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[en] NUMERICAL ANALYSIS OF MECHANICAL BEHAVIOR OF THE SALT IN OIL WELLS / [pt] ANÁLISE NUMÉRICA DO COMPORTAMENTO MECÂNICO DO SAL EM POÇOS DE PETRÓLEO

FABRICIO VIEIRA CUNHA BOTELHO 22 October 2008 (has links)
[pt] A presença de estruturas salinas ao redor do mundo em águas profundas do golfo do México, do Brasil, de Angola, do norte e do oeste da África forma condições favoráveis para o aprisionamento dos hidrocarbonetos e aumenta a probabilidade de sucesso na prospecção de óleo e gás. Na Bacia de Santos, por exemplo, foram divulgadas recentemente novas descobertas de óleo abaixo de uma espessa camada salina. Por outro lado, muitos problemas operacionais, como o aprisionamento de coluna de perfuração e o colapso do poço, têm sido registrados pela indústria do petróleo quando se está perfurando através de espessas camadas de sal. Estes contratempos criam grandes desafios e geram oportunidade de evolução da Indústria do Petróleo. Desta forma, esta dissertação propõe um estudo do comportamento mecânico do sal em poços de petróleo. Analisaram-se os deslocamentos, deformações e tensões na parede do poço e em sua vizinhança para diversos pesos de fluido de perfuração com a utilização do método dos elementos finit os. Foram realizadas modelagens computacionais mediante o uso de um programa comercial de elementos finitos: o Abaqus. Através de análises de deformação plana e análises axissimétricas, estas simulações numéricas puderam prever o comportamento elástico e, principalmente, o de fluência (creep) do sal. Sendo assim, como contribuição técnica, este estudo auxilia o controle e o monitoramento do fechamento de poços de petróleo em estratos salinos, evitando deste modo, diversos problemas causados pelo comportamento de fluência do sal, como o colapso do poço. Com isso, é fundamental a inclusão das análises das seções salinas nos projetos de perfuração de poços de petróleo. No que diz respeito ao quesito econômico, a principal contribuição deste trabalho é a redução do tempo de intervenções do poço provocadas por problemas ocorridos em camadas de sal e, conseqüentemente, a redução do tempo necessário para perfuração do poço e a diminuição do tempo de aluguel da sonda. / [en] The presence of saline structures around the world, in deepwater like the ones of the Mexican Gulf, Brazil, Angola, North and West Africa, provides favorable conditions for hydrocarbons imprisonment. It increases the probability of success in oil and gas exploration. In the Santos Basin, for example, it was recently noticed that a light crude oil located below a thick salt layer was discovered. On the other hand many operational problems in salt drilling like the imprisonment of the drillstring and closing of the well have been registered in the industry. These types of problems create big challenges in the oil industry and at the same time opportunities for the evolution of the drilling technology. This work proposes the study of the mechanical behavior of salt in oil wells. Dislocations, strains and stresses were analyzed in the face of the wellbore and into the salt formation by finite element analysis. Several finite element analyses were developed to represent the possible scenarios in salt drilling using a program denominated Abaqus. These numerical simulations were analyzed through plane strain and axisymmetric techniques, could predict elastic and specially creep behavior. As a technical contribution, this study helps to avoid wellbore closure and casing collapse of salt sections, adding to the wellbore and drilling project an accurate salt section analysis and preventing workover operations due to salt mass deformation. Finally the economical contribution of this study is the reduction of workover time and of expenses in salt sections drilling. By reducing workover time, there is a notorious decrease in rig time use.
