PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS

FACILIDADES DE SUPERFICIE

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FACILIDADES DE SUPERFICIE

Las instalaciones mediante las cuales se llevan a cabo el transporte y

separación de los fluidos producidos por un pozo se denominan facilidades de

superficie. El objetivo fundamental de las facilidades de superficie en

operaciones de producción petrolera, consiste en separar los fluidos del pozo

en sus tres componentes básicos: crudo, gas y agua.

Equipo superficial del pozo

El pozo debe estar completado (equipos de producción dentro del pozo en

funcionamiento, pruebas de producción realizadas, válvulas de seguridad (impide

reventones) debidamente aseguradas al cabezote del pozo y las válvulas maestra, de

brazo, manómetros y estranguladores (choques) instalados y probados.

Los pozos que fluyen naturalmente están en general equipados con un elemento

que no se requiere en la producción de extracción por gas o para pozos de bombeo, y

eso es un estrangulador.

Cabezal

Evidentemente, si algún dispositivo es útil y necesario es el cabezal del pozo. El

cabezal es un elemento que provee un medio seguro y adecuado para sostener y

anexar el equipo de “control de arremetidas durante la perforación” y mas adelante

suministra un sello entre las diferentes sartas de revestimiento, y finalmente una

conexión para el árbol de navidad (ver Figura II.1) que controla el flujo de fluidos del

pozo

El cabezal es el punto final donde las sartas concéntricas de revestimientos y

tuberías de producción llegan a la superficie. Esa colección de válvulas, colgadores y

elementos empacadores se conoce como el cabezal, cabezote del pozo ó “Árbol de

Navidad”. También se puede utilizar para tratamientos de estimulación, de fluidos de

circulación u otras emergencias que pueden surgir durante la vida del pozo.

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Luego de concluir la fase de perforación y completación de un pozo y comenzar

la vida productiva del mismo, el cabezal del pozo representa el equipo más importante,

ya que permite mantener el control del pozo. Una falla de este equipo puede permitir

que el pozo fluya de manera incontrolada. Esto ocasionaría pérdidas económicas,

contaminación del medio ambiente y hasta pérdidas humanas. Por eso, al seleccionar

un cabezal se deben considerar todos los parámetros de producción, y además debe

tener mantenimiento adecuado. Un cabezal de pozo esta constituido de los siguientes

elementos:

El cabezal de la tubería de revestimiento intermedia o cabezote grande , el cual

se encarga básicamente de soportar la tubería de revestimiento de producción,

sellar el espacio anular entre la tubería de revestimiento de superficie y la

tubería del revestidor de producción y sirve de base para la instalación de

válvulas de seguridad.

El cabezote de la tubería de producción , el cual soporta la tubería de

producción y sella el espacio anular entre el revestidor y la tubería.

La cruz o cruceta del árbol de navidad , con la cual se realiza el control del

pozo. Esta constituida por un conjunto de válvulas mediante las cuales se logra

el control del pozo.

Funciones del Cabezal

El cabezal del pozo y sus accesorios sirven como medio para:

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Controlar y dirigir la entrada y salida de fluidos y gases, bajo las condiciones de

presión de las distintas sartas de tubería, principalmente con el uso de las válvulas

y reductores.

Proporciona salidas para el retorno de fluidos que ascienden por el espacio anular.

Facilitar la suspensión y sellar la siguiente sarta de revestimiento; y los espacios

anulares entre las tuberías.

Las líneas de flujo

Son las tuberías de diferente diámetros (varían con la gravedad del petróleo) que

conducen la producción de cada pozo a los sistemas de recolección denominados

múltiples de producción, antes de ser enviados al resto de los equipos de producción

que conforman una estación de flujo. El diámetro de la línea de flujo varia entre 2 y 10

pulgadas (0,051 mts y 0,254 mts) dependiendo de las condiciones de operación de la

línea tales como: tasa de producción, viscosidad y densidad del crudo transportado y

presión del cabezal del pozo. La longitud de la línea de flujo es otro parámetro

importante. En los casos de las línea de flujo llegan directamente a una estación de

flujo la longitud no excede los 5 Kms.

