03_monitoreo.pdf

7/25/2019 03_monitoreo.pdf

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Monitoreo permanente:Su implantacin en el yacimiento

Los instrumentos que pueden reportar permanentemente las condiciones de fondo de

pozo en los pozos productores, se han convertido en herramientas poderosas para el

manejo de los yacimientos de petrleo y gas. Las refinaciones registradas reciente-

mente en los mtodos de despliegue, fibra ptica e interpretacin, se combinaron

para expandir en forma considerable el rol de los sensores de monitoreo permanente,

as como los tipos de pozos y campos en los que pueden aplicarse.

John Algeroy

John Lovell

Gabriel Tirado

Ramaswamy Meyyappan

Rosharon, Texas, EUA

George Brown

Robert Greenaway

Southampton, Inglaterra

Michael Carney

Joerg H. Meyer

Houston, Texas

John E. Davies

BP Exploration

Sunbury on Thames, Inglaterra

Ivan D. Pinzon

BP America

Houston, Texas

Traduccin del artculo publicado en ingls enOilfield ReviewPrimavera de 2010: 22, no. 1.Copyright 2010 Schlumberger.

Por su colaboracin en la preparacin de este artculo, seagradece a Christian Chouzenoux, Clamart, Francia; DavidMorrissey, Sugar Land, Texas; y Eghosa Oriaikhi, Emmanuel

Rioufol, Scott Rubinstein y Garrett Skaggs, Rosharon.Intellitite, Neon, Petrel, RTAC, THERMA, WellNet yWellWatcher Flux son marcas de Schlumberger.

En la dcada de 1990, muchos ingenieros de laindustria del petrleo y el gas se oponan alempleo de sensores y controles de fondo de pozo.La confiabilidad de estos dispositivos an no habasido comprobada a lo largo de los 20 o ms aos de

vida til, tpicos de muchos pozos productores.Esta insistencia en perodos largos entre fallas esrazonable: el pozo tpico al que apuntan los opera-dores para la instalacin de sistemas de monitoreopermanente tiende a ser complejo o a situarse enreas remotas, tales como las de aguas profundas.

Ambos factores incrementan significativamente elcosto que implica recuperar, reparar y reinstalarlas piezas falladas.

En respuesta a las inquietudes de la indus-tria, los proveedores de sensores apalancaron lastcnicas de otras industrias para habilitar la con-fiabilidad del producto y pronosticar la esperanzade vida de los sensores.1Los estudios efectuadosutilizaron tcnicas de anlisis de supervivencia queproveen una visin retrospectiva empleando casosde estudio para medir la confiabilidad de los equi-pos y una visin prospectiva aplicando el procesode modelado de la confiabilidad.2Adems, analiza-ron en detalle los modos de fallas para los compo-

nentes clave y el despliegue de cada sistema.3

Las aplicaciones de las lecciones aprendidasa partir de stos y otros estudios se tradujeron enmejoras en la confiabilidad a largo plazo de lasterminaciones inteligentes; una aplicacin esen-

cial de los sistemas de monitoreo permanente.4

En consecuencia, hoy raramente se cuestiona laconfiabilidad durante los debates acerca de lossensores instalados en forma permanente en elfondo de los pozos.

Tradicionalmente, estos sensores han sidoutilizados para recolectar datos en puntos espec-ficos a lo largo del pozo; usualmente por encimadel empacador. Un cambio repentino producidoen la temperatura o la presin de fondo de pozo,por ejemplo, podra indicar la irrupcin de agua ogas o una ruptura del aislamiento zonal. Si bieneste enfoque a menudo es suficiente para las nece-sidades del operador, las innovaciones recientesintroducidas en los sensores permanentes, parti-cularmente en los sensores digitales y en los sen-sores de fibra ptica que miden la distribucin dela temperatura (DTS), permiten a los ingenierosobtener muchas ms mediciones de temperatura

y presin a lo largo de todo el pozo.Dejando de lado las soluciones de hardware,

el valor extrado de los sistemas de monitoreo esen gran parte una funcin de cmo se analizanlos datos. Algunos operadores que hoy incluyenlos sensores permanentes de presin y tempera-

tura en todas las terminaciones de cierto tipoquizs no evalen en forma integral los datosaportados por sus sensores y no lleguen a extraertoda la utilidad de la informacin obtenida. Otraposibilidad es que no la analicen y simplemente

1. Para obtener ms informacin sobre las pruebas deconfiabilidad, consulte: Al-Asimi M, Butler G, Brown G,Hartog A, Clancy T, Cosad C, Fitzgerald J, Navarro J,Gabb A, Ingham J, Kimminau S, Smith J y StephensonK: Avances en materia de vigilancia de pozos yyacimientos, Oilfield Review14, no. 4 (Primaverade 2003): 1437.

2. El anlisis de supervivencia es una rama de la estadsticaque trata sobre las fallas en los sistemas mecnicos (o lamuerte en los organismos biolgicos). En el campo de laingeniera a menudo se la denomina teora de laconfiabilidad y consiste en el modelado que abarcadesde el tiempo hasta el evento, para determinar lafraccin de una poblacin que sobrevivir ms all deun cierto tiempo, la tasa de falla de los sobrevivientes,las formas de dar cuenta de las mltiples causas delas fallas y las circunstancias especiales que puedenaumentar o reducir las probabilidades de supervivencia.

3. Veneruso AF, Kohli H y Webster MJ: Towards TrulyPermanent Intelligent Completions: Lifelong SystemSurvivability Through a Structured Reliability AssuranceProcess, artculo SPE 84326, presentado en laConferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE,Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

4. Konopczynski M: Intelligent Wells: Whos Calling theShots? E & P(1 de septiembre de 2008), http://www.epmag.com/Magazine/2008/9/item8226.php (Se accediel 9 de febrero de 2010).


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Volumen 22, no.1 37

la almacenen, como si fueran datos de pozos veci-nos, para referencia exclusivamente a la hora deplanificar los programas de perforacin futuros ocuando intenten comprender la causa de la apa-ricin repentina de problemas de produccin.

