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中国天然气管道行业改革动向及发展趋势 【权威发布】石油市场疲软,油公司1100亿美元资产或贱卖 伊朗石油生产成本为每桶3至7美元 (Iran’s Oil Production Costs $3-7 per Barrel Depending on Extraction Zone ) 【石油荟05.10】花旗:五六月份中国原油进口仍将保持强劲
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2016年4月29日 ⁄ 油里油气 技术进展 ⁄ 评论数 0+ ⁄ 被围观 +

 油里油气(www.8360.com):3月30日在京召开了第三届碳捕集利用与埋存CCUS国际论坛会议,大会23个报告全面展示了CCUS领域各个环节最新技术进展,阐述了CCUS产业发展特点,分析了面临的挑战,展望了发展机遇和愿景。本文是《二氧化碳捕集利用与埋存产业化的机遇和挑战(上)》报告后续部分。

二、大会重点报告解读(续)

11、加拿大全流程工业化示范实践历程—从大规模二氧化碳驱油到热电厂碳捕集利用与封存——Mike Monea

加拿大全流程工业化CCS:边界坝示范创新实践。项目产生的粉煤灰、硫酸、二氧化碳都用于出售。这是二氧化碳驱采油机遇。

咸水层封存主要监测技术有石油技术研究中心利用地震成像技术,独立监测二氧化碳地下封存状况, 并评估各种检测设备的有效性、利用650个永久传感器制作注入封存区地震三维图像。

萨斯喀电力碳捕集技术验证设施:首先验证日立-三菱电力公司的胺捕集技术,30万千瓦善德火电站内,为技术供应商提供开放便捷,经济且中立的平台,在商业运营的环境下验证并优化燃烧后捕集技术基本实验捕集能力为120吨CO2/日。

加拿大萨斯喀彻温省:碳捕集利用与封存技术创新的中心,1984年荷兰壳牌加拿大公司在萨省东南部成功进行二氧化碳混相驱三次采油先导试点;同时(1980年代中期),在萨斯喀电力边界坝电站6号机组进行为期2年的燃烧后捕集试验,效果不佳并暂时放弃向油田供应二氧化碳计划;2000年全球最大规模经受检测的CCS-EOR工业化运营在维本-米代尔油田启动,利用来自美国的工业源二氧化碳,15年累计注入2700万吨。维本油田日产量约4500方,二氧化碳驱增采量占60%,效率为1:3。

边界坝项目通过10 +余年研发/技术选择、5年工程设计、3年建设经验、2年调试/运行而取得成功。创造了继续利用煤炭的经济可行符合环保要求的发电模式,强化了通过碳捕集用以强化采油或封存的低排放发电的CCS 商业论证,原预算12.4亿造价相当于全省人均$1,200加元,企业负担:10+亿,联邦政府补贴$2.4亿。

作为面向未来的CCS全球知识中心,萨斯喀电力与必和必拓合作创立CCS知识中心:致力于助力加速CCS研发与应用、降低CCS技术工程造价、支持项目开发风险管控、未来项目可降低造价30%。同时,跨越地理与国际界限,吸收多元化创意,协力解决具体项目技术难题,通过实践分享加拿大的知识与经验,扩大国际合作研发,降低成本,推动CCS发展,与亚洲开发银行等国际组织合作推动大规模示范知识转移。

12、中国石化CO2管道输送技术及工程实践——陈霖

CO2的输送状态可以是气态、超临界状态、液态、固态,但是从大规模运输的可行性来看,流体态(气态、超临界状态和液态)CO2更便于大规模的运输。目前已经实践的输送方式主要有罐车输送、轮船输送和管道输送。国际上在CO2管道输送方面已有多年、大量的工程实践,大部分位于美国,正在运营超过50条独立的CO2管道(包括专线、干线、支线以及洲际与州内的),管网的长度超过7200km,总输量达到6.8×108吨/年。目前,中国CO2的运输主要以低温储罐公路运输为主,CO2管道输送方面的技术研究起步较晚。大规模、长距离CO2输送管道都是将CO2压缩至8MPa以上的压力,以避免二相流和提升CO2的密度,因而便于运输和降低成本。

