Fluidos de perforación Nombre | Nombre del curso | fecha
INTRODUCCIÓN
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INTRODUCCIÓN
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FLUIDOS DE PERFORACIÓN Durante la perforación de un pozo, es importante mantener la calidad del fluido dentro de los valores deseados y preestablecidos para evitar los problemas de inestabilidad del hoyo. Sin embargo, se debe recordar que es muy necesario que las propiedades de un fluido no son valores fijos, ya que pueden ser ajustados durante el proceso de la perforación. En otras palabras es responsabilidad del especialista de fluidos de perforación tomar muestras del lodo de perforación a la entrada y salida del pozo para comparar los valores y procede r a realizarle estudios para conocer si el fluido de perforación sigue siendo eficiente conforme avanza la operación. El fluido de perforación o lodo como comúnmente se le conoce, p uede ser cualquier sustancia o mezcla de sustancias con características físicas y químicas apropiadas, como por ejemplo: aireados, gas, agua, aceite, petróleo y combinaciones agua y aceite con determinado porcentaje de aditivos que necesite. En este manual se explicara detalladamente las funciones a cumplir y las propiedades a mantener por el fluido de perforación, para alcanzar el objetivo específico para el cual fue creado, además ad emás de dar soluciones posteriores. Algo que se debe tener en cuenta es que los fluidos de perforación no deben ser tóxicos, corrosivos, ni inflamables, pero debe ser inmune al desarrollo de bacterias, sales solubles o minerales y debe ser estable a altas temperaturas. Debe mantener sus propiedades según las exigencias de la operación en la cual se utilice el fluido.
Funciones de fluidos de perforación Los fluidos de perforación deben cumplir con funciones específicas que faciliten el avance de la perforación, minimizando problemas de estabilidad del hoyo y problemas operacionales ocurridos durante la misma. Es responsabilidad del encargado de fluidos de perforación realizar ensayos físicos y químicos de acuerdo con las normas API para proceder a los ajustes necesarios que faciliten la consecución de los ob jetivos propuestos en el plan de operación. El propósito fundamental de los fluidos de perforación es ayudar a hacer más eficiente, rápida y segura la perforación de un pozo tomando en cuenta que cada fluido cumple las distintas funciones específicas.
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Capacidad de transporte La densidad, viscosidad y el punto de cedente son las propiedades del fluido que junto a la velocidad de circulación o velocidad anular, hacen posible la remoción y el transporte del ripio (Recortes de perforación.) desde el fondo de l hoyo hasta la superficie.
Enfriar y lubricar la barrena El fluido de perforación facilita el enfriamiento de la mecha (Barrena de perforación.) al expulsar durante la circulación el calor generado por la fricción mecánica entre a mecha y la formación. El fluido actúa como lubricante y esta característica puede incrementarse con aceite o cualquier producto químico elaborado para cumplir tal finalidad.
Formar revoque Para minimizar los problemas de derrumbe y atascamiento de tubería en formaciones permeables, es necesario cubrir la pared del hoyo con un revoque liso, delgado, flexible, de baja permeabilidad y altamente compresible. El revoque se logra incrementando la concentración y dispersión de los sólidos arcillosos.
Controlar la presión de la formación El fluido de perforación ejerce una presión hidrostática en el fondo del pozo debido a la densidad del lodo que es mayor que el obtenido de la formación, altura del pozo. Además debe controlar la presión de la formación esta debe tener ciertos valores que no superen el punto de ruptura pero tampoco que sea menos al de la formación para evitar que haya un influjo hacia el pozo. La presión hidrostática no depende de la geometría del hoyo.
Capacidad de suspensión La resistencia o fuerza de gel es la propiedad reológica del fluido que permite mantener en suspensión las partículas sólidas cuando se detiene la circulación. Esta propiedad retarda la caída de los ripios, no lo evita solo las mantiene en suspensión parcialmente.
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Flotabilidad La sarta de perforación y la tubería de revestimiento pierden peso cuando se introducen en el pozo por el fluido de perforación, debido al factor de flotación, el cual depende de la densidad o peso del fluido. En consecuencia, para calcular el peso de la sarta en el fluido, se multiplica su peso en el aire por el factor de flotación.
Estabilidad Esta propiedad consiste en que la densidad del fluido sea mayor a la del fluido de la formación para así mantener estable el control primario de la formación.
Hidráulica Esta propiedad consiste en la transmisión de la fuerza de torque que se suministra desde superficie hasta el fondo del pozo, manteniendo estables las caídas de presiones lo que más se pueda.
Anticorrosivo Como su nombre lo indica esta propiedad permite prevenir la corrosión de la sarta de perforación.
Propiedades de los fluidos de perforación En este apartado veremos específicamente las propiedades químicas y físicas que contiene cada uno de los elementos que compone un fluido de perforación, dado que el objetivo de una operación de perforación es perforar, evaluar y terminar un pozo que producirá petróleo y/o gas en forma rentable. Los fluidos de perforación desempeñan numerosas funciones que contribuyen al logro de dicho objetivo, por ello es muy importante conocer po r qué cada uno de los fluidos de perforación contiene cada elemento o aditivo.
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TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN Un fluido de perforación es fundamentalmente un liquidó, se denomina también lodo de perforación. Se trata de una suspensión de sólidos, líquidos o gases en un líquido. El líquido en el cual todos los aditivos químicos están suspendidos se conoce como fase continua del líquido de control o lodo de perforación y las partículas sólidas o liquidas suspendidas dentro de otro constituye la fase descontinua. Cuando se conoce la constitución de la fase continua se obtiene el tipo de sistema de fluido conocido como base del lodo, por ejemplo la figura 1.1
Figura 1.1 Existen diferentes tipos de fluidos de perforación los cuales se emplean para perforar zonas o contactos litológicos que por su naturaleza, requieren condiciones operativas especiales, como son fluidos basados en mezclas de los diferentes tipos y otro fluidos especiales conocidos como neumáticos que dependerán del requerimiento específicamente, por lo cual los fluidos dependen de su composición y cada uno permite realizar ciertos objetivos específicos. Lo tipos de fluidos de perforación se dividen en base agua, base aceite, aireados y los especiales que son fluidos creados para cumplir ciertos objetivos y pueden ser compuestos por los anteriores junto con aditivos, emulsiones etc.
