毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)在海上油田開發(fā)中的改進(jìn)與應(yīng)用

海洋采油廠二零一四年十二月毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)在海上油田開發(fā)中的改進(jìn)與應(yīng)用海洋采油廠一、前言二、毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)的改進(jìn)三、毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)在開發(fā)中應(yīng)用匯報(bào)提綱海洋采油廠海洋采油廠開發(fā)現(xiàn)狀

海洋采油廠管理著埕島和新北兩個油田，水深3-18m。探明含油面積173.48Km2，探明地質(zhì)儲量4.05億噸。埕島油田面積158.93Km2儲量3.86×108t新北油田面積14.55Km2儲量1933.1×104t水深5米線海洋采油廠海洋采油廠開發(fā)現(xiàn)狀采油廠動用地質(zhì)儲量27093.75萬噸，注水水驅(qū)油藏占總儲量的72.6%。埕島油田構(gòu)造圖注水驅(qū)彈性開發(fā)天然水驅(qū)天然水驅(qū)天然水驅(qū)新北油田注水驅(qū)注水驅(qū)海洋采油廠海洋采油廠開發(fā)現(xiàn)狀可采儲量6077.33萬噸動用地質(zhì)儲量27093.75萬噸采油速度1.1%采出程度15.5%累積產(chǎn)油4209.12萬噸可采儲量采出程度69.26%剩余可采儲量采油速度16.1%埕島油田新北油田油井：449口開井：393口日液水平36484噸/天日油水平8150噸/天

單井日油水平20.7噸/天綜合含水77.66%

水井：217口開井210口日注水平33800方/天月注采比0.93累積注采比0.65海洋采油廠海上油田動態(tài)監(jiān)測的特殊性一是空間受限海上環(huán)境復(fù)雜、氣象條件惡劣，采油平臺施工場地小、施工條件差，常規(guī)的測試設(shè)備不適用，測試施工需要船舶、浮吊等多種機(jī)具配合，成本高，有效施工周期短、難度大?！霾捎推脚_施工空間小、施工條件差，常規(guī)設(shè)備不適用■多為定向井，井斜大，儀器下井容易遇阻、環(huán)空下封隔器■測試施工需要船舶、浮吊等配合，成本高，施工難度大海洋采油廠海上油田動態(tài)監(jiān)測的特殊性

受海上安全因素的影響，油井油套環(huán)空均下入封隔器，傳統(tǒng)測壓施工無法開展。因此油井壓力監(jiān)測主要采用固定式毛細(xì)鋼管測壓裝置，目前共下入毛細(xì)鋼管測壓井280口，占總井?dāng)?shù)的63.1%。電泵井：95%自噴井：1.6%螺桿泵：3.4%毛細(xì)鋼管測壓井分布圖二是安全因素海洋采油廠一、前言二、毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)的改進(jìn)三、毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)在開發(fā)中應(yīng)用匯報(bào)提綱海洋采油廠毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)的改進(jìn)毛細(xì)鋼管測壓裝置是目前海上主要測試裝置。能夠?qū)C(jī)采井實(shí)行長期連續(xù)壓力監(jiān)測和泵況監(jiān)測，并可實(shí)現(xiàn)監(jiān)測數(shù)據(jù)的遙測。1、毛細(xì)鋼管測壓原理

毛細(xì)鋼管測壓是采用充滿氮?dú)獾拿?xì)管進(jìn)行井下壓力傳輸。底端接傳壓筒。井下壓力與毛細(xì)鋼管及傳壓筒中的氮?dú)鈮毫υ趥鲏和仓羞_(dá)到平衡。毛細(xì)鋼管另一端與地面的壓力傳感器相連，傳送到數(shù)據(jù)采集器，并完成井下氮?dú)庵鶋毫τ?jì)算及校正后存儲。傳壓筒氮?dú)饷?xì)管傳感器采集器處理器吹掃泵海洋采油廠毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)的改進(jìn)2、毛細(xì)鋼管測壓特點(diǎn)⑴地面直讀，實(shí)時顯示⑵連續(xù)監(jiān)測，跟蹤分析⑶開展多種項(xiàng)目試井海洋采油廠毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)的改進(jìn)⑷多層井下壓力監(jiān)測

