un sistema rotativo direccional

Edwin Felczak
Ariel Torre
Oklahoma City, Oklahoma, EUA
Lo mejor de ambos mundos:
un sistema rotativo direccional híbrido
Neil D. Godwin
Kate Mantle
Sivaraman Naganathan
Stonehouse, Inglaterra
La transición de la perforación vertical a la horizontal se ha visto incentivada por la
evolución tecnológica que independizó a la industria del uso de cuñas desviadoras y
conjuntos de fondo de pozo convencionales y la llevó hacia los motores de lodo y los
Richard Hawkins
Ke Li
Sugar Land, Texas, EUA
sistemas rotativos direccionales. La innovación más reciente es un diseño híbrido que
combina las posibilidades de desempeño de un sistema rotativo direccional con las
Stephen Jones
Katy, Texas
elevadas tasas de construcción angular de un motor de desplazamiento positivo.
Fred Slayden
Houston, Texas
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review,
Invierno de 2011/2012: 23, no. 4.
Copyright © 2012 Schlumberger.
Por su ayuda en la preparación de este artículo,
agradecemos a Elizabeth Hutton y Emmanuelle Regrain
de Houston; y a Edward Parkin de Stonehouse, Inglaterra.
DOX, Drilling Office, IDEAS, PERFORM Toolkit, PowerDrive
Archer, PowerDrive X5 y PowerPak son marcas de
Schlumberger.
La distancia más corta entre dos puntos es una
línea recta. Sin embargo, puede no ser la más
rápida ni la más económica cuando se compara
con la perforación direccional. Las empresas de
exploración y producción optan con más frecuencia por trayectorias de pozo complejas para alcanzar objetivos distantes, cruzar fracturas, penetrar
bloques con múltiples fallas o llegar a mayor profundidad en un yacimiento.
Punto de
Aunque más difíciles de perforar que otros
perfiles, estas trayectorias de pozo mejoran con
frecuencia la eficiencia de drenaje al incrementar la exposición del pozo perforado a la zona productiva.
Las trayectorias horizontales complejas y de
largo alcance son sólo la culminación actual en la
evolución de la perforación direccional. Los primeros pozos no verticales no se perforaron inten-
Sistema ro
tati
Motor de de vo direccional Pow
erDrive Arc
sp
her
Sistema ro lazamiento positivo
tativo dire
ccional co
nvencional
desvío
Punto d
e desvío
Punto d
e aterriz
aje
TD
Punto d
e aterriz
36
aje
TD
Oilfield Review
cionalmente de esa manera pero, a fines de la
década de 1920, los perforadores comenzaron a
pensar en cómo dirigir un pozo hacia una dirección en particular. Desde entonces, la tecnología
de perforación direccional ha progresado más
allá de apoyarse en conjuntos de fondo de pozo
básicos para influir en el curso que pudiera tomar
una barrena, hasta usar sistemas rotativos direccionales controlados desde la superficie que
guían con precisión la barrena hasta su destino
final. Durante la década pasada, el desarrollo
de nuevas tecnologías de perforación continuó
ganando ímpetu.
Este artículo describe los avances que llevaron
al desarrollo de sistemas rotativos direccionales y se
concentra en uno de los últimos pasos de su evolución: el sistema rotativo direccional PowerDrive
Archer. Este sistema híbrido produce la elevada
tasa de construcción angular de un motor de desplazamiento positivo con la alta velocidad de
penetración de un sistema rotativo direccional.
Breve historia
La desviación intencional de los pozos de perforación se incorporó en la práctica a fines de la
década de 1920 cuando los operadores buscaban
rodear las obstrucciones, perforar pozos de alivio
y evitar determinadas características de cultivo
de la superficie; las técnicas de perforación
direccional se emplearon incluso para evitar que
se desviaran los pozos verticales.
En parte, la capacidad para perforar pozos desviados surgió del desarrollo de la perforación giratoria y de las barrenas cónicas de rodillos.
El diseño de estas barrenas provoca que se desplacen lateralmente, o avancen, en respuesta a diversos parámetros de la formación y de la perforación,
tales como el echado (buzamiento) y dureza de la
formación, la velocidad de rotación, el peso sobre
la barrena y el diseño del cono. En algunas regiones, los perforadores experimentados reconocieron la tendencia natural de una barrena a avanzar
de una manera un tanto predecible. Ellos intentaban frecuentemente establecer un cierto ángulo
de avance para compensar con anticipación la
deriva entre la ubicación en la superficie y el objetivo en el fondo del pozo (abajo, a la izquierda).
Los perforadores también descubrieron que,
con modificaciones al conjunto de fondo de pozo
(BHA) rotativo, se podía cambiar el ángulo de
inclinación de la sarta de perforación. Mediante la
Conjunto de punto de apoyo de palanca o de fulcro (incremento angular)
Barrena
Primer estabilizador de sarta
Collar de perforación
N
Ángulo de avance
Estabilizador cercano a la barrena
Conjunto de péndulo (declinación angular)
Segundo estabilizador de sarta
Primer estabilizador de sarta
Conjunto de empaquetado (retención angular)
Segundo estabilizador de sarta
Ubicación de superficie
variación de la posición del estabilizador, los perforadores podían afectar el equilibrio del BHA, forzándolo a aumentar, mantener o disminuir la inclinación
del pozo con respecto a la vertical, comúnmente
conocidos como crecimiento angular, retención
angular o declinación angular, respectivamente. La
velocidad a la cual un BHA construye o hace caer
el ángulo se ve afectada por variables tales como
la distancia entre estabilizadores, el diámetro y
la rigidez del collar de perforación, el echado de
la formación, la velocidad de rotación, el peso
sobre la barrena, la dureza de la formación y el
tipo de barrena. La capacidad de equilibrar el
BHA contra estos factores puede ser crucial para
alcanzar un objetivo planificado.
Un BHA configurado con un estabilizador cercano a la barrena debajo de varios collares de perforación tenderá a construir ángulo cuando se le
aplique peso a la barrena (abajo). En esta configuración, los collares que están encima del estabilizador
Primer estabilizador de sarta
Conjunto de fulcro
Estabilizador cercano a la barrena
Conjunto de péndulo
Estabilizador
°E
S 20
Línea de avance
Azimut del objetivo
Estabilizador cercano
a la barrena
to
ien
im r
c
e a
Cr ngul
a
ión
ac lar
lc in ngu
e a
D
Objetivo
> Ángulo de avance, vista en planta. Las barrenas
de cono giratorio tienden a avanzar hacia
la derecha. Sabiendo esto, los perforadores
utilizaban a veces un ángulo de avance para
orientar el pozo hacia la izquierda del azimut
del objetivo.
