Mecanismos
de
Producción
en
los
YNF
Principales Mecanismos de Producción en yacimiento naturalmente fracturados La transferencia de fluidos de la matriz a la fractura puede generarse mediante los siguientes mecanismos de producción: expansión (agotamiento), drenaje por gravedad (expansión de gas o capa de gas), imbibición capilar (matriz mojada por agua), difusión (interacción gas-gas o inyección de gas en petróleo subsaturado), entre otros. Durante estos procesos el petróleo en la roca matriz pasa a la red de fracturas y es transportado a los pozos productores. La transferencia de fluidos está relacionada con el movimiento del contacto gaspetróleo y agua-petróleo.
Expansión Cuando, debido a la producción, la presión en el sistema de fracturas disminuye, el petróleo fluye desde la matriz a la fractura para equilibrar la presión de ésta con la presión de los alrededores en la fractura. Este mecanismo de producción puede ser producto de la expansión de los fluidos en los poros de la roca y la compresión del volumen poroso (sobre el punto de saturación), o por expansión del gas liberado de solución por debajo del punto de burbujeo.
Imbibición Capilar
La imbibición capilar espontánea se produce cuando la fractura contiene una fase mojante y el petróleo en el interior de la matriz es la fase no mojante. Durante este fenómeno, el agua imbibe en la matriz, y el petróleo es expulsado de la matriz a la fractura. La tasa de líquido transferido depende de: la mojabilidad de la roca matriz, la permeabilidad de la matriz, y la intensidad de la fractura. Drenaje Gravitacional por gas Este proceso se produce cuando la fractura contiene una fase no mojante (gas, por ejemplo) y el fluido dentro de la matriz es la fase mojante. Este proceso está relacionado con diferentes fluidos en la matriz y la fractura con distintas densidades. El drenaje por gravedad depende de la altura del bloque matriz, del contraste de densidad entre la fase mojante y la no mojante y de la tensión interfacial entre la fase mojante y no mojante. Difusión La difusión es producto del intercambio de moléculas debido a diferencias en concentración. Puede ser un proceso eficiente cuando las composiciones de los fluidos son significativamente diferentes en las fracturas y en la matriz, de lo contrario, puede ser despreciado. Desplazamiento Viscoso
El desplazamiento viscoso de un fluido no es más que el movimiento de éste cuando se le aplica un diferencial de presión. En un sistema de doble porosidad existirá un gradiente de presión en la fractura que provocará el movimiento del fluido a través de ella hacia los pozos productores. En muchos casos este gradiente de presión es pequeño debido a la alta permeabilidad efectiva del sistema de fracturas. Por ello, es razonable ignorar el desplazamiento viscoso de fluidos desde la matriz debido al gradiente de pr esión de la fractura. Sin embargo, si el sistema de fracturas tiene una permeabilidad efectiva más moderada, el flujo desde y hacia la matriz (debido al gradiente de presión del sistema de fracturas), actuará como un mecanismo importante de producción. Los dos primeros mecanismos de flujo tratados antes, son los que predominan en la mayoría de los YNF, aunque en algunos casos el drenaje gravitacional puede ser un mecanismo importante de producción.
Los últimos dos mecanismos pueden ser despreciados, ya que su aporte no es significativo al compararlo con el que presentan los demás. Se debe recordar que en los yacimientos no fracturados, el principal mecanismo de producción es el desplazamiento viscoso. Características básicas del comportamiento de producción para yacimientos fracturados
Ausencia
de
la
Zona
de
Transición.
La zona de transición, características de los yacimientos matriciales con permeabilidades bajas, no se encuentra presente en los yacimientos naturalmente fracturados, en los casos donde la matriz s de muy baja permeabilidad o nula, de manera tal, que los efectos de la presión capilar no ocurren en la zona intergranular o porosa de la matriz, gracias a la ausencia de desplazamiento de fluidos a través de ella. Todo esto es debido a que en los espacios abiertos de las redes de fractura de presión capilar es casi nula por las dimensiones e este espacio poroso, el cual es distinto, como se ha dicho anteriormente, al original o primario y, en consecuencia, el equilibrio entre las fases: gas, agua, petróleo, queda definido únicamente por las fuerzas gravitacionales, es decir, forman una interfase horizontal y bien delimitada en sus contactos; sin zona de transición. Para el caso de yacimientos matriciales, este aspecto de la zona de transición es totalmente distinto a lo antes expuesto, ya que en presencia de presiones capilares significativas la distribución de saturaciones es completamente distinta sobre todo en los contactos entre las fases inmiscibles. Como consecuencia de esto, para los casos de yacimientos fracturados no es posible ubicar la posición de dichos
contactos
vía
registros
convencionales
usados
para
yacimientos
homogéneos, los cuales reproducen el comportamiento de las saturaciones de fluidos
en
la
matriz.