利用固定測壓裝置與井下智能開關(guān)實(shí)現(xiàn)油井分層壓力測試，監(jiān)測各生產(chǎn)層位的壓力狀況，了解分層產(chǎn)量狀況含水、儲層物性、污染狀況，了解層間矛盾，挖掘?qū)娱g潛力，為下步措施制定和區(qū)塊調(diào)整提供可靠依據(jù)。分層產(chǎn)量壓力水平流體性質(zhì)儲層參數(shù)芯片地面預(yù)設(shè)存儲作業(yè)下入測試管柱自動置換生產(chǎn)層位地面井下分層測試調(diào)整措施毛細(xì)鋼管傳壓筒井下開關(guān)井下開關(guān)井下開關(guān)分層測試工藝流程圖井下智能分層分層開關(guān)海洋采油廠毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)的改進(jìn)⑸適合機(jī)采管柱⑹開展高溫試井

井下無電器元件，耐溫高達(dá)370℃，可廣泛應(yīng)用與中深層系和熱采井、注聚井等特殊高溫井中。⑺地面校驗(yàn)封隔器傳壓筒

電泵

毛細(xì)鋼管電纜防砂管油層封隔器傳壓筒

毛細(xì)鋼管電纜油層電泵管柱示意圖自噴管柱示意圖毛細(xì)鋼管封隔器螺桿泵傳壓筒油管錨防砂管油層螺桿泵管柱示意圖改進(jìn)提高配套完善組合式毛細(xì)鋼管吹掃裝置：提高了吹掃效率毛細(xì)鋼管遙測技術(shù)：測試數(shù)據(jù)無線傳輸和遠(yuǎn)程控制井口穿越技術(shù)：確保了測試安全性雙級防砂傳壓筒：延長了吹掃維護(hù)周期研制便攜式數(shù)據(jù)回放裝置：提高資料錄取效率毛細(xì)鋼管地面采集裝置：高度集成多任務(wù)處理功結(jié)合海上油田開發(fā)油藏地質(zhì)特征和海上采油工藝特點(diǎn)，不斷進(jìn)行技術(shù)創(chuàng)新和改進(jìn)。測試精度測試安全性測試效率毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)的改進(jìn)海洋采油廠海洋采油廠毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)的改進(jìn)（1）地面采集裝置配套早期地面采集裝置目前地面采集裝置配套遙控遙測功能壓力曲線繪制功能信息提示功能多通道數(shù)據(jù)回放功能多通道數(shù)據(jù)顯示功能4-20mA信號傳輸功能數(shù)據(jù)存儲數(shù)據(jù)量大結(jié)構(gòu)簡單功能單一高度集成多任務(wù)處理功3、毛細(xì)鋼管技術(shù)配套與改進(jìn)海洋采油廠毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)的改進(jìn)（2）配套毛細(xì)鋼管遙控遙測技術(shù)

應(yīng)用無線網(wǎng)絡(luò)通訊技術(shù)，為測試數(shù)據(jù)無線傳輸和遠(yuǎn)程控制提供了一種新的途徑，它可以大大改善有線數(shù)據(jù)讀取與控制的諸多不便。EZ-GaugeAnalyzer毛細(xì)測壓數(shù)據(jù)采集器PCCDMAVPDNWirelessCDMAVPDN無線網(wǎng)絡(luò)RemoteModem遠(yuǎn)程錨HostModem主錨EZ-augeSoftware毛細(xì)測壓軟件無線網(wǎng)絡(luò)通訊模塊海洋采油廠毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)的改進(jìn)遙控遙測技術(shù)：

