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测井思考题汇总思考题 1 :水平井的井眼环境? 1 水平井与直井测井环境的差异水平井不同于垂直井,其井眼也并非完全水平,井眼或地层也不会恰好位于设计所在位置。在这个较为特殊的环境里,测井环境与垂直井有很大的差别,要充分考虑需要考虑井眼附近地层的几何形状、测量方位、重力引起的仪器偏心、井眼底部聚集的岩屑、异常侵入剖面、以及地层各向异性等的影响。 1.1 泥饼的差异在水平井中,井眼下侧的泥饼比较容易与固相滞留岩屑混层,形成相对较厚的岩屑泥饼层,该岩屑泥饼层对径向平均测井仪器影响不大;但对定向聚焦测井仪器影响较大,该类仪器沿井眼下测读数时, 不能准确有效地反映出地层的真实响应。 1.2 侵入的差异在水平井中,由于地层的各向异性存在, 侵入剖面比较复杂,主要呈非对称侵入分布,需区别分析。以原生孔隙为主的储层中, 因原始沉积在平面上和垂向上存在明显的差异性, 一般情况下, 储层平面上渗透率大于垂直方向上的渗透率。因此,水平方向最初的侵入比垂直方向的侵入要深, 其侵入剖面可简化为以井眼为中心线的椭球体。以次生孔隙为主的地层中, 比如裂缝孔隙性孔隙型储层, 井眼周围的地层渗透性存在着各向异性,形成更为复杂的侵入剖面。 1.3 层界面的差异在水平井中, 层界面与井眼以比较小角度相交,储层特性在水平方向变化很小, 水平井测井曲线难以识别地层界面和流体界面, 测井曲线所显示的界面与测量分辨率、探测深度、测量偏差和仪器读值方向有关。因此,测井曲线可能显示出相互之间的深度偏移。水平井与地层界面的相交关系则有以下几种可能: 1)与井眼相交的层面:层面以非常低的角度与井眼相交,很难在水平井的测井曲线上指示地层与流体界面,反映出的地层界面不再是一个点,而是延滞为一个“区间”,测井分层时应先找出这个“区间”, 再找出界面点分层; 2)层面:层界面离井眼较近,在仪器探测范围内, 测量结果受界面影响严重; 3)远离井眼的层面:不在仪器探测范围之内,测井曲线不受邻层及层界面的影响。 1.4 各向异性地层水平井井眼并非完全水平的,无论井眼或地层也不会恰好位于设计所在位置,由于常规的井下仪器的设计是假设井眼周围地层是对称的,而在水平井中,这一假定的关系不再成立,由于地层与井眼是斜交或者近似平行的关系,围岩对探测器各边的影响是不同的,侵入也不对称,储层显示出非常明显的电阻率各向异性,因此,在水平井测井解释中, 必须充分考虑到地层各向异性的影响。思考题 2 :欠平衡钻井井眼环境? 欠平衡钻井又叫负压钻井,是指在钻井时井底压力小于地层压力,地底的流体有控制地进入井筒并且循环到地面上的钻井技术。常规的钻井属于过平衡钻井,钻井液压力大于地层流体压力,大于地层破裂压力。这样做主要是防止井喷。欠平衡钻井时,钻井液压力略小于地层流体压力, 仍大于地层破裂压力。这样能及早发现油气藏。欠平衡钻井的优缺点: 1.可以减轻或消除钻井液对地层的损害 2.良好的产层显示,有利于达到勘探目的 3.欠平衡钻井过程中人为地采用了关并作业方式, 钻井施工是在关井导流状态下进行的,从而降低了井喷失控的风险 4. 可以大幅度地提高钻井速度。由于采用负压钻进,使井底岩石三相应力状态发生了改变,有利于钻头对岩石的破碎,从而可以大大地提高钻头的机械钻速 5. 可以降低井漏风险,节约钻井成本。首先,常规过平衡钻井不可避免地会引起钻井液的轻微渗漏,其次,在易漏层段,可能会引起大量钻井液流入地层 6. 可以在钻井过程中生产油气由于欠平衡钻井是有控制地制造溢流,油气可有控制地从井内返出到地面 7. 可以及时对地层进行较为准确的评价欠平衡钻井期间,可以综合从井眼返出的地层流体等信息及时评价产层的生产能力或地层特性目前采用的欠平衡钻井技术和工艺还存在一些不能解决或可能发生的问题: (l) 导致钻井成本的增加。主要原因有:设备增多, 井场占地面积增大; 设备投入与管理费用高; 如果采用钻井液中注入氮气的方式,特别是在边远地区采用现场制氮方式时,制氮设备的费用较高; 采用氮气、天然气等作为钻井液减轻剂时,需要制备、压缩、充入等设备; 完井时要采用强行起下钻设备等。(2) 存在一些不安全因素。如采用空气钻井,可能引起井下爆炸、起火和钻具腐蚀(3) 因为不可能在整个施工期间都维持井筒内的欠平衡钻井状态,如起下钻、电测(如需要)、完井等施工作业时,还需要注入重钻井液使地层压力基本处于平衡,所以对地层的伤害也不可能完全避免。由于欠平衡,钻井液不能在井壁上形成滤饼,在不能维持欠平衡时,钻井液滤液和有害固相就会乘机侵入。如果再进行固井作业,对产层造成的伤害可能更为严重。思考题 1: 从影响岩石电阻率的四个因素分析低阻油层的可能成因(最好有实例) 影响岩石电阻率的因素包括四个方面:岩性、物性、含油性和地层水性质。