地质监督现场工作手册.docx
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地质监督现场工作手册
西北油田分公司塔河油田
地质监督现场工作手册
西北油田分公司
工程监督中心地质工程监督部
目录
1地质监督岗位职责与技能要求
1.1岗位职责
1.2技能要求
2施工现场监督
2.1工作准备
2.2监督实施
2.3色谱、传感器等设备标定及校验
2.4开工验收
2.5重点层位井深卡取
2.6水平井（侧钻井）A、B点确定和轨迹控制
2.7岩芯录井
2.8油气水资料收集、层位落实
2.9现场实物资料的验收
2.10其他录井项目
2.11其他项目监督
2.12施工现场协调、配合
2.13不合格的处理
2.14监督工作总结
3相关管理规定
3.1安全与环保
3.2保密及廉洁规定
3.3汇报制度
3.4交接班制度
4相关技术标准及规范
5相关记录
1地质监督岗位职责与技能要求
1.1岗位职责
地质监督是受作业者委派，依据有关的法规、技术标准、规范、合同、设计对现场地质录井项目施工进行监督管理的执行者，受派出部门管理并对其负责。
其主要职责：
1.1.1依据钻井地质设计、合同，相关标准、规范以及监督计划对地质录井项目施工进行监督，确保钻井地质设计任务的完成；
1.1.2参加地质录井项目的开工验收和阶段性验收；
1.1.3纠正地质录井施工中违反合同、设计、标准和规范要求的行为；根据合同对承包商的人员资质、设备、录井质量、资料以及所提交的综合录井图件和报告进行检查、验收；
1.1.4现场协调录井队、钻井队以及其他施工单位的关系；
1.1.5核实项目施工工作量，及时反馈现场生产信息；
1.1.6遇紧急情况及时上报项目监督组、地质工程监督部及监督生产办公室；
1.1.7及时提交地质录井项目监督评定及总结。
1.1.8完成上级主管部门安排的其他工作任务。
1.2技能要求
1.2.1具有本专业中专以上学历；
1.2.2具有中级以上专业技术职称或相当技术水平；
1.2.3具有5年以上的现场地质工作经验；
1.2.4持有相应的岗位资格证书和安全技术证书；
1.2.5熟知地质录井工作原理、钻井地质各项作业技术要求和钻井工作流程；
1.2.6具有指导现场录井人员做好地质录井工作的能力；
1.2.7熟悉本工区及区域地质情况，会利用各种资料卡准目的层和取芯井段，预报将钻遇地层的主要岩性、油、气、水显示及钻井难点等；
1.2.8会利用测井资料进行一般的油、气、水层和岩性解释。
除了掌握上述技能外，还应该遵守《中石化安全生产十大禁令》和《工程监督中心职业道德守则》。
中石化安全生产十大禁令
一、严禁在禁烟区域内吸烟、在岗饮酒，违者予以开除并解除劳动合同。
二、严禁高处作业不系安全带，违者予以开除并解除劳动合同。
三、严禁水上作业不按规定穿戴救生衣，违者予以开除并解除劳动合同。
四、严禁无操作证从事电气、起重、电气焊作业，违者予以开除并解除劳动合同。
五、严禁工作中无证或酒后驾驶机动车，违者予以开除并解除劳动合同。
六、严禁未经审批擅自决定钻开高含硫化氢油气层或进行试气作业，违者对直接负责人予以开除并解除劳动合同。
七、严禁违反操作规程进行用火、进入受限空间、临时用电作业，违者给予行政处分并离岗培训；造成后果的，予以开除并解除劳动合同。
八、严禁负责放射源、火工器材、井控坐岗的监护人员擅离岗位，违者给予行政处分并离岗培训；造成后果的，予以开除并解除劳动合同。
九、严禁危险化学品装卸人员擅离岗位，违者给予行政处分并离岗培训；造成后果的，予以开除并解除劳动合同。
十、严禁钻井、测录井、井下作业违反井控安全操作规程，违者给予行政处分并离岗培训；造成后果的，予以开除并解除劳动合同。
工程监督中心职业道德守则