CO2管道输送技术研究成果:完成了CO2相平衡及物性的理论研究,建立了相平衡计算模型;完成了CO2管输水力、热力特性理论计算模型及实验验证;确定了不同输送工艺的技术边界条件;确定了CO2管道输送时对杂质含量要求;确定阀室间距;基于地理信息数据的二氧化碳管道设计与优化;输送状态的安全性评估;管道延性断裂扩展控制;完成了CO2管道泄放试验研究;CO2管道输送规范及译著。

CO2管道输送工程实践:经过这几年的探索与研究,我公司在CO2捕集、分离提纯、井场注入和管道输送技术的理论研究和工程设计建设方面取得了一定成果。目前项目主要包括:正理庄油田高89区块CO2管道工程、齐鲁石化CO2输送及驱油封存示范工程、胜利电厂百万吨CCUS-EOR项目、华东油气田CO2驱工业化应用输送管道工程等。

CO2管道输送面临的挑战和前景:挑战主要为源汇匹配问题,前景方面,IEA估算了运输管道的部署潜力,2020年和2050年,全球CO2输送管道建设总长度将分别为1万公里及20万公里,管道投资需求分别为150亿美元及8250亿美元。

13、中国石油吉林油田CCS-EOR实践——王峰

吉林油田历程:1998-2002年:吉林油田在新立228区块CO2驱油矿场试验;2006年:长岭气田高含CO2气田开发,CO2气源更加稳定,国家和中国石油开展相关重大项目研究;2007年开始:在大情字井油田扩大试验,目前已进入工业化应用阶段。

中国石油吉林油田CCS-EOR项目技术框架:采用改进的胺法工艺分离捕集CO2;在陆相低渗油藏实施CCS-EOR技术;采用循环注入方式实现CO2零排放;系统研究和监测陆相油藏CO2埋存的可靠性。吉林已建成四个CCS-EOR示范区,并率先进行工业化应用,共有注气井组69个,年注入CO235万吨,累注气97万吨。

经过近10年研究和实践,形成了陆相沉积低渗透油藏CO2驱油与埋存三大系列八项主体技术,实现了CCS-EOR工业化应用:CO2驱油与埋存油藏工程技术系列;CO2驱油与埋存注采工程技术系列;CO2驱油与埋存地面工程技术系列。建成国家能源CCS-EOR技术研发(实验)中心和国家级技术示范产业化基地。研发了CO2驱油与埋存相关技术专利30项,建立了从设计、施工、生产、管理和维护全过程相关标准25项,在国内外刊物发表论文100余篇拥有一支以中国石油高级技术专家为首的CO2驱油与埋存技术创新和专业管理团队。

项目应用效果:

(1)实现了增油与埋存的双赢:预测可增油10.4%~19.2%;CO2通过水动力、溶解和矿化等机理在油藏中埋存,数模预测驱替过程中最终埋存率在50%以上,目前动态埋存率持续保持在90%以上。

(2)关键技术经过了矿场验证:CO2与原油通过相间传质逐步混相,提高驱油效率,可以有效提高采收率;建立了以缓蚀剂防腐为主,关键部位使用耐蚀材质的低成本防护技术方法;建立了“理论+模拟+中试”三位一体的研究方法,明确了不同脱碳方法的技术条件和应用环境;针对不同气源供给、应用规模,形成了CO2输送及循环注气技术;建成CO2输送管道53公里、试验站3座;建成黑46大规模超临界循环注入站;建立了CO2埋存状况监测评价方法,系统研究陆相油藏CO2埋存的可靠性;积极参与交流合作,在国际国内引起广泛关注。

前景展望:积极致力于跨行业联合减排。红在大情字井、莫里青等油田(混相资源近1.5亿吨)继续开展的CO2混相驱工业化试验成果;针对陆相低渗透油藏非均质性强、裂缝发育等特点,完善CO2、空气和N2泡沫驱技术,探索低渗透油田气驱提高采收率技术;针对致密油(乾安、红岗地区资源2亿吨以上),研究试验CO2非混相驱、吞吐和CO2无水蓄能压裂技术;积极参与国家层面减排战略研究,展示中国石油负责任大公司形象,积极为国内外油田提供CO2驱油相关技术服务。