Volumen 23, no.4
> Utilización de un BHA para cambiar la inclinación. Mediante el posicionamiento estratégico de los
collares y estabilizadores de perforación en el BHA, los perforadores direccionales pueden aumentar o
disminuir la flexión, o el arqueo, del BHA. Ellos utilizan esta flexibilidad para su provecho cuando buscan
un ángulo de construcción, declinación o retención. Un conjunto de punto de apoyo de palanca o de
fulcro (recuadro superior, arriba) usa un estabilizador de calibre completo cercano a la barrena y, a veces,
un estabilizador de sarta. El arqueo de los collares de perforación encima del estabilizador cercano a la
barrena inclina la barrena hacia arriba para construir ángulo (recuadro inferior, izquierda). Un conjunto
de péndulo (recuadro superior, centro) tiene uno o más estabilizadores de sarta. El primer estabilizador de
sarta actúa como un punto de pivote que permite que el BHA se flexione debajo de él, haciendo declinar
el ángulo (recuadro inferior, derecha). Un conjunto empaquetado usa uno o dos estabilizadores cercanos
a la barrena y estabilizadores de sarta para conferirle rigidez al BHA (recuadro superior, abajo). Mediante
la reducción de la tendencia a arquearse, el conjunto empaquetado se usa para retener el ángulo.
37
Tubería de
revestimiento
Cemento
Nuevo pozo
Cuña desviadora
Fresa tipo
sandía
Fresa de
ventana
Tapón de
cemento
> Cuchara desviadora de pozo entubado.
Esta rampa de acero cilíndrica (verde) se
introduce en el pozo a una profundidad de desvío
predeterminada y orientada azimutalmente.
Una fresa de ventana abre un orificio en el
revestimiento, el cual es acabado por la fresa
tipo sandía. Entonces, se extrae este conjunto y
se sustituye por un BHA de perforación.
se doblarán mientras que el estabilizador cercano a la barrena actúa como un punto de apoyo
de palanca o de fulcro, empujando la barrena
hacia el lado alto del pozo.
Para la declinación angular, se utiliza otro
tipo de BHA. Esta variante utiliza uno o más estabilizadores; los collares por debajo del estabilizador
inferior del BHA actúan como un péndulo, el cual
permite que la fuerza de gravedad tire de la barrena
hacia el lado bajo del pozo. Al alcanzar el ángulo
deseado, el perforador puede utilizar un BHA diferente para mantener el ángulo. El BHA empaquetado utiliza múltiples estabilizadores, separados en
sentido longitudinal para aumentar la rigidez.
Los perforadores emplean otros medios mecánicos para ayudar a desviar un pozo de su trayectoria vertical, entre los que se destaca la cuchara
desviadora. Simple en su principio, esta rampa de
acero larga es cóncava en un lado para mantener
y guiar el conjunto de perforación. Utilizada en
pozos abiertos o entubados, la cuchara desviadora
se posiciona en la profundidad deseada, orientada
hacia el azimut buscado. A continuación, se ancla
en el lugar para proporcionar una guía para iniciar,
o desviar, una nueva trayectoria de pozo (arriba).
38
Si bien las primeras técnicas permitían algún
grado de control sobre la inclinación del pozo,
proporcionaban poco control del azimut. También
eran ineficientes, ya que requerían múltiples
extracciones e introducciones en el pozo para
instalar una cuchara desviadora o para cambiar
las configuraciones del BHA.
A principios de la década de 1960 se observó
un cambio significativo en la perforación direccional cuando se acopló un BHA con un codo fijo de
aproximadamente 0,5° a un motor de fondo de
pozo para accionar la barrena de perforación.1
El lodo de perforación suministraba potencia
hidráulica a un motor que hacía girar la barrena.2
El motor y el codo desviador ofrecían un control de
la dirección mucho mayor que lo que era posible
con los primeros BHA, al mismo tiempo que se
incrementaba significativamente el ángulo de curvatura que era capaz de establecer un perforador.
Los primeros conjuntos tenían ángulos de inclinación fijos y requerían su extracción del pozo
para ajustar el ángulo de inclinación.
Estos motores direccionales operan según el
principio del ángulo de inclinación. El codo desviador proporciona el desplazamiento de la
barrena necesario para iniciar y mantener los
cambios de dirección. Tres puntos geométricos
de contacto (la barrena, un estabilizador cercano
a la barrena en el motor y un estabilizador cercano a la barrena encima del motor) determinan
un arco aproximado que seguirá la trayectoria del
pozo.3
Algunos motores utilizan una turbina de fondo
de pozo, otros utilizan una combinación de rotor y
estator helicoidales para formar un motor de desplazamiento positivo (PDM). El motor PDM básico
con el codo desviador ha evolucionado hasta el
desarrollo de un motor direccional. Los conjuntos
modernos de motores direccionales todavía utilizan los motores PDM, pero incluyen un dispositivo
de ajuste angular que se puede ajustar en la superficie (derecha). Un motor direccional típico tiene
una sección generadora de potencia, a través de la
cual se bombea el fluido de perforación para hacer
girar el motor, el cual a su vez hace girar un eje de
accionamiento y la barrena. El dispositivo de ajuste
angular en la superficie puede variarse entre 0° y 4°
para orientar la barrena en un ángulo que difiera
sólo ligeramente del eje del pozo; esta deflexión
aparentemente pequeña es crítica para la tasa a la
cual el perforador puede variar el ángulo. La cantidad de curvatura del pozo impartida por la sección
acodada depende, en parte, de su ángulo, el diámetro externo y la longitud del motor, la colocación
del estabilizador y del tamaño de los collares de
perforación con relación al diámetro del pozo.
Los motores direccionales perforan en dos
modos: modo de rotación y orientado, o deslizante.
En el modo de rotación, la mesa giratoria del
equipo de perforación o una unidad de comando
superior, hace girar toda la sarta de perforación
para transmitir potencia hacia la barrena. Durante
el modo de deslizamiento, la sarta de perforación
no gira; en cambio, el flujo de lodo se desvía hacia
el motor de fondo de pozo para hacer girar la
barrena. En el modo deslizante, sólo gira la
barrena; la porción de la sarta de perforación que
no gira simplemente sigue detrás junto con el
conjunto direccional.