Por lo tanto, los contactos originales agua-petróleo y gas-petróleo solo pueden ser ubicados por medio del análisis de niveles de fluidos en los pozos de observación a
lo
largo
de
la
historia
de
producción
del
yacimiento.
Propiedades PVT Respecto a la Profundidad.
Normalmente las propiedades PVT de un yacimiento presentan una estricta relación entre la presión de burbujeo y la profundidad definiéndose de esta manera un gradiente de presiones el cual puede ser tanto positivo como negativo. Cuando se describe un yacimiento fracturado, si estas fracturas tienen una buena continuidad tanto horizontal como vertical, es posible que se presente un proceso de conveccion gravitacional. En el transcurso del tiempo geológico, este proceso de conveccion llega a promover la uniformidad de la composición de hidrocarburo a lo largo del yacimiento, manteniéndose constante tanto la presión de burbujeo como el resto de las propiedades PVT sin importar cual sea la profundidad a la que
se
esta
tomando.
Relación entre la caída de presión alrededor de los pozos productores y la tasa. En un yacimiento fracturado la caída de presión en las cercanías de los pozos productores es pequeña cuando se compara con el alto diferencial de presión en esas mínimas zonas en los casos que no existen las fracturas, debido a la baja permeabilidad
de
la
matriz.
Este
fenómeno
se
debe
a:
· el flujo de fluido hacia los pozos en un yacimiento fracturado ocurre solo a través de la red de fracturas debido a que los bloques de la matriz únicamente alimentan a
las
fracturas
con
fluido.
· La inmensa permeabilidad intrínseca de las fracturas comparada con la de la
matriz, que permite alcanzar altas tasas con caídas de presión mínimas.
Capa
de
Gas
en
la
Red
de
Fracturas.
A medida que fluye el hidrocarburo a través de las fracturas e presentan un gradiente de presión muy bajo, lo cual facilita la segregación del gas liberado hacia la parte superior de la red de fracturas, en las cuales se termina formando una capa de gas en su parte superior. De hecho, con la excepción de una zona de alrededor de 10 m en las vecindades del pozo, en la totalidad del área de drenaje, la diferencia de densidades promedio entre el petróleo y el gas podría ser sustancialmente
mayor
que
los
gradiente
de
presión
en
la
fracturas.
Por otra parte, el flujo de petróleo hacia el pozo a través de la matriz de baja permeabilidad, en ausencia de fracturas, requiere una gran caída de presión, la cual da origen a fuerzas viscosas mayores que las fuerzas gravitacionales. Por lo tanto el gas libre fluirá hacia el pozo, sin segregación hacia el tope o capa de gas.
Patrón de
Declinación
de
Presión.
En el tópico anterior se adelanto que por unidad de petróleo producida, la tasa de declinación de presión es realmente baja cuando se trata de un yacimiento fracturado saturado, en comparación con un yacimiento que no presenta fracturas; esta se presenta a continuación en la figura 1.3. Este comportamiento que presentan los yacimientos fracturados se apreciara en uno matricial solo si se reinyectan
grandes
cantidades
del
gas
producido
al
yacimiento.
Esta ventaja que presentan los yacimientos fracturados, frente a los matriciales, es consecuencia de los mecanismos de producción adicionales que se desarrollan en los primeros. En el caso especifico de producción bajo el punto de burbujeo, un aumento sustancial del recobro es el resultado de un mecanismo de producción conocido como “drenaje gravitacional por gas” que se desarrolla por la segregación del gas liberado al despresurizar el yacimiento para yacimientos homogéneos, los cuales reproducen distribucion interfase.
VARIACIÓN DE DECLINACIÓN DE PRESIÓN RESPECTO AL RECOBRO.