Las líneas de flujo se diseñan de acuerdo a la máxima presión de operación, el

caudal de flujo a manejar, la longitud de la línea, la variación de presión tolerable, las

condiciones geográficas y del suelo y el mantenimiento requerido. Con estos datos es

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posible seleccionar el diámetro de línea, el peso y el tipo de tubería. En el diseño de

las líneas de flujo se calcula fundamentalmente lo siguiente:

La caída de presión a lo largo de la línea de flujo, la cual se calcula

generalmente utilizando modelos Multifásicos.

Los espesores óptimos del tipo de material a usar tomando en cuenta las

presiones de trabajo.

Los sistemas de limpieza y mantenimiento.

Los sistemas de protección.

Los sistemas de anclaje.

La Estación de Flujo

La estación de flujo es muy parecida a una estación de descarga, faltándole solo

facilidades de almacenamiento del petróleo. En los cabezales del manifold, el petróleo

se divide en flujo húmedo, limpio, o de prueba.

El petróleo limpio (petróleo con menos de 1% de agua) pasa a través de los

separadores y luego a la estación de descarga. El petróleo del separador de prueba

fluye a un tanque de prueba donde es calibrado y luego bombeado por la tubería de

petróleo a la estación de descarga. El petróleo húmedo (petróleo con más de 1% de

agua) es conducido a un tanque para deshidratación, y luego a un segundo tanque. De

este tanque también es bombeado a la estación de descarga.

El separador de 1000psi en la estación de flujo se usa para el gas de alta

presión que se necesite en el área. El petróleo pasa por una segunda etapa de

separación de 250 psi antes de entrar a la línea conductora hacia la estación de

descarga.

Todo gas en la estación de flujo es medido antes de conducirse a los diferentes

sistemas (1000psi, 250 psi o mechúrrio). La medición de este gas se hace

exactamente igual que en los manifolds de campo.

Las funciones principales de una estación de flujo son:

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Recolección de la producción de los diferentes pozos de un área determinada.

Separación del gas, petróleo y agua presente en el crudo a presiones optimas.

Hacer posible la realización de pruebas individuales para pozos.

Proporcionar un sitio para el almacenamiento temporal de petróleo.

Bombear el petróleo a patio de tanque.

Los equipos e instalaciones principales que conforman una estación de flujo son:

• Líneas de flujo (Venezuela Oriental y Venezuela Occidental)

• Múltiples de producción

• Separadores de gas-líquido

• Tanques de producción

• Equipos de desalación

• Sistemas de tratamiento químico

• Tratadores de líneas de flujo

Los múltiples de producción

Son construidos de manera tal, que permitan desviar la corriente total de la

producción de un pozo cualquiera, hacia un separador de prueba con el objeto de

poder cuantificar su producción.

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El múltiple de producción consta de un cabezal para producción general y un

cabezal para prueba individual de los pozos. En el cabezal general se recolecta la

producción de cierta cantidad de pozos que llegan a la estación de flujo. En el cabezal

de prueba se aísla la línea de flujo de cada pozo para realizar mediciones de

producción en cada uno de los pozos. Usualmente el diámetro del cabezal de prueba

es menor que el diámetro del cabezal de producción. El cabezal de prueba es utilizado

también en situaciones de emergencia como cabezal para producción. En la entrada

de los cabezales del múltiple se encuentra una válvula de un solo paso que evita el

retorno del petróleo de la estación hacia el pozo y el aumento del derrame en caso de

rotura de una línea de flujo.

Cuando se realiza el diseño de un múltiple es importante tomar en cuenta lo

siguiente:

Controlar la velocidad de la mezcla que fluye a través del múltiple para evitar

ruidos, vibraciones y reducir el proceso de erosión y de depositacion de

sedimentos.

La caída de presión en el múltiple debe ser pequeña en comparación con la

caída de presión en la línea de flujo.

