aceite pesado - Asociación de Ingenieros Petroleros de México, AC

Asociación de Ingenieros Petroleros de México
(AIPM)
Delegación Villahermosa
Jornadas Técnicas 2012
“Aplicación de MRIL-3C en los Aceites Pesados de Samaria Terciario:
Tres situaciones diferentes con Resultados sobresalientes e innovadores”
Baltazar Ponce y Gelmunt Escamilla
Halliburton de México – Villahermosa, México
Luis Granado Cruz, Juan C. Sosa Sánchez y Juan A. Galicia Cortes
PEMEX – Villahermosa, México
Noviembre del 2012
Introducción
 Este trabajo esta basado en Registros de Resonancia Magnética Nuclear
(MRIL) y el Triple Combo (3C) tomados y analizados en pozos del Terciario
del campo Samaria. La idea es dar a conocer las Aplicaciones hasta ahora
implementadas, para hacer mas su uso extensivo, en el mismo campo, y en
campos Análogos de Arenas con Aceites Pesados en Terrígenos.
 Realmente los resultados obtenidos son novedosos e innovadores, que
inclusive en otros campos del mundo, con similares características, no han
sido aplicados o lo son de manera parcial.
 La identificación y explotación de este tipo de hidrocarburos es todo un reto
tecnológico. Para mejorar y optimizar la producción de cada tipo de aceite
tiene que serlo de manera diferente, principalmente el extrapesado.
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Las siguientes son las 3 principales Aplicaciones que hasta
momento se han implementado:
a) Identificación de los diferentes tipos de Aceites Pesados
con MRIL-3C, aun en ambientes de lodo OBM.
b) Corrección de las Porosidades y Volúmenes de fluidos
arrojados por el MRIL, en los cuerpos de arenas con Aceites
Pesados y Extrapesados con el uso de Redes Neuronales.
c) Comprobación con el MRIL-3C que las arenas someras,
con relativamente altas resistividades, contienen agua dulce.
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IDENTIFICACION DE LOS DIFERENTES TIPOS DE
ACEITES PESADOS POR MEDIO DE
RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR (MRIL) Y
EL TRIPLE COMBO (3C)
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Generalidades
 Con el MRIL es factible determinar los diferentes tipos de
hidrocarburos: entre los aceites pesados, extrapesados y los que
fluirán libremente
 Es posible tipificar hidrocarburos, aun con el empleo de lodos OBM;
ya que en presencia de aceites pesados y extrapesados la invasión
del OBM es mínima o nula; por lo que no afectan a los hidrocarburos
vírgenes de la formación
 Los objetivos tradicionales que se buscan al correr el Registro MRIL
se cumplen y son confiables en las zonas de arcillas, arenas con
agua 100% y arenas con aceites ligeros:



Porosidad Total y Porosidad efectiva
Fluidos móviles y ligados (ligados a la arcilla y capilares)
Estimación de la Permeabilidad
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Generalidades (Cont.)
 Con el empleo de los Registros Convencionales, en general, se
tienen identificadas las arenas con hidrocarburos; sin embargo, NO
ES POSIBLE identificar el tipo de aceite.
 En arenas con aceite pesado y extrapesado, la porosidad es
subestimada y la estimación de agua ligada resulta anormalmente
alta; pero esta supuesta “anomalía” o limitación, derivada de la
naturaleza de la medida de RMN (que solo “lee” fluidos) es explotada
para la tipificación de hidrocarburos
 La presencia de arenas con 100% de agua registradas con el MRIL y
los registros convencionales permiten calibrar la interpretación
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T2 del aceite - mseg
Aplicaciones MRIL en
Función de la Viscosidad
TDA
0.0
Ligero
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1.0
Medio
7
50
Pesado
Viscosidad, cp
Características de RMN
para cada tipo de Fluido
Fluidos
Sólidos
Matriz
Seca
Arcilla
Seca
Agua
Ligada
Arcllia
Agua
Ligada
Hidrógeno Invisible
Polarización
T1
Hidrocarburo
Agua
Libre
Hidrógeno Visible
Agua Ligada
Agua Libre
Aceite Pesado
Muy Corto
Medio-Largo
Corto
Aceite Ligero
Gas
Largo
Largo
Corto
Largo
Corto
Medio
Muy Rápido
( Depende de la Viscosidad)
Decaimiento
T2
Muy Corto
Difusión
Do
Lenta
Media
Lenta
HI
1.0
1.0
~ 1.0
Índice de
Hidrogeno
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Medio-Largo
8
Bajo
Muy Bajo
Variación de la Señal de RMN T2 respecto
al cambio de Viscosidad del aceite
Porosidad %
Interpretación NMR
Sensitivo a la Viscosidad de Fluido
Incrementa la Viscosidad
Aceite Pesado
Aceite Ligero
T2GM
0.5 4
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500
33
9
T2 mseg
Interpretación de Datos de RMN
en Aceite Pesado
Señal de RMN Observada de campo
4
33
Composición REAL de
Señal de RMN
Fluido libre
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Como Distinguir una Zona de Agua?