Análisis de Pruebas de Presión en Yacimientos Naturalmente Fracturados Existen diferentes comportamientos de doble porosidad, dependiendo del grado de interacción, o tipo de flujo interporoso, entre los dos medios. El primer comportamiento es aquel caracterizado por un flujo interporoso restringido también conocido como flujo de estado semi-estable. Se logra cuando hay un impedimento significativo al flujo o un daño interporoso entre el medio más permeable y el menos permeable, y está representado en el Modelo de Warren y Root. El segundo es el flujo interporoso no restringido o modelo de flujo transiente. Este último de logra cuando no hay daño interporoso, así lo supone Swaan en su modelo para un yacimiento naturalmente fracturado. A continuación se describen las distintas técnicas disponibles para la identificación del comportamiento de doble porosidad a partir de los datos de pruebas de presiones.
Análisis convencional (semilogarítmico) En el análisis convencional se grafica la prueba de presiones versus alguna función de tiempo utilizando una escala semilogarítmica, como se observa en la Figura 2.10a y 2.10b
En teoría, el comportamiento de doble porosidad se traduce en dos líneas paralelas en un gráfico semilogarítmico, suponiendo que no existe efecto de almacenamiento y/o efectos de borde. La primera línea recta semilogarítmica representa el comportamiento homogéneo del medio más permeable antes de que el medio menos permeable comience la recarga de fluido. Como lo indica la Figura 2.10(a), esta primera línea recta dura mucho más para flujo interporoso restringido que para flujo interporoso no restringido. La segunda línea recta representa el comportamiento homogéneo de ambos medios porosos cuando la recarga del medio menos permeable está completamente establecida. Las dos líneas rectas paralelas están separadas por una zona de transición que representa el principio del flujo interporoso. La transición puede ser una línea recta en el caso de flujo interporoso no restringido. La pendiente de tales líneas rectas en la zona de transición generalmente es igual a la mitad de la pendiente de las dos líneas paralelas. En la práctica, las dos líneas rectas paralelas pueden presentarse o no. Lo anterior depende de la condición del pozo, la composición del fluido del yacimiento y la duración de la prueba. Como consecuencia de esto, el mismo pozo puede generar diferentes respuestas, en diferentes pruebas. La línea recta representa el comportamiento homogéneo del sistema total y no es característico del comportamiento de doble porosidad. Se puede ver entonces como un gráfico semilogarítmico no es una herramienta suficiente para la identificación del comportamiento de doble porosidad. En general,las técnicas de
análisis de línea recta no son válidas como herramientas de diagnóstico, ya que una aparente línea recta a través de un rango de datos no confirma necesariamente la existencia de un régimen de flujo específico.
Análisis Log-Log El análisis log-log involucra un gráfico log-log del cambio de presión adimensional versus el tiempo transcurrido. El comportamiento de doble porosidad genera una curva de presión con forma de “S” en un gráfico log-log (Figura 2.11). La porción inicial de la curva representa un comportamiento homogéneo como resultado del agotamiento solamente en la parte del medio poroso más permeable. Lo anterior corresponde a la región llamada “comportamiento homogéneo (sistema más permeable)” en la Figura 2.10a y 2.10b. Le sigue una zona de transición, que corresponde al flujo interporoso, durante la cual la presión en ambos medios porosos tiende a equilibrarse. Finalmente, se retoma de nuevo el comportamiento homogéneo, como un resultado del agotamiento en ambos medios porosos al mismo tiempo. Esto se corresponde a la región denominada “ comportamiento homogéneo (sistema total)” en la Figura 2.10a y 2.10b. Como muestra la Figura 2.11, la transición puede empezar muy temprano en el caso de flujo interporoso no restringido, en tales casos, el primer comportamiento homogéneo puede que no se ve en la práctica.
El análisis log-log representa una mejora significativa sobre el análisis convencional para identificar el comportamiento de doble porosidad. Sin embargo,
no es totalmente confiable. Por ejemplo, normalmente es difícil ver la forma de S en pozos altamente dañados. El comportamiento del pozo puede ser entonces diagnosticado erróneamente como un comportamiento homogéneo. Además, se puede encontrar también una forma de S en yacimientos semi-infinitos con comportamiento homogéneo.