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[en] CONSTITUTIVE MODELING AND PROBABILISTIC ANALYSIS APPLIED TO WELLS IN SALT ZONES / [pt] MODELAGEM CONSTITUTIVA E ANÁLISE PROBABILÍSTICA APLICADAS A POÇOS EM ZONAS DE SAL

PEDRO ALCIDES LOBO PENNA FIRME 22 January 2015 (has links)
[pt] A perfuração de camadas espessas de sal para exploração do pré-sal brasileiro desafia a geomecânica no aprimoramento da modelagem computacional dessas rochas. Previsões acuradas podem evitar problemas operacionais na perfuração, desde a necessidade excessiva de repasses até a prisão da coluna de perfuração, ou mesmo a perda do poço. O comportamento mecânico das rochas salinas é diferente daquele geralmente descrito pela mecânica das rochas tradicional. A compreensão do fenômeno da fluência constitui um embasamento conceitual indispensável para simulações numéricas nessas rochas. Foram apresentadas metodologias para simulação do comportamento à fluência de rochas salinas adotando o programa comercial de elementos finitos ABAQUS. Três modelos constitutivos para fluência baseados em leis de potência foram testados em simulações de ensaios triaxiais de fluência, galeria de mineração e poços revestidos e não revestidos. Destaca-se o primeiro esforço no intuito de calibrar e validar o Modelo de Multi Mecanismo de Deformação para aplicação em halita brasileira. Além disso, é apresentada uma metodologia para análises probabilísticas de fechamento de poço e de plastificação de revestimento. O programa NESSUS foi adotado e métodos de confiabilidade de Valor Médio foram empregados. Um modelo transversal de poço revestido típico do cenário do pré-sal brasileiro é considerado. Para ambos os eventos e modelos constitutivos, resultados determinísticos estão associados à probabilidade de falha de 40 por cento. As variáveis de maior importância nas análises de fluência em rochas salinas são aquelas relacionadas ao estado de tensão, temperatura e a fluência secundária. Por fim, ressalta-se o excelente desempenho do Modelo de Multi Mecanismo de Deformação nas simulações numéricas realizadas nesta pesquisa. / [en] Drilling thick salt rock layers for Brazilian pre-salt exploitation challenges geomechanics in improving computational modeling of those rocks. Accurate predictions can avoid operational complications in the drilling job, ranging from the excessive necessity of new drillings to a stuck pipe or even the loss of the wellbore. Salt rock shows unique properties. The mechanical behavior of salt rock is different from that usually described in traditional rock mechanics. The understanding of the creep phenomenon constitutes an indispensable conceptual background for numerical simulation of salt rocks. Some methodologies are presented for the simulation of salt rock creep behavior using the commercial finite element code ABAQUS. Three power-law-based constitutive models for creep are tested on simulations of triaxial creep tests, a mining gallery and both cased and uncased wellbores. A first effort to calibrate and validate the Multi-mechanism Deformation Creep Model for application in the Brazilian halite should be highlighted. Moreover, a methodology for probabilistic analyses of wellbore closure and casing yielding is presented. The software NESSUS is adopted and the Mean Value reliability methods are employed. A transversal model of cased wellbore typical for a Brazilian pre-salt scenario is considered. For both events and constitutive models, deterministic results are associated to a probability of failure of 40 per cent. Variables with the highest importance in salt rock creep analyses are related to the stress state, temperature and steady-state creep. Finally, the excellent performance of the Multi-mechanism Deformation Creep Model in the numerical simulations carried out in this research is noteworthy.
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[en] THERMOMECHANICAL MODELING OF ANNULAR PRESSURE BUILD UP IN SALT FORMATIONS / [pt] MODELAGEM TERMO-MECÂNICA DO CRESCIMENTO DE PRESSÃO EM ANULARES CONFINADOS, FRENTE A FORMAÇÕES SALINAS

LUIZ FELIPPE MEDEIROS DE ALMEIDA 06 July 2017 (has links)
[pt] Este trabalho apresenta uma modelagem numérica termo-mecânica para investigação da influência da presença da rocha salina no acréscimo de pressão em anulares confinados (APB). O fenômeno de APB é resultado da expansão térmica do fluido de perfuração trapeado nos anulares do poço, induzida pelo aquecimento gerado pela produção de hidrocarbonetos em temperatura superior ao restante do poço. Os evaporitos são formações que possuem um comportamento mecânico viscoelástico, apresentando deformação contínua a partir de uma tensão constante, processo conhecido como fluência. Este comportamento do sal não é atualmente considerado pelos simuladores utilizados pela indústria do petróleo durante o projeto de poços, no que tange dimensionamento para esta carga de pressão proveniente do APB. O objetivo deste trabalho é alcançado pelo desenvolvimento uma metodologia de cálculo do fenômeno de APB frente a formações salinas, através de um modelo numérico construído no software ABAQUS, utilizando o método dos elementos finitos. Diversas simulações foram realizadas com configurações distintas de litologia, temperatura e fluidos de perfuração, para analisar a influência do comportamento viscoelástico da rocha salina no crescimento de pressão em anulares confinados. Após análise de resultados obtidos, se concluiu que a rocha salina pode agir como aliviador da pressão gerada pela expansão térmica do fluido de perfuração confinado nos anulares do poço. As tensões geradas pelo APB levam a deformações de fluência que aumentam o diâmetro do