Pueden seleccionarse diferentes motores
según su capacidad para construir, mantener o
disminuir el ángulo durante la perforación en el
modo de rotación. La práctica convencional es
perforar en el modo de rotación a un número bajo
de revoluciones por minuto (RPM), haciendo
girar la sarta de perforación desde la superficie y
haciendo que el codo se oriente igualmente en
Sección de potencia
Dispositivo de
ajuste angular en
superficie
Estabilizador
Barrena
> Motor de desplazamiento positivo. Los motores
de fondo de pozo, tales como el motor direccional
PowerPak, proporcionan mucho más control
direccional que los BHA convencionales.
Oilfield Review
todas las direcciones, perforando de esta manera
según una trayectoria recta. Las mediciones de
inclinación y azimut pueden obtenerse en tiempo
real mediante herramientas de medición durante
la perforación (MWD) para alertar al perforador de
cualquier desviación del curso deseado. Para corregir estas desviaciones, el perforador debe cambiar
del modo de rotación al modo deslizante para cambiar la trayectoria del pozo.
El modo deslizante se inicia deteniendo la
rotación de la sarta de perforación de forma que
el perforador direccional pueda orientar el dispositivo de ajuste angular del motor de fondo de
pozo en la dirección —o ángulo de orientación de
la herramienta— de la trayectoria deseada. Ésta
no es una tarea menor, dadas las fuerzas de torsión que pueden causar que la sarta de perforación se comporte como un resorte helicoidal.4
Después de conocer el torque de la barrena, la
torsión de la sarta de perforación y la fricción de
contacto, el perforador debe hacer girar la sarta
de perforación en pequeños incrementos desde
la superficie mientras que utiliza las mediciones
MWD como una referencia para el ángulo de
orientación de la herramienta. Debido a que una
sarta de perforación puede absorber el torque
durante grandes intervalos, este proceso puede
requerir varios giros en la superficie para que la
herramienta haga un único giro en el fondo del
pozo. Cuando se confirma que el ángulo de orientación de la herramienta es el apropiado, el perforador activa el motor de fondo de pozo para
comenzar la perforación en la dirección prescrita.
Es posible que haya que repetir este proceso varias
veces durante el transcurso de la perforación, ya que
el torque reactivo que se genera cuando la barrena
corta la roca puede forzar el redireccionamiento del
ángulo de orientación de la herramienta.
Cada modo plantea diferentes retos. En el modo
de rotación, el codo del conjunto de perforación
hace que la barrena gire de manera excéntrica con
respecto al eje BHA, lo que da como resultado un
pozo ligeramente agrandado y en forma de espiral.
1. McMillin K: “Rotary Steerable Systems Creating Niche
in Extended Reach Drilling,” Offshore 59, no. 2 (febrero
de 1999): 52, 124.
2. A diferencia de las técnicas convencionales de
perforación rotativa, en las cuales se requiere la rotación
de toda la sarta de perforación para accionar
la barrena, la sarta de perforación no gira cuando se
emplea un motor de lodo. En cambio, el motor de lodo
se basa en la potencia hidráulica suministrada por la
circulación del lodo de perforación para hacer girar
un eje que acciona la barrena.
3. Allen F, Tooms P, Conran G, Lesso B y Van de Slijke P:
“Extended-Reach Drilling: Breaking the 10-km Barrier,”
Oilfield Review 9, no, 4 (invierno de 1997): 32-47.
4. Downton G, Hendricks A, Klausen TS y Pafitis D:
“Nuevos rumbos en la perforación rotativa direccional,”
Oilfield Review 12, no, 1 (Verano de 2000): 20-31.
5. Una pata de perro es un giro, codo o cambio repentino de
dirección en un pozo.
Volumen 23, no.4
> Comparación de la calidad del pozo. El calibre muestra cómo un motor de
desplazamiento positivo creó un pozo en forma de espiral (arriba), mientras que
el sistema rotativo direccional perforó un pozo mucho más uniforme (abajo).
Esto confiere al pozo lados ásperos que aumentan
el torque y el arrastre y que pueden causar problemas cuando se introduzca en el pozo el equipamiento de terminación, especialmente a través de
secciones laterales largas. Los pozos de perforación
en forma de espiral también afectan la respuesta
de las herramientas de registro.
En el modo de deslizamiento, la falta de rotación introduce otras dificultades. Donde la sarta de
perforación yace en el lado bajo del pozo, el fluido
de perforación fluye de manera despareja alrededor de la tubería y perjudica la capacidad del lodo
para eliminar los recortes de perforación. Esto, a su
vez, puede dar como resultado la formación de un
lecho de fragmentos o una acumulación de éstos en
la parte inferior del pozo, lo cual aumenta el riesgo
de que la tubería se atasque. El deslizamiento también disminuye la potencia disponible para hacer
girar la barrena, lo cual a su vez, combinado con la
fricción de deslizamiento, disminuye la velocidad
de penetración (ROP) e incrementa la probabilidad de atascamiento por presión diferencial.
En trayectorias de gran alcance, las fuerzas de
fricción pueden acumularse hasta que haya peso
axial insuficiente para vencer el arrastre impuesto
por la sarta de perforación contra el pozo. Esto hace
imposible continuar con la perforación e impide
alcanzar algunos objetivos. Además, el cambio entre
los modos de rotación y de deslizamiento puede
crear ondulaciones o patas de perro que incrementan la tortuosidad del pozo, lo cual aumenta la fricción al perforar e introducir la tubería de revestimiento o el equipamiento de terminación.5 Estas
ondulaciones pueden crear también puntos
bajos, o sumideros, donde se acumulen los fluidos
y los detritos, lo que trae aparejado el detenimiento del flujo una vez terminado el pozo.
Una cantidad de estos problemas se resolvieron a fines de la década de 1990 con el desarrollo
de un sistema rotativo direccional (RSS).
