Ir direto para menu de acessibilidade.
Início do conteúdo da página

Bacias

Publicado: Quarta, 18 de Outubro de 2017, 23h23 | Última atualização em Quarta, 27 de Dezembro de 2017, 11h31

A Quarta Rodada de Licitações está disponibilizando um total de 54 blocos para atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural. Estes blocos distribuem-se por 18 bacias sedimentares brasileiras, sendo 15 blocos em terra e 39 blocos no mar.

Bacia do Amazonas

Na Bacia do Amazonas está sendo oferecido um bloco (BT-AM-2) de 12.529 km².

A bacia terrestre do Amazonas, com área de 615.600 km², situa-se na região norte do Brasil e ocupa parte dos estados do Amazonas, Pará e Amapá. É uma bacia intracratônica, predominantemente paleozóica, encaixada entre os escudos das Guianas, a norte, e Central Brasileiro, a sul. Ela é limitada a oeste pelo Arco de Purus, que a separa da Bacia do Solimões, e a leste pelo Arco de Gurupá, que a separa da Bacia do Marajó.

A bacia já apresenta um sistema petrolífero comprovado. Em 1953 foi descoberta a acumulação de óleo de Nova Olinda, que se revelou subcomercial em função da extensão limitada do reservatório devoniano do Grupo Curuá.

Descobertas subcomerciais significativas de óleo e gás ocorreram na década de 80. Em 1999 foi feita a primeira descoberta significativa, a acumulação de gás de Rio Uatumã no bloco BA-3 da Petrobras. Os reservatórios produtores são arenitos meso a neopensilvanianos da Fm Nova Olinda, capeados por evaporitos da mesma formação.

Os melhores reservatórios são considerados os arenitos neomissipianos a eopensilvanianos da Fm Monte Alegre. Esta unidade é equivalente à Fm Juruá, principal produtora na vizinha Bacia do Solimões. A Fm Monte Alegre está ausente nas partes mais altas do Arco de Purus e o seu pinchout constitui um dos prospectos a serem pesquisados no bloco, além de prospectos relacionados a discordâncias e prospectos estruturais.

Os folhelhos de alta radiatividade devonianos desta bacia são considerados os de melhor qualidade dentre os geradores paleozóicos. O teor médio é de 4%, com picos de até 10% e sua espessura varia de 30-40m na plataforma a 150-160m no depocentro.

As trapas são predominantemente estruturais, em geral anticlinais em blocos altos de falhas reversas. Importantes também deverão ser trapas associadas a discordâncias e adelgaçamentos.

A bacia conta com uma baixa densidade de poços exploratórios e de sísmica. A maioria dos poços foi perfurada sem suporte sísmico. Esta bacia, de nova fronteira, é bastante promissora, por apresentar todos os requisitos necessários para a formação de campos de hidrocarbonetos .

Bacia de Barreirinhas

Na Bacia de Barreirinhas estão sendo oferecidos 2 blocos, totalizando 7.304 km². Esta bacia localiza-se na margem equatorial brasileira, abrangendo parte da costa do Estado do Maranhão e a plataforma adjacente. Está limitada a noroeste pela Plataforma da Ilha de Santana, a leste pelo Alto de Tutóia e, a sul pela Plataforma de Sobradinho. Possui uma área de aproximadamente 50.000 km², dos quais 10.000 km² na sua porção emersa. Recentemente, a bacia foi alvo de levantamento sísmico 2D do tipo spec survey. Foram perfurados 105 poços exploratórios na bacia, dos quais apenas 9 estão situados na plataforma continental. Este esforço exploratório resultou, até o momento, nas descobertas das acumulações sub-comerciais de São João (óleo e gás), Oeste de Canoas (gás) e Espigão (gás), situadas na porção terrestre da bacia.

Bacia de Campos

Na Bacia de Campos estão sendo oferecidos 6 blocos, totalizando 6.910 km². Situada no litoral dos Estados do Rio de Janeiro e do Espírito Santo, esta bacia abrange uma área de 115.800 km² até a lâmina d'água de 3.000 metros. Uma pequena parte dessa área se estende para terra. Recentemente, a bacia foi alvo de levantamento sísmico 2D do tipo spec survey. A interação dos elementos do sistema petrolífero resultou num sincronismo ideal de geração, migração e trapeamento de hidrocarbonetos tornando esta bacia a mais prolífica do Brasil, com a descoberta de enormes volumes de óleo e gás. A produção atual da bacia é superior a 1.000.000 de barris de óleo por dia.

