Es una fuerza por unidad de superficie y puede expresarse en unidades tales como pascal, bar, atmósferas, kilómetros por centímetro cuadrado y lpc (libras por pulgadas cuadradas).
Pruebas de presion
Una prueba de presión puede definirse como la medición continua, del comportamiento de la presión, en un pozo de interés, el cual se origina por el cambio del caudal de producción o de inyección, en el mismo pozo o en otros de interferencia.
Al realizar pruebas de presión, se busca evaluar parámetros del yacimiento, suministrando un impulso de entrada (generalmente un cambio en la tasa de flujo) y medir la respuesta (usualmente un cambio en la presión).
La respuesta del yacimiento está gobernada por los siguientes parámetros: permeabilidad, efecto de daño, coeficiente de almacenamiento, distancia de los límites, propiedades de fractura, coeficiente de doble porosidad, etc. Basado en las propiedades físicas del yacimiento, se busca establecer un modelo, que pueda ser analítico o numérico, el cual se ajusta con la respuesta medida del yacimiento, logrando de esta manera evaluar el valor de dichos parámetros.
Objetivo de las pruebas de presión
El objetivo de una prueba de presión es adquirir información del pozo y del yacimiento utilizando técnicas apropiadas que permitan mediante el análisis de una prueba de presión definir el modelo de yacimiento estableciendo el inicio y el fin de cada periodo de flujo, identificando cada patrón de flujo, estimando los parámetros que se pueden obtener, es decir describir y definir el modelo del yacimiento de un campo hidrocarburifico.
Comportamiento de la presión en yacimiento de crudos pesado extrapesado
Al nivel de yacimiento de crudo pesado y extrapesado, el mecanismo de producción predominante es el empuje por agua, como resultado de la actividad de los acuíferos asociados. Esta actividad del acuífero es la razón de la poca variación de presión aún en los yacimientos que ya presentan elevado factor de recobro.
En el campo Leona Oeste que se encuentra localizado en el Estado Anzoátegui, en el Flanco Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela, y dentro de la denominada Área Mayor de Oficina el mecanismo de producción predominante es el Empuje Hidráulico.
A medida que la presión disminuye en el yacimiento como consecuencia de la producción de petróleo y gas, se genera una presión diferencial, primero entre el pozo y la zona de petróleo y posteriormente entre la zona de petróleo y el acuífero. Cuando el diferencial de presión o disturbio de presión a través de su viaje en el yacimiento llega al contacto agua-petróleo, el agua del acuífero, que se encuentra más cerca de la zona de petróleo se expande progresivamente como consecuencia de la caída de presión y es allí donde se presenta la intrusión de agua en el yacimiento; mientras el tiempo avanza, el disturbio sigue su viaje a través del acuífero y el volumen de agua se va incrementando, lo que hace aumentar a su vez la intrusión de agua en la zona productora. Es evidente que el tamaño del acuífero tiene gran importancia en estos procesos.
TIPOS DE PRUEBAS DE PRESION UTILIZADAS EN POZOS DE CRUDO PESADO Y EXTRAPESADO
Las pruebas de presión que son aplicadas en los pozos de crudo pesado y extrapesado son las siguientes:
Prueba de Gradiente Estático o Dinámico (BHP-BHT) (“Bottom hole pressure –Bottom hole temperature”)
Estas pruebas consisten en la medición de puntos de presión dentro de la tubería de producción, se puede hacer con el pozo fluyendo (determinando gradiente dinámico) o con el pozo cerrado (determinando gradiente estático). La prueba se realiza introduciendo un sensor en la tubería de producción y registrando cada cierta profundidad (1000 pies, 500 pies, 100 pies) por diferente paso de tiempo. La respuesta de presión mientras se realiza la medición de gradiente estático se aproximará al valor de gradiente del fluido encontrado dentro de la formación siempre y cuando durante la prueba no se perciba ningún cambio importante de segregación de fluidos.
Al realizar pruebas de presión, se busca evaluar parámetros del yacimiento, suministrando un impulso de entrada (generalmente un cambio en la tasa de flujo) y medir la respuesta (usualmente un cambio en la presión).
