RU2361999C1 - Bicentral bore bit - Google Patents
Bicentral bore bit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2361999C1 RU2361999C1 RU2008132617/03A RU2008132617A RU2361999C1 RU 2361999 C1 RU2361999 C1 RU 2361999C1 RU 2008132617/03 A RU2008132617/03 A RU 2008132617/03A RU 2008132617 A RU2008132617 A RU 2008132617A RU 2361999 C1 RU2361999 C1 RU 2361999C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pilot
- blade
- bit
- blades
- axis
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к породоразрушающему инструменту, применяемому для бурения нефтяных и газовых скважин с одновременным расширением ствола скважины, а именно к буровым алмазным бицентричным долотам.The invention relates to a rock cutting tool used for drilling oil and gas wells with simultaneous expansion of the wellbore, namely to drill diamond bicentric bits.
Бицентричные долота позволяют бурить скважины большего диаметра, чем обычно возможно при диаметре ранее спущенной обсадной колонны.Bicentric bits make it possible to drill wells of a larger diameter than is usually possible with the diameter of a previously lowered casing string.
В связи с конструктивными особенностями бицентричных долот можно выделить ряд проблем, связанных с возникновением вихревого вращения долота. Вихревое вращение долота описано в Brett et al., "Bit Whirl: A New Theory of PDC Bit Failure", SPE 19571, Oct. 1989 и в патенте US 5131478, МКИ E21B 7/10, опубл. 21.07.1992 г.In connection with the design features of bicentric bits, a number of problems associated with the occurrence of vortex rotation of the bit can be distinguished. Swirl rotation of a bit is described in Brett et al., "Bit Whirl: A New Theory of PDC Bit Failure", SPE 19571, Oct. 1989 and in patent US 5131478, MKI E21B 7/10, publ. July 21, 1992
1. При расширении ствола скважины в начале бурения.1. With the expansion of the wellbore at the beginning of drilling.
2. При бурении горных пород, представленных чередованием пропластков различной твердости.2. When drilling rocks, represented by the alternation of layers of different hardness.
Известно буровое бицентричное алмазное долото, состоящее из пилота и расширителя с промывочными каналами и установленными на них резцами PDC, и хвостовика с присоединительной резьбой (патент US 5957223, МКИ Е21В 10/27, опубл. 28.09.1999 г.). Для предотвращения вихревого вращения долота предложено установить 3 лопасти на расширителе, пилот выполнять с расширенными калибрующими поверхностями и определенным образом ориентировать резцы на пилоте. Однако применение известного долота не решает проблему стабилизации бицентричного долота во время вихревого вращения из-за того, что в данном долоте не учтена динамика переходных процессов.Known bicentric diamond drill bit, consisting of a pilot and reamer with flushing channels and mounted on them PDC cutters, and a shank with connecting thread (patent US 5957223, MKI E21B 10/27, publ. 09/28/1999). To prevent vortex rotation of the bit, it is proposed to install 3 blades on the expander, the pilot to perform with extended calibrating surfaces and in a certain way to orient the cutters on the pilot. However, the use of a known bit does not solve the problem of stabilization of a bicentric bit during a vortex rotation due to the fact that the dynamics of transient processes are not taken into account in this bit.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату (прототипом) является буровое бицентричное долото (патент US 6913098, МКИ Е21В 10/26, опубл. 05.07.2005 г.). Данное долото между пилотом и расширителем содержит подрасширительную часть с множеством лопастей с установленными на них резцами. Однако отсутствие в этой конструкции взаимосвязи при расчете расположения лопастей и резцов на подрасширительной части относительно лопастей и резцов пилотной части не позволяет решать проблему вихревого вращения как в начале бурения, так и в процессе бурения пород, представленных пропластками различной твердости, что ведет к возникновению больших ударных нагрузок на резцах долота и, следовательно, к сокращению его ресурса.The closest in technical essence and the achieved result (prototype) is a bicentric drill bit (patent US 6913098, MKI E21B 10/26, publ. 05.07.2005). This bit between the pilot and the expander contains a sub-expansion part with many blades with incisors mounted on them. However, the absence of interconnection in this design when calculating the location of the blades and incisors on the sub-expansion part relative to the blades and incisors of the pilot part does not allow solving the problem of vortex rotation both at the beginning of drilling and in the process of drilling rocks represented by interlayers of different hardness, which leads to large shock loads on the cutters of the bit and, consequently, to reduce its resource.
