高氣油比頁巖油同步回轉混輸裝置

引用格式：鐘建偉，黃戰衛，劉環宇，岳淵洲，陳康林，高佳睿，付宇鑫，孫晟. 高氣油比頁巖油同步回轉混輸裝置［J］. 石油鉆采工藝，2024，46（2）：258-266.

摘要：長慶油田慶城頁巖油單井產能高，原油平均氣油比大，常規油氣分輸工藝難以適應地面集輸需求，需要探索經濟、節能的油氣混輸新工藝。同步回轉混輸裝置是一種全新的動力增壓設備，具有壓縮機和輸油泵的雙重特性，但存在處理能力低、故障頻發的問題。對同步回轉混輸裝置進行了技術改造：將裝置減速機動力輸出軸更改為雙側動力輸出，主機布局調整為平面式組合結構，進出油管道安裝增強纖維絲柔性軟管；同時，對工藝配管進行了管徑升級、均衡進液改造和連接方式優化，并配套了數據自動采集系統。在HH21 等3 座平臺開展了現場試驗，油井回壓均控制在了1.0 MPa 以內，回壓最大降幅達到70%，常溫集輸半徑延長了51%，伴生氣回收率提高了73%，實現了對裝置的遠程操作和智能監控。改進后的同步回轉混輸裝置適用于頁巖油高氣油比的油氣混輸，能夠有效降低油井回壓，縮短集輸半徑，提高伴生氣回收率，該裝置在頁巖油高效開發過程中推廣應用潛力巨大。

關鍵詞：頁巖油；高氣油比；油氣混輸；同步回轉；伴生氣；降回壓；常溫輸送；集輸半徑

中圖分類號：TE866 文獻標識碼： A

0 引言

長慶油田慶城頁巖油開發區位于甘肅省慶城、華池兩縣，主要開發層位為長7，油品具有低密度、低黏度、低凝點的特點［1］，原油平均氣油比為107 m3/t，是常規油藏的2～3 倍，在開采過程中產生的伴生氣資源量極其巨大。為安全輸送原油、高效回收伴生氣，近年初步攻關形成了“井口定壓集氣、平臺油氣混輸、站點增壓分輸、末端集中處理、余氣回收利用”的油氣分輸工藝［2］。該工藝的主要特點是將油氣混合介質加溫至40～50 ℃，經緩沖罐進行油氣分離，脫氣后的原油通過輸油泵增壓輸送至下游集輸站點，分離的伴生氣含水率為0.5%～2.0%，經脫水裝置去除游離水，通過伴生氣壓縮機增壓輸送至下游輕烴站進行深加工［3］。油氣分輸工藝存在三方面問題：一是平臺自壓輸油過程中管道結蠟易產生高回壓，嚴重影響油井正常生產［4］；二是平臺至聯合站布站層級多達2～3 級，相鄰層級油氣集輸過程需加溫，造成系統運行能效低；三是原油和伴生氣輸送均需建設單獨的集輸系統，但地面建設涉及整體規劃、土地征借、物資采購、施工組織等多個環節，造成伴生氣集氣、回收系統建設周期長，油井投產后無法保障地面系統及時建成，大量伴生氣無效放空，產生了嚴重的資源浪費和環境污染［5］。

油氣混輸技術是在一條管道中同時輸送油氣的集輸過程，這種輸送方式通常優于使用兩條管道分別輸送原油和伴生氣［6］。目前國內成型的主流油氣混輸泵主要為葉片式混輸泵和容積式混輸泵，其中葉片式混輸泵常用多級離心泵和螺旋軸流式多相泵［7］，雖然具有揚程大、排量高的特點，但是不適合頁巖油高氣油比原油的混輸［8］。容積式混輸泵主要應用單螺桿泵和雙螺桿泵，具有較寬的氣液比，對穩定來液下的定常工況適應性較強，但對頁巖油井口不連續來液適用性較差［9］，且因轉子和定子等機械結構磨損嚴重，現場使用易損件壽命很短，后期維修率高、可靠性差。其他混輸裝置當前的研究應用主要是將油氣先進行分離，然后通過注氣泵將伴生氣增壓后接入輸油管道內。雖然管道內介質狀態為油氣混輸，但該工藝流程復雜、分離環節多、流變特征多變，未實現真正意義上的油氣混輸［10］。

