Экспериментальная оценка фильтрационноемкостных свойств призабойной зоны пласта при воздействии технологическими жидкостями. Еремин А.В. КУРСОВАЯ РАБОТА. Экспериментальная оценка фильтрационноемкостных свойств призабойной зоны пласта при воздействии технологическими жидкостями
 Скачать 1.41 Mb.
|
1 2 МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Политехнический институт (филиал) федерального государственного автономного образовательного учреждения высшего образования «Северо-Восточный федеральный университет имени М. К. Аммосова» в г. Мирном Базовая кафедра нефтегазового дела КУРСОВАЯ РАБОТА по дисциплине: «Разработка нефтяных месторождений» на тему: «Экспериментальная оценка фильтрационноемкостных свойств призабойной зоны пласта при воздействии технологическими жидкостями» Работу выполнил: студент гр. З-Б-НД-18 Еремин А. В. Группа, фамилия, инициалы Подпись Руководитель работы: к.т.н., доцент Краснов И.И. Должность, фамилия, инициалы Подпись Оценка _______________________ Дата защиты «__» _________ 2021г._________________ Мирный 2021г. СОДЕРЖАНИЕВВЕДЕНИЕ 3 1.ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ 4 1.1. Географическое расположение 4 1.2. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов 5 1.3. Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов 8 2. АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ 11 2.1. Анализ показателей разработки объекта 11 2.2. Анализ показателей работы фонда скважин 13 2.3. Анализ выполнения проектных решений 14 3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ОЦЕНКА ФИЛЬТРАЦИОННОЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ПРИ ВОЗДЕЙСТВИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ЖИДКОСТЯМИ 16 3.1. Исследование породы 16 3.2. Эксперимент №1. Проникновение фильтрата бурового раствора в модель пласта и влияние его на фильтрационные характеристики. 21 3.3. Эксперимент №2. Воздействие обрабатывающего кислотного раствора с массовой долей HCl 15 % на фильтрационные характеристики испытуемого образца, загрязненного фильтратом бурового раствора. 25 Вывод анализа с результатом исследования 29 Список используемых источников 31 ВВЕДЕНИЕВ процессе сооружения скважины наиболее существенные изменения фильтрационно-емкостных свойств пласта (ФЕС) происходят в призабойной зоне скважины. Ухудшение ФЕС на начальной стадии ее эксплуатации оказывает влияние не только на производительность, но и на темпы разработки месторождения и конечный коэффициент нефтегазоизвлечения. ФЕС ухудшаются вследствие засорения пласта различными веществами во время первичного вскрытия, цементирования колонны, вторичного вскрытия перфорацией и при различных ремонтах скважины. С этой целью необходимо проводить работы по интенсификации притока углеводородов к скважинам. Актуальность исследований обусловлена разработкой методов воздействия на пласт и технологий, основанных на применении новейших научно-исследовательских разработок и оборудования, позволяющих взаимно увязывать между собой свойства проницаемых пластов и технологических жидкостей. 1.ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ1.1. Географическое расположениеСредневилюйскоеместорождение расположено на территории Вилюйского улуса Республики Саха (Якутия) в 50 км к востоку от г. Вилюйскана площади месторождения расположен поселок Кысыл-Сыр. Разработка месторождения осуществляется ОАО «Якутгазпром», получившим лицензию ЯКУ № 13020 НЭ от 11.03.2005 г. на добычу газа и газового конденсата на Средневилюйском ГКМ на рисунке 1 представлена обзорная схема район работ.  Рисунок 1 – Обзорная схема район работ В орографическом отношении месторождение располагается в пределах Вилюйской аллювиальной равнины. Наиболее крупная река – Вилюй, имеет хорошо развитую пойму, пойменную и четыре надпойменных террасы. Река Вилюй делит месторождение на две примерно равные части. Поставка газа потребителям Центрального региона осуществляется по двухниточному магистральному газопроводу Кысыл-Сыр-Мастах-Берге-Якутск диаметром 530 мм, протяженностью по трассе 468 км и газопроводам-отводам к населенным пунктам. Общая протяженность газопроводов-отводов 471 км, диаметр от 100 до 375 мм. Эксплуатируется 18 газораспределительных станций. 