Análisis de la Derivada de la Presión El análisis de la derivada de la presión involucra un gráfico log-log de la derivada de la presión con respecto a alguna función del tiempo transcurrido, como se puede observar en las Figuras 2.12ª y 2.12b. El comportamiento de doble porosidad se caracteriza por la existencia de un mínimo en la derivada de la presión. Para una prueba con una duración adecuada, este mínimo puede estar tanto precedido como seguido por una estabilización, como en la Figura 2.12a, o solamente seguido por una estabilización, como en la Figura 2.12b. Adicionalmente, podría haber un máximo en los primeros tiempos iniciales si el pozo está dañado (Figura 2.12a y 2.12b), o podría no existir máximo si el pozo no está dañado o estimulado. Podría incluso existir una tendencia creciente o decreciente hacia los tiempos finales si el yacimiento está limitado por una barrera. La primera estabilización mostrada en la Figura 2.12a representa el comportamiento homogéneo del medio más permeable y corresponde a la primera línea recta semilogarítmica en la Figura 2.10a. La segunda estabilización ocurre al mismo valor de derivada de la presión que el primero y representa el comportamiento homogéneo del sistema total. Además, se corresponde a la segunda línea paralela en la Figura 2.10a. La estabilización en la Figura 2.12b representa el comportamiento homogéneo del sistema total y corresponde a la línea recta semilogarítmica de la Figura 2.10b. La forma del mínimo depende del tipo de comportamiento de doble porosidad. Como se muestra en las Figuras 2.12a y 2.12b, el flujo interporoso restringido produce una forma de mínimo tipo “V”, mientras que el flujo interporoso no restringido produce un mínimo en forma de “U” abierta. La parte más baja del flujo interporoso no restringido corresponde al valor de la derivada de la presión que es siempre más grande o igual a la mitad del valor de la derivada de la presión el nivel de estabilización. La derivada de la presión proporciona el medio más eficiente para la identificación de un sistema de doble porosidad a partir de una prueba de los datos de una prueba de pozo, siempre y cuando se pueda obtener una curva apropiada de la derivada de la presión. La principal limitación proviene de la calidad de la data de presión disponible y aun más importante, del algoritmo usado para calcular la derivada de la presión. La confiabilidad del análisis de pruebas de presiones se ha mejorado mucho con el uso de la derivada. La única ambigüedad significativa existe entre el comportamiento de doble porosidad con flujo interporoso no restringido, y el comportamiento de un yacimiento homogéneo con una falla sellante, debido a que ambos exhiben formas de similares de las curvas de la derivada de la presión.
Modelaje Estocástico de Fracturas Los yacimientos naturalmente fracturados se simulan por las mismas razones que los demás yacimientos. Para simular a un yacimiento, las propiedades de flujo de fluidos y de la roca a través de la que fluyen esos fluidos, deben ser convertidas a un modelo matemático y debido a que el número de incógnitas y el grado de incertidumbre acerca de los sistemas fracturados es demasiado grande, no se puede confiar en una sola representación determinística.
Por lo tanto, es necesario adoptar un enfoque estocástico 6 para el modelaje de redes de fracturas (Figura 1.3). Dos de los métodos estocásticos más empleados son: 1. El modelo que representa a la masa real de roca como una red discreta de fracturas, en el que las mismas se representan como objetos circulares y convexos en tres dimensiones, y como rectas en dos dimensiones. Según este enfoque, cada objeto o recta que representa a una fractura está definido por la localización de su centro, su forma, su tamaño y orientación. Este enfoque permite calcular las propiedades equivalentes del medio mediante una simulación Monte Carlo. 2. El modelo que representa al yacimiento como continuo heterogéneo, no considera a las fracturas como objetos, sino que más bien se hace énfasis en la simulación de los valores de las celdas que representan a las
fracturas, siempre y cuando estén conectadas. Este modelo se basa en la suposición de que el yacimiento, tratado como un medio continuo anisotrópico, tendrá a alguna escala un comportamiento similar al de un medio poroso anisotrópico. Este modelo permite manejar las propiedades de los fluidos de forma muy detallada e incorporar correctamente los términos de almacenamiento en las fracturas.