La respuesta del yacimiento está gobernada por los siguientes parámetros: permeabilidad, efecto de daño, coeficiente de almacenamiento, distancia de los límites, propiedades de fractura, coeficiente de doble porosidad, etc. Basado en las propiedades físicas del yacimiento, se busca establecer un modelo, que pueda ser analítico o numérico, el cual se ajusta con la respuesta medida del yacimiento, logrando de esta manera evaluar el valor de dichos parámetros.
Objetivo de las pruebas de presión
El objetivo de una prueba de presión es adquirir información del pozo y del yacimiento utilizando técnicas apropiadas que permitan mediante el análisis de una prueba de presión definir el modelo de yacimiento estableciendo el inicio y el fin de cada periodo de flujo, identificando cada patrón de flujo, estimando los parámetros que se pueden obtener, es decir describir y definir el modelo del yacimiento de un campo hidrocarburifico.
Comportamiento de la presión en yacimiento de crudos pesado extrapesado
Al nivel de yacimiento de crudo pesado y extrapesado, el mecanismo de producción predominante es el empuje por agua, como resultado de la actividad de los acuíferos asociados. Esta actividad del acuífero es la razón de la poca variación de presión aún en los yacimientos que ya presentan elevado factor de recobro.
En el campo Leona Oeste que se encuentra localizado en el Estado Anzoátegui, en el Flanco Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela, y dentro de la denominada Área Mayor de Oficina el mecanismo de producción predominante es el Empuje Hidráulico.
A medida que la presión disminuye en el yacimiento como consecuencia de la producción de petróleo y gas, se genera una presión diferencial, primero entre el pozo y la zona de petróleo y posteriormente entre la zona de petróleo y el acuífero. Cuando el diferencial de presión o disturbio de presión a través de su viaje en el yacimiento llega al contacto agua-petróleo, el agua del acuífero, que se encuentra más cerca de la zona de petróleo se expande progresivamente como consecuencia de la caída de presión y es allí donde se presenta la intrusión de agua en el yacimiento; mientras el tiempo avanza, el disturbio sigue su viaje a través del acuífero y el volumen de agua se va incrementando, lo que hace aumentar a su vez la intrusión de agua en la zona productora. Es evidente que el tamaño del acuífero tiene gran importancia en estos procesos.
Las pruebas de presión que son aplicadas en los pozos de crudo pesado y extrapesado son las siguientes:
Prueba de Gradiente Estático o Dinámico (BHP-BHT) (“Bottom hole pressure –Bottom hole temperature”)
Estas pruebas consisten en la medición de puntos de presión dentro de la tubería de producción, se puede hacer con el pozo fluyendo (determinando gradiente dinámico) o con el pozo cerrado (determinando gradiente estático). La prueba se realiza introduciendo un sensor en la tubería de producción y registrando cada cierta profundidad (1000 pies, 500 pies, 100 pies) por diferente paso de tiempo. La respuesta de presión mientras se realiza la medición de gradiente estático se aproximará al valor de gradiente del fluido encontrado dentro de la formación siempre y cuando durante la prueba no se perciba ningún cambio importante de segregación de fluidos.
DRILL STEM TEST (PRUEBAS DE PRESIÓN DST)
Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento. Es una forma efectiva y poco costosa para evaluar las zonas productivas potenciales antes de invertir en un equipo de completación para el pozo. Consta de una completación temporal para 5 ó 15 días.
Durante la perforación, el fluido es bombeado a través del drill stem (derecha) y fuera de la mecha, por lo tanto, en un DST, el fluido proveniente de la formación es recolectado a través del drill stem mientras se realizan medidas de presiones.
Interpretación típica de gráficos de presión de pruebas DST
En la prueba DST se obtiene un registro de presión de todo el flujo y del cierre, el cual tiene una apariencia como la del gráfico que se muestra. La sección I muestra un incremento en la presión de la columna hidrostática de lodo, a medida que se baja la herramienta. Cuando alcanza el fondo, se obtiene la máxima presión debido a la columna de lodo. Al asentar las empacaduras se crea una compresión del lodo en el anular del intervalo a probar, lo que corresponde al incremento de la presión en el punto II. Cuando se abre la herramienta y el fluido de la formación fluye hacia ella, la presión se comporta tal como se aprecia en la sección III. Luego que se cierra la herramienta, resulta un período de restauración como se ve en IV. El primer período de flujo y cierre es usualmente seguido por otros períodos de flujo y cierre, tal como se muestra en el esquema. Cuando la prueba finaliza, se desasientan las empacaduras, lo que ocasiona un retorno a la presión hidrostática debido a la columna de lodo que se ve en el punto V y entonces la herramienta se saca, VI. El fluido recuperado de la prueba puede ser estimado de la capacidad de la tubería de producción o de la cantidad recuperada en superficie si se tiene un DST fluyendo.