屈宗長等發明了一種新型同步回轉混輸裝置，該裝置是一種集壓縮機、混輸泵、真空泵功能于一體的全新動力增壓設備［11］。裝置的核心部件為混輸泵，主要由機架、轉子、油缸和滑板組成。同步回轉混輸裝置作為一種新型的容積式增壓機械結構，從設計理念上革新了傳統容積式壓縮機的運動機理，解決了往復式壓縮機慣性力難以平衡、無法油氣混輸、軸瓦故障率高的普遍問題，以及回轉壓縮機摩擦、泄露兩大核心問題［12］，具有壓縮機和輸油泵的雙重特性。作為泵，無氣蝕現象，作為壓縮機，不會發生液擊現象。

同步回轉混輸裝置機械結構簡單、容積效率高，近幾年已在安塞油田、姬塬油田成功應用。經過試驗，裝置適用于氣油比不大于80 m3/t 的低含氣原油，而對頁巖油高氣油比混輸狀態下的段塞流加劇，裝置運行出現了不穩定工況，典型問題為設備高溫發燙、振動造成零件損壞［13］。通過對機械結構、工藝配管方面的優化改造，使裝置適用于頁巖油高氣油比原油混輸，極大地降低了油井回壓，縮短了常溫集輸半徑，提高了伴生氣回收率。

1 方法和過程

1.1 室內研究

1.1.1 機械結構優化

同步回轉混輸裝置由1 臺電機、1 臺減速機和2 臺混輸泵組成，設備通電后電機提供動力，減速機通過齒輪調速機構將主機轉速控制至46～101 r/min，油氣混合介質經混輸泵增壓輸送至集輸管道內。該裝置在運行過程中因機械結構設計不合理存在振動，造成減速機輸出軸斷裂、磨損、能耗高，針對以上問題，對裝置的機械結構進行優化改造。

（1） 減速機動力輸出軸更改為雙側動力輸出。將減速機單側動力輸出軸結構改為雙側動力輸出軸結構，兩側輸出軸呈對稱式分布，每側輸出軸分別拖動一臺混輸泵轉動。將輸出軸直徑由42 mm 增加至60 mm，消除了減速機輸出軸應力過大造成的軸斷裂問題。混輸泵主機軸承材質選擇GCr15SiMn，66HRC，精度等級達到P6，每側輸出軸增加4 組軸承，減少零件之間的間隙，消除了減速機輸出軸與混輸泵傳動軸不同心造成的振動和磨損問題。

（2） 兩臺主機的布局由上下兩層立體式結構調整為平面式組合結構。選用20 mm 厚的Q235B 鋼板制作鋼制底座，將電機、減速機、混輸泵集成在同一底座平面上，消除了單個零件運輸至現場組裝后存在的安裝偏差。鋼制底座下方是采用C25 混凝土制作的500 mm 厚的基礎，基礎與底座間用M36 地腳螺栓固定。設備安裝后重心高度由1.23 m 降至0.56 m，主機間的振動耦合作用大幅度下降。

（3） 裝置進出油管道安裝增強纖維絲柔性軟管。選取規格為DN50、10MPa，長度為1.0 m 的軟管，使用高壓連接件將軟管與來油鋼管絲扣連接。因柔性軟管存在一定的變形撓度，當油氣混輸介質通過軟管后起到減振和改變流向作用，段塞流對設備沖擊作用減弱，設備內部零件的運行趨于平穩，改造后裝置結構如圖1 所示。

由圖1 可以看出，裝置經機械改造后形成了橇裝化的集成式結構，電機和減速機運行產生的振動位置處于裝置底座中心。經測試，裝置在50 Hz 頻率下空載連續運行30 d 未發生任何故障，與改造前相比，噪音由89 dB 下降至53 dB，減速機運行溫度由72 ℃ 下降至46 ℃。混輸泵運行過程中存在壓縮機回轉做功過程，泵體溫度保持在40～45 ℃，單套設備運行時的最大輸出功率由45 kW 增加至100kW，輸出功率增加2.2 倍，零部件損壞問題得到了有效解決，設備運行更加穩定。