Resultados del Proceso = AGUA
Señal T2
de agua
Volumen de Agua ligada a la Arcilla (verde)
y Capilar (gris) relativamente bajos
Gran Volumen de Fluido Libre, FFI (amarillo)
Spec T2 T2DW
A
NOTAR porosidades del MRIL y Crossplot Densidad-Neutrón (PHIX)
casi iguales en zonas con agua
D
MRIL
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MRIAN
Interpretación Tradicional: Por ser una
arena limpia, con buena porosidad, y
resistividades bajas, menores a 1 ohm-m,
y salinidad mayor a 15kppm  AGUA
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Como distinguir una Zona de Aceite
Semiviscoso o Ligero (1-50 cp)?
Señal T2-A
de agua o
aceite semiviscoso
Señal T2-D a la derecha
de línea amarilla (T2DW)
Aceite semiviscoso
 Inducir Difusión
Volumen de Agua ligada a la arcilla (verde)
y capilar (gris) bajos relativamente
Gran Volumen de Fluido Libre, FFI (amarillo)
Spec T2
T2DW
A
D
MRIL MRIAN
NOTAR porosidades del MRIL y PHIX
casi iguales, similar a las zonas con agua
Interpretación Tradicional: Por ser
una arena limpia, con buena
porosidad, buena resistividad y
salinidad mayor a 100kppm 
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HIDROCARBUROS
Como distinguir una
Zona de Aceite Pesado?
NOTAR porosidades del MRIL y PHIX
casi iguales en zonas con agua
NOTAR el volumen de agua irreductible
aproximado en un cuerpo de arena limpia
Diferencias de porosidades PHIX – MRIL
y Vclay ligeramente mas alto
Exagerado volumen de agua capilar
 Señal T2 del aceite pesado metido en los
tiempos del agua irreductible
Spec T2
T2DW
A
D
MRIL MRIAN
El volumen de fluido libre es menor o casi
el 50% de la porosidad efectiva
Interpretación Tradicional: Por ser
una arena limpia, con buena
porosidad, buena resistividad y
salinidad mayor a 100kppm 
HIDROCARBUROS
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Como distinguir una
Zona de Aceite Extrapesado?
Diferencias de porosidades PHIX – MRIL
 Pérdida de porosidad por aceite extrapesado
Vclay anormalmente alto  Señal T2 del aceite
extrapesado metido en tiempos de la arcilla
Exagerado volumen de agua capilar en una
arena limpia  Señal T2 del aceite pesado
metido en los tiempos del agua irreductible
Pocos fluidos libres, menor al 30% de EPOR
 Mínimos fluidos se moverán, por lo que
tienen que extraerse con otras tecnologías
Spec T2
T2DW
A
D
MRIL MRIAN
Interpretación Tradicional: Por ser
una arena limpia, con buena
porosidad, buena resistividad y
salinidad mayor a 100kppm 
T2
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NOTAR porosidades del MRIL y PHIX
casi iguales en zonas con agua.
