CN220891887U - 一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统 - Google Patents

Abstract

本实用新型属于石油工业油气集输工程技术领域，具体涉及一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统。本实用新型包括采油井、抽油机和井场RTU设备；采油井内有套管、油管抽、油机连锁控制机构、三相计量部和自动投球部；抽油机与采油井连接；抽油机连锁控制机构连接在抽油机上；套管上连接有套管连接管线机构，油管上连接有油管连接管线机构；套管连接管线机构的输出端和油管连接管线机构的输出端汇入第一井口出油管线，经三相计量部与自动投球部连接；井场RTU设备分别与抽油机连锁控制机构、套管连接管线机构和油管连接管线机构电信号连接。本实用新型解决了二氧化碳驱之后，采油井场所面临的气窜超压、管线腐蚀及单井油、气、水三相计量问题。

Description

一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统

技术领域

本实用新型属于石油工业油气集输工程技术领域，具体涉及一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统。

背景技术

某油田的生产区域多位于黄土高坡及丘陵地带，地形起伏崎岖，沟壑纵横。井场多为无人值守的从式机械采油井场。这样的从式机械采油井场在现有技术中是采用不加热油气混输工艺，将采出油气水输送至下游站场。但是，在二氧化碳驱之后，已建的单管不加热采油井场，将面临安全和多相计量的问题，严重影响工业油气集输的效率及安全。因此，需要针对二氧化碳驱开发特点，研发一种新的采油井场工艺装置，以解决所面临的安全和计量问题。

专利号为202211413836.5，实用新型名称为《一种石油井场全封闭油气砂水多相介质连续混输的输油工艺和装置结构》的现有技术中，也只是为了满足我国油气集输高效低成本输送要求，解决油气砂水多相介质连续混输问题，减少工艺流程，实现绿色环保的智能化输油需求，提出的技术方案。实现了直接全封闭连续输送，大大减少了占地面积，节约了成本，并且可完全替代传统工艺中需要油水分离等各种设备的复杂工艺流程，真正意义上实现了对油气绿色环保、高效低成本的输送要求。但对于在二氧化碳驱之后，已建的单管不加热采油井场，所面临的安全、多相计量及严重影响工业油气集输的效率问题，并没有得到解决。

实用新型内容

为了解决上述技术问题，本实用新型提供了一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统。

为实现上述目的，本实用新型采用的技术方案是：

一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统，至少包括采油井、抽油机和井场RTU设备；采油井内有套管和油管；抽油机与采油井连接；还包括抽油机连锁控制机构、三相计量部和自动投球部；所述抽油机连锁控制机构连接在抽油机上；套管上连接有套管连接管线机构，油管上连接有油管连接管线机构；套管连接管线机构的输出端和油管连接管线机构的输出端汇入第一井口出油管线，经三相计量部与自动投球部连接；所述井场RTU设备分别与抽油机连锁控制机构、套管连接管线机构和油管连接管线机构电信号连接。

所述的三相计量部包括三相计量装置、第二井口出油管线和第三井口出油管线；所述三相计量装置和第二井口出油管线并联，并联后的三相计量装置和第二井口出油管线与第三井口出油管线并联在第一井口出油管线与自动投球部连接之间；所述三相计量装置的输出和输入端、第二井口出油管线上、第三井口出油管线上、三相计量装置和第二井口出油管线并连后的输入端均连接有阀门。

所述的套管连接管线机构包括套管连接管线、球阀、第一压力变送器、第一球阀电动执行器、第一闸阀、第一电动阀、套管排气管线、套管气定压阀和压力表；所述套管连接管线、套管排气管线依顺序连接在采油井与第一井口出油管线之间；所述第一闸阀、压力表、第一压力变送器、第一电动阀依顺序连接在采油井与套管排气管线之间的第一井口出油管线上，所述球阀连接在第一压力变送器与第一电动阀之间的套管连接管线上；所述套管气定压阀连接在套管排气管线的输出端；第一电动阀上连接有第一球阀电动执行器；第一压力变送器和第一球阀电动执行器分别与井场RTU设备电信号连接。

