MRC技术交流
MRC肌功能训练器治疗替牙期错畸形的效果分析
MRC肌功能训练器治疗替牙期错畸形的效果分析MRC肌功能训练器是世界著名的牙颌矫治器材品牌，能够通过针对性的肌肉训练和特殊材质特点的设计，帮助患者纠正错误的咀嚼肌肉和舌头运动，改善牙齿的错位和咬合不正问题。
替牙期错畸形是儿童牙齿发育过程中常见的问题，如果不及时进行治疗和调整，会影响到孩子的口腔健康和整体外观，甚至引起其他身体部位的疼痛和不适感，因此选择合适的矫正器材和治疗方案，对于孩子健康成长具有至关重要的作用。
一、MRC肌功能训练器的优点和特点1、肌肉训练：MRC肌功能训练器主要通过针对口腔内的咀嚼肌肉和舌头运动展开训练，改善因肌肉运动不协调所导致的牙齿错位和咬合不正问题。
2、技术先进：MRC肌功能训练器采用独特的材质和设计，能够精准地模拟牙齿和咀嚼肌肉运动，采用先进的计算机技术和机械制造技术，确保治疗效果和安全性。
3、舒适度高：MRC肌功能训练器使用起来非常的舒适和自然，孩子不会感到任何的束缚感和不适感，而且可以在日常生活中正常使用，不影响洁牙和日常饮食。
1、改善牙齿错位：MRC肌功能训练器能够改善牙齿的错位问题，有效地调节牙齿之间的间隙和角度，使得牙齿排列更加整齐美观，并且调整咬合关系，避免出现磨牙、咬伤舌头等问题。
2、改善咀嚼肌肉运动：MRC肌功能训练器能够帮助患者纠正咀嚼肌肉运动不协调问题，促进咀嚼肌肉的正常生长发育，改善口腔内的血液循环和新陈代谢，使得患者的口腔健康状态得到明显改善。
3、增强自信心：使用MRC肌功能训练器进行牙齿矫正治疗，由于采用的是非矫治性牙齿矫正方法，孩子不需要佩戴固定矫治器，不会影响外观和自信心，同时还能够通过良好的咀嚼肌肉运动习惯，让孩子的口腔功能提高，使得自信心更加增强和积极。
三、总结与展望随着科技的不断发展和材质的更新换代，MRC肌功能训练器在口腔健康领域中的应用也将逐渐拓展和深化，特别是在儿童及青少年牙齿矫治中的应用已经逐渐成为趋势和新常态，可以为广大患者提供更加安全、有效和舒适的治疗方案。
2什么是MRC肌功能矫治技术？
什么是MRC肌功能矫治技术？据有关资料统计，在错颌畸形的患者中有1/4的病人是因为多种口腔不良习惯引起的，口腔不良习惯可使口腔颌面系统在生长发育过程中正常肌力和咬合平衡被破坏，从而导致牙、牙槽骨及颌骨、面型发育异常。
并且口腔不良习惯持续的时间越长，错颌发生的可能性和严重程度就会越大。
MRC肌功能矫治技术鉴于此，天使口腔医院引进澳大利亚正畸专家farrell医师于上世纪九十年代初，应用计算机并结合自己大量的正畸临床工作设计出MRS（Myofunctional Research System）矫治系统，并已在澳洲、美洲被广泛应用。
它的矫治原理即：先治本再治标，先诊断和治疗异常的肌功能再排齐牙齿。
通过MRC（Myofunctional Research Co.）特定的功能结构，能非常有效的将唇舌体，颌骨、肌肉等调整至正常的位置达到正常的平衡状态。
MRC矫治器可分为：训练器系列、阻截性系列、正畸用矫治系列、肌功能矫治性托槽系列、TMJ系列。
MRC系列矫治器是由高弹性、高稳定性的材料制成，无毒副作用。
通过计算机设计成通用型理想的牙弓轨迹，并设计有舌尖诱导装置、舌挡、唇珠、中性颌定位装置等功能结构。
与传统矫治器相比，它具有体积较小，轻便实用，佩戴舒适等优点，且集多种矫治功能于一体，在一定程度上可以代替前庭盾、舌刺、保持器等。
适用范围1、有不良的口腔习惯2、有不正常的吞咽动作3、牙齿矫正时的辅助配套治疗4、预防牙齿不齐的干预性治疗以往的正畸矫治往往把重点放在牙、骨骼上面而忽视了口腔内及口周软组织的作用，其实口内及口周软组织正常的形态和功能对维持牙列的正常位置有很大的影响。
可以说功能决定了牙、颌、面的形态，而形态又影响着功能，它们当中的任何一组肌肉力量的异常及不平衡都会造成牙、颌、面畸形。
而通过MRC的矫治，可以使孩子恢复正确的吞咽、呼吸方式、良好的面部形态，从而避免或降低错颌畸形的发生；对于已经出现的轻微错颌畸形也可以起到矫正作用。
哈里伯顿智能完井技术交流材料
SmartWell CompletionsJon RawdingManager, Business Development Asia PacificWhat is SmartWell Technology? 为什么是智能完井技术ÎSmartWell®technology is the leading intelligentcompletion technology: SmartWell®技术引领智能完井技术ÎOne company’s SmartWell®completion isanother’s simple well completion：一家公司的智能完井是另一家公司的简单完井ÎAn intelligent well enables an operator to: 一口智能完井井能完成：•Remotely monitor and control flow downhole,at the reservoir, with no physical intervention远程监控和控制井下流量，油藏中无物理干扰•Optimise well, production and reservoirmanagement processes 优化井，生产，油藏管理流程Cost Implications of “Unexpected”Water Breakthrough ÎOffshore Field海上油田•Unexpected Water Breakthrough无法预测的水突破•Intervention Costs干涉花费−$4,000,000 -$8,000,000•What do I get for an average $6,000,000 per well?平均每口井6百万能做什么？−Position Rig平台定位−Install Riser安装升降器−Slickline Drift Run钢丝漂移操作−Wireline Production Logging电缆生产测井−Wireline Set Water Shut Off Plug电缆坐封堵水丝堵−Prepare to suspend Well准备暂停井−Recover the riser回收升降器−Move Rig迁移平台Cost Implications of “Unexpected”Water BreakthroughHow is the water controlled in a SmartWell Completion?智能完井是如何控水的？ÎLocation 位置•Shaybah reservoir, Shaybah Field, Saudi Arabia ÎGoal 目标•Install maximum reservoir contact (MRC) wells to reduce gas breakthrough and manage water coning 安装最大油藏接触面的井来减少气突破和水锥进ÎChallenge 挑战•Water breakthrough from any one of laterals in maximum reservoir contact (MRC) wells has potential to kill well. 在最大油藏接触面的井中的任一个分支发生水突破都可能使井报废Saudi Aramco –Reduce Gas Breakthrough and manage water coning减少气突破和水锥进ÎSolution 解决•Effectively manage water breakthrough variable choking of each of individual laterals 调节任一分支的油嘴，有效管理水突破–Three zone Direct Hydraulic completion in conjunction with Accu-Pulse 用Accu-Pulse 在三个层直接水动力完井ÎAdditional Installations 附加安装•SmartWell completion in expandable liner 可膨胀管线中的智能完井安装•SmartWell completion in open hole 裸眼段的智能完井安装•Installation of PHDMS for intelligent field ？ÎAdditional Benefits 附加利益•Selective well testing 可选择的井测试Saudi Aramco -Increases Well Productivity, Improves Hydrocarbon Recovery增加井的生产能力，提高采收率SmartWell Completions in Multi-lateral Reservoirs 分支井的智能完井Unrealised Added ValueÎSPE 100880 –Smart Snake Wells in Champion West –Expected and Unexpected Benefits From Smart CompletionsW. Obendrauf, K. Schrader, N. Al-Farsi and A White, SPE, Brunei Shell Petroleum Co.Sdn. Bhd.•CW-20 up to 1 mln bbl were initially not connected to the well, due to problems whenrunning the liner. The SmartWell completion enabled clean-up of the well by allowinga large draw down in the toe section of the well.•CW-22 a cement repair job and/or side track was avoided by adapting the SmartWellCompletion, saving at least 7 days of rig time.