1、按照守法、公正、严细、科学、务实的准则，维护西北油田分公司（局）的信誉、利益和被监督方的合法权益。
2、依据合同、设计、规范、标准和制度，坚持科学的态度和实事求是的原则，严管理、硬兑现。
3、树立“质量是企业的生命”的意识，及时、准确反馈现场监督信息，认真履行监督岗位职责。
4、不准收受被监督方的任何礼金，不准接受被监督方的宴请。
5、不准在被监督方或材料、设备供应商中兼职，不准强行向被监督方推销设备、物资。
6、不准以个人名义承揽监督业务，不准利用权力要求被监督方向第三方分包工程。
7、维护监督的尊严和信誉，不准与被监督方共同谋取私利和舞弊，不准损害甲乙双方利益；不准徇私评定，不准对被监督方进行无理刁难和报复。
8、加强思想政治学习和业务学习，努力提高业务能力和监督水平。
服从上级正确领导，圆满完成上级交办的工作任务。
2施工现场监督
2.1工作准备
2.1.1地质监督工作依据
2.1.1.1合同；
2.1.1.2钻井地质设计；
2.1.1.3钻井工程设计；
2.1.1.4主管部门指令；
2.1.1.5《石油天然气勘探开发地质录井规范》——Q/SH0076-2007；
2.1.1.6《石油天然气勘探开发钻井地质规范实施细则（新疆探区）（试行）》（2002西北分公司）；
2.1.1.7《气测录井资料解释规程》——SY/T5969-2005；
2.1.1.8《地质录井开工验收标准》——Q/SHXB0001-2007；
2.1.1.9《综合录井仪标定、校验规则（试行）》——Q/SHXB0019-2005；
2.1.1.10《综合录井资料验收标准》——Q/SHXB0031-2007；
2.1.1.11《定量荧光录井暂行规定（试行）》——2007.9.24发布、实施；
2.1.1.12《西北油田分公司钻井取芯管理规定》——西北油监督发（2008）07号；
2.1.1.13《碳酸盐岩分析仪标定、分析技术规程（试行）》——Q/SHXB0030-2007；
2.1.1.14西北油田分公司的有关规定；
2.1.1.15其他。
2.1.2熟悉钻井地质设计，明确钻井地质目的，了解预测的地层、岩性、油气层、地层压力和具体的录井要求；
2.1.3对钻井地质设计有疑问或现场不易操作的问题提出意见和建议；
2.1.4熟悉地质录井项目监督计划，了解监督控制点及监督工作内容；
2.1.5收集、熟悉区域和邻井的地层、岩性、油气层、地层压力等资料，应特别注意了解钻探地区易井涌、井喷、井漏、坍塌等复杂井段的层位及邻井在相应井段的处理经过、结果、经验教训等资料；
2.1.6收集施工录井队伍和钻井队伍信息，备齐监督日志或监督巡查记录表、监督通知单、监督控制点清单。
2.2监督实施
地质工程部接到××井地质录井项目《施工作业开工通知单》后，即开始对该井实施监督。
2.3色谱、传感器等设备标定、校验
2.3.1色谱仪的标定、调试
2.3.1.1色谱标准定量校验一律采用“定量进样——校正曲线法”，绘制成电压响应信号——百分含量校正曲线，即标准工作校验曲线；
2.3.1.2工作曲线标定顺序先做烃类，再做非烃类，并按次序编号，每条曲线之间间隔为30min；
2.3.1.3全烃、C1、非烃标定采用7点法，组份标定采用6点法；
2.3.1.4仪器标定结束后，绘制刻度曲线及电压——百分含量浓度对照表；
2.3.1.5仪器标定在每口井气测录井前标定一次，连续工作超过6个月时应再标定一次。
2.3.2传感器校验、调试
2.3.2.1转盘转速/泵冲传感器：
接通工作电源后，无信号输出；当金属物体靠近传感器端面距离＜12mm时，指示灯常亮；当金属物体远离传感器端面距离＞20mm时，指示灯熄灭；精度要求：
±1%；
2.3.2.2压力型（立压、套压、扭距、大钩负荷）传感器：
采用7点法标定；连接标准压力校验台，接通工作电压，给传感器加满量程压力，然后逐点记录输出电流值；线性关系＜±2%；
