Imprensa é oposição. O resto é armazém de secos e molhados."

(Millôr Fernandes)

sexta-feira, 23 de novembro de 2018

Esta foi a apresentação mais sintética que consegui fazer para a questão da Cessão Onerosa

Sexta, 23 de novembro de 2018

Prezados,

Esta foi a apresentação mais sintética que consegui fazer para a questão da Cessão Onerosa.

Se vocês gostarem, peço que compartilhem.

Abraços 


Patrícia

Cessão Onerosa, o que é? Quanto vale?
Patrícia Laier
Conselheira da AEPET
Diretora do Sindipetro-RJ
Introdução

    • Será possível explicar a “Cessão Onerosa”, mediante a qual a União cedeu áreas para a Petrobrás explorar e produzir até 5 bilhões de barris de petróleo, maneira fácil para que todo brasileiro entenda e saiba o seu real valor?
    • No vocabulário ortográfico da língua portuguesa (VOLP) a palavra “cessão” está definida como: s.f. "ato de ceder"; cf. ceção, secção, seção e sessão. O VOLP lista o adjetivo oneroso, mas não o define.
    • Nos dicionários disponíveis online oneroso pode significar:
    • “que impõe, envolve ou está sujeito a ônus, encargo, obrigação”.
    • “que ocasiona despesas, gastos; dispendioso”.
    • Então resumindo, uma cessão onerosa é um ato de ceder alguma coisa com custo e obrigação.
    • Cessão Onerosa foi um contrato entre a União e a Petrobrás mediante o qual a União cedia à Petrobrás o direito de explorar e produzir até 5 bilhões de barris que encontrasse em 6 blocos definitivos e um bloco contingente, assinado após a aprovação de uma lei no Congresso brasileiro autorizando a União a celebrar este contrato.

Os blocos ou áreas da Cessão Onerosa custaram em 2010 US$ 42,5 bilhões (R$ 74,8 bilhões) à Petrobrás

    • Blocos Definitivos
    • 1 – Florim
    • 2 – Franco
    • 3 – Sul de Guará
    • 4 – Entorno de Iara
    • 5 – Sul de Tupi
    • 6 – Nordeste de Tupi
    • Bloco Contingente (a ser explorado apenas se nos demais não houvesse o volume total contratado)
    • 7 – Peroba
O programa exploratório obrigatório em cada um dos blocos da Cessão Onerosa

    • PSDM – pre-stack depth migration (método de estaqueamento do sinal sísmico antes da migração)
    • TLD – teste de longa duração;
Importante!!!
    • O custo da execução destes programas exploratórios obrigatórios nas seis áreas foi uma das grandes despesas realizadas pela Petrobrás entre 2010 e 2014!!!
    • Nos Blocos de Florim, Sul de Guará, Entorno de Iara, Sul de Tupi e Nordeste de Tupi não havia nenhum poço perfurado!!!
    • Apenas no bloco de Franco havia um poço perfurado com autorização da ANP, o 2-ANP-1-RJS.
Autorização para perfurar o poço Franco

A Exploração e Delimitação da Cessão Onerosa – 2010 a 2014

    • Nos anos de 2010 a 2014 após a assinatura do contrato, a Petrobrás deu início à exploração das áreas da Cessão Onerosa.
    • A estratégia que a Petrobrás seguiu inicialmente foi perfurar um poço em cada área para testar as estruturas mapeadas no pré-sal destas áreas quanto à presença de hidrocarbonetos.
    • Provavelmente por conta do maior volume alocado no bloco, Franco foi a área escolhida para a perfuração do primeiro poço após a assinatura do contrato da Cessão Onerosa. Neste caso específico tratou-se de um poço de extensão, o 3-RJS-688A denominado Franco Noroeste. Um poço de extensão, como diz o nome, é um poço que vai testar se a acumulação ou jazida descoberta no poço pioneiro, se estende em uma determinada direção. A palavra “Noroeste” indicava a direção em relação ao poço pioneiro de Franco, do qual Franco Noroeste distava impressionantes 7,7 km de distância.

