基于溫度補(bǔ)償?shù)碾姳镁娂訜崆宸老灱夹g(shù)

摘要：

電泵井結(jié)蠟后泵出口壓力激增，產(chǎn)液量下降，電機(jī)頻繁高溫，嚴(yán)重時(shí)井口不出液，制約了油井高效生產(chǎn)。為降低井筒結(jié)蠟對(duì)油井生產(chǎn)的影響，建立一種油管內(nèi)電加熱清防蠟系統(tǒng)，補(bǔ)償井液在產(chǎn)出過程中熱量損失。針對(duì)目前采取的清防蠟措施，存在污染儲(chǔ)層、效率低和適應(yīng)性差等缺點(diǎn)，開展基于集膚效應(yīng)、鄰近效應(yīng)作用原理，形成油管內(nèi)電加熱集成工藝系統(tǒng)，對(duì)加熱管纜、井口懸掛密封和中樞控制系統(tǒng)進(jìn)行設(shè)計(jì)；以井口出液溫度不低于析蠟點(diǎn)溫度為目標(biāo)，優(yōu)化加熱工作制度，自動(dòng)調(diào)節(jié)系統(tǒng)運(yùn)行功率，補(bǔ)償井液在產(chǎn)出過程中熱量損失。2口井試驗(yàn)應(yīng)用表明，可實(shí)現(xiàn)帶壓不停井施工，工藝投入運(yùn)行后，A1井出液溫度由24.5 ℃提高至43.0 ℃，產(chǎn)液量實(shí)現(xiàn)翻倍，產(chǎn)油量提高64.5%，防結(jié)蠟效果明顯；A2井筒堵塞無液產(chǎn)出，中樞控制系統(tǒng)啟動(dòng)后，產(chǎn)液量恢復(fù)至33.6 m3/d，產(chǎn)氣量3 600 m3/d，出液溫度提高至63.7 ℃，清蠟效果顯著?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)井的成功應(yīng)用，保證產(chǎn)出液的流動(dòng)性，利于非常規(guī)油井連續(xù)生產(chǎn)。基于溫度補(bǔ)償?shù)碾姳镁娂訜崆宸老灱夹g(shù)豐富了清防蠟技術(shù)序列，應(yīng)用前景廣闊。

關(guān)鍵詞：

電泵井；清防蠟；溫度補(bǔ)償；加熱管纜；井口懸掛密封；中樞控制系統(tǒng)；非常規(guī)油井

中圖分類號(hào)：TE355

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

202408058

Electric Heating Paraffin Removal and Control Technology for Electric

Pump Wells Based on Temperature Compensation

Zheng Dongzhi Sun Yan’an Qian Kun Li Qiang Zhang Deshi Lu Chengguo Wu Ning

（Daqing Oilfield Production Technology Institute； Heilongjiang Provincial Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Stimulation； State Key Laboratory of Continental Shale Oil）

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：After paraffin deposition occurs in electric pump wells，the pump discharge pressure increases sharply，the liquid production decreases，the motor frequently heats up，and in severe cases，liquid is not produced from the well，which restricts the efficient production of oil wells.To reduce the influence of paraffin deposition in wellbore on oil well production，an electric heating paraffin removal and control system inside tubing was established to compensate for the heat loss of well fluid in the course of production.To overcome the shortcomings of the current paraffin removal and control measures，such as reservoir damage，low efficiency and poor adaptability，an integrated process system for electric heating inside tubing was developed based on the mechanism of skin effect and proximity effect，and the heating cable，wellhead suspension seal and central control system were designed.Taking the wellhead fluid producing temperature not lower than the wax precipitation point temperature as the target，the heating working system was optimized，and the operating power of the system was automatically adjusted to compensate for the heat loss of well fluid during the production process.The test application in two wells shows that no well off under pressure construction can be achieved.After the process has been put into operation，the produced fluid temperature of Well A1 increases from 24.5 ℃ to 43.0 ℃，the fluid production doubles，the oil production increases by 64.5%，and the paraffin deposition prevention effect is obvious.In Well A2，after the central control system has been started，the fluid production is restored from no fluid production due to wellbore blockage to 33.6 m3/d，the gas production rate is 3 600 m3/d，the produced fluid temperature improves to 63.7 ℃，and the paraffin removal effect is obvious.The successful application in test wells ensures the flowability of the produced fluid，which is favorable for the continuous production of unconventional oil wells.The electric heating paraffin removal and control technology for electric pump wells based on temperature compensation enriches the paraffin removal and control technology series，and has broad application prospects.