poço e consequentemente o volume anular, acomodando parte do acréscimo de pressão gerado. / [en] This dissertation presents a thermo-mechanical numerical modeling to investigate the influence of the presence of salt rock on annular pressure build-up (APB). The APB phenomenon is a result of thermal expansion of confined drilling fluid in the well annulus, induced by heat generated by the production of hydrocarbons at temperatures above the remainder of the well. The evaporite formations have a viscoelastic mechanical behavior, with continuous deformation at constant stress, known as creep. This salt behavior is not currently considered by simulators used by the oil industry for the design of wells, with respect to this pressure load from APB. The objective is achieved by developing a methodology for calculating the APB effect for wells with saline formations, using a numerical model built in ABAQUS software, using the finite element method. Several simulations were performed with different configurations of lithology, temperature and drilling fluids, to analyze the influence of the viscoelastic behavior of the salt rock on pressure growth in confined annuli. After analyzing the results, it was concluded that the rock salt may act as a relief for the pressure generated by thermal expansion of the confined drilling fluid in the well annulus. The stresses generated by the APB lead to creep strains that increase the well diameter and consequently the annular volume, accommodating part of the generated pressure increase.
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[pt] IMPLEMENTAÇÃO NUMÉRICA DE UM MODELO CONSTITUTIVO ELASTO-VISCOPLÁSTICO PARA PREVISÃO DO COMPORTAMENTO MECÂNICO DE SAL / [en] NUMERICAL IMPLEMENTATION OF AN ELASTO-VISCOPLASTIC CONSTITUTIVE MODEL FOR PREDICTION OF THE MECHANICAL BEHAVIOR OF ROCK SALT

KAREN STEPHANIE NINANYA DE LA CRUZ 05 January 2021 (has links)
[pt] Sendo a exploração de petróleo cada vez mais profunda, atingindo vários quilômetros abaixo dos leitos marítimos, uma simulação numérica adequada para prever o comportamento de rochas antes da perfuração está se tornando cada vez mais importante para a indústria de petróleo, devido aos altos custos operacionais para garantir a estabilidade do poço. Um dos problemas típicos que os engenheiros de petróleo enfrentam é a instabilidade de poços em rochas evaporíticas, que geralmente são sujeitas a deformações excessivas e possuem características de comportamento mecânico dependentes do tempo. Grandes reservas de petróleo que foram encontradas ao redor do mundo em rochas evaporíticas encorajaram aos engenheiros a investigar mais profundamente essa resposta mecânica dependente do tempo (creep). Por outro lado, a concentração de tensões em torno dos furos pode torná-lo um projeto de engenharia inviável. A desestabilização devido a grandes deformações pode levar a problemas como colapso e fechamento do poço. Assim, para estudar a estabilidade de poços e projetar um sistema de produção de petróleo adequado, a influência do creep deve ser considerada adequadamente no comportamento esperado do material. Nesta pesquisa, as equações que definem o modelo elásto-viscoplástico de Sterpi e Gioda (2007) são implementadas no programa computacional FLAC 3D - ITASCA, código baseado no método das diferenças finitas. O procedimento de implementação consiste em gerar uma DLL (Dynamic Link Library) escrita em linguagem de programação C (mais mais) e integrar as tensões ao longo de um incremento de deformações usando um algoritmo de integração explícito. O modelo elásto-viscoplástico foi validado com resultados experimentais envolvendo rochas salinas disponíveis na literatura. Finalmente, é realizada uma simulação numérica com o programa FLAC 3D, considerando o modelo de Sterpi e Gioda, com o objetivo de estudar o fechamento de um poço no pré-sal brasileiro. / [en] Since oil exploration is reaching several kilometers below seafloor, an adequate numerical simulation for prediction of rock behavior prior to drilling is becoming increasingly important for the oil industry due to the high operating costs to ensure well stability. One of the typical problems that oil engineers face is the instability of wells in evaporitic rocks, which are often subject to excessive deformation and have time-dependent mechanical behavior characteristics. Huge oil reserves that were found around the world in evaporitic reservoirs encouraged engineers to further investigate this mechanical time-dependent response (creep). On the other hand, the concentration of stresses around the well can make it an unviable engineering project. Destabilization due to large deformations may be involved, leading to problems such as collapse and well closure. Thus, in order to study the stability of the boreholes and design an appropriate oil production system, creep must be properly considered in the expected behavior of the material. In this research, the equations that define the elasto-viscoplastic model of Sterpi and Gioda (2007) will be implemented in the computer program FLAC 3D - Itasca, code based on the finite difference method. The implementation procedure consists of generating a Dynamic Link Library (DLL) written in C (plus plus) programming language and integrating the stress along a strain increment by using an explicit integration algorithm. The elasto-viscoplastic model has been validated with experimental results from triaxial creep tests in salt rocks available in the literature, indicating a successful implementation. Finally, a numerical simulation in FLAC 3D considering the model of Sterpi and Gioda is performed in order to study a pre-salt wellbore closure.