Cronologia dos Poços Exploratórios Perfurados Após a Assinatura do Contrato da Cessão Onerosa

    • Poço (data de conclusão) – nome do poço/campo
    • 1º Poço: 3-RJS-688A (08/02/2012) – Franco Noroeste/Búzios;
    • 2º Poço: 1-RJS-691 (09/03/2012) – Nordeste de Tupi/Sépia;
    • 3º Poço: 1-SPS-96 (08/06/2012) – Sul de Guará/Sul de Sapinhoá;
    • 4º Poço: 3-RJS-699
    • 5º Poço: 4-RJS-698 (08/01/2013) - Sul de Tupi/Sul de Lula;
    • 6º Poço: 1-RJS-704 (23/05/2013) – Florim/Itapu;
    • 7º Poço: 1-RJS-711 (07/05/2013) – Entorno de Iara 1/Norte e Sul de Berbigão, Norte e Sul de Sururu, Atapu*
    • *A exploração desta área envolvia a perfuração de outro poço

O 1º Poço Perfurado Após a Assinatura do Contrato de Cessão Onerosa (CCO) 

3-RJS-688A – Franco Noroeste (Bloco 2)


    • Em 9 de novembro de 2011, a Petrobras informou que: “o primeiro poço perfurado após a assinatura do contrato de Cessão Onerosa comprovou a extensão dos reservatórios de óleo localizados a noroeste do poço descobridor da área de Franco, no pré-sal da Bacia de Santos.
    • O novo poço, denominado 3-BRSA-944A-RJS (3-RJS-688A), informalmente conhecido como Franco NW, está situado em lâmina d’água de 1860 metros, a cerca de 188 km da cidade do Rio de Janeiro e a 7,7 km a noroeste do poço descobridor 2-ANP-1-RJS (Franco).
    • A descoberta foi comprovada por meio de amostragens de petróleo de boa qualidade (28º API) obtidas em teste a cabo. As amostras foram colhidas a partir de 5460 metros, em reservatórios de rochas carbonáticas de espessuras similares às registradas no poço descobridor”.


O 2º Poço Perfurado Após a Assinatura do Contrato de Cessão Onerosa (CCO) 

1-RJS-691 – Nordeste de Tupi (Bloco 6)


    • A Petrobras informou em 09 de março de 2012 que estava em andamento a perfuração do segundo poço perfurado após a assinatura do contrato da Cessão Onerosa: “Esse poço, denominado 1-BRSA-976-RJS (1-RJS-691), está localizado a Nordeste do campo de Lula, em lâmina d’água de 2.131 metros, e a uma distância de 255 km da cidade do Rio de Janeiro.
    • A descoberta foi comprovada por meio de amostras de petróleo de 26º API, em teste a cabo, colhidas a partir de 4.960 metros. Foi identificada, até o momento, uma coluna de óleo de mais de 290 metros de espessura em reservatórios carbonáticos do pré-sal.
    • O poço está sendo revestido no intervalo dos reservatórios. A continuidade da perfuração desse poço terá como objetivo investigar a profundidade final destes reservatórios, bem como constatar o contato óleo/água.
    • Após a conclusão da perfuração, está programado um Teste de Formação para avaliar a produtividade dos reservatórios portadores de óleo. Além disso, a Petrobras dará continuidade às atividades e investimentos previstos no Programa Exploratório Obrigatório (PEO) do contrato de Cessão Onerosa, que prevê, para essa área, a realização de um Teste de Longa Duração”.

O 3º Poço Perfurado Após a Assinatura do Contrato de Cessão Onerosa (CCO)  

1-SPS-96 – Sul de Guará (Bloco 3)



O 4º Poço Perfurado Após a Assinatura do Contrato de Cessão Onerosa (CCO)  

3-RJS-699 – Franco Sudoeste (Bloco 2)


    • Em 19 de setembro de 2012, a Petrobrás informou que: “concluiu a perfuração do quarto poço na cessão onerosa... Denominado 3-BRSA-1053-RJS (3-RJS-699), informalmente conhecido como Franco SW, o poço está situado em profundidade d´água de 2.024 metros, a cerca de 210 km da cidade do Rio de Janeiro e a 17 km a sul do poço descobridor 2-ANP-1-RJS (Franco). Foi atingida a profundidade final de 5973 metros em horizonte estratigráfico estabelecido no programa exploratório da cessão onerosa. 
      Análises do óleo recuperado em reservatórios carbonáticos, abaixo da camada de sal, comprovam petróleo de boa qualidade (de 28 a 30 o API). As amostras foram colhidas em reservatórios similares aos registrados no poço descobridor comprovando a extensão dos mesmos para o sul da área de Franco. A coluna de hidrocarbonetos verificada é de 438 metros. 
      A perfuração deste poço faz parte do Programa Exploratório Obrigatório (PEO) na área de Franco, onde a Petrobras contratou o direito de produzir até 3 bilhões de barris de petróleo e cuja fase exploratória prossegue e tem seu término previsto para atésetembro de 2014.

