劉東明，王瑞蓮

中國(guó)石油西南油氣田公司重慶氣礦，重慶400021

南約洛坦氣田井口節(jié)流閥運(yùn)行故障分析

劉東明，王瑞蓮

中國(guó)石油西南油氣田公司重慶氣礦，重慶400021

南約洛坦氣田試運(yùn)投產(chǎn)初期，由于早期預(yù)測(cè)的井口氣質(zhì)組分參數(shù)與開(kāi)產(chǎn)后的實(shí)際測(cè)試參數(shù)存在較大差距，很大程度上影響了下游設(shè)備、閥門的材質(zhì)設(shè)計(jì)優(yōu)選。試運(yùn)投產(chǎn)過(guò)程中，單井井口節(jié)流閥頻繁發(fā)生故障，給氣井穩(wěn)定生產(chǎn)帶來(lái)較大影響。結(jié)合氣田當(dāng)前生產(chǎn)條件，對(duì)井口節(jié)流閥故障類型進(jìn)行分類，總結(jié)了目前井口閥門的腐蝕現(xiàn)狀及特點(diǎn)，并對(duì)引起井口裝置腐蝕的環(huán)境因素進(jìn)行分析，提出了具體防護(hù)措施，為單井井口裝置下一步生產(chǎn)運(yùn)行管理提供依據(jù)。

酸性氣田；井口裝置；節(jié)流閥；腐蝕因素；故障分析；防護(hù)措施

在天然氣開(kāi)采過(guò)程中，井口節(jié)流閥是節(jié)流、壓井的關(guān)鍵設(shè)備，它對(duì)限制和調(diào)節(jié)氣井產(chǎn)量、保護(hù)井下系統(tǒng)起著非常重要的作用[1]。土庫(kù)曼斯坦南約洛坦氣田試運(yùn)投產(chǎn)初期，一些井口節(jié)流閥因故障而失效的情況相繼發(fā)生，嚴(yán)重影響和制約了氣田開(kāi)發(fā)。因而很有必要對(duì)井口節(jié)流閥生產(chǎn)適應(yīng)性進(jìn)行分析，并提出應(yīng)對(duì)措施，為該區(qū)塊氣田開(kāi)發(fā)或是下步生產(chǎn)運(yùn)行提供指導(dǎo)。

1 氣田概況

土庫(kù)曼斯坦南約洛坦氣田是目前世界上最大的整裝凝析氣田之一，產(chǎn)品氣總體規(guī)?？蛇_(dá)600億m3/a，中石油川慶鉆探公司承擔(dān)了其中100億m3/a規(guī)模的地面建設(shè)工程。該氣田具有“高溫、高壓、高產(chǎn)、高含硫、高含二氧化碳以及高含氯離子”的“六高”特點(diǎn)，在氣田試運(yùn)投產(chǎn)初期，因甲方（土庫(kù)曼斯坦康采恩公司）提供的井口氣質(zhì)組分參數(shù)與開(kāi)產(chǎn)后的實(shí)際測(cè)量值存在較大差距（見(jiàn)表1），直接影響了下游工藝、設(shè)備、閥門以及管件材質(zhì)的設(shè)計(jì)優(yōu)選，加上井口高溫以及復(fù)雜的腐蝕環(huán)境，給井口裝置的生產(chǎn)運(yùn)行帶來(lái)了較大困難。

表1 南約洛坦氣田單井物性參數(shù)統(tǒng)計(jì)

2 節(jié)流閥運(yùn)行情況

目前，南約洛坦項(xiàng)目部采氣廠下屬的兩個(gè)預(yù)處理廠，共計(jì)管轄氣田16口生產(chǎn)井。單井原料氣經(jīng)采氣井口節(jié)流、降壓后進(jìn)入預(yù)處理廠，在預(yù)處理廠完成二級(jí)分離（油、氣、水分離）、冷卻、計(jì)量后進(jìn)入下游凈化廠實(shí)施脫水、脫硫及脫氫等處理。當(dāng)前預(yù)處理廠單井采氣井口1#、4#閥及油管掛材質(zhì)為HH級(jí)，其他均為FF級(jí)的組合井口，壓力等級(jí)70 MPa，溫度等級(jí)P-U級(jí)（-29～121℃）。單井采氣井口兩翼除201井左翼采用節(jié)流油嘴外，其余均采用節(jié)流閥（FF級(jí)）控制，共計(jì)31只。