Предлагаемое изобретение направленно на устранение этого недостатка.The present invention aims to eliminate this drawback.
Задачами изобретения являются улучшение сбалансированности долота за счет уравновешивания сил резания, исключение ударных нагрузок на резцы расширителя и пилота, действующих на долото во время, когда долото не сцентрировано в скважине и ось вращения долота и скважины не совпадают.The objectives of the invention are to improve the balance of the bit by balancing the cutting forces, the elimination of shock loads on the cutters of the expander and the pilot acting on the bit at a time when the bit is not centered in the well and the axis of rotation of the bit and the well do not match.
Поставленная задача решается тем, что в бицентричном буровом долоте с продольной осью вращения, содержащем хвостовик с присоединительной резьбой, пилот, эксцентричный расширитель и подрасширитель, размещенный между пилотом и расширителем, оснащенном лопастями, на поверхности которых расположены режущие элементы, согласно изобретению лопасти пилота смещены относительно плоскости, проходящей через ось вращения инструмента и ось проходного диаметра, на 20-80°, лопасти подрасширителя относительно лопастей расширителя - на 20-80°, причем резцы на первой лопасти подрасширителя и второй лопасти пилота установлены на всей лопасти вплоть до калибрующей поверхности, а резцы на первой лопасти пилота и второй лопасти подрасширителя смещены от края калибрующей поверхности лопасти к оси долота на расстояние от 0,5 до 5 мм.The problem is solved in that in a bicentric drill bit with a longitudinal axis of rotation containing a shank with connecting thread, a pilot, an eccentric reamer and a reamer located between the pilot and the reamer equipped with blades, on the surface of which there are cutting elements, according to the invention, the pilot blades are offset relative to the plane passing through the axis of rotation of the tool and the axis of the bore diameter, 20-80 °, the blades of the expander relative to the blades of the expander - 20-80 °, and the cutter s on the first blade of the expander and the second blade of the pilot are installed on the entire blade up to the calibrating surface, and the cutters on the first blade of the pilot and the second blade of the conservator are offset from the edge of the calibrating surface of the blade to the axis of the bit from 0.5 to 5 mm.
Количество лопастей пилота, подрасширителя, расширителя и расположенных на них резцов может меняться в зависимости от назначения долота, горно-геологических и технико-техлогических условий, а также от типа и размера долота.The number of pilot blades, expander, expander and cutters located on them can vary depending on the purpose of the bit, geological and technical and technical conditions, as well as on the type and size of the bit.
Заявленное изобретение иллюстрируется рисунками на Фиг.1-10.The claimed invention is illustrated by the drawings in Fig.1-10.
Фиг.1(а-б) - общий вид бицентричного долота.Figure 1 (a-b) is a General view of a bicentric bit.
Фиг.2(а-в) - положения бицентричного долота в скважине.Figure 2 (a-c) - the position of the bicentric bit in the well.
Фиг.3 - начальное положение долота в скважине.Figure 3 - the initial position of the bit in the well.
Фиг.4 - рабочее положение долота в скважине.Figure 4 - operating position of the bit in the well.
Фиг.5 - положение лопастей пилота относительно плоскости А.Figure 5 - the position of the blades of the pilot relative to the plane A.
Фиг.6 - положение лопастей подрасширителя относительно плоскости А.6 - the position of the blades of the sub-expander relative to the plane A.
Фиг.7(а-г) - положение резцов на пилоте и на подрасширителе.Fig.7 (a-d) - the position of the incisors on the pilot and on the expander.