electric pump well；paraffin removal and control；temperature compensation；heating cable；wellhead suspension seal；central control system；unconventional oil well

0 引 言

近年來，非常規(guī)油藏勘探開發(fā)不斷深入，頁巖油、頁巖氣在現(xiàn)有經(jīng)濟(jì)條件下展現(xiàn)出巨大的資源潛力［1］。壓裂后排采階段保證儲(chǔ)層油流連續(xù)產(chǎn)出至關(guān)重要，但受產(chǎn)量降低和井液流體特性影響，排采后期沿程井液溫度降低明顯，含蠟組分會(huì)析出，逐漸附著在油管壁上，嚴(yán)重時(shí)導(dǎo)致井筒阻塞［2-8］。電泵井表現(xiàn)為泵出口壓力高、電機(jī)溫度陡升、效率降低、井口壓力和產(chǎn)量降低等現(xiàn)象，電泵井無法正常生產(chǎn)。為了避免油流中的蠟析出，常用的井筒清防蠟技術(shù)主要有防蠟油管、熱洗、機(jī)械刮蠟及注入化學(xué)藥劑等。防蠟油管主要通過涂層技術(shù)防止石蠟分子吸附和沉積在油管內(nèi)部，具有操作簡(jiǎn)單和管理方便的特點(diǎn)，但防蠟效果一般，不適用于結(jié)蠟嚴(yán)重井；熱洗防蠟效果直接，可根據(jù)結(jié)蠟情況提高注入量，但增加了水處理成本，對(duì)非常規(guī)油藏儲(chǔ)層存在一定傷害；機(jī)械刮蠟利用清蠟工具刮除管壁上的蠟，但常常清蠟不徹底、無法保證及時(shí)性，結(jié)蠟嚴(yán)重井操作頻繁；化學(xué)清防蠟適應(yīng)范圍廣，可根據(jù)結(jié)蠟特點(diǎn)配備對(duì)應(yīng)化學(xué)藥劑，因非常規(guī)井壓力高，需要配套高壓注入系統(tǒng)，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施成本高。

鑒于此，電加熱清防蠟以其熱效率高，可根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)結(jié)蠟情況調(diào)整加熱功率，清防蠟效果優(yōu)于比其他方式，相關(guān)理論研究和工藝技術(shù)在國內(nèi)外均得到創(chuàng)新發(fā)展。國外油氣資源豐富的國家，因結(jié)蠟油井開采難度大、成本高，一般直接采用封井處理，關(guān)于電加熱清防蠟技術(shù)方面的研究相對(duì)較少［9］。20世紀(jì)60年代，加拿大開始探索應(yīng)用電阻加熱器開采稠油，但因加熱效果差，無法保持原油舉升過程溫度，未大規(guī)模推廣應(yīng)用。經(jīng)技術(shù)迭代升級(jí)發(fā)展，利用“介電加熱”原理加熱井筒溫度，在稠油井試驗(yàn)取得成功，將原產(chǎn)量由68桶/d提高至170桶/d，同時(shí)每桶油僅消耗20 kW·h的電能，達(dá)到了良好的加熱效果。哈里伯頓油氣服務(wù)公司和美國能源部開展了射頻電加熱試驗(yàn)，并相繼獲得了成功［10-11］。國內(nèi)自20世紀(jì)90年代，科研人員依托國家重大攻關(guān)項(xiàng)目，在高含蠟油井井筒溫度分布規(guī)律、數(shù)值模擬和電加熱工藝方面取得了許多研究成果。欒智勇等［12］建立閉式熱流體循環(huán)井筒傳熱模型及其邊界條件，并編寫了相應(yīng)的模型求解程序，為采用循環(huán)熱載體降黏清防蠟工藝方案的實(shí)施提供借鑒意義。周趙川等［13］根據(jù)能量守恒定理和傳熱學(xué)原理，建立了海上采油井筒溫度計(jì)算數(shù)學(xué)模型，基于理論研究?jī)?yōu)化隔熱管柱設(shè)計(jì)，有效避免井筒結(jié)蠟。付強(qiáng)等［14］通過對(duì)抽油桿下行力的分析以及與實(shí)際生產(chǎn)情況相結(jié)合，利用電加熱與改變抽油機(jī)沖次相配合的方式，有效降低了因結(jié)蠟問題造成的檢泵次數(shù)。周洪亮［15］建立了油管電加熱降黏舉升工藝數(shù)學(xué)模型，通過給油管通電，利用油管的阻抗形成熱源，達(dá)到降低原油黏度和消除井筒結(jié)蠟的目的。