El aspecto más importante del sistema RSS es
que permite la rotación continua de la sarta de
perforación, con lo cual se elimina la necesidad
de deslizamiento mientras se perfora direccionalmente. Las herramientas RSS proporcionan
una respuesta casi instantánea a los comandos
provenientes de la superficie cuando el perforador
necesita cambiar la trayectoria del pozo. En sus
inicios, estos sistemas se utilizaron principalmente para perforar trayectorias de gran alcance,
en las cuales la posibilidad de deslizar motores
direccionales estaba limitada por el arrastre del
pozo. Estos trabajos con frecuencia resultaban en
mayor ROP y calidad del pozo con respecto a sistemas anteriores (arriba). Actualmente, el sistema
RSS se utiliza ampliamente por su desempeño en
la perforación, limpieza del pozo y sus capacidades de geodireccionamiento precisas.
Direccionales revolucionarios
Los sistemas rotativos direccionales han evolucionado considerablemente desde su introducción. Las primeras versiones utilizaban almohadillas o estabilizadores accionados por lodo para
provocar cambios de dirección, un concepto de
diseño que sigue disfrutando de éxito hasta hoy.
Con una dependencia del contacto con la pared
del pozo para el control direccional, el desempeño de estas herramientas puede verse afectado
a veces por los derrumbes y la rugosidad del pozo.
Las versiones más recientes incluyen diseños que
se apoyan, una vez más, en un codo para producir
cambios en el ángulo de orientación de la herramienta, lo cual reduce las influencias medio-
39
ambientales del pozo sobre el desempeño de la
herramienta.6 De esta manera, nacieron dos conceptos direccionales: push-the-bit y point-the-bit.
El sistema push-the-bit empuja contra la
pared del pozo para llevar la sarta de perforación
en la dirección deseada. Una versión de este dispositivo RSS utiliza una unidad de desviación con
tres almohadillas de direccionamiento colocadas
cerca de la barrena para aplicar una fuerza lateral contra la formación (abajo). Para incrementar el ángulo, cada almohadilla accionada por el
lodo empuja contra el lado inferior del pozo a
medida que gira hacia su posición; para disminuir el ángulo, cada almohadilla empuja contra el
lado alto. Los comandos del perforador enviados
al fondo del pozo por la telemetría de pulsos del
lodo dirigen la temporización y la magnitud de la
actuación de la almohadilla. Una unidad de control posicionada encima de la unidad de desviación acciona una válvula giratoria que abre y cierra
el suministro de lodo hacia las almohadillas de
manera sincronizada con la rotación de la sarta
de perforación. El sistema modula de manera sincronizada la extensión y la presión de contacto de las
almohadillas de actuación a medida que cada almohadilla pasa por un cierto punto de orientación.
Mediante la aplicación de presión hidráulica cada
vez que una almohadilla pasa por un punto específico, la almohadilla fuerza a la sarta de perforación
a alejarse de esa dirección, moviéndola así en la
dirección deseada.
Un sistema point-the-bit utiliza un codo
interno para desplazar la alineación entre el eje de
la herramienta y el eje del pozo produciendo una
respuesta direccional.7 En un sistema point-thebit, el codo está incluido dentro del collar de la
herramienta, inmediatamente arriba de la barrena
(derecha). Los sistemas point-the-bit cambian la
trayectoria del pozo cambiando el ángulo de orientación de la herramienta. La trayectoria cambia
en la dirección del codo. Esta orientación del
codo está controlada por un servomotor que gira
a la misma velocidad que la sarta de perforación,
pero en sentido contrario. Esto permite que el
Unidad de control
ángulo de orientación de la herramienta permanezca geoestacionario, o sin rotar, mientras que
el collar gira.8
El desarrollo más reciente en la evolución de
estos sistemas rotativos direccionales (el motor
RSS de alta tasa de construcción angular
PowerDrive Archer) es un híbrido que combina
las características de desempeño de los sistemas
push-the-bit y point-the-bit (próxima página).
El sistema RSS híbrido
Hasta hace poco, los conjuntos RSS no podían
entregar perfiles de pozo tan complejos como los
perforados por los sistemas de motores direccionales. Sin embargo, el sistema rotativo direccional PowerDrive Archer demostró su capacidad
para alcanzar elevadas severidades de pata de perrro (DLS) al mismo tiempo que alcanzaba las ROP
típicas de los sistemas rotativos direccionales.9
Igualmente importante es que se trata de un sistema totalmente rotativo, todos los componentes
externos de la herramienta giran con la sarta de
perforación, lo que permite una mejor limpieza del
pozo al mismo tiempo que reduce el riesgo de
atascamiento.
A diferencia de algunos sistemas rotativos
direccionales, el motor RSS PowerDrive Archer
no necesita de las almohadillas externas móviles
para empujar contra la formación. En vez de esto,
cuatro pistones de actuación dentro del collar de
perforación empujan contra el interior de una
camisa direccional cilíndrica y articulada, la cual
pivota sobre una junta universal para orientar la
barrena en la dirección deseada. Además, cuatro
aspas estabilizadoras en la camisa exterior que
está encima de la junta universal proporcionan
una fuerza lateral a la barrena de perforación
Almohadilla extendida
Unidad de
desviación
Cuando la almohadilla empuja
contra el lado alto, la barrena
corta hacia el lado bajo
Almohadilla extendida
cuando contactan con la pared del pozo, lo cual
permite que este motor RSS funcione como un sistema push-the-bit. Como sus componentes móviles son internos (protegidos así de la interacción
con los severos ambientes de la perforación),
este RSS tiene menor riesgo de mal funcionamiento o daños a la herramienta. Este diseño
también ayuda a prolongar la vida útil del RSS.
Una válvula interna, mantenida geoestacionaria
con respecto al ángulo de orientación de la herramienta, desvía un pequeño porcentaje del lodo hacia
los pistones. El lodo acciona los pistones que empujan contra la camisa de direccionamiento. En modo
neutral, la válvula de lodo gira continuamente, de
manera que la fuerza de la barrena se distribuye
uniformemente a lo largo de la pared del pozo, lo que
permite que el RSS mantenga su curso.10
Las mediciones cercanas a la barrena, tales
como los rayos gamma, inclinación y azimut, permiten que el operador siga de cerca el progreso de
la perforación. La orientación actual y otros parámetros de operación se envían al operador a tra-
Turbina generadora
de potencia
Flujo de lodo
Paquete de sensores
y sistema de control
Motor
Eje de la barrena
Barrena
Barrena
Estabilizador
> Sistema RSS Push-the-bit. Las almohadillas se extienden de manera dinámica desde un alojamiento
giratorio para crear una fuerza lateral dirigida contra la formación, la cual a su vez, provoca un cambio
en la dirección de la perforación.
