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Fluidos de Completação Francileide Gomes da Costa. Química de Petróleo CENPES/PDGP/IRF Perfuração Restauração Abandono OPEX econômico Sim Não Poço Perfurado Poço Abandonado Locação Poço Restaurado Completação Poço Completado Produção / Injeção Poço Fechado Ciclo de vida do Poço de Desenvolvimento Completação • Recebe o poço e inicia o programa de condicionamento do revestimento e demais operações básicas e especiais - Instala coluna de completação - Instala equipamentos de superfície ou de cabeça do poço - Induz surgência e entrega o poço para a produção Completação Fazem parte da completação todas as operações efetuadas no poço desde a sua perfuração até o momento que o poço entra em produção / injeção, visa transformar o poço perfurado em uma unidade produtiva, isto é, produzir petróleo e/ou gás, ou a injetar água, gás, polímero ... Operações que fazem parte da completação • Condicionamento do revestimento • Fluido de completação • Avaliação da cimentação • Canhoneio • Compressão de cimento • Indução de surgência • Amortecimento de poços • Abandono de zonas Projeto de Completação • Poço: objetivo e ambiente (on-/off-shore) - Poços exploratórios - Desenvolvimento (produção, injeção, monitoramento) • Reservatório - Fluidos - Pressão e suas variações - Interfaces entre fluidos e suas variações - Número de estratos (camadas) - Características das rochas Projeto de Completação • Tipo de produção, perfil do poço, isolamento de zonas - Segurança - Poço em fluxo e elevação artificial - Condições operacionais • Estimulação, Medição, Manutenção, outras intervenções Tipos básicos de completação • Poço aberto (somente na zona produtora) • Poço aberto com liner • Revestido, canhoneado • Revestido, canhoneado com tubulação de produção • Geral: Frac, Gravel pack, Acidificação Tipos de Completação Completação • Movimentação da Unidade de Intervenção • Instalação de Equipamento de Segurança (BOP, ...) • Condicionamento de Poço • Tratamento da Formação • Instalação de Coluna de Produção • Retirada de Equipamento de Segurança (BOP, ...) • Instalação de Material de Superfície (ANM, ...) Operações da Completação ÁGUA GÁS ÓLEO BROCA DRILL PIPE RASPADOR CONDICIONADOR DE TOPO LINER ÁGUA GÁS ÓLEO CANHÃO CABO ELÉTRICO JATOS CCL ÁGUA GÁS ÓLEO CIMENTAÇÃO PRIMÁRIA FLUIDO DE COMPLETA- ÇÃO CBL/VDL/GR/CCL CCL GR Atividades • Corte de tampões de abandono temporário; • Corte da flapper valve; • Corte de tampões permanentes; • Raspagem do revestimento de produção; • Teste hidrostático do revestimento; • Condicionamento do liner; • Amortecimento; • Limpeza e remoção de detritos; • Combate a perda de circulação e substituição do fluido do poço. Completação - Condicionamento do revestimento de produção/liner Completação - Equipamentos de Segurança • Instalação da BAP no housing (completação molhada); • Instalação do BOP (Submarino ou Superfície) e teste. Completação - Condicionamento do revestimento Etapas: • É descida uma coluna com broca de 8 1/2” na extremidade para cortar os tampões de cimento no interior do revestimento de 9 5/8”. • Um raspador também é descido para condicionar o revestimento, preparando-o para receber os equipamentos de completação. • É utilizada água do mar (adensada com sal, caso necessário) e tampões viscosos nessa operação Completação - Corte de cimento e condicionamento de topo do liner Etapas: • Para o corte do tampão de cimento no interior do liner, a coluna de trabalho anterior é retirada e trocada, • É descida uma broca de 6,1/8”, um raspador e um condicionador do liner - cuja função é preparar esse ponto crítico para a passagem dos equipamentos Completação - Troca de fluido • A mesma coluna que realizou o condicionamento do liner é utilizada para trocar a água do mar por fluido de completação. • Raspador • Escovas • Magneto • Cesta Coletora • Condicionador de Topo do Liner Completação - Principais Equipamentos de Condicionamento de Poço