Un enfoque ms proactivo integra los datos deproduccin de diversas fuentesincluidos lossensores instalados en el fondo del pozo en formapermanenteutilizando programas de software

para manejar el flujo continuo de datos en tiemporeal. Schlumberger desarroll el software demodelado y anlisis trmico THERMA para pozoscon sensores que miden la distribucin de la tem-peratura. Este software utiliza un modelo de pre-sin en rgimen estacionario, combinado con unasolucin trmica, para modelar la mayor parte delos escenarios de petrleo negro y fluidos com-puestos y facilitar de ese modo el anlisis de losdatos DTS.

Utilizadas de esta forma, las lecturas conti-nuas de presin y temperatura en tiempo realpueden tener un impacto similar al de la obten-

cin de registros de produccin durante la pro-duccin del pozo. Esto resulta particularmenteatractivo en pozos en los que las operaciones deintervencin tradicionales son problemticas o elcosto de la produccin diferida es inaceptable-mente elevado.

Este artculo examina los esfuerzos que seestn realizando actualmente para llevar al yaci-miento las mediciones de los sensores permanen-tes de fondo de pozo. Adems, describe la aplicacindel software y la interpretacin de los especialistasque esclarece los datos para maximizar el valor.

Un caso real de Azerbaijn ilustra el valor deutilizar la tecnologa de fibra ptica para rastrearlos cambios de la produccin en el fondo delpozo. Otro caso del rea marina de India demues-tra la efectividad de una nueva tecnologa desti-nada a superar el problema de establecer lacomunicacin y el control entre la terminacinsuperior y la terminacin inferior. El mismo estu-dio examina cmo la informacin acumuladadurante el monitoreo de la formacin permite alos operadores comprender mejor las caracters-ticas sutiles pero cruciales del yacimiento. Y unesfuerzo de redesarrollo, llevado a cabo en el

rea marina de Malasia, demuestra cmo un sis-tema opto-elctrico hbrido, si se combina conotras herramientas petroleras estndar, puedeser utilizado para optimizar el desarrollo de los

yacimientos no explotados.


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Obtencin de mediciones

desde el tope hasta la base

Particularmente, cuando las capas prospectivasson escasas o estn bien definidas, el muestreo delos puntos de presin y temperatura constituye

una herramienta poderosa de anlisis de yaci-mientos y da cuenta de la mayor parte de las apli-caciones de los sensores permanentes.

No obstante, las mediciones de presin y tem-peratura obtenidas en puntos discretos son denaturaleza acumulativa. Eso se debe a que lascaractersticas de los fluidos en las localizacionesde los sensores son el resultado de los ambientes

variados a travs de los cuales pasaron. En conse-cuencia, un cambio significativo producido enalgn punto del pozo entre los sensores puede serenmascarado, distorsionado o pasado por altototalmente en el punto de muestreo.

. Terminacin de dos etapas. Una terminacinde dos etapas consiste en la ubicacin de laseccin inferior de la terminacin en la zona deinters. La seccin inferior se asla de la porcinsuperior del pozo mediante un empacador conun receptculo de dimetro pulido (PBR) bocaarriba. Si se requiere el control de la produccinde arena, se baja una herramienta de serviciocon un dimetro pulido en el interior delempacador que hace circular la arena hacia sulugar en el filtro (cedazo). La herramienta deservicio se extrae antes de la segunda etapa dela terminacin para instalar la seccin superior

del pozo. Esta operacin correspondiente a lasegunda etapa incluye la instalacin de latubera de produccin cuya unin inferiorextrema corresponde a un dimetro pulido.ste se inserta en el receptculo de dimetropulido del empacador para conectar el pozoa la superficie.

Vlvula de seguridad de fondocontrolada desde la superficie

Medidores de presin y temperatura

Empacador

Mandril interno del PBRReceptculo de dimetro pulido (PBR)

Empacador

Empaque de gravaEmpaque de grava

Arreglo de colgador para tubera de produccin

>Evolucin de los sistemas de monitoreo permanente. Esta lnea de tiempo ilustra la evolucin de los medidores permanentes desde que Schlumbergerinstal el primer medidor de presin analgico permanente de fondo del pozo en el rea marina del Congo, en el ao 1972. La aceptacin, por parte de laindustria, de la fibra ptica en los ambientes de fondo de pozo, las innovaciones introducidas en los conectores elctricos, el mejoramiento de laconfiabilidad de los medidores y un cable hbrido de fibra ptica, permitieron el desplazamiento de los sistemas de monitoreo permanente a la formacin;incluidas las secciones inferiores de las terminaciones de dos etapas.

1970

1972: Instalacin delprimer medidor deSchlumberger

1978: Primer conectorsubmarino de acoplehmedo

1992: Primeracomunicacin de datosen forma remota

1995: Sistema DTSde fibra ptica

2006: Cable hbridoWellWatcher y Neon

2010: Medidorde presin de

fibra ptica

1993: Instalacin del primermedidor digitalel medidorde cuarzo instalado en formapermanente

2004: Medidores denueva generacin

2008: Distribucin de latemperatura de formacin

2003: Desarrollo delconector Intellitite

1980 1990 2000 2010


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Los desarrollos recientes, registrados en laindustria del petrleo y el gas, han aportadomucho para encarar las deficiencias del mues-treo de puntos. Para este esfuerzo, ha resultadoclave la aceptacin de los sistemas de fibra pticapor parte de la industria. Adecuadamente robus-tas para tolerar los rigores del proceso de instala-cin y sobrevivir durante largos perodos en losambientes accidentados de fondo de pozo, las

fibras instaladas en cables o en el interior de laslneas de control permiten obtener medicionesde temperatura a lo largo de todo el pozo. Duranteel transcurso de la ltima dcada, las numerosasinnovaciones introducidas en la tecnologa desensores de fibra ptica se sumaron a la capaci-dad de la industria para establecer comunicacinentre la superficie y la formacin. En consecuen-cia, con el tiempo, el enfoque de los sensores per-manentes se desplaz, pasando del monitoreo delpozo a la caracterizacin del yacimiento (pginaanterior, arriba).

sta es una distincin importante. Mediante

el empleo de un sistema de fibra ptica de medi-cin de la distribucin de la temperatura queobtiene mediciones en el punto de influjo defluido, en lugar de hacerlo a cierta distancia deese punto, es posible interpretar la temperaturapara proporcionar un perfil basado en la profun-didad y en el tiempo. Esta interpretacin puedeanalizarse luego y as obtenerse el perfil de flujodel pozo.5

Hasta hace poco no siempre era posible insta-lar los sensores en la formacin. Por ejemplo,muchos pozos marinos constituyen terminacionescomplejas que incluyen empaques de grava ydeben instalarse en dos etapas. La etapa inferior,que contiene el arreglo de empaque de grava, seinstala frente a la zona de produccin, seguida dela etapa superior que contiene el empacador y latubera de produccin(pgina anterior, abajo).