40
> Sistema RSS Point-the-bit. Un eje de la barrena
se orienta en un ángulo de desplazamiento
con respecto al eje de la herramienta. Este
desplazamiento se mantiene geoestacionario
mediante un servomotor que gira en sentido
contrario.
Oilfield Review
vés de una unidad de control, la que envía esta
información a la superficie a través de telemetría
continua de pulsos del lodo. Desde la superficie,
el perforador direccional envía comandos al
fondo del pozo hacia la unidad de control ubicada
encima de la unidad de direccionamiento. Estos
comandos se traducen en fluctuaciones de las
tasas de flujo de lodo. Cada comando tiene un
patrón de fluctuaciones único que se relaciona
con puntos discretos de un mapa de direccionamiento preestablecido, el cual se ha programado
en la herramienta antes de la perforación.
Los operadores han sido rápidos en beneficiarse de las capacidades del sistema direccional
PowerDrive Archer. Dado que puede perforar las
secciones verticales, curvas y horizontales, puede
lograr trayectorias 3D complejas y perforar desde
una zapata de la tubería de revestimiento a la
siguiente en una única operación.
Poniéndose a prueba
Hasta hace poco, los motores PDM direccionales
tendían a dominar en la esfera de los proyectos de
perforación con patas de perro severas. No obstante sus capacidades direccionales, la perforación con motores PDM puede consumir mucho
tiempo de equipo de perforación. Con este
método, para perforar la sección vertical del
pozo, se utiliza generalmente un BHA rotativo
convencional. Al alcanzar el punto de desvío
(KOP), el perforador extrae la sarta de perforación del pozo para cambiar el BHA. Entonces se
instala un motor PDM, con un dispositivo de
ajuste angular orientado con el ángulo necesario
para perforar la curva. Después de aterrizar la
barrena en la formación objetivo, el perforador la
extrae nuevamente para variar el ángulo del dispositivo de ajuste angular a una tasa de construcción angular menos agresiva, entonces la regresa
Junta universal interna
de nuevo al pozo para perforar la sección lateral.
Este proceso trae aparejado mucho tiempo de
inactividad, en el cual la barrena no está en el
fondo ni perfora de manera activa.
Utilizando el sistema RSS PowerDrive Archer,
un operador puede perforar las secciones verticales, curvas y laterales con un único BHA, con lo
cual aumenta la eficiencia de la perforación, la
ROP y la calidad del pozo. Y, al no seguir la práctica de alternancia entre los modos deslizante y
rotativo, la perforación con el sistema RSS logra
una menor tortuosidad del pozo, menor arrastre y
fricción causados por una mala calidad del pozo.
Esto permite la perforación de secciones laterales
más largas que penetran más el yacimiento.
El sistema RSS PowerDrive Archer se ha utilizado en un amplio rango de entornos, en tierra y en
el mar, desde los Estados Unidos hasta Medio Oriente
y Australia. La alta capacidad en tasas de construcción angular, demostrada primero en intervenciones
en esquistos arcillosos, se utiliza ahora para ayudar a
los perforadores a mantener las trayectorias a través
de formaciones no consolidadas que resultan problemáticas. A través de una variedad de yacimientos, los
operadores están comenzando a apreciar la flexibilidad en el diseño y la revisión de las trayectorias de
pozos que ofrece este sistema RSS híbrido.
Una de estas extensiones productivas, la
lutita Marcellus de la cuenca de los Apalaches en
Norteamérica, se extiende en un área que se
estima 3,5 veces mayor a la de la lutita Barnett, la
cual se ha demostrado que es una de las fuentes
más prolíficas de gas no convencional de los
Estados Unidos. La lutita Marcellus, de la era
devónica, contiene un estimado de 363 Tpc
[10,3 trillones de m3] de gas recuperable. Ultra
Petroleum Corporation está concentrada en la
exploración y desarrollo de esta extensión
productiva.11
Pistones de actuación internos
Aspas
estabilizadoras
En el pasado, los operadores terminaron pozos
en la lutita Marcellus en forma vertical, los cuales
proporcionaron comparativamente poca exposición
de la roca madre (generadora) al pozo. Sin embargo,
la tecnología de perforación horizontal ha cambiado
significativamente la rentabilidad de la producción
de gas en la extensión productiva Marcellus, con
pozos horizontales perforados desde localizaciones
multipozo y terminados estimulando la sección lateral mediante fracturamiento hidráulico de multiples
etapas. Los operadores utilizaban con frecuencia
aire para perforar la sección vertical y, luego,
cambiaban a la perforación con lodo al alcanzar
el KOP. Después de colocar la tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas, iniciaban un pozo desviado de 83⁄4 pulgadas construyendo el ángulo con
un motor PDM antes de aterrizar el pozo dentro
del intervalo Marcellus. Para perforar las secciones curvas y laterales, un motor PDM podía perforar el 90% o más del intervalo en modo deslizante.
6. Schaaf S, Pafitis D y Guichemerre E: “Application of
a Point the Bit Rotary Steerable System in Directional
Drilling Prototype Wellbore Profiles,” artículo SPE 62519,
presentado en la Reunión Regional Occidental de las
SPE/AAPG, Long Beach, California, Estados Unidos,
19-23 de junio de 2000.
  7.Bryan S, Cox J, Blackwell D, Slayden F y Naganathan S:
“High Dogleg Rotary Steerable System: A Step Change
in Drilling Process,” artículo SPE 124498, presentado en
la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE,
Nueva Orleans, 4-7 de octubre de 2009.
  8.Al-Yami HE, Kubaisi AA, Nawaz K, Awan A, Verma J
y Ganda S: “Powered Rotary Steerable Systems Offer
a Step Change in Drilling Performance,” artículo SPE
115491, presentado en la Conferencia y Exhibición
de Petróleo y Gas del Pacífico Asiático de la SPE,
Perth, Australia Occidental, Australia, 20-22 de
octubre de 2008.
  9.Una pata de perro se cuantifica típicamente en términos
de su severidad, la cual se mide en grados por unidad
de distancia.
10.Bryan y colaboradores, referencia 7.
11.Auflick R, Slayden F y Naganathan S: “New Technology
Delivers Results in Unconventional Shale Play,”
presentado en la Conferencia y Exhibición Marina
Mediterránea, Alejandría, Egipto, 18-20 de mayo de 2010.