2.3.2.3出口流量传感器：
传感器机械转动部份无卡滞现象，传感器上、下死点输出电流值（满量程）分别为4、20（mA）；
2.3.2.4入/出口密度传感器：
传感器传压系统无漏油现象，传感器的校验输出电流与理论密度值的对应关系见下表；
标准水柱（mm）
270
300
525
750
误差要求
±1％
传感器输出电流值（mA）
4
5
12.5
20
理论密度值（g/cm3）
0.90
1.00
1.75
2.50
精度
0.02
2.3.2.5入/出口电导传感器：
传感器校验环阻与输出电流、电导率的对应线性关系见下表，精度：
±2%；
环阻RL
9kΩ
144Ω
72Ω
36Ω
18Ω
12Ω
9Ω
传感器输出电流值（mA）
4
5
6
8
12
16
20
电导率（ms/cm）
0
3.125
6.25
12.5
25.0
37.5
50.0
此表为参照数据，各型号传感器应根据出厂参数进行对应校验。
2.3.2.6入/出口温度传感器：
用精密电阻箱代替铂电阻（Rt）来进行校验和标定，电阻值与温度之间的对应关系见下表，精度：
±1℃；
电阻值（Ω）
100.00
111.67
123.24
134.70
138.50
146.06
对应温度（℃）
0
30
60
90
100
120
2.3.2.7池体积传感器：
用档板替代测定液位分别进行标定，液位与电流的对应关系见下表，精度：
单池±1%，总池±1.5%；
池体积液位（m）
低位
0.5m
1m
1.5m
高位
对应电流（mA）
4
20
2.3.2.8硫化氢传感器：
通电24h以上探头输出稳定后，进行零点和量程调节，测试样品浓度与电流的对应关系见下表；
浓度（ppm）
0
10
20
50
对应电流（mA）
4
20
2.3.2.9仪器标定及校验全程必须连续，发生中途停电、曲线间断、仪器故障等必须重新标定、校验；
2.3.2.10标定、校验结束，依据《综合录井仪标定、校验规则》审核、签发监督控制点施工报验单一式两份，施工单位和部门各保留一份。
2.4开工验收
2.4.1根据施工方提出开工验收申请的时间，会同相关部门人员组成验收组，准时到施工现场进行验收；
2.4.2录井公司（项目部）完成对现场施工录井队的自检自查，并有相关记录；
2.4.3施工组织：
现场录井队人员配备不少于7人，应包括录井队长1名、地质大班1名、仪器大班1名、采集工、仪器操作员各2名；
2.4.4人员资质：
现场人员资质与投标书一致，学历证、职称证、上岗证、井控证、H2S培训证、HSE证等证件齐全；
2.4.5仪器、设备资质：
综合录井仪型号与投标书一致，设备档案齐备，荧光灯、双目显微镜、压力校验仪、传真电话、防爆电话等辅助设备性能良好；
2.4.6物资材料：
荧光对比系列、标定气样、各类报表、岩屑箱、岩芯箱、百格盘及办公用品等配备齐全，数量满足生产要求；
2.4.7技术准备：
邻井及区域地质资料收集齐全、组织学习设计、标准及规范、制定施工计划、质量保证措施、绘制有关图表；
2.4.8设备安装、标定：
综合录井仪安装、传感器安装标定、色谱仪标定、钻井液槽安装等依照《石油天然气勘探开发钻井地质规范实施细则（新疆探区）（试行）2002西北分公司》及《综合录井仪标定、校验规则（试行）（2005西北分公司）》执行；
2.4.9井控：
配备便携式H2S检测仪、正压式呼吸器各5套，与钻井队签定HES协议；
2.4.10安全、环保：
制定有HSE计划书；每栋营房配备2个干粉灭火器（≥2㎏）；人员健康档案齐全；仪器房、营房布置距离井口≥30m，在危险场所设置安全标志；专人保管有毒有害化学试剂，防爆装置到位；仪器房上设立风向标；仪器房、营房整洁，物品摆放整齐；
2.4.11其它：
录井队值班室门口挂队牌，劳动防护用品齐备；