comportamiento representativo de una prueba DST
Después de construir la Carta de Presión Esquemática para una prueba DST, se compara con las diferentes cartas bases (obtenidas en pruebas de campo) para con ello identificar permeabilidades y fluidos presentes.
Cuando se realizan pruebas DST se deben tomar en cuenta tres factores que afectan los resultados, entre esos efectos se tienen:
1.-Efecto de la prueba previa de presión (pretest)
Para presiones
altas, la respuesta de la presión de cierre en ambos períodos se incrementa. La
variación entre las respuestas se reduce en el segundo período de cierre y a
medida que la presión del pretest se acerca a la presión estática de la
formación, el efecto del pretest en el DST es muy pequeño.
2.-Efecto de la permeabilidad
Cuando la permeabilidad aumenta, la presión del pozo se recupera más rápido, aunque el efecto es pronunciado incluso en el caso de altos valores de permeabilidad. En todos los casos, la presión se eleva por encima de la presión de la formación. Para un DST en formaciones de gran permeabilidad, la respuesta de la presión es significativamente afectada por el período del pretest.
3.-Efecto de la temperatura
Para permeabilidades bajas (aproximadamente 0,2 md/ft), el efecto de la temperatura provoca un incremento constante de la presión al final de cada período de cierre. Para formaciones de alta permeabilidad, el cambio de la presión resultante, debido al efecto de la temperatura, es despreciable ya que el líquido puede fluir dentro o fuera de la formación. Si la variación de temperatura es alta (> 1°C) el efecto de ésta podría ser más importante.
ANÁLISIS DE LA PRUEBA DE PRESION DST
Esquema de evaluación preliminarEn función de los objetivos de la prueba DST a realizar en el pozo HAL-04X, se propone el siguiente esquema de evaluación preliminar:
Flujo de limpieza
En este periodo primeramente se desplazará la columna de fluido de trabajo para luego iniciar la limpieza del pozo. Es importante que este flujo se extienda hasta observar un porcentaje de agua y sedimentos menor o igual que 1% (%AyS ≤1).
Cierre inicial (BU-1)
El propósito del mismo será establecer el nivel de daño y la capacidad de flujo radial inicial del yacimiento y servir a su vez de comparación para el cierre subsiguiente. Asimismo, permitirá recuperar la presión inicial del reservorio a fin de mejorar los resultados a obtener en la prueba multitasa.
Flujo de evaluación
Para la realización de ésta se operará la bomba a diferentes revoluciones por minuto, las cuales se irán aumentando en forma progresiva. El propósito de esta prueba será evaluar el comportamiento de producción del pozo, permitiendo así calcular el índice de productividad del mismo.
ANÁLISIS DE LA PRUEBA DE PRESION DST
Esquema de evaluación preliminarEn función de los objetivos de la prueba DST a realizar en el pozo HAL-04X, se propone el siguiente esquema de evaluación preliminar:
Flujo de limpieza
En este periodo primeramente se desplazará la columna de fluido de trabajo para luego iniciar la limpieza del pozo. Es importante que este flujo se extienda hasta observar un porcentaje de agua y sedimentos menor o igual que 1% (%AyS ≤1).
Cierre inicial (BU-1)
El propósito del mismo será establecer el nivel de daño y la capacidad de flujo radial inicial del yacimiento y servir a su vez de comparación para el cierre subsiguiente. Asimismo, permitirá recuperar la presión inicial del reservorio a fin de mejorar los resultados a obtener en la prueba multitasa.
Flujo de evaluación
Para la realización de ésta se operará la bomba a diferentes revoluciones por minuto, las cuales se irán aumentando en forma progresiva. El propósito de esta prueba será evaluar el comportamiento de producción del pozo, permitiendo así calcular el índice de productividad del mismo.