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Evitar que ocurra separación de crudo y gas dentro del múltiple, debido que

esto afecta la producción.

Depuradores

Los depuradores son separadores que manejan mezclas con alta relación

gas/petróleo y su función es remover pequeñas cantidades de liquido que se

encuentran en el gas. Los depuradores se encuentran a la salida de la estación de

flujo y antes de la planta compresora y maneja el gas que sale de los trenes de

separación. El diseño de los depuradores se basa en la primera sección de separación

en la cual predomina elementos de impacto para remover partículas liquidas.

Por esta etapa pasa únicamente el gas que viene de la etapa de separación, y lo

que se busca es recolectar los restos de petróleo en suspensión que no se lograron

atrapar en el separador, además de eliminar las impurezas que pueda haber en el gas,

como lo son H2S y CO2. El líquido recuperado en esta etapa es reinsertado a la línea

de líquido que va hacia el tanque de lavado o de almacenamiento según sea el caso,

el gas limpio es enviado por las tuberías de recolección a las plantas de compresión o

miniplantas, y otra cantidad va para el consumo interno del campo cuando se trabaja

con motores a gas.

Los separadores

Como su nombre lo indica, sirven para separar los crudos y tratarlos en los

patios de tanque antes de poder ser enviados a los terminales de embarque, ya que

para ese momento los crudos deben tener las especificaciones requeridas por el

cliente o a las refinerías. Estos separadores se clasifican de acuerdo a su

configuración en verticales, horizontales y esféricos y según su función en

separadores de prueba y separadores de producción general. Como las tuberías y de

acuerdo a la presión de trabajo o funcionamiento, los separadores se clasifican en

separadores de alta, media o baja presión. Adicionalmente, se pueden clasificar en

bifásicos o trifásicos, de acuerdo al número de fases que pueden separar.

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Las funciones de un separador son:

Realizar una primera separación entre los hidrocarburos líquidos y gaseosos.

Recolectar las partículas liquidas presentes en la fase gaseosa, con lo cual se

logra una mejor refinación de los procesos.

Liberar el gas que permanezca en la fase liquida.

Realizar la descarga por separado de líquido y gas para evitar que se puedan

volver a mezclar.

Problemas Especiales en la Separación de Petróleo y Gas

Separación de Crudo Espumante

Cuando la separación es reducida en ciertos tipos de crudo, pequeñas esferas

(burbujas) de gas son encapsuladas en una película delgada de petróleo cuando el

gas sale de solución. Esto puede resultar en espuma que esta siendo dispersada en el

petróleo y crea lo que es conocido como crudo espuma. En otros tipos de crudo la

viscosidad y la tensión superficial del petróleo pueden cerrar mecánicamente el gas en

el petróleo y puede causar un efecto similar a la espuma. La espuma del petróleo

puede no ser estable o no duradera a menos que un agente espumante este presente

en el petróleo. El petróleo es mas propenso a formar espuma cuando (1) la gravedad

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API menor a 40 ºAPI, (2) la temperatura de operación es menor a 60 ºF, y (3) el crudo

es viscoso, con una viscosidad mayor 50000 SSU (Aprox. 53 cp).

La espuma reduce enormemente la capacidad de los separadores de petróleo y gas

debido a que se requiere un tiempo retención mayor para separar adecuadamente una

cantidad dada de crudo espumante. El crudo espumante no puede ser medido

adecuadamente con medidores de desplazamiento positivo o con recipiente de

medición volumétrica convencional. Estos problemas, combinados con la pérdida

potencial de petróleo y gas debido a la separación inapropiada, enfatiza la necesidad

de procedimiento y equipos especiales para manejar el crudo espumante.

