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高血压患者麻醉中的神经阻滞技术1. 引言高血压是一种常见的慢性疾病，其患病率在全球范围内不断上升。
手术麻醉对高血压患者来说具有一定的风险，因此，在麻醉过程中采用神经阻滞技术是一种有效的降低风险的方法。
本文将介绍高血压患者麻醉中的神经阻滞技术，包括其原理、操作方法、优缺点及临床应用。
2. 神经阻滞技术原理神经阻滞技术是通过在神经丛、神经干或神经节附近注射局部麻醉药，暂时性地阻断神经冲动传导，从而产生麻醉效果。
神经阻滞技术在高血压患者麻醉中具有重要作用，因为它可以减少全身麻醉药物的使用，降低手术风险。
3. 神经阻滞操作方法神经阻滞操作方法主要包括以下几种：（1）周围神经阻滞：通过在周围神经丛、神经干或神经节附近注射局部麻醉药，阻断神经冲动传导。
周围神经阻滞适用于上肢、下肢和躯干等部位的手术。
（2）硬脊膜外阻滞：通过在硬脊膜外腔注射局部麻醉药，阻断脊神经的传导。
硬脊膜外阻滞适用于下肢、盆腔和下腹部等部位的手术。
（3）蛛网膜下腔阻滞：通过在蛛网膜下腔注射局部麻醉药，阻断脊神经的传导。
蛛网膜下腔阻滞适用于下肢手术，尤其是下肢骨折、膝关节置换等手术。
4. 神经阻滞技术在高血压患者麻醉中的优缺点优点：（1）降低手术风险：神经阻滞技术可以减少全身麻醉药物的使用，降低手术风险，适用于高血压、心脏病等患者。
（2）减少术后并发症：神经阻滞技术可以降低术后疼痛、恶心呕吐、尿潴留等并发症的发生。
（3）提高患者舒适度：神经阻滞技术可以使患者在手术过程中保持清醒，降低患者的不适感。
缺点：（1）技术要求较高：神经阻滞技术需要麻醉医生具备较高的技术水平，操作不当可能导致神经损伤等并发症。
（2）局麻药中毒风险：神经阻滞过程中，局麻药过量可能导致中毒反应，如惊厥、心脏停搏等。
5. 神经阻滞技术在高血压患者麻醉中的临床应用神经阻滞技术在高血压患者麻醉中具有广泛的应用，以下列举了一些常见的应用场景：（1）下肢手术：高血压患者行下肢手术时，采用神经阻滞技术可以有效降低手术风险，减少术后并发症。
储层增注高效活性水高效表活剂评价及活性水注入研究针对储层孔喉细小、毛管阻力大，注水压力高的问题，优选高效的表面活性剂，并配套活性水注入工艺，降低注入压力。
与传统表面活性剂不同，双子表面活性剂中含有至少两个亲水基团（离子头基）和两个疏水基团（碳氢链、碳硅链或碳氟链），并在亲水基团处或靠近亲水基团的疏水基团处由连接基团以化学键相连接。
其结构示意图如下：双子高效表面活性剂具有改善油、水渗流特性，减小渗流阻力，同时配套算化工艺措施，可以实现降压增注的目的。
图10技术原理1、高效表面活性剂的优选为了优选高效表面活性剂，对国内几种常用的双子表面活性剂的表面张力、分散配伍性进行了实验。
实验方法：将活性剂按不同浓度配制，根据检测标准测定其表界面张力。
实验仪器：K11表界面张力仪表9助排剂评选结果表序号名称浓度（%）0.11Sz10.20.30.40.12Sz20.20.30.4表面张力（mN/m）31.45mN／m27.51mN／m24.23mN／m22.74mN／m24.8622.3121.3720.58表面张力（mN/m）2.231.861.531.360.830.620.540.46良好配伍性由表中结果可知，在同等浓度条件下SZ2的表界面张力明显小于SZ1的表界面张力，因此选用SZ2高效表面活性剂。
2、高效表面活性剂的性能评价通过测试不同温度下和不同矿化度时SZ2表面活性剂的表面张力进行性能评价。
实验方法：将活性剂按不同浓度配制，根据检测标准测定其界面张力。
实验仪器：K11表界面张力仪图11温度对界面张力影响2图12矿化度对界面张力影响由图11和图12的结果可知温度和矿化度对于SZ2的界面张力都影响较小，根据测试结果和成本考虑采用0.2%SZ2作为活性剂。
3、活性水注入研究通过活性水岩心流动模拟实验，确定高效表面活性剂的使用浓度。
活性水配方：0.2%SZ2+1%FPJ实验步骤：①取抽空饱和地层水后的岩芯，放入岩芯夹持器；②开泵将岩芯夹持器进液一端管线中气体排出，使管线全部被液体充满；③用地层水驱岩芯，待流动状态趋于稳定后，以一固定流量通地层水，测基础渗透率和压力P0；④以相同流量通180PV的活性水，测压力P1；计算出岩心压力降低率：（P0-P1）/P0·100%3图13岩心流动实验结果图14岩心流动实验结果注入活性水后某区岩心驱替压力降低了15%，某区岩心驱替压力降低了13%，建议酸化施工后采用活性水注入。