•CW-18 the well was accidentally drilled into a water bearing sand in the horizontalsnaking section. A side track could be avoided by adapting the planned completion,saving in the order of $6,000,000.Option 1-Uncontrolled Commingling 选项1－没有控制的合采Option 2 -Drill a well for each zone 选项2－每个层钻一口井Option 3 -Controlled Commingling 选项3－可控制的合采Intelligent well technology enables exploitation ofmarginal reserves and acceleration ofhydrocarbon production through controlledcommingling of reservoirs.Controlled Commingling“…15% of discovered, uneconomic oil reserves in the UK Sector of the North Sea couldbe made economic by commingling.”在北海英国区，15%已发现的、无经济效益的油田储量通过合采产生经济效益Department of Trade and Industry (DTI)PILOT Undeveloped Discoveries WorkgroupCommingled SmartWell Zone 5 Sequential Zone 4 Sequential Zone 3 Sequential Zone 2 Sequential Zone 1 SequentialP r o d u c t i o n R a t e C u m u l a t i v e P r o d u c t i o n Years Zone 5Zone 4Zone 3Zone 2Zone 1Zone 5Zone 4Zone 3Zone 2Zone 1Economic Rate Limit Commingled SmartWell Completion Commingled SmartWell Completion Commingled SmartWell vs. Sequential Development 合采的智能完井vs. 滚动开发SmartWell completion reaches economic limitCompartmentalized Reservoir –SPE 110207ÎAdditional 1.57 million bbls of oil over six years (indicated by initial performance test against base case)Background and Subsurface SettingÎLocation: Brunei Shell Petroleum’s (BSP) Iron Dukefield, a structurally complex offshore field,characterized by multiple fault blocksÎDue to very limited aquifer support, the wells aretypically drilled very close to the oil water contact tomaximize oil production and minimize GORChallengeÎAfter producing approximately 50% of the perforated section reserves, several intervals were producing mainly gasÎThe ultimate oil recovery expected from the solution gas drive was unachievable from the conventional completionCompartmentalized Reservoir –SPE 110207多层油藏Compartmentalized Reservoir –SPE 110207ÎAdditional 1.57 million bbls of oil over six years (indicated by initial performance test against base case)SmartWell SolutionÎSmartWell completion•enabling the control of each zone individually orcommingling to allow a high GOR zone to lift a lowGOR zone (internal gas lift)Î A 5-zone Digital Hydrauliccompletion was proposedÎWell was the first well to have surfacecontrol and monitoring in allfive zonesÎIn 2007 a 6 zone completion was successfully run forthe first time.Here’s an example worth noting…价值计算CapEx required to develop a field with vertical wells 直井开发的油田的基建（资本建设？）费用3 platforms @ US$300 million/platform = US$900 million21 wells @ $US12 million/well = US$252 millionUS$900 million + US$252 million =US$1.51 BILLION!Capital Expenditure to Develop a Field Using Vertical Wells 直井开发的油田的基建（资本建设）费用3 platforms @ US$300 million eachUS$900 million21 wells @ US$12 million eachUS$252 millionUS$900 million + US$252 million = US$1.152 billion!Capital Expenditure to Develop a Field Using Snake Wells来回曲折井开发的油田的基建（资本建设）费用1 platform @ US$300 million eachUS$300 million6 snake wells @ US$30 million eachUS$180 million US$900 million + US$180 million = US$480 million!Comparison of Costs 费用对比ÎWell Engineer Point of View•1 standard well =$12M •1 snake well = $30MSmartWell technology snake wells will save $672M ÎAsset Manager Point of View•3 platforms +21 standard wells = $1.152B•1 x platform +6 snake wells =$480MConclusion: A snake well is$18M more expensive than a standard well ICV PDG LVExamples of Capital Expenditure基建（资本建设）费用的例子Connector Wells多井连接Controlled Dump Flood可控制的回注Controlled Dump Flood –Reduce CAPEX –SPE 112243可控制的回注－减少基建（资本建设）费用ÎLocation 位置•Minagish Field, West KuwaitÎGoal 目标•Control and monitor downhole water dump floodfrom the high pressure Zubair formation to thelower pressured Minagish Oolite formation控制和监控从高压Zubair层到低压Minagish Oolite层的水的回注ÎChallenge 挑战•Control water flow between formations 层间控水•Control sand production from Zubair formation控制Zubair层出沙•Monitor down hole flow rate 监控产量ÎSolution 解决方案•Model reservoir to evaluate parameters required to control water rate from the Zubair to Minagish.