Segundo cierre y toma de muestras (BU-2)
Este uno de los periodos de mayor importancia dentro del esquema propuesto y en conjunto con el cierre anterior, servirá para determinar la capacidad de flujo y daño, permitiendo realizar un mejor ajuste de los parámetros de yacimiento, siendo este uno de los objetivos principales de la evaluación. Además, si el radio de investigación es suficiente para ello, se determinará la geometría del área de drenaje asociada al pozo.
Cabe destacar que al final de este periodo se activarán los toma muestra; asegurando que el crudo se encuentre en estado monofásico; ya que de capturar las mismas durante el periodo de fluencia, las caídas de presión en el interior de la tubería podrían ocasionar la separación del gas que se encuentra en solución con el petróleo. La gráfica 4.2 muestra un comportamiento estimado de la presión con respecto a la profundidad, de la misma se extrajo la información presente en la tabla 4.17; en la cual se observa que para los datos asumidos y aun cuando el pozo estuviese produciendo a una tasa de 60 BPD, la presión a la altura de los toma muestras se encontraría por debajo de la presión de burbujeo estimada (928 lpc).
Presión a la profundidad de los toma muestras, considerando variación de la tasa de producción
Flujo final
Esta prueba de flujo tendrá como finalidad oficializar las reservas generadas ante el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo.
El analizador de pozo es una unidad electrónica compacta que se controla por medio de un computador portátil que opera con el programa Total Well Management (TWM), esta unidad adquiere y digitaliza las señales recibidas por el micrófono y el transductor de presión instalados en la pistola de gas, al igual que las señales emitidas por la celda de carga y el acelerómetro instalados en la varilla lisa, estas señales son enviadas al computador para su procesamiento. El analizador de pozo contiene una batería interna de 12 Voltios, esta es una batería de 2.5 Amp-hora.
Muchos documentos se han presentado acerca de los métodos para el cálculo de la presión de fondo a partir del nivel de líquido en el anular determinado acústicamente. La presión de fondo de pozo es la suma de la presión de cabeza del revestimiento (casing) y las presiones de la columna hidrostática debidas al líquido y al gas en el anular.
PRUEBAS DE PRESIÓN NO CONVENCIONALES
Incrementar la eficiencia en las operaciones de producción requiere que las características de la formación y el completamiento sean bien definidas y analizadas antes de asignar fondos a operaciones de estimulación y/o workover. Tal información es generalmente obtenida de análisis de datos de presión medidos con registradores wireline.
Esas medidas han sido hechas pocas veces en pozos con levantamiento artificial, debido al tiempo requerido para retirar las varillas y las tuberías de producción para correr las pruebas. Esta necesidad estimulo el desarrollo de técnicas para el cálculo de presión en fondo no convencionales.
Estas técnicas no convencionales calculan la presión en fondo de pozo basadas en medidas de presión en cabeza de pozo y determinación del nivel de fluido en el anular mediante estudios ecometricos que nos permite calcular la profundidad de la interface gas-liquido.
El equipo empleado en la realización de pruebas no convencionales de presión es el Echometer, el cual consta de diferentes elementos, que describen a continuación.
Analizador de pozo
El analizador de pozo es un sistema integrado de adquisición de datos, que permiten maximizar la producción de gas o petróleo y minimizar los gastos de operación. Combinando las medidas de presión de superficie, nivel acústico de líquido, dinamómetro, potencia y respuesta de presión, se pueden determinar, entre otros parámetros, la productividad del pozo, la presión del yacimiento, la eficiencia general, las cargas del equipo y el desempeño del pozo.
El sistema portátil que se ilustra en la figura, tiene múltiples funciones, controla la secuencia de prueba de pozo, adquiere, almacena, procesa, despliega, y administra los datos en el sitio del pozo para generar un análisis inmediato de las condiciones de operación del pozo. El instrumento es compacto, fuerte y está diseñado para ser usado en condiciones climáticas adversas.
Incrementar la eficiencia en las operaciones de producción requiere que las características de la formación y el completamiento sean bien definidas y analizadas antes de asignar fondos a operaciones de estimulación y/o workover. Tal información es generalmente obtenida de análisis de datos de presión medidos con registradores wireline.