以已有的固定式毛細(xì)鋼管測壓方法為基礎(chǔ)，利用嵌入式系統(tǒng)技術(shù)和CDMA無線網(wǎng)絡(luò)通訊技術(shù)，通過CDMA傳輸系統(tǒng)把測試數(shù)據(jù)傳輸?shù)降孛婵刂浦行牟⑶夷軌驅(qū)崿F(xiàn)測試時間間隔等參數(shù)的設(shè)置修改，能夠在陸地上對毛細(xì)鋼管測壓裝置的實(shí)時監(jiān)控，使工作效率大大提高，節(jié)約大量成本。PC機(jī)無線模塊數(shù)據(jù)采集器數(shù)據(jù)采集器數(shù)據(jù)采集器無線模塊CDMA遙控遙測系統(tǒng)CB1GB-2遙測數(shù)據(jù)海洋采油廠毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)的改進(jìn)遙測實(shí)現(xiàn)內(nèi)容：

人機(jī)交互：提供數(shù)據(jù)交換有線/無線通訊：建立與采集器間的連接數(shù)據(jù)庫處理：壓力數(shù)據(jù)分析處理海洋采油廠毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)的改進(jìn)（3）配套井口穿越技術(shù)

根據(jù)海上采油工藝，研制配套了井口法蘭穿越技術(shù)。針對于以往毛細(xì)鋼管從套管穿越，施工復(fù)雜，存在隱患多的情況，通過研究，研制了毛細(xì)鋼管上法蘭整體穿越技術(shù)，確保了測試安全性，提高了效率。套管穿越整體穿越海洋采油廠毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)的改進(jìn)（4）創(chuàng)新雙級防砂傳壓筒

針對海上毛細(xì)鋼管測壓裝置維護(hù)受氣象船舶影響大的情況，采用兩支同心傳壓筒，利用毛細(xì)鋼管串接，增大了井下氣體的容積，延長了吹掃維護(hù)周期，由原來的1個月延長到3個月，增加了使用壽命。CB11E-1井壓力恢復(fù)導(dǎo)數(shù)曲線毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)的改進(jìn)

研制毛細(xì)鋼管接箍保護(hù)器和橡膠保護(hù)器，井下傳壓筒下面安裝扶正器，保證測試儀器不被碰傷。海洋采油廠海洋采油廠毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)的改進(jìn)（5）研制組合式毛細(xì)鋼管吹掃裝置毛細(xì)鋼管測壓裝置需要定期進(jìn)行補(bǔ)充氮?dú)饩S護(hù)，以確保測試精度。受海況、船舶客觀因素影響，有效施工時間短；維護(hù)施工需船舶上氮?dú)庠?、吹掃設(shè)備連接井口毛管費(fèi)時費(fèi)力，效率低。因此將氮?dú)馄?、空壓機(jī)、毛細(xì)鋼管滾筒、高壓吹掃泵以及電纜連接綜合成一體，有效提高了吹掃效率。