油藏建模评估参数，控制从Zubair 到Minagish 的水量•Install HVC-ICV to allow controlled flow from Zubair to Minagish安装流量控制阀来控制从Zubair 到Minagish 的流量•HCV-ICV designed to close from any position without the requirement to fully open, thus controlling sand productionHCV-ICV 阀可调节开关控制出沙•Installation of Permanent Downhole Monitoring gauges, ported to tubing and annulus for downhole flow rate monitoring 安装永久式井下监控测量仪，监控油管和环空的流量Controlled Dump Flood –Reduce CAPEX –SPE 112243可控制的回注－减少基建（资本建设）费用Auto Gas Lift –Reduce CAPEX自动气举－减少基建（资本建设）费用Waterflood Control in a Multilateral Well – SPE 81493Water cut reduced from 99% to 71% Incremental volume of 96,000+ bbl oil produced Dehydration and water injection costs reducedBackground and Subsurface SettingLocation: Saih Rawl Shuaiba, a low permeability limestone oil reservoir in the Middle East Wells generally require artificial lift to optimize oil recovery (ESP)ChallengeUltimate recoverables were reduced because increased water cuts associated with uncontrolled laterals dominated well production Control early water breakthroughWaterflood Control in a Multilateral Well – SPE 81493Water cut reduced from 99% to 71% Incremental volume of 96,000+ bbl oil produced Dehydration and water injection costs reducedSmartWell SolutionDigital Hydraulics™ • Improved waterflood efficiency and reduced water cut of produced fluids Remotely-operated downhole interval control valves with isolation packers • Isolated water-producing laterals Same technology in water injection wells can further improve water flooding efficiencyCase Study: A Milestone for Smart Fields in Haradh Inc. IIIBackground Haradh III came onstream in February 2006, adding 300 MBPD to Arabian light crude productionResultsHaradh III set milestone for SmartWell technology at an unprecedented scale for both Saudi Aramco and the industry “The SmartWell completions were necessary to ensure production sustainability in the face of premature water encroachment.”-JPT Technology Update November 2006 N.G Saleri, Saudi Aramco Reservoir Management Head; A.O Al-Kaabi, Haradh Reservoir Management Supervisor and General Supervisor and A.S. Muallem, Udhaliyah Reservoir ManagementChallenges Geological complexities, fault/fracture systems, reservoir heterogeneities, associated premature water breakthrough (hence, oil productivity decline) put at risk 300 MBPD Arabian light crude production 30-month time window between spud date of first development well and scheduled start-up Emphasis on long-term productionCase Study: A Milestone for Smart Fields in Haradh Inc. IIIRelative Unit Cost (Dimensionless)1.0 0.70.35VERTICALH ORIZONTALM RC/SM ARTHaradh III: A Milestone for Smart FieldsJPT Technology Update N.G Saleri, Saudi Aramco Reservoir Management Head; A.O Al-Kaabi, Haradh Reservoir Management Supervisor and General Supervisor and A.S. Muallem, Udhaliyah Reservoir Managment“In essence, i-field enables real-time subsurface monitoring in combination with real-time control of ICVs. The resulting synergy is bound to bring long lasting improvements in field performance well beyond gains realized in the start up phase of Haradh III.”“The journey has just begun.”Technology Behind SmartWell CompletionsElements of SmartWell CompletionsPower and Communications Architecture and InfrastructureFlow ControlFlow MonitoringField Solutions Closing the LoopFlow OptimizationData Management Interpretation ValuationSmartWell Completion ComponentsSmartWell® Intelligent CompletionsOptimize well, production and reservoir management processes by enabling the operator to remotely monitor and control well inflow or injection downhole, at the reservoir, with no physical interventionThe Basics of an Intelligent CompletionComponents of a SmartWellDownhole Control and Communications Control SystemsSCRAMS® Digital Hydraulics™ Direct Hydraulics™ Accu-Pulse™Permanent MonitoringDownhole Flow Control Devices Zonal IsolationHF Series Packers MC Series Packers Feed-Thru Seal StackSurface Control and Data Acquistion Manual SystemPermanent Gauges and SensorsROC™ PDGs EZ-Gauge® OptoLog® DTS Symphony® Plus FloStream™Automated SystemAuxiliary ComponentsFlat-pack FMJ Connector Splice Sub Control Line Clamps Hydraulic DisconnectWellhead SensorsInterval Control ValvesIV-ICV/CV-ICV Series HV-ICV Series MC-ICV Series LV-ICV SeriesIntegrated SystemDownhole Flow Control ValvesFunction • Binary (on/off) • Discrete multi-position • High resolution/infinitely variable Actuation • Hydraulic balanced • Electro-hydraulic (SCRAMS) • Mechanical override facility Sizes and Ratings • 5-1/2”, 4-1/2”, 3-1/2”, 2-7/8” • Various static and dynamic pressure rating • Variety of materialsOptions • Shrouding and extension • Position feedback sensor • Integrated pressure/temperature • Multiplex valve control • Custom choke trim designOperation of an Interval Control Valve (ICV)Lubricator Valve (LV-ICV)On/off control of injection or production Features • Full bore ID • Deep set capability • Minimal number of moving parts • High force actuation for both open and close operationsROC™ Permanent Downhole GaugesFeatures • State-of-the-art downhole electronics • Industry-standard quartz resonating sensor • Robust design • Multi-point sensing (on ROC-D and ROC-S) Benefits • Reliable, field-proven system • Multiple gauges on single i-wire cable • Cost-effectiveData Acquisition – Downhole Fiber OpticsRate Temperaturem er oth GeDepthT al e tur ra pe emCombo Electrical/Fiber Optic CableBased on reliable, field-proven components Distributed temperature sensing fiber and electronic gauge conductor in the same package Minimizes incremental cost of DTS over conventional electronic DHPT systems Maximizes the number of connectors, feedthrough slots, penetrators, etc. Allows use of proven, reliable quartz temperature measurement of DHPT as selfcalibrating mechanism for DTS Loose fiber tube design ruggedized for the downhole environment Rated for use up to 20,000 psi at 175°C (347°F)Flat-PackFeatures • Range of configurations available to suit SmartWell applications • Range of materials available to suit the specific downhole environment Benefits • All control lines are tested and certified to include UTS, proof stress, elongation, NDT and hydraulic pressure tests • Encapsulation and bumper lines have been proven to increase loading capability of control lines • Single or multiple configurations available to facilitate completion installation and retrievalFeed-through Isolation Production/Injection PackerFeatures • Control line or tubing pressure set • Bypass for multiple control lines • Hydraulic interlock prevents premature setting • Premium threaded connections throughout Benefits • Control line feed through for SmartWell systems • Qualified for high tensile or compressive loads • Tailpipe can be left in tension or compression • No body movement during settingHF-1 Production PackerFeatures • High load carrying retrievable packer. • Hydraulic set – control line or tubing set options • Hydraulically activated anti-preset mechanism • Multiple control line feed-through (continuous) • Optional release mechanisms • No elastomers between upper / lower annulus (only packing element)。
MRC技术
1 1 0.75 0.5 0.25 0 1 km 2 km 6 km 8 km 12 km 0.42 0.35 0.23 0.8
HRDH UDC Comparison
1 1 0.75 0.5 0.25 0 Vertical Horizontal MRC/SMRT 0.7 0.42
0 700
0 0 100 200 300 400 500 600 Time (days since Start up)
0 700
Cumulative Oil and Water Production Haradh III 210 21
140
14
MRC井
70 7
No Water Production
0
MRC 井生产动态: 生产稳定
Cumulative Oil and Water Production Haradh I
210 21
210
Cumulative Oil and Water Production Haradh II
21
Single Lateral Horizontal Wells Completions
井下自动化
旋转闭环导向钻井系统
自动垂直钻井系统 地面自动化钻井装备
地面自动化
集成化
钻井 录井 测井 LWD、地质导向 试井
提高油气发现率
增加单井产量
缩短建井周期
降低吨油成本
随钻地层压 力测试
智能化
人工智能专家系统、旋转闭环导向和智能完井工艺使钻井向 智能化方向迈进了一步。
智能完井是建立数字油田基础，近年来发展迅速，有效地加 快了数字油田进程，其作用能够优化生产、提高采收率和减低生 产成本。
胆道磁共振MRCP诊断技术
• ②十二指肠后段：行经十二指肠上部后 方，其后方为下腔静脉，左侧有门静脉 和胃十二指肠动脉；
• ③胰腺段：在胰腺实质内（65%）或胰头 后方的胆管沟内（25%）或胰头后方实质 外（10%）下行
胆道磁共振MRCP诊断技术
• ④十二指肠壁内段：胰腺段胆总管下行 至十二指肠降部的中段，斜行进入肠管 后内侧壁，长约1.5～2cm。
胆道磁共振MRCP诊断技术
胆道磁共振MRCP诊断技术
胆管扩张形态：良性病变所致胆管扩张中，胆管 扩张以轻-中度扩张为主，扩张胆管呈枯树枝状或 残根状；恶性病变所致胆管扩张，多为中-重度扩 张，扩张胆管多呈软藤状改变。
胆道磁共振MRCP诊断技术
梗阻原因：肝细胞癌，胆管癌，转移癌 MRCP:肝内胆管扩张，肝外胆管一般不扩张
胆道磁共振MRCP诊断技术
（肝门部胆管） 高分化胆管细胞 癌
• (4)胆囊管：由胆囊颈延伸而成，长2～3cm，直径约0.3cm胆囊管 大多呈锐角在肝总管右侧壁与之汇合，但常有变异。
(
胆道磁共振MRCP诊断技术
肝外胆管
» 左右肝管
• 肝总管 • 胆囊/胆囊管 • 胆总管 • 十二指肠上段
• 十二指肠后段 • 胰腺段 • 十二指肠壁内段
胆道磁共振MRCP诊断技术
肝十二指肠韧带的解剖
• 肝十二指肠韧带内有胆总管、肝动脉及 门静脉
• 肝动脉居左侧 • 胆总管位于右前方 • 门静脉位于两者后方
胆道磁共振MRCP诊断技术
诊断黄疸型梗阻我们应该做 什么？
• （1）判断梗阻的有无 • （2）明确梗阻的部位------定位 • （3）鉴别梗阻的原因-------定性
胆道磁共振MRCP诊断技术
基于 STBC 和 MRC 的多天线分集算法及其性能分析
基于 STBC 和 MRC 的多天线分集算法及其性能分析许林【摘要】分集技术是对抗多径衰落的一种有效方法,而空时分组码(Space Time Block Code,STBC)和最大比合并算法(Maximum Ratio Combining,MRC)是两种常用的分集技术.提出了一种采用STBC和MRC相结合的算法,在已知信道矩阵H 的前提下,计算出两种算法可达到的信噪比,动态选择信噪比较高的方法进行传输,从而提高整个系统的接收信噪比.通过仿真可以得到,当误比特率为10-3时,混合算法的性能比两种独立算法提高了3~4 dB.%10.3969/j.issn.1001-893x.2012.12.007【期刊名称】《电讯技术》【年(卷),期】2012(000)012【总页数】5页(P1900-1904)【关键词】MIMO;最大比合并;正交空时分组码;多天线分集【作者】许林【作者单位】中国西南电子技术研究所,成都610036【正文语种】中文【中图分类】TN9111 引言随着移动用户数目的增加以及人们对通信速率要求的提高,无线通信的容量需求在迅速增长,但现有的无线频谱是有限的,因此如何更高效地利用有限的通信资源成为无线通信新技术发展的焦点所在。