14、中国CO2驱油全流程经济评价方法研究——孟新

汇报分为四个部分:CO2-EOR项目经济评价特点;CO2-EOR项目经济评价参数估算方法;CO2-EOR项目社会效益估算方法;结论与建议。

CO2-EOR项目经济评价特点:全技术流程经济评价;项目社会效益巨大,要评价社会效益;效益测算采用增量测算原则。

CO2-EOR项目经济评价参数估算方法:捕集投资估算方法可采用生产规模指数法、系数法、详细估算法;捕集成本估算方法可采用经验估算法、类比法或因素估算法、详细估算法;管道运输主要包括投资估算和成本估算;驱油封存——投资蛀牙包括钻井工程改造投资、地面工程改造投资、基于操作成本变化规律的成本预测方法。

CO2-EOR项目社会效益估算方法:社会效益主要包括天然气替代煤炭燃烧减排效益、能源安全效益、二氧化碳封存减排效益。根据CDM交易机制,按照CO2封存减排效益计算模型计算减排效益;采用相同热值的天然气与煤炭燃烧所释放的温室气体的差值来计算天然气替代煤炭燃烧减排效益;参照美国相关资料计算能源安全效益。

结论与建议:全流程经济评价结果显示:不考虑社会效益的情况下CO2-EOR项目效益较差。但是社会效益巨大,在此类项目决策中应予以考虑。项目经济评价应基于全生命周期内效益,在评价期内,未来可能带来的碳补贴及碳指标交易

收益可以作为直接经济效益予以核算。建议对产生巨大社会效益的CCUS项目给予适当补贴;同时,进一步加快碳交易市场的建立与完善,以促进CO2-EOR等CCUS碳减排项目的开展。

15、长庆油田特低渗透油藏开展CCUS面临的机遇与挑战——李兆国

汇报首先介绍了长庆油田的基本情况,主要包括工作区域、自然环境、油田分布与交通情况、原油产量、油藏类型、储层主要地质特征等。

开展CCUS面临的机遇:国际上CO2驱提高采收率技术较为成熟,国内CO2驱提高采收率技术取得突破;应对全球气候变暖,中国积极开节能减排工作;开展CCUS对中国节能减排和树立大国形象意义深远;中石油集团高度重视,积极开展工作;长庆油田具有开展CCUS的有利因素:长庆主力油藏连片分布,长庆三叠系油藏原油粘度低,流动性好,部分区块能达到混相,国内东部油田已形成配套的CO2驱油与埋存技术可供借鉴,、长庆油田具备一定CO2埋存能力。

开展CCUS面临的问题与挑战:长庆油田地表地貌为黄土高原,沟壑纵横、梁峁交错,微裂缝发育,渗透率更低,地层水矿化度高,与国内其它油田相比差异较大,开展CO2驱油与埋存技术难度更大。主要有以下挑战:挑战一:“低渗、低压、低丰度”三低油藏、非均质性强、矿化度高等;油藏特征与CO2驱油适应性问题;挑战二:注水开发配套的注采工艺与CO2驱油适应性问题;挑战三:特殊地形地貌下CO2驱油地面工程的适应性问题;挑战四:CO2驱油与埋存安全风险控制问题;挑战五:CO2驱提高采收率政策及成本问题;挑战六:CO2气源保障和安全供给问题。

CCUS产业可持续三要素、两步走:三个要素,国家政策的支持、廉价稳定的碳源、可观的EOR效益;两步走,先导性试验和规模性推广。

16、敦华石油CCUS技术进展及在新疆地区的应用-李启明

汇报分为三个部分:新疆地区CCUS现状与需求;敦华石油CCUS技术研发;敦华石油CCUS市场服务。

2014年全国二氧化碳排放总量为100亿吨,新疆地区二氧化碳排放量达到3.5亿吨。十二五国家重大基础研究“温室气体提高采收率的资源化利用及地下埋存”项目分析,国内油田二氧化碳资源化利用及埋存潜力为130-150亿吨,新疆地区约40亿吨。我国EOR项目尚处于起步阶段,新疆落后于中东部地区。敦华石油是目前新疆地区唯一针对石油开采与炼制行业开展CCUS企业。北疆地区石油开采与炼制行业年碳排放1300万吨,且相对比较集中,主要集中在奎屯、克拉玛依和乌鲁木齐周边。准格尔盆地适合二氧化碳驱的石油探明储量12亿吨。