本文在前人的研究基礎(chǔ)上，提出的油管內(nèi)電加熱清防蠟技術(shù)適用于結(jié)蠟嚴(yán)重的自噴井或無桿泵井，通過連續(xù)管作業(yè)機(jī)將加熱管纜注入油管內(nèi)，可實(shí)現(xiàn)不停井作業(yè)，加熱管纜外壁發(fā)熱提高產(chǎn)出液溫度，清防蠟效果顯著。結(jié)合區(qū)塊地溫梯度、含蠟量以及檢泵井結(jié)蠟情況，依托井下井筒溫度場(chǎng)預(yù)測(cè)模型，確定加熱管纜下入深度，以井口產(chǎn)出液溫度高于析蠟點(diǎn)為中樞控制系統(tǒng)調(diào)控目標(biāo)，動(dòng)態(tài)調(diào)整加熱制度，實(shí)現(xiàn)了全井筒不結(jié)蠟。該技術(shù)加熱效率和熱傳遞效率高，能為結(jié)蠟油井提高產(chǎn)能提供可靠技術(shù)保障。

1 基于溫度補(bǔ)償?shù)木矞囟葓?chǎng)計(jì)算模型

1.1 井筒內(nèi)流體溫度分布數(shù)學(xué)模型

油井井筒內(nèi)主要為油-氣-水三相流動(dòng)，且為非穩(wěn)態(tài)流動(dòng)［16-19］。目前，計(jì)算溫度分布的數(shù)學(xué)模型主要?dú)w納為2種：一種是根據(jù)傳熱學(xué)基本理論，依據(jù)流體的運(yùn)動(dòng)平衡方程、質(zhì)量和能量守恒方程，建立井筒內(nèi)的溫度場(chǎng)數(shù)學(xué)模型；一種是Ramey經(jīng)過理論推導(dǎo)，得到計(jì)算井筒溫度分布的指數(shù)溫降模型［20］。表達(dá)式如下：

T（L，t）=0.3aL+b-0.3aA+

0.56（1.8T0+0.55aA-1.8b）e-LA（1）

A=ρW5 912.3k+1 802.1riUf（t）c2πriUk（2）

式中：T（L，t）為井筒內(nèi)流體溫度，℃；A為時(shí)間函數(shù)，m；a為地溫梯度，℃/m；b為地表溫度，℃；L為深度，m；T0為入井溫度，℃；W為產(chǎn)液量，m3/d；c為比熱容，J/（kg·℃）；ri為油管內(nèi)徑，m；U為井筒內(nèi)半徑和套管外半徑之間的綜合傳熱系數(shù)，W/（m2·℃）；k為地層導(dǎo)熱系數(shù)，W/（m·℃）；f（t）為地層無量綱瞬時(shí)傳熱導(dǎo)函數(shù)；t為生產(chǎn)時(shí)間，d；ρ為產(chǎn)出液密度，kg/m3。

1.2 基于溫度補(bǔ)償加熱功率模型

1.2.1 溫度補(bǔ)償功率的確定

井液自地層流至井口過程中，熱量會(huì)向管壁-油套環(huán)空-水泥環(huán)-地層等外部環(huán)境散失。若井口處井液剩余溫度高于析蠟點(diǎn)溫度，全井筒不會(huì)因結(jié)蠟影響生產(chǎn)；若低于析蠟點(diǎn)時(shí)，應(yīng)采取措施防止井筒結(jié)蠟。為有效防止因井液溫度低，原油蠟析出、聚結(jié)和沉積，以井口出液溫度不低于析蠟點(diǎn)溫度為目標(biāo)，在井筒溫度降至析蠟點(diǎn)溫度處開始補(bǔ)償井液熱量散失。電加熱補(bǔ)償溫度的計(jì)算式如下：