壓力傳感器數(shù)據(jù)采集器測壓裝置需長期固定在海上平臺，數(shù)據(jù)回放裝置僅靠筆記本內(nèi)的電池供電，并且無傳感器，對于出現(xiàn)故障的采集裝置或者斷電的情況下，無法及時進(jìn)行資料的回放錄取。研制便攜式毛細(xì)鋼管測壓數(shù)據(jù)回放裝置。該裝置自帶小型太陽能板、壓力傳感器、數(shù)據(jù)回放裝置，不受斷電影響，可在平臺上連續(xù)工作，并且體積小便于上下平臺攜帶，成為毛細(xì)鋼管測壓數(shù)據(jù)采集箱的手提式備用設(shè)備。（6）研制便攜式數(shù)據(jù)回放裝置海洋采油廠海洋采油廠一、前言二、毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)的改進(jìn)三、毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)在開發(fā)中應(yīng)用匯報(bào)提綱海洋采油廠毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)在開發(fā)中應(yīng)用在彈性驅(qū)動開發(fā)階段,地層壓力年平均下降速度1.0Mpa，進(jìn)入溶解氣驅(qū)后由于溶解氣膨脹和邊底水能量補(bǔ)充，年平均壓力下降速度0.45Mpa；2004年后主體館陶注采基本完善，開始進(jìn)行整體提注以來，地層壓力得到有效回升，年平均地層壓力回升速度0.2MPa左右，2009年后隨著大調(diào)整的深入進(jìn)行，采油速度提高，地層壓力基本保持穩(wěn)定，目前地層總壓降2.18MPa。1、跟蹤監(jiān)測地層能量變化情況，為注采調(diào)整提供可靠依據(jù)海洋采油廠毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)在開發(fā)中應(yīng)用南區(qū)注采比：1.2↑1.3壓降：2.7MPa↓2.4MPa西北區(qū)東區(qū)北區(qū)中一區(qū)中二區(qū)中三區(qū)南區(qū)中一區(qū)注采比：0.9↑1.1壓降：2.4MPa↓2.0MPa西北區(qū)注采比：0.7↑0.8壓降：1.3MPa↓1.2MPa中三區(qū)注采比：1.0↑1.2壓降：3.1MPa↓3.0MPa東區(qū)注采比：0.9↑1.0壓降：2.3MPa↓2.2MPa中二區(qū)注采比：0.7↑0.9壓降：2.7MPa↓2.5MPa北區(qū)注采比：0.94↓0.88壓降：3.3MPa↑3.4MPa主體館陶組各區(qū)壓力恢復(fù)圖七個區(qū)塊：六升一降通過地層壓力監(jiān)測，主體館陶組目前仍處于壓力恢復(fù)階段，不同井區(qū)壓降差別較大海洋采油廠毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)在開發(fā)中應(yīng)用根據(jù)不同區(qū)塊壓力分析狀況，分區(qū)塊分單元確定其合理的注采比，優(yōu)化注水，合理恢復(fù)地層能量。在注采井網(wǎng)相對完善情況下，根據(jù)壓力資料，利用數(shù)模技術(shù)對分區(qū)注采比進(jìn)行了進(jìn)一步優(yōu)化，主體館陶組壓力恢復(fù)的合理注采比為1.15-1.4，注采比由0.85提高到目前的1.01，提高了20%，地層能量也明顯提高。地層壓降>3MPa，注采比1.5-1.6地層壓降<2MPa，注采比1.1-1.2地層壓降2-3MPa，注采比1.3-1.4優(yōu)化注采比海洋采油廠主體館陶組同工同層井開發(fā)曲線+2.7+5348主體館陶組整體地層壓力提高0.22MPa單井日產(chǎn)液（t)地層壓力逐步恢復(fù)、單井液量不斷提高2、利用測試資料，指導(dǎo)油井提液提液始于2005年

根據(jù)地層壓力恢復(fù)情況，先從注水早，地層壓力保持水平較高（12MPa以上）、含水較高（80%以上）的中一區(qū)開始，取得成功后逐步向外擴(kuò)展，提液工作量逐年增加。主體館陶組歷年提液井分布圖2005年2口2006年2口2007年4口2008年4口2009年5口2010年6口2011年8口2013年4口2014年4口毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)在開發(fā)中應(yīng)用海洋采油廠

提液效果分析提液39井次，有效36井次，有效率92.3%，前后對比日液、日油均增長1倍。在地層壓力11.5MPa以上，提液是完全可行的；下大泵可以有效放大生產(chǎn)壓差，解放油層產(chǎn)能。主體館陶組油井提液前后生產(chǎn)情況對比表毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)在開發(fā)中應(yīng)用海洋采油廠海洋采油廠CB1GB-9井提液效果分析CB1GB-9井連井剖面圖大泵提液后，日增液132t，日增油11.3t。解釋序號層位厚度(m)孔隙度(%)滲透率(10-3um2)含水飽和度(%)泥質(zhì)含量(%)解釋

結(jié)果10Ng5310.034.341526.36745.5097.259水淹層11Ng556.430.632473.75955.7638.368油層配135↑150m3配145↑180m3配225↑305m3毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)在開發(fā)中應(yīng)用海洋采油廠CB1GB-9井提液效果分析+132t+11.3t毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)在開發(fā)中應(yīng)用海洋采油廠毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)在開發(fā)中應(yīng)用3、利用分層測試資料，了解分層壓力及儲層狀況芯片地面預(yù)設(shè)存儲作業(yè)下入測試管柱自動置換生產(chǎn)層位地面井下分層測試分層產(chǎn)量壓力水平流體性質(zhì)儲層參數(shù)調(diào)整措施毛細(xì)鋼管傳壓筒井下開關(guān)井下開關(guān)井下開關(guān)海洋采油廠毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)的改進(jìn)CB11D-4分層測試