A coluna de óleo (438m) neste poço tem a altura aproximada do menor dos Morros Dois Irmãos na zona sul do Rio!!
O 5º Poço Perfurado Após a Assinatura do Contrato de Cessão Onerosa (CCO)  

4-RJS-698 – Sul de Tupi (Bloco 5)


    • Em 08 de janeiro de 2013, a Petrobras informou: “que o quinto poço perfurado após a assinatura do contrato de Cessão Onerosa descobriu petróleo de boa qualidade na área denominada Sul de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos.
    • O poço 4-BRSA-1047-RJS (4-RJS-698), informalmente conhecido como Sul de Tupi, está situado ao sul do campo de Lula, em profundidade d´água de 2.188 metros e a uma distância de 302 km da costa do Estado do Rio de Janeiro. 
    • O poço comprovou a presença de reservatórios de excelente qualidade, em rochas carbonáticas, situadas abaixo da camada de sal.
    • Avaliações preliminares indicam a existência de comunicação entre os reservatórios da Cessão Onerosa Sul de Tupi e o Campo de Lula, onde já foi constatado petróleo com cerca de 28º API”.

O 6º Poço Perfurado Após a Assinatura do Contrato de Cessão Onerosa (CCO)  

1-RJS-704 – Florim (Bloco 1)


    • Em 20 de fevereiro de 2013, a Petrobras informou que: “que o sexto poço perfurado após a assinatura do contrato de Cessão Onerosa descobriu petróleo na área denominada Florim, no pré-sal da Bacia de Santos.
    • Batizado informalmente como Florim, o poço 1-BRSA-1116-RJS (1-RJS-704) localiza-se em profundidade d´água de 2.009 metros, a uma distância de 206 km da costa do Estado do Rio de Janeiro e comprovou a existência de petróleo de boa qualidade (29º API), em reservatórios carbonáticos de excelente qualidade situados logo abaixo da camada de sal.
    • O poço ainda está sendo perfurado, tendo chegado, até agora, à profundidade de 5.498 metros. A perfuração prosseguirá até o nível previsto no contrato de Cessão Onerosa, que é de aproximadamente 6.100 metros”.

O 7º (?) Poço Perfurado Após a Assinatura do Contrato de Cessão Onerosa (CCO) 1-RJS-711 – Entorno de Iara (Bloco 4)

    • Em 07 de maio de 2013, a Petrobras informou: “a descoberta de óleo de boa qualidade na área da Cessão Onerosa denominada Entorno de Iara, no pré-sal da Bacia de Santos.
    • Denominado 1-BRSA-1146-RJS (1-RJS-711), informalmente conhecido como Entorno de Iara 1, o poço localiza-se em profundidade d´água de 2266 metros, a uma distância de 235 km da costa do Estado do Rio de Janeiro.
    • A descoberta foi comprovada por meio de amostras de petróleo de boa qualidade (26°API) em teste a cabo, colhidas em reservatórios carbonáticos de excelente qualidade, situadas logo abaixo da camada de sal, a partir de 5.045 metros de profundidade”.

As Declarações de Comercialidade das Áreas – “Nascem os Campos”

Búzios e Sul de Tupi
Itapu, Sépia e Sul de Sapinhoá
Norte e Sul de Berbigão, Norte e Sul de Sururu e Atapu

Búzios (Franco) e Sul de Lula (Sul de Tupi)

    • Em 19 de dezembro de 2013 a Petrobrás declarou a comercialidade de Franco e Sul de Tupi que receberam os nomes de Búzios e Sul de Lula;
    • Em Búzios, para “delimitar e caracterizar os reservatórios da jazida”, a Petrobrás furou um total de 8 poços, 6 a mais do que os 2 previstos no programa exploratório obrigatório.
    • A Petrobrás confirmou o volume contratado em Búzios: 3,056 B boe.
    • Em Sul de Lula, a Petrobrás cumpriu o compromisso obrigatório que já assegurava o volume contratado de 128 MM boe.