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[pt] MODELAGEM NUMÉRICA DE EVAPORITOS PARA FINS DE BARREIRA NATURAL NO ABANDONO DE POÇOS DE PETRÓLEO / [en] NUMERICAL MODELLING OF EVAPORITES AS A NATURAL BARRIER FOR THE ABANDONMENT OF OIL WELLS

ALESSANDRA LIDIA MAZON 07 June 2022 (has links)
[pt] A construção de poços através de formações salinas continua sendo um grande desafio na engenharia de perfuração em muitas províncias petrolíferas ao redor do mundo, notadamente offshore no Brasil, devido às suas propriedades mecânicas únicas, em particular, sua alta mobilidade de fluência sob condições de fundo de poço. Inicialmente, é necessário controlar o fechamento do poço durante a perfuração para permitir a instalação do revestimento. Mais tarde, o carregamento do revestimento nas seções cimentadas e não cimentadas é motivo de preocupação para evitar problemas de integridade do poço a longo prazo. No entanto, ocontato do sal com o revestimento pode fornecer uma barreira natural necessária e economicamente benéfica. Este trabalho consiste em extratos do projeto de pesquisa Avaliação do potencial de formações argilosas e evaporíticas atuarem como barreira externa ao revestimento para o abandono de poços, realizado pelo Grupo de Tecnologia e Engenharia de Petróleo (GTEP) da Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, Brasil. O objetivo deste trabalho é modelar o fechamento de um poço em sal ao longo de zonas de revestimento não cimentadas considerando anular aberto. Para isso, foi desenvolvida uma metodologia computacional, utilizando o código comercial de elementos finitos ABAQUS. Na primeira etapa, a fim de validar o protocolo de simulação, apresenta-se a reprodução de estudos sobre a formação de barreiras naturais em sal, reportados na literatura, considerando os modos de pequena e grande deformação do ABAQUS. A comparação entre os resultados obtidos demonstra uma diferença de tempo para o fechamento anular variando de alguns meses a alguns anos, dependendo da profundidade e do tipo de sal. Discussões sobre aspectos específicos da simulação de fluência em rochas salinas também são feitas nesta etapa. Na segunda etapa, é apresentada uma análise para estimar o tempo de fechamento do poço em condições de campo representativas das bacias brasileiras, acoplando os ajustes realizados na etapa anterior. O comportamento constitutivo do sal utilizado para simular a fluência em regime permanente foi o modelo de mecanismo duplo e os parâmetros são representativos do cenário offshore brasileiro. Como resultado, observa-se o potencial de formação de barreiras naturais em camadas salinas para operações de tampão permanente e abandono. Em ambas as simulações, o fechamento anular é feito utilizando modelos 2D de estado plano de deformação e axissimétrico, representando a seção transversal e longitudinal, respectivamente. As etapas de simulação são divididas em campo de tensão de equilíbrio inicial (geostática) seguido de perfuração e fluência simulada como um material viscoelástico. / [en] Wellbore construction through salt formation remains a great challenge in drilling engineering in many oil provinces around the world, notably offshore Brazil, due to its unique mechanical properties, in particular, its high creep mobility under downhole conditions. Initially, it is necessary to control wellbore closure during drilling in order to allow casing installation. Later, the loading of the casing in both the cemented and uncemented sections is cause of concerns to prevent issues of long-term wellbore integrity. However, the contact between the salt and the casing can provide a necessary and economically beneficial natural barrier. This work consists of extracts of the research project Evaluation of the potential of clayey and evaporitic formations to act as an external barrier to the casing for the abandonment of wells, carried out by the Group of Technology and Petroleum Engineering (GTEP) at the Pontifical Catholic University of Rio de Janeiro, Brazil. The aim of this work is to model wellbore closure in salt throughout uncemented casing zones considering open annular. For this, a computational methodology was developed, using the commercial finite element code ABAQUS. As the first stage of the study, in order to validate the simulation protocol, the reproduction of studies about the formation of natural barriers in salt, reported in the