Válvula rotativa
geoestacionaria interna
Aspas estabilizadoras
Unidad de control
Unidad de desviación
Unidad de dirección
> Sistema rotativo direccional PowerDrive Archer. Este sistema híbrido combina las almohadillas de actuación con un eje de direccionamiento desplazado,
todos ubicados dentro del collar de perforación para protegerlos del ambiente del pozo.
Volumen 23, no.4
41
Punto de de
svío
Se
cci
ón
tan
gen
te
n azimut
bio e
Cam
Punto de
aterrizaje
Sección
d
yacimien el
to
TD
> Trayectoria tridimensional. En este pozo de la lutita Marcellus, el operador utilizó el sistema RSS
PowerDrive Archer para desviarse de la vertical, perforar una curva 3D con un cambio de más de 100°
en el azimut y, a continuación, mantener la sección tangente. La incertidumbre en el modelo geológico
forzó al operador a cambiar el punto de aterrizaje en más de 70 pies [21 m]. Una vez identificado el
marcador geológico, el sistema RSS construyó rápidamente un ángulo a razón de 16°/100 pies [16°/30 m]
para alcanzar el objetivo, a continuación el operador cambió a una tasa de construcción de 2° para
crear un aterrizaje suave dentro de la sección del yacimiento.
42
nearse con el objetivo mientras construía un ángulo
simultáneamente a un ritmo de hasta 8º/100 pies
[8°/30 m]. Las incertidumbres geológicas cerca del
punto de aterrizaje exigieron a veces acciones de
corrección, las que requirieron frecuentemente
tasas de construcción más elevadas (arriba).
0
5 000
Profundidad, pies
Esta solución tiene varias desventajas, que incluyen una ROP baja, mala limpieza del pozo y trayectorias tortuosas del pozo. Con frecuencia, se
requerían extracciones de la sarta de perforación
para manipular el dispositivo de ajuste angular
cuando las incertidumbres geológicas obligaban
a realizar correcciones en la trayectoria del pozo.
La perforación en esta extensión productiva
puede implicar complejos perfiles 3D del pozo, elevadas tasas de curvatura y echados de la formación
direccionalmente desafiantes que afectan las DLS.
Ultra Petroleum reconoció el potencial de tales
problemas en un proyecto reciente y seleccionó el
sistema RSS PowerDrive Archer para enfrentar
estos retos, perforar los pozos rápidamente y
ponerlos en las zonas productivas de la formación.
En el año 2010, Ultra comenzó una dinámica campaña de perforación, al haber identificado numerosos objetivos dentro de esta estructura potencial.
La empresa perforó el primer pozo en Marcellus
utilizando un motor PDM direccional para establecer una referencia. Los 10 pozos siguientes se perforaron utilizando el sistema RSS PowerDrive Archer.
Algunos de estos pozos se desviaron de la vertical
con un giro largo en el azimut de 90º o más para ali-
Con una excepción, los pozos perforados después
del pozo PDM de referencia materializaron ahorros
significativos en el tiempo de equipo de perforación.
Además, todas las sartas de terminación se introdujeron y extrajeron sin incidentes. El sistema RSS
híbrido también pudo avanzar más en la sección de
destino y dio como resultado más del doble de incremento en las tasas de producción.
Un recurso de ejecución diferente ha estado recibiendo atención en Oklahoma Central, Estados
Unidos, donde Cimarex Energy Company ha estado
perforando la lutita Woodford. Cimarex seleccionó a
PathFinder, una empresa de Schlumberger, para utilizar el sistema RSS PowerDrive Archer en la perforación de la sección curva del pozo Kappus 1-22H de
la empresa. Utilizando este sistema RSS para perforar el pozo de 83⁄4 pulgadas con una tasa de construcción angular de 8°/100 pies, el operador alcanzó
un incremento del 80% en la ROP con respecto a
los pozos anteriores perforados con motores PDM.
Habiendo alcanzado un pozo uniforme a través de
la curva, el operador pudo cambiar a un sistema
RSS PowerDrive X5, el cual perforó una sección
lateral de 4 545 pies [1 385 m] hasta la TD en sólo
una maniobra. Una ROP rápida a través de la curva,
combinada con una elevada tasa de construcción
angular y operaciones uniformes de perforación
en la sección lateral, dieron como resultado un ahorro de 10 días de perforación (abajo).
La elevada capacidad de tasa de construcción
angular de este sistema RSS híbrido contribuye a una
sección curva más corta, lo cual permite que los operadores diseñen trayectorias con KOPs más profundos. Un KOP profundo permite al operador expandir
la longitud de la sección vertical, la cual generalmente
se perfora más rápidamente que la sección curva.
10 000
Plan
Tal como
se perforó
15 000
20 000
0
20
40
60
Tiempo, días
> Curva de tiempo en relación con la profundidad. Para perforar el pozo
Kappus 1-22H en la lutita Woodford, Cimarex utilizó el sistema PowerDrive Archer.
El operador pudo perforar hasta la TD en 49 días en lugar de 59, con lo cual
ahorró 10 días de perforación con respecto al tiempo programado.
Oilfield Review
12.Eltayeb M, Heydari MR, Nasrumminallah M, Bugni M,
Edwards JE, Frigui M, Nadjeh I y Al Habsy H: “Drilling
Optimization Using New Directional Drilling Technology,”
artículo SPE/IADC 148462, presentado en la Conferencia y
Exhibición de Tecnología de Perforación en Medio Oriente
de las SPE/IADC, Muscat, Omán, 24-26 de octubre de 2011.
Volumen 23, no.4
nvencional
Punto de desvío co
encional
Trayectoria conv
ío del motor
Punto de desv cher
Ar
e
PowerDriv
l motor
Trayectoria de cher
Ar
PowerDrive
> Curva acortada. El motor RSS PowerDrive Archer alcanzó una tasa de construcción de 11°/100 pies
que permitió al operador extender la sección vertical de la trayectoria y, a la vez, acortar la curva para
reducir el tiempo de perforación y la cantidad de revestimiento requerido.
Profundidad vertical verdadera, pies
Un operador en Medio Oriente utilizó el sistema RSS
PowerDrive Archer en la perforación de una sección
curva de 81⁄2 pulgadas para 846 pies [258 m] a una
tasa de construcción angular de 7,6°/100 pies
[7,6°/30 m]. Después de alcanzar los objetivos para
este pozo, el operador seleccionó el mismo sistema
para perforar un segundo pozo.