所述的第一电动阀为电动截断阀；第一电动阀和球阀的压力等级均为25MPa；套管连接管线和套管排气管线的压力等级均为25MPa。

所述的油管连接管线机构包括第二压力变送器、第二球阀电动执行器、第二闸阀、第二压力表、第二电动阀和油管连接管线；所述第二闸阀、第二压力表、第二压力变送器、第二电动阀依顺序连接在采油井与第一井口出油管线之间的油管连接管线上；所述第二电动阀上连接有第二球阀电动执行器；所述第二压力变送器和第二球阀电动执行器分别与井场RTU设备电信号连接。

所述的自动投球部包括第四井口出油管线、自动投球装置和投球部定压阀；所述第四井口出油管线上连接有第三闸阀；自动投球装置的两端分别连接有第四闸阀和第五闸阀；第四闸阀的输入端与第三闸阀的输入端连接，第五闸阀的输出端通过投球部定压阀连接在第三闸阀的输出端。

所述井口出油管线压力等级均为4MPa。

有益效果：

(1)本实用新型由采油井、抽油机、井场RTU设备、抽油机连锁控制机构、三相计量部和自动投球部有机构成；有效解决了二氧化碳驱之后，采油井场所面临的气窜超压，有效防止了二氧化碳的腐蚀，并可实现井场无人值守。

(2)本实用新型在井口压力升高时，可向下游站场报警，超压时既能实现联锁，立即关闭阀门和关闭油井，还能实现单井油气水产量的计量。

(3)本实用新型中自动投球部的设置，在实际使用时，正常情况下第三闸阀开启。从三相计量部输出的介质经第四井口出油管线、投球部定压阀外输。需要对第四井口出油管线清理时，第三闸阀关闭，第四闸阀和第五闸阀开启，从三相计量部输出的介质经自动投球装置后外输，保证了整个系统的长期稳定运行。

上述说明仅是本实用新型技术方案的概述，为了能够更清楚的了解本实用新型的技术手段，并可依照说明书的内容予以实施，以下以本实用新型的较佳实施例并配合附图详细说明如后。

附图说明

为了更清楚地说明本实用新型实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本实用新型的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本实用新型的构成示意图。

图中：1、采油井；2、套管连接管线；3、球阀；4、抽油机；5、第一电动阀；6、套管排气管线；7、套管气定压阀；8、油管连接管线；9、三相计量装置；10、自动投球装置；11、第二电动阀；12、第一井口出油管线；13、第一压力变送器；14、第二压力变送器；15、井场RTU设备；16、第一球阀电动执行器；17、第二球阀电动执行器；18、抽油机连锁控制机构；19、第二井口出油管线；20、第三井口出油管线；21、第四井口出油管线；22、第一压力表；23、第一闸阀；24、第二闸阀；25、第二压力表；26、投球部定压阀；27、第三闸阀；28、第四闸阀；29、第五闸阀。

具体实施方式

下面将结合本实用新型实施例中的附图，对本实用新型实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本实用新型的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本实用新型中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本实用新型保护的范围。

实施例一：

根据图1所示的一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统，至少包括采油井1、抽油机4和井场RTU设备15；采油井1内有套管和油管；抽油机4与采油井1连接；还包括抽油机连锁控制机构18、三相计量部和自动投球部；所述抽油机连锁控制机构18连接在抽油机4上；套管上连接有套管连接管线机构，油管上连接有油管连接管线机构；套管连接管线机构的输出端和油管连接管线机构的输出端汇入第一井口出油管线12，经三相计量部与自动投球部连接；所述井场RTU设备15分别与抽油机连锁控制机构18、套管连接管线机构和油管连接管线机构电信号连接。