分層段測試壓力恢復(fù)導(dǎo)數(shù)曲線除第一測試層內(nèi)由于二個小層合采的原因，表現(xiàn)出多層特征，其它兩個測試層段因是單采，壓力恢復(fù)曲線表現(xiàn)出均質(zhì)油藏特征。從合采測試的情況來看，壓力恢復(fù)導(dǎo)數(shù)曲線明顯的出現(xiàn)了多層反映的特征，這是由于三個測試層段的儲層物性差別引起的，這說明多層合采存在層間干擾現(xiàn)象。Ng52+3層壓力恢復(fù)導(dǎo)數(shù)曲線Ng56層壓力恢復(fù)導(dǎo)數(shù)曲線合采壓力恢復(fù)導(dǎo)數(shù)曲線海洋采油廠毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)在開發(fā)中應(yīng)用

三個測試層的壓力系數(shù)和采油指數(shù)基本相同，這三個測試層的生產(chǎn)能力相同，并且均得到了一定程度的動用。多個主力層合采時，層間干擾是比較嚴(yán)重，增大生產(chǎn)壓差，使更多的油層參與工作，有利于多層儲量的動用。4、根據(jù)油井壓力監(jiān)測資料，適時調(diào)參挖潛，取得較好效果

目前主體館陶組注采井網(wǎng)已經(jīng)相對完善，地層壓力穩(wěn)步回升，2014年與2013年相比，平均地層壓力回升0.22MPa。針對地層壓力恢復(fù)，油井供液能力增強(qiáng)的實(shí)際情況，2014年主體館陶組共調(diào)參81口井，調(diào)參平均單井日液增加27.7噸，累計(jì)增油2.97×104噸。累增油萬噸調(diào)參井生產(chǎn)曲線調(diào)參平均單井日液水增加平27.7噸1884t117t毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)在開發(fā)中應(yīng)用海洋采油廠CB11D-6、11D-1、11D-5、22G-6、22E-5井連井線Ng45+51Ng53Ng55Ng561+62CB11D-5井采油曲線CB11D-5井壓力恢復(fù)測試資料統(tǒng)計(jì)表油嘴5↑6↑15.5t（95.0t↑110.5t)↑5.2t（14.9t↑20.1t)↓2.5%（84.3t↑81.8t)Ng56邊水注采關(guān)系完善，邊底水能量強(qiáng)，地層壓力保持水平高，具有調(diào)參潛力，油嘴5mm↑6mm4、根據(jù)油井壓力監(jiān)測資料，適時調(diào)參挖潛，取得較好效果海洋采油廠海洋采油廠毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)在開發(fā)中應(yīng)用5、評價(jià)儲層完善性，為工藝措施優(yōu)化提供依據(jù)表皮系數(shù)分類統(tǒng)計(jì)嚴(yán)重堵塞堵塞輕度污染完善完善（高）試井分析中求得的表皮系數(shù)是一切偏離理想滲流因素作用的總和。地層本身的非均質(zhì)性、非達(dá)西流、變產(chǎn)量、相變等。射孔方式、射開程度、防砂效果、井斜、入井液等因素的影響。在油田勘探開發(fā)過程中，利用不穩(wěn)定試井方法確定的表皮系數(shù)廣泛應(yīng)用于油氣層的損害評價(jià)。試井表皮系數(shù)影響因素試井求出的表皮系數(shù)稱為總表皮系數(shù)：St=Sd+SPT+SPF+S+Sb+StuSt：試井求出的總表皮系數(shù)Sd：鉆井液、完井液等對地層的損害所引起的表皮系數(shù)SPT：油層部分打開擬表皮系數(shù)S：井斜擬表皮系數(shù)SPF：射孔完井?dāng)M表皮系數(shù)Sb：流體流度發(fā)生變化的擬表皮系數(shù)Stu：非達(dá)西流擬表皮系數(shù)井斜影響：S＝－（W/41）2.06－（W/56）1.865×log（hD/100）W＝tan－1（（KV/KH）0.5×tan）公式適用范圍0W