RASPADOR DE REVESTIMENTO Escova de Revestimento Magneto FILTRO ESCOVA DE RISERS CESTA DE DETRITOS O que ocorre após a completação do poço ? Inicia-se a produção de óleo e/ou gás ou a injeção de água. Durante a vida útil do poço, são necessárias algumas operações para manutenção ou aquisição de dados. • Intervenções em Poços Nome genérico com que se costuma designar as operações efetuadas em um poço após a sua perfuração, com utilização de sondas. São consideradas intervenções em poços as seguintes atividades: • Completação • Recompletação • Avaliação (monitoramento do poço / reservatório) • Estimulação • Restauração • Limpeza • Abandono Avaliação da formação Operações executadas no poço, visando definir os parâmetros da formação reservatório (permeabilidade, tamanho do reservatório, pressão estática, ...), as propriedades de fluidos (API, RGO, Psat, salinidade e componentes da água de formação, ...) e o índice de produtividade ou injetividade Avaliação da formação São trabalhos de avaliação: • Teste de formação a poço revestido • Teste de produção • Teste de injetividade • Perfilagem de produção Após a realização do canhoneio é comum efetuar-se uma avaliação da formação produtora (ou injetora) através da realização de um Teste de Formação a Poço Revestido (TFR). Esse teste consiste numa completação provisória do poço na zona de interesse utilizando-se uma coluna especial que permite a realização de fluxos e fechamentos alternados visando a obtenção de diversos informações sobre o reservatório. Avaliação da formação Dados obtidos com o teste de formação: - verificação da pressão estática; - verificação da produtividade da formação, com a medição dos parâmetros de produção (vazões de cada fluido produzido, BSW e RGO); - verificação do grau de dano na formação próxima ao poço; - amostragem dos fluidos para obtenção de suas propriedades em laboratório (análise PVT para o caso do óleo); - estimativa do volume de óleo existente; - outras. Avaliação da formação Avaliação de formação ÁGUA GÁS ÓLEO VÁLVULA DE TESTE P & T PACKER VÁLVULA DE CIRCULAÇÃO AMOSTRADOR Uma vez concluída a avaliação do poço pode-se chegar à conclusão de que a sua produtividade encontra-se abaixo do esperado para aquele reservatório. Com o intuito de incrementar sua produtividade/injetividade, podem ser efetuadas operações de estimulação. Estimulação Operações com o objetivo de aumentar o índice de produtividade ou injetividade do poço, através a criação de fraturas artificiais e/ou do aumento de permeabilidade na região próxima ao poço (remoção de dano, formação de wormholes) Estimulação São operações de estimulação: • Fraturamento hidráulico; • Fraturamento ácido; • Acidificação matricial. Injeção de fluidos na formação durante estimulação ÁGUA GÁS ÓLEO Técnica de estimulação na qual, por meio de um fluido (fluido de fraturamento), aplica-se uma pressão contra a rocha reservatório até causar sua ruptura por tração. A fratura, que é iniciada na parede do poço, é propagada pelo bombeio do fluido de fraturamento. Incorporado a estefluido, é bombeado também um material granular (agente de sustentação) que é alojado no interior da fratura. Estimulação – Fraturamento Hidráulico Ao final do bombeio, quando é atingido o comprimento projetado para a fratura, ela se fecha sobre o agente de sustentação, sendo estabelecido um canal de alta permeabilidade para o fluxo de fluidos da formação para o poço. Estimulação – Fraturamento Hidráulico Com a criação da fratura tem-se agora um “poço” de área aberta ao fluxo bem maior (= área da fratura), o que se traduz em maior produtividade. O agente de sustentação e um meio poroso selecionado e homogêneo, que possui alta permeabilidade, representando pequena restrição ao fluxo através do mesmo. Em algunscasos o fraturamento não é a opção mais adequada para estimular o poço, como por exemplo quando há uma zona de água ,muito próxima a zona de interesse. Estimulação – Fraturamento Hidráulico A