(1) 岩性:一般岩性细,孔喉半径较小,泥质含量高,导电矿物含量高的岩石电阻率较低。 A .导电矿物包括黄铁矿、磁铁矿等,其含量高时可使岩石骨架导电性增强,油层电阻率较低。 B .泥质含量对岩石电阻率影响有两方面,一是粘土矿物(尤其是伊/ 蒙混层)的附加导电性,分散状、片状分布的高岭石亦可形成导电网络。二是泥质含量高时,使束缚水饱和度增加,形成离子导电网络,使油层电阻率降低。(2)物性: 低阻油层多表现为中孔低渗、低孔低渗特征。微孔隙与渗流孔隙并存的复杂孔隙结构,束缚水饱和度高。岩石孔喉总体较小,孔隙大小不一,吼道粗细不均,造成相对较高的孔隙度和相对较低的渗透率。粒间孔隙和裂缝并存,在钻井过程中有相当的泥浆滤液侵入,驱替了裂缝中的油气,从而使得产层的电阻率明显下降。如果有大的孔隙溶洞,也有可能引起低阻。(3)含油性: 含油性降低可导致油层电阻率较低。油水过渡段或储层物性较差的层段,含水饱和度相对较高、含油饱和度相对较低,也是形成低阻油层的重要原因。(4) 地层水性质: 岩石导电性主要表现为地层水的导电性。相对高矿化度的地层水可导致油层电阻率相对较低。地层水矿化度越高,油层电阻率越低。在复杂油水系统中,若把含高矿化地层水的油层和含低矿化度地层水的油层进行比较,也会出现低阻油层。岩石表现为亲水特征时,束缚水饱和度相对较高, 也更易形成发达的导电网络,使地层电阻率降低。综上可知,低阻油层的可能成因包括高泥质含量、高地层水(或束缚水)饱和度、复杂的孔隙结构、强亲水性以及高矿化度地层水。思考题 2: 了解页岩气及致密油( 特低孔特低渗) 储层特点,并从影响岩石电阻率的四个因素分析,用电阻率确定这两类储层饱和度的可行性及精度(最好有实例) 页岩气储层基本特征: 页岩气储层中含有大量的有机质, 其丰度与成熟度对页岩气资源量有重要影响。页岩储层的矿物组成除常见的黏土矿物( 伊利石、蒙皂石、高岭石)外,还混杂有石英、长石、云母、方解石、白云石、黄铁矿、磷灰石等矿物。页岩气储层具低孔、特低渗致密的物性特征。页岩储层的储渗空间可分为基质孔隙和裂缝。基质孔隙有残余原生孔隙、有机质生烃形成的微孔隙、黏土矿物伊利石化形成的微裂(孔) 隙和不稳定矿物( 如长石、方解石)溶蚀形成的溶蚀孔等。页岩1
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西南石油大学图书馆
定向井井壁稳定性的测井评价方法研究
Study on Logging Evaluation Method for Directional Well Stability
专业与研究方向:
油气测控工程 油气检测与自动化装置
西南石油大学
论文完成年度:
中图分类号:
中文关键词:
定向井；测井资料；井壁稳定；钻井液
英文关键词:
mud density
　　随着勘探开发的需要，定向井在石油钻探工程中占得比例越来越大，尤其是在塔中地区绝大部分是定向井，因此,研究定向井井壁稳定具有十分重要的意义。由于井身结构的不同，定向井井壁稳定性与直井有明显差别。在塔中油田，有多口定向井在钻进过程中遇到井壁失稳而造成井下事故。为了保证定向井钻井快速、顺利的完成，必须做好该区定向井井壁稳定性的研究工作。　　本文是以测井信息为基础，通过测井方法对井壁稳定问题进行力学分析和研究。首先从与岩性相关的测井技术和测井数据的处理出发，简单介绍了声波时差和地层倾角测井仪器的原理及数据的处理；接着利用测井资料计算了连续的岩石力学参数；根据欠压实理论和均衡理论，结合异常地层压力的成因机制，利用声波和密度等测井资料，建立了该区的正常压实趋势线，给出了工区地层孔隙压力的测井计算模型；结合现场水力压裂试验确定的构造应力系数，实现了利用测井资料计算两个水平地应力的大小；利用地层倾角测井资料对斜井进行较深、确定该工区地应力方向；因为定向井井身结构不再与垂向主应力及水平主应力正交，所以需通过坐标转换方法以建立定向井井壁围岩力学模型，并结合Mohr-Coulomb准则及最大张应力破坏准则，分析了不同地应力状态下井斜角、相对方位角与井壁稳定性的关系；最后以塔中地区的实际情况出发，研究了该区块某深度段定向井井壁稳定性的规律与特点，从而为定向井钻井设计和施工提供了可靠的技术参数。