2.1 節(jié)流閥工作原理及材質(zhì)

工作原理：節(jié)流閥閥座內(nèi)套固定，閥套蓋住內(nèi)套，氣流從閥門旁翼進(jìn)入（見(jiàn)圖1），通過(guò)閥座內(nèi)套孔洞，從閥門底部沖出。調(diào)節(jié)氣量時(shí)通過(guò)手輪帶動(dòng)閥桿上下移動(dòng)，對(duì)閥座孔作開(kāi)啟和關(guān)閉操作，從而調(diào)節(jié)井口產(chǎn)量。閥門參數(shù)、內(nèi)部相關(guān)構(gòu)件及材質(zhì)見(jiàn)表2、表3。

南約洛坦氣田采氣井口節(jié)流閥通過(guò)的介質(zhì)為含H2S、CO2的濕原料氣，其中H2S摩爾分?jǐn)?shù)為4.9%，CO2摩爾分?jǐn)?shù)為4.52%，根據(jù)關(guān)井油壓計(jì)算，H2S和CO2的分壓分別為2.1、1.94 MPa；根據(jù)穩(wěn)定油壓計(jì)算，H2S和CO2的分壓分別約為1.74、1.6 MPa。

圖1 節(jié)流閥基本結(jié)構(gòu)

圖2 節(jié)流閥內(nèi)部構(gòu)件

表2 節(jié)流閥相關(guān)參數(shù)

表3 節(jié)流閥內(nèi)部主要部件材料

2.2 節(jié)流閥故障統(tǒng)計(jì)

井口節(jié)流閥作為采氣井口控制和調(diào)節(jié)流體流量的唯一裝置，自2013年8月份投運(yùn)以來(lái)，頻繁出現(xiàn)故障。截至2014年5月底，生產(chǎn)中累計(jì)故障損壞13只（涉及7座單井站），生產(chǎn)故障率達(dá)到41.9%，給單井安全生產(chǎn)帶來(lái)極大隱患。南約洛坦221井工況及采氣廠井口節(jié)流閥故障統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表4、表5。

表4 南約洛坦221井工況

表5 南約洛坦采氣廠井口節(jié)流閥故障統(tǒng)計(jì)

3 節(jié)流閥故障分析與腐蝕原因探討

3.1 腐蝕現(xiàn)狀及特點(diǎn)[2]

為了解井口節(jié)流閥在復(fù)雜環(huán)境下的運(yùn)行狀況，項(xiàng)目部采氣廠配合鉆井部利用生產(chǎn)間隙對(duì)部分高產(chǎn)井、生產(chǎn)異常井的井口閥門實(shí)施生產(chǎn)檢測(cè)，打開(kāi)井口兩翼節(jié)流閥檢查故障情況。截至2014年5月底，已完成絕大多數(shù)單井的檢查，涉及相關(guān)故障問(wèn)題的統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表6。

表6 節(jié)流閥拆卸檢查發(fā)現(xiàn)問(wèn)題統(tǒng)計(jì)

現(xiàn)場(chǎng)拆卸檢測(cè)發(fā)現(xiàn)，單井井口節(jié)流閥故障部位及腐蝕情況存在以下特點(diǎn)：其一，井口節(jié)流閥發(fā)生故障位置主要集中在閥套、閥座內(nèi)套以及閥桿等部位；其二，井口節(jié)流閥拆卸打開(kāi)后，閥體內(nèi)部普遍存在腐蝕現(xiàn)象，腐蝕形式以點(diǎn)腐蝕、坑點(diǎn)腐蝕以及潰瘍狀腐蝕為主；其三，高溫、高產(chǎn)井井口節(jié)流閥故障幾率及腐蝕程度較其他井要嚴(yán)重；其四，節(jié)流閥內(nèi)壁入口端比出口端的腐蝕程度更加嚴(yán)重；其五，節(jié)流閥入口端腐蝕分布情況較均勻，各方向均勻分布點(diǎn)、坑狀腐蝕，而出口端腐蝕部位主要集中在底部5～7點(diǎn)鐘方位，其余方向腐蝕情況相對(duì)較輕。