Bacia de Cumuruxatiba

Na Bacia de Cumuruxatiba estão sendo oferecidos 2 blocos, totalizando 3.109 km². Esta bacia localiza-se na margem leste brasileira, extremo sul do Estado da Bahia. Abrangendo parte da planície costeira, a bacia ocupa uma área total de 20.200 km² até o limite da cota batimétrica de 2.500m e está coberta por recente levantamento sísmico 2D do tipo spec survey. Sua parte terrestre ocorre entre as cidades de Porto Seguro e Alcobaça, na direção norte-sul, e a sua parte submersa é circundada pelos bancos vulcânicos de Royal Charlotte ao norte, Abrolhos ao sul, e o Sulphur Minerva a leste. A perfuração de 46 poços exploratórios na bacia, resultou na descoberta das acumulações de Arraia e da área do poço BAS-94.

Bacia do Espírito Santo

Na Bacia do Espírito Santo-Mucuri estão sendo oferecidos 7 blocos (2 em terra e 5 no mar), totalizando 5.376 km².

Esta bacia localiza-se ao longo do litoral centro-norte do Estado do Espírito Santo e sul do Estado da Bahia. Seu limite sul é a feição geológica conhecida como Alto de Vitória, que a separa da Bacia de Campos, enquanto seu limite norte, com a Bacia de Cumuruxatiba, é apenas geográfico. A bacia possui uma área sedimentar total de 123.130 km² até a lâmina d'água de 3.000 m (17.900 km² em terra), e está coberta por recente levantamento sísmico 2D do tipo spec survey. A perfuração de 483 poços exploratórios na bacia resultou na descoberta de 51 acumulações de hidrocarbonetos, sendo 46 na porção terrestre e 5 na plataforma continental. Duas descobertas foram recentemente verificadas na bacia: a primeira, em terra, constatou óleo e, a segunda, em águas rasas, uma acumulação de gás. A bacia apresenta um volume original provado de 71 milhões de m³ de óleo e 9 bilhões de m³ de gás.

Bacia da Foz do Amazonas

Na Bacia da Foz do Amazonas estão sendo oferecidos 2 blocos, totalizando 15.230 km². Esta bacia situa-se na porção oeste da margem equatorial brasileira, ao longo da costa dos estados do Amapá e do Pará. Ocupa uma área aproximada de 261.170 km², incluindo a plataforma continental, talude e região de águas profundas, até o limite entre as crostas continental e oceânica. Recentemente, a bacia foi alvo de levantamento sísmico 2D do tipo spec survey. Foram perfurados 93 poços exploratórios na bacia, sendo 60 pela Petrobras e 33 por companhias que atuaram sob contrato com cláusula de risco. Este esforço exploratório resultou na descoberta de duas acumulações sub-comerciais de gás: Pirapema, e a área do poço APS-51A.

Bacia do Jequitinhonha

Na Bacia do Jequitinhonha estão sendo oferecidos 2 blocos, totalizando2.598 km². Esta bacia localiza-se na porção nordeste da margem leste brasileira, no litoral sul do estado da Bahia, em frente à foz do rio Jequitinhonha. A norte, limita-se com a Bacia de Camamu-Almada através do Alto de Olivença, e a sul, com a Bacia de Cumuruxatiba, através do banco vulcânico de Royal Charlotte. Ocupa uma área de cerca de 10.100 km², dos quais 9.500 km² são submersos (7.000 km² até 1.000 m de lâmina d'água e 2.500 km² entre 1.000 e 2.000 m). Recentemente, a bacia foi alvo de levantamento sísmico 2D do tipo spec survey. A perfuração de 33 poços exploratórios na bacia, resultou em uma descoberta na área do poço 1-BAS-37.