literature, is presented, considering the small and large deformation modes of the ABAQUS. The comparison between the results obtained demonstrates a time difference for annular closure ranging from a few months to a few years, depending of depth and type of salt. Discussions on specific aspects of creep simulation in salt rocks are also made at this stage. In the second stage of the work, is presented an analysis to estimate the wellbore closure time under field conditions representative of the Brazilian basins, coupling the adjustments made in the previous stage. The salt constitutive behavior used to simulate the steady-state creep was double mechanism model and the parameters are representative of the Brazilian offshore scenario. As a result, it is observed the potential for the formation of natural barriers in saline layers for permanent plug and abandonment operations. In both simulations, annular closure is performed using 2D models of plane strain and axisymmetric, representing the cross section and longitudinal section, respectively. The simulation steps are divided into initial equilibrium stress field (geostatics) followed by drilling and simulated creep as a viscoelastic material.
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[en] WELLBORE STABILITY IN SALT ZONES: USING STRESS TRANSFER TECHNIQUES / [pt] ESTABILIDADE DE POÇOS EM ZONAS DE SAL: EMPREGANDO TÉCNICAS DE TRANSFERÊNCIA DE TENSÕES

SERGIO OROZCO OROZCO 16 May 2014 (has links)
[pt] A estabilidade de poços através de zonas de sal é um aspecto relevante em ambientes de perfuração offshore no Brasil. O fluxo convencional no planejamento de um poço de petróleo não reconhece a natureza complexa do estado de tensões in-situ em torno destes corpos de sal. Portanto, é necessária uma avaliação fiável das tensões in-situ considerando tanto a escala de campo (global) quanto as principais estruturas presentes no overburden. Neste trabalho, a análise de estabilidade de poços é realizada em três etapas. Primeiro, é realizada uma análise numérica a escala global para avaliar as tensões in-situ considerando a geometria de um corpo de sal. A seguir, são introduzidas as tensões in-situ em um modelo local, chamado subestrutura, através de duas técnicas de transferência de tensões propostas, denominadas as técnicas do Inverso Ponderado da Distância (IPD) e do Gradiente de Tensões (GT). O termo subestrutura é definido como uma linha curva no espaço composta por um conjunto de pontos, se assemelhando a uma seção ou trajetória completa de um poço. Finalmente, a janela operacional do poço é calculada acoplando os resultados de tensões da modelagem numérica com equações elásticas. Neste trabalho as técnicas IPD e GT são também utilizadas para transferir tensões em submodelos localizados dentro de um modelo global, visando realizar futuros estudos de submodelagem de estabilidade de poços. O termo submodelo consiste em uma malha de elementos finitos de um tamanho menor e um refinamento maior em relação ao modelo global. / [en] Wellbore Stability drilling through salt zones is an important current endeavor in many areas offshore of Brazil. The conventional well design workflow does not recognize the complex nature of the stress field near these salt bodies. Therefore, a reliable assessment of the in-situ stresses must be carried out considering a field (global) scale of the problem and the presence of major structures in the overburden. The proposed stability analysis is carried out in three stages. Firstly, a global finite element analysis is employed to evaluate the in-situ stresses at a global scale considering the geometry of a salt body. Secondly, the global scale in-situ stresses are introduced in a local model, that we call substructure, by using two proposed stress transfer techniques called the Inverse Distance Weighted Technique (IDWT) and the Stress Gradient Technique (SGT). We define Substructure as a set of points forming a section or a complete trajectory of an oil well. Finally, optimal mud weights are calculated combining numerical stress results with analytical elastic equations. These two stress transfer techniques are also proposed to be used to transfer stresses to submodels inside a global model domain for submodeling wellbore stability purposes. The term submodel is defined as a finite element mesh with a smaller size relative to the size of the global model.