根据石油石化行业自身特点,敦华石油在石油石化行业进行了二氧化碳捕集、利用及埋存,首先对石油炼制加热炉进行节能技改,提高热效率,降低烟气温度,增加烟气中二氧化碳浓度,将低温烟气进行二氧化碳捕集、脱硫,液化氮气、脱硝。然后将捕集的二氧化碳和氮气注入油井驱油、提高采收收率,实现碳埋存。打造了石油碳循环的节能与环境一体化工程。核心技术:CO2捕集采用AEA醇胺溶液进行二氧化碳捕集,降低了二氧化碳成本;N2回收根据氮气、氮氧化物沸点不同,对脱碳的烟气进行降温,依次脱二氧化氮、一氧化氮,最终液化氮气;具有二氧化碳及氮气驱油、埋存油藏工程设计能力;自主研发的注入设备实现了冷注和热注;具有二氧化碳及氮气注入资质。

技术服务方面:二氧化碳捕集方面,中石油克拉玛依石化公司甲醇厂PSA驰放气10万吨/年二氧化碳液化捕集项目,项目投资1亿元。预计2015年11月20日投料生产。中石化塔河炼化PSA驰放气10万吨/年二氧化碳捕集、8000万方/年氮气空分项目,完成了征地、初设及主设备的采购,预计2016年8月建成投产。项目投资1.8亿元。二氧化碳复合蒸汽吞吐,提高石油产量:2013—2014年在新疆油田完成39井次的二氧化碳辅助蒸汽吞吐,共充注二氧化碳1010吨,累计增油4299.4吨,换油率为4.25。稠油区高轮次井节蒸汽、降成本:2015年在新疆油田完成48口井降蒸汽试验,累计充注二氧化碳1200吨,节约蒸汽18659吨,降低生产成本近300万。塔里木盆地塔河油田超深井二氧化碳吞吐,中石化塔河油田注入11井次,累计充注二氧化碳7410吨,增油5400t,埋存二氧化碳6000t。

17、延长石油碳减排技术进展与规划——高瑞民

延长石油通过开展CCUS项目,将“碳减排-碳捕集—碳驱油—碳封存”融为一体,使延长石油走上绿色循环经济可持续发展的道路。

技术设计思路原则:原则一:油气煤化工发展坚持资源互补,最大限度的提高资源利用率,降低能耗,减少三废排放;原则二:CO2分类分阶段捕集,达到低成本捕集。原则三:CO2代水提高油田采收率和压裂增产,实现环保创效。原则四:将驱油与封存相结合,将CO2永久封存于废弃油藏或咸水岩层;原则四:将驱油与封存相结合,将CO2永久封存于废弃油藏或咸水岩层。

图  延长石油碳减排流程路线图

减排、利用与封存工程进展情况:

(1)创新性开展油气煤综合利用和减排技术示范工作,开展了靖边油、煤、气综合利用示范项目、榆林炼油厂油煤共炼制油项目、兴平煤提取煤焦油与制合成气一体化技术(CCSI)项目。

(2)低成本CO2捕集与循环再利用进展:中煤榆林能化公司2014年启动建设36万吨/年的捕集装置,计划2015年12月建成投产;兴化新科气体公司利用先进的工艺技术及装备捕集提纯工业废气,生产8万吨/年食品级液态CO2;榆林煤化公司于2012年11月建成了5万吨/年的CO2捕集装置。

(3)特低渗油藏CO2驱油与封存进展:开展特低渗油藏CO2驱油与封存室内评价;裂缝性低渗油藏CO2气驱的一体化油藏工程设计;形成了裂缝性低渗油藏扩大气驱波及体积方法与技术;CO2驱油与埋存先导试验区,分别开辟了靖边乔家洼试验区、吴起油沟试验区。