2.4.12验收具体项目依照《地质录井项目开工验收标准》执行。
2.4.13验收通过后，现场签发开工验收书（表）一式两份，施工单位和部门各保留一份；
2.4.14向现场施工方下发监督控制点清单一式两份，施工单位和部门各保留一份。
2.5重点层位井深卡取
2.5.1重点层位井深卡取，以地质监督为主体，其他专业监督配合；
2.5.2随钻地层剖面：
绘制及时、规范；
2.5.3岩屑观察、描述：
见2.10.1.2项；
2.5.4资料收集：
收集位于本井不同方位两口以上邻井的测井曲线、旬报、油气水等资料；
2.5.5施工措施：
卡层措施制定及时、可行，采用的地层对比方法正确，地层预测科学合理；
2.5.6施工配合：
各施工单位相互沟通及时、全面、有效；
2.5.7卡取验证：
对层位卡取结果进行验证、总结；
2.5.8卡层施工结束，依据《综合录井资料验收标准》审核、签发监督控制点施工报验单一式两份，施工单位和部门各保留一份。
2.6水平井（侧钻井）A、B点确定及轨迹控制
2.6.1直（斜）导眼施工结束后，录井队应及时向甲方主管部门提交井眼轨迹调整建议；
2.6.2岩屑捞取、清洗、干燥：
见2.10.1.1项；
2.6.3岩屑观察、描述：
见2.10.1.2项；
2.6.4目的层砂顶卡取措施：
卡层措施制定及时、可行，采用的地层对比方法正确，地层预测科学合理，与钻井队各施工单位相互沟通及时、全面、有效；
2.6.5混油井段选择：
进入主要目的层前混油井段选择应满足录井要求；
2.6.6井眼轨迹控制：
根据实钻岩屑、气测、荧光等情况，及时、合理的对井眼轨迹提出调整建议；
2.6.7钻井施工配合：
钻井队及时提供详实的实钻和预测井眼轨迹数据，根据录井队提出的轨迹调整建议及时修正钻进井眼轨迹；
2.6.8A、B点施工结束，依据《综合录井资料验收标准》审核、签发监督控制点施工报验单一式两份，施工单位和部门各保留一份。
2.7岩芯录井
2.7.1施工措施：
取芯目的明确，采用的地层对比方法正确，地层预测科学合理；
2.7.2取芯层位确定：
地层划分准确，取芯层位和取芯依据符合设计、主管部门指令、规范要求；
2.6.3油气层揭开厚度：
探井不得超过2.00m，评价井、开发井不得超过1.00m；
2.7.4施工配合：
录井队应向钻井队提交取芯任务书，明确取芯目的、层位、进尺、取芯率及预测岩性等；
2.7.5取芯进尺：
在相同钻压下，丈量到底方入和割芯方余；
2.7.6岩芯出筒：
必须使用出芯钳（岩芯夹持器），由专人负责出芯；出芯时岩芯筒出口位置高度应≤0.2m；出芯后，根据岩芯的岩性、含油气性，向甲方主管部门提出下步施工建议；
2.7.7岩芯清洗、丈量：
根据岩芯的含油气性，决定是否清洗岩芯；岩芯采用漂洗方式将钻井液清洗干净，严禁冲洗；岩芯清洗干净后，依据岩性特征、含有物、断面特征、岩芯形状和化石、印痕、岩芯爪痕迹等情况，恢复岩芯原始顺序和位置，松散、破碎的岩芯用“体积法”堆放或用口袋装好；岩芯长度采取一次丈量法，切勿分段丈量；岩芯磨损时，按实际长度量取；
2.7.8取芯进尺、取芯率：
取芯进尺、取芯率没有达到设计、规范要求的，应分析原因并及时汇报甲方相关部门；
2.7.9取芯专报：
在出芯后的下一个工作日内，将取芯回次、取芯和出芯时间、井段、进尺、芯长、取芯率、层位、分段岩性定名、深度、视厚、岩芯编号、含油气性、破碎及磨损程度等情况汇报甲方相关部门；
2.7.10岩芯描述：
岩芯描述应包括岩性定名、颜色、矿物成份、结构、构造、胶结物、化石及含有物、物理化学性质、含油气水情况、地层倾角及接触关系等内容；碳酸盐岩岩芯描述还应包括孔、洞、缝及充填情况、充填物及结晶情况，缝合线情况等；绘制素描图和照相；填写裂缝、孔洞统计表；
2.7.11岩芯分层：