Ambos modelos presentan algunas desventajas; las ondulaciones y la curvatura de las fracturas, las cuales pueden ser causadas por las variaciones en los tipos de roca y la presencia de fallas cercanas, no pueden ser modeladas mediante el análisis discreto, ya que las formas generadas son objetos planos y convexos. Por otro lado, este mismo análisis ha mostrado que algunos tipos de poblaciones de fracturas no se comportan como un medio continuo a ninguna escala, lo que trae como consecuencia que el modelo del continuo no aplique. Además, éste enfoque requiere que los datos cuantitativos geológicos y genéticos de las fracturas sean convertidos en propiedades equivalentes de medio, y no existe una manera directa de hacerlo. Por lo tanto, la escogencia de cualquiera de los dos enfoques en la simulación de redes de fractura debe estar soportada en la información de las fracturas con que se cuenta y en el grado de complejidad del modelo de simulación.
Modelos de Doble Porosidad en simuladores numéricos Como ya se ha indicado, en los yacimientos modelados por doble porosidad, los fluidos existen en dos sistemas interconectados: • La matriz de roca, la cual contiene esencialmente el volumen de fluidos almacenado por el yacimiento • Las fracturas en la roca que son altamente permeables Si los bloques de matriz están conectados sólo a través del sistema de fracturas, se supone un sistema doble porosidad de permeabilidad simple, ya que el fluido fluye a través del yacimiento sólo en la red de fracturas con los bloques de matriz actuando como fuentes. Si existe la posibilidad de flujo directamente entre los bloques de matriz, se considera al sistema de doble porosidad y doble permeabilidad. Para simular los sistemas de doble porosidad 7, se asocian dos celdas con cada bloque en la malla geométrica, representando los volúmenes de matriz y fractura de la celda. En los simuladores numéricos la porosidad, permeabilidad, profundidad, etc. de cada celda se especifica independientemente. Se genera automáticamente un acoplamiento matriz-fractura de transmisibilidades, para así simular el flujo entre los dos sistemas debido a la expansión de los fluidos, drenaje gravitacional, presión capilar, etc. En una corrida de doble porosidad el número de capas en la dirección Z debe ser el doble. Se asocia la primera mitad de la malla con los bloques de matriz, y la segunda mitad con las fracturas. No obstante, se aplican ciertas restricciones a la simulación de yacimientos naturalmente fracturados, como la de que los pozos
sólo están conectados a las celdas que simulan a las fracturas, no así a las celdas de matriz, y que cada celda activa de matriz debe estar conectada con una celda activa de fractura.
Modelaje de Yacimientos Naturalmente Fracturados con Fractales Estocásticos Un fractal es una forma o patrón geométrico que es complejo y detallado en estructura, a cualquier nivel de ampliación. El concepto de geometría fractal fue desarrollado por Mandelbrot8. Según este autor, “un fractal es una forma compuesta o constituida de partes que son similares, o se repiten del todo en alguna forma.” Se puede repetir el patrón a escal as más pequeñas para producir formas y superficies irregulares que no pueden ser representadas por la geometría Euclidiana clásica. Se ha demostrado que los fractales tienen la capacidad de permitir una descripción y un modelo matemático apropiado para algunos patrones fragmentados e irregulares presentes en la naturaleza. Mandelbrot8 encontró que los fractales son útiles para caracterizar la geometría de fallas y fracturas y grupos de fracturas naturales en un amplio rango de escalas. La amplia aceptación de los fractales para el modelaje de estructuras en Ciencias de la Tierra se debe a la comprensión de que los procesos geológicos parecen ser, de alguna forma, similares cuando se observan a diferentes escalas 9. Sin embargo, la auto-similaridad exacta puede que no sea un modelo certero de un fenómeno natural. Por ejemplo, el segmento de una línea de costa parecería igual si se magnifica, pero no sería exactamente igual. Así pues, los objetos naturales son o deben ser más bien estadísticamente auto-similares, más que exactamente auto-similares. Esta propiedad de que los objetos pueden parecer estadísticamente similares, mientras que al mismo tiempo exhiben alguna variabilidad en los detalles a diferentes escalas, es la característica central de los fractales en la naturaleza.
Descripción de cada uno de los simuladores empleados
ECLIPSE La plataforma ECLIPSE® consta básicamente de dos simuladores: ECLIPSE 100® especializado en modelado de petróleo negro y ECLIPSE 300® especializado en modelado composicional.