　　With the needs of the exploration and development, the directional wells was accounting for an increasing proportion in the oil drilling projects, especially in the tower, mostly is directional wells, therefore, it is important for us to research the stability of directional wells. Due to the different structure of the wellbore, directional wells wellbore stability compared with vertical wells have an obvious differences. In the tower oil fields, many directional wells encountered unstable wellbore caused by underground accident during the drilling. In order to ensure the directional well drilling be completed successfully, it is urgent to study on the directional well borehole stability.　　This article is based on logging information, using the logging methods to analyze the wellbore stability problems. First , from logging technology associated with lithology and well log data processing, briefly introduced the principle of logging device and data processing then conduct rock mechanics parameters by L according to undercompaction theory and balanced theory and causes to abnormal formation pressure mechanism, and the density, acoustic logging data, established the normal compaction trend line of the work area, obtained logging calculation model of calculating formation pore pressure. Combined with hydraulic experiment, certained tectonic stress factor, realized the use of log data to calculate the level of stress in two sizes. To use diplog inclined deeper, determine the stress orientation, because the directional well body structure is no longer orthogonal with the vertical principal stress and the level of principal stress, the mechanical model of sidewall rock is needed. This paper used the Mohr-Coulomb criterion and the maximum tensile stress , analyse the relationship between wellbore stability in different stress status and all sorts of parameters including deviation angle, relative azimuth angle. Finally, from the actual situation in the tower, Reached the regularity and characteristics of the directional well borehole stability in this block, thus which provide reliable technical parameters for design and construction of well drilling.