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Base aire-gas Tiene ventajas económicas usar aire comprimido, gas natural, gas inerte o mezclas de aire y agua en áreas de rocas duras o cuando hay perdidas de circulación.
Ventajas 1-La rata de perforación es más alta que con cualquier otro fluido de perforación. 2- Más pies por broca. 3- Hueco de diámetro más exacto y menos desviado. 4-Continuas pruebas de formación (excluyendo formaciones a alta presión) 5-Corazonamientos sin contaminación. 6-Mejores trabajos de cementación. 7-Mejores trabajos de completamiento. 8-Sin peligro de pérdidas de circulación. 9-Sin afectar los shales.
Desventajas 1-No hay propiedades estructurales que transporten los cortes de p erforación. 2-La mezcla puede ser explosiva con otros gases. (Posibilidad de explosiones en fondo e incendio) 3-Corrosión de la tubería. 4-Cortes muy finamente pulverizados y separados irregularmente del fluido. 5-Sin control de la presión. 6-Sin Torta de lodo. 7-Influjo de fluidos de formación (Creando anillos de lodo y ocasionando pegas) 8-No hay efecto de boyancia (incrementando el peso en el gancho) 9-No hay enfriamiento ni lubricación.
Lodos base agua Los lodos base agua consisten en una fase continua de agua en la cual están suspendidas arcillas y otros sólidos reactivos e inertes. Lo más común es agua dulce, ya que se consigue fácilmente y es barata. Es fácil controlar aunque esté con sólidos, y es el mejor líquido para evaluar formaciones. El agua salada se usa en perforación marina dad a su fácil accesibilidad.
Tipos de fluidos base agua 1-No-Dispersos 2-Dispersos 3-Cálcicos 4-Polímeros
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5-Bajos en Sólidos 6-Salinos
Lodos no dispersos Son lodos de poco peso y ligeramente tratados, son lodos usados al inicio. No tiene adición de adelgazantes. Usualmente empleados para perforar las secciones de tope del agujero y pozos poco profundos.
Lodos dispersos Es un lodo usado para profundidades en incremento y pesos de lodos mayores, su formulación requieren aditivos dispersantes para cancelar las fuerzas de atracción entre partículas que crean viscosidad en el lodo base agua.
Lodos cálcicos Este tipo de lodo es muy raramente usado ya que es un inhibidor de lutitas, es muy económico.
Lodos poliméricos Se utiliza este tipo de fluido de perforación para largas cadenas con alto peso molecular, este tipo de fluido puede encapsular ripios para prevenir una dispersión. Estos fluidos son intolerantes a la contaminación de calcio y no soportan temperaturas muy altas.
Lodos bajos de solidos Son aquellos lodos en los cuales la cantidad y tipos de sólidos son estrictamente controlados. Este tipo de fluidos son utilizados para formaciones bajas son utilizados para preparar el lodo y se usan para formaciones de shales firmes o de shales inestables que contengan muy poca esmectita o en arenas con potencialmente ricas en hidrocarburos que pueden sufrir daños a su permeabilidad con un contacto de agua dulce.
Lodos salinos Como su nombre los describe son fluidos con estructura de agua salada en donde otros aditivos proveen viscosidad y las propiedades qu e permitan controlar la perdida de fluidos.
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Lodos base aceite Los lodos en base aceite consisten en una fase continua de aceite en la cual están suspendidos arcilla y otros sólidos. En los lodos de emulsión inversa el agua está suspendida en una fase continua de aceite. Los lodos base aceite son usados en operaciones especiales de perforación, como perforando en temperaturas extremadamente altas, en formaciones muy sensibles al agua donde no se pueden usar lodos en base agua, y en la penetración de zonas productivas que podrían ser dañadas por lodos base agua.
Ventajas 1-Minimiza el daño a la formación. 2-Evita la hidratación de las arcillas. 3-Provee mejor lubricación. 4-Minimiza la corrosión de la tubería. 5-Estabilidad en altas temperaturas.
Desventajas 1-Susceptible a contaminación con agua, aireamiento y espumamiento. 2-Inflamable. 3-Significativamente más caro que los lodos en base agua. 4-Ensuciador y peligroso. 5-No amistoso ambientalmente en caso de derrame.
Tipos de base aceite 1-Base diésel 2-Emulsion inversa 3-Base 100% aceite 4-Sinteticos
Lodos base diésel Los fluidos con estructura diésel es mezclado con una salmuera emulsionada y aún son utilizados en algunas áreas del mundo a pesar del alto contenido de hidrocarburos aromáticos, deben ser manejados bajo normas de seguridad al igual con normas del cuidado del medio ambiente. El contenido aromático de los componentes contiene componentes cancerígenos del diésel con un aproximado del 30% por volumen.
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Lodos base emulsión inversa La emulsión directa o inversa se compone generalmente de dos fases, la continua y la dispersa, que puede ser aceite y agua, o agua y aceite, denominándose por ello directa o inversa; estas emulsiones dependiendo de los materiales que se le agreguen, pueden ser reversibles, es una emulsión directa en determinadas circunstancias, puede transformarse en inversa y viceversa, una emulsión inversa se pued e transformar en directa. En el caso de emulsiones inversas para fluidos de perforación, al entrar en contacto con las diferentes clases de arcillas y electrólitos que se encuentran en el subsuelo, hay que tener en cuenta que estos materiales cuentan en su mayor parte con cargas eléctricas que pueden desestabilizar la emulsión. Para evitar que pase esto, es conveniente agregar a la fase dispersa electrólitos en cantidad suficiente, de modo que las arcillas no tengan un intercambio electrostático ni iónico con la fase dispersa, ya que de suceder esto, la emulsión tendera a desestabilizarse. Esto es, mientras mayor sea la cantidad de electrólitos en estado iónico en la fase dispersa, mayor será su resistencia a contaminarse con los diferentes materiales encontrados en la perforación.
