Questões de Concurso sobre Engenharia de Petróleo e Gás

Vender contratos futuros de petróleo, travando o preço de venda da commodity e protegendo-se contra quedas de preço.

Comprar contratos futuros de petróleo na NYMEX ou ICE, garantindo o preço de compra da commodity no futuro.

Comprar opções de compra (call options) sobre petróleo, garantindo o direito de comprar a commodity a um preço fixo no futuro.

Vender opções de venda (put options) sobre petróleo, assumindo o risco de ter que comprar a commodity a um preço predeterminado.

Prioridade do abastecimento ao mercado nacional.

Simplicidade, transparência, rastreabilidade e adoção das melhores práticas da indústria.

Adoção obrigatória de referências paramétricas de mercado para definição do preço de referência nos contratos com os agentes comercializadores.

Maximização do resultado econômico da comercialização do petróleo e do gás natural da União.

R$1,98/m³.

R$2,30/m³.

R$1,15/m³.

R$3,52/m³.

Em 2007 ocorreu o início da produção de óleo no Pré-sal no campo de Jubarte, localizado na Bacia de Campos.

Em 2010 ocorreu a entrada em operação do primeiro grande sistema de produção definitivo no Pré-sal da Bacia de Santos, através do navio plataforma P-66.

Como uma das tecnologias consideradas no Pré-sal, temos o Sistema de Separação de Alta Pressão Submarina (HISEP) que permite separar e armazenar o CO2 do petróleo e do gás natural, já no momento da extração e reinjetá-lo novamente no reservatório.

O campo de Búzios foi onde ocorreu a primeira extração de óleo no Presal da Bacia de Santos.

O poço 7-ATP-6-RJS está localizado na Bacia de Campos no campo de ATAPU, sob o regime de concessão.

O poço 7-BUZ-10-RJS está localizado na Bacia de Campos no campo de MERO, sob o regime de partilha de produção

O poço 9-ITP-1-RJS está localizado na Bacia de Santos no campo de ITAPU, sob o regime de concessão.

O poço 3-BRSA-1322-RJS está localizado na Bacia de Santos no campo de Libra, sob o regime de partilha de produção.

Somente na fase de Operação.

Em todas as fases do ciclo de vida.

Somente nas fases de Fabricação e instalação, Operação e desativação.

Somente nas fases de Fabricação, instalação e operação.

Medição fiscal é a medição para controle da produção que inclui medições de petróleo e gás natural para consumo como combustível ou para qualquer outra utilização dentro do campo; do gás utilizado para elevação artificial, injeção, estocagem, ventilado ou queimado em tocha; da água produzida, injetada, captada ou descartada; do petróleo transferido; do gás natural para processamento; do petróleo e gás natural transportado, estocado, movimentado com transferência de custódia, importado ou exportado.

Medidor fiscal é o medidor utilizado para a medição fiscal do volume de produção de um ou mais campos

Medição para apropriação é a medição fiscal dos volumes de produção de dois ou mais campos, que se misturam antes do ponto de medição.

Medição fiscal compartilhada é a medição a ser utilizada para determinar os volumes de produção a serem apropriados a cada campo em um conjunto de campos com medição compartilhada ou a cada poço em um mesmo campo

Através da redução de temperatura da operação para aumentar a viscosidade

A formação de micelas alongadas aumenta a viscosidade, mesmo em altas concentrações salinas.

Dependem de polímeros adicionais para manter a viscosidade.

Utilizam agentes de reticulação para estabilizar a viscosidade.

Implementar um sistema de indicadores de desempenho chave (KPIs) detalhados, revisando regularmente o desempenho dos fornecedores e promovendo melhorias contínuas.

Manter comunicação contínua e aberta com os fornecedores e partes interessadas, garantindo uma abordagem colaborativa para a resolução de problemas.

Basear-se em relatórios trimestrais para avaliar a performance do fornecedor, agindo apenas em caso de não conformidade evidente.

Realizar auditorias trimestrais de conformidade, a fim de verificar e documentar o cumprimento dos termos contratuais.

Custo em óleo.

Compensação.

Despesa em óleo.

Coparticipação.

O processo de amarração é realizado de forma mais simples e unívoca em poços mais inclinados ou horizontais, uma vez que a refletividade estimada nos perfis dos poços será mais representativa dos contrastes observados nos dados sísmicos.

O processo de amarração de poços é realizado comumente com o dado sísmico em profundidade, de forma a respeitar o posicionamento das estruturas geológicas.

Um dos primeiros passos deste processo consiste na estimativa da wavelet do dado sísmico. Esta, em geral, é única para todos os poços de uma área a ser estudada.

Nas boas práticas do processo de amarração de poços, é desejado que a banda da wavelet utilizada seja idêntica à banda encontrada no dado sísmico em cujo poço está sendo amarrando.

Dobra com eixo inclinado e flancos discordantes.

Dobra com eixo aproximadamente horizontal e flancos que se aproximam do paralelismo.

Dobra com ângulo interlimbo maior que 60°.

Dobra com eixo aproximadamente vertical e flancos divergentes.