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【技术装备】定向钻井技术新进助力实现疏松砂岩储层紧密丛式井大位移钻井
09:23:50 &&&&：次
& & & &目前，大位移钻井技术、随钻测井技术（LWD）以及井位设计技术方面已取得了长足的进展，能够保障钻井井眼延伸至远离生产平台数千米的位置并穿透具有复杂地质背景的储层，从而帮助海上作业者实现新的产能目标。
& & &&降低疏松砂岩松软地层的长分支井段钻井成本和钻井风险非常有难度。此类地层在倾斜段钻井过程中很有可能需要采用滑动钻井，并且由于管柱摩阻较大，存在套管柱无法下至预定设计井深的风险。另外，井眼完整性问题还包括井漏、层间封隔不充分以及井眼坍塌等风险。如果作业者和服务商之间没有一种相互协调的能够有效解决问题的途径，那么上述风险很有可能会影响最终的单井产能，甚至导致井眼报废。
& & & &Addax Petroleum是一家国际油气勘探生产公司，主要业务位于西非地区，于2013年在喀麦隆尝试完成其第一口的大位移大斜度井的钻井作业，钻井作业过程中遇到了上述钻井问题。在作业过程中，该井在钻17-1/2&井段时出现了井漏问题，最终无法解决，只能进行侧钻。而进行12-1/4&井段钻进时，井漏问题更加严重，该井段位于疏松层段，使用现有的旋转导向系统无法进行导向和稳斜。
& & & &该井段剩余部分的钻进仍然使用井下动力钻具，但是完成的井眼轨迹较为曲折，很不规则，严重阻碍了后续井段的钻井效率。由于管柱下入摩阻过大，导致9-5/8&套管无法下至井底，9-5/8&套管套管鞋只能置于目标井深上部的砂岩层段。除此之外，在进行8-1/2&井段钻进时，钻柱无法重入井眼，直接导致了事故性侧钻。之后，作业者进行了关井处理，计划使用9-5/8&造斜器进行造斜侧钻，最终实现8-1/2&井段的重入。
& & & &为此，作业者开展了内部研究，重新考虑了地层孔隙压力和破裂压力梯度取值，对钻井液密度进行了调整，以控制页岩段的异常高压，避免发生井壁失稳的风险。然后，成功进行了造斜侧钻，然后使用RSS（旋转导向系统）顺利完成了8-1/2&井段及其随后的6&井段的钻进，钻进过程中保持了井眼稳定，没有发生任何事故。
& & & &该井完井投产之后，产能超出了预期。该井的成功促使作业者联合服务商开展协调合作，共同研究优化该区块大位移井钻井方法，以避免第一口井钻井过程中出现的复杂情况。
协同制定方案
& & & &在接下来的几个月中，作业者与服务商在随后几口井的方案制定和设计阶段进行了有效的协调配合。由于上述井以及将来计划井的井口均处于同一平台，因此，需要开展极具挑战性的紧密丛式井井位设计。此外，这些井的目标储层都是疏松砂岩储层，进一步增加了项目难度。因此，开发方案不应仅仅关注剩余几口井的井位设计，而应着眼目标区域内所有计划井的井位设计。
& & & &随后，钻井方案重点关注了保持井眼完整性并实现规则光滑的井眼轨迹的要求。除此之外，由于几乎所有井都属于水平井，方位角为270&，因此，钻井方案还要尽可能降低误差椭圆（EOU），以防止发生费用昂贵的侧钻作业或者与邻井的碰撞。
& & & &钻井作业过程中，作业者和服务商也进行了有效的协调和沟通，作业者方面的地质工程师、石油工程师和钻井工程师与服务商的钻井服务团队之间经常召开视频会议进行沟通协调。来自不同办公室或时区的人员，组成了联合团队，他们共同研究分析各种LWD测井数据，检查每个井段将要入井的测井工具。由于参会者都能在同一时间看到相同的数据，因此团队能够为下一井段的钻井作业做出更加快速和迅捷的钻井作业决定。
图1 多井位布置井口视图显示各井井眼轨迹误差椭圆
旋转导向系统（RSS）的应用
& & & &新井中的第一口井于2015年8月开钻，联合团队很快就收到了第一口井钻井过程中遇到的作业问题&如何在30&隔水导管下部的26&井段钻进过程中有效实现层位封隔。该井段的钻进使用的是井下喷射钻具组合（Jetting BHA），该钻具组合包含了一套随钻陀螺仪仪器包，用来进行必要的定向控制，并确保20&套管准确下入，封隔漏失层位。作业过程中，26&井段成功进行了钻进，漏失层位也用20&套管进行了封隔，然而，20&套管未能下至目标深度，导致需要进行17-1/2&井眼侧钻作业。该井26&井段BHA作业效果、泥浆系统设计和井眼轨迹等方面取得的经验成功应用到了后续的钻井作业当中。