Base 100% aceite Este tipo de fluido contiene 100% aceite como su nombre lo dice y usualmente son considerados como fluidos perfectos para tomas de muestras de núcleo o usados como fluidos de perforación.
Lodos sintéticos Para la formulación de los lodos de perforación con base de aceite empleados en las condiciones de perforación más extremas de prospección y producción, se ha desarrollado los fluidos de base sintética, los mejores fluidos desde el punto de vista medioambiental para la perforación de alto rendimiento. Los aceites base aceite sintéticos cubren todo el espectro de ne cesidades de perforación tanto terrestres como en alta mar y se adelantan a las más estrictas especificaciones de seguridad. Una de las ventajas que aportan en cuanto a su reducido impacto medioambiental, los fluidos de perforación sintéticos han recibido la certificación de la Ecosolution para su mejor eficiencia en acuerdo con su menor impacto en la salud humana y el medio ambiente.
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PUNTOS DE CRITERIO PARA LA SELECCIÓN DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN Para la selección de un fluido se deben contemplar si se trata de un pozo exploratorio o de desarrollo a fin de poder seleccionar los datos correlativos que faciliten la obtención de parámetros óptimos en el fluido de control, de acuerdo a las profundidades de cada contacto litológico. De esta forma se determinan sus densidades y se selecciona el fluido a utilizar y los aditivos químicos para contingencias. Para ello existen diferentes puntos de criterio por los cuales la selección de un fluido de perforación, los siguientes criterios son la base del estudio por el cual se realiza la escogencia del fluido.
Tipo de pozo -Utilizar la información de los pozos de referencia en caso de estar disponible, para identificar cualquier problema experimentado con sistemas de lodos anteriores.
Consideraciones ambientales -La legislación local podría prohibir ciertos tipos de lodos o, en el caso de lodos base aceite, podría requerir el uso de contención de recortes.
Requerimientos de control de pozos -El sistema de lodo debe tener la capacidad de ser densificado hasta el máximo requerido para controlar la presión de formación.
Estabilidad del agujero -Inestabilidad química debido a lutitas reactivas que requieren un sistema de lodo inhibido o formaciones solubles en agua como la sal y la anhidrita. -Inestabilidad mecánica por esfuerzo inducido que requiere control con peso del lodo.
Condiciones de temperatura y estabilidad química del lodo -El sistema debe ser químicamente estable a la temperatura de fondo máxima esperada.
Desempeño de perforación -El sistema debe proveer una reología máxima para optimizar la velocidad de perforación. -El sistema deberá reducir el daño de formación al perforar las secciones del yacimiento.
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Costo -Necesita ser balanceado con los beneficios esperados y el desempeño.
Disponibilidad de productos -En áreas remotas la selección podría ser limitada.
ADITIVOS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
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CONTAMINACIÓN DE LOS LODOS Un contaminante es cualquier tipo de material (sólido, líquido o gas) que tiene un efecto perjudicial sobre las características físicas o químicas de un fluido de perforación. Lo que en un tipo de fluido de perforación constituye un contaminante, en otro no será necesariamente un contaminante. Los sólidos reactivos de baja densidad son contaminantes comunes en todos los fluidos de perforación. Estos sólidos se componen de sólidos perforados que se han incorporado dentro del sistema o que resultan del tratamiento excesivo con arcillas comerciales. Desde el punto de vista económico, los sólidos perforados y los problemas relacionados con su control tienen un mayor impacto sobre el costo del lodo que los otros tipos de contaminación. Los contaminantes alteran los fluidos de perforación como los cambios de las propiedades físicas del lodo, tales como el aumento de la reología y del filtrado debido a la floculación, son similares con cualquier contaminante químico que esté presente, dichos cambios de las propiedades físicas sólo indican que existe algún contaminante. Será necesario realizar un análisis de los cambios de las propiedades químicas para identificar al contaminante.
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Contaminantes de los lodos de perforación Sales: Cuando perforamos una formación salina con lodo base agua, rápidamente se disuelve suficiente sal de la formación hasta llegar a la saturación total. La sal soluble entra a formar parte de la fase agua del lodo resultando en un espesamiento del fluido de perforación e incrementando la pérdida de filtrado. Esto produce un efecto indeseable, por la floculación de las arcillas y por la interacción entre la sal disuelta y las arcillas en el fluido de perforación. El tratamiento para esta contaminación depende de la cantidad de sal que se esté perforando. La operación de perforación puede ser interrumpida al encontrar una formación salina, esto solamente será necesario para tratar el espesamiento del lodo causado por la sal, floculando las arcillas en el sistema de agua. Si la operación de perforación se continua, puede ser necesario convertir a un sistema saturado de sal.
Cloruro de sodio: Es encontrado en domos salinos, formaciones salinas, flujos de agua salada. La sal es soluble en agua, cerca de 310 kg/m3 (109 lpb) son necesarios para saturar agua a 20 °C (68 °F). En un sistema de agua, la sal causa un incremento de la viscosidad Funnel, Vp, Yp, esfuerzo de geles y pérdida de filtrado. El ión cloro del filtrado podría incrementarse y el pH puede disminuir junto con el valor de Pf.
Otras evaporitas que causan contaminación: Cloruro de Magnesio (MgCl2), cloruro de calcio (CaCl2) y sulfato de magnesio son usualmente encontrados en varias concentraciones en aguas de formación, aguas de mar y rocas saladas. La contaminación de un fluido de perforación con agua de formación puede resultar no solo en contaminación con cloruros, sino también calcio y magnesio. La contaminación con magnesio causa los mismos efectos que el calcio y puede ser tratado por el mismo método. De otro lado, el magnesio puede ser precipitado de la solución como hidróxido de magnesio con un pH cerca de 10.
