти является использование тарельчатых сепараторов на плавучей установке для добычи, хранения и отгрузки нефти Peng Bo (Hai Yang Shi You 117, Bohai Bay) FPSO, принадлежащей ConocoPhillips и CNOOC.

На этом объекте установлены и успешно эксплуатируются 30 тарельчатых сепараторов для подготовки сырой нефти, а также для очистки пластовой воды. Суммарная производительность сепарационной системы составляет более 1650 м3/ч сырой нефти. Обрабатываемая нефть имеет характерные особенности: ее плотность 0,93—0,95 кг/м3 (15—22 градусов API), при этом нефть обладает гидрофильными свойствами и имеет склонность к образованию трудноразделяемых эмульсий. Однако использование сепарационной техники GEA позволяет получить нефть с остаточным содержанием воды и механических примесей (BS&W) на уровне менее 0,5%, что, применительно к требованиям РФ, соответствует нефти первой группы по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия».

В тарельчатых сепараторах разделение фаз производится в поле действия центробежных сил. G-фактор (фактор разделения) в тарельчатом сепараторе достигает величин 5000—8000 g, при этом эквивалентная поверхность осветления одного сепаратора соответствует резервуару для гравитационного разделения с площадью поверхности более 200 000 м2 . Продукт (сырая нефть) подается в тарельчатый сепаратор, где происходит разделение на три фазы: легкую фазу (очищенная нефть), тяжелую фазу (вода) и твердую фазу (шлам).

Одновременно с отделением механических примесей и удалением воды в одну технологическую стадию возможно обессоливание нефти. На Bohai Bay FPSO при исходном содержании хлористых солей в сырой нефти на уровне 1000 мг/л после сепарации содержание солей в товарной нефти составляет 10—15 мг/л. При высоком содержании солей применяются специальные материалы для изготовления центрифуг.

Комплексное решение по подготовке нефти с использованием центробежного оборудования GEA может быть расширено и включать в себя оборудование по очистке пластовой воды до требуемого качества для закачки в пласт (остаточное содержание нефти и ТВЧ/КВЧ на уровне 10—15 мг/л), а также оборудование для переработки нефтешламов и решения экологических задач.

Для обезвоживания полученных механических примесей используются горизонтальные шнековые центрифуги (декантеры) компании GEA.

Ведущие нефтедобывающие компании, такие как ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «Транснефть», ПАО «НК «РОСНЕФТЬ», начали внедрять решения на базе современной центробежной техники на своих объектах по подготовке сырой нефти.

Использование центрифуг особенно актуально для районов добычи нефти с тяжелыми природными условиями (районы Крайнего Севера, морские платформы). Высокая эффективность, производительность и компактность оборудования позволяет существенно снизить капитальные и эксплуатационные затраты.

Индивидуальный подход к каждому проекту является стандартом работы компании GEA. Для каждого проекта в обязательном порядке проводятся лабораторные исследования образцов нефти в научно-техническом центре GEA, а также выполняются опытно-промышленные испытания (ОПИ) с использованием мобильной тестовой сепарационной установки на реальном продукте (сырой нефти) на месторождении. Только результаты ОПИ являются основанием для принятия решения о выборе технологической схемы, необходимом конструктивном исполнении, количестве единиц и производительности оборудования.

Очевидные преимущества использования центробежного оборудования компании GEA для подготовки нефти:

  • Единственное эффективное решение для подготовки высоковязкой тяжелой нефти вплоть до 12 градусов по API.
  • Возможность получения стабильного качества нефти, соответствующей 1-й группе качества по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия», в том числе по солесодержанию, в непрерывном процессе за один проход.
  • Высокая производительность единичного оборудования — от 50—70 м3/ч до 200—250 м3/ч (в зависимости от исходного качества продукта).
  • Высокая энергоэффективность и низкое потребление сервисных сред.
  • Сниженное потребление химических реагентов.
  • Снижение капитальных и эксплуатационных затрат.
  • Модульное исполнение. Требуется только подключение сред и отвод продуктов сепарации.
  • Максимальная компактность оборудования. Минимальные затраты на здания и сооружения для установки оборудования.
  • Максимальный экономический эффект на единицу площади.
  • Максимальная автоматизация технологического процесса.
  • Простота и удобство эксплуатации и технического обслуживания.
  • Возможность непрерывной работы. Короткое время выхода на рабочий режим и останова.
  • Высочайший уровень промышленной безопасности и соответствие экологическим стандартам.

geaenergy.ru

КВЧ-терапия: показания и противопоказания

КВЧ (крайне высокочастотная) терапия – применение волн миллиметрового диапазона с лечебной целью. Миллиметровые волны – электромагнитные колебания с частотой 30-300 ГГц. Это относительно новый и перспективный метод физиотерапии. В природе такие волны излучаются солнцем, но не доходят до земли, поглощаясь в атмосфере.

Механизм лечебного действия на организм

 

КВЧ-излучение обладает небольшой проникающей способностью в биологические ткани (так как имеют способность поглощаться молекулами воды) и действует в поверхностных слоях кожи. Это излучение создает электромагнитное поле, характеризующееся пространственной неоднородностью. Миллиметровые волны осуществляют информационное воздействие на организм за счет внутренних энергетических источников, самостоятельно они не оказывают ни теплового, ни ионизирующего воздействия. Если организм истощен, то миллиметровые волны не могут оказать лечебного воздействия.