1.1.2 工藝配管改造試驗

單套同步回轉混輸裝置輸送能力為液量不大于50 m3/d，伴生氣量不大于3 000 m3/d，僅能滿足3 口及以下油井的油氣混輸。對3 口及以上油井平臺安裝多套裝置組合后同時運行，在試運行過程中發現裝置之間存在相互“搶液”問題，分析為各混輸泵之間進液存在嚴重偏流，致使多機聯合運行后裝置輸送能力無法發揮至最大限度。針對以上問題，對同步回轉混輸裝置工藝配管進行優化改造。

（1） 管徑升級改造。選用材料型號為CF415KDN65-Sch40 90EL L245N 焊接彎頭24 個、L245N?76mm×4 mm 無縫鋼管80 m，將同步回轉混輸裝置上DN50 工藝配管全部替換為DN65 工藝配管。

（2） 裝置均衡進液改造。因頁巖油油品質量差，含有大量的聚合物、壓裂砂、垢等雜質，且原油結蠟后造成管道堵塞，裝置運行模式及進液口的優選對管道運行的通暢性存在直接影響。對于多臺裝置運行的工藝管道進行改造，選用材料型號為CF415KDN65-Sch40 TS L245N 等徑三通10 個、WN65-40RF S=5.0 mm A105 對焊法蘭38 片，對混輸泵進、出油管段中點處割斷并安裝等徑三通，裝置上各配管之間的連接全部使用法蘭，便于多臺同步回轉混輸裝置快速拼接。工藝配管改造后對管道焊縫進行射線缺陷檢測，并使用潔凈水試壓至4.0 MPa，穩壓4 h 后檢查新更換的工藝配管、焊縫均未發生泄漏。

（3） 裝置連接方式優化。考慮到設備檢修、突發故障停機等問題，對于2 套裝置連接方式選擇并聯安裝。裝置的最大處理能力按實際運行能力的120%～150% 配套，4 套裝置組裝成兩級增壓系統，每級增壓模塊均由2 套裝置并聯安裝，一級增壓裝置進口作為整個系統接收油氣混合介質的總進口，一級增壓模塊出口接入二級增壓模塊進口，二級增壓模塊出口作為整個系統的總出口，改造后多套裝置聯機運行連接方式如圖2 所示。可以看出，裝置安裝過程中全部使用法蘭連接，多套設備能夠實現快速組裝，無需進行動火改造。油氣混合介質從進油管道接入后能夠均勻進入每臺混輸泵，確保整個系統輸送能力達到最大。

1.1.3 數據采集系統配套試驗

同步回轉混輸裝置運行過程中參數時刻發生變化，為有效監控裝置運行情況，對管道起點、裝置進口、裝置出口和管道終點安裝量程0～6 MPa、精度等級0.15%FS 壓力變送器4 臺。同步回轉混輸裝置進口、出口、設備本體、管道終點安裝量程?50～100℃、精度等級0.15%FS 溫度變送器4 臺，通訊方式采用RS485。對裝置配套多功能控制及通訊集成系統，采集的電流、電壓、頻率等數據接入PLC 組件內，數據采集系統網絡架構如圖3 所示。

從圖3 可以看出，裝置運行時的溫度、壓力、電機參數全部采集并接入了井場RTU，通過油田生產網存儲至企業服務器，遠程操作平臺可通過訪問服務器獲得設備運行相關參數。

1.2 現場試驗

自2022 年7 月開始選取3 座平臺作為試驗對象，平臺生產特點為高回壓、伴生氣散排和布站層級多，能夠代表頁巖油地面系統的生產現狀。現場通過流程改造后安裝同步回轉混輸裝置，試驗前平臺生產運行情況見表1。

從表1 可以看出，3 座平臺油氣輸送量均超過了單套裝置對輸送液量、氣量的要求，各平臺產氣量介于5 000～10 000 m3/d，屬于典型的高氣油比原油。連接管道采用規格為?76 mm×4 mm 無縫鋼管，與同步回轉混輸裝置室內改造使用鋼管管徑保持一致，管道無縮徑存在的節流效應。HH21、HH42 平臺自壓輸送回壓均超過1.5 MPa，大于機械采油回壓指標要求，HH102 平臺回壓相對較低，但采取油氣分輸工藝運行，生產過程中需要對原油加熱后油氣分輸至下游站點，整個集輸過程原油、伴生氣為單獨增壓輸送。