Itapu (Florim), Sépia (Nordeste de Tupi) e Sul Sapinhoá (Sul de Guará)

    • Em 3 de setembro de 2014 a Petrobrás declarou a comercialidade das áreas de Florim, Norte de Tupi e Sul de Guará que deram origem aos campos Itapu, Sépia e Sul de Sapinhoá.
    • Para delimitar e caracterizar os reservatórios das jazidas, além do programa exploratório obrigatório, nas áreas de Itapu e Sépia a Petrobrás teve que perfurar um poço adicional em cada.
    • Na declaração a companhia confirmou ter constatado o volume recuperável contratado na Cessão Onerosa para as 3 áreas: 1,214 B barris.

Iara (Concessão) e Entorno de Iara (Cessão Onerosa)

    • Nestas áreas contíguas existem em verdade 3 jazidas que poderíamos chamar de Berbigão, Sururu e Atapu, mas que em função dos diferentes regimes foram divididas em 8 campos:
    • Iara – Berbigão, Sururu e Oeste de Atapu
    • Entorno de Iara – Norte e Sul de Berbigão, Norte e Sul de Sururu e Atapu
    • Na declaração, a Petrobrás afirmou que: “Os volumes recuperáveis estimados totais desses campos superam 5 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), comprovando o alto potencial das acumulações”.
    • Campos com volumes recuperáveis maiores do que 5 bilhões de barris são classificados como supergigantes!!


Em 29 de Dezembro de 2014 nascia o 3º Supergigante do Pré-Sal de Santos!!

Na época da declaração a Petrobrás tinha perfurado apenas 3 poços!!
O Excedente da Cessão Onerosa – 9,8 a 15,2 Bilhões de Barris!!!

    • Ao explorar as áreas a Petrobrás verificou que havia mais petróleo do que o volume contratado. Este é (volume) Excedente da Cessão Onerosa (ECO).
    • Conforme a Lei da Partilha permitia para resguardar o interesse nacional, a União poderia contratar a Petrobrás diretamente para produzir em regime de partilha o excedente.
    • Assim, em 24 de junho de 2014 Dilma Roussef presidiu a reunião do CNPE onde foi aprovada esta contratação.

O Volume Recuperável Total da Cessão Onerosa e do Excedente é de 15 a 20 Bilhões de Barris!!

    • Ao explorar as áreas a Petrobrás verificou que havia mais petróleo do que o volume contratado. Este é (volume) Excedente da Cessão Onerosa (ECO).
    • Conforme a Lei da Partilha permitia para resguardar o interesse nacional, a União poderia contratar a Petrobrás diretamente para produzir em regime de partilha o excedente.
    • Assim, em 24 de junho de 2014 Dilma Roussef presidiu a reunião do CNPE onde foi aprovada esta contratação.

Resolução Nº1 do CNPE de 24 de junho de 2014 – Aprovou a contratação da Petrobrás para produção do Excedente da Cessão Onerosa (ECO) em regime de partilha de produção com a União

    • “O CNPE, na 28ª Reunião Ordinária, realizada em 24 de junho de 2014, deliberou propor à Presidenta da República a contratação direta da Petrobras para produção de petróleo, gás natural e hidrocarbonetos fluidos, em regime de partilha de produção, dos volumes que ultrapassem os limites contratados sob o regime de cessão onerosa objeto da Resolução CNPE no 2, de 1o de setembro de 2010, na forma do art. 32 da Lei no 12.351, de 22 de dezembro de 2010, resolve:
    • Art. 1o Aprovar a contratação direta da Petrobras para produção de petróleo, gás natural e hidrocarbonetos fluidos, em regime de partilha de produção, dos volumes que ultrapassem os limites contratados sob o regime de cessão onerosa, objeto da Resolução CNPE no 2, de 1o de setembro de 2010, das seguintes áreas:
    • I – Búzios, antiga área denominada Franco;
    • II – Entorno de Iara;
    • III – Florim; e
    • IV – Nordeste de Tupi.”