acidificação consiste em injetar um volume de ácido na formação em uma pressão abaixo da pressão de fratura. Uma acidificação de matriz somente é efetiva em formações de permeabilidade regular a boa. Para formações de baixa permeabilidade o mais indicado é o fraturamento. Estimulação - Acidificação Acidificação em arenito P ré flu sh O ve r flu sh Restauração Intervenções de manutenção da produção com os seguintes objetivos: • Restabelecer as condições normais de fluxo da formação para o poço (tratamentos químicos na formação); • Eliminar falhas mecânicas no revestimento e/ou cimentação ou do sistema de contanção de areia; • Reduzir a produção excessiva de gás; • Reduzir a produção excessiva de água. Muitas vezes estas intervenções envolvem operações com cimento e canhoneio. Restauração – Sequência de operações 1. Movimentação da Unidade de Intervenção 2. Retirada de Material de Superfície (ANM, ...) 3. Instalação de Equipamento de Segurança (BOP, ...) 4. Retirada de Coluna de Produção 5. Condicionamento de Poço 6. Avaliação da Formação 7. Isolamento e Abandono de Zonas 8. Tratamento da Formação 9. Instalação de Coluna de Produção 10. Retirada de Equipamento de Segurança (BOP, ...) 11. Instalação de Material de Superfície (ANM, ...) Limpeza Operações executadas no interior do revestimento de produção visando limpar o fundo do poço ou substituir os equipamentos de superfície, objetivando um maior rendimento técnico e econômico. Limpeza São intervenções de limpeza: • Remoção de hidrato • Troca de árvore de natal • Troca de coluna • Troca de BCS • Troca de VGL • Pistoneio • Limpeza de canhoneados • Limpeza de fundo Abandono 1. Movimentação da Unidade de Intervenção 2. Retirada de Material de Superfície (ANM, ...) 3. Instalação de Equipamento de Segurança (BOP, ...) 4. Retirada de Coluna de Produção 5. Condicionamento de Poço 6. Isolamento e Abandono de Zonas 7. Retirada de Equipamento de Segurança (BOP, ...) Poço Abandonado ÁGUA GÁS ÓLEO FLUIDO DE COMPLETAÇÃO TAMPÃO DE CIMENTO Fluido de completação Definição: São os fluidos, normalmente sem sólidos, deslocados para o poço após a cimentação do revestimento de produção ou a perfuração da zona de interesse com D.I.F., ou ainda, utilizados em operações posteriores tais como, estimulação, restauração, recompletação, limpeza e outros trabalhos que visam possibilitar a produção do poço com segurança e sem dano de formação. Fluido de Completação - Funções Básicas � Controlar pressões de subsuperfície, impedindo a invasão de fluidos para o interior do poço; � Carrear sólidos, em associação com colchões viscosos para garantir a limpeza do poço; � Deslocar fluidos de tratamento para um determinado intervalo do poço; � Manter a estabilidade das paredes do poço, quando tratar- se de completação a poço aberto. Funções Desejadas � Não danificar as zonas produtoras. � Ser estável, não tóxico e essencialmente limpo. � Não corrosivo e preservar elastômeros. � Ser inerte a ação das bactérias. � Ser estável à temperatura do poço. � Ser econômico. � Ter lubricidade adequada (ERW) � Ambientalmente amigável. Tipos de Fluidos de Completação � Fluidos à Base de Óleo • Óleo viscosificado e petróelo • Emulsões Verdadeiras (O/A) • Emulsões Inversas (A/O) � Fluidos à Base de Água • Fluidos de Perfuração Condicionados • Soluções Salinas • Soluções Poliméricas � Packer fluid Fluidos de Completação – Base óleo • Óleo: • Óleo Cru (petróleo bruto): mais barato, utilizado em poços completados em zonas de baixa pressão estática; não reage quimicamente com as argilas; • Óleo viscosificado: isento de asfaltenos e parafinas, compatível com argilas; baixo peso específico. • Emulsões: • inversas (A/O): são fluidos de perfuração não aquosos modificados com reduzido teor de sólidos. • verdadeiras (O/A); • Fluido de perfuração: são os mais econômicos uma vez que já se encontram no poço, mas apresentam como desvantagem a quantidade de sólidos existentes que podem causar dano. Não é