泥质细粉砂油藏用可起泡树脂固砂剂的施工方法与流程

本发明涉及一种泥质细粉砂油藏用可起泡树脂固砂剂的施工方法，属于油田化学防砂
技术领域：
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背景技术：
：“砂、蜡、水”是采油工程技术工作者的研究重点，出砂不但缩短油井的寿命，磨蚀井下、地面设备，桥堵或堵塞井眼，而且会降低油井的产量，甚至迫使油井停产，严重影响了油田的正常生产，甚至造成油井坍塌，油井报废。疏松砂岩油藏分布广泛、储量丰富，在石油开采中占有重要地位，但疏松砂岩储层在生产过程中极易出砂，尤其是高泥质疏松砂岩油藏，此类油藏具有泥质含量高、细粉砂含量高的特点，在生产过程中由于地层出砂、堵塞，使该类油藏的防砂有效期远低于平均防砂有效期，严重制约了油藏的防砂开采效果。因此，对出砂井进行有效防砂是保证油田正常生产的首要措施。随着油田防砂技术的不断发展，逐步形成了化学防砂和机械防砂两大类。机械防砂虽然有效期长，但没有从根本上解决地层出砂的问题，且机械防砂对细粉砂的防治能力相对较弱，而且对套变井无法采用机械防砂。我国目前使用的化学防砂方法主要是树脂液防砂和树脂涂敷砂，胶结剂以树脂为主。尽管常规的树脂防砂有许多优点，但也存在许多亟待解决的问题。例如，采用地下树脂合成法时，注入的是单体，而聚合反应在地下难以均衡进行，且交联反应不完全，防砂后固结强度达不到防砂标准，导致防砂失败或有效期减短。采用树脂地面合成时，因树脂粘度高，需加入有机溶剂，成本高且有污染，另外加入固化剂后，反应速度快，有可能在泵入地层途中就开始固化，从而堵塞机具。此外，大多数树脂固结后渗透率下降严重，只能保持原始渗透率的40％～60％，导致减产，严重时堵死，石油无法产出。常规化学防砂体系中还普遍存在有效期短，耐介质性差及防砂失败后处理麻烦等问题。中国专利cn105199698a公开了一种新型低温涂覆砂，有a、b两组份按照1:1的重量比配制，其中a组分包括：石英砂、粘结剂、偶联剂、分散剂和促进剂；b组份包括：石英砂、固化剂、偶联剂、分散剂和促进剂，该新型低温涂覆砂固化速度快，早期强度高，适用的油层温度范围广，产品在45～260℃条件下24h即可以产生较高的早期强度，侯凝时间短。中国专利cn101747882a是以复合酚醛-环氧树脂为胶结剂的低温覆膜砂与水溶性固化剂混合构成在有水环境和低温条件下具有高反应活性的固化体系，在水溶性固化剂的作用下，低温覆膜砂可在30～50℃的温度范围内固化，所形成固结体的抗强度和渗透率较高，并具有较强的抗温、抗老化和抗冲刷能力，可满足低温油藏防砂要求。这两种体系活性高，固化速度快，在没有注入地层前存在高固化风险，施工难度大。美国专利us4018285公开了用甲醇、乙醇、异丙醇、酮、乙二醇醚等有机溶剂稀释热固性酚醛树脂(浓度大约10-20％)处理近井地带，在地层砂粒表面形成树脂薄膜，固化形成不溶树脂，控制细砂的迁移方案；us7114570公开了用缩水甘油丁醚、丁醇等有机溶剂稀释酚醛树脂、呋喃树脂、环氧树脂等可固化的树脂，处理近井地带，在地层砂粒表面形成树脂薄膜，稳定疏松地层的技术方案；us5522460公开了用正丁醇、乙酸、乙酸乙酯等有机溶剂稀释呋喃树脂(浓度大约30-90％)进行防砂施工的技术方案。但是，这些方法所采用的有机溶剂价格较高，且易燃有毒，一方面大幅度增加了防砂成本，另一方面也增加了现场施工的风险，而且，对地层渗透率的伤害较大，特别是存在堵塞地层的风险，无法广泛应用与油田化学防砂。