Se está en presencia de un problema de espumas:

1) Cuando no se puede resolver con los recursos disponibles habituales: instalaciones

existentes, tiempos de residencia

2) Cuando "aparecen" temporalmente, por ejemplo, cuando el crudo se contamina con

algún agente externo (fluido de tratamiento)

El separador vertical puede ser utilizado para manejar crudo espumante. Como el

crudo baja en cascada por las placas internas de la unidad, las burbujas de la espuma

pueden ser rotas. Este diseño puede incrementar la capacidad del separador para

manejar crudo espumante de un 10 a 50 %. Los principales factores que contribuyen

al "rotura" del crudo espumante son el asentamiento, agitación, calor, químicos, y

fuerzas centrifugas; estos factores o métodos para reducir o detener la formación de

crudo espuma son también utilizados para remover el gas entrampado en el petróleo.

Sin embargo, los más eficientes para el tratamiento de petróleo que espuman son los

horizontales, porque proveen mayor relación área-volumen (mayor superficie de

liberación de gas).

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Cómo tratar las espumas:

•Cuando se deben separar fluidos con espumas se requieren mayores tiempos de

retención (a veces de tres veces) y/o diseños particulares de separador:

1.Es muy importante para la ruptura de la espuma: la agitación, la temperatura

operativa y la necesidad de placas coalescedoras internas en el separador

2.Puede suceder que el mayor entrampamiento de burbujas de gas se deba a un

importante aumento en la viscosidad del fluido por enfriamiento.

3. La mayor temperatura de separación favorece la resolución de espumas porque

reduce la tensión superficial (G-L) y la viscosidad. Así como la temperatura favorece

las colisiones entre gotas de agua en la deshidratación, también lo hace con las

burbujas de gas liberado del crudo.

Parafina

La deposición de parafina en los separadores de petróleo y gas reduce su eficiencia y

puede hacerlos inoperables llenando parcialmente el recipiente y/o bloqueando el

extractor de mezcla y las entradas de fluido. La parafina puede ser removida

efectivamente de los separadores utilizando vapor o solventes. Sin embargo, la mejor

solución es prevenir la deposición inicial en el recipiente a través de calor o

tratamientos químicos de la corriente de fluido aguas arriba del separador. Otra

solución, exitosa en muchos casos, involucra el revestimiento de todas las superficies

internas del separador con un plástico con el cual la parafina tiene poca o ninguna

afinidad.

Arena, Barro, Lodo, Sal, etc.

Si la arena y otros sólidos son producidos continuamente en cantidades apreciables

con los fluidos del pozo, ellos podrían ser removidos antes de que entren a las

tuberías. Arena de grano medio en pequeñas cantidades puede ser removida por

medio del asentamiento en un recipiente vertical sobrediseñado con un fondo cónico y

mediante el drenaje periódico del residuo.

La sal puede ser removida mezclando agua con el petróleo, y luego de disolver la sal

el agua puede ser separada del petróleo y drenada del sistema.

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Corrosión

Los fluidos producidos del pozo pueden ser muy corrosivos y causar la falla temprana

del equipo. Los dos elementos mas corrosivos son dióxido de carbono, sulfuro de

hidrogeno. Estos dos gases pueden estar presentes en los fluidos del pozo desde

trazas hasta 40 o 50 % en volumen del gas.

Selección y Aplicación de Separadores y Depuradores

Separadores Verticales

En estos equipos la fase pesada decanta en dirección opuesta al flujo vertical de la

fase liviana. Normalmente son empleados cuando la relación gas o vapor líquido es

baja (< 500 PC/Bl). Más práctico a la hora de remover los sólidos acumulados.

Las aplicaciones para los separadores verticales de gas y petróleo incluyen lo

siguiente:

Fluidos del pozo que tienen una alta relación gas-líquido.

Fluidos del pozo que contienen cantidades apreciables de arena, lodo, y

sólidos similares finamente divididos.

Instalaciones con limitaciones de espacio horizontal pero con pocas o ninguna

limitación de altura, tales como plataformas de producción costa-fuera.

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Fluidos del pozo donde el volumen puede variar ampliamente e

instantáneamente, tales como pozos de levantamiento por gas intermitente

(intermitent gas lift).