一般岩性，厚度≥10cm的均要单独分层描述，厚度＜10cm的作条带或薄夹层描述；厚度＜10cm的油气层、化石层及有地层对比意义的标志层等要单独描述；连续取芯的上下界面，厚度＜10cm的也需单独分层描述；
2.7.12岩芯采样：
根据设计、规范及现场需要，在出芯后的下一个工作日内，进行岩芯采样送验，对采样进行登记——填写采样登记表；
2.7.13岩芯编录：
岩芯编号采用自上而下、逐块编号的原则进行统一编录，编号包括取芯回次、本块岩芯序号、岩芯总块数；长度≥5㎝的岩芯自然块须进行统一编号；编号写在位于每块岩芯近顶部处、大小为≤4×2.5㎝的白底方块内；松散、破碎用袋装的岩芯，在袋面明显处写上井号、回次号、岩芯编号及岩芯长度（≤20㎝/袋）；填写本次取芯回次票和分层票；
2.7.14岩芯油气显示分类
2.7.14.1碎屑岩：
油砂：
岩石均匀含油，含油饱满，含油面积或荧光干照发光面积在90%以上，岩芯颜色为原油改变，滴水成珠，油味浓；
油浸：
含油分布不均匀，含油面积或荧光干照发光面积在50—90%之间，岩芯可见少部分岩石本色，含油部分基本连通，含油部分滴水成珠状或半珠状状含油，含油部分互不连通，大部分呈现岩石本色，含油面积或荧光干照发光面积在10—50%之间；
油迹：
岩芯微含油，略具油味，仅见少部分岩芯为原油浸染，呈斑点状或条带状，含油面积或荧光干照发光面积在1—10%之间，或有油的残留痕迹；
含油面积或荧光干照发光面积＜1%者，定为荧光显示，不列入含油气级别，只作描述记录；
2.7.14.2碳酸盐岩：
对于缝、洞储集类型的岩芯，要认真观察、详细描述裂缝面、孔洞的含油情况，根据岩芯含油产状、含油面积、缝洞发育情况，将油气显示级别分为三级；
对于孔隙储集类型的岩芯，则参照碎屑岩岩芯含油气级别的定级进行。
含油：
对孔隙性碳酸盐岩，指含油面积＞60%，且含油饱满者；对致密碳酸盐岩，指洞缝发育、开启程度较好，且含油或油浸面积占这类洞缝总面积30%以上；
油斑：
对孔隙型碳酸盐岩，指含油面积＜60%,且呈斑点状分布；对致密碳酸盐岩，指含油面积或油浸部分占发育、开启程度较好的洞缝总面积的5－30%；
油迹：
含油面积＜5%，或具油味，借助荧光试验，具明显的含油显示，显示面积在1－5%；
含油面积或显示面积＜1%，含油的洞缝发育、开启各程度不好的，一律不定级，只作描述记录。
2.7.15取芯施工结束，依据《综合录井资料验收标准》审核、签发监督控制点施工报验单一式两份，施工单位和部门各保留一份。
2.8油气水资料收集、层位落实
2.8.1油气水资料收集：
井深、层位、钻时、荧光、气测、槽面显示、泵压、钻井液性能、工况、样品采集等；
2.8.2溢流、井涌资料收集：
除2.8.1项资料外，还需收集涌出物、涌出量、起始时间、间歇周期、油气上窜速度、悬重、采取的技术措施；
2.8.3井喷资料收集：
除2.8.1项资料外，还需收集喷出高度、喷出物、喷出量、起始时间、间歇周期、悬重、采取的技术措施；
2.8.4井漏资料收集：
除2.8.1项资料外，还需收集起始时间、漏失量、漏失速度、井口钻井液返出情况、采取的技术措施、漏失原因分析；
2.8.5油气专报：
发现油气显示后24小时内，将收集的油气资料汇报至甲方相关部门；
2.8.6异常（井涌、井喷、井漏）专报：
发生异常情况，第一时间将简要情况汇报至甲方相关部门，异常发生后，24小时内将收集的异常情况资料汇报至甲方相关部门；
2.8.7层位落实：
显示层的井段、岩性、厚度、显示级别等确定准确、合理，进行了样品采集，无丢漏油气显示层；
2.8.8岩屑录井油气显示级别
2.8.8.1碎屑岩：
根据岩屑含油饱和度、含油岩屑比例、荧光实验及滴水实验等综合因素，将油气显示级别分为四级；
油砂：
岩屑含油饱满、均匀、油味浓、含油岩屑比例＞75%，岩屑干照和有机试剂浸泡液均有荧光显示，含油岩屑滴水成珠；