多输入多输出(Multiple Input Multiple Output,MIMO)系统通过在发送端和接收端采用多天线技术,大大提高了频谱利用率,同时多天线系统带来的空间分集,可以有效地对抗多径衰落,保证了高速传输的可靠性[1]。
V.Tarokh等人在1998年提出了空时分组码(Space Time Block Code,STBC)的概念以及相应的编码规则[2],STBC的提出大大提高了MIMO系统的性能。
但是目前的STBC编码技术中还存在一些亟待解决的问题。
首先,空时分组码是针对高信噪比的条件设计的;其次,空时分组码适用于具有丰富多径分量的信道环境;最后,空时分组码的设计主要针对于发送端,而对于接收端言之甚少。
MRC开展常见问题集
MRC开展常见问题集1、训练器戴多久需要更换为下一个阶段训练器？回答：一般一个阶段需要佩戴4-6个月，口周肌群的不良习惯基本纠正，牙列有明显改善，孩子可以把矫治器整晚戴在嘴巴里不掉出来并且持续戴用一个月，就可以换下一个阶段，时间长短具体看患者的依从性。
更换训练器时，可以嘱患者清醒时戴用第二阶段训练期，晚上先戴用第一阶段训练器，适应后再过渡到清醒和睡觉时均戴第二阶段训练器。
2、有无针对性的肌功能训练？回答：早期矫治需要做弹舌、鼓气、噘嘴三个基本的肌肉训练，第二阶段过程中如果患者还有其他的不良肌肉习惯或者颈肩肌肉问题，我们还要针对性的做训练，比如说不良吞咽，我们就重点做吞咽的训练等。
肌肉训练这一块需要跟老师系统学习的。
3、一定要拍全景片和头颅侧位片？回答：一般乳牙列和恒牙列早期的患者可以不拍全景和头颅侧位片。
可以通过口腔检查和动态诊断来选择矫治器进行佩戴、治疗。
有全景片我们医生可以观察测量牙量和骨量的匹配度，了解乳牙与恒牙胚的情况：有无多生牙，先天缺失牙等。
侧位片上我们可以看出孩子气道是否狭窄，腺样体与扁桃体有无肥大，舌骨位置的高低等。
3、训练器大小如何选择？回答：测量上颌2-2切中1/3唇侧远中弧度距离，32-38用中号，大于38是大号，小于32小号。
最准确的办法是把牙套放在模型上，覆盖最后一颗磨牙三分之二以上才可以，宁大勿小。
覆盖大的患者需要选用唇屏比较高的训练器。
4、训练器晚上总掉出来怎么办？回答：因为有异常肌力存在，刚开始佩戴的时候大部分患者都会在夜间有脱落的现象，这是正常的。
夜间脱出口外的训练期不需要再戴入口内，叮嘱患者坚持清醒的时候按要求佩戴MRC，增加清醒时佩戴时间，并且加强肌肉的训练，慢慢地就会整夜都不掉出来了。
5、患者戴用MRC后牙齿疼痛、松动怎么办？回答：患者初戴矫治器有时会感觉牙齿酸胀或者牙齿松动，临床检查没有早接触、松动在Ⅰo以内，都属于正常现象，一般3-5天都会缓解，不影响进食。
MRC技术在全球油田开发中的应用
MRC技术在全球油田开发中的应用沈平平;江怀友;赵文智;裘怿楠;刘俊姝;刘和年【摘要】MRC技术被国际石油专家们确立为21世纪初最具发展潜力的8项钻井新技术之一,代表了21世纪石油技术的发展的方向.MRC除具有水平井的常规优势外,其成本比单个水平井低,是从1个主井眼中钻成2个或多个分支井眼,从而钻遇多个不同空间位置的产层、增大储层钻穿几率和有效面积、提供多种泄油模式以及控制底水锥进和延缓边水推进速度,进而提高单井油气产量.发达国家MRC的技术日渐成熟,已成为油气田开发的一种重要技术在世界范围内广泛应用,必将为全球油气资源的高水平、高效益开发和可持续发展作出积极贡献.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2007(029)002【总页数】5页(P95-99)【关键词】MRC技术;多分支井;油田开发【作者】沈平平;江怀友;赵文智;裘怿楠;刘俊姝;刘和年【作者单位】中国石油勘探开发研究院,北京,100083;中国石油经济技术研究院,北京,100011;中国石油勘探开发研究院,北京,100083;中国石油勘探开发研究院,北京,100083;大庆油田有限责任公司,黑龙江大庆,163453;中国石油国际勘探开发公司,北京,100083【正文语种】中文【中图分类】TE142分支井的概念起源于20世纪30年代，而世界上首先开展分支井技术研究是在20世纪50年代。
第1批多分支井开始于前苏联的俄罗斯和乌克兰地区，一开始技术发展缓慢，主要原因是完井技术不过关。
1995年以后，随着水平井完井技术的发展和三维地震技术的普及，多分支井技术得到迅速发展。
美国、加拿大、英国、法国、沙特等国家的多家石油公司对分支井的开发应用给予了较大的投入，开始集中力量解决分支井的完井系统问题。
完井工具和工艺技术的成功开发使分支井技术在世界范围内广泛应用，并日益得到开发商的重视，其技术发展到了一个新阶段。
1 MRC技术MRC技术是在水平井、定向井基础上发展起来的。
mrc原理
mrc原理MRC (Machine Reading Comprehension) 是一种机器阅读理解技术，通过让计算机从大量的文本数据中获取并理解问题的答案来进行自动化的信息提取和问答。
MRC的基本原理是将问题和待解答的文本材料输入到模型中，模型通过学习，理解文本内容，并从中提取出正确的答案。
MRC技术的发展离不开深度学习技术的进步。
深度学习是一种基于人工神经网络的机器学习方法，通过模拟人脑神经元之间的连接来模拟智能行为。
深度学习结合了多层神经网络和大规模数据集的训练，使得计算机可以通过学习和迭代的过程从数据中提取特征并做出预测。
MRC的实现原理可以分为以下几个步骤：1. 文本预处理：将问题和待解答的文本材料进行分词和构建句子表示。
分词是将连续的文本序列切割成一个个单词或词组，构建句子表示是将分词后的文本转化为数学向量，以便计算机能够处理。
2. 文本编码：将分词和句子表示的文本输入到深度神经网络模型中进行编码。
编码模型的目标是将分词和句子表示的文本转化为一种更好的表示形式，以提取文本中的关键信息。
3. 上下文建模：对编码后的文本进行上下文建模，以了解文本之间的关系。
上下文建模的方法可以是循环神经网络（Recurrent Neural Networks，RNN）或Transformer等模型。
4. 答案预测：根据问题和上下文建模，对模型进行训练，使其能够根据问题正确预测答案。
训练可以采用监督学习的方式，通过比较模型预测的答案与真实答案之间的差异来优化模型。
MRC的关键在于如何理解问题和上下文，并从中提取出正确的答案。
为了让模型具备这样的能力，需要设计合适的网络结构和学习算法。
近年来，基于深度学习的MRC模型取得了很大的进展，诸如全卷积网络、门控循环单元（Gated Recurrent Unit，GRU）、长短期记忆（Long Short-Term Memory，LSTM）等模型被广泛应用于MRC任务中。
牙齿矫正系统
MRC CLINICS CASE FILE
No 3
I3N I3 - Myolay Patient Name: RHYS WADE - -COOPER - DOB 20.08.92
02/04/09 30 August 2005 02/04/09 30 August 2005
这些是训练器，用于在正畸治 疗前，和治疗中，和治疗后来 改善肌功能
这些是不同年 龄的不同选择
这些是高端的 系列。
根据Frankyl 原 理而设计。
它们是i2和i3分别 帮助二类，三类的 病例
肌功能矫治性的牙齿 正位器。
MRC材料的介绍
infant乳牙期材料
男孩用蓝色。女孩用粉红色。有软的和硬的，分别为
MRC系统的原理 通过训练舌头的正确位置，正确的吞咽方式和用鼻呼
吸，MRC的训练器和矫治器给孩子们带来整齐的牙齿 排列。同时，训练器也对牙列施加轻度的力量，以帮
助牙齿的排列和牙弓的扩张。这样的治疗不但排齐了
牙齿，而且给孩子们美丽的脸形。同时，大大减少戴 托槽矫治的机会也避免了拔牙的发生。
治疗目标 ------------注意，排齐牙齿是治疗目标的最后第二项 鼻呼吸 双唇休息时，自然闭合 舌位正确 吞咽时下唇没有动作
A系列，用于青少年及成人
治疗轻度错颌畸形，正畸治疗后复发的错颌畸形。
A1是软的，A2是硬的，A3保持 分为中号和大号
T1和T3，正位器系列
用于肌功能训练后的保持和正位
青少年， 但不能用于覆颌，覆盖大于5mm的病例，不
能用于三类和开颌的病例。 大小分为1-7七种
MRC常见问题解答
MRC 系列常见问题的解答1．治疗的重点在哪里MRC 的理念在于“Myofunctional Orthodontics 肌功能正畸”，所以，该理念并不同于一般概念上的功能性材料。
可以从以下几点来说明该系统的中心思想是“MRC的研究成果可以使正畸治疗，变得简单易行，更有效，更稳定。
同时，错误的肌功能/习惯问题得到纠正”1)儿童正畸，包括乳牙期及混合牙列期的治疗，应该而且可以尽早尽快地开始。
问题刚刚萌出的时候，就可以进行治疗。
2)家长和医生不能忽视口腔坏习惯对牙列的危害。
孩子的坏习惯，包括吮手指，口呼吸，咬下唇，不正确的吞咽，必须要得到纠正。
3)儿童的错颌畸齿是关系孩子一生健康的整体问题。
4)对于每一个错颌畸齿的治疗功能的矫正是成功的关键。
不仅仅是吐舌和口呼吸，还有异常吞咽都是功能性问题。
当医生看到狭窄的上颌，你一定会意识到舌头位置的错误和吞咽的错误。
5)功能问题会影响颅面颌的发育，正畸治疗效果的稳定性和未来TMJ关节病。
4．为什么预成的材料能够适合每个人的牙弓形态1）材料非常柔软，有极强的弹性和记忆力，所以能够适合大部分的病人。
2）i系列的材料（i2，i2N，i3，i3N）有三个不同的大小可以进行选择。
3）对于特别的病例，如弓外牙。
需要用其他材料先治疗一小段时间。
等到牙齿可以带入MRC 材料的牙弓轨道了，就立即用MRC的材料。
4）对材料可进行修剪，使其个性化调整和修剪通常而言，训练矫治器不需要修整。
请你不要为患儿戴入口中。
告诉他们把两端向里推，再将矫治器放入口中。
查看是否有疼痛的现象。
一般，不会有这种情况。
只有特别狭窄的嘴巴，当病人说两段过长或病人没有办法合嘴的时候，有可能要将磨牙垫修去2到3毫米。
修剪…对于软质的训练矫治器，可用剪刀修去不舒适的地方。
对于硬质的训练矫治器，可用带有直手机的打磨树脂的车针修剪去任何不适的地方。
在晚上戴用后，如果小舌顶的部位疼痛，可加深任何一侧的V字开口。
如果病人开口过大，前牙不能进入到牙槽中，可将磨牙垫后端修去 2 到 3 毫米，以帮助闭合而纠正这一问题。
分销渠道类型及各自优缺点.