Esas medidas han sido hechas pocas veces en pozos con levantamiento artificial, debido al tiempo requerido para retirar las varillas y las tuberías de producción para correr las pruebas. Esta necesidad estimulo el desarrollo de técnicas para el cálculo de presión en fondo no convencionales.
Estas técnicas no convencionales calculan la presión en fondo de pozo basadas en medidas de presión en cabeza de pozo y determinación del nivel de fluido en el anular mediante estudios ecometricos que nos permite calcular la profundidad de la interface gas-liquido.
El equipo empleado en la realización de pruebas no convencionales de presión es el Echometer, el cual consta de diferentes elementos, que describen a continuación.
Analizador de pozo
El analizador de pozo es un sistema integrado de adquisición de datos, que permiten maximizar la producción de gas o petróleo y minimizar los gastos de operación. Combinando las medidas de presión de superficie, nivel acústico de líquido, dinamómetro, potencia y respuesta de presión, se pueden determinar, entre otros parámetros, la productividad del pozo, la presión del yacimiento, la eficiencia general, las cargas del equipo y el desempeño del pozo.
El sistema portátil que se ilustra en la figura, tiene múltiples funciones, controla la secuencia de prueba de pozo, adquiere, almacena, procesa, despliega, y administra los datos en el sitio del pozo para generar un análisis inmediato de las condiciones de operación del pozo. El instrumento es compacto, fuerte y está diseñado para ser usado en condiciones climáticas adversas.
1.- Pistola a gasLa pistola a gas es utilizada para realizar el estudio acústico del pozo, contiene una cámara que es cargada con gas comprimido para ser disparada por el anular del pozo y crear una pulsación acústica, que viaja a través del gas hacia el fondo del pozo; las reflexiones de este pulso son convertidas a señales eléctricas por medio de un micrófono de alta resolución que se encuentra instalado en la pistola y son digitalizadas y almacenadas en el computador. Mediante este procedimiento se obtiene información como presión en cabeza y en fondo, niveles de fluido y conteo de collares de tubería, entre otros.
2.- Transductor de presiónLas medidas de presión del revestimiento se hacen con un transductor electrónico que se instala en la pistola de gas. El transductor estándar tiene un rango de operación de 0 a 1500 psi. La placa del transductor de presión tiene un número de serie y seis coeficientes que se usan para calcular la presión a partir de los datos de salida del transductor. Los coeficientes se entran en la pantalla de instalación antes de hacer una prueba.
3.- Celda de carga tipo herradura (HT)La celda de carga tipo herradura es un transductor altamente exacto diseñado para proveer un valor de carga preciso para la toma de dinagramas, esta celda de carga se ubica en la barra lisa, entre la abrazadera permanente de la barra lisa y la barra porta varillas.
Esta celda posee un acelerómetro que mide la aceleración de la barra lisa por medio de integración numérica de la señal de aceleración versus tiempo.
Esta celda posee un acelerómetro que mide la aceleración de la barra lisa por medio de integración numérica de la señal de aceleración versus tiempo.
4.- Celda de carga de la barra lisa (PRT)El transductor tipo barra lisa es un sensor muy conveniente para mediciones rápidas y fáciles de dinamómetro, este consiste en una abrazadera tipo C la cual se localiza en la barra lisa. Este transductor contiene medidores extremadamente sensitivos que miden el cambio en el diámetro de la barra lisa debido al cambio en la carga durante una carrera de bomba. Este transductor también tiene un sensor de aceleración.
Programa de administración completa del pozo (TWM)
El TWM es un programa empleado por el analizador de pozo para la toma y análisis de pruebas; consiste en una serie de rutinas para la adquisición de datos, análisis y presentación de resultados de las diferentes pruebas que se pueden realizar, las cuales son:
Programa de administración completa del pozo (TWM)
El TWM es un programa empleado por el analizador de pozo para la toma y análisis de pruebas; consiste en una serie de rutinas para la adquisición de datos, análisis y presentación de resultados de las diferentes pruebas que se pueden realizar, las cuales son:
- Prueba acústica
- Prueba dinamométrica
- Prueba de potencia y corriente
- Prueba de contrabalance
- Prueba de trasiente de presión
PRUEBAS DE PRESION USANDO ECHOMETER
Las medidas de presión de fondo del pozo fluyendo (pwf), las pruebas de restauración de presión, y el análisis del comportamiento de influjo (IP), son las principales herramientas disponibles para determinar la presión del yacimiento. La permeabilidad de la formación, el índice de productividad, la eficiencia de bombeo, y el daño, son factores que pueden usarse en la optimización de las operaciones de producción del pozo.