3.2 故障分析

經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)拆卸檢測(cè)發(fā)現(xiàn)，井口節(jié)流閥故障主要包括：閥套損壞、閥座內(nèi)套損壞以及閥桿刺斷等三類。

（1）閥套損壞。閥套損壞現(xiàn)場(chǎng)往往表現(xiàn)為氣井氣量異常增大，脫落的閥套零部件沖入下游，對(duì)緩蝕劑噴嘴、測(cè)溫測(cè)壓套等設(shè)備造成損傷。目前現(xiàn)場(chǎng)出現(xiàn)該類故障的閥門計(jì)5只，分別為228右翼、221左翼（2只），221右翼、215右翼針閥。

228井作為氣田首氣投運(yùn)生產(chǎn)的一口井，于2013年8月21-23日試生產(chǎn)，初期僅開(kāi)右翼單翼生產(chǎn)。9月17日對(duì)井口右翼節(jié)流閥拆卸后發(fā)現(xiàn)，節(jié)流閥閥套軸向裂紋，未開(kāi)裂長(zhǎng)度76.20 mm，開(kāi)裂長(zhǎng)度76.40 mm；節(jié)流閥內(nèi)壁存在坑點(diǎn)腐蝕，入口端內(nèi)壁和閥蓋連接端腐蝕情況輕微，出口端內(nèi)壁腐蝕情況較嚴(yán)重，少數(shù)腐蝕坑深度較大。

228井節(jié)流閥閥體內(nèi)部腐蝕坑在底部5～7點(diǎn)鐘方向的軸向附近分布最集中，最大腐蝕坑出現(xiàn)在約5點(diǎn)鐘方向靠近出口端面處。焊縫附近內(nèi)壁也發(fā)生坑點(diǎn)腐蝕，該部位受到閥座的保護(hù)，未受到氣流的沖刷，腐蝕坑的產(chǎn)生主要與電化學(xué)腐蝕有關(guān)。

（2）閥座內(nèi)套損壞。閥座內(nèi)套損壞現(xiàn)場(chǎng)通常也表現(xiàn)為氣井產(chǎn)量異常增加，脫落的內(nèi)套部件沖入下游流程，對(duì)緩蝕劑噴嘴、測(cè)溫套、腐蝕探針等造成一定損傷。目前現(xiàn)場(chǎng)出現(xiàn)該類故障的閥門共計(jì)3只，分別為228井右翼、215井左翼以及213井右翼針閥。

2014年3月31日，213井生產(chǎn)過(guò)程中產(chǎn)量突變，由160萬(wàn)m3/d迅速上漲至400萬(wàn)m3/d，井口右翼油壓從33.0 MPa下降至15.0 MPa。當(dāng)日對(duì)氣井實(shí)施停產(chǎn)檢查，現(xiàn)場(chǎng)拆卸井口右翼節(jié)流閥發(fā)現(xiàn)節(jié)流閥閥座內(nèi)套出現(xiàn)2個(gè)斷口，閥套內(nèi)壁也不均勻地分布小凹坑，外壁局部存在少量點(diǎn)蝕坑；此外，閥門拆卸后在閥體通道內(nèi)部還發(fā)現(xiàn)兩塊碎石。

（3）閥桿刺斷。閥桿刺斷通常很難從值班監(jiān)控?cái)?shù)據(jù)中被發(fā)現(xiàn)，氣井的生產(chǎn)狀態(tài)（產(chǎn)量或壓力）也無(wú)明顯變化，只有在現(xiàn)場(chǎng)開(kāi)、關(guān)井或是調(diào)節(jié)產(chǎn)量過(guò)程中才能初步判斷。南約洛坦氣田目前現(xiàn)場(chǎng)出現(xiàn)該類故障的閥門共計(jì)2只，分別為215井右翼和221井左翼針閥。