分销渠道类型及各自优缺点由于我国个人消费者与生产性团体用户消费的主要商品不同，消费目的与购买特点等具有差异性，客观上使我国企业的销售渠道构成两种基本模式：企业对生产性团体用户的销售渠道模式和企业对个人消费者销售渠道模式。
再根据有无中间商参与交换活动，可以将上述两种模式中的所有通道，归纳为两种最基本的销售渠道类型：直接分销渠道和间接分销渠道。
间接渠道又分为短渠道与长渠道。
一直接分销渠道直接分销渠道是指生产者将产品直接供应给消费者或用户，没有中间商介入。
直接分销渠道的形式是：生产者——用户。
直接渠道是工业品分销的主要类型。
例如大型设备、专用工具及技术复杂等需要提供专门服务的产品，都采用直接分销，消费品中有部分也采用直接分销类型，诸如鲜活商品等。
1.直接分销渠道的具体方式企业直接分销的方式比较多，但概括起来有如下几种：(1)订购分销。
它是指生产企业与用户先签订购销合同或协议，在规定时间内按合同条款供应商品，交付款项。
一般来说，主动接洽方多数是销售生产方(如生产厂家派员推销)，也有一些走俏产品或紧俏原材料、备件等由用户上门求货。
(2)自开门市部销售。
它是指生产企业通常将门市部设立在生产区外、用户较集中的地方或商业区。
也有一些邻近于用户或商业区的生产企业将门市部设立于厂前。
(3)联营分销。
如工商企业之间、生产企业之间联合起来进行销售。
2.直接分销渠道的优缺点(1)直接分销渠道的优点：①有利于产、需双方沟通信息，可以按需生产，更好地满足目标顾客的需要。
由于是面对面的销售，用户可更好地掌握商品的性能、特点和使用方法；生产者能直接了解用户的需求、购买等特点及其变化趋势，进而了解竞争对手的优势和劣势及其营销环境的变化，为按需生产创造了条件。
②可以降低产品在流通过程中的损耗。
由于去掉了商品流转的中间环节，减少了销售损失，有时也能加快商品的流转。
③可以使购销双方在营销上相对稳定。
一般来说，直销渠道进行商品交换，都签订合同，数量、时间、价格、质量、服务等都按合同规定履行，购销双方的关系以法律的形式于一定时期内固定下来，使双方把精力用于其他方面的战略性谋划。
mrc使用方法
mrc使用方法一、什么是MRC。
1.1 MRC呀，它可不是什么神秘莫测的东西。
简单来说呢，MRC就是机器阅读理解（Machine Reading Comprehension）的简称。
这就好比是我们让机器像人一样去读书、看文章，然后回答关于这篇文章的各种问题。
就像学生做阅读理解题一样，只不过这个“学生”是机器。
1.2 打个比方，你给机器一篇新闻报道，然后问它报道里提到的事件发生的时间、地点、人物等信息，MRC技术就能让机器从那篇报道里把答案找出来。
这就像是给机器装上了一个超级聪明的大脑，能理解文字背后的意义。
二、MRC的使用步骤。
2.1 首先呢，得有数据。
没有数据就像巧妇难为无米之炊。
这个数据就是那些文章、文本之类的东西。
这些数据要尽可能的丰富多样，涵盖各种领域的知识。
比如说，如果你想让MRC在医疗领域发挥作用，那就得有大量的医学文章作为数据基础。
这就好比是给机器准备了一个知识宝库，它才能在里面找到答案。
2.2 然后呢，就是模型的选择。
这就像我们选鞋子一样，得选适合自己脚的。
有各种各样的MRC模型，有的适合处理长文本，有的在处理特定类型的问题上比较厉害。
你得根据自己的需求去挑选。
要是选错了，就可能事倍功半。
2.3 接下来就是训练了。
这可是个关键的步骤。
就像训练运动员一样，得下苦功夫。
在训练过程中，要不断给机器输入问题和对应的答案，让它逐渐学会如何从文本中准确地找到答案。
这个过程可能会比较漫长，也会遇到各种各样的问题，但是只要坚持下去，就像铁杵磨成针一样，机器会越来越聪明。
三、MRC的应用场景。
3.1 在教育领域，MRC可以说是个得力助手。
比如说，老师可以利用MRC技术快速地给学生出阅读理解的练习题，还能让机器自动批改。
这就大大减轻了老师的负担，让老师能把更多的精力放在教学内容的设计上。
而且，对于学生来说，这也是个很好的学习工具，可以随时进行自我检测。
3.2 在信息检索方面，MRC也有着不可替代的作用。
天然气液化工艺部分技术方案(MRC)..
天然气液化工艺部分技术方案（MRC）一、天然气液化属流程工业,具有深冷、高压,易燃、易爆等特征,在生产中具有极高的危险性,既有比较高的温度（280℃)和压力(50Bar），也有低温(—170℃），这些单元之间紧密相连，中间缓冲地带比较小，对参数的变化要求严格,这对LNG液化装置连续生产自动化提出了很高的要求。
LNG装置的制冷剂配比与产量和收率直接相关,因此LNG生产过程中控制品质占有非常突出的位置。
整个生产过程需要很多自动化硬件和配套的软件来实现。
以保证生产装置的安全、稳定、高效运行,不仅是提高效益的关键，而且对生产人员、生产设备，以及整个厂区安全都十分重要.二、工艺过程简述LNG工艺流程图参见P＆ID图1、原料气压缩单元来自界区外的天然气经过过滤器除去部分碳氢化合物、水和其它的液体及颗粒。
35MPa（G）的原料气进入脱CO2单元。
3、脱水脱酸气单元原料气进入2台切换的干燥器,在这里原料气所含有的所有水分和CO2被脱除，干燥器出口原料气中水的露点在操作压力下低于-100℃。
经过分子筛干燥单元,在这里原料气再经过两个过滤器中的一个进行脱粉尘过滤。
4、液化单元进入冷箱的天然气在中被冷却至-35℃,在这个温度点冷箱分离罐中，脱除大部分重烃；天然气继续冷却至—70℃，在这个温度点，天然气在冷箱分离器中,脱除全部重烃，出口的天然气中C5+重烃含量降至70ppm以下;甲烷气继续冷却至—155℃,节流后进入冷箱分离罐中分离，液体部分即为液化天然气被送至液化天然气储罐中储存，气相部分返回冷箱复温后用作分子筛干燥单元的再生气.5、储运单元来自液化单元的液化天然气进入液化天然气储罐中储存，产量为420m3,储罐容量为4500 m3，储存能力为10天.6、制冷剂压缩单元按一定比例配比的制冷剂，经过制冷压缩机增压至1。
3MPa（G)后经中间冷却器冷却后，进入中间分离罐中分离，气体部分进入制冷剂压缩机二级增压至4。
9MPa（G）并与来自分离罐的液体混合后进入后冷却器冷却，进入分离罐中分离，气体部分流至冷箱顶部，液体部分经制冷剂泵送至冷箱顶部与气体部分混合后进入冷箱换热器冷却，冷却后的低温制冷剂由换热器底部流出，经节流阀节流降压降温后返回换热器，作为返流制冷剂为原料气和正流制冷剂降温液化提供冷量，低压制冷剂复温后出冷箱换热器。
MRC肌功能训练器治疗替牙期错畸形的效果分析
MRC肌功能训练器治疗替牙期错畸形的效果分析【摘要】MRC肌功能训练器是一种治疗替牙期错牙合的有效工具。
本文首先介绍了MRC肌功能训练器的作用和治疗原理，然后分析了替牙期错牙合的病因。
通过临床实践发现，采用MRC肌功能训练器治疗替牙期错畸形能取得良好的临床效果。
文章还介绍了MRC肌功能训练器的使用方法。
结论部分讨论了MRC肌功能训练器在治疗替牙期错牙合中的应用前景，给错牙合患者以鼓励和建议，并提出未来的研究方向。
研究表明，MRC肌功能训练器在替牙期错牙合治疗中具有很大的潜力，为错牙合患者带来了新的治疗选择和希望。