Não teremos onda refletida, uma vez que o coeficiente de reflexão é nulo, neste caso ilustrado.

Nestes meios, além de ondas refletidas, podemos gerar outros modos de ondas, como a Rayleigh e Love.

Poderemos ter onda refletida, a depender do ângulo de incidência ( θ) da onda, e da proporção entre as velocidades e densidades dos dois meios, mesmo que suas impedâncias sejam idênticas.

Só teremos ondas refletidas caso a velocidade de propagação no meio 1 seja menor que a velocidade de propagação desta onda no meio 2, isto é: v1 < v2, mantendo que I₁=I₂.

O espaçamento máximo ΔX para que os eventos descritos, até uma mesma frequência máxima f, não entrem em álias espacial, é maior para a onda PP do que para a onda PS.

O espaçamento máximo ΔX para que os eventos descritos, até uma mesma frequência máxima f, não entrem em álias espacial, é menor para a onda PP do que para a onda PS.

O espaçamento máximo ΔX para que os eventos descritos, até uma mesma frequência máxima f, não entrem em álias espacial, é igual para as ondas PP e PS.

Desde que a taxa de amostragem temporal dos receptores seja menor do que 1/(2 f), com f indicando a frequência máxima recebida, os eventos não entrarão em álias espacial.

Filtros de frequência (corta alta, corta baixa, etc.).

Atributos ligados ao traço complexo.

Atributos de coerência e curvatura.

Atributos de energia (RMS).

Os empilhamentos near , mid e far , dividindo os traços em três intervalos de ângulos iguais, devem apresentar a mesma polaridade do evento analisado. Caso contrário, indicam um erro na geração do gather.

Para se realizar uma inversão sísmica acústica que obtenha corretamente o crescimento ou diminuição da impedância da camada localizada abaixo dos 3200 ms em relação à camada imediatamente acima, é importante fornecer como entrada o empilhamento full-stack.

Um empilhamento full-stack apresentará uma amplitude com polaridade contrária a um stack de ângulo curtos (near-stack).

O efeito ilustrado, com o comportamento das amplitudes no far-offset , sugere que foi aplicada uma correção de espalhamento geométrico excessiva no dado.

Apenas I e III.

Apenas I e II.

Apenas II e III.

I, II e III.

As acumulações de turbiditos no pós-sal resultaram de processos climáticos de alta energia, que redistribuíram sedimentos finos na plataforma continental, sem influência de controles tectônicos ou de variações no nível do mar.

Os reservatórios turbidíticos do pós-sal foram formados por processos sedimentares que ocorreram em ambientes predominantemente rasos, onde as correntes marinhas redistribuíram sedimentos sem influência tectônica significativa.

A deposição de sistemas turbidíticos no pós-sal está relacionada a fluxos gravitacionais submarinos que foram influenciados por fatores como tectônica ativa, variações eustáticas e dinâmica sedimentar, facilitando a canalização de sedimentos para bacias profundas.

A configuração dos sistemas turbidíticos foi controlada predominantemente pela tectônica do sal, que determinou a localização dos depósitos sem influência de fluxos gravitacionais ou variações eustáticas.

As janelas de sal atuam como barreiras ao fluxo térmico para as camadas geradoras, dificultando o amadurecimento da matéria orgânica e diminuindo a eficiência do sistema petrolífero.

A ausência de sal nas janelas compromete a formação de armadilhas estruturais para o Pós-sal, tornando essas áreas menos propensas à acumulação de hidrocarbonetos.

A presença de janelas de sal é determinante para aumentar a vedação do sistema petrolífero do pré-sal, garantindo que os hidrocarbonetos permaneçam acumulados em reservatórios carbonáticos subjacentes.

As janelas de sal permitem maior conectividade entre armadilhas de hidrocarbonetos do pós-sal e camadas geradoras, e podem favorecer localmente o fluxo térmico, o que contribui para o amadurecimento da matéria orgânica em condições favoráveis.

Esta análise se fundamenta na anomalia, ou variação de amplitude, que uma onda sísmica refletida possui a depender do seu ângulo de incidência numa determinada interface de estudo em subsuperfície. O termo "anomalia" está ligado à esta variação.

O fato de as amplitudes refletidas variarem conforme o offset (ângulo) em que se está registrando este evento, uma vez que maiores offsets/ângulos implicam em geral em trajetórias maiores percorridas pelo pulso sísmico. Em consequência, por conta do espalhamento geométrico, em amplitudes menores.

Este tipo de análise está limitada à aquisições marítimas do tipo streamer , uma vez que, em aquisições de fundo oceânico (como nodes e PRM), a grande diferença de profundidade entre fonte e receptor dificultam a análise do ângulo de incidência do pulso sísmico na interface de estudo.

Esta análise se fundamenta no fato de que, a depender do fluido presente nos poros de uma rocha reservatório, o comportamento da variação da amplitude refletida com o ângulo muda. O termo "anomalia" nas análises de AVO se refere a este comportamento de variação de amplitude com o offset (ângulo) de forma distinta do background de referência.