A Produção do Excedente pela Petrobrás Concomitantemente com a Produção da Cessão Onerosa Gerará R$ 642 Bilhões para a Saúde e Educação dos Brasileiros

TCU Pediu Revisão no Contrato da Cessão Onerosa – Ministro José Jorge – 12/11/2014

    • “Ele explicou que o TCU não está questionando o mérito da contratação da Petrobras para a exploração do petróleo excedente, mas quer ajustes nos contratos para definir os parâmetros tecnicamente, com as novas informações sobre as áreas produtoras”.

Quem é o ex-ministro do TCU José Jorge?


Antecedentes de José Jorge: Decidiu Investigar Gasoduto Às Vésperas da Eleição

Fato Instigante: Descoberta em Sururu (Concessão, mas mesma acumulação que Norte e Sul de Sururu) não Gerou Fato Relevante?

Valor
(Digital em 03/08/2018)

Fatos Relevantes no site do Investidor Petrobrás


Resumo dos Campos Supergigantes e Gigantes do Pré-Sal de Santos

    • Supergigantes (percentual Petrobrás):
    • Búzios  Cessão Onerosa (100%) e Excedente da Cessão Onerosa
    • Lula  Concessã Petrobrás (65%)
    • Complexo Berbigão, Norte e Sul de Berbigão, Sururu, Norte e Sul de Sururu, Atapu e Oeste de Atapu (antigas áreas de Iara e Entorno de Iara) – Concessão (Berbigão, Sururu e Atapu) e Cessão Onerosa (100%) e Excedente da Cessão Onerosa (Norte e Sul de Berbigão, Norte e Sul de Sururu e Oeste de Atapu)
    • Gigantes:
    • Sépia – Cessão Onerosa (100%) e Excedente da Cessão Onerosa
    • Sapinhoá  Concessã Petrobrás (45%)
    • Mero – Partilha – Petrobrás (40%)
    • Itapu - Cessão Onerosa (100%) e Excedente da Cessão Onerosa
    • Lapa  Concessã Gestão Pedro Parente vendeu para a Total (35%) com a operação; Petrobrás ficou com 10%;



em verde os campos com produção definitiva instalada
Em 2014, éramos a 3ª maior produtora de petróleo e gás e a 5ª maior produtora de petróleo – De lá pra cá nossa produção aumentou, mas uma parte foi vendida após o impeachment

(2014) Hayashi, M., Pre-salt%20Presentation-Mauro-Yuji-Citibank-Conference-May-2014%20.pdf em
Comparação do Breakeven da Petrobrás com o de outras companhias

(2014) Hayashi, M., Pre-salt%20Presentation-Mauro-Yuji-Citibank-Conference-May-2014%20.pdf em
Gráfico do Endividamento e Fluxo de Caixa da Petrobrás – Observar que o Aumento foi no Período de Exploração da Cessão Onerosa (2010-2014), Desenvolvimento dos Gigantes de Lula e Sapinhoá, dentre outros!!!

(2018) Grisólia, R., Apresentacao_Investor-Day-NY-14-09-2018_Ingles%20.pdf em

A Entrega do Pré-Sal em 3 Atos e o PLC 78/2018 do Dep. Aleluia (DEM-BA)

    • A província do pré-sal ou picanha azul como é informalmente conhecida ocupa áreas nas bacias de Santos e Campos e representa a melhor província descoberta desde o Mar do Norte em dezembro de 1969 com Ekofisk.
    • Na Bacia de Santos os campos descobertos nas áreas sob Concessão e Cessão Onerosa são supergigantes (volume recuperável ou reservas maiores do que 5 bilhões de barris)  ou gigantes (volume recuperável ou reservas maiores do que 500 milhões de barris). Lula foi o primeiro supergigante do Brasil. Búzios foi o Segundo e é o maior supergigante do pré-sal, do Brasil e do mundo em águas ultraprofundas. O complexo de Berbigões, Sururus e Atapus é o terceiro supergigante. Sapinhoá e Lapa são gigantes sob concessão. Mero foi o primeiro gigante no regime de Partilha.
    • Na Bacia de Campos os campos estão sob os gigantes do pós-sal e o pré-sal foi menos explorado e é menos conhecido. Mas foi lá, no campo gigante de Jubarte, que a produção no pré-sal começou. Não faz sentido falar em maturidade destes campos quando há um novo reservatório descoberto. Faz sentido falar em maturidade de alguns reservatórios do pós-sal em algumas áreas. O pré-sal está sendo vendido através das parcerias com as multinacionais. Primeiro foi Roncador e recentemente foi a vez do Complexo de Marlim (Marlim, Marlim Leste e Marlim Sul e Voador).
1º Ato – Fim da Exclusividade da Petrobrás como Operadora no Pré-Sal com o projeto do Sen. Serra (PSDB-SP) após o Impeachment em 29 de Novembro de 2016