(4)CO2压裂增产技术进展:分别有前置CO2增能压裂技术、CO2泡沫压裂技术、CO2干法压裂室内评价技术,并开展了CO2压裂矿场应用。

(5)CO2地质封存安全监测进展:主要开展了生产动态监测、产出流体监测、腐蚀安全监测、二氧化碳驱前缘监测、浅地表环境监测等。

碳工作规划发展远景:扩大延长石油煤化工、煤油共炼和CCSI项目建设,园区建成后预计比传统煤化工年减排CO2达到1200万吨以上;在现有50万吨/年CO2捕集基础上,分阶段论证并推进总400万吨/年捕集工作;十三五末建成输气能力100万吨/年的CO2输送管线,并推进200-300公里输送能力400万吨/年的CO2输送管线建设;成1200个井组以上的CO2地质封存与提高原油采收率工业化应用基地,开展100口页岩气和天然气井CO2压裂,年动态封存CO2 约400万吨,提高原油采收率8%-15%以上;启动鄂尔多斯盆地内油层下部咸水层的埋存的研究工作;形成完整的煤化工CO2捕集、驱油、封存和压裂技术体系与标准;建设一支高水平的CCUS运营管理团队,可以承担碳减排、捕集、管输、利用与封存项目管理与技术研发的工作重任,保证延长石油的CCUS工作健康稳步发展;探索CCUS的商业模式,为我国其他地区的低碳发展提供可借鉴的经验。

CCUS工作的发展探讨:促进先进煤化工技术减排最终实现零排放,需要国家出台清洁机制和排放限制要求,同时要考虑不同行业的政策平衡;碳减排配额是促进减排的重要措施,但碳核查工作必须配套;远离封存地点的碳捕集是最大的挑战,因此后继碳排放源需要提前规划配套封存条件;低油价形势下,即使低成本优势的油田企业在减排封存上也面临减排效益问题,国家应优先考虑支持;国家应大力培育碳交易、碳监测与核查工作,保证碳减排的公平有效。

18、CO2驱全周期油藏管理——魏凌利

报告汇报了壳牌在美国一个项目的注气采油历程,给出了CO2驱油藏管理的目的和油藏管理及监测技术。

19、西澳Hub西南埋存点CO2注入性评价——Ali Saeedi

报告给出了澳大利亚与二氧化碳封存有关的项目,有7个捕集示范项目在运行或已结束,有1个埋存项目在运行,有1个LNG或二氧化碳埋存项目即将启动,有3个二氧化碳捕集与埋存项目在评价,有1个优秀项目被取消。

国家地质封存实验室,澳大利亚政府提供了4840万美元基金以及其他重要的额外的支持来自合作者,比如澳大利亚科工组织、科廷大学、西奥大学,西奥矿业部和西南石油中心CCS项目。

报告给出了储存地点、盐水层的物性。目前已有4口井钻进至潜力储层,且取得了4口井的岩心材料。

做了大量的驱替实验来求取相对渗透率、残余饱和度和流体-岩石的相互作用数据。岩心样品驱替介质为饱和了二氧化碳的盐水。相对渗透率下降和上升现象都有发现,下降主要是由于颗粒移动与堵塞,上升主要是由于孔隙堵塞材质的移除,成岩作用对注入性能影响比较大。

20、二氧化碳矿化发电研究——王昱飞

报告分析了CCUS面临的形势与挑战,汇报了CO2矿化发电研究进展,CO2矿化发电潜在发电前景分析。主要的原理是将CO2矿化成能量更低的碳酸根,从而实现埋存和发电,由于供电密度比较低目前发电仅局限于室内。矿化需要碱性矿物,主要有天然矿物和工业废渣废液等。该技术具有较大的前景。

21、新一代全自主知识产权浅井U型管的研发——李琦

该技术主要是用来评估CCS风险、监测。CCS存在潜在的泄漏风险,主要对浅部含水层有物理、化学和生物破坏的风险。

预警CO2是否泄漏至地表,评估泄漏对浅层地下水的影响,目前技术主要有气体监测和地球化学监测、地球物理监测。

浅部环境监测——U型管取样系统。浅部地球化学监测方法是基于对地层中水样、气样的分析,因此样品的代表性、监测点位的可重复性以及取样深度等都直接受制于取样技术及取样方法。U型管取样系统是一种一孔多层保真取样系统。中科院武汉岩土所研发的U型管取样系统包括深部取样系统(200~2000m)和浅部取样系统(10~100m);浅部U型管取样系统是利用高压氮气作为动力源的一种取样装置。