La conexin de los cables y las lneas hidru-licas entre la terminacin superior y la inferior,como parte del segundo paso del procedimiento,es extremadamente problemtica. En consecuen-cia, los operadores optaron tradicionalmente porno desplegar los medidores a lo largo del inter-

valo prospectivo de la terminacin inferior.

Dos innovaciones clave ayudaron a encarareste problema bsico de conectividad. La pri-mera consiste en un sistema DTS de tipo sistemaacoplable de fibra ptica y dos etapas. Este sis-tema puede instalarse en un cable o bien en unalnea de control bombeada en los pozos a travsdel rbol de produccin una vez que tanto la ter-

>Instalacin del cable del sistema DTS. Atando el cable del sistema DTS alexterior de la envoltura del filtro del empaque de grava, la medicin resultantees la medicin de la temperatura de influjo de Joule-Thomson, la cual no esafectada por la temperatura o las propiedades de fluido del flujo axial.

Tubo de derivacin

Filtro Tubera base

Envoltura delfiltro (cedazo)

Empaquede grava

Pared del pozo

Temperaturadel flujo axial

Temperatura de influjopor el efecto

Joule-Thomson

Cable DTS

5. Brown G, Carvalho V, Wray A, Snchez A y Gutirrez G:Slickline with Fiber-Optic Distributed TemperatureMonitoring for Water-Injection and Gas Lift SystemsOptimization in Mexico, artculo SPE 94989, presentadoen la Conferencia sobre Ingeniera Petrolera de AmricaLatina y el Caribe de la SPE, Ro de Janeiro, 20 al 23 dejunio de 2005.

6. Pinzon ID, Davies JE, Mammadkhan F y Brown GA:Monitoring Production from Gravel-Packed SandScreen Completions on BPs Azeri Field Wells Using

Permanently Installed Distributed Temperature Sensors,artculo SPE 110064, presentado en la Conferencia yExhibicin Tcnica Anual de la SPE, Anaheim, California,EUA, 11 al 14 de noviembre de 2007.

Al-Asimi et al, referencia 1.

Para obtener ms informacin sobre los sistemas defibra ptica y DTS, consulte: Brown G: Temperaturasde fondo de pozo obtenidas con fibra ptica, OilfieldReview20, no. 4 (Primavera de 2009), 3439.

minacin superior como la terminacin inferiorestn en su lugar. Los sistemas DTS son capacesde obtener una medicin de temperatura cada unmetro a lo largo del pozo, desde la superficiehasta la profundidad total. La segunda innova-cin corresponde a un sistema de comunicacininalmbrico que transfiere la energa y los datos,utilizando un acoplador inductivo en la interfazque existe entre la terminacin superior y la ter-

minacin inferior. De este modo, el sistema haceposible el despliegue de los sensores digitales detemperatura y presin a travs de las terminacio-nes inferiores.

La herramienta correcta, la operacin

correcta, la manera correcta

Ahora es posible instalar un sistema DTS pticoen una terminacin de dos etapas. Primero, seconecta un conducto hidrulico a la sarta de pro-duccin inferior. Luego se conecta un conductosimilar, fijado a la terminacin superior, a la sec-cin inferior mediante un sistema especial de aco-

ple hmedo con lnea de control, capaz de orientar

y alinear las dos lneas. Una vez instalada la terminacin, se transporta una fibra ptica por el fluidoque circula a travs del conducto y es colocada atravs de toda la terminacin.6

Los sistemas DTS tambin pueden encas

trarse en los revestimientos de los empaques de

grava, en la parte externa de los cedazos (filtros)

del empaque de grava (abajo). Esta configura

cin es importante porque, en el exterior de la

tubera de base, el pozo se comporta como la rocayacimiento. Por lo tanto, la temperatura medida

con un sistema DTS en el intervalo productor

corresponde a la temperatura de influjo por e

efecto Joule-Thomson y no es afectada por la

temperatura de la mezcla de fluidos que fluye

hacia la superficie; el flujo de fluido axial. Esto

significa que el flujo proveniente de una capa

prospectiva individual puede ser distinguido

fcilmente del fluido axial. Por otro lado, debido

al posicionamiento del sistema DTS, la tempera

tura de influjo es una funcin directa de la cada

de presin y del coeficiente de Joule-Thomson, e

cual depende de las propiedades del fluido.


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40 Oilfield Review

Los perfiles de temperatura resultantes pue-

den ser convertidos en perfiles de flujo utilizando

un modelo trmico del pozo y de la regin vecina

al pozo, construido especficamente para su utili-

zacin con los sistemas DTS (derecha). El flujo

de la regin vecina al pozo es una funcin del

yacimiento y de las presiones de flujo del pozo, la

permeabilidad zonal, el tamao del yacimiento y

las propiedades de los fluidos. El flujo que se

dirige a la superficie es una funcin de la termi-nacin, las presiones de entrada y salida, los

efectos gravitacionales y las propiedades de los

fluidos. Por lo tanto, las presiones pueden resol-

verse en todo el sistema para obtener la tasa de

flujo, la presin de yacimiento o la presin de

flujo de superficie a travs de un anlisis Nodal

de presin por elementos finitos.7

Una vez determinadas las presiones en todo

el sistema, se utiliza un modelo trmico radial

de la regin vecina al pozo para calcular las

temperaturas de cada zona prospectiva a partir

del gradiente geotrmico, como una funcin del

fluido, la formacin y las propiedades trmicas

de la terminacin. Esto debe incluir el cambio

de temperatura debido a la cada de presin

producida en la regin vecina al pozo, la cual es

una funcin de la permeabilidad y del factor de

dao que resulta del incremento de la tempera-

tura del petrleo y el descenso de la tempera-

tura del gas o del petrleo gaseoso como

consecuencia del efecto Joule-Thomson.8

El coeficiente de Joule-Thomson para el

fluido presente en una capa prospectiva particu-

lar, es determinado mediante el empleo de un

clculo flash mltiple, utilizando las propieda-

des PVT del petrleo negro del fluido, a presin y

temperatura de yacimiento. Este clculo deter-

mina adems las propiedades trmicas del

fluido. Luego se utiliza un modelo radial 2D axi-

simtrico para dar cuenta de la transferencia de

calor a travs de los fenmenos de conduccin y

conveccin entre el pozo y las tuberas de reves-

timiento, el cemento, y la formacin, y los fluidos

anulares del pozo; entre las capas prospectivas y

la roca adyacente; y como una funcin de la pro-

fundidad. El cambio de temperatura que resulta

de la cada de presin en la regin vecina al pozo

es una funcin de la permeabilidad y del daomecnico. El efecto Joule-Thomson da cuenta