Bacia do Pará-Maranhão

Na Bacia do Pará-Maranhão estão sendo oferecidos 3 blocos, totalizando 8.845 km². Esta bacia está localizada na porção norte da plataforma continental brasileira, na costa dos estados do Pará e Maranhão. Ocupa uma área total de 95.875 km², sendo 81.265 km² até a batimetria de 400 m, e 14.610 km² entre 400 m e 3.000 m. Recentemente, a bacia foi alvo de levantamento sísmico 2D do tipo spec survey. Foram perfurados 33 poços na bacia, resultando em uma acumulação sub-comercial de óleo (1-PAS-11), em carbonatos fraturados do Terciário, além de produção sub-comercial de óleo (37o API) em arenitos turbidíticos, no poço 1-MAS-5.

Bacia do Parnaíba

Está sendo oferecido, pela primeira vez, um bloco ( BT-PN-1) de 12.261 km². A Bacia do Parnaíba é uma bacia terrestre intracratônica, com cerca de 600.000 km², que se distribui principalmente pelos estados do Maranhão, Piauí e Tocantins e subordinadamente pelos estados do Pará, Ceará e Bahia. e que é preenchida predominantemente por rochas paleozóicas.

Ela é separada da Bacia de Barreirinhas, a norte, pelo Arco Ferrer Urbano-Santos, e da Bacia do São Francisco, a sul,pelo Arco do São Francisco.

A bacia conta com apenas 31 poços exploratórios, dos quais apenas 7 foram perfurados com apoio da sísmica. A cobertura sísmica de somente 13.000 km é distribuída esparsamente.

A espessura máxima perfurada é de cerca de 3.500m. Espessuras bem maiores podem ocorrer em grabens mais antigos, proterozóicos e cambro-ordovicianos, pouco perfurados, sendo a espessura de 3.500m relativa à sinéclise paleozóica, que se desenvolveu a partir do siluriano. O gerador principal é folhelho devoniano givetiano-frasniano da Fm Pimenteiras, com teor médio de 2%-2,5% e picos de até 6%. Ígneas básicas juro-triássicas e cretácicas contribuiram para a maturação da matéria orgânica. Geradores potenciais são folhelhos silurianos e neodevonianos.

Os principais reservatórios são os arenitos devonianos (Fm Cabeças) capeados por folhelhos devonianos. Arenitos silurianos, capeados por folhelhos transgressivos silurianos e reservatórios carboníferos e permianos,selados por evaporitos permianos, são reservatórios potenciais. Além de contribuirem para a maturação, sills de diabásio também podem funcionar como selantes.

O arcabouço estrutural no flanco E e S da bacia é fortemente influenciado por uma zona de falha, com cerca de 3.000 km de comprimento, denominada Lineamento Transbrasiliano, e que exerceu influência na formação dos riftes mais antigos e dos depocentros eopaleozóicos. O basculamento geral da bacia para NW no cretáceo e a possibilidade de inversão de atitude na área sul tornam também atrativo o flanco S-SE.

As estruturações em geral são relacionadas a blocos falhados, com fechamentos providos por falhas normais e reversas. Muitas estruturações são causadas por intrusões de diabásio. Um astroblema reconhecido na bacia, o de Riachão, pode ser um futuro prospecto.

O bloco oferecido se situa na parte profunda da bacia, onde foi perfurado o poço 2-CP-1-MA (Capinzal). Este poço apresenta condições muito favoráveis para acumulação de hidrocarbonetos. A Fm Cabeças, com topo situado a 1666m, tem espessura total de 340m,apresentando em perfil forma de caixote. A Fm Pimenteiras é muito espessa, com topo a 2006m e base a 2476m, e apresenta, dentro dos folhelhos geradores, intrusões de diabásio que somam 125m de espessura, A Fm Cabeças é selada por diabásio com cerca de 170m de espessura. O poço foi testado em diabásio dentro da Fm Pimenteiras, queimando gás com chama de 2-4m. Reavaliação dos perfis indicam a possibilidade do poço conter uma acumulação de gás na Fm Cabeças, não testada, com estimativas de net-pay que variam de 8,5m, 34m e 58m.

O bloco apresenta possibilidades de trapes não convencionais do tipo "basin-centered gas", com sills de diabásio funcionando como selantes para possíveis jazidas de gás acumuladas em "sweet spots".

Bacia do Pelotas

Na Bacia de Pelotas está sendo oferecido, pela primeira vez, 1 bloco, com 11.042,7 km². Esta bacia situa-se na extremidade sul da margem continental brasileira, desde o Uruguai, a sul, até a Bacia de Santos, a norte. A sua área é de aproximadamente 210.000 km², até a cota batimétrica de 2.000 metros. O esforço exploratório realizado resume-se a 20 poços, sendo que 11 destes são estratigráficos perfurados na parte emersa da bacia. Recentemente foi perfurado um poço no bloco BP-1.