油浸：
岩屑具有油味、含油岩屑比例在50%-75%之间，岩屑干照和有机试剂浸泡液均有荧光显示，含油岩屑滴水不渗；
油斑：
岩屑有油味、含油岩屑比例在10%-50%之间，岩屑干照和有机试剂浸泡液均有荧光显示；
油迹：
岩屑略有油味、含油岩屑比例＜10%，岩屑干照或有机试剂浸泡液有荧光显示；
岩屑不具油味，不见油迹，但具荧光显示的一律不定级，只做描述记录；
2.8.8.2碳酸盐岩：
根据含油岩屑在全部岩屑中所占的百分比例分为三级，
含油：
含油岩屑比例＞30%；
油斑：
含油岩屑比例在5－30%之间；
油迹：
含油岩屑比例在1－5%之间；
含油岩屑比例＜1%的一律不定级，只作描述记录。
2.8.9井口显示分类
2.8.9.1井喷：
井口见喷出物连续或间断性喷出；喷出高度或距离＞20m为强喷，5-20m为中喷，1-5m为小喷；
2.8.9.2井涌：
钻井液出口见涌出物呈连续或间断性涌出；气测值、钻井液性能发生显著变化，入口流量无变化，出口流量增大，总池体积增加；
2.8.9.3油、气浸：
钻井液架空槽槽面见原油油花或天然气气泡，油花、气泡面积占槽面面积30%以上，全烃、组份值高，钻井液密度下降，入/出口流量变化不明显；
2.8.9.4溢流：
钻井液架空槽槽面见原油油花、天然气气泡或其他溢出物，油花、气泡面积占槽面面积＜30%，全烃、组份值上升，钻井液性能变化不明显，入/出口流量变化不明显；
2.8.9.5放空：
钻压瞬间为0，并伴有井深跳变；井深跳变＞0.2m为明显放空，井深跳变＜0.2m为微弱放空；
2.8.9.6井漏：
入口流量无变化，出口流量下降，总池体积减少；漏失速度＞30m3/h为大漏，漏失速度10-30m3/h为中漏，漏失速度＜10m3/h为小漏；
2.8.10施工单位完成油气水资料收集、层位落实后，依据《综合录井资料验收标准》审核、签发监督控制点施工报验单一式两份，施工单位和部门各保留一份。
2.9现场实物资料验收
2.9.1验收申请：
完钻测井3日内，录井队将现场实物资料（岩芯、岩屑、样品等）整理完毕后，向业主代表提出现场实物资料验收申请，业主代表接到验收申请后2日内到现场进行实物资料验收；
2.9.2实物资料验收
2.9.2.1岩芯：
无污染，按编号依次放置，回次票、分层票、采样标签齐全；岩芯箱完好，岩芯箱标签完整清晰（标签内容包括井号、回次、箱号、岩芯号段、井段、地层时代、接收单位）；
2.9.2.2岩屑：
岩屑（正副）样包装无破损、污染、量足、放置次序正确；岩屑样标签完整清晰（标签内容包括井号、编号、井深）；岩屑箱完好，岩屑箱标签填写清晰（标签内容包括井号、箱号、编号段、包数、井段、接收单位、日期）；百格盘完好，井深标注清晰，标签完整清晰（标签内容包括井号、盘号、井段、接受单位、日期）；取芯井段应有岩芯样；
2.9.2.3岩芯验收入库清单：
内容包括层位，箱号，与箱号对应的岩芯编号、井段、进尺、芯长、取芯率、入库芯长、采样、备注；
2.9.2.4岩屑验收入库清单：
内容包括箱号，与箱号对应的岩屑编号、井段、包数、备注；
2.9.2.5采样登记表：
内容包括采样时间、地点（井号）、岩芯编号、长度或岩屑编号、数量、重量、采样井段、分析项目、采样单位、采样人、备注；
2.9.2.6验收具体项目按照《综合录井资料验收标准》执行。
2.9.3现场实物资料验收完毕，出具《现场实物资料检查表》一式两份，施工单位和部门各保留一份；
2.9.4在现场实物验收结束的第三个工作日内，提交地质录井项目监督评定及总结及地质录井承包商业绩考核信息表（含电子文档）。
2.10其他录井项目
2.10.1岩屑录井
2.10.1.1岩
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