de esta cada de presin que incrementa la tem-

peratura del petrleo y reduce la del gas, y se

incluye en el modelo trmico.9

Por consiguiente, es posible una medida

directa de la cada de presin utilizando la dife-

rencia entre la temperatura medida con el sis-

tema DTS y el gradiente geotrmico en los

intervalos prospectivos en produccin. El cono-

>Datos DTS. Cuando un pozo se cierra, la lectura de temperatura provenientede un cable de fibra ptica atado a la pared externa de la envoltura de unempaque de grava (derecha) es una funcin del gradiente geotrmico (verde).A medida que se hace producir el pozo, el cable lee la temperatura de lamezcla que fluye hacia la superficie (derecha), o del flujo axial (rojo). Elgradiente de la mezcla se mantiene esencialmente constante durante el flujoa travs de las lutitas. Los cambios discretos, producidos en la temperaturadel flujo axial, son causados por la cada de presin debida al influjoproveniente del yacimiento como consecuencia del efecto Joule-Thomson.

Lutita

Yacimiento

Lutita

Lutita

Temperatura

Pozo

Gradientegeotrmico

Temperaturadel flujo axial

(porcin centralde la tubera)

Yacimiento

Tubera base

Empaquede grava

Envoltura

cimiento de la cada de presin hace posible que

los ingenieros calculen y monitoreen los efectos

del agotamiento para cada capa prospectiva.

Dicha informacin crtica ha sido captada

tradicionalmente a travs de los registros de

produccin. Pero dado que la adquisicin de

los registros convencionales se vio limitada por

el difcil acceso al cabezal del pozo, las altas

tasas de flujo y el agotamiento diferencial de

los yacimientos individuales, BP recurri a un

sistema DTS para monitorear los yacimientos

del Campo Azeri, situados en el Mar Caspio, en

el rea marina de Azerbaijn.10

Los ingenieros de BP estaban particular-

mente interesados en crear un reemplazo efi-

ciente del agotamiento a travs de la inyeccin

de agua y gas, el cual se consideraba crucial para

el drenaje del yacimiento. La implementacin

exitosa de esta estrategia dependa de la com-

prensin exhaustiva de la adecuacin de los

procesos de inyeccin y produccin, tanto geo-

grficamente como por formacin. Adems,

dado que la irrupcin de gas constitua unapreocupacin, era importante monitorear la

relacin gas-petrleo (GOR) en los pozos pro-

ductores. Esto es posible utilizando el sistema

DTS porque un incremento de la relacin GOR

hace que se reduzca la viscosidad del fluido de

la capa prospectiva y que se modifique la tasa

de flujo. Estos eventos producen una reduccin

de la temperatura, claramente detectable a

travs del sistema DTS.

Estos principios quedaron demostrados clara-mente con los resultados de un pozo nuevo, perfo-rado en el Campo Azeri, el cual produjo 35,000 bbl/d[5,565 m3/d] con una relacin GOR constante de156.6 m3/m3[880 pies3/bbl]. Los datos DTS, adquiri-dos a lo largo de los primeros cuatro meses de produc-cin, demuestran claramente que las reducciones detemperatura se corresponden con tres capas pros-pectivas del yacimiento Pereriv en el que se perforel pozo mencionado (prxima pgina, arriba).

Los ingenieros construyeron un modelo tr-mico utilizando una correlacin de permeabili-dad entre ncleos y registros, los intervalosprospectivos definidos con el registro de rayosgamma, y un factor de dao de 4 determinado conla prueba de pozo. El modelo se calibr con lapresin medida de flujo del pozo, mediante ladefinicin de las capas prospectivas en base a lasmediciones DTS. Las opciones de calibracin delmodelo con las mediciones de la presin de fondode pozo (BHP) implicaban un incremento signifi-cativo del factor de dao, hasta alcanzar un valor

de 10, o la reduccin de la permeabilidad en un25%. No obstante, los ingenieros de yacimientosdecidieron ajustar la relacin entre el espesorneto y el total de la zona productiva de las capasprospectivas del modelo en base a los intervalosde influjo Joule-Thomson del perfil de tempera-tura. Esto gener una cada de presin suficientecomo para ajustar las presiones de yacimientocon las del medidor BHP.


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>Datos DTS correspondientes al inicio. En esta grfica de los datos DTS, las reducciones de

temperatura corresponden a la estratificacin del yacimiento ya que el sistema DTS de fibra pticaresponde al influjo de gas enfriado por el efecto Joule-Thomson. Las reducciones de la temperaturaen las capas del yacimiento Pereriv B (rosa) son mayores que en el yacimiento Pereriv D (verde), locual indica que la cada de presin en Pereriv B es menor que en Pereriv D. Esta diferencia se explicapor el hecho de que la presin en Pereriv B es 200 lpc [1.4 MPa] menor que la presin en Pereriv D.Un perodo de cierre corto, ocurrido alrededor del 08/05/2006, se refleja en las temperaturas mselevadas. (Adaptado de Pinzon et al, referencia 6.)