1.2. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластовПромышленная газоносность приурочена к верхнепермским, нижнетриасовым и юрским отложениям. Верхнепермская залежь Р2-I. Горизонт приурочен к верхам пермских отложений и представлен песчаниками и алевролитами. В разрезе выделяются проницаемые песчаные пласты Р2-Ia и Р2-Iб. Пласты по простиранию литологически не выдержаны, между ними прослеживается пласт плотных пород толщиной от 2 до 5 м, выявленная газовая залежь приурочена к пласту Р2-Ia. Залежь – пластовая, сводовая, литологически ограниченная с запада и востока. ГВК залежи принят условно на абсолютной отметке минус 2937 м. При этом ГВК высота залежи составляет 111 м, площадь газоносности 3,14 км2. Новых данных для пересмотра геологического строения и запасов углеводородов по рассматриваемой залежи нет. Нижнетриасовый горизонт Т1-III. Горизонт Т1-III распространен по всей площади и является основным объектом разработки. Литологически пласт представлен песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов и алевролитов, количество которых в общем объеме увеличивается в восточной и юго-восточной частях структуры.продуктивный пласт на дату утверждения запасов опробован в 46 скважинах. Залежь – пластовая, сводовая. ГВК принят на абсолютной отметке минус 2437 м. При этом положении ГВК высота залежи составляет 99 м, площадь газоносности 114,7 км2. Последний пересчет запасов был выполнен в 1999 году. За прошедший период новых данных получено не было, поэтому пересматривать утвержденную модель залежи не целесообразно. Нижнетриасовый горизонт Т1-II (пласты Т1-IIa и Т1-IIб). Продуктивный горизонт Т1-II приурочен к нижней части мономской свиты, перекрывается и подстилается аргиллитами, представлен несколькими песчаными пластами, невыдержанными по простиранию. Горизонт Т1-II продуктивен в переклинальной части Средневилюйской структуры. В присводовой части коллекторы горизонта замещаются глинистыми разностями («лысый свод»). Коллекторские свойства горизонта Т1-II несколько лучше, чем у горизонта Т1-III. Горизонт Т1-II разделен на два пласта - Т1-IIа и Т1-IIб. Залежь пласта Т1-IIб.Пласт Т1-IIбраспространен, в основном, в северной левобережной части структуры. продуктивный пласт на дату утверждения запасов опробован в двенадцати скважинах. Залежь – пластовая, сводовая, литологически экранированная. ГВК залежи принят условно на абсолютной отметке минус 2422,5 м. При этом ГВК высота залежи составляет 108,5 м, площадь газоносности 63,6 км2. Последний пересчет запасов был выполнен в 1999 году. За прошедший период новых данных получено не было, поэтому пересматривать утвержденную модель залежи не целесообразно. Залежь пласта Т1-IIа.В самом своде пласт Т1-IIа отсутствует. продуктивный пласт на дату утверждения запасов опробован в семи скважинах. Залежь пластовая, сводовая, в своде литологически экранированная. ГВК залежи принят условно на абсолютной отметке минус 2424 м. При этом ГВК высота залежи составляет 114 м, площадь газоносности 109,7 км2. Последний пересчет запасов был выполнен в 1999 году. За прошедший период новых данных получено не было, поэтому пересматривать утвержденную модель залежи не целесообразно. Нижнетриасовый горизонт Т1-I, Iа. Горизонт залегает в верхней части аргиллитовой толщи мономской свиты нижнего триаса, представлен песчаниками и алевролитами. По простиранию литологически не выдержан, коллекторские свойства практически не изучены. Залежь пласта Т1-Iа.