此外，化学防砂方法中，大多数树脂固砂剂的施工方法是通过直接将树脂固砂剂注入出砂层位，使得树脂固砂剂进入出砂层位后与砂接触，进行固结，这种施工方法将使得砂之间的孔隙大幅降低，渗透率大幅下降，甚至堵死，使石油无法产出。技术实现要素：本发明的目的在于提供一种泥质细粉砂油藏用可起泡树脂固砂剂的施工方法，能够在固砂后具有较好的渗透率。本发明的技术方案如下：一种泥质细粉砂油藏用可起泡树脂固砂剂的施工方法，包括以下步骤：(1)向出砂层位注入预处理段塞；所述预处理段塞为包括防膨抑砂剂的水溶液；(2)再向出砂层位同时注入可起泡树脂固砂剂和氮气，形成固砂段塞；所述可起泡树脂固砂剂包括可起泡的用于粘结砂粒的胶结剂、起泡剂和固化剂；(3)然后注入顶替段塞。本发明的泥质细粉砂油藏用可起泡树脂固砂剂的施工方法中，只需要依次注入预处理段塞、固砂段塞和顶替段塞，即可完成施工，该施工方法简便，适用于普通直井、长井段水平井、大斜度井、侧钻井及套变井的防砂需求，以及机械防砂失效后的二次防砂，施工工艺安全简便，应用广泛。本发明的泥质细粉砂油藏用可起泡树脂固砂剂的施工方法中，固砂段塞是通过同时注入可起泡树脂固砂剂和氮气形成，该固砂段塞中的可起泡的用于粘结砂粒的胶结剂和起泡剂与氮气可形成泡沫，且氮气还可作为扩孔剂，使得可起泡树脂固砂剂与地层砂接触后，能够形成大量的孔道，从而保证固砂后具有较好的渗透率。该固砂剂可形成泡沫，具有密度低、稳定性好、安全性高等特点，可应用于长井段水平井以及不规则井眼的防砂，且在井筒稳定，不会在井眼固结。特别适应于机械防砂失效后的二次防砂，不会堵塞筛孔，可较均匀的进入地层。在低温地层35℃～90℃范围内，固结岩心强度均达到5mpa以上，形成泡沫的固砂剂可通过贾敏效应实现均匀注入。适应于细粉砂油藏的防砂，树脂固结砂粒，氮气实现扩孔，具有较高的强度和渗透性。与地层流体具有良好的配伍性，对水、柴油、碱、盐的具有较好的耐受性，适应于地层矿化度10×104mg/l以下的地层。本发明的泥质细粉砂油藏用可起泡树脂固砂剂的施工方法，在水平井防砂、非均质地层防砂方面，泥质细粉砂稀油油藏低温树脂固砂体系具有一定优越性。由于可起泡树脂固砂剂含有泡沫，密度低，可以均匀注入生产井段长、井身结构复杂的特殊井；可防止由液体重力分异引起的体系下渗；另外，由于泡沫贾敏效应的存在，泡沫可以对高、低渗地层实现均匀注入。此外，对比树脂溶液固砂体系，本发明所述的固砂体系能够在高渗地层造成封堵，防止指进现象的发生，并适用于非均质地层化学防砂。可以理解的是，各段塞是通过井筒注入的，在注入前可对井筒进行清洗，以保证各段塞顺利注入出砂层位，优选地，步骤(1)中，所述预处理段塞注入出砂层位前，首先向井筒中注入清洗段塞，所述清洗段塞为70～90℃的热水。利用热水(70-90℃)循环清洗井筒，可清除油污，循环洗涤至进出口水质一致即可。预处理段塞中的防膨抑砂剂，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。优选地，步骤(1)中，所述防膨抑砂剂在水溶液中的质量分数为0.5％～1.5％。通过合理调整和优化防膨抑砂剂的用量，可有效在预处理阶段对粘土进行防膨稳定。优选地，步骤(1)中，所述预处理段塞还包括表面活性剂。预处理段塞中的表面活性剂可通过清洗作用、预处理作用，清除筛孔和砂粒表面的原油及堵塞物。对于表面活性剂的种类不作限定，只要能够清除筛孔和砂粒表面的原油及堵塞物即可，如可以是十二烷基硫酸钠(sds)。优选地，步骤(1)中，所述预处理段塞还包括固化剂；所述固化剂在水溶液中的质量分数为0.2％～0.4％。