在实际使用时，井场RTU设备15获取套管连接管线机构或油管连接管线机构的压力值，并通过井场RTU设备15将压力值传输至下游站场的站控系统。当压力值小于预设值即油井正常生产时，套管连接管线机构处于连通状态，油井内的伴生气从套管的出口经过套管连接管线机构后，与经过油管连接管线机构的油管出口含水油混合进入井场第一井口出油管线12，再进入三相计量部，经自动投球部后直接外输，实现井场单管不加热集输。当油井发生气窜即压力值大于预设值时，当压力值超过压力预设值，井场RTU设备15发出执行信号关闭套管连接管线机构和油管连接管线机构；同时控制抽油机连锁控制机构18发出停车信号关闭抽油机4；等待现场人工处理；待油管连接管线机构或油管连接管线机构压力恢复正常生产压力后，返回油井正常生产的正常程序。

本实施例中的井场RTU设备15为现有技术，RTU为英文REMOTE TERMINAL UNIT的简称，中文含义为远程测控终端，用于监视、控制与数据采集的应用。具有遥测、遥信、遥调、遥控功能。

实施例二：

根据图1所示的一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统，与实施例一不同之处在于：所述的三相计量部包括三相计量装置9、第二井口出油管线19和第三井口出油管线20；所述三相计量装置9和第二井口出油管线19并联，并联后的三相计量装置9和第二井口出油管线19与第三井口出油管线20并联在第一井口出油管线12与自动投球部连接之间；所述三相计量装置9的输出和输入端、第二井口出油管线19上、第三井口出油管线20上、三相计量装置9和第二井口出油管线19并连后的输入端均连接有阀门。

在实际使用时，当油井正常生产时，套管连接管线机构为开通状态，油井内的伴生气从套管出口经过套管连接管线机构后与油管出口含水油混合，进入第一井口出油管线12，再进入三相计量部；若需要计量，则混合后的介质经过三相计量装置9外输进入自动投球部，若不需要计量，则混合后的介质经过第二井口出油管线19或第三井口出油管线20后外输进入自动投球部，实现井场单管不加热集输。

实施例三：

根据图1所示的一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统，与实施例一不同之处在于：所述的套管连接管线机构包括套管连接管线2、球阀3、第一压力变送器13、第一球阀电动执行器16、第一闸阀23、第一电动阀5、套管排气管线6、套管气定压阀7和第一压力表22；所述套管连接管线2、套管排气管线6依顺序连接在采油井1与第一井口出油管线12之间；所述第一闸阀23、第一压力表22、第一压力变送器13、第一电动阀5依顺序连接在采油井1与套管排气管线6之间的第一井口出油管线12上，所述球阀3连接在第一压力变送器13与第一电动阀5之间的套管连接管线2上；所述套管气定压阀7连接在套管排气管线6的输出端；第一电动阀5上连接有第一球阀电动执行器16；第一压力变送器13和第一球阀电动执行器16分别与井场RTU设备15电信号连接。

进一步的，所述的第一电动阀5为电动截断阀；第一电动阀5和球阀3的压力等级均为25MPa；套管连接管线2和套管排气管线6的压力等级均为25MPa。

在实际使用时，井场RTU设备15通过第一压力变送器13获取套管连接管线机构的压力值，并通过井场RTU设备15将压力值传输至下游站场的站控系统。当压力值小于预设值即油井正常生产时，第一电动阀5开启，套管连接管线机构处于连通状态，油井内的伴生气从套管的出口依次经过套管连接管线机构中的第一闸阀23、第一压力表22、第一压力变送器13、第一电动阀5、套管气定压阀7后，与经过油管连接管线机构的油管出口含水油混合进入第一井口出油管线12，经三相计量部、自动投球部后直接外输。若油井发生气窜即压力值大于预设值时，井场RTU设备15向第一球阀电动执行器16或第二球阀电动执行器17发出执行信号关闭第一电动阀5或第二电动阀11；同时由井场RTU设备15向抽油机连锁控制机构18发出停车信号关闭抽油机4；等待现场人工处理；待油管连接管线8或套管连接管线2恢复正常生产压力后，第一电动阀5开启，套管连接管线机构处于连通状态，正常生产。