小型油气藏第12卷第3期S m all Hydr oca r bon R ese r voirs2007年9月江苏油田砂岩酸压增注技术研究与应用唐海军 杲 春(江苏油田分公司石油工程技术研究院,江苏扬州225009)摘要:针对江苏S N油田高压注水井达不到配注要求,采用常规酸化增注措施无效的情况,进行砂岩储层酸压尝试。
分析了砂岩储层一般不能进行酸压的原因,提出砂岩储层酸压成功需具备的条件,并在室内对油田岩样进行了酸蚀裂缝导流能力试验。
结果表明,酸蚀后岩样不但结构完整,而且获得了良好的导流能力,认为在砂岩油藏进行酸压是可行的。
现场应用新型非活性硝酸粉末液进行了7口井的砂岩酸压增注施工,取得了很好的降压增注效果。
关键词:江苏油田砂岩酸压增注导流能力3引言 S N油田属中低渗水敏性油藏,注采同步开发,注水井在注水之前都进行过酸化预处理—防膨工艺,但有的注水井注水压力上升快,长期高压注水,达不到配注要求。
采用常规酸化增注措施,有的井未能获得好的增注效果,注水压力居高不下。
为此,对长期以来一直被认为不能用于砂岩储层改造的酸压措施进行了探索和现场实践活动,在试验中获得了较好效果。
为了进一步分析砂岩酸压增注的可行性,在S N油田开展酸蚀裂缝导流能力试验研究,结果表明,酸蚀后岩样不但结构完整,而且获得了良好的导流能力。
结合室内研究成果,进行了砂岩酸压增注技术现场应用,取得了很好的增注效果。
1 砂岩酸压的必要条件 酸压是通过酸蚀裂缝来改善地层的渗流能力,酸压效果与酸蚀裂缝导流能力大小密切相关,因此酸压绝大多数都在碳酸盐地层进行,一般不对砂岩储层进行酸压改造,这是因为:①酸压可能产生大量沉淀物堵塞流道;②酸压时可能由于酸液对岩石大量溶蚀导致岩石结构破坏,引起油井出砂;③由于砂岩矿物分布的相对均匀性,酸液对裂缝壁面非均匀刻蚀程度低,不易形成明显沟槽,施工后裂缝大部分闭合,酸蚀裂缝导流能力低。
砂岩酸压要想获得较好效果,必须合理解决上述问题,由此确定砂岩储层酸压必须具备的条件:①酸压酸岩反应产物对酸蚀裂缝或储层产生的二次伤害较小,不对其造成堵塞而引起产能下降;②砂岩储层胶结好,酸压时不因酸液对储层岩石的溶蚀而引起岩石结构破坏,造成储层岩石垮塌和出砂;③储层岩石壁面经酸液刻蚀后能形成一定的裂缝导流能力。
产品使用说明书XT-13缩膨剂新乡市玄泰实业有限公司地址：新乡市工业区电话：（0373）3686699XT-13缩膨剂一、产品简介XT-13缩膨剂是我公司与中科院合作联合开发的一种具有防膨缩膨作用的化学助剂，经多次现场应用，目前已经形成一种行之有效的缩膨降压增注技术。
该剂是由阳离子聚合物复配多效能助剂化合而成，其中阳离子基团在酸性条件下，其氧化性能够破坏粘土的晶格，使吸水后的粘土释放出所吸附的水分，收缩膨胀体积，恢复地层被堵孔道。
经多次现场试用，该剂能有效解除粘土矿物颗粒造成的堵塞，适用于酸化有效期短的水敏、酸敏、速敏地层，具有较好的增注增油效果，尤其适用于解除粘土颗粒造成的堵塞，是“三敏”油藏施工的良好添加剂。
注水压力高、注水量低甚至注不进水的难题严重影响着油田的注水开发效果。
其中粘土矿物的水敏效应对油田注水开发造成的不利影响占有重要位置，并且几乎存在于所有注水开发油田。
XT-13粘土缩膨剂能够有效地使已发生了水化膨胀的粘土矿物产生收缩，对已发生了伤害的储层的储集性具有明显改善作用，而且具有优良的抑制粘土矿物膨胀、稳定粘土矿物、防止储层伤害的功能。
试验表明，XT-13缩膨剂是一种比常规酸具有更强的防缩膨能力的储层处理剂（试验结果见第三款），是改造低渗强酸敏水敏储层的有效改良添加剂。
二、技术指标：1. 外观：浅绿色或棕黄色液体，与水互溶，不燃不爆；2.防膨率：≥80%；3.缩膨率：≥40%；4. 热稳定性：≥90℃；5. 配伍性: 与地层水配伍性好，无沉淀。
三、常规酸与缩膨剂防缩膨性能对比1、防膨性能与耐冲刷性我们选取常规的工业盐酸、冰醋酸与缩膨剂在相同的加量下考察其防膨性能。
然后将上清液倒出加入纯净水摇匀，观察其防膨性能，已考察其耐冲刷性2、缩膨性能与耐冲刷性我们选取常规的工业盐酸、冰醋酸与缩膨剂在相同的加量下考察其缩膨性能。
然后将上清液倒出加入纯净水摇匀，观察其缩膨性能，已考察其耐冲刷性四、室内试验检测防膨和缩膨的检测均采用离心沉淀法来做。