Formaciones de sulfato de calcio: El sulfato de calcio se encuentra naturalmente como anhidrita (CaSO4). Este se establece en pequeñas secciones, en hileras, atrapado en el sedimento como una formación salina y algunas veces como la capa de roca de un domo salino. El sulfato de calcio es particularmente soluble en agua y el ión Ca+2 podría de esta manera causar floculación y agregación del agua del lodo, resultando inicialmente un aumento de la viscosidad Funnel, Vp, Yp, esfuerzo de
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geles y pérdida de filtrado. La remoción del ión calcio del agua se realiza mediante la adición de carbonato de sodio.
Gases: Dióxido de carbono (CO2) y sulfuro de hidrógeno (H2S) están frecuentemente constituyendo el gas natural. Ambos forman una solución ácida en el agua, la cual causa floculación en las arcillas. Formaciones que contengan H2S y CO2 pueden ser perforadas fácilmente con fluidos base agua siempre que la presión de formación sea contenida por una presión hidrostática mayor que la presión de poro. Tratando afuera los gases ácidos y deteniendo su afluencia dentro del pozo puede ser igualmente importante. Aún fluidos de alta densidad contaminados con CO2 pueden ser controlados satisfactoriamente proporcionando fluidos que contengan bajas concentraciones de bentonita y sólidos de perforación reactivos.
Problemas causados 1-Aumenta la corrosión. 2-Aumenta la viscosidad. 3-Reduce la densidad. 4-Cambia el PH. 5-Cambia la alcalinidad del carbonato/bicarbonato.
Solidos Quizás el peor contaminante de un fluido son los sólidos producidos durante la perforación de un pozo. Estos sólidos afectan las propiedades reológicas y la velocidad de penetración, además contribuye al desgaste de las tuberías y equipos de perforación, y además causan daño a las formaciones productivas afectando el costo del pozo. La concentración de sólidos perforados se puede reducir por dilatación, floculación selectiva o por medio de equipos de remoción mecánica. La contaminación con sólidos no tiene efecto sobre las propiedades químicas del lodo, pero sin embargo, proporciona signos iniciales como cambio de la densidad del lodo, viscosidad plástica, resistencia del gel, punto cedente, aumento del MBT.
ROP más lentas y problemas de perforación que generan: 1-Incremento en costos diarios. 2-Dilución aumentada y recargos por tratamiento del lodo . 3-Costos más altos de transporte, almacenamiento y desecho. 4-Exposición mayor de hueco abierto - mayor probabilidad de problemas con lutitas que se inestabilidad con el tiempo. 5-Más corrida de broca. 6-Retraso para comenzar la producción. 7-Producción reducida.
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Control de solidos La remoción de sólidos es uno de los más importantes aspectos del control del sistema de lodo, ya que tiene un impacto directo sobre la eficacia de la perforación. El dinero invertido en el control de sólidos y la solución de problemas relacionados con los sólidos perforados representa una porción importante de los costos globales de perforación. El control de sólidos es un problema constante de cada día, en cada pozo.
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El control de sólidos se logra usando uno o varios de los métodos básicos de separación de sólidos: 1-Zaranda. 2- Trampa de arena 3-Desarcillador. 4-Hidrociclones. 5-Bombas Centrífugas.
Zaranda La zaranda fue el primer elemento usado para la separación de los sólidos del lodo y aun se sigue utilizando para aquellos de mayor tamaño. Es el primer paso que debe cumplir el lodo cuando sale del pozo. Básicamente consiste en un tamiz al que se imprime un movimiento vibratorio de modo que el líquido filtre hacia abajo y los sólidos retenidos sobre el tamiz sean desplazados hasta arrojarlos al depósito de desechos. Se observara en la figura 1.2
Figura 1.2
Trampa de arena La trampa de arena es básicamente un compartimiento de asentamiento que está localizado directamente debajo de las zarandas. La trampa de arena recibe el lodo y lo entrega al siguiente tanque por rebose. La trampa de arena actúa como un aparato de asentamiento para remover los sólidos grandes que puedan ocasionar taponamiento en los hidrociclones. Estos grandes solidos llegan a la trampa cuando ha y mallas rotas o se han by-pass en las zarandas.
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Desarcillador: Dispositivos empleados para la separación de granos de arena y partículas de arcilla del fluido de perforación durante el proceso de limpieza del mismo. El fluido es bombeado tangencialmente por el interior de uno o varios ciclones, conos, dentro de los cuales la rotación del fluido provee una fuerza centrífuga suficiente para separar las partículas densas por efectos de su peso. Se observa en la figura 1.3
Figura 1.3
Hidrociclones: Los hidrociclones se utilizan para separar los sólidos más pequeños que los retenidos por la zaranda vibratoria y utilizan la acción de la fuerza centrífuga. El lodo es introducido a presión y tangencialmente en un cono, de tal forma de crear un movimiento rotacional; esto permite que las partículas sólidas sean desplazadas hacia la pared interior del cono, donde se irán moviendo hacia su parte inferior para finalmente ser expulsadas al exterior. El líquido mientras tanto es impulsado hacia arriba por dond e descarga pequeña parte de líquido siempre abandona el cono por la parte inferior junto con los sólidos, pero debe tratarse que sea la menor cantidad posible. El orificio de descarga inferior es cambiable, lo que permite regular en cierta medida la cantidad de sólidos eliminados. Se aprecia en la figura 1.4
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Figura 1.4
Bombas centrifugas: La centrifuga decantadora de sólidos consiste en una carcasa exterior que rota a gran velocidad, allí se introduce el lodo a través de aberturas de alimentación por fuerza centrífuga los sólidos son desplazados hacia la pared interior de la carcasa y llevados al extremo de menor diámetro donde descargan por los orificios allí ubicados, en tanto que el líquido y las partículas más finas decantan por los orificios localizados en el extremo de mayor diámetro. Estos orificios son calibrados y variando su diámetro es posible regular el caudal de alimentación y consecuentemente el tiempo de permanencia del lodo dentro de la centrifuga y por lo tanto el volumen de sólidos decantados. Las centrifugas pueden usarse tanto en el caso de lodos livianos, para recuperar el líquido, eliminando los sólidos incorporados al perforar, como en los lodos pesados para recuperar los sólidos valiosos como la baritina. Cuando se usa para eliminar los sólidos indeseables provenientes del terreno debe tenerse presente que también se eliminaran los sólidos agregados si son de tamaño similar. Se observa en la figura 1.5
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Figura 1.5
CLASIFICACIÓN DE LOS SOLIDOS PERFORADOS La clasificación se define como la separación de partículas minerales en dos o más fracciones granulométricas en función de la velocidad de asentamiento dentro de un fluido.
PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN Densidad El peso del l0odo de perforación es la densidad del fluido por unidad de volumen. Es una de las más importantes propiedades del fluido de perforación, porque controla la presión de formación y además ayuda a la estabilidad del hoyo del pozo. Esta propiedad es medida y reportada en libras por galón (lpg), libras por pie cubico (lb/ft3) o gramos por mililitro (gr/ml). El Peso del lodo es normalmente medido con una balanza convencional, sin embargo, si se tiene cierta cantidad de aire dentro de la fase fluida, la balanza convencional dará una lectura imprecisa. Por lo tanto, el método más exacto para medir la densidad del lodo es usando una balanza de lodo presurizada.
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Incremento de la densidad: La densidad del lodo de perforación aumenta normalmente con la adición de más agente densificante.
Disminución de la densidad: La reducción de la densidad del lodo se puede lograr por dilución o por remoción mecánica del agente densificante o de los sólidos contaminantes. Los agentes densificantes más comunes son los de la figura 1.6
Figura 1.6
Viscosidad de embudo o viscosidad de Marsh Se cuantifica tomando el tiempo en segundos en el que el fluido pasa a través de un Embudo Marsh. Este es un equipo fácil de usar, y permite chequear rápidamente la viscosidad del lodo. El embudo tiene sus propias características y esta dimensionado para que permita el flujo de un cuarto de galón de agua fresca (946 cc) a una temperatura de 70 °F o 21°C en 26 segundos. Para todos los lodos de perforación, especialmente los de base aceite, la temperatura tiene un efecto en la viscosidad del fluido base. Este será menos espero a medida que incrementa la temperatura. Ello quiere decir que la viscosidad de embudo bajará. . La viscosidad de embudo se mide a solo una sola tasa de corte, pero la temperatura no es constante con el tiempo. Por esa razón la viscosidad de embudo no representa la viscosidad real del lodo. En el taladro, esta medida es útil ciertamente porque es un rápido y fácil test que permite observar las tendencias del lodo. Con el fin de usar la viscosidad de embudo de manera efectiva, el personal de fluidos debe reportar esta medida con frecuencia.
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Observando la tendencia de la viscosidad de embudo, se puede saber si está ocurriendo algo en el lodo. Recuerda que un único punto de la viscosidad de embudo no puede decirnos nadada acerca de las condiciones del fluido de perforación. Se observa en la figura 1.7 el embudo de Marsh.
Figura 1.7
Viscosidad plástica La Viscosidad Plástica (PV) es la resistencia a fluir de un fluido. De acuerdo al modelo Plástico de Bingham, la PV es la pendiente del esfuerzo de corte y la tasa de corte. Por lo general, el viscosímetro se usa para medir ratas de corte a 600, 300, 200, 100, 6 y 3 revoluciones por minuto (rpm). Se observa un viscosímetro en la figura 1.8. Cualquier incremento en el contenido de los sólidos, como barita, ripios, material anti perdida, etc., resultará en una alta viscosidad plástica. Con el fin de reducir la PV, el contenido de sólidos ha de ser removido, lo cual se puede lograr con equipos de control de sólidos y/o diluyendo el lodo con fluido base. La temperatura del fluido incrementara mientras se profundiza la perforación, por lo tanto la viscosidad plástica del lodo de perforación bajará debido a la reducción de la viscosidad del fluido base.
Figura 1.8
Normalmente, un alto peso de lodo llevará a una alta viscosidad plástica. Por lo tanto, si hay una tenden cia de incremento de la viscosidad plastica con un constante peso del lodo, ello significa que existe un incremento en el contenido de los sólidos en el sistema de lodos.
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Más aún, si se usa fluido base aceite, hay que tener cuidado que el a gua en ese tipo de lodos, actuando como si fuera un sólido, haciendo incrementar drásticamente la viscosidad plástica. Es muy crítico asegurarse que las cantidades de agua en el fluido base aceite estén dentro de los límites de diseño. Los distintos impactos que puede tener la viscosidad plástica en las operaciones de perforación son:
Densidad equivalente de circulación (ECD) Mientras mayor sea la PV, mayor el ECD será.
Presión de surgencia y suabeo La PV tiene aquí el mismo efecto que tiene con el ECD. Si incrementa, tambien incrementará las presiones de surgencia y suabeo.
Pega diferencial Se incrementan los riesgos de pega diferencial, sobre todo en lodos base agua, cuando la viscosidad plástica aumente, y ello se debe al incremento en el contenido de los sólidos.
Tasa de Penetración (ROP) La ROP estará directamente afectada por la viscosidad plástica. Un lodo viscoso tendrá mucho mayor efecto de contención que un lodo más disperso. Por lo tanto ello causa una reducción en la ROP.
Punto de cendencia El punto de cedencia (YP) es la resistencia interna al flujo causada más por fuerzas electroquímicas que por fricción mecánica. Estas fuerzas son el resultado de la atracción entre las cargas negativas y positivas localizadas en la superficie de las partículas. De esta forma, el punto de cedencia es una medida de estas fuerzas de atracción bajo condiciones de flujo. En fluidos de perforación no densificados el YP se mantiene al nivel requerido para una limpieza adecuada de pozo.