продуктивный пласт на дату утверждения запасов опробован в скважине №1 (в открытом стволе совместно с вышележащими отложениями среднего и верхнего триаса) - получен приток газа с водой; в двух законтурных скважинах получены притоки воды. Залежь пластовая, сводовая. ГВК залежи принят условно на абсолютной отметке минус 2311 м. При этом ГВК высота залежи составляет 70 м, площадь газоносности 25,65 км2. Залежь разрабатывалась в период с 2002 по 2005 гг. одной скважиной № 21, в настоящее время не разрабатывается из-за резкого падения пластового давления. Пересмотр геологического строения и пересчет запасов рекомендуется провести после результатов опробований в скважинах, перспективных по данным интерпретации материалов ГИС и по данным эксплуатации залежи. Залежь пласта Т1-I.продуктивный пласт на дату утверждения запасов опробован только в скважине № 3 – получен приток газа с конденсатом. Залежь пластовая, сводовая, литологически ограниченная. ГВК залежи принят условно на абсолютной отметке минус 2220 м. При этом ГВК высота залежи составляет 15 м, площадь газоносности 9,06 км2. Результаты бурения и интерпретации материалов ГИС, пробуренных после подсчета запасов (53 скважины), позволили уточнить границу распространения пласта. В контур газоносности попала только одна скважина № 45, испытания пласта во вновь пробуренных скважинах не проводились. Пересмотр геологического строения и пересчет запасов рекомендуется провести после результатов опробований в скважинах, перспективных по данным интерпретации материалов ГИС и по данным эксплуатации залежи. Нижнеюрский горизонт J1-Iб.Продуктивный пласт J1-Iбприурочен к Кысыл-сырской свите, представлен песчаником с редкими прослоями крупнозернистых алевролитов, литологически не выдержан, иногда замещается полностью на аргиллитовые разности. Залежь пласта J1-Iбпродуктивный пласт на дату утверждения запасов опробован в семи скважинах.Залежь пластовая, сводовая. ГВК залежи принят на абсолютной отметке минус 1344 м. При этом ГВК высота залежи составляет 40 м, площадь газоносности 29,1 км2. Верхнеюрский горизонт J3-II.Продуктивный пласт J3-IIприурочен к кровле нижневилюйской свиты, представлен массивным песчаником. Залежь пласта J3-II.продуктивный пласт на дату утверждения запасов опробован в скважине № 2-Ю. Залежь сводовая, массивная. ГВК залежи принят на абсолютной отметке минус 940 м. При этом ГВК высота залежи составляет 9 м, площадь газоносности 11,2 км2. Верхнеюрский горизонт J3-I. Продуктивный пласт J3-I приурочен к нижней части марыкчанской свиты, литологически представлен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Залежь пласта J3-I. продуктивный пласт на дату утверждения запасов опробован в двух скважинах. Залежь пластовая, сводовая. ГВК залежи принят на абсолютной отметке минус 918 м. При этом ГВК высота залежи составляет 18,4 м, площадь газоносности 10,9 км2. После подсчета запасов пробурены 53 скважины (№ 21 –№97), которые вскрыли юрские отложения. Выполненное обобщение геолого-геофизических материалов по вновь пробуренным скважинам позволило уточнить структурную поверхность продуктивных отложений. Изменение газоводяного контакта, по сравнению с ранее принятыми в предыдущем подсчете запасов, не произошло. Пересмотр геологического строения и пересчет запасов рекомендуется провести после результатов опробований в скважинах, перспективных по данным интерпретации материалов ГИС и по данным эксплуатации залежи. Газоконденсатная характеристика месторождения изучалась первоначально (до разработки залежи) по результатам исследования разведочной скважины № 15 (нижнетриасовые горизонты).» равновесия УГК-3 (более 50 опытов, скважины № 55, 39, 51, 38, 45 и 55). Получены следующие данные по газоконденсатной характеристике: - содержание С5 в пластовом газе составило 63 г/м3; - давление начала конденсации равно 22,55 МПа; - коэффициент извлечения 0,75. 1.3. Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидовНа 01.01.2020 г на Госбалансе РФ числятся запасы УВ по Средневилюйскому ГКМ в количестве: Таблица 1 – Запасы УВ по Средневилюйскому ГКМ количестве