【关键词】MRC肌功能训练器, 替牙期错畸形, 错牙合, 临床效果, 治疗原理, 病因分析, 应用前景, 鼓励建议, 研究方向.1. 引言1.1 研究背景MRC肌功能训练器通过刺激口腔肌肉的活动，帮助患者校正咬合不良、改善口腔功能等问题，对于替牙期错牙合的治疗具有独特的优势。
本研究旨在探讨MRC肌功能训练器在替牙期错畸形治疗中的作用，为临床医生提供更科学、有效的治疗方案，帮助患者获得更好的治疗效果和口腔健康。
通过对MRC肌功能训练器的治疗原理、临床效果及使用方法进行深入探讨，有望为替牙期错牙合患者提供更好的治疗选择，提高患者的治疗满意度和生活质量。
1.2 研究目的本研究的主要目的是探讨MRC肌功能训练器在治疗替牙期错畸形中的效果及作用机制，为临床医生提供更科学、更有效的治疗方法。
通过对MRC肌功能训练器治疗替牙期错畸形的临床效果进行分析，可以更准确地评估该方法的疗效，为患者制定个性化的治疗方案提供依据。
本研究旨在深入分析替牙期错牙合的病因，探讨MRC肌功能训练器的治疗原理和使用方法，从而为临床实践提供更深入的理论依据。
通过这一研究，我们希望能够更全面地了解MRC肌功能训练器在替牙期错畸形治疗中的作用，为临床医生提供更多的实用信息和经验，提高治疗效果，改善患者的生活质量。
我们也希望为未来的研究提供一定的参考和启示，促进该领域的持续发展和进步。
ssh—MRCPsMRCP—3D序列对胆囊管显像价值的比较研究
ssh—MRCPsMRCP—3D序列对胆囊管显像价值的比较研究【关键词】磁共振胰胆管成像；胆囊管；胆管变异；对比研究Firt-author’addre：TheSithPeople’HopitalofLuoheCity，Luohe462000，Chinadoi：10。
3969、j。
in。
1674-4985、2022、22、0141、2检查方法全部病例采用PHILIPS1、5T磁共振扫描仪，配用SENSE-Body体部相控阵线圈。
扫描前患者禁食、禁水8h以上。
患者取仰卧位，检查前进行呼吸训练。
MRCP扫描序列包括：（1）单次激发快速自旋回波序列h-MRCP（TSE序列，TR8000m，TE800m），层厚40mm，激励次数=1，矩阵320512，视野300～350mm，脂肪抑制，采用屏气技术，斜冠状位，每隔12～15°扫描一层，共扫描6个层面，扫描时间共48，分别获取h-MRCP图像。
（2）三维快速自旋回波高分辨率容积扫描序列MRCP-3D（TRhortet，TE700m），层厚2、5mm，间隔-1、3mm，激励次数=1，矩阵320512，视野300～350mm，脂肪抑制，配合呼吸触发技术，斜冠状位，扫描时间3：18m。
扫描后进行多角度最大信号强度投影（MIP）技术对原始数据进行后处理，获取MRCP-3D图像。
1、3图像评价标准与分析方法结合临床和手术结果，图像由两位经验丰富的高年资放射科医师对h-MRCP、MRCP-3D序列（包括原始图像）图像共同观察和分析。
首先对胆囊管图像质量进行评价，内容包括胆囊管的形态、走行和汇入胆管的位置，并进行解剖分型，对有病变者判断其征象显示情况及诊断，如意见有分歧通过讨论达成共识。
图像评分标准采用国内毕杰等[7]报道的4分法：1分：胆囊管解剖结构及病变未见显示；2分：解剖结构及病变显示模糊或部分显示，无法作出诊断；3分：解剖结构及病变显示基本清楚而对比效果欠佳，但不影响诊断；4分：解剖结构及病变显示清晰、锐利且对比良好。
mrc工艺技术
mrc工艺技术MRC（Manufactural Resource Planning）工艺技术是一种基于先进的计算机辅助设计和制造技术的工艺技术，它能够实现产品的高效制造和生产。
在MRC工艺技术中，利用计算机进行工艺设计和制造，有效提高产品的质量和生产效率。
MRC工艺技术的核心是计算机辅助制造（CAM）和计算机辅助设计（CAD）。
CAD技术主要用于产品设计和工艺规划，可以通过三维建模和虚拟仿真等手段，有效地进行产品设计和工艺流程的优化。
CAM技术则主要用于实际的制造过程中，通过计算机控制数控机床、机器人等设备，实现工件的切削加工、焊接、装配等工艺操作。
MRC工艺技术的最大优势是能够大幅度提高产品的生产效率。
相比传统的手工操作，计算机控制的制造过程更加精准和高效，可以大大缩短生产周期。
例如，在传统的车间生产过程中，工人需要手动控制机床进行切削加工，生产效率低下且易出现误差。
而在MRC工艺技术下，由计算机控制数控机床进行加工，不仅能够保证产品的精度和质量，还能够大幅度提高生产效率，同时还可减少人力成本。
此外，MRC工艺技术还能够提高产品的质量和一致性。
在产品设计和工艺规划阶段，CAD技术可以帮助设计师进行虚拟仿真，预测产品的性能和制造难度。
通过分析工艺流程，优化设计方案，可以减少产品的制造缺陷和误差，提高产品的稳定性和一致性。
而在实际的制造过程中，CAM技术可以保证工序的精确控制，避免人工操作引起的误差和损耗，从而提高产品的质量。
另外，MRC工艺技术还可以提高企业的竞争力。
随着科技的不断进步，市场对产品的质量和效率要求也越来越高。
利用MRC工艺技术可以实现产品的高度精准制造和大规模生产，满足市场需求。
同时，由于MRC工艺技术能够减少人力成本和资源浪费，也可以降低产品的制造成本，提高企业的盈利能力和竞争力。
综上所述，MRC工艺技术是一种基于计算机辅助设计和制造的工艺技术，通过CAD和CAM技术的应用，实现产品的高效制造和生产。
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30 20 10 0
%
推广应用
➢在生产水平井MRC改造-LF13-1-21H1
21H1井2006年6月24日投产，目的层 SL3-5，初期日产油量1474BBL，日产液 量1540 BBL，含水4.27%；
2013年8月底日产油134BBL，含水 82%；
储层物性较差(K:10~100mD) ，采液指 数0.4 b/d/psi。
措施效果显著
效果分析
接近侧钻 废弃产量
MRC 改造作业
✓ 日产油由219桶提高到1490桶，年增油超18万桶，低效井变高产井； ✓ 保守预测最终井控储量采收率提高5%-10%； ✓ 投产21天即回收作业成本，年创收2亿人民币。 ✓ 截止目前，累增油近60000方。
目录
南海东部增产措施的出路问题
前期侧钻次数多导致后期钻井防碰难度越来越高，一些潜力井位无法轨迹设计 困难，钻井工程实施难度大；
特高含水油田开发后期基本是以水带油，现实需要倍加珍惜现有井筒资源。
陆丰13-1油田SL4剩余油分布
西江30-2油田油井轨迹图
序号
平台
井槽数
在生产 井数
新加 井槽
数
实施时间
1 XJ24-3 30
29
液863BBL，含水73%； 13H生产层位物性较差(K：~38mD) ，采液指数1.0 b/d/psi较低，日产液量一直在800-
1000bbl，达不到配产要求。
鉴于LF13-1-29H1井α层实施MRC作业 后，效果显著，故对13H井进行MRC储 层改造。
13H
13H井目的层： 2500顶部α层SL-1层， 尚有剩余油分布。
解决致密层状岩性油藏横向导流差的问题： HZ19-2油田油层厚度大，属于透镜体层状岩性油 藏，且致密、产液量低，只有定向井才能有效开 采，同时借助径向水射流技术增加单井泄流半径；