预处理段塞中的固化剂可使固化剂预先吸附于砂粒表面，使后续的固砂段塞中的固砂剂易于胶结，从而保证固砂的效果。对于固化剂的种类不作限定，只要能够有助于固砂段塞中的固砂剂胶结即可，如可以是氯化铵。优选地，所述预处理段塞为包括0.5wt％～1.5wt％防膨抑砂剂、0.2wt％十二烷基硫酸钠和0.3wt％氯化铵的水溶液。优选地，所述预处理段塞为包括1wt％防膨抑砂剂、0.2wt％十二烷基硫酸钠和0.3wt％氯化铵的水溶液。优选地，所述防膨抑砂剂为阳离子聚合物sw-91，购自山东潍坊天扬化工有限公司。可起泡树脂固砂剂可以是现有的能够起泡的树脂固化剂，可起泡树脂固砂剂中的可起泡的用于粘结砂粒的胶结剂在起泡剂的作用下可起泡，实际应用时，可以根据地层的具体条件根据需要选择现有技术中的可起泡树脂固砂剂，如对于30～90℃的低温地层，可以选择专利cn106634920a公开的低密度泡沫树脂防砂剂，相应的，对于高温的地层，可以选择适合高温固话的固砂剂。固砂段塞中的可起泡树脂固砂剂和氮气可形成低密度的泡沫树脂固砂体系，可均匀注入出砂层位，与地层砂接触后，树脂固结松散的砂粒，气体作为扩孔剂，保证固砂后较好的渗透率。为了进一步提高泡沫树脂固砂体系的泡沫稳定性和固砂效果，优选地，步骤(2)中，所述可起泡树脂固砂剂还包括泡沫稳定剂和硅烷偶联剂。为了进一步提高可起泡树脂固砂剂的固砂效果，优选地，所述可起泡树脂固砂剂主要由水和以下重量百分含量的原料组成：可起泡的用于粘结砂粒的胶结剂15％～60％、起泡剂0.2％～0.6％、固化剂0.03％～0.3％、泡沫稳定剂0.5％～1.5％和硅烷偶联剂0.1％～0.5％；所述可起泡的用于粘结砂粒的胶结剂为脲醛树脂、水溶性酚醛树脂、三聚氰胺甲醛树脂、复配酚醛树脂中的一种或两种以上；所述起泡剂为α-烯烃磺酸钠、脂肪醇醚硫酸钠、十二烷基硫酸钠、辛基酚聚氧乙烯醚、烷基糖苷、有机硅、脂肪醇中的一种或两种以上；所述固化剂为聚醋酸乙烯酯、磷酸二氢铵、氯化铝、柠檬酸、氯化铵、尿素中的一种或两种以上；所述泡沫稳定剂为羧基纤维素、氟硼酸钠、聚乙烯醇、聚乙二醇、钠土固相颗粒、纳米sio2、聚丙烯酸钠中的一种或两种以上；所述硅烷偶联剂为γ-氨丙基三乙氧基硅烷、γ-缩水甘油醚氧丙基三甲氧基硅烷、γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷中的一种或两种以上。该固砂剂与氮气同时注入，形成低密度的泡沫，且氮气的存在又有助于固砂剂在出砂层位形成孔道，从而保证较高的渗透率。优选地，所述可起泡的用于粘结砂粒的胶结剂为三聚氰胺甲醛树脂；所述起泡剂为十二烷基硫酸钠；所述固化剂为氯化铵；所述泡沫稳定剂为羧基纤维素；所述硅烷偶联剂为γ-氨丙基三乙氧基硅烷。需要说明的是，α-烯烃磺酸钠简称为aos，脂肪醇醚硫酸钠简称为aes，十二烷基硫酸钠简称为sds，辛基酚聚氧乙烯醚简称为op-10，烷基糖苷简称为apg0810，羧基纤维素简称为cmc，γ-氨丙基三乙氧基硅烷简称为kh-550、γ-缩水甘油醚氧丙基三甲氧基硅烷简称为kh-560，γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷简称为kh-570。优选地，所述可起泡树脂固砂剂主要由水和以下重量百分含量的原料组成：可起泡的用于粘结砂粒的胶结剂40％、起泡剂0.5％、固化剂0.1％、泡沫稳定剂1.0％和硅烷偶联剂0.2％。优选地，所述可起泡树脂固砂剂主要由水和以下重量百分含量的原料组成：三聚氰胺甲醛树脂40％、十二烷基硫酸钠0.5％、氯化铵0.1％、羧甲基纤维素1.0％和硅烷偶联剂kh-5500.2％。