Излучатель собирает миллиметровые волны в параллельные пучки, и действие на организм имеет локальный характер. В основе лечебного действия КВЧ-излучения лежит перестройка конформации структурных элементов кожи и раздражение рецепторов нервных проводников, расположенных в коже. В результате срабатывают кожно-висцеральные рефлексы. При воздействии данного излучения на область локальной болезненности или биологически активные точки рефлекторно изменяется функционирование эндокринной, иммунной и вегетативной нервной системы, повышается неспецифическая резистентность организма к факторам окружающей среды.

Основные лечебные эффекты

  1. Стимулирует работу нервной системы.
  2. Оказывает модулирующее действие на функционирование иммунной системы.
  3. Улучшает трофику тканей.
  4. Стимулирует процессы репарации и регенерации.

Показания к применению

  1. Заболевания пищеварительной системы (язва желудка и двенадцатиперстной кишки, хронический панкреатит, холецистит, колит, дискинезии желчевыводящих путей).
  2. Заболевания нервной системы (состояние после инсульта, атеросклеротическое поражение сосудов головного мозга, неврит, невралгия).
  3. Заболевания ЛОР-органов (ринит, отит, синуит, ларинготрахеит).
  4. Заболевания легких и бронхов (пневмония, бронхит).
  5. Кардиологические заболевания (ишемическая болезнь сердца, гипертоническая болезнь, вторичные артериальные гипертензии, миокардит, нейроциркуляторная дистония).
  6. Заболевания мочеполовой системы (цистит, пиелонефрит, гломерулонефрит, простатит).
  7. Заболевания эндокринной системы (ожирение, наличие сахарного диабета).
  8. Гинекологическая патология (хронический аднексит, эрозии шейки матки, дисменореи, климактерический синдром).
  9. Кожные заболевания (поражение кожи при псориазе, экземе).
  10. Хирургические заболевания (длительно не заживающие раны, трофические язвы).
  11. Стоматологические заболевания (стоматит, глоссит, пародонтит).
  12. Травмы и болезни суставов.
  13. Остеохондроз.
  14. Туберкулез.
  15. Иммунодефицитные состояния.
  16. Лечение наркотической, алкогольной, никотиновой зависимости.

Противопоказания

  1. Беременность.
  2. Индивидуальная непереносимость.
  3. Кровотечения.
  4. Острая хирургическая патология.
  5. Выраженные психические расстройства.
  6. Лихорадка.
  7. Инфекционные заболевания в остром периоде.
  8. Гнойное воспаление.
  9. Тяжелая сердечная, почечная, печеночная недостаточность.

Виды КВЧ-терапии

  1. Лечебное воздействие с индивидуальным подбором области, в которой оно будет проводиться.
  2. Лечебное воздействие с индивидуальным подбором частоты.
  3. Стандартная классическая методика (частота и зона действия уже определены).

Методика проведения

Терапия излучением крайне высокой частоты осуществляется с помощью прибора, который излучает электромагнитные волны. Воздействие осуществляется на биологически активные и рефлексогенные зоны, непосредственно патологический очаг, зону проекции вегетативных сплетений. Рупор излучателя устанавливают контактным способом на освобожденные от одежды кожные покровы, оставляя зазор 1-2 см. Необходимо правильно выбрать область воздействия, от этого зависит лечебный эффект.

Во время проведения процедуры у пациентов должны возникать специфические сенсорные ощущения.Ощущение тепла характерно для тонизирующего эффекта, холода – для эффекта торможения, покалывание, ползание мурашек – для гармонизирующего эффекта. Могут возникать также зрительные реакции, напоминающие сновидения. Для получения тонизирующего эффекта продолжительность процедуры не должна превышать 3 минуты, для тормозного эффекта – около 30 минут (а иногда и более). Гармонизирующее действие достигается проведением процедуры в течение 10 минут, назначается как неспецифическое лечение при патологиях с неуточненной этиологией.

Для лечебного воздействия на сердечно-сосудистую систему излучатель располагают на область мечевидного отростка грудины, если необходимо оказать влияние на желудок – в эпигастральной области. В случае применения в хирургии для ускорения заживления ран, в ранний раневой период воздействие осуществляется на отдаленные от раны участки (область грудины, затылка) и только в поздний период непосредственно на патологическую зону. При поражении кожными заболеваниями используется контактное местное воздействие. В других случаях чаще используется действие на биологически активные и рефлексогенные зоны.

В случае выявления каких-либо нежелательных явлений при проведении лечения КВЧ-излучением процедуру прекращают, изменяя частоту воздействия, или отказываются от нее вообще.

Курс лечения от 3 до 20 процедур. Через несколько месяцев (минимум 2) могут назначаться повторные курсы.

Заключение

КВЧ-терапия является неинвазивным видом лечения, относительно безопасным для больного. Может сочетаться с другими видами физиотерапии, а также лекарственными средствами. Она дополняет основное лечение и помогает достичь необходимого терапевтического эффекта.

Медицинский центр «Март», видеоролик на тему «КВЧ-терапия»:

physiatrics.ru