Фиг.8(а-б) - варианты смещения долота.Fig (a-b) - options for the displacement of the bit.
Фиг.9 - положение долота, при котором возникает сила F32. Fig.9 - the position of the bit at which the force F 32.
Фиг.10 - положение долота, при котором возникает сила F11. Figure 10 - the position of the bit, in which there is a force F 11.
На Фиг.1 изображено бицентричное долото, которое состоит из следующих элементов: направляющей части - пилота (1), расширителя (2), подрасширителя (3) и хвостовика с присоединительной резьбой (4).Figure 1 shows a bicentric bit, which consists of the following elements: the pilot part (1), the expander (2), the expander (3) and the shank with a connecting thread (4).
При спуске долота на забой ось вращения инструмента (8) не совпадает с осью скважины (9).When lowering the bit to the bottom, the axis of rotation of the tool (8) does not coincide with the axis of the well (9).
Бицентричные долота характеризуются тремя связанными между собой геометрическими параметрами (Фиг.2):Bicentric bits are characterized by three interconnected geometric parameters (Figure 2):
а) проходной диаметр (5) - диаметр отверстия, через которое долото может быть спущено на забой (Фиг.2а);a) bore diameter (5) - the diameter of the hole through which the bit can be lowered to the bottom (Figa);
б) разбуриваемый диаметр (6) - максимальный диаметр скважины, формируемый лопастями расширителя (21) и (22), который может быть получен в результате бурения (Фиг.2б);b) drillable diameter (6) - the maximum diameter of the well formed by the blades of the expander (21) and (22), which can be obtained by drilling (Fig.2b);
в) максимальный диаметр инструмента (7) - максимальный диаметр инструмента, расположенного над долотом, при котором долото может быть спущено на забой в данный проходной диаметр (5) (Фиг.2в).c) the maximum diameter of the tool (7) is the maximum diameter of the tool located above the bit, at which the bit can be lowered into the face in a given bore diameter (5) (Fig.2c).
В начале бурения (Фиг.3), при упоре долота на забой, первыми в работу вступают резцы пилота (1). При этом пилот (1) формирует ствол больше диаметра пилота (1)At the beginning of drilling (Figure 3), with the emphasis of the bit on the face, the first to enter the work are the cutters of the pilot (1). In this case, the pilot (1) forms a barrel larger than the diameter of the pilot (1)
где
За счет возникающей при этом большой отклоняющей силы Fп происходит разрушение стенки скважины резцами расширителя (2). Расширитель (2) начинает постепенно увеличивать ствол скважины до разбуриваемого диаметра (6), долото смещается в положение, при котором ось вращения инструмента (8) будет совпадать с осью скважины (9). В результате этого происходит снижение силы Fп, действующей от резцов пилота, и увеличение силы Fp, действующей от резцов расширителя.Due to the large deflecting force Fп arising in this case, the borehole wall is destroyed by the cutters of the expander (2). The expander (2) begins to gradually increase the wellbore to the diameter to be drilled (6), the bit is shifted to a position in which the axis of rotation of the tool (8) will coincide with the axis of the well (9). As a result of this, there is a decrease in the force Fp acting from the cutters of the pilot, and an increase in the force Fp acting from the cutters of the expander.
После того как долото сместилось в центр скважины (Фиг.4), все резцы на долоте равномерно контактируют с породой, за счет этого результирующая отклоняющая сила ΣF, которая равна векторной сумме Fп и Fп, и действие ударных нагрузок снижаются. При этом пилот (1) формирует ствол скважины, равный диаметру пилота, а расширитель (2) формирует ствол скважины, равный разбуриваемому диаметру (6).After the bit has shifted to the center of the well (Figure 4), all the cutters on the bit evenly contact the rock, due to this, the resulting deflecting force ΣF, which is equal to the vector sum Fп and Фп, and the effect of shock loads are reduced. In this case, the pilot (1) forms the wellbore equal to the diameter of the pilot, and the expander (2) forms the wellbore equal to the drilled diameter (6).