为了保证可起泡树脂固砂剂充分起泡，并保证固砂剂在出砂层位胶结时能够形成孔道，保证渗透率，优选地，步骤(2)中，所述固砂段塞中可起泡树脂固砂剂与氮气在标况下的体积比为1：80～200。可以理解的是，可起泡树脂固砂剂在注入出砂层位之前需要进行配液，可以采用本领域常规的方法进行配液，只要能够保证固砂剂在出砂层位才固话即可。优选地，所述可起泡树脂固砂剂通过以下方法配制得到：①配液池中注入清水；准备好氮气车，连接好管线；②加入氨基树脂粉末，充分搅拌均匀，形成均匀分散体系，要求无“鱼眼”、无不溶解的小块；③在搅拌过程中，喷撒(或缓慢铺撒)加入cmc，并不断搅拌均匀，使其充分溶解，要求无“鱼眼”；④加入sds充分搅拌均匀；⑤加入kh-550，搅拌均匀；⑥加入氯化铵，搅拌均匀；⑦开启氮气车与调剖泵，按照气液比145:1的比例，将液体与氮气同时泵入地层；液体泵入速度可设为8m3/h，氮气车氮气泵入速度为1160标m3/h。该可起泡树脂固砂剂适用温度范围30～90℃、粒径0.4～0.8mm石英砂的固结体抗压强度≥5mpa、抗折强度≥2mpa、渗透率保留率≥75％、耐酸性好(标准试块酸蚀失重率≤5％)、耐矿化度≥10×104mg/l。固砂工艺适用于普通直井、长井段水平井、大斜度井、侧钻井及套变井的防砂需求，以及机械防砂失效后的二次防砂，施工工艺安全简便，应用广泛。该可起泡树脂固砂剂是以三聚氰胺甲醛树脂为主料，引入起泡剂、稳定剂、交联剂和固化剂，从而形成有效的化学固砂体系。该固砂剂体系对地层砂原地固结，有效抑制地层砂流动，强度高，且能保持较高的渗透率，能够有效治理薄层和细粉砂层段的出砂问题，同时施工工艺简便，安全系数高，可适用于机械防砂失效后的二次防砂，大斜度井和套变井的防砂施工，应用广泛。为了进一步提高固砂段塞的渗透率，使得固砂段塞与砂胶结时能够形成足够的孔道，优选地，步骤(3)中，所述顶替段塞依次为对固砂段塞进行顶替扩孔的氮气段塞和将固砂段塞顶替到目标地层的顶替液段塞。氮气段塞可进一步保证固砂段塞形成足够的孔道，提高固砂后的渗透率。顶替液段塞所采用的顶替液只要能够将井筒中的固砂剂顶替入出砂层位即可，如可以是水，清水或污水均可。该顶替段塞中，先采用n2顶替扩孔后，再用污水或清水顶替，将井筒内固砂剂顶替进地层，防止在井筒内固结。即在固砂段塞注入完后，氮气车继续注入氮气。注入氮气排量按照氮气车最大排量注入。氮气注入结束后，改注水。为了进一步提高渗透率，优选地，所述氮气段塞中的氮气与固砂段塞中的氮气在标况下的体积比为2～2.5:1。附图说明图1为实施例2的泥质细粉砂油藏用可起泡树脂固砂剂的施工方法中固砂段塞所采用的可起泡树脂固砂剂在不同温度下的固砂效果；图2为实施例3的泥质细粉砂油藏用可起泡树脂固砂剂的施工方法施工前后的生产参数。具体实施方式下面结合具体实施方式对本发明作进一步说明。一、本发明的泥质细粉砂油藏用可起泡树脂固砂剂的施工方法的具体实施例如下：实施例1本实施例的泥质细粉砂油藏用可起泡树脂固砂剂的施工方法中固砂段塞所采用的可起泡树脂固砂剂，对不同目数的砂粒的固砂效果。可起泡树脂固砂剂由水和以下重量百分含量的原料组成：三聚氰胺甲醛树脂40％，十二烷基硫酸钠(sds)0.5％，羧甲基纤维素1.0％，氯化铵0.1％和硅烷偶联剂kh-5500.2％；余量为水。采用本实施例的可起泡树脂固砂剂25ml分别固结100g的20～40目、40～60目、60～80目、80～100目、100+目的石英砂，得到的结果如表1所示，原始渗透率为用0.5％的抑砂剂(阳离子聚合物sw-91，购自山东潍坊天扬化工有限公司)稳定后的渗透率。