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HIDROCARBUROS
RESUMEN
CARACTERISTICAS OBSERVADAS EN LA INFORMACION DEL REGISTRO
PARA LA TIPIFICACION DE ACEITES PESADOS
MRIL
- ACEITE EXTRAPESADO  Subestimación de la Porosidad, Mínimo volumen de fluido
libre, Volumen de arcilla y de agua capilar anormalmente alto
- ACEITE PESADO  Volumen de agua ligada a la arcilla y de agua capilar anormalmente
alto, volumen de fluidos libres menor al 50% del total de la porosidad
- ACEITES SEMIVISCOSOS Y LIGEROS  Porosidades Total y Efectiva similar al
crossplot Neutron-Densidad, Volumen de agua capilar similar al de una arena adyacente
con agua 100%
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Sección de Ejemplos (MRIL)
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Aceites Semiviscosos y ligeros a profundidades mayores a 1450m
Registros de
Porosidad
Saturación
De Agua
LITOLOGIA
1450
Samaria-816
1850
2000
Samaria-823
2050
Registros de
Porosidad
Samaria-868
1850
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Saturación
De Agua
LITOLOGIA
Aceites Pesados y Extrapesados a profundidades de 1380 a 1625m
Registros de
Porosidad
Saturación
De Agua
LITOLOGIA
Samaria-816
Samaria-823
Registros de
Porosidad
Samaria-868
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Saturación
De Agua
LITOLOGIA
Aceites ExtraPesados a profundidades desde 600m a 1625m
Registros de
Porosidad
Saturación
De Agua
LITOLOGIA
650
Samaria-816
950
Samaria-823
Registros de
Porosidad
Samaria-868
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Saturación
De Agua
LITOLOGIA
CORRECCION DE POROSIDADES Y VOLUMENES
DE FLUIDOS DE LOS DATOS DE
RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR (MRIL)
POR LA PRESENCIA DE ACEITES PESADOS Y
EXTRAPESADOS,
MEDIANTE EL EMPLEO DE REDES
NEURONALES
Paper: SPE-139135
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DIAGRAMA DE FLUJO
Se describen sistemáticamente los cinco pasos para la obtención de una
estimación mas realista de la porosidad total, porosidad efectiva y agua
capilarmente ligada.
1.- Definir los registros (curvas) a emplear en el entrenamiento y aplicación
de la Red Neuronal; además de verificar que todos los registros
involucrados estén puestos propiamente en profundidad.
2.- Determinar las Zonas de Entrenamiento. En este paso la idea es determinar
visualmente zonas con agua o en su defecto zonas con presencia de hidrocarburo
relativamente menos pesado (móvil).
3.- Entrenar la Red Neuronal. Una vez seleccionada la Zona de interés se
procede al proceso de entrenamiento, usando una ANN de Tres capas (Quirein et
al., 2003; Chen, et al., 2004) mostrado en la siguiente Figura.
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4.- Aplicación de la Red Neuronal a las Zonas con Aceite Pesado y Extrapesado.
Una vez entrenada la red se procede a inspeccionar visualmente las zonas de aceite
pesado y aplicar la Red Neuronal ya entrenada.
5.- Determinar las Zonas con presencia de Aceite Pesado y Extrapesado. El
siguiente paso es determinar las zonas de aceite pesado y extrapesado y efectuar la
substitución de las nuevas curvas estimadas (MSIG_HAT MPHI_HAT y MBVI_HAT), pero
solo en las zonas donde se tenga aceite pesado y extrapesado. Esto se puede hacer
automáticamente calculando una pseudo viscosidad a partir de la relación propuesta por
Chevron (La Torraca, et al., 1999); o bien, las usadas en la relación Kern River (Galford,
et al., 2000); así, en el caso Chevron:
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Eligiendo Zonas de Entrenamiento y
Aplicación; así como los registros a
usar
ZONA de
Entrenamiento
THOR, RHOB, NPHI,
RT, POTA, URAN
MPHITA
MSIGTA
MBVITA
Intervalo de arena con aceite pesado
ZONA de
Aplicación
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Porosidad
Capilar
Porosidad
Total
Porosidad
Efectiva
Curvas de salida de la zona
de Entrenamiento: usando
Rt, RHOB, NPHI y THOR
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Resultados de un ENTRENAMIENTO
de una Red Neuronal
Resultados de la APLICACION de
una Red Neuronal
Apparently Recovery Effective Porosity (MRIAN)
Porosidad Efectiva
recuperada MPHI
Correcto
BVI (Capilar)
Apparently Recovery Total Porosity (MRIAN)
Porosidad Total
recuperada MSIG
Curvas de salida de la zona de Aplicación:
usando Rt, RHOB, NPHI y THOR
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Porosidad
Capilar
Porosidad
Total
Resultados de la Aplicación de una
Red Neuronal, en un intervalo mayor
Porosidad
Efectiva
Zona con Agua
Curvas de salida de la zona de Aplicación:
usando Rt, RHOB, NPHI y THOR
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Resultados de la Aplicación de una Red
Neuronal, en dos intervalos diferentes.
Y su comparación entre los resultados
originales de campo contra los nuevos
obtenidos.