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Fuerza de gel La tixotropía es la propiedad demostrada por algunos fluidos que forman una estructura de gel cuando están estáticos, regresando luego al estado de fluido cuando s e aplica un esfuerzo de corte. La mayoría de los fluidos de perforación base agua demuestran esta propiedad, debido a la presencia de partículas cargadas eléctricamente o polímeros especiales que se enlazan entre sí para formar una matriz rígida. Las indicaciones de esfuerzo de gel tomadas con el viscosímetro FANN (VG) a intervalos de 10 segundos y 10 minutos, y a intervalos de 30 minutos para las situaciones críticas, proporcionan una medida del grado de tixotropía presente en el fluido. La resistencia del gel formado depende de la cantidad y del tipo de sólidos en suspensión, del tiempo, de la temperatura y del tratamiento químico. Es decir que cualquier cosa que fomenta o impide el enlace de las partículas, aumentará o reducirá la tendencia a gelificación de un fluido. La magnitud de la gelificación, así como el tipo de esfuerzo de gel, es importante en la suspensión de los recortes y del material densificante. No se debe permitir que la gelificación alcance un nivel más alto del necesario para cumplir estas funciones. Los esfuerzos de gel excesivos pueden causar complicaciones, tales como las siguientes: 1. Entrampamiento del aire o gas en el fluido. 2. Presiones excesivas cuando se interrumpe la circulación después de un viaje. 3. Reducción de la eficacia del equipo de remoción de sólidos. 4. Pistoneo excesivo al sacar la tubería del pozo. 5. Aumento brusco excesivo de la presión durante la introducción de la tubería en el pozo. 6. Incapacidad para bajar las herramientas de registro hasta el fondo.
Filtración El filtrado indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través del revoque hacia las formaciones permeables, cuando el fluido es sometido a una presión diferencial. Esta característica es afectada por los siguientes factores: 1- Presión 2-Dispersión 3-Temperatura 4-Tiempo Se mide en condiciones estáticas, a baja temperatura y presión para los fluidos base agua y a alta presión (HP) y alta temperatura (HT) para los fluidos base aceite. Su control depende del tipo de formación. En formaciones permeables no productoras se controla desarrollando un revoque de calidad, lo cual es posible, si se tiene alta concentración y dispersión de sólidos arcillosos que son los verdaderos aditivos de control de filtración. Por ello, es práctica efectiva.
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Enjarre La naturaleza del enjarre es importante. El enjarre id eal es delgado (no disminuye el diáme tro del agujero y reduce la probabilidad de tener atrapamiento diferencial de la sarta) e impermeable (previene que el filtrado del lodo se fugue hacia la formación). Generalmente medido en 1/32avos de pulgada o en milímetros. Un enjarre de buena calidad, debería estar en el orden de 2/32avos de pulgada de espesor.
Pérdida de fluido Este parámetro provee una indicación de la invasión de filtrado del lodo hacia la formación. Para las lutitas reactivas perforadas con un WBM el valor del filtrado obtenido podría ser una indicación de estabilidad del pozo. Cuando se perfora el yacimiento el filtrado podría proveer una indicación de la escala de la invasión de filtrado y por lo tanto del daño potencial a la formación. La Pérdida de fluido es generalmente reportado como el volumen filtrado de la prueba durante 30 minutos, expresado en mililitros. Los valores de filtrado menores a 2 ml para lodos base agua utilizando la prueba de API estándar y su equivalente con un OBM utilizando una prueba PTT son indicativos de propiedades de buena calidad y lodos de baja filtración. Nota: La prueba estándar API de filtración es la prueba primaria de filtración para los lodos base agua. Dicha prueba nunca es conducida en lodos base aceite. Para ellos se conduce siempre la prueba de filtración de alta presión y alta temperatura HT-HP. Ambas pruebas determinan el volumen de filtrado y describen el carácter del enjarre. Una prueba API conducida a temperatura ambiente y 100 psi de diferencial en un OBM no producirá filtrado debido a la fuerza de emulsión en el fluido. Para la mayoría de las aplicaciones se requiere de una pérdida de fluido controlada sugiriendo invasión controlada del filtrado de lodo hacia la roca en las cercanías del agujero. Un enjarre delgado y flexible es deseable ya que ambas condiciones reducen el riesgo de sufrir un atrapamiento diferencial e indican pérdida controlada de filtrado. En la figura 1.9 se observa un ejemplo.
Figura 1.9
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Solidos Los sólidos son cuerpos que, debido a la gran cohesión de sus moléculas, mantienen su forma y volumen constantes. Toda partícula contenida en los fluidos de perforación. Forma de controlarlo conociendo su naturaleza físico química. Los lodos son, básicamente dispersión de arcilla en agua o aceite con varios aditivos para proveer las propiedades deseadas, los sólidos que contienen consisten, en arcillas, aditivos d ensificante y sólidos. Las partículas que constituyen un sólido están unidas entre sí por fuerzas muy intensas, de manera que resulta muy difícil separarlas, por ello los sólidos tienen una forma bien definida.
Clasificación de baja gravedad especifica: 1-Solido activo. 2- 2,3-2,6 de gravedad especifica. 3-Alta actividad o cendencia. 4-Efecto debido a las contracciones químicas y su presencia física. 5-Considerados indeseables excepto por debajo de los niveles preestablecidos. 6-Tienen un efecto debido a su presencia física.
Solidos de alta gravedad específica: Solidos inertes de 4,2-5,2 de gravedad especifica.
Fase Solida: Esta fase está formada por sólidos no reactivos y reactivos que pueden ser deseables e indeseables.
Sólidos no Reactivos Deseables: Estos sólidos pueden ser de alta y baja gravedad específica y son agregados al fluido para dar peso. El sulfato de bario (Barita), óxido de hierro (Hematita) y el sulfuro de plomo (Galena), son de alta gravedad y el Carbonato de Calcio (CaCO3) de baja gravedad.