При анализе сил, действующих на долото, установлено, что в начале бурения пилот (1) долота воспринимает радиальные усилия, созданные резцами, находящимися на расширителе (2). Под действием этой силы долото смещается от оси скважины (9), в результате ось вращения инструмента (8) не совпадает с осью скважины (9), при этом происходит расширение пилотного ствола скважины, что говорит об увеличении результирующей отклоняющей силы ΣF и амплитуды вихревого вращения и, как следствие, увеличении ударных нагрузок на резцы долота.When analyzing the forces acting on the bit, it was found that at the beginning of drilling the pilot (1) of the bit perceives the radial forces created by the cutters located on the expander (2). Under the action of this force, the bit is shifted from the axis of the borehole (9), as a result, the axis of rotation of the tool (8) does not coincide with the axis of the borehole (9), while the pilot wellbore is expanding, which indicates an increase in the resulting deflecting force ΣF and the amplitude of the vortex rotation and, as a result, an increase in shock loads on the bit cutters.
Также при бурении пород с пропластками различной твердости долото может отклониться от оси скважины (9), что приводит к увеличению результирующей отклоняющей силы ΣF, амплитуды вихревого вращения и действия ударных нагрузок на резцы долота.Also, when drilling rocks with interlayers of different hardness, the bit may deviate from the axis of the well (9), which leads to an increase in the resulting deflecting force ΣF, the amplitude of the vortex rotation, and the action of shock loads on the bit cutters.
За плоскость отсчета примем плоскость А (Фиг. 5), проведенную вдоль долота, которая принадлежит оси вращения инструмента (8) и оси проходного диаметра (9). Во время начала бурения заявленным долотом сила, действующая от резцов расширителя (2) Fp, направлена в сторону пилота (1) и прижимает долото к стенке скважины. Для того чтобы предотвратить расширение пилотного ствола скважины необходимо установить первую (11) и вторую (12) лопасть пилота противоположно лопастям расширителя (21) и (22) и сместить против и по часовой стрелке соответственно на 20°…80° от плоскости А. Лопасти подрасширителя (31) и (32) необходимо расположить противоположно лопастям расширителя (21) и (22) и сместить от плоскости А против и по часовой стрелке соответственно на 20°…80° (Фиг.6).For the reference plane we take the plane A (Fig. 5), drawn along the bit, which belongs to the axis of rotation of the tool (8) and the axis of the bore diameter (9). During the start of drilling with the declared bit, the force acting from the cutters of the expander (2) Fp is directed towards the pilot (1) and presses the bit against the borehole wall. In order to prevent the expansion of the pilot wellbore, it is necessary to install the first (11) and second (12) pilot blades opposite to the expander blades (21) and (22) and shift counterclockwise and clockwise 20 ° ... 80 ° from plane A. the expander (31) and (32) must be positioned opposite the expander blades (21) and (22) and offset from the plane A counterclockwise and clockwise by 20 ° ... 80 °, respectively (Fig.6).
На лопастях пилота (1) и подрасширителя (3) резцы устанавливаются следующим образом (Фиг.7):On the blades of the pilot (1) and the expander (3), the cutters are installed as follows (Fig.7):
1) Резцы, расположенные на первой лопасти пилота (11), устанавливаются так, чтобы они не вырабатывали полный диаметр пилотного ствола скважины, расстояние h=0,5-5 мм (Фиг.7а).1) The cutters located on the first pilot blade (11) are installed so that they do not produce the full diameter of the pilot wellbore, distance h = 0.5-5 mm (Fig. 7a).
2) Резцы, расположенные на второй лопасти пилота (12), устанавливаются на всей лопасти вплоть до калибрующей поверхности пилотной части (Фиг.7б).2) The cutters located on the second blade of the pilot (12) are installed on the entire blade up to the calibrating surface of the pilot part (Fig.7b).
3) Резцы, расположенные на первой лопасти подрасширителя (31), устанавливаются до полного диаметра подрасширителя (Фиг.7в).3) The cutters located on the first blade of the expander (31) are installed to the full diameter of the expander (Figv).