tipo mais recomendável. • Soluções poliméricas: usados para atender condições em que são necessárias características específicas como melhor poder de carreamento e controle de filtrado. Fluidos de Completação – Base Água • Soluções salinas – (água + cloreto de cálcio, cloreto de sódio ou cloreto de potássio). Geralmente são fabricados a partir o CADIT de NaCl ou CaCl2 fornecidos pela estação de fluidos. Na maior parte dos casos salmoura de NaCl é suficiente. É isenta de sólidos e deve ser compatível com a formação de interesse para não ocasionar dano de formação quando em contato com a mesma. A composição química deve ser adequada para amortecer o poço e ao mesmo tempo não reagir com os minerais da rocha. Fluidos de Completação – Base Água • É o fluido, anti corrosivo, deixado no poço após sua completação ou qualquer outra operação e que fica acima do "packer" entre o tubing e o revestimento por longos períodos de tempo. Sua função é manter o controle das pressões no revestimento, tubing e packer sem causar corrosão aos metais expostos e permitir a manipulação do tubing e/ou packer sem decantação de detritos sobre os mesmos. Fluidos de Completação – Packer Fluid Fluido de Completação – Pressão Estática da Formação • Pressões normais : corresponde à uma coluna hidrostática de água. Situação mais frequente encontrada nos poços exploratórios descobridores de novas acumulações de hidrocarbonetos. • Pressões anormalmente altas : reservatórios de pequenas dimensões, ainda não explotados, que sofreram tectonismo, ou submetidos a injeção de água ou gás. • Pressões anormalmente baixas : reservatórios em fase avançada de explotação, sem injeção de água ou gás (formações depletadas). Situação comum nas atividades de completação para manutenção de produção. Fluido de Completação – Pressão Estática da Formação • Para se obter a pressão requerida numa determinada profundidade vertical somente um parâmetro do fluido pode ser trabalhado : o peso específico. • Para se determinar o peso específico do fluido basta se conhecer a pressão estática da formação e a profundidade vertical dos canhoneados. Quanto maior o peso específico do fluido a ser utilizado para amortecimento, maiores são os custos envolvidos, porque se torne necessário a utilização de sais especiais. HgP ××= ρ Luanda, 03 a 07 outubro 2011 PROJETO DE FLUIDOS DE COMPLETAÇÃOPROJETO DE FLUIDOS DE COMPLETAÇÃO SEGURANÇA SEGURANÇA MEIO AMBIENTEMEIO AMBIENTE ESTABILIDADE DE POÇOESTABILIDADE DE POÇO USO DE DADOS GEOLÓGICOSUSO DE DADOS GEOLÓGICOS OTIMIZAÇÃO DA OPERAÇÃOOTIMIZAÇÃO DA OPERAÇÃO INTEGRIDADE DO RESERVATÓRIOINTEGRIDADE DO RESERVATÓRIO CUSTOS COMPATÍVEISCUSTOS COMPATÍVEIS Projeto de Fluido de Completação Altura da mesa rotativa (MR) Lâmina d’água (LA) Profundidade Vertical e medida Pressão e temperatura do fundo Seleção do Tipo de Fluido Especificação Revestimento / Riser Equipamentos de Superfície Correção de Temperatura MSR Determinar densidade do Fluido BHT Temperatura Mudline Temperatura Ambiente Planejamento: Seleção do Fluido Dados de Entrada Etapas Sal Simples Composição 2 Sais Composição 3 Sais Fluidos Especiais TVD BHP + Overbalance Determinar Volume Necessário ρ (lb/gal) = P (psi) / 0.17 x H (m) Densidade dos Fluidos – Base de Cálculo: TVD – True Vertical Depth – Profundidade Vertical do Reservatório BHP – Bottomhole pressure – Pressão Estática do Reservatório OVERBALANCE (Margem de Segurança) – 200 (óleo) ou 300 psi (gás) P (psi) = BHP + (300 ou 500 psi) Planejamento: Seleção do Fluido Planejamento: Seleção do fluido Efeitos de Pressão e Temperatura sobre a Densidade das Salmouras Temperatura: • Aumento deTemperatura causa expansão do fluido e tem como consequência a redução da sua densidade. • Fator de expansão térmica varia de acordo com o tipo de fluido e densidade. Planejamento: Seleção do Fluido Efeitos da Pressão sobre a Densidade das Salmouras Pressão: • Aumento de pressão causa a compressão do fluido e aumento da sua