Aguas debajo de otro equipo de producción que permite o causa condensación

de líquido o coalescencia.

Aguas arriba de otro equipo de proceso en campo que no funciona

apropiadamente con líquido entrampado en el gas.

Donde la economía favorece al separador vertical.

Separadores Horizontales

En estos equipos, la fase pesada decanta perpendicularmente a la dirección horizontal

de la fase liviana, permitiendo que la fase liviana pueda viajar a una velocidad superior

a la velocidad de decantación de la fase pesada discontinua. Normalmente empleados

cuando la relación gas o vapor-líquido es alta (> 1000 PC/Bl). Requieren poco espacio

vertical para su instalación.

Las aplicaciones para los separadores horizontales de gas y petróleo incluyen lo

siguiente:

Separación liquido/liquido en instalaciones con separador trifásico para obtener

una separación agua-petróleo más eficiente.

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Separación del crudo espumante donde la mayor área de contacto gas-líquido

del recipiente horizontal permitirá y/o causará un rompimiento más rápido de la

espuma y una separación gas-líquido más eficiente.

instalaciones donde limitaciones de altura indican el uso de un recipiente

horizontal debido a su forma.

Fluido de pozo con una alta relación gas-petróleo (RGP).

Pozos con tasa de flujo relativamente constante y con poco o ningún cabeceo o

surgencia de líquido.

Donde unidades portátiles son requeridas tanto para uso de prueba como

producción.

Donde unidades múltiples pueden ser apiladas para conservar espacio de

planta.

Aguas arriba de otro equipo de proceso en campo que no funciona

apropiadamente con líquido entrampado en el gas.

Aguas debajo de otro equipo de producción que permite o causa condensación

de líquido o coalescencia.

Donde la economía favorece al separador horizontal.

Proceso de Manejo del Petróleo dentro de una Estación de Flujo

El proceso de manejo se puede dividir en etapas generales, entre las que se

encuentran: etapa de recolección, separación, depuración, calentamiento,

deshidratación, almacenamiento y bombeo. A continuación se describe cada una de

las etapas por las que pasan los fluidos provenientes de los pozos:

Etapa de Recolección

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Esta es una de las etapas más importantes del proceso y consiste en recolectar la

producción de los diferentes pozos de una determinada área a través de tuberías

tendidas desde el pozo hasta la Estación de Flujo respectiva, o a través de tuberías o

líneas provenientes de los múltiples de petróleo, encargados de recibir la producción

de cierto número de pozos.

Etapa de Separación

Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de fases (líquida y gas) se somete a

una separación líquido–gas dentro del separador. La separación ocurre a distintos

niveles de presión y temperatura establecidas por las condiciones del pozo de donde

provenga el fluido de trabajo. Después de la separación, el gas sale por la parte

superior del recipiente y el líquido por la inferior para posteriormente pasar a las

siguientes etapas. Es importante señalar que las presiones de trabajo son mantenidas

por los instrumentos de control del separador.

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Etapa de Depuración

Por esta etapa pasa únicamente el gas que viene de la etapa de separación, y lo que

se busca es recolectar los restos de petróleo en suspensión que no se lograron atrapar

en el separador, además de eliminar las impurezas que pueda haber en el gas, como

lo son H2S y CO2. El líquido recuperado en esta etapa es reinsertado a la línea de

líquido que va hacia el tanque de lavado o de almacenamiento según sea el caso, el

gas limpio es enviado por las tuberías de recolección a las plantas de compresión o

miniplantas, y otra cantidad va para el consumo interno del campo cuando se trabaja

con motores a gas.

Etapa de medición de petróleo

El proceso de medición de fluidos y posterior procesamiento de datos, se hace con la

finalidad de conocer la producción general de la estación y/o producción individual de

cada pozo.

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La información sobre las tasas de producción es de vital importancia en la planificación

de la instalación del equipo superficial y subterráneo, tales como la configuración de

los tanques, tuberías, las facilidades para la disposición del agua y el

dimensionamiento de las bombas. Algunas de las decisiones más importantes de la

compañía están basadas en las los análisis hechos por los ingenieros de petróleo,

cuyo trabajo es ampliamente dependiente de la información de la prueba de pozos.