4) Резцы, расположенные на второй лопасти подрасширителя (32), устанавливаются так, чтобы они не вырабатывали полный диаметр подрасширительной части, h1=0,5-5 мм (Фиг.7г).4) The cutters located on the second blade of the sub-expander (32) are installed so that they do not produce the full diameter of the sub-expansion part, h1 = 0.5-5 mm (Fig.7g).
В общем виде величины h и h1 рассчитываются исходя из анализа функции, зависящей от многих параметров, а именно от типа, размера долота, размера резцов, свойств горной породы, проектных режимов бурения (нагрузки на долото, частоты вращения), а также предполагаемой механической скорости бурения.In general, the values of h and h1 are calculated based on the analysis of a function that depends on many parameters, namely, type, bit size, size of cutters, rock properties, design drilling modes (load on the bit, rotational speed), as well as the estimated mechanical speed drilling.
где σ - прочность породы на сжатие,where σ is the compressive strength of the rock,
α - угол внутреннего трения,α is the angle of internal friction,
Foc - предполагаемая осевая нагрузка,F oc - estimated axial load,
n - предполагаемое число оборотов забойного двигателя,n is the estimated speed of the downhole motor,
Vмex - предполагаемая механическая скорость бурения.V mex - estimated mechanical drilling speed.
В результате при отклонении долота от оси скважины (9) в направлении действия суммарной отклоняющей силы ΣF и прижатия долота к стенке скважины (Фиг.8а) или (Фиг.8б), образуется контакт между нережущей поверхностью лопасти подрасширителя (32) и поверхностью лопасти пилота (11) соответственно. При этом возникают дополнительные силы F32 или F11 (Фиг.9) и (Фиг.10). Векторы сил F32 и F11 направлены таким образом, чтобы предотвратить расширение пилотного ствола скважины и сместить долото обратно к оси скважины, так чтобы ось вращения инструмента(8) совпадала с осью скважины (9).As a result, when the bit deviates from the axis of the borehole (9) in the direction of the total deflecting force ΣF and presses the bit against the borehole wall (Fig. 8a) or (Fig. 8b), a contact is formed between the non-cutting surface of the expander blade (32) and the surface of the pilot blade (11) respectively. In this case, additional forces F 32 or F 11 (Fig. 9) and (Fig. 10) arise. The force vectors F 32 and F 11 are directed in such a way as to prevent the expansion of the pilot wellbore and to shift the bit back to the axis of the well so that the axis of rotation of the tool (8) coincides with the axis of the well (9).
Использование данного изобретения позволяет увеличить ствол скважины до разбуриваемого диаметра без расширения пилотного ствола скважины, снизить при этом вихревое вращение, обеспечить равномерное распределение нагрузки на все резцы бицентричного долота как в начале бурения, так и при бурении пород, представленных чередованием пропластков различной твердости.The use of this invention allows to increase the wellbore to the diameter to be drilled without expanding the pilot wellbore, to reduce whirling rotation, to ensure uniform distribution of the load on all cutters of the bicentric bit both at the beginning of drilling and during drilling of rocks represented by alternating layers of different hardness.