Datos de Datos de
Proceso
Campo
Sustitución de curvas de porosidad y
volúmenes de fluidos solo en las arenas con
presencia de aceites pesados y extrapesados
exclusivamente.
Paper: SPE-139135
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COMPROBACION DE ARENAS CON PRESENCIA
DE AGUA DULCE EN LA PARTE SUPERFICIAL
DEL CAMPO SAMARIA TERCIARIO, MEDIANTE
EL EMPLEO DE RESISTIVIDAD-SP Y MRIL-3C
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Samaria - 901
Análisis de Registros de OH en Samaria Terciario
100
Resistividad afectada por
correrse en agujero
grande (al parecer de 26”)
Samaria - 903
200
300
400
500
200
Las deflexiones positivas del SP
están indicando los cuerpos de
arenas con agua dulce.
300
Notar gradiente del SP
indicando cambio de la
salinidad del agua de
formación, de dulce a salobre
400
Traslape de 2 corridas
500
600
600
Inicio de las arenas con aceite pesado
700
700
800
800
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Notar gradiente de la
Resistividad indicando cambio
de la salinidad del agua de
formación, de dulce a salobre
Análisis de Registros tomados con LWD en Samaria Terciario
Samaria - 915
Samaria – 917H
300
400
300
Notar gradiente de la
Resistividad indicando cambio
de la salinidad del agua de
formación, de dulce a salobre
500
El registro del Neutrón
también se ve afectado
400
500
Arenas con
GAS
600
600
Inicio de las arenas con aceite pesado
700
700
800
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800
30
Registro de Densidad
afectado y NO confiable
Samaria - 816
500
500
550
550
600
600
HIDROCARBUROS
650
700
Arenas con agua. Ver gradiente de
la Resistividad, haciéndose el agua
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mas salobre relativamente.
HIDROCARBUROS
650
700
No hay perdida de porosidad (MSIGTA = PHIX) y se tienen correctos
volúmenes de agua capilar y ligada a la arcilla del MRIL; lo que
31
implica no haber aceites pesados y por
lo tanto es agua dulce.
Arena con hidrocarburos. Perdida de
porosidad, anormal agua capilar y agua ligada
al arcilla del MRIL, por ser aceites extrapesados
Samaria - 868
500
500
550
550
600
600
650
650
HIDROCARBUROS
700
Arenas con agua. Ver gradiente de
la Resistividad, haciéndose el agua
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mas salobre relativamente.
HIDROCARBUROS
700
No hay perdida de porosidad (MSIGTA = PHIX) y se tienen correctos
volúmenes de agua capilar y ligada a la arcilla del MRIL; lo que
32
implica no haber aceites pesados y por lo tanto es agua dulce.
Arena con hidrocarburos. Perdida de porosidad,
anormal agua capilar y agua ligada al arcilla del
MRIL, por ser aceites extrapesados
Samaria - 823
500
500
550
550
600
600
650
650
HIDROCARBUROS
HIDROCARBUROS
700
Arenas con agua. Ver gradiente de
la Resistividad,
haciéndose
el Reserved.
agua
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All Rights
mas salobre relativamente.
700
No hay perdida de porosidad (MSIGTA = PHIX) y se tienen correctos
volúmenes de agua capilar y ligada a33
la arcilla del MRIL; lo que
implica no haber aceites pesados y por lo tanto es agua dulce.
Arena con hidrocarburos. Perdida de porosidad,
anormal agua capilar y agua ligada al arcilla del
MRIL, por ser aceites extrapesados
Samaria - 827
500
500
550
550
600
HIDROCARBUROS
650
650
700
700
Arenas con agua. Ver gradiente
de la Resistividad, haciéndose el
2009 salobre
Halliburton.
All Rights Reserved.
agua©mas
relativamente.
HIDROCARBUROS
600
No hay perdida de porosidad (MSIGTA = PHIX) y se tienen
correctos volúmenes de agua capilar y ligada a la arcilla del
MRIL; lo que implica no haber aceites
pesados y por lo
34
tanto es agua dulce.
Arena con hidrocarburos. Perdida de
porosidad, anormal agua capilar y agua
ligada al arcilla del MRIL, por ser aceites
extrapesados
RESUMEN
Samaria - 816
Samaria - 868
Samaria - 823
Samaria - 827
500
500
600
600
700
700
Situaciones a destacar para diferenciar las arenas con Agua (Dulce) de las de aceite pesado y/o
extrapesado, con solo el registro de Resonancia Magnética Nuclear (MRIL):
 Notar la contribución de los Bins de porosidad, son tiempos medios y largos en las arenas con agua, y cortos en las de
aceite pesado.