根據(jù)檢修計(jì)劃安排，采氣廠于2014年5月2日對(duì)221井井口裝置左右翼節(jié)流閥（FF級(jí)）進(jìn)行拆卸檢查。檢查發(fā)現(xiàn)，閥體上、下游均有明顯腐蝕現(xiàn)象，全開(kāi)、關(guān)節(jié)流閥手輪，閥套未發(fā)生動(dòng)作，拆卸后發(fā)現(xiàn)閥桿完全被氣流刺斷，斷面明顯有氣流沖擊形成的凹面痕跡?，F(xiàn)場(chǎng)更換節(jié)流閥（鋼級(jí)：HH-NL），氣井當(dāng)日復(fù)產(chǎn)。

3.3 腐蝕原因探討

（1）H2S腐蝕?，F(xiàn)場(chǎng)硫化氫的分壓統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表7。從表7可知，南約洛坦氣田單井原料氣組分硫化氫平均分壓約0.284 68 MPa，遠(yuǎn)大于0.000 345 MPa臨界值，井口設(shè)備受H2S腐蝕影響明顯。221井右翼節(jié)流閥故障推測(cè)受硫化物應(yīng)力腐蝕影響較大。

（2）CO2腐蝕[4-6]?，F(xiàn)場(chǎng)CO2的分壓統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表8。從表8可知，南約洛坦氣田單井原料氣組分二氧化碳平均分壓約0.609 58 MPa，大于0.21 MPa臨界值，井口設(shè)備受CO2腐蝕作用明顯。

（3）Cl-腐蝕?，F(xiàn)場(chǎng)離子含量統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表9。從2014年1月氣田水樣分析數(shù)據(jù)可以看出，預(yù)處理3廠站內(nèi)一、二級(jí)分離器內(nèi)氯離子含量為（0.01～1.38）萬(wàn)mg/L（一級(jí)C套分離器內(nèi)氯離子含量偏高的原因可能與出水井204井原料氣進(jìn)站位置有關(guān)），在較高的井口溫度作用下（單井平均井口溫度115～120℃），Cl-對(duì)井口裝置及閥門的腐蝕影響較嚴(yán)重。

表7 預(yù)處理2廠單井硫化氫分壓統(tǒng)計(jì)（檢測(cè)時(shí)間：2014-02-08）

表8 預(yù)處理2廠單井二氧化碳分壓統(tǒng)計(jì)（檢測(cè)時(shí)間：2014-02-08）

表9 預(yù)處理廠-3站內(nèi)一、二級(jí)分離器氣田水氯離子含量統(tǒng)計(jì)

（4）溫度[7-8]的影響。現(xiàn)場(chǎng)井口溫度統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表10（摘自2014年2月生產(chǎn)報(bào)表）。南約洛坦氣田絕大多數(shù)單井井口溫度在115～120℃之間，井口溫度高于井口閥門的使用最高溫度，可能致使井口法蘭密封面失效，加速井口閥門內(nèi)壁的腐蝕速率。

（5）沖蝕作用。221井停產(chǎn)后對(duì)井口閥門實(shí)施檢查，發(fā)現(xiàn)井口采氣樹(shù)右翼節(jié)流閥閥套發(fā)生斷裂，節(jié)流閥閥芯被腐蝕流體沖刷破損，表面呈部分不規(guī)則凹坑，密封件邊緣也被腐蝕缺損；井口11#閥出口端內(nèi)壁出現(xiàn)腐蝕坑蝕，法蘭邊緣出現(xiàn)腐蝕缺口；此外，在井口霧化裝置下游的彎管段也發(fā)現(xiàn)密集的凹坑，推測(cè)為混合流體高速“沖擊”下形成的痕跡。

（6）pH值的影響?，F(xiàn)場(chǎng)氣田水樣pH值見(jiàn)表11。從表11可以看出，除了預(yù)處理3廠一級(jí)分離器pH值稍顯中性外，現(xiàn)場(chǎng)多數(shù)氣田水樣的pH值在4.5～5.5之間。低pH值的氣田水不但具有一定腐蝕性，而且還會(huì)增加硫化物腐蝕破壞敏感性，給站場(chǎng)設(shè)備腐蝕破壞帶來(lái)較大影響。

表10 南約洛坦氣田單井井口溫度統(tǒng)計(jì)

4 防護(hù)措施

4.1 選擇合適的材料[9]