Применение заявленного изобретения позволит повысить срок службы долота, уменьшить время строительства скважины как за счет увеличения механической скорости, так и за счет уменьшения спускоподъемных операций.The application of the claimed invention will increase the life of the bit, reduce the time of well construction both by increasing the mechanical speed, and by reducing tripping operations.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008132617/03A RU2361999C1 (en) | 2008-08-07 | 2008-08-07 | Bicentral bore bit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008132617/03A RU2361999C1 (en) | 2008-08-07 | 2008-08-07 | Bicentral bore bit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2361999C1 true RU2361999C1 (en) | 2009-07-20 |
Family
ID=41047179
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008132617/03A RU2361999C1 (en) | 2008-08-07 | 2008-08-07 | Bicentral bore bit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2361999C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106812469A (en) * | 2015-11-27 | 2017-06-09 | 成都百施特金刚石钻头有限公司 | Diplocardia underreamer body of tool |
| RU2652051C1 (en) * | 2017-03-16 | 2018-04-24 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Буровые Технологии" | Drilling diamond bit for drilling a wash fluid absorption zone with simultaneous well expansion |
| CN113404435A (en) * | 2021-07-12 | 2021-09-17 | 潍坊盛德石油机械制造有限公司 | Eccentric drill bit and drilling equipment |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2330599A (en) * | 1997-10-21 | 1999-04-28 | Diamond Products International | Improvements in or relating to drill bits |
| US5957223A (en) * | 1997-03-05 | 1999-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Bi-center drill bit with enhanced stabilizing features |
| GB2351513A (en) * | 1999-06-30 | 2001-01-03 | Smith International | Bi-centre drill bit |
| US6913098B2 (en) * | 2002-11-21 | 2005-07-05 | Reedeycalog, L.P. | Sub-reamer for bi-center type tools |
-
2008
- 2008-08-07 RU RU2008132617/03A patent/RU2361999C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5957223A (en) * | 1997-03-05 | 1999-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Bi-center drill bit with enhanced stabilizing features |
| GB2330599A (en) * | 1997-10-21 | 1999-04-28 | Diamond Products International | Improvements in or relating to drill bits |
| GB2351513A (en) * | 1999-06-30 | 2001-01-03 | Smith International | Bi-centre drill bit |
| US6913098B2 (en) * | 2002-11-21 | 2005-07-05 | Reedeycalog, L.P. | Sub-reamer for bi-center type tools |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ПОПОВ А.Н. и др. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 2003, с.199, 200. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106812469A (en) * | 2015-11-27 | 2017-06-09 | 成都百施特金刚石钻头有限公司 | Diplocardia underreamer body of tool |
| RU2652051C1 (en) * | 2017-03-16 | 2018-04-24 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Буровые Технологии" | Drilling diamond bit for drilling a wash fluid absorption zone with simultaneous well expansion |
| CN113404435A (en) * | 2021-07-12 | 2021-09-17 | 潍坊盛德石油机械制造有限公司 | Eccentric drill bit and drilling equipment |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10648266B2 (en) | Downhole milling cutting structures | |
| US10538970B2 (en) | Method for drilling out a plug using a hybrid rotary cone drill bit | |
| US20150144405A1 (en) | Cutter block for a downhole underreamer | |
| US11988045B2 (en) | Eccentric reaming tool | |
| RU2374420C1 (en) | Blade drill bit | |
| US20150233187A1 (en) | Frac plug mill bit | |
| RU2361999C1 (en) | Bicentral bore bit | |
| US20150027788A1 (en) | Cutter Support Element | |
| CN113167103B (en) | Earth-boring tools having fixed blades and variable-size rotatable cutting structures and related methods | |
| US20210381317A1 (en) | Inner cutter for drilling | |
| US9869130B2 (en) | Ultra-high ROP blade enhancement | |
| RU2359100C1 (en) | Bore bit (versions) | |
| RU120995U1 (en) | SCREW DRILL | |
| CN108930518A (en) | A kind of abnormally-structured PDC drill bit | |
| US11208847B2 (en) | Stepped downhole tools and methods of use | |
| US20070137895A1 (en) | Percussion drill bit with V-shaped splines | |
| RU2690980C1 (en) | Single-roller bit | |
| RU2649210C1 (en) | Drilling bit | |
| RU227987U1 (en) | Starter milling cutter | |
| RU2332556C1 (en) | Crown drilling bit | |
| RU157176U1 (en) | CROWN FOR DRILLING WELLS FOR INTER-SURFACE HYDRAULIC BREAKING | |
| RU2340758C1 (en) | Blade drill bit | |
| CA3057168C (en) | Inner cutter for drilling | |
| CN111032991A (en) | Earth-boring tool including cutting element profile configured to reduce work rate | |
| RU2635669C1 (en) | Rock-breaking tool |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150808 |