    • Em 2 de dezembro de 2009, um telegrama confidencial saiu do consulado dos EUA na Rua México para Brasília. Nele, segundo a representante da Chevron e do IBP, Patrícia Pradal, José Serra teria dito: “Deixa aqueles caras [Partido dos Trabalhadores] fazerem o que eles querem. Não vai haver rodada de leilões, e então nós vamos mostrar para todo mundo que o modelo antigo funcionava...E nós vamos mudar ele de volta”.



Quebra da Operação Exclusiva em
2º Ato – ANP Realiza 4 Rodadas de Leilões do Regime de Partilha

Volumes in situ (totais) das áreas são menores do que os volumes recuperáveis (produzíveis) dos campos da Petrobrás e do que os vendidos por Parente

Volumes dos campos que já existem no pré-sal
3º Ato – Aleluia dá entrada no projeto que entrega a Cessão Onerosa

    • As multinacionais sabem que os campos descobertos no pré-sal de Santos até o momento são provavelmente muito maiores do que os campos que podem vir a ser descobertos nas áreas leiloadas nas últimas rodadas.
    • Carcará não conta porquê foi a gestão Pedro Parente da Petrobrás que descobriu e vendeu este gigante!! A Equinor e seus parceiros só tiveram que esperar o leilão da área Norte de Carcará.
    • Aleluia deu entrada no projeto PL 8939/2017 em 25 de outubro de 2017.
    • E mais, os técnicos e gerentes com o brilhantismo técnico costumeiro, adquiriram as 4 melhores áreas da 3ª (27/10/2017) e 4ª (07/06/2018) Rodadas: Peroba, Uirapuru, Dois Irmãos e Três Marias.
    • No dia 4 de julho de 2018, Dia da Independência dos EUA, a Câmara Federal do Brasil aprovou o projeto do deputado Aleluia.
3º Ato – Aleluia dá entrada no projeto que entrega a Cessão Onerosa

    • No senado o projeto recebeu o número PLC 78/2018 e está disponível para consulta pública em https://www12.senado.leg.br/ecidadania/visualizacaomateria?id=133943
    • Vote não e defenda o desenvolvimento econômico sustentável do Brasil. Compartilhe nas mídias sociais e pressione o seu senador para que ele rejeite este projeto lesa-pátria.
    • A Cessão Onerosa é 100% da Petrobrás que gastou além dos US$ 45 bilhões em 2010, vultoso montante em bilhões de dólares para explorar as áreas que hoje são campos!!! Aleluia quer entregar a Cessão (5 bilhões barris pagos!!) porquê só assim as multinacionais terão também o acesso ao excedente de 9,8 B boe a 15,2 B boe.
    • Estão querendo arrecadar R$ 100 a 130 bilhões, mas só com a produção do excedente a Petrobrás geraria R$ 642 bilhões para saúde e educação.
    • O Novo Marco Regulatório do Petróleo e Gás foi baseado no modelo Norueguês onde há forte presença estatal nesta indústria como forma de otimizar a geração de riquezas para toda a sociedade.
    • Para desenvolver o mar do Norte, eles gastaram US$ 11 bilhões a mais do que os EUA gastaram para colocar o homem na Lua dizia a reportagem “High stakes, high costs in the North Sea” na Time em 1975 (http://content.time.com/time/magazine/article/0,9171,913489-1,00.html)
    • Saiba mais sobre esta História da Exploração do Petróleo na Noruega em https://www.norskpetroleum.no/en/framework/norways-petroleum-history/

Índios – Legião Urbana – Publicada em 10 de março de 2009 em https://www.youtube.com/watch?v=nM_gEzvhsM0

    • “Quem me dera, ao menos uma vez
    • Ter de volta todo o ouro que entreguei
    • A quem conseguiu me convencer
    • Que era prova de amizade
    • Se alguém levasse embora até o que eu não tinha