 Notar el Espectro-T2A (sombreado amarillo), son mas largos en las arenas de agua.
 No hay perdida de porosidad respecto al crossplot N-D (PHIX), son casi iguales MSIGTA y PHIX.
 Igualmente los volúmenes de agua capilar y del ligado a la arcilla no se ve alterado en arenas con agua; además de
presentar gran cantidad de fluido libre (sombreado amarillo)
 En las arenas con aceite pesado y extrapesado, se tiene perdida de porosidad respecto a PHIX, hay un anormalmente alto
volumen de agua ligada a la arcilla (sombreado verde) y del agua capilar (sombreado gris); así como el fluido libre también
se ve disminuido.
 La permeabilidad se vera subestimada por lo del punto anterior en zonas de aceite pesado. Donde la permeabilidad en
zonas de agua es totalmente valida.
 El Espectro- T2D (sombreado azul), en las zonas con agua, contrae la señal T2 a tiempos mas cortos por la alta difusión del
agua. Donde el aceite pesado y extrapesado casi no tienen cambios por no ser muy difusibles.
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Conclusiones
 La supuesta “anomalía” de los datos de la RMN, en los cuerpos de aceites pesados y
extrapesados, debido a la propia naturaleza de la medida, la cual solo “ve o lee” fluidos,
es aprovechada para la tipificación de hidrocarburos.
 Es posible la tipificación de los diferentes tipos de aceites (extrapesados, pesados,
semiviscosos y móviles) con el solo empleo de los datos del MRIL contrastándolos con
una curva derivada del crossplot Neutrón-Densidad. Dicha interpretación (Tipificación)
es corroborada con datos de laboratorio, en cuanto a ºAPI y viscosidades de los
aceites, en varios pozos con MRIL.
 Con los registros convencionales NO ES POSIBLE identificar el tipo de aceite, sólo con
la Resonancia Magnética (MRIL), aun en lodos base aceite (OBM).
 Los objetivos principales del MRIL, es decir, la obtención de la Porosidad Total y
Efectiva, Fluidos móviles y no móviles (ligados a la arcilla y capilares), así como la
estimación de la Permeabilidad, son logrados y confiables en las arenas con agua al
100%, e inclusive en los cuerpos con aceite móvil (ligero y semiviscoso < 50cp).
 Una determinación mas realista de las porosidades y volúmenes de fluidos de los datos
del MRIL, en las arenas con aceites pesados y extrapesados, es logrado con el empleo
de Redes Neuronales calibrándolas en zonas de agua o aceites móviles. Así también
puede recalcularse una Permeabilidad mas próxima. Útil para mejor calculo de reservas.
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Conclusiones
 Con los registros de Resistividad y SP es factible inferir la presencia de arenas con
agua dulce en la parte mas superficial del campo Samaria (hasta entre 500 y 600m),
pero es muy arriesgado afirmarlo; sin embargo, nuevamente el uso del MRIL-3C,
contrastando las respuestas en las zonas de aceites pesados (a profundidades
mayores a 600m) respecto a las zonas con agua dulce; podemos ver las grandes
diferencias, siendo esto ultimo lo que da mas certeza afirmar la presencia de agua
dulce en las arenas mas superficiales.
 Dentro de los beneficios destacan:
-
Se detectan las arenas con aceites extrapesados que deben explotarse, posteriormente, lo mas
eficientemente posible, con nuevas y mas avanzadas tecnologías.
Podrán programarse con alto grado de certidumbre los intervalos a probar sucesivamente, así
como las intervenciones y reparaciones futuras.
Se ahorrarán disparos innecesarios al seleccionar una arena con aceite extrapesado o pesado, y
por lo tanto también se ahorrará en inducciones y estimulaciones innecesarias.
El calculo de reservas también será mas realista usando los datos de porosidades y volúmenes
del MRIL, ya corregidos en las zonas de aceites pesados y extrapesados.
Evitar probar zonas, con relativamente buenas resistividades, pero que en realidad son arenas con
agua dulce, esto en las partes mas superficiales.
 Se sugiere un uso mas extensivo del empleo de estos Registros y Metodologías; los
resultados, beneficios y ahorros lo ameritan con creces; así como su empleo en
campos Análogos, como podrían ser los campos Carrizo, Artesa, entre otros.
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Gracias
Preguntas?
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