A bacia não apresenta a seção evaporítica e sua prospectividade ainda precisa ser mais bem avaliada. Prospectos principais são turbiditos cretáceos e terciários, carbonatos e arenitos albianos, em trapas estratigráficas e estruturais. Secundariamente, podem ser considerados prospectos aptianos/barremianos e paleozóicos nas regiões mais rasas e proximais.

Bacia do Pernambuco-Paraíba

Na Bacia de Pernambuco-Paraíba está sendo oferecido 1 bloco, com 3.554 km². Esta bacia situa-se na parte mais setentrional da costa leste do Brasil, estendendo-se pelo litoral dos Estados de Pernambuco, Paraíba e Rio Grande do Norte. Limita-se ao norte com a bacia Potiguar, através do Alto de Touros, e ao sul, com a Bacia de Sergipe-Alagoas, através do Alto de Maragogi. A bacia possui uma área emersa de 7.600 km² e cerca de 31.400 km² na sua porção submersa, que se estende pela plataforma continental até a cota batimétrica de 3.000 metros. Recentemente, a bacia foi alvo de levantamento sísmico 2D do tipo spec survey. Foram perfurados apenas 3 poços na parte emersa da bacia, o mais profundo com cerca de 3.000m. Embora a informação geológica seja insuficiente, a presença de anomalias de hidrocarbonetos pesados, identificadas pela geoquímica de superfície, pode indicar um sistema petrolífero efetivo na bacia.

Bacia do Potiguar

Na Bacia Potiguar estão sendo oferecidos 8 blocos (3 em terra e 5 no mar), totalizando 7.657 km². Esta bacia situa-se no extremo leste da Margem Equatorial Brasileira, compreendendo um segmento emerso e outro submerso, ao longo dos Estados do Rio Grande do Norte e do Ceará. O Alto de Fortaleza define seu limite oeste com a Bacia do Ceará, enquanto que o Alto de Touros define seu limite leste com a Bacia de Pernambuco-Paraíba. Sua área, até a isóbata de 3.000m, alcança 119.295 km², sendo 33.200 km² (27,8%) emersos e 86.095 km² (72,2%) submersos. Recentemente, a porção offshore da bacia foi alvo de levantamento sísmico 2D do tipo spec survey. O esforço exploratório já realizado resultou na descoberta de 70 campos de óleo e gás, sendo 6 no mar e 64 em terra. Recente perfuração na porção terrestre da bacia constatou uma acumulação de óleo, indicando que a bacia ainda oferece boas oportunidades. A Bacia Potiguar, com uma produção diária de 110 mil boe, é atualmente a segunda região produtora do país.

Bacia do Recôncavo

Na Bacia do Recôncavo estão sendo oferecidos 4 blocos, totalizando 919 km². Localiza-se na região nordeste do Brasil, em parte emersa do Estado da Bahia, ocupando área de 10.200 km². Limita-se com a Bacia do Tucano, ao norte, pelo Alto de Aporá, e com a Bacia de Camamu-Almada, ao sul, por uma zona de transferência E-W (Falha da Barra). Os limites leste e oeste da bacia são afloramentos pré-cambrianos oriundos, respectivamente, dos sistemas de falhas de Salvador e de Maragogipe. A descoberta de petróleo nesta bacia ocorreu em 1939 com a perfuração de um poço em Lobato, considerado como o marco inicial da indústria petrolífera nacional. Recente descoberta de uma acumulação de óleo leve revelou, em testes, boa capacidade de produção. A Bacia do Recôncavo produz atualmente cerca de 80.000 barris/dia de óleo equivalente.

Bacia do Santos

Na Bacia de Santos estão sendo oferecidos 8 blocos, totalizando 17.013,5 km².