表1实施例1的可起泡树脂固砂剂对不同目数砂粒的固砂性能砂径/目20～4040～6060～8080～100100+地层砂抗压强度/mpa5.235.656.286.917.746.18抗折强度/mpa2.322.673.123.433.652.86原始渗透率/μm23.782.850.550.450.370.58固结体渗透率/μm22.841.680.240.170.110.18渗透率保留率/％75.1358.9543.8638.1629.8430.97由表1可以看出，在该可起泡树脂固砂剂体系中，当固结的砂粒目数越大时，即砂粒粒径越小时，其固结的岩心抗压强度越高。这是因为砂径越小，其比表面积就越大。在注入树脂溶液过程中，砂粒表面粘附的树脂分子的量也越多，在树脂固化后，其强度也越大。同时，砂径越小，其砂粒之间的空隙就越小，孔隙体积减少，其有效渗透率就成降低的趋势。20～40目的石英砂固结体的抗压强度为5.23mpa，抗折强度为2.3mpa，渗透率为2.84μm2，渗透率保留率为75.13％。80～100目的石英砂固结体的抗压强度6.91mpa，抗折强度为3.43mpa，渗透率为0.17μm2，渗透率保留率为38.16％。对于地层砂，固结体抗压强度为6.18mpa，抗折强度为2.86mpa，渗透率为0.18μm2，渗透率保留率为30.97％。实施例2本实施例的泥质细粉砂油藏用可起泡树脂固砂剂的施工方法中固砂段塞所采用的可起泡树脂固砂剂，在不同温度下的固砂效果。可起泡树脂固砂剂由水和以下重量百分含量的原料组成：三聚氰胺甲醛树脂40％，十二烷基硫酸钠(sds)0.5％，羧甲基纤维素1.0％，氯化铵0.1％和硅烷偶联剂kh-5500.2％；余量为水。实验条件为：25ml的可起泡树脂固砂剂，胶结100g目数为40～60目的砂粒；在温度30℃～90℃区间内，固化12h后，测量固结岩心抗压强度，得到的结果如图1所示。由图1可以看出，在45℃以下随着温度的升高，固结体抗压强度逐渐增大，此后变化较为平缓；温度大于40℃时，固结体的抗压强度大于6mpa；35℃的抗压强度为5mpa左右，在35℃～90℃范围内，固结岩心强度均达到5mpa以上，满足稀油油藏化学防砂固结强度的要求。实施例3本实施例的泥质细粉砂油藏用可起泡树脂固砂剂的施工方法，对某油井油藏进行固砂。某油井为粉细砂油藏，渗透率较低(0.51μm2)，生产层泥质含量为6.55％，孔隙度为32.75％，实射井段1436.4～1439.2米，厚为2.8m。该井出砂较严重，封窜后接连实施了两次解堵防砂措施，但效果不理想，未达地质预期产量。结合作业探冲砂返出物为细粉砂和小块类似堵剂凝结物的情况，分析地层近井地带或防砂滤砂管存在堵塞，使渗流能力变差。针对该粉细砂低温稀油油藏的出砂特点，利用本实施例的泥质细粉砂油藏用可起泡树脂固砂剂的施工方法进行固砂。对近井地带实施高强度固砂，形成有效的挡砂屏障，阻止细粉砂对防砂管的堵塞，提高防砂的效果，延长防砂有效期。本实施例的泥质细粉砂油藏用可起泡树脂固砂剂的施工方法，包括以下步骤：(1)第一段塞-清洗段塞，向井筒中注入第一段塞：80℃的热水，注入量为20m3。(2)第二段塞-预处理段塞，预处理段塞为包括1.0wt％防膨抑砂剂、0.2wt％十二烷基硫酸钠sds和0.3wt％氯化铵的水溶液，注入量为20m3。预处理备料：200kg防膨抑砂剂、40kg的sds、60kg氯化铵，20m3清水。