1.2.1 同步回轉混輸裝置現場安裝

同步回轉混輸裝置均安裝在3 座平臺井場內，考慮井場土質為濕陷性黃土，浸水后土的結構破壞易造成地面下沉［14］，因此裝置基礎按照《濕陷性黃土地區建筑標準》（GB 50025—2018） 規范要求制作，基坑開挖深度控制在1.0 m，現場制作2∶8 灰土墊層厚0.7 m，使用強夯法壓實墊層，壓實系數0.98。裝置基礎采用C25 混凝土、HPB300 及HRB400 級鋼筋現澆，混凝土厚度0.5 m。

根據井口油氣產量，選擇在HH21、H42 平臺各安裝2 套，在HH102 平臺安裝4 套同步回轉混輸裝置，安裝方式均為平面式兩級增壓布局。裝置工藝配管為工廠預制，鋼管型號與室內研究選型一致，規格L245N-?76 mm×4 mm，采取不動火法蘭連接方式安裝。每套裝置進、出口管道安裝壓力和溫度變送器，設備本體上安裝溫度變送器，單套裝置現場安裝情況如圖4 所示。

從圖4 可以看出，同步回轉混輸裝置安裝在平臺井場內，裝置占地面積小，無需按照常規增壓站的建站模式單獨征借土地。裝置底部混凝土基礎長期運行后未發生濕陷性下沉，減速機安裝方式為雙側動力輸出，與室內試驗結果一致。混輸泵之間管道采用法蘭連接，多套裝置聯機運行時便于拼接，通過增加混輸泵的數量可以實現輸送能力的快速擴充，安裝過程無需動火作業，施工改造難度小。

1.2.2 同步回轉混輸裝置接入集輸流程

3 座平臺采用同樣的流程連接同步回轉混輸裝置，從各油井出口鋪設L245N-?76 mm×4 mm 混進匯管1 根，匯管出口與同步回轉混輸裝置距離控制在50～100 m 之間， 埋地管道彎管使用L245NDN65、4.0MPa、R=6D 熱煨彎管，從裝置出口至末端接收站點的輸油管道采用硬質聚氨酯泡沫塑料黃夾克結構保溫層，管道埋深距離管頂1.2 m，原油進裝置前端安裝DN65、4.0 MPa 籃式過濾器1 臺，裝置安裝后平臺至接收站點工藝流程如圖5 所示。

從圖5 可以看出，在采油平臺內原油和伴生氣經抽油機采出后進入混進匯管，輸送介質為高氣油比頁巖油，其流動狀態為不穩定的段塞流，在油氣進入同步回轉混輸裝置前，加熱爐控制閥門處于關閉狀態，原油未進行直接加熱，而是通過同步回轉混輸裝置的壓縮過程進行換熱。在站外管道輸送過程中，硬質聚氨酯泡沫塑料黃夾克結構的保溫層有效隔絕了管道金屬外壁與土壤的熱量交換，減少了油氣輸送過程中的熱損耗，管道內形成了穩定的溫度場，有效緩解了原油因溫度過低造成蠟成分的析出和沉積。末端接收站點配套了緩沖、加熱一體化集成裝置，實現了油氣的集中處理。綜上所述，采油平臺經站外管道，再到末端接收站點的整個集輸過程為不加熱常溫輸送，工藝流程處于完全密閉狀態，未發生伴生氣無效排放。

1.2.3 接入數字化監控平臺

對井口回壓、裝置輸油溫度和壓力，以及混輸泵運行電流、電壓、功率、頻率等運行參數實時采集，數據接入井場RTU 控制柜，通過油田生產網將數據傳輸至頁巖油物聯網云平臺，選取HH21 平臺數據顯示界面，相關參數如圖6 所示。

從圖6 可以看出，裝置運行數據接入物聯網云平臺后建立了便捷的人機交互操作界面，界面顯示裝置的工藝流程與現場實際安裝流程相互對應，2 套混輸泵運行的頻率、轉速、輸出功率基本保持一致，說明混輸泵同時運行時的“搶液”問題得以消除。裝置進口壓力0.8 MPa，出口壓力2.0 MPa，油氣混合后增壓效果明顯，操作界面上“停止”“啟動”按鈕能夠實現對裝置的遠程操作，設備故障后可及時將報警信息推送至用戶，裝置實現了真正意義上的智能監控。