P=GoCo+GwCwT2-T1（3）

式中：P為從井筒析蠟點(diǎn)處到井口流動(dòng)過程中井液向地層等周圍環(huán)境傳熱所損失的功率，kW；Go、Gw分別為原油和水的質(zhì)量流量，kg/s；Co、Cw分別為原油和水的比熱容，J/（kg·℃）；T1、T2分別為井液流至井口剩余溫度和析蠟點(diǎn)溫度，℃。

1.2.2 溫度補(bǔ)償位置的確定

油管內(nèi)下入加熱電纜補(bǔ)償熱量損失，可根據(jù)電泵井傳感器所處井筒位置、配套傳感器監(jiān)測(cè)溫度和井口出液溫度，計(jì)算補(bǔ)償位置公式：

Lc=（T2-T1）/a（4）

a=（T3-T1）/Lesp（5）

式中：Lc為加熱管纜下入垂深位置，m；T3傳感器所處位置監(jiān)測(cè)溫度，℃；Lesp為傳感器所處井筒位置，m。加熱管纜入井存在彎曲現(xiàn)象，應(yīng)考慮增加加熱管纜的入井長(zhǎng)度。

2 電泵井油管內(nèi)電加熱清防蠟工藝

2.1 工藝管柱及原理

電泵井油管內(nèi)電加熱清防蠟工藝管柱如圖1所示。井下部分主要為φ19.05 mm（3/4 in）不銹鋼加熱管纜，地面部分包括井口懸掛密封裝置、接線腔室、動(dòng)力電纜、基于溫度補(bǔ)償控制系統(tǒng)及配套相關(guān)部件。其中懸掛密封裝置下端與井口采用卡箍連接，可實(shí)現(xiàn)氣、液兩相密封。

該工藝現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施應(yīng)用連續(xù)管作業(yè)機(jī)將加熱管纜下入油管內(nèi)，地面動(dòng)力電纜與加熱管纜在接線腔室進(jìn)行電氣連接，火線連接鎧體，零線連接輸電線芯。在集膚效應(yīng)和鄰近效應(yīng)原理作用下，電流集中在鎧體內(nèi)表層通過，鎧體表層發(fā)熱，井筒內(nèi)液體獲得熱量。應(yīng)用油管內(nèi)電加熱清防蠟技術(shù)與其他方式的對(duì)比情況如表1所示。

從表1可以看出，油管內(nèi)電加熱技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)帶壓不關(guān)井作業(yè)，可根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)地面管匯壓力和產(chǎn)出液溫度變化情況，實(shí)時(shí)調(diào)整加熱功率，加熱管纜為均勻散熱的熱源，釋放熱量被其外部流體完全吸收，可實(shí)現(xiàn)防蠟、清蠟和解堵。同時(shí)，避免了對(duì)儲(chǔ)層造成二次污染，易于實(shí)現(xiàn)智能化，降低人工成本，綜合效益顯著。

2.2 關(guān)鍵部件及配套裝置

2.2.1 加熱管纜

加熱管纜采用連續(xù)管制造工藝，由內(nèi)至外主要由芯線、絕緣層、填充層和外鎧4部分組成，結(jié)構(gòu)示意圖見圖2，性能描述見表2。整體外徑19.05 mm，屈服強(qiáng)度345 MPa，抗拉強(qiáng)度1 003 MPa，斷裂載荷120 kN，使用溫度范圍-30～80 ℃。

2.2.2 井口懸掛密封裝置

加熱管纜由連續(xù)管作業(yè)機(jī)注入井筒內(nèi)，達(dá)到指定位置后需要進(jìn)行懸掛和密封，以保障油井正常投產(chǎn)后加熱管纜的穩(wěn)定性和井口的密封。懸掛密封裝置主要由密封盤根、固定螺栓、卡瓦底座、卡瓦壓環(huán)、連接管等部分組成，結(jié)構(gòu)示意圖如圖3所示。