Estas técnicas se usan principalmente en pozos que fluyen naturalmente y en algunos pozos por levantamiento por gas, donde la información de presión se obtiene fácilmente de registradores de presión de fondo transportados con cable de acero; sin embargo, la presencia de varillas en pozos con bombeo mecánico, impide en la práctica y en forma rutinaria, mediciones directas de la presión de fondo.
La solución de este problema se encontró por medio del cálculo de la presión de fondo a partir de medidas de la presión en cabeza de pozo (CHP) y determinando el nivel de fluido en el anular, por medio de registros acústicos; para realizar esta labor se emplea el analizador de pozo, que permite la realización automática de pruebas de restauración de presión en pozos con bombeo, usando mediciones en superficie y análisis de datos en tiempo real y en el sitio del pozo.
Para obtener con mayor exactitud los cálculos de la presión de fondo de pozo, el programa analizador de pozo tiene en cuenta las variaciones de temperatura y las variaciones de la velocidad acústica debido a los cambios en la composición del fluido del anular que se origina por las variaciones de presión durante la prueba.
Durante una prueba de pozo (restauración o caída), la presión, la temperatura y la composición del gas en el anular pueden manifestar cambios significativos. Esto puede originar variaciones en la velocidad acústica del gas. En un momento determinado la velocidad acústica promedio se calcula con una cuenta automática de las reflexiones de uniones filtradas y con el promedio de la longitud de los tubos.
Una tabla de la velocidad acústica en función del tiempo se genera para cada secuencia de prueba y se almacena con los datos de presión.
Las medidas de presión de fondo del pozo fluyendo (pwf), las pruebas de restauración de presión, y el análisis del comportamiento de influjo (IP), son las principales herramientas disponibles para determinar la presión del yacimiento. La permeabilidad de la formación, el índice de productividad, la eficiencia de bombeo, y el daño, son factores que pueden usarse en la optimización de las operaciones de producción del pozo.
Estas técnicas se usan principalmente en pozos que fluyen naturalmente y en algunos pozos por levantamiento por gas, donde la información de presión se obtiene fácilmente de registradores de presión de fondo transportados con cable de acero; sin embargo, la presencia de varillas en pozos con bombeo mecánico, impide en la práctica y en forma rutinaria, mediciones directas de la presión de fondo.
La solución de este problema se encontró por medio del cálculo de la presión de fondo a partir de medidas de la presión en cabeza de pozo (CHP) y determinando el nivel de fluido en el anular, por medio de registros acústicos; para realizar esta labor se emplea el analizador de pozo, que permite la realización automática de pruebas de restauración de presión en pozos con bombeo, usando mediciones en superficie y análisis de datos en tiempo real y en el sitio del pozo.
Para obtener con mayor exactitud los cálculos de la presión de fondo de pozo, el programa analizador de pozo tiene en cuenta las variaciones de temperatura y las variaciones de la velocidad acústica debido a los cambios en la composición del fluido del anular que se origina por las variaciones de presión durante la prueba.
Durante una prueba de pozo (restauración o caída), la presión, la temperatura y la composición del gas en el anular pueden manifestar cambios significativos. Esto puede originar variaciones en la velocidad acústica del gas. En un momento determinado la velocidad acústica promedio se calcula con una cuenta automática de las reflexiones de uniones filtradas y con el promedio de la longitud de los tubos.
Una tabla de la velocidad acústica en función del tiempo se genera para cada secuencia de prueba y se almacena con los datos de presión.
El gradiente de la columna del gas se calcula en función de la presión, temperatura y gravedad del gas. El gradiente de la columna de fluido en el anular es una función de la composición de los líquidos y de la razón de agua/petróleo y gas/liquido en sitio. Las condiciones de bombeo y la geometría del pozo determinan las distribuciones del fluido.
ESPERO QUE LA INFORMACION SEA DE MUCHA AYUDA, NO OLVIDEN COMENTAR!!!!GRACIAS
