GEOLOGIA DO PETRÓLEO
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GEOLOGIA DO PETRÓLEO Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA Organismos vivos principalmente plânctons, plantas e bactérias vão morrendo e seus restos se depositam em conjunto com o material carreado pelos rios, em mares e lagos. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA A matéria orgânica contém gorduras, proteínas e carboidratos. As gorduras não são facilmente atacáveis pelas bactérias anaeróbicas. Algumas áreas em fundos de mares e lagos são calmas. Sem renovação, acabam ficando desprovidas de Oxigênio. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA Transformação termoquímica de matéria orgânica e a geração de petróleo: Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA Organismos vivos principalmente plânctons, plantas e bactérias vão morrendo e seus restos se depositando em conjunto com o material carreado pelos rios, em mares e lagos. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA Lagoa costeira Zona Anoxica Zona Anoxica (preservação) Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA Os três principais estágios da transformação da matéria orgânica nos sedimentos são: -diagênese; -catagênese; - metagênese Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA A diagênese começa em sedimentos recentemente depositados, onde a atividade microbiana é um dos principais agentes de transformação. Alterações químicas ocorrem a pequenas profundidades. No final desta fase, a matéria orgânica consiste principalmente de querogênio. Do ponto de vista da exploração do petróleo, as rochas geradoras são consideradas imaturas. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA A catagênese resulta do aumento da temperatura, durante a história de soterramento dos sedimentos. O aumento da temperatura do querogênio é responsável pela geração da maioria dos hidrocarbonetos. É a principal fase de formação de óleo e gás úmido. As rochas geradoras são consideradas maturas Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA A metagênese é alcançada a grandes profundidades, onde há destruição dos hidrocarbonetos líquidos, sendo preservado apenas o gás seco. As rochas geradoras são consideradas senis ou supermaturas. Este estágio começa mais cedo que o metamorfismo da fase mineral. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA Até 65ºC Diagênese - Atividade bacteriana que provoca a reorganização celular e transforma a matéria orgânica em querogênio. O produto gerado é o metano bioquímico ou biogênico. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA De 65ºC até 165ºC Catagênese - Quebra das moléculas de querogênio. O produto gerado é hidrocarbonetos líquidos e gás. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA De 165ºC até 210ºC Metagênese Quebra das moléculas de hidrocarbonetos líquidos. O produto gerado é gás leve. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA Ultrapassando 210ºC Metamorfismo - Degradação do hidrocarboneto gerado deixando como remanescente gás carbônico e algum resíduo de gás metano. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] SISTEMA PETROLÍFERO É um sistema físico-químico dinâmico que gera e concentra petróleo (De Maison & Huizinga, 1994). Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] SISTEMA PETROLÍFERO Descreve a relação genética entre a “cozinha de geração” ativa e as acumulações de óleo e gás associadas (Magoon & Dow, 1994). Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] SISTEMA PETROLÍFERO Um sistema petrolífero existe quando os elementos e processos essenciais ocorrerem (Santos Neto, 2003). Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] SISTEMA PETROLÍFERO Para que se forme uma acumulação petrolífera são necessários cinco requisitos básicos: Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] SISTEMA PETROLÍFERO - presença de rochas geradoras; - presença de rochas-reservatório; - presença de rochas capeadoras; - trapas; - relações temporais adequadas. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] SISTEMA PETROLÍFERO Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] REQUISITOS PARA ACUMULAÇÃO DE PETRÓLEO Geração Requeridos: matéria orgânica em quantidade suficiente, temperatura e tempo Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] REQUISITOS PARA ACUMULAÇÃO DE PETRÓLEO Migração Requeridos: momento adequado e rota de migração adequada Migração primária Migração secundária Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] REQUISITOS PARA ACUMULAÇÃO DE PETRÓLEO Acumulação Requeridos: porosidade e permeabilidade adequadas e selo Pode ser até a superfície ou formando outros reservatórios de petróleo Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] SISTEMA PETROLÍFERO Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHAS GERADORAS São rochas de granulação fina (folhelhos e calcários), cuja matéria orgânica, sob condições termoquímicas adequadas, se transforma em petróleo. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHAS GERADORAS Rochas geradoras efetivas: contêm matéria orgânica (querogênio), em quantidade e qualidade, e sofreram uma evolução térmica adequada para geração/expulsão de quantidades significativas de petróleo. São preferencialmente folhelhos, margas e calcilutitos. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA GERADORA Testemunho de uma rocha geradora de petróleo da Formação Candeias (folhelho rico em matéria orgânica), Bacia do Recôncavo. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA GERADORA Figura 9 – Rocha potencialmente geradora de petróleo observada ao microscópio (folhelho). Fonte: Adans, 1984. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA GERADORA Uma rocha geradora deve possuir matéria orgânica em quantidade e qualidade adequadas e submetida ao estágio de evolução térmica necessário para degradação do querogênio. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA GERADORA Os aspectos volumétricos da rocha geradora (espessura e extensão lateral) também não devem ser ignorados, pois uma rocha com quantidade e qualidade da matéria orgânica adequadas pode ser, por exemplo, muito delgada para gerar quantidades comerciais de petróleo. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA GERADORA Deve ser lembrado que apenas uma pequena parte da matéria orgânica da rocha geradora transforma-se em petróleo (2 a 5%). Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA GERADORA Outro dado interessante é que, do petróleo acumulado nos reservatórios geológicos, o homem só pode aproveitar 20 a 30%, sendo que, em alguns casos, a recuperação é inferior a 10%. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO São rochas capazes de conter e transmitir fluidos que, estando numa situação geológica adequada (fazendo parte da trapa e capeadas adequadamente) permitem que o petróleo seja acumulado e possa ser produzido comercialmente. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO Arenitos – São as mais frequentes rochas reservatório encontrada em todo mundo, podem atingir varias centenas de metros de espessura, e podem apresentar grande continuidade lateral e sua porosidade pode ser intergranular ou por fraturas. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO Calcário – São rochas sedimentares geradas a partir da acumulação de organismos (fragmentos de conchas) associada a precipitação de carbonatos e sua porosidade é quase sempre secundária devido a processos de dissolução e fraturamento. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO PROPRIEDADES POROSIDADE É uma das mais importantes propriedades das rochas reservatório, já que ela mede a capacidade de armazenamento de fluidos (água, óleo e gás) Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO PROPRIEDADES POROSIDADE ABSOLUTA É a percentagem de vazios (espaços porosos) das rochas, podendo ser medido através da relação entre o volume de vazios e o volume total da rocha. Vv Vt Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO PROPRIEDADES POROSIDADE EFETIVA É a relação entre os espaços vazio interconectados de uma rocha e o volume total da mesma Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO PROPRIEDADES POROSIDADE EFETIVA Do ponto de vista da geologia do petróleo esta propriedade é a que se deseja quantificar pois representa o espaço ocupado por fluidos que podem ser deslocados. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO PROPRIEDADES POROS INTERCONECTADOS Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] POROS ISOLADOS ROCHA RESERVATÓRIO PROPRIEDADES POROSIDADE PRIMÁRIA É aquela que se desenvolveu durante a deposição dos sedimentos. Ex. porosidade intergranular do arenito Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO PROPRIEDADES POROSIDADE SECUNDÁRIA É aquela resultante de alguns processos geológicos que ocorreram após a formação da rocha sedimentar (diagenese). Ex. Fraturas em arenitos e folhelhos, cavidades devido a dissolução do calcário. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO A classificação das rochas-reservatório quanto à porosidade, pode ser visualizada na tabela: Porosidade (%) Fechada Regular Boa Excelente Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] 0-9 9 - 15 15 - 20 20 - 25 ROCHA RESERVATÓRIO PROPRIEDADES COMPRESSIBILIDADE Esta ligada a profundidade em que a rocha se encontra Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO POROSIDADE x COMPRESSIBILIDADE (Krumbein & Sloss, 1951) Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO PROPRIEDADES SATURAÇÃO DE FLUIDO É a fração do volume de poros ocupado pelo fluido (água, óleo e gás) Sf Vf Vp Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO SATURAÇÃO DE FLUIDO Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO PROPRIEDADES PERMEABILIDADE É a capacidade de uma rocha permitir fluxo de fluido Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO Tabela 5 – Classificação das rochas reservatório quanto à permeabilidade. Permeabilidade (mD) Baixa Menor que 1 Regular 1 – 10 Boa 10 – 100 Muito boa 100 – 1000 Excelente Maior que 1000 Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO Normalmente, a permeabilidade encontrada nos reservatórios varia entre 5 e 1000 mD. Verifica-se, na figura a seguir, que rochas com a mesma porosidade podem ter permeabilidades bastante diferentes. Uma rocha pode ser muito porosa, porém não permeável, como é o caso dos folhelhos. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO PROPRIEDADES Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO PROPRIEDADES Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO PROPRIEDADES CAPILARIDADE Fenômeno que ocorre no interior de um meio poroso, quando neste possui dois líquidos imiscíveis, criando uma superfície de separação entre eles Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO CAPILARIDADE Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO PROPRIEDADES MOLHABILIDADE É o equilíbrio de forças na interface óleo, água e rocha. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO MOLHABILIDADE Óleo Água Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] Sólido GEOLOGIA DO PETRÓLEO Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO FATORES QUE AFETAM A QUALIDADE DO RESERVATÓRIO Forma dos grãos: arredondamento e esfericidade. Quanto mais arredondados e esféricos forem os grãos, maior será a porosidade e mais livres as gargantas entre os poros, e conseqüentemente maior a permeabilidade Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO FATORES QUE AFETAM A QUALIDADE DO RESERVATÓRIO Tamanho dos grãos: quanto maiores forem os grãos, maiores serão as gargantas entre os poros, com maior permeabilidade. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO FATORES QUE AFETAM A QUALIDADE DO RESERVATÓRIO Seleção: em uma rocha mal selecionada, os grãos menores ocuparão os espaços porosos existentes entre os grãos maiores, diminuindo a porosidade e a permeabilidade. Rochas bem selecionadas são mais porosas e permeáveis. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO FATORES QUE AFETAM A QUALIDADE DO RESERVATÓRIO Fábrica: uma rocha mais compactada, com empacotamento entre grãos mais apertado, tem porosidade e permeabilidade menores. Grãos orientados tendem a diminuir a porosidade, e a tornar a permeabilidade anisotrópica. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO FATORES QUE AFETAM A QUALIDADE DO RESERVATÓRIO Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO FATORES QUE AFETAM A QUALIDADE DO RESERVATÓRIO Diagênese: A cimentação ocupa os espaços porosos, diminuindo porosidade e permeabilidade. A dissolução tanto de grãos como de cimento tem efeito justamente contrário. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO FATORES QUE AFETAM A QUALIDADE DO RESERVATÓRIO A continuidade lateral e vertical é essencial para que a rocha-reservatório alcance volumes capazes de conter quantidades economicamente significantes de petróleo. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHA RESERVATÓRIO FATORES QUE AFETAM A QUALIDADE DO RESERVATÓRIO Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHAS CAPEADORAS As rochas capeadoras ou selantes são aquelas que retém os hidrocarbonetos na rocha reservatório. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHAS CAPEADORAS Uma boa rocha capeadora deve ser mais ou menos plástica (folhelho), pois as rochas mais rígidas são mais fraturáveis (arenito) , deixando escapar o petróleo. Os calcários, quando puros, são muito quebradiços e, portanto, inadequados como rochas capeadoras Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHAS CAPEADORAS Figura 16 - Seção esquemática de uma acumulação de petróleo, numa trapa estrutural. Fonte: Ferreira, 1989. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHAS CAPEADORAS Nenhum material é completamente impermeável. O capeamento, freqüentemente, é imperfeito, o que acarreta a presença de exsudações na superfície. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHAS CAPEADORAS Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHAS CAPEADORAS Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] ROCHAS CAPEADORAS Na figura abaixo temos um resumo das relações entre o tipo de rocha e sua função numa acumulação de petróleo. FOLHELHOS GERADORES E SELANTES * ARENITOS RESERVATÓRIOS CALCÁRIOS RESERVATÓRIOS GERADORES E SELANTES * EVAPORITOS SELANTES * RESERVATÓRIO QUANDO FRATURADOS Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRAPAS ou ARMADILHAS São situações estruturais ou estratigráficas que propiciam condições para a existência de acumulações petrolíferas. De um modo geral, as trapas podem ser classificadas, em três tipos principais: estruturais, estratigráficas e combinadas. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRAPAS ou ARMADILHAS TRAPAS ESTRUTURAIS São trapas formadas por alguma deformação local, como resultado de falhamentos e de dobramentos, sendo as mais evidentes nos mapeamentos geológicos de superfície e as mais rapidamente localizadas em subsuperfície. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRAPAS ou ARMADILHAS TRAPAS ESTRUTURAIS Pode-se identificar uma trapa estrutural por geologia de superfície, perfurações estruturais, geologia de subsuperfície, por métodos geofísicos ou por combinação destes métodos. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRAPAS ou ARMADILHAS Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRAPAS ou ARMADILHAS Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRAPAS ou ARMADILHAS TRAPAS ESTRATIGRÁFICAS São as trapas formadas por alguma variação na estratigrafia, na litologia ou em ambas. Podem ser primárias ou secundárias. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRAPAS ou ARMADILHAS Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRAPAS ou ARMADILHAS TRAPAS ESTRATIGRÁFICAS PRIMÁRIAS São produtos diretos do ambiente de sedimentação. São também denominadas trapas deposicionais. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRAPAS ESTRATIGRÁFICAS PRIMÁRIAS Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRAPAS ou ARMADILHAS TRAPAS ESTRATIGRÁFICAS SECUNDÁRIAS São as que desenvolveram-se após a deposição e diagênese da rocha reservatório. Estas trapas estão freqüentemente associadas a discordâncias. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRAPAS ESTRATIGRÁFICAS SECUNDÁRIAS Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRAPAS ou ARMADILHAS TRAPAS COMBINADAS São as trapas formadas pela combinação de fatores estruturais e estratigráficos em proporção aproximadamente igual. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRAPAS ou ARMADILHAS TRAPAS COMBINADAS Trapas combinadas típicas são formadas quando uma falha corta um arenito próximo à sua mudança de fácies para folhelho ou quando este mesmo arenito é dobrado. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRAPAS COMBINADAS Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] TRAPAS COMBINADAS Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] RELAÇÕES TEMPORAIS Uma acumulação comercial de petróleo só ocorre após uma seqüência predeterminada de eventos. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] RELAÇÕES TEMPORAIS Se uma trapa se formar após a migração do petróleo, ela será seca. Conseqüentemente, uma trapa formada muito tarde na história de uma bacia não é atrativa do ponto de vista exploratório. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] RELAÇÕES TEMPORAIS Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] MIGRAÇÃO DO PETRÓLEO A saída dos hidrocarbonetos a partir do querogênio e o seu transporte dentro de uma rocha geradora constitui o mecanismo denominado de migração primária. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] MIGRAÇÃO DO PETRÓLEO O movimento do petróleo, depois da sua expulsão da rocha geradora, através de fraturas, falhas, discordâncias e das rochas permeáveis, constitui a migração secundária Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] MIGRAÇÃO DO PETRÓLEO ATÉ CENTENAS DE QUILÔMETROS ACUMULAÇÃO MIGRAÇ ÃO NO DUTO (" CARR IER BE + + D") + + + + GERAÇÃO + + + + + "COZINHA" Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] + + MIGRAÇÃO PRIMÁRIA DO PETRÓLEO A geração de hidrocarbonetos, a partir da atuação da temperatura sobre o querogênio, aumenta continuamente o volume de querogênio, com a criação de centros de alta pressão dentro das rochas geradoras. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] MIGRAÇÃO PRIMÁRIA DO PETRÓLEO Aumento de pressão, microfraturas, subseqüente liberação de pressão, expansão dos fluidos e, finalmente, transporte, são processos descontínuos que devem se repetir muitas vezes nas rochas geradoras, a fim de produzir a movimentação de uma quantidade significativa de óleo ou gás. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] MIGRAÇÃO SECUNDÁRIA DO PETRÓLEO É controlada por quatro parâmetros: flutuação de óleo e gás na água que satura os poros das rocha, diferencial de pressão, diferencial de concentração e fluxo hidrodinâmico. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] MIGRAÇÃO SECUNDÁRIA DO PETRÓLEO Enquanto os fluidos aquosos nos poros das rochas em subsuperfície estiverem estacionários, a única força condutora para a migração secundária é a flutuação. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] MIGRAÇÃO SECUNDÁRIA DO PETRÓLEO A pressão capilar é a força que faz com que as gotas de petróleo e as bolhas de gás preencham os espaços porosos da rocha. Sempre que as pressões capilares são muito altas ou os poros das rochas são muito reduzidos, o óleo em migração é trapeado. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] MIGRAÇÃO SECUNDÁRIA DO PETRÓLEO O estágio final da formação de acumulações de petróleo é a concentração (segregação) nas porções mais elevadas disponíveis na trapa. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] MIGRAÇÃO SECUNDÁRIA DO PETRÓLEO A rocha capeadora ou barreira de permeabilidade é que paralisa a movimentação do petróleo, em virtude de um decréscimo geral no diâmetro dos poros, exercendo, por isso, pressões capilares maiores que as forças condutoras. Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected] FIM Eng. Luiz Eduardo Trindade – [email protected]