中科院U型管共研发了4代产品,深度有20-2000m不等,并在胜利、神华、吉林和延长得到现场应用。

U型管可应用于各种地下流体取样工作:废弃物地下封存;地下能源资源开采领域;地下水动态监测领域;农业、林业、地下储库、地质调查等区域工程或质监站长期监测维护。

22、促进低碳投资的商业动力-以CCUS为例——Gill Blair

汇报分为3个部分:对中国低碳宣言、研究和教育的支持工作,爱丁堡大学/爱丁堡大学商学院简述,架起能力建设缺口的桥梁-管理教育和合作发展。

报告给出了与中国广东合作推动CCS的历程,建立了英国-中国广东CCUS中心。2015年7月海丰项目一期工程可行性研究启动,拟建设百万吨CCUS示范。2015年7月8日,第一届碳市场国际交流培训班开课。2014年爱丁堡商学院和北京光华学院签订备忘录。

商业与气候变化中心成立于2008年,开设第一个碳金融理科硕士专业,即将开设能源与金融市场理科硕士专业,共有7位成员,致力于低碳和能源金融商业,和中国的合作主要有清华大学能源环境经济研究院、北京大学光华学院、中国广州碳交易、成立中英CCUS中心。

23、碳捕集对电厂耗水量的影响——Tony Zhang

首先介绍全球CCS学会,学会是国际会员组织,总部在华盛顿,会员包括政府人员、跨国公司、小公司、研究机构和非政府组织,具有包括CCS/CCUS产业链的专业知识,组织的愿景是CCS是低碳未来的积极组成部分。

报告给出了国家碳捕集研究与发展论文发表情况和机构碳捕集研究与发展论文发表情况,说明中国正在积极发展CCS事业,资金主要来源于政府、国际机构、碳排放量大的公司、工程公司、风险投资、商业领导者和其他投资。

CCS发展的挑战:碳埋存需要详细的评估、碳捕集需要降低成本、政策与管理的重大支持。

对决策者的建议:政策支持是决定性的;发展全球埋存资源;在工业部分和发展中国家发展CCS。

二氧化碳捕集中的水需求主要有冷却和过程水耗,主要是冷却。降低耗水量的方法:降低冷却水水耗主要有预热利用、提高补给系统的效率、用低温溶剂、使用干冷系统;降低过程水耗主要有优化水平衡管理系统和降低再生频率。

其他建议:可以采用干冷,尽管成本和能耗比较大;诸如膜系统和吸收体系等新技术需要较少的水耗,在水资源匮乏的地区比较适合;提高水回收利用能够帮助中国干旱地区降低冷却水用量。

三、体会认识:

随着全球变暖、气候变化,碳捕集利用与埋存形式日益严峻,世界各国政府、企业、研究机构等组织都在积极开展碳捕集利用与埋存实践,且取得丰硕的成果。

1、政策对碳捕集利用与埋存影响大

由于碳捕集需要投入大量资金,利用与埋存部分的盈利能力也比较弱,商业化运行成功的案例相对比较少。在目前情况下,碳捕集利用与埋存开展需要政策或法律法规的引导与支持,比如碳交易、碳监测与核查工作等,实现碳捕集利用与埋存事业的进步。

2、中国正在积极开展碳捕集利用与埋存多项技术示范

中国正在积极开展碳捕集利用与埋存多项技术示范,捕集主要是在电厂方面,华能、神华等煤电企业开展多项技术示范,利用主要是在油田方面,有中石化、中石油、延长油田等国有企业开展了二氧化碳埋存利用技术示范,技术研发主要在科研院校方面,有华中科技大学、清华大学、北京大学、中科院等多所研究机构致力于碳捕集利用与埋存技术的研发。

3、二氧化碳驱油技术已相对成熟

通过美国、加拿大以及国内江苏、华东、胜利、吉林、大庆、长庆、延长等油田的工程实践,二氧化碳驱油技术相对成熟,主要技术难题和攻关方向集中在二氧化碳系统防腐、防窜、效果评价以及泄露风险监测方面。

积极学习调研国内外二氧化碳驱油技术,主要包括注入井设计、采油井设计、系统防腐防窜、地面回收利用设计等,提升分公司二氧化碳提高采收率技术的水平。

4、关注国家、自治区与碳捕集利用与埋存政策的变化,充分利用国家、自治区政策,积极探索分公司二氧化碳提高采收率降低成本的途径。


 

 
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