Etapa de Calentamiento

Después de pasar el crudo por el separador, la emulsión agua-petróleo va al

calentador u horno, este proceso de calentamiento de la emulsión tiene como finalidad

ocasionar un choque de moléculas acelerando la separación de la emulsión. Este

proceso es llevado a cabo únicamente en las estaciones en tierra debido a las

limitaciones de espacio que existe en las estaciones que están costafuera (mar, lago,

etc.), y para petróleos que requieran de calentamiento para su manejo y despacho.

Etapa de Deshidratación del petróleo

Después de pasar por la etapa de calentamiento, la emulsión de petróleo y agua es

pasada por la etapa de deshidratación con la finalidad de separar la emulsión y extraer

las arenas que vienen desde los pozos. Luego el petróleo es enviado a los tanques de

almacenamiento y el agua a los sistemas de tratamiento de efluentes.

Etapa de Almacenamiento del Petróleo

Diariamente en las Estaciones de Flujo es recibido el petróleo crudo producido por los

pozos asociados a las estaciones, este es almacenado en los tanques de

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almacenamiento después de haber pasado por los procesos de separación y

deshidratación y luego, en forma inmediata, es transferido a los patios de tanque para

su tratamiento y/o despacho.

Etapa de Bombeo

Después de pasar por las distintas etapas o procesos llevados a cabo dentro de la

Estación de Flujo, el petróleo ubicado en los tanques de almacenamiento es

bombeado hacia los patios de tanques para su posterior envió a las refinerías o

centros de despacho a través de bombas de transferencia.

Tanques de Lavado

Son aquellos equipos mecánicos (recipientes), sometidos a una presión cercana a la

atmosférica que reciben un fluido multifásico y son utilizados en la industria petrolera

para completar el proceso de deshidratación de crudo dinámicamente, es decir, en

forma continua; para la separación del agua del crudo.

Por lo general, antes de entrar a un tanque de lavado, las emulsiones son sometidas a

un proceso de separación gas/líquido en separadores convencionales. Durante este

proceso se libera la mayor parte del gas en solución. Esto permite que la cantidad de

gas que se libera en un tanque de lavado sea relativamente pequeña.

El agua contenida en el crudo se puede separar en el tanque de lavado mediante

gravedad. Sin embargo, cuando el agua y el crudo forman emulsiones, es necesario

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comenzar su tratamiento antes de que ingresen al tanque de lavado. Esto se hace

generalmente mediante el uso de calor y/o química demulsificante.

Uno de los parámetros más importantes en el análisis de un tanque de lavado, es el

tiempo de retención. Este se define como el tiempo que debe pasar la emulsión en el

tanque, para que el petróleo y el agua se separen adecuadamente. Usualmente se

requiere que el petróleo a su salida del tanque de lavado posea un promedio de agua

igual o inferior a 1 %. Los tiempos de retención varían entre 4 y 36 horas.

Funcionamiento de un Tanque de Lavado

La mezcla de petróleo y agua entra por la parte superior, luego se hace circular por

medio de canales conformados por bafles, lo que permite que el agua contenida en el

petróleo (este fenómeno es conocido como coalescencia) y por diferencia de

densidades el agua se deposita en la parte baja del tanque permitiendo que el petróleo

alcance el nivel más alto y rebose hasta el tanque de almacenamiento de crudo

De esta manera, el petróleo que sale del tanque de lavado generalmente cumple con

las especificaciones exigidas para ser transportado por oleoductos. Sin embargo, este

petróleo pasa primeramente a los tanques de almacenamiento antes de entrar a los

oleoductos. De esta forma se logra mejorar aún más el proceso de deshidratación, ya

que parte de la fracción de agua que todavía permanece en el crudo, se asienta en el

fondo del tanque de almacenamiento.

Conexiones al Cabezal

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