防膨抑砂剂为阳离子聚合物sw-91，购自山东潍坊天扬化工有限公司。配制注入过程(以10m3配液池配制10m3液为例)：将100kg的防膨抑砂剂、20kg的sds、30kg氯化铵加到配液池的10m3清水中，搅拌均匀，然后按照9m3/h的排量注入地层。(3)第三段塞-固砂段塞，可起泡树脂固砂剂为氨基树脂泡沫固砂体系，由以下重量百分含量的原料组成：58.95％清水，39.3％氨基树脂(三聚氰胺甲醛树脂)粉末，0.05％固化剂(氯化铵)，0.5％起泡剂(sds)，1％泡沫稳定剂(cmc)，0.2％偶联剂(kh-550)，注入量为12m3。可起泡树脂固砂剂备料：4725kg氨基树脂粉末、120kg的cmc、60kg的sds、25kg的kh-550、6kg氯化铵、7m3清水。配制注入过程(以在10m3配液池中配制为例)：①配液池中注入7m3清水；准备好氮气车，连接好管线；②加入4725kg氨基树脂粉末，务必充分搅拌均匀，形成均匀分散体系。要求无“鱼眼”、无不溶解的小块。③在搅拌过程中，喷撒(或缓慢铺撒)加入120kg的cmc，并不断搅拌均匀，使其充分溶解，要求无“鱼眼”。④加入60kg的sds充分搅拌均匀。⑤加入25kgkh-550，搅拌均匀。⑥加入6kg氯化铵，搅拌均匀。⑦开启氮气车与调剖泵，按照气液比145:1的比例，将液体与氮气同时泵入地层。液体泵入速度可设为8m3/h，氮气车氮气泵入速度为1160标m3/h。需要注意的是，氨基树脂遇水后，随着时间延长，粘度逐渐增加。尤其是在加入固化剂氯化铵后，粘度逐步增加。因此，配制注入过程要求迅速，不间断。(4)第四段塞-顶替段塞，对固砂段塞进行顶替扩孔的氮气段塞和将固砂段塞顶替到目标地层的清水段塞。n2在标况下的体积为4000m3；清水的体积为4.8m3。配制注入过程：第三段塞液体体系注入完后，注入液体泵停止。氮气车继续注入氮气。注入氮气排量按照氮气车最大排量注入，注入量为4000标m3。氮气注入结束后，改注清水，9m3/h速度注入4.8m3。施工结束后，关井侯凝6天。在利用本实施例的泥质细粉砂油藏用可起泡树脂固砂剂的施工方法，对某油井油藏进行固砂前后的生产参数如表2和图2所示。表2泥质细粉砂油藏用可起泡树脂固砂剂的施工方法施工措施前后的生产参数日产液(m3)日产油(t)含水(％)措施前1.40.379措施后4.23.265.4由表2和图2可知，利用本实施例的泥质细粉砂油藏用可起泡树脂固砂剂的施工方法施工后，该井投产初期产状较好，后期出砂较严重，分别于2017年4月18-22日、2017.7.13-8.14、2017.9.8-9.13、2017.9.30-10.13先后进行过多次机械防砂等作业(滤砂管精度均为0.15mm)，有效期很短，一般都在20天左右，产液量下降很快，机械防砂效果不太理想。该井2017年11月19日开井生产，截止2018年6月13日，已经生产201天，累计产液2847.9m3，累计产油633.7t，平均日产液14.2m3，平均日产油3.2t，取得了较好的效果。采用以上段塞的组合，通过清洗砂粒、预先吸附、胶结固砂、扩孔增渗等作用，实现在均匀注入、高强度固砂，保证防砂的效果和效益。本发明能满足长井段水平井、大斜度井、侧钻井及套变井的防砂需求，以及机械防砂后的二次防砂，施工工艺安全简便，应用广泛。以上所述，仅为本申请的较佳实施例，并不用以限制本申请，本申请的专利保护范围以权利要求书为准，凡是运用本申请的说明书及附图内容所作的等同结构变化，同理均应包含在本申请的保护范围内。当前第1页12