解决特殊井况问题：如LF13-1-29H1井水平段泥 岩垮塌。
油藏 水源层
A:水源层在下部
只有突破常规，跳出如堵水、补孔、侧钻等传统套路，才能最大限度激活油井， 应对南海东部油田改造增产的特殊要求。
➢ 1°弯角的马达造斜率在3～8°，对比1.2°和1.5°的弯角，既能满足滑 槽要求，又能避免因造斜率过高，导致轨迹穿过储层。
➢ 选择牙轮钻头，以保证马达工具面的稳定，防止因钻具震动太大，导致 滑槽时间长，甚至不成功。
优选工具，MRC1滑槽一次性成功
工艺难点
✓ 储层保护：据经验选择Perfflow暂堵剂，可屏蔽已打开地层，勿需破胶；
打破常规思维，突破常规增产工艺思路，如酸 化等，通井过程中适当“绕行”增大泄油面 积，把MRC技术移植至大修方案；
经研究论证，在29H1老井眼基础上通过MRC 技术沟通被垮塌泥岩所埋井眼，最大限度动用 原井眼控制区域内资源，延长油井生命周期；
最终大修方案确定MRC水平井储层改造；
从方案构思、批复至实施不足一月，作业工期 16天，水平位移总长由600米增至1364米。
排量抽吸，见油后降低频率稳定生产。
工艺难点
✓ 油藏接触位移分支的尺寸定夺
➢若是侧钻，井眼尺寸选择为：8”1/2套管开窗，下入7”套管，打6”裸眼段； ➢ 2500层顶部SL-1层，油层薄0.5～2米。地质要求控制水平段轨迹在距储层顶0.5米
以内。 因此，派生的双分支均选择6”井眼。 ➢ MRC技术应用在6″水平井眼在亚太地区尚属首次，无任何作业经验可以借鉴； ➢ 完全依靠钻具自重，实现滑槽并偏离老井眼。
造台阶点 3334m
LF13-1油田2500层构造图 双分支轨迹图
MRC1
MRC2
工艺难点
29 H1 分 支 井 轨 迹 油 藏 剖 面 示 意 图
29 H1 井 轨 迹 油 藏 剖 面 示 意 图
目录
南海东部增产措施的出路问题
针对特殊问题的创新思维
工艺难点
效果分析
推广应用及前景展望
南海东部增产措施的出路问题
➢ 增产工艺思路：提高体积波及效率
体积波及效率是评价油田开发效果的重要参数，影响体积波及效率的因素很多，诸 如井网密度、层系划分、油层的非均质性等；
体积波及效率与油田的最终采收率密切相关，尤其是低渗油藏，如LF13-1油田的α 层，单井井筒泄油半径仅100-150米，范围极其有限，如何提高体积波及效率将成为 该类储层的重要攻关方向；
目录
南海东部增产措施的出路问题
针对特殊问题的创新思维
工艺难点
效果分析
推广应用及前景展望
工艺难点
工艺思路
把MRC技术移植至大修方案，在老 井眼基础上通过MRC技术沟通被垮塌泥 岩所埋有效井段，最大限度动用原井眼控 制区域内资源。
难点
✓ 油藏接触位移分支的尺寸定夺 ✓ 工具选择 ✓ 油藏接触位移分支的派生点选择 ✓ 储层保护 ✓ 清井返排策略：启井后，先用60HZ大
又如层状油藏纵向上合采，易产生层间干扰，部分低渗层产能被严重抑制，采用细 分开采思路，可逐层提高体积波及效率。
南海东部增产措施的出路问题
MRC
LWD
面对水平段泥岩垮塌的LF13-1-29H1井，采用MRC理念， 绕行通井找回泥岩掩埋的水平井段，同时为避免再次穿入 泥岩层，措施过程中使用随钻测井工具，规避风险。
6 2009-2010
2 XJ30-2 30
30
6 2007-2008
3 XJ23-1 24
24
4
2013
西江油田群新加井槽项目统计
南海东部增产措施的出路问题
与天津、上海、湛江其他三个海域相比，南海东部的增产措施具有其特殊性。
解决陆相砂岩储层地层能量补充问题：陆丰α低 渗层以及深层系恩平组致密砂岩储层，具有含水 低、产量低的生产特征，对于此类储层主要通过 自流注水的方式补充油井能量，如HZ25-3油田；
➢ Perfflow暂堵剂在陆丰13-2A自喷井修井中成功应用； ➢ Perfflow暂堵剂可自然降解，无需重新处理。
• 根据以往完井经验，SL-1层破胶后， 地层漏失速度约40～50桶/小时。 • 井筒漏失将对MRC2井眼的作业带来 很大的井控风险，同时也对MRC1井眼 造成二次污染。
• MRC1完成后，进行破胶。破胶后漏 失量40桶/小时，破胶成功。替入60桶 Perfflow暂堵剂后，漏失量降为零。 • MRC2完成后，采用完井液顶替井筒 泥浆，进行第二次破胶。
针对特殊问题的创新思维
MRC水平井储层改造技术
MRC技术示意图
☆ 海上平台、井槽有限，仅靠侧钻调整井，油井泄流通道 有限，挖掘井间剩余油难度较大。
☆ MRC水平井储层改造技术，通过老井眼派生出若干进入 油气藏的位移分支，立体式网络状沟通渗流通道，最大 程度挖潜近井地带剩余油富集区。
☆ 该技术适用于中低渗油藏，利用MRC技术改造在生产水 平井，可实现一井多向采油，获得最大体积波及效率， 达到增油控水效果，最大限度提高原油采收率。
★ 难道就没有办法恢复老井眼
★ 难道就此放弃现井眼资源
针对特殊问题的创新思维
16H1MLa/ML b
29H1Ma/ Mb
★由于α层渗透率较低，水平井段的有效泄油半径极其有 限，只能通过增加在生产井的油藏接触面积，才能有效挖潜 近井地带剩余油，轻易选择侧钻将造成不必要的资源浪费。
针对特殊问题的创新思维
截止目前，累计增油已达到23000余方。
1800
1500
产 量1200来自（桶 900）
600
300
0 2013/9/1
LF13-1-13H井生产曲线图
日产液（桶）
日产油（桶）
含水率（%）
MRC改造
2013/11/1
2014/1/1
2014/3/1
2014/5/1
2014/7/1
100 90 80
70 含 60 水
作业背景：6″井段钻至3538m
时通过随钻曲线变化，初步判断 碰到油层底部，改指令为快速增 斜。钻进至3565m后，发现伽马值 一直增大，认为可能打穿上部盖 层。重新修改指令为快速降斜， 钻具重新回到油层。最终确认从 3541m～3646m（105米）为顶部泥 岩盖层段。
针对特殊问题的创新思维
LF13-1-29H1井因井壁泥岩垮塌，产液量和产油量急剧降低，接近废弃产能。若 无任何储层改造手段，井控储量最终采出程度仅18%；
保留该原井眼6″水平段，水平段悬空划 槽两个分支，扩大井眼泄油面积。
推广应用
➢在生产水平井MRC改造-LF13-1-13H
分支名
MRC1
侧钻点（m） 初始井斜（°）
3613 90.33
最大狗腿度（°/30m）
3
最终井深（m） 最终井斜（°）
进尺（m）
3958 88.97 345
MRC2
3697 89.40
在作业过程中，在已打开的分支中加入perfflow暂堵剂，形成暂时的屏蔽作用， 可以避免另一分支返出的泥浆、岩屑进入该分支产生漏失，造成储层污染。
工艺难点
具体工艺方案
为尽量找回垮塌填埋390米有效井段，确保最 大油藏接触面积，派生两个分支： • MRC1从3334m至3893m，分支有效长度559米； • MRC2从3585m至3850m，分支有效长度265米。
针对特殊问题的创新思维
工艺难点
效果分析
推广应用及前景展望
推广应用
➢在生产水平井MRC改造-LF13-1-13H
LF13-1-13H井2009年12月投产，目的层SL1，初期日产油1209BBL，含水12.56%； 随后产油量急剧下降，2010年初提频，产液及产油有所上升，2013年日产油233BBL，日产