75hD：無因次地層厚度，定義為：hD=h/RW(KV/KH)射開程度：SPT＝（h/hp－1）×（ln（h/rw）×（KH/Kv）0.5－2）射孔方式：Sdp＝h/Lp×N×（K/Kdp－K/Kd）×ln（rdp/rp）毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)在開發(fā)中應(yīng)用海洋采油廠經(jīng)計(jì)算射孔方式影響范圍1.0-1.07左右；射開程度影響范圍在0.12~1.98之間；在完全射開的斜井中，流動接觸面積增大，垂向和水平滲透率之間的變異性對表皮的影響是負(fù)值；

入井液及防砂質(zhì)量（地層敏感性、微粒運(yùn)移堵塞）是造成油井完善性變差的重要因素。毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)在開發(fā)中應(yīng)用海洋采油廠防砂實(shí)現(xiàn)自主設(shè)計(jì)自主指揮優(yōu)化泵注排量、加砂速度、適合過頂替、帶壓反洗井確保地層、炮眼、環(huán)空充填密實(shí)階梯測試確定排量、多步段塞式泵入、控制套管返出地層充填環(huán)空充填管理保障應(yīng)用分層擠壓+高速水充填防砂工藝應(yīng)用氮?dú)馀菽蹬殴に噾?yīng)用氮?dú)馀菽磁殴に囎鳂I(yè)效果實(shí)施4口氮?dú)馀菽蹬啪?，增油效果顯著返出液回收船舶空間受限井底合理負(fù)壓值出口流程加裝消泡劑加入短節(jié)施工船+油輪配合現(xiàn)場優(yōu)化泵注，與高校研究，摸索6-8MPa的井底合理負(fù)壓值海上實(shí)施氮?dú)馀菽蹬湃齻€問題毛細(xì)鋼管測壓技術(shù)在開發(fā)中應(yīng)用海洋采油廠優(yōu)選入井液影響因素井?dāng)?shù)主要原因表現(xiàn)形式鉆完井過程儲層傷害，未實(shí)施進(jìn)攻性解堵措施20低壓油藏易受到鉆完井液濾失傷害：固井水泥漿比重高，水泥漿濾液侵入傷害；完井液過濾質(zhì)量不合格，固相機(jī)雜侵入傷害；大斜度井井筒清洗不徹底，射孔后完井液漏失進(jìn)地層；未實(shí)施酸化或擠壓充填等解堵措施作業(yè)后生產(chǎn)初期低產(chǎn)生產(chǎn)過程無機(jī)垢或有機(jī)垢沉積堵塞10見注入水及地層壓力下降導(dǎo)致井筒、電泵機(jī)組內(nèi)結(jié)垢；稠油流動至井筒附近，由于壓力下降、脫氣、溫度降低導(dǎo)致有機(jī)垢沉淀，粘附在充填層及篩網(wǎng)上，降低滲透率產(chǎn)量緩降泥餅橋塞區(qū)濾液侵入?yún)^(qū)幾年來，我們通過對不同入井液的油井進(jìn)行壓力恢復(fù)測試，對其進(jìn)行地層污染評價(jià)。為下步入井液的優(yōu)選提供依據(jù)。海洋采油廠海洋采油廠Ng54

1FB-1井連井剖面圖邊水Ng54Ng5212.8MpaCB1FB-1井投產(chǎn)以來持續(xù)低液量，與相鄰?fù)瑢游坏挠途啾?，產(chǎn)液能力差距較大，經(jīng)過動態(tài)分析，認(rèn)為該井為投產(chǎn)作業(yè)時油層污染導(dǎo)致堵塞，酸化解堵后效果良好。15t11t90.0t23.1t↑75t↑12.1