Sólidos no Reactivos Indeseables: Estos sólidos se incorporan al fluido durante la perforación y son los que realmente causan serios problemas a la operación. Deben ser removidos tan pronto y eficientemente como sea posible. La arena, la caliza, el sílice, la dolomita son ejemplos típicos de estos sólidos. La arena es extremadamente abrasiva y si es recirculada a través del sistema de lodo, causara daños a los pistones y cilindros de las bombas. Por esta razón, es de suma importancia tratar de mantenerla en el porcentaje mínimo posible.
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Sólidos Reactivos: Son sólidos arcillosos que poseen cargas eléctricas. Se pu eden agregar o ser incorporados de la formación. Entre los agregados están los comerciales (Bentonita) y entre los incorporados las arcillas de formación tipo Gumbo. Los sólidos arcillosos son coloides que pueden ser removidos del fluidos mediante la utilización de una centrifuga de alta revoluciones.
Propiedades químicas Una propiedad química es cualquier propiedad de un material que se hace evidente durante una reacción química; es decir, cualquier cualidad que puede ser establecida solamente al cambiar la identidad química de una sustancia. En otras palabras, las propiedades químicas no pueden ser determinadas simplemente por ver o tocar la sustancia, la estructura interna debe ser afectada para que sus propiedades químicas sean investigadas. Las propiedades de un fluido son las que definen el comportamiento y características del mismo tanto en reposo como en movimiento.
Entre las propiedades de los fluidos tenemos: Alcalinidad de una solución: Se puede definir como la concentración de iones solubles en agua que pueden neutralizar ácidos.
Alcalinidad del Filtrado: Pf: Es la alcalinidad del filtrado determinada con la fenolftaleína. Se define como los cc sulfúrico N/50 que se requieren, por cc de filtrado, para llevar el pH del lodo a 8.3 Mf: Es la alcalinidad del filtrado determinada con el anaranjado de metilo. Se define como los cc de ácido sulfúrico de N/50 que se requieren, por cc de filtrado, para llevar el pH del lodo a 4.3 Pm: Es la alcalinidad del lodo determinada con la fenolftaleína. Permite medir la concentración de OH, en el Fluido, también el exceso de Cal libre en el Fluido. Con los valores de la alcalinidad del filtrado (Pf) y del lodo (Pm), se puede determinar el exceso de cal que contiene un fluido.
Contenido de cal: El exceso de cal en los sistemas calados es función de la alcalinidad del filtrado, de la alcalinidad del lodo y de la fracción de agua obtenida en la retorta.
Exceso de cal, lb/bbl = o.26 (Pm-Fw Pf)
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Cloruros: Es la cantidad de iones de cloro presentes en el filtrado del lodo. Una alta concentración de cloruros causa efectos adversos en un fluido base de agua. Los cloruros afectan la reología de los fluidos base agua y causan comúnmente problemas de floculación. En algunos casos ocurren problemas de arremetida por influjo de agua salada
Calcio: El calcio soluble es extremadamente contaminante, particularmente para los fluidos que contienen arcillas. Este puede proceder del agua dura, del cemento o de la formación y se determina en el filtrado como ion solo o formando parte de la dureza total del agua.
M.T.B (Methylene Blue Test): Es una medida de la concentración total de sólidos arcillosos que contiene el fluido.
Equipos de medición Kit de arena: Se utiliza para determinar el porcentaje en volumen de arena en los fluidos de perforación. El kit de arena está constituido por un recipiente de 2.5” de diámetro con malla de bronce de 200 mesh; un embudo y una probeta graduada de 0 a 20 %, para leer directamente el porcentaje en volumen de arena. Se observa en la figura 1.10 un ejemplo del equipo.
Recomendaciones: 1-Mantener limpio y seco cada componente del kit. 2-Verificar antes de realizar la prueba que el tamiz no este obstruido.
Figura 1.10
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Estabilidad eléctrica La estabilidad eléctrica (ES) de un fluido de perforación base oleosa es una propiedad relacionada a la estabilidad de la emulsión y su capacidad oleo-humectante. La estabilidad eléctrica se determina aplicando una señal eléctrica sinusoidal de voltaje progresivo, a través de un par de electrodos de placas paralelas y planas, separadas por un espacio de 0.061 plg (1.59 mm), que están sumergidos en el fluido. La corriente resultante permanecerá baja hasta que se alcance el umbral de voltaje, a partir del cual la corriente se elevara rápidamente. Este umbral de voltaje se refiere a la estabilidad eléctrica del fluido (ES) y se define como el voltaje medido cuando la corriente alcanza 61 A. La onda sinusoidal especificada por el voltaje progresivo resulta en una energización más eficiente del fluido, y genera valores considerablemente menores de ES (frecuentemente menores a la mitad), en relación a las ondas en pico de los 131-50 medidor de estabilidad eléctrica (ES) instrumentos antiguos manufacturados por OFITE y otros. La simetría de la señal sinusoidal también inhibe el pegamiento de sólidos sobre las fases de los electrodos y mejora la reproductibilidad de los resultados. Para mejoras posteriores en la reproductibilidad, las especificaciones del instrumento incluyen una progresión de voltaje automática a una tasa fija de incremento. La composición química y la historia tensional d el fluido de perforación controla la magnitud absoluta de la ES en una forma compleja. Por esta razón, no es recomendable la interpretación del estado oleo-humectante de un lodo, a partir de una simple medida de su ES. Sólo las tendencias en ES deberían ser usadas para tomar decisiones sobre el tratamiento de los lodos.
Medidor de la estabilidad eléctrica: El Medidor OFITE de Estabilidad Eléctrica (ES) es un instrumento de onda sinusoidal fabricado de acuerdo a la “Recommended Practice Standard Procedure for Field Testing Oil -Based Drilling Fluids”, 13B-2 del American Petroleum Institute (API). Este aparato es preciso, compacto y portátil y se usa rutinariamente en el campo y en el laboratorio para medir la resistencia eléctrica relativa de los fluidos de perforación que tienen una fase oleosa continua. El instrumento posee un medidor y una sonda y se opera con cuatro baterías alcalinas de 9 volt, las cuales son fáciles de conseguir. Se incluye un sistema standard de calibración de alta y baja con cada unidad, para asegurar su exactitud. El voltaje dieléctrico de ruptura es el punto en el cual el fluido de perforación se torna eléctricamente conductivo. La fuente de poder DC (corriente continua) de las baterías provee a los electrodos un voltaje de corriente alterna de baja frecuencia.