El segundo pozo requirió una tasa de construcción angular más intensa, pero al llevar a cabo este
plan, el operador pudo mejorar la ROP general perforando a través de una sección vertical más larga
antes de desviarse, lo cual permitió una ROP alta a
través de la sección vertical. Después de la perforación de la sección de 121⁄4 pulgadas, el operador bajó
la tubería de revestimiento y se desvió a la sección
de 81⁄2 pulgadas. El sistema RSS híbrido mantuvo
una DLS de 11°/100 pies [11°/30 m] constante y perforó el intervalo de 742 pies [226 m] en una única
operación de 15 horas (derecha). El pozo aterrizó
a no más de 1 pie [0,3 m] verticalmente y 3,8 pies
[1,2 m] lateralmente de su objetivo pretendido.
Debido a que se acortó la sección de 81⁄2 pulgadas, el
operador también ahorró casi 700 pies [210 m] de
tubería de revestimiento corta (liner). El empujar el
punto de desvío a mayor profundidad hizo más
brusca la curva, lo cual redujo la cantidad de distancia de perforación necesaria para alcanzar el yacimiento y permitió que los ingenieros de perforación
consideraran la reducción de tamaño de las sartas
de entubación para lograr aún más ahorros.12
En el noroeste de Arkansas, Estados Unidos,
SEECO, una subsidiaria propiedad absoluta de
Southwestern Energy Company, probó el desempeño del sistema PowerDrive Archer al perforar
las secciones vertical, curva y lateral de un pozo
en la formación Atoka. Se perforó la sección vertical, a continuación el pozo se desvió a lo largo del
azimut planeado. El perforador estableció una DLS
de 10°/100 pies [10°/30 m] antes de hacer un aterrizaje suave en el punto objetivo deseado con una
inclinación de 88,2°. Utilizando una funcionalidad
automatizada de mantenimiento de la inclinación,
el sistema RSS avanzó en la perforación, con una
inclinación constante de 0,5º respecto de la trayectoria planificada. Después de la perforación de
alrededor de 1 000 pies [305 m], el perforador
direccional hizo girar suavemente la trayectoria
del pozo hacia arriba para seguir el echado general
del yacimiento, con la construcción angular del
sistema RSS hasta 92º antes de que una falla inesperada creara una terminación lateral repentina
del yacimiento (derecha).
2 000
2 500
Plan original
Tal como se perforó
Plan revisado
3 000
Pozo piloto
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
Sección lateral, pies
> Curva y sección lateral en dos dimensiones. SEECO desarrolló dos situaciones de perforación para
admitir las incertidumbres del echado de la formación Atoka. La trayectoria real del pozo (roja) difiere
de las dos trayectorias planificadas. Los sensores LWD de geodirección probaron que el echado de la
formación se encontraba entre los supuestos en las dos planificaciones. Las fallas terminaron el yacimiento
y acortaron considerablemente la sección lateral. (Adaptado de Bryan y colaboradores, referencia 7).
43
> Perforación uniforme a través de los bloques de prueba. Los instrumentos láser de medición no
revelaron rugosidad en el pozo perforado con el sistema RSS PowerDrive Archer (abajo). (Fotografías
cortesía de Edward Parkin, Stonehouse, Inglaterra.)
Planificación para el éxito
El éxito de la tecnología direccional del sistema
PowerDrive Archer se puede atribuir en gran
medida a la planificación, la creación de modelos y
a pruebas extensas. Para cada trabajo del sistema
PowerDrive Archer se presta atención al diseño
del BHA y a la creación de modelos de la barrena,
así como a la respuesta del BHA.
Como un primer paso, los ingenieros de perforación de Schlumberger obtienen información de
pozos vecinos del operador y se concentran en los
aspectos de perforación y en los datos de desempeño de la barrena. Los ingenieros utilizan el
software integrado DOX Drilling Office para diseñar una trayectoria que aterrice dentro de la zona
objetivo designada y, a la vez, optimice la eficien-
44
cia de la perforación. Este paquete de software
integra el diseño de la trayectoria con las especificaciones de la sarta de perforación y el diseño, la
hidráulica, el torque y el arrastre del BHA. El
software DOX permite que los ingenieros de perforación ejecuten rápidamente múltiples situaciones para optimizar la trayectoria del pozo. A
continuación, se formulan un plan para el pozo y
un plan para el equipamiento para alcanzar el
objetivo dado, tomando en cuenta los problemas
de perforación conocidos. La creación de modelos anticolisión asegura que la trayectoria propuesta evite pozos cercanos.
La calidad del pozo es un aspecto crítico en
pozos de elevada DLS o de alcance extendido;
una mala calidad del pozo puede tener impacto
sobre el éxito de un pozo al entorpecer los esfuerzos para desplegar el equipamiento de perforación
y terminación a través de curvas cerradas y puede
limitar la distancia factible de perforar a través de
la sección lateral. Las extensas pruebas han jugado
un papel importante en el desarrollo de las capacidades para ejecutar pozos de alta calidad. Una de
tales pruebas involucró una serie de bloques, cada
uno con diferente resistencia a la compresión. Estos
bloques de prueba se dispusieron uno al lado del
otro para formar un rectángulo de cerca de 45 m
[150 pies] de longitud. El sistema RSS PowerDrive
Archer perforó a través de los bloques usando
varias combinaciones de barrenas y ajustes de
potencia para simular las condiciones de perforación en el fondo del pozo. Una vez que se perforaron los pozos, un instrumento láser midió el calibre
del agujero de perforación en cada bloque y no
encontró en ningún momento rugosidad en el pozo
(izquierda).
Aunque la creación de modelos del BHA y la
respuesta de la barrena han sido notablemente
difíciles, los recientes avances hacen posible analizar las condiciones dinámicas de perforación en
el fondo del pozo y calcular los esfuerzos en la
sarta de perforación. Las fuerzas generadas por la
barrena y sus efectos sobre el desempeño de direccionamiento del BHA también pueden predecirse.
A esto le siguen las pruebas de laboratorio y, por
último, las pruebas de campo para entregar diseños optimizados de BHA y barrenas.