& & & &根据第一口井钻井作业中取得的经验教训，服务商对旋转导向系统（RSS）进行了根本性的改进。使用了具备主动计量功能的10&PDC钻头，同时，调整了钻头水力参数，以降低作用在软地层单位面积上的射流冲击力和钻头水功率。钻头水力参数的调整主要是通过增加钻头总过流截面积至2.9平方英寸实现的，然而，此改动会导致压降过低无法满足RSS数据指令向下传输的要求。
& & & &该问题最终通过对旋转稳定器中的限定器座进行重新设计得到了解决，原始设计中限定器座放置在旋转稳定器靠近打捞颈的一侧。这样使得旋转稳定器在下入软地层时会出现一个问题，限定器座长度不够，无法与钻头螺纹面的震动进行配合，无法保障限定器座外表面的密封。服务商对原设计进行了调整，将限定器座置于旋转稳定器靠近井口位置的一侧，这样就能够保障限定器座外表面的密封性，防止对座底的冲刷。该调整还能确保高速流体完全流入限定器座上安装的可替换式碳化物喷嘴。
& & & &与之前同一平台的钻井过程相比，改进后的旋转导向系统（RSS）成功下入了12-1/4&井段，实现了定向控制，并缩短了钻井时间。该井作业效果的取得主要得益于RSS系统在避免发生井壁冲刷和转速增大的情况下实现排量的提高。改进后的旋转导向系统（RSS）避免了使用井下动力钻具进行钻井的情况，在不进行滑动钻井的情况下形成了更加规则光滑的井眼，并得到了一种更加有效的钻至目标井深的方法。
地质导向钻至靶点
& & & &在8-1/2&领眼的钻进过程中使用了6-3/4&旋转导向工具系统（RSS）进行定向控制。钻井方案要求旋转导向工具系统（RSS）引导钻头进入目标层位，并在目标层位钻进约853 ft。BHA（井下工具组合）包含了多个LWD工具部件，包括服务商提供的GuidWave方位电阻率测量工具、耐高温方位伽马射线传感器以及中子孔隙度测量仪，为定向校正提供了相关数据信息。
& & & &领眼钻至目标井深之后，将6-3/4&PressureWave地层测试仪下至领眼内目标层位进行地层压力测试。然后，起出钻柱组合，裸眼打水泥塞封堵领眼井。下入同样包含方位电阻率测量工具（对于确保最佳的相对井位布局至关重要）的BHA（井下工具组合），侧钻水泥塞，成功水平钻至目标储层上部。在11040 ft深度开始进行井位布置服务作业，最终在13340 ft深度处进入目标储层区域。
& & & &最后的井段使用了4-3/4&旋转导向系统（RSS），BHA仍然配有方位电阻率测量工具，以保持井眼位于储层内的最佳位置。该井在目标井深14160 ft处完钻，井眼轨迹完全保持在目标储层区域，实现了最优的井位布置。
& & & &该井的顺利完钻也标志着GuideWave工具在喀麦隆完成了首次现场应用。该工具能够提供实时反演技算和地层倾角测井解释服务，使现场地质导向团队能够通过监测电阻率测井曲线以及地层电导效应的上下波动进行定向调整。该工具含有一套拥有专利知识产权的反演计算算法，能够可靠地计算出井眼与储层上下边界的距离，进一步提高了钻井井眼轨迹调整的速度和精度。例如，该井钻井过程中，当钻至距储层顶部约3ft的时候，该工具发出了定向预警信号，钻井队通过旋转导向系统（RSS）迅速进行了定向校正，成功将井眼保持在了目标储层区域。该井的钻井周期为63天，不到前一口井钻井周期（134天）的一半。
& & & &第二口井成功完钻取得的经验影响了第三口井的钻井方案设计，该井是目前为止喀麦隆测深最大的大位移井。该井计划钻至与上一口井相同的层位，但是没有钻领眼井识别储层顶部。
& & & &考虑到降低该井钻井误差椭圆以及不钻领眼井的要求，需要使用另一项Gyro技术，该技术能够可靠测量超过70&的井斜角。得到的测量数据结合其他MWD测量数据能够提供高精度的数据组合，并缩小井眼的误差椭圆。