表11 南約洛坦采氣廠現(xiàn)場(chǎng)氣田水樣pH值統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)

保證井口裝置及閥門長(zhǎng)期安全運(yùn)行，合理的選材是首要的一環(huán)。合理選材既要考慮到工藝條件及生產(chǎn)過(guò)程中可能發(fā)生的變化，又要考慮材料的結(jié)構(gòu)、性質(zhì)以及使用條件的變化，此外，材料造價(jià)也是一個(gè)不容忽視的問(wèn)題。南約洛坦氣田單井緩蝕劑注入點(diǎn)設(shè)置在井口節(jié)流閥下游，緩蝕劑無(wú)法對(duì)井口裝置及閥門形成有效保護(hù)。在目前工藝條件下，只能靠提高井口裝置設(shè)備的材料等級(jí)滿足生產(chǎn)需要。

當(dāng)前單井采氣井口：1#、4#閥及油管掛材質(zhì)為HH級(jí)，其他為FF級(jí)的組合井口。天然氣中H2S分壓為1.45～3.01 MPa，CO2分壓為0.61～2.93 MPa，而根據(jù)API6A采氣井口選擇標(biāo)準(zhǔn)，采氣井口應(yīng)全部采用HH級(jí)。目前，項(xiàng)目部采氣廠正配合鉆井部，對(duì)單井各采氣井口節(jié)流閥（FF級(jí)）實(shí)施更換，見(jiàn)表12。

表12 采油（氣）井口裝置主要零部件材料選擇

4.2 在線監(jiān)測(cè)[10]

酸性氣田單井完井作業(yè)前需準(zhǔn)確分析氣藏的流體性質(zhì)，并在此基礎(chǔ)上對(duì)井底混合流體進(jìn)行腐蝕評(píng)價(jià)，安裝、調(diào)試好在線腐蝕監(jiān)測(cè)系統(tǒng)，全面監(jiān)控裝置設(shè)備的腐蝕情況。南約洛坦氣田早期預(yù)測(cè)的井口氣質(zhì)組分參數(shù)與開(kāi)產(chǎn)后的實(shí)際測(cè)量值存在較大差距，導(dǎo)致現(xiàn)場(chǎng)部分裝置設(shè)備的材質(zhì)選擇存在缺陷。因此，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)擴(kuò)大監(jiān)測(cè)范圍，井口裝置各關(guān)鍵控制閥門都要安裝監(jiān)測(cè)裝置，實(shí)現(xiàn)在線實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)；建立井口裝置、閥門的腐蝕監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)庫(kù)，并對(duì)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)及時(shí)對(duì)比分析，根據(jù)分析結(jié)果制訂相應(yīng)的腐蝕檢測(cè)和評(píng)估方案。

4.3 定期檢測(cè)[11]

腐蝕在線監(jiān)測(cè)雖然能夠?qū)崟r(shí)、快速地提供大量的腐蝕信息，但是在線監(jiān)測(cè)只能監(jiān)測(cè)固定位置的數(shù)據(jù)，不能完全確定整個(gè)站場(chǎng)所有設(shè)備的腐蝕狀況，監(jiān)測(cè)結(jié)果具有片面性。因此，還需要定期對(duì)站場(chǎng)設(shè)備進(jìn)行整體檢查，才能提供整個(gè)系統(tǒng)完整、準(zhǔn)確的腐蝕信息。同時(shí)定期采用相控超聲波或成像技術(shù)，配合漏磁檢測(cè)法對(duì)井口裝置及閥門進(jìn)行檢測(cè)，實(shí)時(shí)顯示采集數(shù)據(jù)，根據(jù)檢查結(jié)果制訂相應(yīng)的整改措施。

4.4 腐蝕評(píng)估

檢測(cè)和防腐工程均是耗資較大的工作，防腐措施是否恰當(dāng)以及檢測(cè)周期的確定是井口裝置及閥門腐蝕評(píng)價(jià)的主要工作。南約洛坦氣田應(yīng)根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)腐蝕監(jiān)測(cè)評(píng)價(jià)結(jié)果，制訂科學(xué)的維護(hù)措施和檢測(cè)周期，保證在節(jié)省成本的同時(shí)將生產(chǎn)風(fēng)險(xiǎn)降至可接受的范圍內(nèi)，提供氣田開(kāi)發(fā)的整體安全性和經(jīng)濟(jì)性。