实施例四：

根据图1所示的一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统，与实施例一不同之处在于：所述的油管连接管线机构包括第二压力变送器14、第二球阀电动执行器17、第二闸阀24、第二压力表25、第二电动阀11和油管连接管线8；所述第二闸阀24、第二压力表25、第二压力变送器14、第二电动阀11依顺序连接在采油井1与第一井口出油管线12之间的油管连接管线8上；所述第二电动阀11上连接有第二球阀电动执行器17；所述第二压力变送器14和第二球阀电动执行器17分别与井场RTU设备15电信号连接。

在实际使用时，井场RTU设备15获取生产时油管连接管线8或套管连接管线2的压力值，并将压力值传输至下游站场的站控系统；当压力值小于预设值即油井正常生产时，第一电动阀5为开启状态，油井内的伴生气从套管出口经过套管连接管线2、第一电动阀5、套管排气管线6、套管气定压阀7后与依次通过油管连接管线机构中第二闸阀24、第二压力表25、第二压力变送器14、第二电动阀11的油管出口含水油混合，进入第一井口出油管线12，再进入三相计量装置9或不计量经自动投球部后直接外输，实现井场单管不加热集输。

当油井发生气窜即压力值大于预设值时，井场RTU设备15向第一球阀电动执行器16或第二球阀电动执行器17发出执行信号关闭第一电动阀5或第二电动阀11；同时由井场RTU设备15向抽油机连锁控制机构18发出停车信号关闭抽油机4；等待现场人工处理；待油管连接管线8或套管连接管线2恢复正常生产压力后，进入正常生产程序。

实施例五：

根据图1所示的一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统，与实施例一不同之处在于：所述的自动投球部包括第四井口出油管线21、自动投球装置10和投球部定压阀26；所述第四井口出油管线21上连接有第三闸阀27；自动投球装置10的两端分别连接有第四闸阀28和第五闸阀29；第四闸阀28的输入端与第三闸阀27的输入端连接，第五闸阀29的输出端通过投球部定压阀26连接在第三闸阀27的输出端。

在实际使用时，正常情况下第三闸阀27开启。从三相计量部输出的介质经第四井口出油管线21、投球部定压阀26外输。需要对第四井口出油管线21清理时，第三闸阀27关闭，第四闸阀28和第五闸阀29开启，从三相计量部输出的介质经自动投球装置10后外输。保证了整个系统的长期稳定运行。

实施例六：

根据图1所示的一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统，与实施例一不同之处在于：所述的抽油机连锁控制机构18包括第一压力变送器13、第二压力变送器14、井场RTU设备15、第一球阀电动执行器16和第二球阀电动执行器17；所述的第一压力变送器13和第一球阀电动执行器16分别连接在套管管线机构上，且分别与井场RTU设备15电信号连接；所述第二压力变送器14和第二球阀电动执行器17分别连接在油管连接管线机构上，且分别与井场RTU设备15电信号连接；所述的三相计量部包括三相计量装置9、第二井口出油管线19和第三井口出油管线20；所述三相计量装置9和第二井口出油管线19并联，并联后的三相计量装置9和第二井口出油管线19与第三井口出油管线20并联在第一井口出油管线12与自动投球部连接之间；所述三相计量装置9的输出和输入端、第二井口出油管线19上、第三井口出油管线20上、三相计量装置9和第二井口出油管线19并连后的输入端均连接有阀门；所述的套管连接管线机构包括套管连接管线2、球阀3、第一闸阀23、第一电动阀5、套管排气管线6、套管气定压阀7和第一压力表22；所述套管连接管线2、套管排气管线6依顺序连接在采油井1与第一井口出油管线12之间；所述第一闸阀23、第一压力表22、第一电动阀5依顺序连接在采油井1与套管排气管线6之间的第一井口出油管线12上，所述球阀3连接在第一压力表22与第一电动阀5之间的套管连接管线2上；所述套管气定压阀7连接在套管排气管线6的输出端；第一电动阀5与抽油机连锁控制机构18连接；所述的第一电动阀5为电动截断阀；第一电动阀5和球阀3的压力等级均为25MPa；套管连接管线2和套管排气管线6的压力等级均为25MPa；所述的油管连接管线机构包括第二闸阀24、第二压力表25、第二电动阀11和油管连接管线8；所述第二闸阀24、第二压力表25、第二电动阀11依顺序连接在采油井1与第一井口出油管线12之间的油管连接管线8上；所述第二电动阀11、第二压力表25和第二电动阀11之间的油管连接管线8与抽油机连锁控制机构18连接；所述的自动投球部包括第四井口出油管线21、自动投球装置10和投球部定压阀26；所述第四井口出油管线21上连接有第三闸阀27；自动投球装置10的两端分别连接有第四闸阀28和第五闸阀29；第四闸阀28的输入端与第三闸阀27的输入端连接，第五闸阀29的输出端通过投球部定压阀26连接在第三闸阀27的输出端；所述井口出油管线12压力等级均为4MPa。