Таблица 2 – подсчетные параметры и запасы газа и конденсата
2. АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ2.1. Анализ показателей разработки объектаСредневилюйское газоконденсатное месторождение введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 1975 году. Эксплуатация месторождения в этот период велась с целью газоснабжения поселка Кызыл-Сыр. Годовые отборы газа не превышали 27 млн м3. Накопленный отбор газа за период ОПЭ (1975 – 1985 гг.) составил 230 млн м3, т.е. менее 1 % от начальных балансовых запасов.В 1978 году составлен «Проект разработки Средневилюйского месторождения» (утвержден протоколом ЦКР № 13/79 от 27.04.1979). Проект утвержден Мингазпром по варианту с уровнем годовых отборов газа 4 млрд м3 и выделением первой очереди освоения месторождения с уровнем добычи 2 млрд м3 в год двенадцатью эксплуатационными скважинами. В 1986 году с пуском газопровода Кызыл-Сыр-МастахСредневилюйское месторождение введено в промышленную разработку. В 1988 году в «Коррективах проекта разработки Средневилюйского газоконденсатного месторождения ЯАССР» выполнен анализ текущего состояния разработки (на 01.01.1989). Отмечено отставание фактических темпов отбора газа (0,5 млрд м3/год) от проектных (2 млрд м3/год), обусловленное объемами потребления газа. Проведенная оценка дренируемых запасов газа показала, что залежь пласта T1-III дренируется в достаточно полном объеме девятью действующими эксплуатационными скважинами (объем дренируемых запасов - 80 млрд м3, что составило 73 % от НБЗ). В 2003 году после пересчета запасов газа составлен действующий проектный документ «Уточненный проект разработки Средневилюйского ГКМ». Утвержденный вариант был рассчитан на утвержденные запасы и предусматривал разработку месторождения с уровнями добычи газа в объеме 1,55 млрд. м3 без значительного увеличения уровней добычи газа. Основным объектом разработки на месторождении являются продуктивные горизонты Т1-II и Т1-III, также в разработке участвовали горизонты Т1-I и Р2-I. Юрские залежи на Средневилюйском ГКМ не разрабатывались. Залежь пласта Р2-I находилась в ОПЭ с 1975 г по 1986 г. Начальные балансовые запасы газа утверждены ЦКЗ Мингазпрома в 1976 году в объеме 1142 млн.м3 категории С1. Накопленный отбор газа составил 92 млн.м3 или 8% от начальных запасов. Пластовые давления при этом снизились с 35,62 МПа до 30,85 МПа или на 13,3% от начального. По имеющимся данным дренируемые запасы определяются методом падения пластового давления таблица 3: Таблица 3 – Метод падения пластового давления
Величина дренируемых запасов газа скважиной №21 практически подтверждает начальные балансовые, подсчитанные объемным методом. В настоящее время залежь не разрабатывается. Залежь пласта Т1-I введена в опытно-промышленную разработку в 2002 году, эксплуатировалась по май 2004 года скважиной № 21. Начальное пластовое давление было принято равным гидростатическому. В 2014 году пластовое давление по данным глубинного замера составило 19,59 МПа. На основании результатов замера пластового давления специалистами ОАО «Якутгазпром» была произведена оперативная оценка начальных запасов газа по методу падения пластового давления. Запасы газа составили 172,04 млн.м3, что на порядок ниже подсчитанных в 1971 г. (1066 млн.