3,800 4,000

Profundidad, m

Temperaturas de influjo porel efecto Joule-Thomson

4,200

Temperatu

ra,

C

70.5

71.0

71.5

72.0

08/10/200607:30

Capas prospectivas

Temperatura, C

08/07/200621:08

08/05/200603:15

08/02/200609:22

07/30/200615:29

07/27/200621:36

70.5

71.0

71.5

72.0

72.4

>La dimensin temporal. Las diferencias producidas en las lecturas del sistema DTS entre agosto(azul) y octubre (rojo) indican que la temperatura de influjo se reduce en diversas capas de losyacimientos Pereriv B (franja rosa), C (franja azul) y D (franja verde). Todos los dems parmetrosse mantuvieron intactos, de modo que la nica explicacin para los cambios de temperatura es elproceso de agotamiento. Se utiliz el registro de rayos gamma (curva negra) para definir losintervalos. (Adaptado de Pinzon et al, referencia 6.)

Profundidad,

m

4,300

4,200

4,100

4,000

3,900

3,800

3,700

7570

Temperatura, C

65

7. Fryer V, Shuxing D, Otsubo Y, Brown G y Guilfoyle P:Monitoring of Real-Time Temperature Profiles AcrossMultizone Reservoirs During Production and Shut-InPeriods Using Permanent Fiber-Optic DistributedTemperature Systems, artculo SPE 92962, presentadoen la Conferencia y Exhibicin del Petrleo y el Gas de laRegin del Pacfico Asitico de la SPE, Yakarta, 5 al 7 deabril de 2005.

8. El flujo que se dirige de un yacimiento hacia el pozoes el resultado de la cada de presin. Este cambioacaecido en la presin produce tambin un cambiode temperatura en el flujo de fluidos. El cambio de

temperatura, como una funcin de la cada de presin,se debe al efecto Joule-Thomson. La magnitud delcambio de temperatura con la presin depende delcoeficiente de Joule-Thomson para un gas en particular

9. Fryer et al, referencia 7.

10. Pinzon et al, referencia 6.

La reduccin calculada de la temperaturaJoule-Thomson que result de la cada de presinproducida en esas capas redefinidas, fue ajustadaa los datos DTS. Las temperaturas modeladas yde flujo axial DTS tambin coincidieron, al iguaque la distribucin de flujo resultante de la cadade presin en las capas individuales, la permeabilidad y el factor de dao.

Despus de dos meses de produccin, los sen

sores colocados en las capas prospectivas del yacimiento Pereriv B y en las capas superiores de

yacimiento Pereriv D indicaron un incremento dedescenso de temperatura. Sabiendo que las propiedades de los fluidosy, por consiguiente, ecoeficiente de Joule-Thomsonno se habanmodificado, el operador lleg a la conclusin deque la nica explicacin para los cambios de temperatura era una menor cada de presin causadapor el incremento del agotamiento (izquierdaextremo inferior).

En un segundo pozo nuevo del campo, losingenieros de BP observaron un incremento de la

relacin GOR, que pas de 178 a 445 m3/m3 [1,000a 2,500 pies3/bbl] durante los primeros tremeses de produccin. Los datos DTS indicaronque la temperatura en ciertas capas se reducarpidamente, mientras que en otras se mantenasin cambios. El perfil de temperatura tambinindic claramente la irrupcin de gas en capasmucho ms delgadas que las esperadas en base aindicador de lutitas del registro de rayos gammaBP utiliz la estratificacin definida con el sistema DTS para analizar el pozo. Para ajustar lodatos DTS, despus de la irrupcin de gas, con emodelo trmico, hubo que modificar la presin dela capa prospectiva y la relacin GOR. Para lograuna solucin nica, era esencial que: las relaciones GOR y el fujo de las capas mode

ladas se ajustaran a las relaciones GOR y eflujo medidos en la superficie

las presiones de yacimiento seleccionadas se

tradujeran en una presin de flujo de pozo quese ajustara al valor del medidor de presin


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42 Oilfield Review

dentro de las capas prospectivas, la tempera-tura de influjo por el efecto Joule-Thomson cal-culada se ajustara a la curva DTS

la temperatura del fujo axial entre las capas

prospectivas se ajustara a los datos DTSmedidos.

Los ingenieros calcularon las temperaturas de

influjo por el efecto Joule-Thomson y de flujo axialy las utilizaron para computar las tasas de flujo depetrleo y gas de las capas prospectivas Pereriv B

y D. Una tercera formacin, Pereriv C, fue ignoradaporque los datos de presin indicaron que eraimpermeable. El yacimiento Pereriv B mostr unproceso de agotamiento significativo, a lo largo delperodo de tres meses, en tanto que el yacimientoPereriv D exhibi un grado menor de agotamiento.Cuando se cerr el pozo, los datos DTS indicaron la

existencia de flujo cruzado desde D hacia B, lo cualfue consistente con las diferencias observadas depresin de las capas prospectivas.

Estos resultados confirmaron que se haba pro-ducido irrupcin de gas en el tope y la porcinmedia del yacimiento Pereriv B y en una capa pros-pectiva de Pereriv D. La contribucin de flujo, des-pus de tres meses, tambin haba pasado de 50%desde Pereriv B y D a 25% y 75%, respectivamente.

El anlisis confirm que no haba irrupcin de gasen un frente de inundacin plano.

En base a estos resultados, BP logr una mejorcomprensin de la estratificacin en el yacimientoPereriv y utiliz este enfoque para revisar su estra-tegia de soporte de la presin de yacimiento. Enconsecuencia, la compaa pudo reducir la irrup-cin de gas en otro pozo del campo utilizando unpozo de inyeccin de agua para elevar localmentelas presiones de yacimiento.

Conexin inalmbrica

Durante muchos aos, los operadores instalaron

numerosos medidores permanentes de tempera-tura y presin en una lnea elctrica a lo largo delas terminaciones tradicionales. No obstante,debido a las complejidades ya mencionadas enrelacin con los pozos submarinos, no se han ins-talado sensores permanentes en la seccin infe-rior de las terminaciones de dos etapas. Encambio, los operadores han optado habitual-mente por restringir la ubicacin del instrumen-tal elctrico o hidrulico a una posicin situadapor encima del empacador. Esto llev a que latemperatura de los fluidos provenientes de todoel intervalo de produccin inferiora menudo decientos de metros de largo y con mltiples objeti-

vos de produccin primariafuera una solamedicin. Con tan poca informacin, la determi-nacin de factores tan importantes como laconectividad y la compartimentalizacin del yaci-miento, o la identificacin de la porcin del inter-

valo disparado que contribuye efectivamente a laproduccin en la terminacin inferior, puederesultar difcil o imposible.