2 結果現象討論

2.1 油井回壓下降討論

使用同步回轉混輸裝置后，平臺回壓下降明顯，HH21 平臺回壓由1.6 MPa 降至0.8 MPa，HH42 平臺回壓由2.0 MPa 降至0.7 MPa，HH102 平臺回壓由1.0 MPa 降至0.8 MPa，3 座平臺井口回壓均能保持在1.0 MPa 以內，回壓最大下降幅度達到70%，滿足GB 50350—2015《油田油氣集輸設計規范》中“機械采油井口回壓宜為1.0～1.5 MPa”的要求。

試驗前3 座平臺依靠井筒抽油泵機械舉升，油氣輸送動力完全來源于抽油泵上下行程的動能轉化，井口回壓受管道沿程摩阻、末端進站壓力和井口采出液流體性質綜合影響，經長期運行后，原油中的砂蠟垢等雜質造成管道通徑變小、回壓上升［15］。3 座平臺安裝的同步回轉混輸裝置距離井口位置均在100 m 內，這種安裝布局確保了井口至裝置進口之間的流動壓差最小，裝置運行過程中不斷將油氣混合介質增壓至管道內，迫使井口回壓下降。

HH21 平臺試驗前采取“井口定壓集氣+平臺油氣混輸”的集輸工藝，因管程長，結蠟嚴重，正常運行回壓1.6 MPa，冬季回壓高達2.8 MPa，井口盤根刺漏、掃線解堵頻繁，運行管理難度大［16］。設備改為兩級增壓的對稱式結構后無故障運行308 d，井口回壓下降幅度達到50%。

HH42 平臺試驗前因管道路由地形起伏，首末站地勢高差為300 m，管道沿程摩阻大，自壓運行回壓高達1.8～2.5 MPa。為降低運行回壓，油井來液進敞口罐脫氣后采用離心泵輸油，存在用電能耗高、伴生氣大量無效排放問題。現場試驗同步回轉混輸裝置后簡化了集輸工藝流程，取締了原有的敞口罐、加熱爐、離心輸油泵等設備8 套，實現了原油和伴生氣從井口至末端接收站點的全流程密閉集輸，井口回壓下降幅度達到70%。

HH102 平臺試驗前井口至油氣分輸一體化集成裝置輸送距離為100 m，試驗后井口至同步回轉混輸裝置之間的出油管道距離為80 m，井口至增壓節點之間的管道長度變化不大。試驗前平臺就近接入增壓站點，采油井口壓力為該工況下運行的最低回壓，因此試驗后回壓變化較小，下降幅度僅20%。

2.2 常溫集輸半徑縮短討論

頁巖油地面集輸系統受地形、環境溫度影響，常溫輸送的理想集輸半徑為2.0～2.5 km，超過集輸半徑的原油管道需進行加溫、投球，定期開展管道掃線清蠟作業［17］。

試驗前平臺來油先進入增壓站加熱，再經站內緩沖罐對油氣混合介質分離，分離后的原油、伴生氣分別輸送至聯合站。增壓站加熱設備燃料為天然氣，需將集氣管道輸送的濕氣進行低溫增壓、脫碳、脫水，經干氣管道反向輸送至增壓站使用［18］，整個集輸過程如圖7 所示。

從圖7（a） 中可以看出，未應用同步回轉混輸裝置前，單座平臺至聯合站鋪設了出油管道、集油管道、集氣管道和干氣管道，增壓站和聯合站之間采取油氣分輸工藝，平臺至聯合站中間必須建設單獨的增壓站，布站方式為典型的二級布站，管道數量多，集輸半徑長。從圖7（b） 中可以看出，應用同步回轉混輸裝置后，單座平臺至聯合站只需鋪設1 條集輸管道，輸送工藝為油氣混輸，因裝置安裝在平臺井場內，無需再建設單獨的增壓站，布站方式為一級布站，管道數量和長度明顯減少。

HH21、HH42 平臺安裝同步回轉混輸裝置后停運了原油加熱爐，HH102 平臺停運了增壓站，同步回轉混輸裝置將井口油氣混合介質直接增壓輸送至末端接收站點，取消了原流程的中間加溫、分輸增壓環節。對3 座平臺試驗前后輸油溫度、結蠟管段變化情況進行統計，對比數據見表2。