Esta bacia localiza-se na porção sudeste da margem continental brasileira, em frente aos estados do Rio de Janeiro, São Paulo, Paraná e Santa Catarina. Limita-se ao sul pelo Alto de Florianópolis, que a separa da Bacia de Pelotas; enquanto que ao norte é limitada pelo Alto de Cabo Frio, que a separa da Bacia de Campos. Com área total de 352.260 km² até a lâmina d'água de 3.000 m, a Bacia de Santos constitui-se na mais extensa dentre as bacias costeiras do Brasil. Recentemente, a bacia foi alvo de levantamento sísmico 2D do tipo spec survey. A perfuração de 123 poços exploratórios, na bacia, resultou na descoberta de 5 campos de óleo (Tubarão, Coral, Estrela do Mar, Caravela e Caravela Sul) e um campo de gás e condensado (Merluza), que somam um volume original de óleo-equivalente da ordem de 190 milhões de m³. A mais recente descoberta, ainda em fase de avaliação, foi realizada no bloco BS-3, fato que aumenta a potencialidade da bacia.

Bacia do São Francisco

Um bloco (BT-SF-1), com área de 2.946 km², está sendo oferecido na parte central da bacia.

A Bacia do São Francisco localiza-se na região central brasileira, cobrindo área total de 354.800 km² distribuída nos estados de Minas Gerais, Bahia, Goiás, Tocantins e no Distrito Federal. Com formato alongado, tem cerca de 1.000 km de extensão na direção Norte - Sul e aproximadamente 400 km de largura máxima, Leste - Oeste, em sua posição média.

Geologicamente, a Bacia do São Francisco é classificada como uma bacia de foreland, da idade proterozóica. É limitada a oeste pela faixa de dobramentos Brasília, a leste pela faixa de dobramentos Araçuaí, a norte pelo arco do São Francisco e a sul pelo arco do Alto Parnaíba. Seu preenchimento sedimentar é representado principalmente por rochas clásticas e carbonáticas neoproterozóicas.

A bacia vem despertando interesse exploratório para hidrocarbonetos desde que foram descobertas várias exsudações de gás, naturais ou em poços rasos perfurados para água. Até o momento foram levantados 2.826 km de linhas sísmicas 2-D e quatro poços exploratórios foram perfurados na bacia, dois dos quais apresentaram vazão sub-comercial de gás. A área do bloco corresponde a região de foredeep da bacia e está situada na parte frontal da faixa de dobramentos Brasília. Apresenta um prospecto mapeado por sísmica representando uma estrutura anticlinal fechada no topo da supersequência Rifeana (Neoproterzóico inferior).

A geração é atribuída aos folhelhos negros rifeanos (teores médios de carbono orgânico da ordem de 4% com picos de até 11%) e os objetivos seriam os arenitos do Grupo Paranoá (Rifeano) e os calcários fraturados do Grupo Bambuí (Vendiano).

Bacia do São Luiz

Na Bacia de São Luís está sendo oferecido, pela primeira vez, um bloco terrestre de 7.944 km².

A bacia terrrestre de São Luís, localizada no litoral noroeste do estado do Maranhão, ocupa a parte central de um rifte alongado, conhecido como Bragança-Viseu, São Luís e Ilha Nova, que se estende desde o litoral nordeste do estado do Pará até a vizinha Bacia de Barreirinhas. O conjunto das 3 bacias ocupa uma área de cerca de 30.000 km², dos quais aproximadamente 20.000 km² cabem à bacia de São Luís. A cidade de São Luís, capital do estado do Maranhão, situa-se dentro desse conjunto de bacias, sendo importante mercado consumidor.

A bacia se limita a norte por embasamento do craton de São Luís e pela Plataforma de Ilha de Santana. A sul, limita-se com a Bacia do Parnaíba pelo Arco Ferrer- Urbano Santos.

O esforço exploratório é representado por 18 poços perfurados e 2.479 km de sísmica 2D executados. A Bacia de São Luís é um rifte abortado, desenvolvido no Aptiano e Albiano, relacionado à abertura da margem equatorial norte do Oceano Atlântico.

Modelagem gravimétrica permite estimar espessura máxima de sedimentos em torno de 5.000m. Os sedimentos mais antigos perfurados são provavelmente cambro-ordovicianos, distribuídos em uma calha central.No flanco sul ocorrem remanescentes paleozóicos silurianos e devonianos da Bacia do Parnaíba.

O principal gerador da bacia é a Fm Codó, de idade aptiana, com teores muito altos, entre 4% e 15%, que deve estar maturo nas partes mais profundas da bacia. No flanco sul, embora de ocorrência restrita, pode ser considerado como gerador potencial o folhelho devoniano da Fm Pimenteiras.