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La unidad provee una tasa constante e incremental de voltaje hasta que la emulsión se torna eléctricamente conductiva. La corriente de 61 micro amps (61 A) que fluye a través de los electrodos hará que el display pare y la lectura se mantenga constante mientras se tenga presionado el interruptor. La lectura se denomina estabilidad eléctrica, estabilidad de emulsión o valor ES del fluido. El valor de la estabilidad eléctrica disminuirá con el aumento de la temperatura del ensayo. La temperatura de ensayo recomendada por API es de 120°F + 5° (49°C + 3°). La temperatura debería siempre monitorearse cuidadosamente y registrarse.
PH Generalmente, los lodos de perforación son alcalinos (pH>8) durante su uso. Este pH decrecerá durante el envejecimiento natural en el medio ambiente debido a la absorción de dióxido de carbono atmosférico. El rango de pH, de acuerdo a los criterios de las descargas de aguas permitidas, estará en el orden de 6-9. Valores inferiores a 6 (francamente ácidos) y valores superiores a 8 (francamente básicos) serán nocivos para la fauna y flora del lugar de disposición del residuo, como así también para las propiedades fisicoquímicas del suelo. En la figura 2.1 se observara el equipo de medición PH.
Figura 2.1
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Análisis de tendencia Este análisis es realizado mediante un estudio de las propiedades creando un valor estándar que se utiliza de punto de inicio para conocer si algo varia, en otras palabras el objetivo del análisis de tendencia para las propiedades es permitir una detección temprana de variación de alguna propiedad, ya que se debe tomar en cuenta que el cambio de una propiedad puede resultar en problemas.
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Análisis de tendencia para lodos base aceite
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Daños a la formación Daño es la reducción de permeabilidad y la obstrucción al flujo de fluidos en la región adyacente al pozo dentro de la formación. El daño a la formación puede ser causado por procesos simples o complejos, presentándose en cualquiera de las etapas de la vida de un pozo. El proceso de perforación constituye el primero y más importante origen del daño a la formación, el cual puede agravarse en las etapas siguientes de cementación, completamiento, etc. Cuando se perfora a través de la zona productora, la calidad del fluido de perforación y la presión diferencial ejercida contra la formación son críticas. El daño y su efecto en la productividad del pozo resultan de la interacción del filtrado del lodo con los fluidos y minerales que contiene la roca y de la invasión de sólidos tanto del lodo como de los recortes de la broca. El lodo de perforación contiene arcillas, agentes densificantes y aditivos químicos que son potencialmente dañinos, la invasión de estos materiales depende de la efectividad de control de perdida de circulación y del tamaño de los poros de la roca, esta invasión puede variar de pocas pulgadas a varios pies.
Invasión de fluidos o del filtrado de fluido de perforación hacia la formación 1-Por el hinchamiento de las arcillas presentes en la formación. 2-Porque suspende algunas partículas de arcillas de la formación que migran hacia la formación sellando los espacios disponibles al flujo. 3-Por el cambio de mójabilidad que reduce el flujo del petróleo y/o gas en la formación hacia el pozo. 4-Por el arrastre de partículas sólidas del lodo hacia la formación sellando las vías de flujo de los fluidos hacia el pozo. 5-Por la probabilidad de crear emulsiones del fluido de perforación con el fluido de la formación que bloquea y sella la formación al flujo. 6-Por las pérdidas de fluido de perforación en la formación ya sea po r perdida de circulación o por fractura.
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Por la broca de perforación 1-Porque si perforan más rápido que lo que circula el lodo las partículas finas son forzadas a penetrar en la formación. 2-Por el efecto de rotura de la formación que hace que la formación no sea perforada limpiamente sino que es comprimida hacia los bordes del hueco.
En la cementación del pozo Al bajar la tubería de revestimiento se puede generar una presión diferencial tal que compact e la torta de lodo aumentando la posibilidad de pérdida de filtrado. La lechada de cemento también produce alta perdida de filtrado y los sólidos pueden penetrar a la formación. Los filtrados con altos pH son dañinos en formaciones arcillosas. Por la creación de un filtrado que causa los mismos efectos del lodo de perforación, además que, son favorecidas por el hecho que el filtrado tiene un PH > 12.5 y 105 fluidos de formación, algunos aceites, emulsionan a.PH > l0.5, si el filtrado invade la formación, puede ocurrir un cambio de mojabilidad, un bloqueo por emulsiones o promover la migración de partículas coloidales por las pérdidas de cemento hacia la formación, ya sea por perdidas parciales de circulación o por fractura.
Por el completamiento del pozo con técnicas inadecuadas 1-Por no limpiar el pozo y forzar estas partículas hacia la formación ya, sea por un exceso de sobre balance del fluido. 2-Por las inadecuadas propiedades del fluido de completamiento, ya sea, incompatible con fluido de formación, por no inhibirlas a la presencia de arcillas o la degradación prematura del fluido. 3-Por el cañoneo con presiones diferenciales altas a favor del-fluido de completamiento que crea una zona de compactación alrededor del perforado.
En la producción o en la inyección 1-Normalmente pueden originarse cambios en la estabilidad de los fluidos producidos o inyectados, propiciándose precipitaciones orgánicas e inorgánicas causando el taponamiento del espacio poroso. 2-Un exceso en la caída de presión que puede fomen tar la migración de material cementante de la roca y facilitar el taponamiento por derrumbe de la formación alrededor del revestimiento. 3-Un exceso en la caída de presión que puede generar la formación de asfáltenos y/o parafinas dentro de la formación.
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