完井后，密封底座與轉(zhuǎn)換法蘭連接，將井口懸掛密封裝置固定于井口上方，通過緊固密封螺栓，在密封滑塊和密封盤根作用下，實(shí)現(xiàn)加熱管纜密封；上緊壓帽，擠壓卡瓦抱緊加熱管纜，實(shí)現(xiàn)加熱管纜懸掛。該裝置額定工作壓力24.5 MPa，懸掛力不低于30 kN，工作溫度-35～150 ℃。

2.2.3 中樞控制系統(tǒng)

中樞控制系統(tǒng)主要由主回路和控制回路2部分組成：主回路包括三相橋式整流裝置、濾波器、逆變器、中頻變壓器；控制回路包括信號(hào)檢測(cè)、采集、傳輸與顯示單元、電氣控制保護(hù)單元、微處理器單元以及控制元器件和控制面板等?，F(xiàn)場(chǎng)需提供電源為380 V/50 Hz，變壓器容量120 kW·A，經(jīng)三相橋式整流裝置和濾波處理后變成直流電源，再逆變成50～6 000 Hz的單相交流電，通過中頻變壓器輸送于井下加熱管纜。系統(tǒng)結(jié)構(gòu)框圖如圖4所示。

微處理器作為系統(tǒng)中央控制單元，通過人機(jī)界面輸入預(yù)期產(chǎn)液溫度，自動(dòng)改變加熱功率，精確實(shí)現(xiàn)閉環(huán)溫控，使沿程井筒流體的溫度高于析蠟點(diǎn)。同時(shí)系統(tǒng)具備短路、過溫、過流和斷路保護(hù)功能，運(yùn)行安全可靠。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

3.1 原油物性化驗(yàn)分析

某油田非常規(guī)油藏A區(qū)塊油藏中深2 500 m左右，地層溫度110～120 ℃，自2021年開始自噴求產(chǎn)，初期產(chǎn)液量高，井口監(jiān)測(cè)溫度超過60 ℃，保持較高的生產(chǎn)能力。1年后人工舉升設(shè)備介入生產(chǎn)，隨著產(chǎn)液量降低，其中5口井產(chǎn)液量下降趨勢(shì)明顯，井筒存在阻塞風(fēng)險(xiǎn)，已影響正常生產(chǎn)。經(jīng)過對(duì)產(chǎn)出液體組分分析，原油黏度1.9～2.9 mPa·s，含蠟量15.7%～18.0%?；?yàn)分析及產(chǎn)液量情況見表3。

3.2 加熱管纜下入井深優(yōu)化設(shè)計(jì)

為了保證全井筒產(chǎn)出液具有較好流動(dòng)性，以產(chǎn)出液井口處溫度高于析蠟點(diǎn)為目標(biāo)，確定加熱管纜下入深度和設(shè)置合理加熱功率。

L=Taim-TupΔt×100（6）

式中：L為加熱管纜下入深度，m；Taim為析蠟點(diǎn)溫度，℃；Tup為未下入加熱管纜前井口處產(chǎn)出液溫度，℃；Δt為每100 m地溫梯度，℃。

非常規(guī)油藏A區(qū)塊A1和A3電泵井平均下泵位置斜深2 310 m，垂深2 245 m，井底對(duì)應(yīng)的地層溫度120.6 ℃，到達(dá)井口處井液溫度最低僅剩26.3 ℃，全井筒溫降為96.6 ℃，平均每100 m溫降速率為4.2 ℃。按照式（6）計(jì)算加熱管纜下入深度分別為440和484 m，考慮到下入過程中彎曲、井口流程散熱和后期產(chǎn)液量降低等影響，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)井下入深度增加至600 m。

3.3 施工步驟

（1）施工前進(jìn)行井筒清潔作業(yè)，確保加熱管纜順利注入，懸掛裝置、防噴裝置及其他密封裝置進(jìn)行試壓，試壓合格后進(jìn)入現(xiàn)場(chǎng)。