Os principais reservatórios são arenitos do Cretáceo Inferior. Reservatórios paleozóicos também devem ser considerados.

Além das trapas relacionadas a falhas normais da fase rift, movimentos transcorrentes, resultantes do deslocamento das placas africana e sul-americana, que ocorreram no Albiano, ocasionaram dobras e falhas reversas que podem armazenar hidrocarbonetos. Adelgaçamentos de reservatórios paleozóicos constituem prospectos potenciais.

Bacia de Sergipe-Alagoas

Na Bacia de Sergipe-Alagoas estão sendo oferecidos 2 blocos, totalizando 5.106 km². Esta bacia situa-se na região nordeste do Brasil e abrange os estados de Sergipe e Alagoas. Limita-se, a norte, com a Bacia de Pernambuco/Paraíba, pelo Alto de Maragogi. A sul, o limite da porção emersa é constituído pela Plataforma de Estância e da porção submersa, pela Bacia de Jacuípe, através do sistema de falhas do Vaza-Barris. Sua porção terrestre apresenta uma área de 13.000 km², enquanto a parte submersa se estende por uma área de 32.760 km² até a cota batimétrica de 3.000 metros. Esta porção offshore da bacia foi coberta recentemente por levantamento sísmico 2D do tipo spec survey. O esforço exploratório desenvolvido resultou na descoberta de 28 campos de petróleo, sendo 23 em terra e 5 no mar. Recente e significativa descoberta de uma acumulação de óleo leve, em águas profundas, propicia uma nova frente exploratória na bacia. A produção atual é de aproximadamente 23.000 barris/ dia de óleo equivalente.

Bacia do Solimões

Na Bacia do Solimões estão sendo oferecidos dois blocos, BT-SOL-1 e BT-SOL-2 de 7.662 km² e 6.160 km², respectivamente.

A bacia terrestre do Solimões, antigamente denominada Bacia do Alto Amazonas, situa-se na região norte do Brasil e ocupa parte do estado do Amazonas, sendo coberta pela exuberante floresta amazônica. Trata-se de uma bacia intracratônica cuja área é de cerca de 900 km². Ela é limitada a norte e sul pelos escudos da Guiana e Central Brasileiro, respectivamente. O Arco de Iquitos, a oeste, e o Arco de Purus, a leste, a separam das bacias do Acre e Amazonas.

A exploração na bacia ganhou um novo alento quando, em 1978, depois de cerca de 60 anos de atividade, foi descoberta a primeira acumulação comercial, de gás, em Juruá. Em 1986, na região do Rio Urucu, foi encontrado o primeiro campo de hidrocarboneto líquido.

A produção média diária em agosto de 2001 foi de 40.000 barris de óleo e 6,4 milhões de m³ de gás. Em dezembro de 2.000 as reservas provada e total, no estado do Amazonas, correspondiam a 128,838 milhões e 156,998 milhões de barris de óleo e 44,402 milhões e 88,138 milhões de m³ de gás.

As duas províncias produtoras, gaseífera de Juruá e oleífera/gaseífera de Rio Urucu, compreendem 16 campos que se alinham em 2 trends paralelos de direção NE. Uma descoberta recente, a província de São Mateus, tem 3 campos cujo trend é NW.

O principal gerador é o folhelho radiativo devoniano (Frasniano) da Fm Jandiatuba, com teor médio de 6% e com picos superiores a 8% e espessura máxima de 50m.

Reservatórios comprovadamente produtores são arenitos carboníferos da Fm Juruá, capeados por evaporitos também carboníferos da Fm Carauari.

As trapas são eminentemente estruturais, em geral anticlinais associados a falhas reversas relacionadas a uma extensa zona de megacizalhamento.

Ígneas básicas exercem papel importante na maturação da matéria orgânica e provavelmente na definição do tipo de hidrocarboneto, líquido ou gasoso, que se formou.

Em vista dos fatores geológicos favoráveis que apresenta, a bacia pode ser considerada bastante atrativa do ponto de vista exploratório. Por ser ainda pouco perfurada, grandes volumes de hidrocarbonetos podem ser descobertos com uma campanha exploratória mais intensa.

 

Fim do conteúdo da página
>