м3). По результатам исследований 2006 года пластовое давление составило 20,5 МПа. 2.2. Анализ показателей работы фонда скважинАнализ результатов газодинамических исследований скважин, проводимых на месторождении позволил условно разделить фонд скважин на три группы по характеру продуктивности: высокопродуктивных коллекторов – № 5, 15, 34, 39, 40, 46, 61, 83, 84, 87, 95, 96; среднепродуктивных коллекторов – № 31, 32, 35, 48, 55, 63, 65, 97; низкопродуктивных коллекторов – № 20, 21, 33, 41, 47, 49, 51, 53, 54, 58, 88. Площадное расположение указанных групп скважин достаточно хорошо согласуется с геологическими данными по ФЕС коллекторов. Контроль за наличием пластовой воды в продукции скважин осуществляется на УКПГ, имеющем закрытую систему сбора и подготовки газа. Объемы добываемой воды, отнесенные к единице добычи газа (ВГФ), соответствуют естественному влагосодержанию, минерализация не превышает 1 г/л. Месторождение не связано с единой системой снабжения газом РФ и не имеет выхода за пределы Республики Саха (Якутия). Осложняющим фактором разработки является сезонная неравномерность отбора газа. При этом отборы газа в I и IV кварталах примерно в два раза превышают отборы газа во II и III кварталах. Таким образом, фактический уровень добычи газа на месторождении целиком зависит от потребности Центральной Якутии в энергетическом сырье. Отсутствие достаточного количества потребителей углеводородного сырья, газоперерабатывающих заводов, межрегиональных магистральных газопроводов не позволяло увеличить объемы добычи газа и газового конденсата в соответствии с «Уточненным проектом разработки Средневилюйского ГКМ». В 2019 году фактические показатели в области дебитов скважин и отборов газа и конденсата приблизились к проектным. Таблица 4 – Состояние фонда скважин Средневилюйского ГКМ
2.3. Анализ выполнения проектных решенийВ течение 2019 года фактические показатели в области дебитов скважин и отборов газа и конденсата приблизились к проектным. Для обеспечения максимальных суточных отборов в период «пиковых» (зимних) нагрузок уточненным проектом разработки предусмотрена схема отбора, при которой имеются резервные скважины и возможность перевода действующих скважин на более интенсивные режимы эксплуатации.Действующий проект разработки утвержден на проектную добычу газа 1,55 млрд м3. Фактическое потребление газа составило: в 2016 году - 1,31 млрд м3; в 2017 году - 1,28 млрд м3; в 2018 году - 1,28 млрд м3; Невыполнение проектных показателей в части средних дебитов по залежам пласта T1-II связано с необходимостью малопродуктивных скважин № 51 и 88, ухудшающих средние показатели. В целом по месторождению наблюдается тенденция к приближению фактических показателей к проектным в области дебитов и годовых отборов. Таблица 5 – Сопоставление проектных и фактических показателей разработки залежи Т1IIа
Таблица 6 – Сопоставление проектных и фактических показателей разработки залежи Т1IIб
Таблица 7 – Сопоставление проектных показателей разработкизалежи Т1III
3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ОЦЕНКА ФИЛЬТРАЦИОННОЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ПРИ ВОЗДЕЙСТВИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ЖИДКОСТЯМИ3.1. Исследование породыОбъектом исследования выбран образец породы, представляющий собой известняк массивный, однородный, органогенный, без ясно выраженной слоистости с содержанием кальцита 90,2 %, доломита 7,4 % (2,4 % – нерастворимый остаток), объемной и минералогической плотностями 2,36 и 2,68 г/см3 соответственно. Основные данные о модели пласта представлены в таблица 1. Таблица 1 - Основные данные о модели пласта
При исследовании изменения ФЕС модели пласта при нагнетании бурового раствора использовали натурный буровой раствор полимер-коллоидного типа с параметрами: плотность – 1,17 г/см3; условная вязкость – 38,00 с; пластическая вязкость – 24,00 мПа·с; общая минерализация – 169,35 г/дм3; В качестве пластового газа использовали модель газа сепарации: плотность – 0,8 кг/м3; вязкость – 0,011 мПа·с. Компонентный состав газа сепарации: СН4 (84,23 % мольн.), С2Н6 (5,66), С3Н8 (3,59), С4Н10 (0,72), С5Н12 (0,27), С6Н14 (0,16), С7+ (0,43), СО2 (0,94), N2 (4,43) Обрабатывающий кислотный раствор приготовлен из соляной кислоты согласно ГОСТ 3118-77 (х.