Si bien los ingenieros de Schlumberger desple-garon recientemente un cable opto-elctrico conun conector ptico de acople hmedo incorporado

en un pozo submarino del Mar del Norte, tambindesarrollaron un mtodo alternativo que resultaparticularmente adecuado para las terminacionesde dos etapas. El sistema WellWatcher Flux reem-plaza a las conexiones cableadas por un acopladorinductivo de dimetro grande que provee energainalmbrica y comunicacin de datos en lasconexiones superior e inferior, lo cual permitecolocar los sensores frente a la seccin prospectivade la terminacin (arriba, a la izquierda).11

Para eliminar la necesidad de soldar empal-mes en cada sensor, lo cual demanda muchotiempo, los ingenieros disearon adems sensoresdigitales de temperatura suficientemente cortoscomo para ser soldados a lo largo de un solo cablebobinado o conexin en paralelo. Las soladuras seefectan en una sala limpia y se someten a prue-bas completas de prdida de helio para garantizarposteriormente la falta de fallas en el campo.

Tambin como resultado del diseo del sistemaenrollable, los sensores pueden ser probados una

vez ms antes de la instalacin para evitar que sur-jan problemas en el lugar. El espaciamiento de lossensores es arbitrario pero se restringe por el lmitede menos de 48 sensores por 1 km [0.6 milla] deconexin en paralelo.

Por otro lado, los sensores se miniaturizanpara montarse en el carrete. Los sensores de tem-peratura WellWatcher Flux poseen dimetrosexternos (OD) de 34pulgada [19 mm] y menos de1 pie de largo. Esto significa que pueden ser colo-cados a lo largo de secciones que son demasiado

pequeas para alojar un sensor permanente tradi-cional y su mandril de dimetro tpicamentegrande. Este arreglo de sensores se conecta a lasarta de produccin de la terminacin inferior,obviando la necesidad de efectuar conexiones, amedida que se corre la terminacin superior.12

Los sensores WellWatcher Flux utilizan termo-metra de resistencia de platino de alta resolucinpara proveer mediciones de baja deriva y alta pre-cisin. La precisin no calibrada de los sensores essuperior a 0.3C [0.5F], a una temperatura de100C [212F]. Esta precisin fue mejorada adicio-nalmente durante el proceso de manufactura paraalcanzar un valor de 0.1C [0.18F] a travs delrango tpico de temperaturas de yacimiento.13

Las pruebas de laboratorio y las pruebas efec-tuadas en pozos han indicado diferencias mnimasentre un sensor y otro, y una desviacin estndarde la deriva de menos de 0.04C/ao [0.07F/ao] a125C [257F](prxima, pgina arriba). Los datosde campo demostraron una resolucin de 0.002C[0.0036F] cuando la temperatura se muestreacada un minuto. Esta capacidad para medir dife-rencias mnimas de temperatura puede hacer queestos sensores sean buenos candidatos para ser

utilizados en la interpretacin de las respuestastrmicas en pozos de alto ngulo, en los que elcambio de la temperatura con la profundidad eshabitualmente muy pequeo.

En un esfuerzo para cuantificar la contribucinzonal, rastrear el agotamiento e identificar lairrupcin de agua, Reliance Industries Limited(RIL) instal seis sistemas de medicin perma-nente WellWatcher Flux en su desarrollo subma-rino de aguas profundas del campo gasfero D1-D3

>Acoplamiento inductivo. Un mdulo de controlelectrnico de fondo de pozo, ubicado por debajodel acoplador inductivo, controla la potencia decorriente continua (CC) para cada sensor de la

terminacin inferior (que se muestra aqu). Lossensores transmiten la informacin de

temperatura y de diagnstico al mdulo decontrol. Este arreglo est dispuesto en paralelo,

de modo que la falla de un solo sensor no causala falla del arreglo entero. Los sensores seencuentran entrelazados entre las lneas depotencia de CC para proporcionar redundancia.(Adaptado de Gambhir et al, referencia 14.)

PotenciadeCC

Datosdelbloque

PotenciadeCA

Acopladorinductivo

Mdulo decontrol electrnico

Sensor

Comunicacin

bidireccional


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correspondiente al Bloque KG-D6, situado en elrea marina de India.14La compaa despleg lossensores de temperatura en el exterior de los fil-tros de empaque de grava en agujero descubierto,en pozos de gas a alto rgimen de produccin.15

En la primera instalacin de este tipo delmundo, RIL coloc entre 18 y 25 sensores a lolargo de la terminacin inferior, ms dos medido-res de cuarzo para actualizar las mediciones de

temperatura y presin cada un segundo. Losdatos de temperatura fueron transmitidos cadaun minuto y los datos de presin cada un segundo.Los datos de los pozos submarinos de dos etapasse transmitieron a tierra firme en tiempo realdurante la limpieza del pozo y el sistema monito-re el yacimiento continuamente una vez ini-ciada la produccin.

Los datos combinaron la informacin de diag-nstico con los valores de temperatura crudos enbloques empaquetados. Un centro de comunica-ciones de fondo de pozo, la estacin de sensoresmltiples WellNet, combin esos bloques con los

datos de temperatura y presin adquiridos porencima del empacador de produccin. Estas esta-ciones pueden desplegarse en cada zona de pro-duccin, en mandriles de medicin, con un solocable que suministra la energa y la telemetra.

Esta configuracin minimiza las penetracionesen el cabezal del pozo y en el empacador y simpli-fica la instalacin.

Los datos transmitidos desde la terminacininferior hasta la terminacin superior a travs delacoplador inductivo WellWatcher Flux fuerontransferidos luego a una tarjeta de interfaz subma-rina situada en el rbol de produccin. La informa-cin se envi a un sistema de adquisicin y controlen tiempo real RTAC de la plataforma de produc-

cin, el cual proporcion la comunicacin entiempo real con las oficinas de RIL en Mumbai. Losingenieros de esas oficinas luego pudieron utilizarel software THERMA para obtener los perfiles deflujo de gas de los arreglos de sensores.