& & & &钻井井眼接近靶点的时候，地质导向团队研究分析LWD和Gyro测量数据，最终认为井眼是在靶点上方进入地层的，着陆点过高。最后的测量数据显示测深为14211.0ft处的井斜角为84.31&、方位角为272.37&。根据上述发现，钻井队决定稳斜84&继续钻进，直至钻至靶点区域砂岩储层。应用该策略，成功钻至靶点区域，没有进行多少定向修正。
& & & &该井完钻目标深度为15410 ft，钻井周期为58天。设计中所有5个井段都是一趟钻至目标深度，非生产时间（NPT）为0。
& & & &在打破了大位移井最大测深记录完成第三口井之后，很快又开始了第四口井的钻井作业。按照方案要求，第四口需要在横向上从第二口井和第三口之间穿过，并钻至新的地质靶点位置。由于之前完钻井的误差椭圆较大，因此，如何降低第四口井井眼轨迹的误差椭圆（EOU）成为一大挑战。应用常规的Gyro和MWD测量技术已无法进一步缩小误差椭圆（EOU）。设计过程中无论如何调整井眼轨迹，该井的误差椭圆与邻井都出现了重叠。为了降低钻井过程中发生碰撞的风险，使用了主动测距服务，用来探测与已钻井的接近距离以防止碰撞。
& & & &主动测距服务主要由两部分组成，第一部分是作业前模拟服务，根据已钻井套管剖面图和计划井的预定井眼轨迹进行新井井眼轨迹模拟。第二部分是实时监测服务，由位于英国和美国的远程数据中心操作管理，提供24小时全时服务。该服务能够在外部磁场干扰影响MWD测量精度之前对外部磁场干扰进行识别。一旦发现外部磁场干扰，第三方服务商立即开展进一步信息处理工作，并确定干扰源与井眼之间的相对位。该服务作为井眼轨迹防碰的早期识别手段，能够准确发现实际井眼轨迹是否正在接近已钻井眼，通过旋转导向系统（RSS）可进行定向校正，改变实际井眼钻进方向，实现防碰的目的。
& & &&为了设计第四口井的井眼轨迹，项目团队将MWD工具测得的加速度计数据和磁力计数据以及各种测量得到的测深数据（MD）发送至数据中心进行了处理。作业前模拟表明任何已钻井在28ft内都能探测识别，识别概率为99%。
& & & &根据上述分析，作业者认为只要在钻井过程中进行足够严密的监测，并进行有效的管理就能够安全有效地完成第四口井的钻井作业。威德福管理团队结合局部、地区和全球的作业水平详细分析了设计的井眼轨迹，得出结论认为该井的钻井作业能够以安全低风险的方式顺利完成。
& & & &然而，最终作业者选择在该井钻领眼井，但放弃了侧钻至主要靶点层位的方案，因此，也就没有使用测距服务的必要。但是，该井在作业前方案设计过程中取得的信息无论对作业者还是服务公司都很有价值，并将成为未来井眼轨迹防碰方案设计的模板。
第四口井钻至目标储层，顺利完钻，完钻测深（MD）为10696 ft，钻井周期为21天，非常生产时间（NPT）为0。
图2 与第一口井相比，随后钻的三口井综合使用RSS、M/LWD工具，在更短的时间内完成了更大的钻深，非生产时间（NPT）更少，在作业效率曲线上得到了反映
& & & &图中文字：
成功经验提升未来方案设计
& & & &旋转导向系统（RSS）和随钻测量（MWD）以及随钻测井（LWD）技术的改进提升对于优化完善该项目的井位布置起到了至关重要的作用。每口井的钻井作业经验都影响到下一口井的钻井作业，因此，随着项目的持续进行，钻井小时数、管柱起下趟数以及建井周期都出现了持续降低的趋势。
& & & &额外的三口井向生产平台贡献了巨大的产能，每口井的产量都达到或者超过了预期。通过综合使用旋转导向技术（RSS）和地质导向技术，成功地将井眼保持在目标层位内，避免了侧钻作业或者紧急定向调整作业，极大地降低了钻井作业风险和费用。
& & & &最后，该钻井项目成为今后西非地区紧密丛式大位移井钻井设计和作业的标杆。综合使用旋转导向技术（RSS）、随钻测量（MWD）和随钻测井（LWD）技术以及应用井位布置技术服务的成功经验使得作业者在今后此类钻井项目中处于非常有利的位置，能够复制成功，再创佳绩。
（来源：金正纵横翻译事业部）
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