（2）按照連續(xù)管作業(yè)施工擺放施工設(shè)備（見圖5），相關(guān)設(shè)備檢查滿足井控和安全要求后開始施工。

（3）連續(xù)管作業(yè)機(jī)夾持加熱管纜作業(yè)時(shí)，在深度0～50 m注入速度＜5 m/min，剩余深度注入速度＜10 m/min，減少對(duì)防噴裝置內(nèi)部膠芯的磨損。

（4）加熱管纜到達(dá)預(yù)定井深后，啟動(dòng)懸掛裝置和防噴裝置，旋緊頂絲后緩慢下放加熱管纜，作業(yè)機(jī)懸重指示表歸零，井口處無滲流，即完成井口懸掛密封。

（5）恢復(fù)井口流程，再次驗(yàn)證密封性能，拆卸相關(guān)作業(yè)設(shè)備和井控設(shè)備。

（6）連接地面供電系統(tǒng)、控制系統(tǒng)后進(jìn)行整體調(diào)試，一切正常后開始投產(chǎn)運(yùn)行。

3.4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)情況

3.4.1 A1電泵井現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

A1井因受結(jié)蠟影響，產(chǎn)液量低于35 m3/d，井口處監(jiān)測(cè)溫度僅為24.5 ℃。電泵機(jī)組運(yùn)行時(shí)，泵出口壓力持續(xù)升高，電泵機(jī)組多次出現(xiàn)高溫停機(jī)，存在蠟堵風(fēng)險(xiǎn)。2022年6月15日進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，工藝現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施如圖6所示。投產(chǎn)后井口溫度提高至析蠟點(diǎn)以上，產(chǎn)液恢復(fù)至70 m3/d以上，井口溫度提高至43 ℃，平均日產(chǎn)油由16.9 m3提高至27.8 m3，產(chǎn)油量提升顯著。A1電泵生產(chǎn)井應(yīng)用電加熱前、后生產(chǎn)曲線見圖7。

3.4.2 A3電泵井現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

A3電泵井在2024年4月17日無液產(chǎn)出，產(chǎn)氣量?jī)H為1 410 m3/d，單日內(nèi)油壓由9.24 MPa陡降至0.60 MPa，潛油電機(jī)運(yùn)行10 min左右高溫保護(hù)停機(jī)，機(jī)組無法重啟生產(chǎn)。啟動(dòng)中樞控制系統(tǒng)，按照設(shè)定程序提升至100 kW，加熱井筒內(nèi)液體近4 h后啟動(dòng)潛油電泵生產(chǎn)，產(chǎn)液量33.6 m3/d，產(chǎn)氣量3 600 m3/d，井口出液溫度提高至63.7 ℃，油壓恢復(fù)至6.18 MPa，有效保障了油井連續(xù)生產(chǎn)。A3電泵生產(chǎn)井應(yīng)用電加熱前、后生產(chǎn)曲線見圖8。

4 結(jié) 論

（1）依托井筒內(nèi)流體溫度分布數(shù)學(xué)模型，建立基于溫度補(bǔ)償?shù)目刂萍訜嶂贫?，補(bǔ)償井液在產(chǎn)出過程中熱量損失。

（2）現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施電泵井油管內(nèi)電加熱工藝管柱結(jié)果表明，可實(shí)現(xiàn)帶壓作業(yè)，其配套工具可靠性和密封性得到驗(yàn)證。

（3）利用連續(xù)管作業(yè)機(jī)注入加熱管纜至電泵井筒內(nèi)，加熱管纜溫度升高形成熱源，以加熱油管內(nèi)被舉升的液體，達(dá)到了降黏、消除井筒結(jié)蠟?zāi)康?，可大幅提高結(jié)蠟油井的產(chǎn)液量。

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第一鄭東志，工程師，生于1988年，2015年畢業(yè)于遼寧石油化工大學(xué)機(jī)械設(shè)計(jì)及理論專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)主要從事高效無桿舉升排采新技術(shù)新工藝新裝備研究工作。地址：（163453）黑龍江省大慶市。電話：（0459）5981076。email：zhengdongzhi@chinapertro.com.cn。2024-08-192024-09-28劉 鋒