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[pt] GEOMECÂNICA DE ROCHAS SALINAS APLICADA A PROJETOS ESTRATÉGICOS DE ENGENHARIA / [en] SALT GEOMECHANICS APPLIED TO STRATEGIC ENGINEERING PROJECTS

PEDRO ALCIDES LOBO PENNA FIRME 20 June 2022 (has links)
[pt] A importância do sal em diversas atividades humanas tem acompanhado as fases principais da civilização. Aplicações estratégicas e inovadoras envolvendo rochas salinas são planejadas até os dias atuais, tais como barreiras geológicas para abandono de poços e cavernas de estocagem para novas fontes de energia ou descarbonização. Esta tese foca no comportamento geomecânico do sal com atenção especial à fluência, dilatância, efeitos térmicos e seus impactos no comportamento hidráulico. Modelos deram suporte ao desenvolvimento de metodologias para avaliação de condições de integridade e estanqueidade de projetos estratégicos no contexto de energia. Eles incluem o abandono de poços do pré-sal, cavernas de sal e sal como rocha capeadora de reservatórios carbonáticos. Simulações numéricas avançadas utilizando o framework GeMA investigaram cenários representativos de cada projeto. Para tanto, modelos constitutivos de fluência, condições de contorno customizadas e variáveis de saída específicas foram implementados. Dentre os modelos de fluência, o EDMT foi desenvolvido no contexto desta pesquisa de doutorado, com foco no sal brasileiro. Os estudos de caso conduziram a observações importantes. Um poço do pré-sal pode fechar completamente por fluência após a remoção do revestimento. A redução da pressão e o aquecimento do poço aceleraram seu fechamento de modo significativo. No cenário mais crítico, a permeabilidade final foi ligeiramente superior a 100 vezes o valor inicial. Uma caverna de sal pode suportar mecanicamente ciclos de pressão causados por um esquema contingencial de fornecimento de hidrocarbonetos, embora uma permeabilidade final de 6,5 vezes o valor inicial tenha sido observada. Na geomecânica de reservatórios, a contribuição da fluência da rocha capeadora na subsidência é pequena e irreversível mesmo que a pressão do reservatório seja recuperada. As mudanças na permeabilidade foram sutis apesar da contribuição da fluência do sal e da variação de pressão do reservatório. A revisão da literatura, os modelos de fluência, as metodologias de análise, as funcionalidades incorporadas ao framework e as discussões motivadas pelos estudos de caso representam o valor agregado da tese para a comunidade científica e para a indústria no que tange ao aproveitamento estratégico de rochas salinas. / [en] The importance of salt in many human activities has accompanied the main phases of civilization. Strategic and innovative applications in salt rocks are planned until the present day, such as geological barriers for well abandonment and storage caverns for new energy sources or decarbonization. This thesis focuses on the geomechanical behavior of salt with special regards to creep, dilation, thermal effects and their impact on the hydraulic behavior. Models have supported the development of methodologies to assess integrity and tightness conditions of strategic projects in the context of energy. These include Pre-salt well abandonment, salt caverns and salt as caprock of carbonate reservoirs. Advanced numerical simulations using the framework GeMA have investigated representative scenarios of each project. To this end, creep constitutive models, customized boundary conditions and specific output variables have been implemented. Among the creep models, the EDMT has been developed in the context of this doctoral research, focusing on Brazilian salt. The case studies have led to important findings. A Pre-salt well can close completely by creep after casing removal. Pressure reduction and well heating have accelerated closure significantly. In the most critical scenario, the final permeability was slightly higher than 100 times the initial value. A salt cavern can mechanically support pressure cycles caused by a contingency hydrocarbon supply scheme; however, a final permeability of 6.5 times the initial value has been noticed. In reservoir geomechanics, the caprock creep contribution in the subsidence is small and irreversible even if the reservoir pressure is recovered. Permeability changes have been subtle despite the creep contribution and the reservoir pressure variation. The literature review, the creep models, the analysis methodologies, the capabilities incorporated into the framework and the discussions motivated by the case studies represent the added value of the thesis to the scientific community and industry regarding the strategic use of salt rocks.

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