從表2 中可以看出，3 座平臺運行后裝置出口的起點油溫上升了10～15 ℃，末端溫度上升了2～4℃，結果與室內試驗時混輸泵溫度上升趨勢保持一致。溫度上升的主要原因為同步回轉混輸裝置運行過程中對氣體壓縮，產生的熱量與油氣介質存在熱交換。油氣介質通過裝置壓縮后，部分伴生氣溶解于原油，輸送過程中前段管程內形成“泡狀流”，隨著管道沿程壓力下降，伴生氣在脫出過程存在“空化泡”破裂現象［19］，對管道內結蠟產生剝離效應，一定程度上對蠟晶的生長起到阻止作用［20］。對管道分段核實結蠟情況，發現運行同步回轉混輸裝置后結蠟管段長度明顯縮短，HH21 平臺常溫集輸半徑增加1.4 km，HH42 平臺常溫集輸半徑增加0.9 km，HH102 平臺常溫集輸半徑增加4.8 km，3 條平臺常溫集輸半徑平均增加了51%。

2.3 提高伴生氣回收率討論

未運行同步回轉混輸裝置時，HH21 平臺因頻繁掃線停井，使用罐車拉油生產，伴生氣回收率僅60%。HH42 平臺因使用臨時敞口罐輸油，儲罐脫氣后僅5% 伴生氣進入原油管道。HH102 平臺伴生氣管道建設周期長，初期運行過程中使用單螺桿泵輸油僅10% 伴生氣進入原油管道。

安裝同步回轉混輸裝置后伴生氣回收率明顯提高，3 座平臺伴生氣平均回收率由25% 增加至98%，提高了73 個百分點。其中，HH21 平臺生產趨于平穩，完全消除了罐車拉油及停井掃線，僅7% 伴生氣用于熱洗橇加熱爐燃料消耗，回收率達到了93%。HH42 平臺來油流程越過了敞口罐，直接接入同步回轉混輸裝置進口，消除了原油進入敞口罐存在的伴生氣無效排放問題， 伴生氣實現了100% 回收。HH102 平臺試驗前，油氣進入一體化集成裝置緩沖罐進行分離，原油經輸油泵進入集油管道，分離的伴生氣因集氣管道未建設完畢，全部進入火炬無效排放，試驗后原油不需再進行分離，以混輸狀態直接通過同步回轉混輸裝置增壓輸送至集油管道，伴生氣實現了全部回收［21］。

3 結論

（1） 通過對同步回轉混輸裝置機械結構、工藝配管的改進，減速機輸出軸斷裂、設備磨損和能耗高的問題得到解決，設備運行趨于平穩。對工藝配管改造增加了裝置的輸送能力，多套設備連接方式優化后，裝置現場安裝更加快捷，解決了多機運行存在的“搶液”問題。裝置接入數字化平臺后實現了參數的實時監控、遠程控制，建立了安全可靠的工業物聯感知。3 座平臺應用裝置后代替了傳統的加熱爐、輸油泵等設備，裝置運行過程中對油氣壓縮提高了輸送溫度，抑制了管道結蠟，有效降控了井口回壓。平臺來液通過裝置直接輸送至聯合站，縮短了集輸半徑，實現了一級布站，整個集輸過程中無敞口罐輸油流程，停運加熱爐后無燃氣使用量，有效提高了伴生氣回收利用率。

（2） 同步回轉混輸裝置作為一種新工藝設備，能夠滿足頁巖油高氣油比原油的輸送，在油田高效開發、快速建產過程中具有極大的推廣應用前景。在試驗過程中，油氣混合介質通過同一條管道接入了下游集輸站點，增加了分離器的運行負荷。末端接收站點需調整集油總機關混進來油匯管大小，適度放大集成橇緩沖分離設備的處理能力。此外，管道在混輸狀態時，無法使用負壓波或流量平衡法對管道泄漏情況進行監測，造成管道運行監控手段單一，需探索多相流泄漏監測技術。裝置在運行過程中，電機頻率參數需人工設定，回壓存在一定范圍內脈動，對油井的平穩生產造成影響，下步需持續進行技術研究。

致謝

同步回轉混輸裝置的大量優化改進工作是在中國石油長慶油田分公司油田開發事業部、長慶工程設計有限公司，以及寶石豐泰能源技術服務有限責任公司技術專家的協助下完成的，在此對他們的辛勤付出表示真誠的感謝。

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（修改稿收到日期 2024-02-13）

〔編輯 景 暖〕