Utilizando la misma estrategia que para lospozos con sistemas DTS, los analistas ingresaronlos perfiles en el software de modelado y anlisis

THERMA. Este software ejecuta un proceso deinversin iterativa para variar las propiedadesdel yacimiento hasta que los datos simulados detemperatura se ajustan a los datos medidos. Losprogramas estndar de modelado de fluidos proporcionan luego un perfil de flujo util izando esapropiedades interpretadas de los yacimientos(abajo).

>Sensores de alta resolucin. Los sensores probados en un horno de laboratorio detectaron cambiosmnimos en la temperatura. La temperatura del horno de prueba del mdulo se fij en 125C, perodebido a las variaciones producidas en el sistema de aire acondicionado del edificio, los registrosindican que el horno alcanz 124.87C [256.77F] durante el da y 124.86C [256.75F] a la noche. Debidoa su alta resolucin, el sensor detect estas pequeas variaciones; detectando en efecto cuandoestaban presentes los ingenieros. Aqu se representan grficamente las mediciones obtenidas cadaun minuto y promediadas a lo largo de una hora. (Adaptado de Gambhir et al, referencia 14.)

124.89

124.88

124.87

124.86

124.850 1 2 3 4 5 6 7

Tiempo, das

8 9 10 11 12 13 1

Temperatura,

C

>Determinacin del perfil de flujo a partir de la temperatura. En esta simulacin previa a la operacin,los datos sintetizados de los sensores (puntos azules) son ingresados en el software de modelado deyacimientos THERMA, el cual utiliza un proceso iterativo para resolver el drenaje del gas compuesto odel petrleo negro y ejecutar un anlisis Nodal de presin a lo largo de todo el pozo. Para calcular unperfil de temperatura (rojo) que mejor se ajuste a los datos medidos, se ejecutan iteraciones. Luego, elsoftware crea un perfil de flujo interpretado (negro). Las capas prospectivas se muestran en rosa ynaranja. (Adaptado de Gambhir et al, referencia 14.)

Profundidad,

pies

5,000160 162 164 166 168 170 172

Temperatura, F

174 176 178 180 182 184

4,900

4,800

4,700

4,600

4,500

4,400

4,300

4,200

0 10 20 30 40 50

Flujo de gas, MMpc/d

60 70 80 90 10

Flujo interpretado Perfil de temperatura calculada

Datos de sensores

11. Se dice que dos conductores se encuentran acopladosinductivamente o magnticamente cuando estnconfigurados de manera tal que el cambio del flujo decorriente a travs de un cable induce un voltaje a lolargo de los extremos del otro.

12. Somaschini G, Lovell J, Abdullah H, Chariyev B, SinghP y Arachman F: Subsea Deployment of InstrumentedSand Screens in High-Rate Gas Wells, artculo SPE125047, presentado en la Conferencia y ExhibicinTcnica Anual de la SPE, Nueva Orlens, 4 al 7 deoctubre de 2009.

13. La precisin no calibrada de los sensores es superior a1/3 (0.3 + 0.005 |T|)C, donde |T| es el valor absoluto dela temperatura en C. Por ejemplo, a una temperatura de

yacimiento de 100C, su precisin no calibrada es 0.8/3 0.27C.

14. Gambhir HS, Shrivastav A, Lovell J, Mackay S,Chouzenoux C, Juchereau B, Arachman F y ChaudharyA: Sensor Architecture for Open Hole Gravel PackCompletions, artculo SPE 116476, presentado en laConferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE,Denver, 21 al 24 de septiembre de 2008.

15. Integrated Project Teams Achieve Fast-TrackConclusion at KG-D6, in RILs KGD6 FieldsTransforming Indias Energy Landscape, Oil & GasJournal (Suplemento, 2010), 3438.


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A medida que se limpiaban los pozos, se utiliza-ban los datos de los sensores para confirmar eldesplazamiento de la salmuera, seguido del flujode gas proveniente de cada uno de los cuerpos dearena principales. Conforme los pozos individualesfueron puestos en produccin, los ingenieros deReliance identificaron flujo cruzado en ciertospozos; flujo ascendente en algunos pozos y flujodescendente en otros. Las comparaciones efectua-das en funcin de fecha de puesta en produccinde algunos pozos, establecieron claramente quelos datos no slo indicaban flujo cruzado entrecompartimientos de pozos individuales sino ade-ms entre un pozo y otro.

Inducidos por esta evidencia de conectividad,los ingenieros agregaron a la combinacin laspruebas de interferencia tradicionales y utilizaronlos resultados para actualizar sus modelos ssmi-cos con el software Petrel, el cual abarca desde la

interpretacin ssmica hasta la simulacin din-mica de yacimientos. Los modelos revisados sernutilizados para la planeacin de las operaciones deperforacin futuras.

Flexibilidad

Los medidores de presin mltiples permanentesy los sistemas DTS constituyen herramientaspoderosas de manejo de yacimientos, especial-mente si se despliegan juntas. No obstante, losoperadores se han mostrado habitualmenterenuentes a utilizarlas en conjunto porque esacombinacin requiere una penetracin extra atravs de los empacadores y los cabezales depozos para dar cabida tanto a un cable de fibraptica como a una lnea elctrica. En respuesta,Schlumberger ha desarrollado el cable opto-elc-trico hbrido de monitoreo permanente Neon quepermite el despliegue de los medidores de pre-

sin de cuarzo, junto con el sistema DTS, en unsolo cable. Se han desarrollado versiones delcable Neon para satisfacer las caractersticas delos diversos ambientes de presin y temperaturade fondo de pozo. Los conectores opto-elctricoshbridos han sido habilitados para operacionescontinuas en condiciones de presin y tempera-tura de hasta 103 MPa [15,000 lpc] y 175C[350F], respectivamente (arriba).

La capacidad para medir la presin y la distri-bucin de la temperatura en forma simultnearesulta especialmente til cuando los operadoresse ven obligados a penetrar capas prospectivascon presiones, condiciones dinmicas de flujo opermeabilidades desconocidas. Tal fue el caso deuna compaa operadora cuyo programa de rede-sarrollo de un campo situado en el rea marinadel este de Malasia incluy la terminacin depozos con zonas mltiples, con sartas duales, en

>Cable hbrido. El cable Neon contiene una lnea elctrica para el medidor de presin, conectada a un tubo metlico con fibra

capaz de sustentar hasta tres fibras pticas. Las fibras pticas y la lnea elctrica estn rodeadas por una camisa polimricaque mantiene el alma del cable en su lugar. Este conjunto se aloja dentro de una armadura de cable de 6.35 mm [0.25 pulgada],rodeada por un encapsulado polimrico de 11 mm por 11 mm [0.43 pulgada por 0.43 pulgada] que protege al cable a medida quese baja en el pozo.