在实际使用时，井场RTU设备15获取生产时油管连接管线8或套管连接管线2的压力值，并将压力值传输至下游站场的站控系统；当压力值小于预设值即油井正常生产时，第一电动阀5为开启状态，油井内的伴生气从套管出口经过套管连接管线2、第一电动阀5、套管排气管线6、套管气定压阀7后与通过油管连接管线机构的油管出口含水油混合，进入第一井口出油管线12，再进入三相计量装置9或不计量，并经自动投球部后直接外输，实现井场单管不加热集输；当油井发生气窜即压力值大于预设值时，井场RTU设备15向第一球阀电动执行器16或第二球阀电动执行器17发出执行信号关闭第一电动阀5或第二电动阀11；同时由井场RTU设备15向抽油机连锁控制机构18发出停车信号关闭抽油机4；等待现场人工处理；待油管连接管线8或套管连接管线2恢复正常生产压力后，返回正常生产程序。

本实施例中的井口出油管线12压力等级均为4MPa，以满足生产对管线的压力需求。

实施例八：

根据图1所示，一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统的混输方法，包括如下步骤，

步骤一、井场RTU设备15获取生产时油管连接管线8或套管连接管线2的压力值，并将压力值传输至下游站场的站控系统；当压力值小于预设值即油井正常生产时，进入步骤二；当油井发生气窜即压力值大于预设值时，进入步骤三；

步骤二、第一电动阀5为开启状态，油井内的伴生气从套管出口经过套管连接管线2、第一电动阀5、套管排气管线6、套管气定压阀7后与通过油管连接管线机构的油管出口含水油混合，进入第一井口出油管线12，再进入三相计量装置9或不计量并经自动投球部后直接外输，实现井场单管不加热集输；

步骤三、井场RTU设备15向第一球阀电动执行器16或第二球阀电动执行器17发出执行信号关闭第一电动阀5或第二电动阀11；同时由井场RTU设备15向抽油机连锁控制机构18发出停车信号关闭抽油机4；等待现场人工处理；待油管连接管线8或套管连接管线2恢复正常生产压力后，返回步骤二。

进一步的，所述的一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统的混输方法，其特征在于：所述的压力预设值为3.5MPa。

进一步的，所述的步骤三中现场人工处理的方式为打开球阀3泄压。

在实际使用时，本实用新型能够有效防止二氧化碳腐蚀，又可实现井场无人值守。当井口压力升高时，可向下游站场报警，超压时可实现联锁，立即关闭阀门和关闭油井，还能实现单井油气水产量的计量。

在不冲突的情况下，本领域的技术人员可以根据实际情况将上述各示例中相关的技术特征相互组合，以达到相应的技术效果，具体对于各种组合情况在此不一一赘述。

需要说明，本实用新型实施例中所有方向性指示(诸如上、下、左、右、前、后……)仅用于解释在某一特定姿态(如附图所示)下各部件之间的相对位置关系、运动情况等，如果该特定姿态发生改变时，则该方向性指示也相应地随之改变。

另外，在本实用新型中涉及“第一”、“第二”等的描述仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示其相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。