4.5 強(qiáng)化生產(chǎn)操作管理

合理、有效的生產(chǎn)操作不但可以規(guī)避生產(chǎn)風(fēng)險(xiǎn)，而且也是確保高含硫氣井安全生產(chǎn)且全面受控的基本要求。南約洛坦氣田井口裝置及閥門選型存在一定缺陷，在目前高溫、高產(chǎn)、高壓以及復(fù)雜的腐蝕環(huán)境的綜合影響下，單井采氣井口生產(chǎn)運(yùn)行存在較大安全隱患。因此，在單井FF級(jí)井口閥門還未更換為HH級(jí)材質(zhì)前，應(yīng)盡量減少單井采氣井口的操作次數(shù)和時(shí)間，同時(shí)規(guī)范現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)操作，避免人為因素導(dǎo)致井口閥門故障；另外，現(xiàn)場(chǎng)還需加快井口閥門的更換進(jìn)度，提高井口閥門的耐蝕以及抗高溫等級(jí)，盡可能避免安全事故的發(fā)生。

5 結(jié)論及建議

（1）南約洛坦氣田試運(yùn)投產(chǎn)初期，井口節(jié)流閥故障及腐蝕現(xiàn)象較普遍，故障部位主要位于閥套、閥座內(nèi)套以及閥桿處，腐蝕形式以點(diǎn)腐蝕、坑點(diǎn)腐蝕以及潰瘍狀腐蝕為主，可能受電化學(xué)腐蝕以及硫化物應(yīng)力開(kāi)裂作用影響較大。

（2）井口節(jié)流閥內(nèi)壁入口端腐蝕分布較均勻，而出口端腐蝕部位主要集中在閥門底部，且多數(shù)閥門的入口端比出口端腐蝕程度更嚴(yán)重。

（3）井口溫度過(guò)高可能是誘發(fā)井口節(jié)流閥腐蝕破壞的一大因素，在FF級(jí)井口閥門未更換為HH級(jí)材質(zhì)前，盡量保持單井平穩(wěn)生產(chǎn)，減少井口裝置及閥門的操作次數(shù)和時(shí)間，同時(shí)盡快完成井口FF級(jí)閥門的更換工作，提高井口閥門的耐蝕以及抗高溫等級(jí)。

（4）加強(qiáng)對(duì)井口裝置及閥門的在線腐蝕監(jiān)測(cè)，定期采用相控超聲波或成像等技術(shù)，配合漏磁檢測(cè)法對(duì)井口裝置及閥門進(jìn)行檢測(cè)，建立設(shè)備監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)庫(kù)，做好腐蝕評(píng)估工作，準(zhǔn)確掌握設(shè)備腐蝕信息，及時(shí)發(fā)現(xiàn)各種故障及缺陷，制訂相應(yīng)防控措施。

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Analysis ofWellhead Choke Valve Failure in South Y olotan Gas Reservoir

LIU Dongming，WANG Ruilian
PetroChina Southwest Oil/Gas Field Co.Chongqing Gas Mine，Chonqing 400021，China

During appraisal production of South Yolotan gas reservoir，the choke valve in wellhead failed frequently，which significantly influenced normal production of gas wells.The reason was that because the forecasted gas composition before production was largely different from the real estimated composition during production，and thus the selected downstream facilities and valves could not match the realproduction condition.This article classifies the choke valve failure types based on current production condition，summarizes current corrosion characteristics and status of wellhead valves，analyzes environmental factor impacting on wellhead equipment corrosion，and proposes specific mitigation measures which can provide reference for next operation management of wellhead equipment.

sour gas field；wellhead equipment；choke valve；corrosion factor；fault analysis；protective measure

10.3969/j.issn.1001-2206.2015.06.020

劉東明（1980-），男，湖北宜都人，工程師，2007年畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣井工程專業(yè)，碩士，從事氣田開(kāi)發(fā)以及試修作業(yè)相關(guān)工作。

2015-06-21