ч., концентрация 35–38 %) с массовой долей HCl 15 %, с добавкой поверхностно-активного вещества и стабилизатора ионов железа. Термобарические условия при проведении исследований: температура – 25 ºС; пластовое давление – 13,0 МПа; горное давление – 23,0 МПа; Экспериментальные исследования по улучшению ФЕС пород посредством закачки бурового раствора и жидкости интенсификации выполнялись на установке двухфазной фильтрации (Temco) и компьютерном томографе Philips Tomoscan 60/TX. Основными измеряемыми параметрами на установке являются перепад давления, фазовая проницаемость. К контролируемым параметрам относятся объемная подача насосов, пластовое и обжимное (горное) давление. На рисунке 1 представлена функциональная блок-схема экспериментальной установки двухфазной фильтрации и томографического комплекса. В таблице 2 приведены основные технические параметры установки двухфазной фильтрации. Для карбонатных коллекторов наиболее распространенным способом обработки призабойной зоны пласта с целью интенсификации притока углеводородов являются кислотные обработки, относящиеся к химическим методам воздействия на пласт.  Кислотные растворы при контактировании с карбонатной породой в призабойной зоне пласта быстро вступают в реакцию и полностью нейтрализуются.Рисунок 1. Функциональная блок-схема экспериментальной установки Таблица 2 - Технологические параметры установки двухфазной фильтрации
Наибольшее практическое применение на месторождениях для повышения производительности скважин в карбонатных коллекторах нашли соляная кислота и ее смеси с органическими кислотами, нейтральными жидкостями и газами. Основными химическими реакциями при воздействии соляной кислоты на карбонатные породы являются: СаСО3 + 2НСl = СаСl2 + Н2О + СО2, СаМg(СО3)2 + 4НСl = СаСl2 + МgСl2 + 2Н2О + 2СО2. Продукты реакции карбонатной породы и соляной кислоты (хлористый кальций и хлористый магний) вследствие их высокой растворимости в воде не выпадают в осадок из раствора прореаги рованной кислоты. Железистые соединения угольной кислоты (сидерит), входящие в состав карбонатных коллекторов, взаимодействуют с соляной кислотой по схеме: FеСО3 + 2НСl = FеСl2 + Н2О + СО2. Хлористое железо гидролизуется и выпадает из раствора в виде аморфного осадка гидрозакиси железа при рН = 6,5÷7,5 по схеме: FеСl2 + 2Н2О = Fе(ОН)2 + 2НСl. В качестве добавки к соляной кислоте для замедления скорости ее реакции и как стабилизатор кислотных растворов может быть использована уксусная кислота, предупреждающая выпадение в поровом пространстве пласта объемного осадка гидрата окиси железа. С уксусной кислотой сидерит взаимодействует, не образуя осадка, по реакциям: FеСО3 + 2СН3СООН = Fе(СН3СОО)2 + Н2О + СО2. С карбонатами уксусная кислота образует хорошо растворимые в воде соединения по реакциям: СаСО3 + 2СН3СООН = Са(СН3СОО)2 + Н2О + СО2, МgСО3 + 2СН3СООН = Мg(СН3СОО)2 + Н2О + СО2. При взаимодействии соляной кислоты на сульфатизированные карбонатные породы происходит растворение одновременно СаСО3 и СаSО4. Скорость растворения и растворимость карбоната кальция во много раз превосходит растворимость сульфата кальция. Соляная кислота реагирует с сульфатами кальция согласно уравнению: СаSО4 + 2НСl = СаСl2 + Н2SО4. По мере нейтрализации соляной кислоты сульфатами из-за малой растворимости последних при температурах до 66 ºС из раствора выпадает двуводный сульфат кальция (гипс): СаСl2 + Н2SО4 + 2Н2О = СаSО4·2Н2О + 2НСl. При более высоких температурах образуется безводный сульфат кальция. Объем выпавшего двух-водного сульфата кальция (гипса) в два раза превышает объем первично растворенного сульфата кальция. Выпавшие в осадок игольчатого типа кристаллы безводного сульфата кальция могут перекрывать поровые каналы пласта, тем самым приводить к неэффективным соляно-кислотным обработкам. Соединения сульфата кальция с растворами уксусной кислоты не реагируют, поэтому данная кислота предпочтительна для обработки сульфато-содержащих пород. 1 2 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