Encapsulado polimrico

Armadura de cable

Camisa polimrica

Cinta de politetrafluoroetileno

Tubo metlico con fibra

Fibra ptica

Varilla para soldadura

Varilla para soldadura

Aislacin del conductor

Conductor acordonado


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capas profundas. La compaa operadora con-taba con poca informacin con la cual calcular laasignacin zonal y el agotamiento, y necesitaba lacapacidad para monitorear la presin y la tempe-ratura de las zonas individuales.

Dado que los ingenieros de la compaa ope-radora tambin estaban preocupados por monito-rear el desempeo del sistema de levantamientoartificial por gas e identificar los puntos de prdi-

das potenciales, se instalaron sensores en cadaintervalo de disparos del yacimiento. Los especia-listas utilizaron el software de modelado THERMApara analizar los datos DTS y luego ajustaron las

variables hasta que los datos medidos coincidie-ron con los datos calculados.

El sistema permanente permiti la supervi-sin ininterrumpida del yacimiento sin que seregistraran operaciones de intervencin costosasni produccin diferida. Los datos de los medido-res de fondo de pozo, en conjunto con el uso deotras tcnicas, ayudaron a determinar el flujoproveniente de zonas individuales. La informa-

cin sobre la comunicacin de presin de lascapas fue captada mediante probadores de for-macin operados con cable, pruebas de pozos yanlisis de presiones transitorias.

Los datos DTS y el anlisis de la produccinzonal en el yacimiento de capas apiladas posibili-taron la deteccin temprana de las zonas inter-nas de flujo cruzado durante la limpieza del pozo.La generacin del perfil de presin y tasa de pro-duccin zonal ayud a optimizar la aplicacin deuna vlvula de control de influjo. Adems, la ins-talacin elimin la operacin de intervencinlarga, y a menudo riesgosa, requerida para laadquisicin de registros en pozos entubados ofre-ciendo al mismo tiempo datos de pozo continuosa lo largo de toda la vida productiva del pozo.

Extraccin del valor

Los medidores de presin instalados en formapermanente han sido utilizados por muchotiempo para monitorear la produccin de petr-leo y gas. Los sensores de temperatura de fondo

de pozo tambin son de larga data pero han sidoutilizados tradicionalmente para corregir losefectos de la temperatura sobre las medicionesde los medidores de presin y las herramientasde adquisicin de registros. No obstante, la acep-tacin de las mediciones con fibra ptica porparte de la industria, sumada a las mejoras intro-ducidas en la confiabilidad de los sensores y lascapacidades de interpretacin, ha comenzado a

crear la demanda de sensores de temperaturainstalados en forma permanente para el monito-reo y control continuos de las operaciones de pro-duccin e inyeccin.

Los operadores tambin estn recurriendo alos sistemas DTS permanentes para adquiririnformacin que previamente slo se obtena atravs de los registros de produccin: la detec-cin o el monitoreo del flujo de fluido detrs de latubera y la identificacin del flujo desde o haciazonas individuales. Los sistemas DTS permanen-tes tambin se utilizan cada vez con ms frecuen-cia para identificar prdidas en tuberas a medida

que se producen, adems de monitorear el de-sempeo de los sistemas de levantamiento artifi-cial por gas en los pozos que los utilizan.

La maximizacin del valor de los sensores ins-talados en el fondo del pozo en forma perma-nente requiere que los operadores adopten unprocedimiento de uso considerado. En muchoscasos, las simples bases de datos de temperatura

y presin constituyen herramientas poderosas detoma de decisiones, cuya utilidad perdura a lolargo de toda la vida productiva de un pozo o deun campo. En otros casos, el aprovechamientopleno del valor de un sensor depende de que seala herramienta correcta para las circunstancias,los problemas de produccin esperados o laarquitectura del pozo. Por ejemplo, en una cam-paa de recuperacin mejorada de petrleo queutiliza inyeccin cclica de vapor de agua, lasmediciones continuas obtenidas con los sensoresde temperatura de instalacin permanentepodran resultar cruciales para la determinacinde la eficiencia de barrido y para la optimizacin

de la secuencia cronolgica de los procesos deinyeccin y produccin. El mismo sensor puedeproveer informacin valiosa del subsuelo acercade un programa de inyeccin de CO2, pero si lapreocupacin general del operador es el mantenimiento de la presin, un medidor de temperatura no es el sensor ptimo.

La proliferacin de los sistemas de monitoreo permanente instalados en el fondo de los

pozos ha sido impulsada en gran medida por lanecesidad de los operadores de manejar la produccin proveniente de pozos complejos y remotos. Los datos de los sistemas DTS y de presinde formacin permiten a los operadores visualizar qu est sucediendo en sus pozos y juzgar laeficiencia de estrategias de produccin, talescomo los programas de levantamiento artificialinyeccin y recuperacin secundaria.

Pero el valor mximo de los sensores permanentes se obtiene nicamente cuando los datoscrudos son interpretados correctamente. Estaextraccin de valor, sumada a la tendencia hacia

la disponibilidad de ms sistemas multicanal ytasas de muestreo ms altas, probablemente lle

var al desarrollo de sistemas automatizados qupuedan identificar y responder a los problemasde produccin con un grado mnimo de intervencin humana.

No obstante, hasta ese momento, la tarea deinterpretacin y respuesta a los datos de los sensores permanentes deber corresponder a la competencia de ingenieros informados y experimentadoprovistos de software adecuados. Sus interpretaciones, combinadas con otra informacin del subsuelo y con simulaciones de yacimientos, permitenque los operadores obtengan una visin de loactivos amplia y de todo el campo. Si se aplicancorrectamente, los resultados se traducen en laperforacin de menos pozos, el posicionamientoms preciso de los pozos, la inversin de menosdas en operaciones de perforacin y terminacin

y, finalmente, un proceso ptimo de recuperacinde hidrocarburos. RvF

03_monitoreo.pdf

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