Schlumberger realizó análisis de elementos
finitos, así como modelos y análisis de momentos de
flexión sobre los componentes del BHA PowerDrive
Archer (próxima página). Las pruebas de campo
validaron el comportamiento del BHA para asegurar la capacidad de dirigirlo a elevadas tasas de
construcción angular. Después de finalizado el
diseño del BHA, los ingenieros efectuaron análisis
de choques y vibraciones para identificar la frecuencias de resonancia críticas y las RPM que
13.El programa IDEAS fue desarrollado en la década de
1990 por Smith Bits, la cual fue adquirida más tarde por
Schlumberger. Para más información acerca del diseño
de barrenas utilizando el sistema IDEAS consulte:
Centala P, Challa V, Durairajan B, Meehan R, Paez L,
Partin U, Segal S, Wu S, Garrett I, Teggart B y Tetley N:
“El diseño de barrenas: Desde arriba hasta abajo,”
Oilfield Review 23, no. 2 (Diciembre de 2011): 4-19.
Oilfield Review
Volumen 23, no.4
Conexión hembra
Conexión macho
Esfuerzo
von Mises, lpc
1 184 × 105
1 036 × 105
8 880 × 104
7 400 × 104
5 920 × 104
4 440 × 104
2 960 × 104
1 480 × 104
1 257 × 104
Conexión macho
También se utilizaron datos de modelos como
fuente de información para un sistema de manejo
de fatiga que predice la vida útil por fatiga para
cada componente del BHA. Cuando están sujetos a
la rotación a través de curvas muy cerradas, los
BHA experimentarán momentos de flexión grandes.
La vida útil por fatiga disminuye exponencialmente
con el aumento de la tasa de construcción angular
y puede reducir la vida de los componentes de un
BHA estándar hasta una cuestión de horas. La creación de modelos y el seguimiento de la fatiga están
ayudando a los perforadores a evitar las roturas por
torsión y otras fallas catastróficas.
Schlumberger realiza el seguimiento de la
vida útil por fatiga automáticamente para garantizar la integridad de los componentes del BHA.
Con la ayuda del software de optimización y análisis de datos PERFORM Toolkit, el ingeniero
apostado en el sitio del pozo puede registrar las
RPM, ROP, DLS y otros parámetros que contribuyen a la fatiga, proporcionando información de
manejo de la fatiga en tiempo real y predicciones
de la vida útil por fatiga. El monitoreo de la vida
útil por fatiga no es una tarea trivial: debe rastrearse la posición de cada componente a lo largo
de la trayectoria del pozo y debe cuantificarse el
momento de flexión causado por la DLS (junto
con las RPM y el tiempo). El seguimiento de la
fatiga en tiempo real, incluyendo el tiempo de
rotación separada del fondo, puede mejorar significativamente la precisión de los cálculos de la
vida útil por fatiga. Estos datos de fatiga pueden
monitorizarse de manera remota en centros de
soporte de operaciones, donde los datos pueden ser
revisados por expertos en perforación quienes
pueden recomendar a los operadores cuándo
habría que sustituir componentes críticos.
Los avances en la tecnología de perforación
direccional están ayudando a los operadores a tener
acceso a hidrocarburos que no podían producirse de
otra forma. La última generación de sistemas rotativos direccionales está alcanzando trayectorias de
pozo y avances que eran inimaginables anteriormente, al mismo tiempo que disminuyen los costos y
los riesgos en los pozos y mejoran la producción.
Estas trayectorias de pozo cada vez más complejas
están estimulando a la industria a avanzar más en la
búsqueda de nuevas reservas. —MV
Conexión hembra
había que evitar durante la perforación. Se realizaron simulaciones de torque y arrastre para las
operaciones de perforación, bajada y extracción
de la sarta de perforación para asegurar la integridad del BHA. También se realizó el modelo
hidráulico a través de varias densidades y rangos
de tasas de flujo del lodo.
La tecnología de la barrena de perforación es
otro factor vital para el éxito de cualquier pozo.
La barrena afecta la eficiencia de la perforación,
o la capacidad para alcanzar y mantener una
ROP promedio elevada. El diseño de la barrena
tiene impacto también en la direccionalidad, o la
capacidad de colocar el pozo en la parte correcta
del yacimiento. Los sistemas push-the-bit requieren generalmente una barrena con un lado cortante agresivo para la creación de curvas cerradas,
mientras que los sistemas point-the-bit tienden a
apoyarse en la estabilización a partir de una
barrena menos agresiva con un calibre lateral más
largo. Con un sistema híbrido, el uso de la barrena
correcta es especialmente crítico. Para este sistema RSS, los ingenieros realizaron extensas
pruebas para caracterizar las interacciones entre
la barrena, las herramientas y la formación para
hacer coincidir mejor el perfil de la barrena con
las herramientas y maximizar el desempeño.
Las barrenas para el BHA PowerDrive Archer
pueden hacerse a la medida para mejorar el direccionamiento y lograr una mayor ROP para un
campo en particular. La plataforma de diseño de
barrenas de perforación integrada IDEAS permite
a los ingenieros de perforación optimizar la selección de la barrena basándose en los modelos del
sistema de perforación en general.13 El software
IDEAS tiene en cuenta un amplio rango de variables en sus paquetes de diseño de barrenas y de
optimización del BHA:
•tipos de rocas y características de la formación;
•interacción entre la superficie de corte de la
barrena y la formación;
•contacto entre la sarta de perforación y el pozo;
•diseño detallado del conjunto de fondo de pozo;
•programa de entubación;
•trayectoria del pozo;
•parámetros de perforación.
> Contornos de esfuerzos en la junta de la
herramienta. Las conexiones de la junta de la
herramienta de la sarta perforación están sujetas
a diversas cargas que afectan la vida útil por
fatiga de una herramienta. En particular, las
juntas de herramientas están sujetas a un torque
cuando se ensamblan en el piso del equipo de
perforación, cuando la conexión macho se
enrosca en la conexión hembra (cuadro interior).
Esto es seguido después por momentos de
flexión cuando se perfora la sección curva. Se
puede utilizar el análisis de elementos finitos
para predecir los esfuerzos a lo largo de una
conexión roscada teniendo en cuenta el torque y
los momentos de flexión esperados en cada
trabajo. Este gráfico indica mayores esfuerzos
von Mises en la conexión macho que en la hembra
cuando la conexión roscada se arma y está sujeta
a un momento de flexión. Esta información es útil
en la predicción de la vida útil por fatiga de la
conexión.
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