Para la realización de este trabajo de investigación fue empleado el simulador ECLIPSE 100®, este es un simulador de petróleo negro totalmente implícito, trifásico, tridimensional y multipropósitos. Este simulador está escrito en lenguaje FORTRAN y opera en cualquier simulador ANSI estándar FORTRAN90 y con suficiente memoria.
•
Módulos del Launcher ECLIPSE
ECLIPSE cuenta con un Launcher desde el cual se puede llamar a cada una de las aplicaciones conocidas también como pre y post-procesadores. A continuación se hará una breve descripción de las aplicaciones, pertenecientes al Launcher de Eclipse (Figura 3.9), que fueron empleadas durante la realización del presente proyecto.
FloViz:
Es un sistema interactivo de visualización 3D que puede ser utilizado para mostrar resultados de modelos de simulación (Figura 3.10). A través de este es posible apreciar las variaciones de las propiedades dentro de la malla con el paso del tiempo.
Office
Office provee un ambiente interactivo para la creación y modificación de modelos de crudo negro o composicionales, el control y la ejecución de corridas, el análisis de resultados, generación de reportes y hacer una revisión rápida de la simulación desde el inicio hasta el final. Office ofrece una ventana dinámica para poner en marcha los enlaces de la línea de productos ECLIPSE, que incluye las aplicaciones de pre y post-procesadores de información, como se muestra en la Figura 3.11.
Principales keywords para la simulación de Doble Medio en ECLIPSE:
DUALPORO: Opción de doble porosidad. DUALPERM : Opción doble de porosidad/doble permeabilidad. DPGRID: Definición simplificada del doble medio a partir de la malla matriz. DPNUM: Definición de la región de doble medio. GRAVDR : Drenaje gravitacional – formulación de Gilman & Kazemi. GRAVDRM : Opción alternativa de drenaje gravitacional – formulación de Quandalle & Sabathier. INTPC: Pseudoización automática de curvas de Pc. DZMTRX: Opción de definición de la altura del bloque. SIGMA: Término de intercambio matriz-fractura en imbibición. (lateralmente en el caso específico de drenaje gravitacional). SIGMAGD: Término de intercambio vertical matriz-fractura para el caso específico de drenaje gravitacional.
OPENFLOW
La plataforma OpenFlow es una suite integradora de varias herramientas de gran utilidad en la industria petrolera. Dentro de esta plataforma se pueden realizar distintos flujos de trabajo entre los cuales destacan: escalamiento de propiedades de mallados finos a mallados gruesos usando distintos métodos, modelaje y caracterización de fracturas, circuitos de optimización para
efectuar cotejos históricos asistidos, geoestadística avanzada y finalmente realización de simulaciones numéricas. • Análisis de Resultados: Gráficos y Visualizadores. Esta plataforma permite la visualización de resultados en gráficos de línea, mapas 2D y vistas 3D de los objetos. La visualización se hace efectiva una vez que culmina la corrida desde la plataforma a través de la creación de un nuevo flujo de trabajo y de la importación previa del archivo que describe la geometría del mallado (formato .grdecl). Los visualizadores 3D y 2D (Figuras 3.12 y 3.13) ofrecen la opción de reproducción de los resultados con tiempo a través de la aplicación “movie player ”.
VIP
VIP-EXECUTIVE® es una plataforma que integra varias herramientas de simulación de amplia utilidad para el ingeniero de yacimientos durante la simulación numérica. Esta consta de un conjunto de módulos con utilidades específicas: VIP-CORE®: Módulo de Inicialización. VIP-ENCORE®: Modelos de Petróleo Negro. VIP-COMP®: Modelos Composicionales. VIP-DUAL®: Modelos de Doble-Porosidad, Doble-Permeabilidad. VIP-POLYMER™: Inyección de Polímeros. VIP-THERM™: Modelos Térmicos (composicionales o petróleos pesados).
Estos módulos trabajan en conjunto para proveer total flexibilidad en el modelado de yacimientos. Por ejemplo, VIP-ENCORE y VIP-DUAL pueden ser combinados para proporcionar compatibilidad en la simulación de un modelo de petróleo negro y de doble porosidad y/o doble-permeabilidad. Si VIP-COMP fuese incluido en el mismo programa, el usuario podría convertir el modelo a una versión composicional con doble-porosidad y/o doble permeabilidad, simplemente sustituyendo datos específicos para el modelo de petróleo negro por los datos requeridos por un modelo composicional.