以上所述，只是本实用新型的较佳实施例而已，本实用新型将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖性特点相一致的最宽的范围。依据本实用新型的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本实用新型技术方案的范围内。

Claims (7)

1.一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统，至少包括采油井(1)、抽油机(4)和井场RTU设备(15)；采油井(1)内有套管和油管；抽油机(4)与采油井(1)连接；其特征在于：还包括抽油机连锁控制机构(18)、三相计量部和自动投球部；所述抽油机连锁控制机构(18)连接在抽油机(4)上；套管上连接有套管连接管线机构，油管上连接有油管连接管线机构；套管连接管线机构的输出端和油管连接管线机构的输出端汇入第一井口出油管线(12)，经三相计量部与自动投球部连接；所述井场RTU设备(15)分别与抽油机连锁控制机构(18)、套管连接管线机构和油管连接管线机构电信号连接。

2.如权利要求1所述的一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统，其特征在于：所述的三相计量部包括三相计量装置(9)、第二井口出油管线(19)和第三井口出油管线(20)；所述三相计量装置(9)和第二井口出油管线(19)并联，并联后的三相计量装置(9)和第二井口出油管线(19)与第三井口出油管线(20)并联在第一井口出油管线(12)与自动投球部连接之间；所述三相计量装置(9)的输出和输入端、第二井口出油管线(19)上、第三井口出油管线(20)上、三相计量装置(9)和第二井口出油管线(19)并连后的输入端均连接有阀门。

3.如权利要求1所述的一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统，其特征在于：所述的套管连接管线机构包括套管连接管线(2)、球阀(3)、第一压力变送器(13)、第一球阀电动执行器(16)、第一闸阀(23)、第一电动阀(5)、套管排气管线(6)、套管气定压阀(7)和第一压力表(22)；所述套管连接管线(2)、套管排气管线(6)依顺序连接在采油井(1)与第一井口出油管线(12)之间；所述第一闸阀(23)、第一压力表(22)、第一压力变送器(13)、第一电动阀(5)依顺序连接在采油井(1)与套管排气管线(6)之间的第一井口出油管线(12)上，所述球阀(3)连接在第一压力变送器(13)与第一电动阀(5)之间的套管连接管线(2)上；所述套管气定压阀(7)连接在套管排气管线(6)的输出端；第一电动阀(5)上连接有第一球阀电动执行器(16)；第一压力变送器(13)和第一球阀电动执行器(16)分别与井场RTU设备(15)电信号连接。

4.如权利要求3所述的一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统，其特征在于：所述的第一电动阀(5)为电动截断阀；第一电动阀(5)和球阀(3)的压力等级均为25MPa；套管连接管线(2)和套管排气管线(6)的压力等级均为25MPa。

5.如权利要求1所述的一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统，其特征在于：所述的油管连接管线机构包括第二压力变送器(14)、第二球阀电动执行器(17)、第二闸阀(24)、第二压力表(25)、第二电动阀(11)和油管连接管线(8)；所述第二闸阀(24)、第二压力表(25)、第二压力变送器(14)、第二电动阀(11)依顺序连接在采油井(1)与第一井口出油管线(12)之间的油管连接管线(8)上；所述第二电动阀(11)上连接有第二球阀电动执行器(17)；所述第二压力变送器(14)和第二球阀电动执行器(17)分别与井场RTU设备(15)电信号连接。

6.如权利要求1所述的一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统，其特征在于：所述的自动投球部包括第四井口出油管线(21)、自动投球装置(10)和投球部定压阀(26)；所述第四井口出油管线(21)上连接有第三闸阀(27)；自动投球装置(10)的两端分别连接有第四闸阀(28)和第五闸阀(29)；第四闸阀(28)的输入端与第三闸阀(27)的输入端连接，第五闸阀(29)的输出端通过投球部定压阀(26)连接在第三闸阀(27)的输出端。

7.如权利要求1所述的一种二氧化碳驱采油井场油气混输系统，其特征在于：所述井口出油管线(12)压力等级均为4MPa。