densidade. • Pressão tem um impacto menor do que a temperatura sobre a densidade das salmouras. CORREÇÃO DE EFEITOS DE PRESSÃO E TEMPERATURA �Correção Temperatura (Ct) Ct = A (BHT – Surf) / 200 Ct – lb/gal, BHT (°F), A(lb/gal/100 °F) �Correção Pressão (Cp) (*) Cp = B (BHP) / 2000 Cp – lb/gal, BHP – psi, B (lb/gal/1000 psi) Planejamento: Seleção do Fluido Luanda, 03 a 07 outubro 2011 Planejamento: Seleção do Fluido Exemplo: Calcular a temperatura de fundo e a correção necessária para o peso do fluido para o exemplo abaixo: Bacia de Campos LDA - 1200m Prof. Vertical intervalo – 3000m Temp Sup (Surf) = 77,5°°°° F ρ = 9,5 lb/gal Planejamento: Seleção do Fluido Solução: Cálculo da Temperatura BHT = 1,79 / 100 x {(3000 – 1200) / 0,3048} + 38 = BHT = 143,7 °F Planejamento: Seleção do Fluido Solução: Cálculo do fator de correção de temperatura Ct = A (BHT – Surf) / 200 Ct – lb/gal, BHT (°F), A (lb/gal/100 °F) Para o trecho do riser: Ct = 0,386 (38 – 77,5) / 200 = - 0,08 lb/gal Para o trecho do poço: Ct = 0,386 (143,7 – 38) / 200 = + 0,20 lb/gal Logo a correção total será de: 0,20 – 0,08 = + 0,12 lb/gal e o peso do fluido final será de 9,5 + 0,12 = 9,62 lb/gal Planejamento: Seleção do Fluido Margem de Segurança de Riser (MSR): 0,17 x ρp x D = 0.17 (ρp + MSR) (D-LDA) + 0,17 x 8.6 x LDA D LDA BOP ρp MSR = {(ρp x D - 8.6 x LDA) / (D - LDA)} - (ρp) Planejamento: Seleção do Fluido Compatibilidade com Elastômeros: O fluido de completação a ser utilizado nas intervenções ou como “packer fluid” após equipar o poço, deve ser compatível com os elastômeros que serão usados nos equipamentos a serem descidos no poço e também com todo o sistema de circulação da sonda. Tabela de compatibilidade Halliburton Planejamento: Seleção do Fluido Fluido de Completação - Composição básica GlutaraldeídoBactericida Clay MasterEstabilizador de argila AminasInibidor de Corrosão NaOHControlador de pH NaHSO3Sequestrante de Oxigênio Ultrawet 70, Ultrawet 110Preventor de Emulsão NaCl, KCl, CaCl2Adensante (Sal) Água IndustrialDiluente / Fase Contínua Exemplo de produtosFunção • A água utilizada deve ser preferencialmente água doce. Em muitos casos a utilização da água do mar pode apresentar vantagens econômicas, porém cuidados especiais devem ser tomados. Sempre analisar pH, salinidade, cálcio e magnésio e ferro total. Fluido de Completação – Água Fluido de Completação – Densidade das Soluções Salinas 8 10 12 14 16 18 20 22 Sais D en si da de (p pg ) CaBr2/ZnBr2 CaCl2/CaBr2/ZnBr2 CsFo CaCl2/CaBr2 CaBr2 KFo NaBr CaCl2 NaCl/CaCl2 KBr NaFo NaCl KCl Fluido de Completação Temperatura de Cristalização • é a menor temperatura na qual a fase sólida começa a se formar, resultando em uma mistura com partículas sólidas e solução (TCT- True Crystalization Temperature). Em ambientes de lâmina d’água profunda, principalmente próximo ao BOP, onde ocorre redução de temperatura, pode ocorrer geração de cristais de sal que podem pluguear linhas ou válvulas, principalmente em operações de teste de BOP, onde as pressões são mais elevadas. Fluido de Completação Temperatura de Cristalização Para cada composição de salmoura, deve-se avaliar em laboratório os limites para geração de cristais (temperatura x pressão). Para um mesmo valor de densidade, a TCT varia em função da porcentagem de sais na mistura. PCT – Pressure Crystalization Temperature Fluido de Completação Temperatura de Cristalização 1520,622,8 -3341,40 4413,132,2 6010,834,4 TCT (oF)CaBr2 (%p)CaCl2 (%p) Salmouras com densidade de 12,5ppg • Uma regra muito utilizada é trabalhar sempre com a TCT em torno de 10°F (5,5°C) menor que a temperatura esperada do fundo do mar. • Para baixas concentrações de salmoura o TCT será diminuído com o aumento de pressão no poço: PCT < TCT. • Para altas concentrações de salmoura o TCT será aumentado pelo aumento da pressão no poço: PCT> TCT. Fluido de Completação - Temperatura de Cristalização Categorias de Fluidos (soluções salinas): Fluido de Completação - Temperatura de Cristalização Fluido de Completação Preventores de Emulsão • Surfactantes: são aditivos químicos compostos de um grupo solúvel em óleo (grupo lipofílico) e um grupo solúvel em água (grupo hidrofílico). Esses aditivos possuem a habilidade de baixar a tensão superficial de um fluido por adsorção na interface entre dois fluidos (líquido/líquido, líquido/gás). Os surfactantes baixam também a tensão superficial entre dois líquidos imiscíveis, por adsorção na interface entre os dois líquidos, ou por redução nos agentes de contato, por adsorção nas interfaces entre um líquido e um sólido. • Surfactante catiônico • Surfactante aniônico • Surfactante não iônico Fluido de Completação Preventores de Emulsão + _ • Molhabilidade: É a tendência de um determinado fluído espalhar ou aderir sobre uma superfície sólida. A habilidade de um surfactante em adsorver nas interfaces entre líquidos e um sólido e alterar a molhabilidade dos sólidos é geralmente explicada por uma aproximação eletroquímica. • Molhabilidade é um termo usado para indicar quando um sólido está "molhado" com óleo ou água. A maioria das formações são compostas principalmente por misturas contendo areia, argila, calcário e dolomita. Fluido de Completação Preventores de Emulsão • O arenito normalmente tem uma carga superficial negativa, assim os surfactantes catiônicos geralmente deixam o arenito molhável ao óleo (oil wet). Rocha molhável a água Rocha molhável ao óleo Fluido de Completação Preventores de Emulsão Sequestrante de Oxigênio: HSO3 - OH- SO3 -- + H2O Bissulfito de Sódio – aumento de pH – Sulfito de Sódio. Na2SO3 + ½ O2 Na2SO4 �Oxigênio na água do mar – 7 -8 ppm � Uso de 200 ppm de bissulfito � Teor final de oxigênio inferior a 0,05 mg/l Fluido de Completação Sequestrante de Oxigênio Fluido de Completação Inibidores de Corrosão Objetivos: Proteger equipamentos que terão contato direto com o fluido de completação ou “packer fluid”, como: revestimento, coluna de trabalho e produção além de ferramentas, risers, etc... Fatores que afetam o nível de corrosão: Temperatura, pH, grau de aeração do fluido, contaminação com gases da formação (CO2 e H2S), metalurgia, bactérias (BRS) e salinidade. Fluidos de completação: Controle através de sequestradores de Oxigênio (bissulfilto de sódio ou eritorbato de sódio) Packer fluid: Controle através de inibidores de corrosão •Maioria são surfactantes catiônicos - base aminas. • Adsorção na superfície da coluna ou revestimento. • Outros inibidores – fosfatos, tiocianatos. Fluidos de Completação • Contato das soluções salinas com o oxigênio dissolvido Fluido de Completação Inibidores de Corrosão • têm por finalidade evitar no fluido o desenvolvimento de bactérias e no caso de fluidos viscosos a degradação dos polímeros utilizados por estes microorganismos. Desenvolvem também certo poder inibidor de corrosão por destruir bactérias que podem direta ou indiretamente atacar os equipamentos metálicos. Fluido de Completação – Bactericidas • Controle de BRS (bactérias redutoras de sulfato): surgem através do contato da água do mar, utilizada para preparar os fluidos de completação/ intervenção, com a água de formação, em proporção e condições físicas definidas. Fluido de Completação – Bactericidas • São utilizados para prevenir inchamentos e desagregação das argilas que pode ocasionar a migração de finos para o interior da formação produtora. Cátions como K+, Ca++,NH4 +são excelentes inibidores. Fluido de Completação– Estabilizador de Argila Fluido de Completação – Outros Tipos de tampões de perdas: -Tampão de gel reticulado -Tampão de sal - Tampão de carbonato de cálcio (aragonitas) - Tampão de fibras a base de carbonato de cálcio Controle de Perda de Circulação Tampões para controle de perda de circulação: Devem ser eficientes para bloquear a perda e de fácil remoção, possibilitando o retorno das características originais do reservatório.
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