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Questões de Concurso sobre Geologia do Petróleo
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Em relação ao mecanismo de produção de um reservatório de óleo, avalie se são verdadeiras (V), ou falsas (F) as alternativas a seguir:
- O mecanismo de gás em solução começa a atuar efetivamente quando a pressão atinge e passa a ser mais baixa que a pressão de saturação; gás é liberado no reservatório e a produção ocorre por expansão dos fluidos, principalmente do gás.
- Acima da pressão de saturação a produção de um reservatório com mecanismo de gás em solução ocorre devido apenas à expansão dos fluidos associada à queda de pressão.
- A ineficiência da recuperação de um reservatório de gás em solução está relacionada com o fato de que, com a queda de pressão, o gás formará uma fase contínua no reservatório e será produzido com o óleo.
As afirmativas são respectivamente:
A
V, F e V.
B
F, V e V.
C
V, V e V.
D
V, F e F.
E
F, F e F.
O coeficiente de declínio de produção no período da FASE I, considerando comportamento exponencial e ln0,6 = −0,5, é de:
A
0,700.
B
0,153.
C
0,278.
D
0,120.
E
0,083.
Considerando o volume de gás a ser gerenciado diariamente num sistema de produção de uma UEP, podemos afirmar que a capacidade do sistema de compressão da mesma precisa atender às seguintes demandas:
A
Gás exportado + Gás queimado no flare.
B
Gás exportado + Gás lift + Gás queimado no flare.
C
Gás exportado + Gás injetado no reservatório + Gás queimado no flare.
D
Gás exportado + Gás lift.
E
Gás exportado + Gás lift + Gás injetado no reservatório.
Um plano desenvolvimento de projetos de E&P deve cobrir as fases de exploração, de avaliação do desenvolvimento da produção, do planejamento do desenvolvimento, da produção e de descomissionamento de um campo de petróleo. Com relação a tais fases, todas as afirmativas a seguir são consagradas e consideradas corretas, EXCETO:
A
na fase de Exploração é comum que uma empresa trabalhe por vários anos em uma área prospectiva antes da perfuração de um poço exploratório ser executada. Durante este período, a história geológica da área é estudada e a probabilidade de hidrocarbonetos estarem presentes é quantificada. Nesta fase é importante o estudo de campo, de mapas de campos magnéticos e gravimétricos, e levantamentos sísmicos
B
na fase de avaliação do desenvolvimento da produção (appraisal), com um poço exploratório já tendo tido sucesso, um esforço considerável ainda será necessário para avaliar com precisão o potencial da descoberta. Em geral, a quantidade de dados adquiridos até então, não fornece uma imagem precisa do tamanho, forma e produtividade da acumulação. O objetivo da avaliação do desenvolvimento é, portanto, reduzir as incertezas, em particular aquelas relacionadas aos volumes contidos na estrutura geológica e que possam ser produzidos. Conseqüentemente, o objetivo da avaliação no contexto do desenvolvimento de campo não é encontrar volumes adicionais de petróleo ou gás
C
no planejamento de desenvolvimento, com base nos resultados do estudo de viabilidade da fase de avaliação, assume-se que pelo menos uma opção é economicamente viável, um plano de desenvolvimento do campo é formulado e posteriormente executado. O plano é um documento-chave que é usado para alcançar uma comunicação adequada, proporcionando uma discussão técnico-econômica e buscando acordo sobre as atividades necessárias para o desenvolvimento de um novo campo, ou de extensão para um desenvolvimento de um campo existente. O objetivo principal do plano de desenvolvimento de um campo é servir como um projeto definitivo de desenvolvimento e deve conter a especificação para instalações de subsuperfície e superfície, a operação e manutenção das diretrizes requeridas para apoiar uma proposta para os investimentos necessários.
D
na fase de produção, tem início a produção das primeiras quantidades comerciais de hidrocarbonetos (“Primeiro óleo”). Isso marca o ponto de inflexão do ponto de vista de um fluxo de caixa, uma vez que, a partir de tal momento, o retorno financeiro é gerado e pode ser usado para compensar investimentos prévios, ou podem ser disponibilizados para novos projetos. Minimizar o tempo decorrido entre o início de uma campanha de exploração e o “primeiro óleo” é um dos mais importantes objetivos de qualquer empreendimento novo. O planejamento e o desenvolvimento da produção geralmente são baseados na produção esperada e depende fortemente do mecanismo de produção a ser adotado.
E
descomissionamento (decommissioning) de um campo geralmente ocorre quando a vida econômica útil de um projeto termina, marcado quando o fluxo de caixa líquido gira permanentemente negativo, momento em que o campo é desativado. No período de fim da vida de um campo, os gastos de capital e depreciação de ativos são geralmente insignificantes,e a desativação econômica ocorre a partir do ponto em que a renda bruta não cobre mais os custos operacionais (e royalties). Naturalmente, ainda seriatecnicamente possível continuar produzindo o campo, mas com perda financeira.
O mecanismo de produção de um reservatório (drive mechanism) fornece a energia que move o hidrocarboneto ao longo do reservatório na direção de um poço produtor. São mecanismos de produção de energia de um reservatório, EXCETO:
A
mecanismo de influxo de água (water drive).
B
mecanismo de expansão do óleo.
C
mecanismo de gás em solução.
D
mecanismo de compactação.
E
mecanismo de drenagem por gravidade (gravity drainage).
Durante a halocinece que ocorre em algumas bacias de margem passivas, como as bacias de Santos e Campos, é possível a identificação de um compartimento distensional e de um compartimento compressivo, no sentido proximal para o distal da bacia. Nas regiões de distensão (D) e compressão (C), as direções de máxima tensão (Sigma 1) são:
A
ambas verticais.
B
(D) vertical e (C) horizontal, paralelo ao sentido de fluxo do sal.
C
(D) horizontal, paralelo ao sentido de fluxo do sal, e (C) vertical.
D
(D) vertical e (C) horizontal, perpendicular ao sentido de fluxo do sal.
E
(D) horizontal, perpendicular ao sentido de fluxo do sal, e (C) vertical.
Em análises de prospectos exploratórios, o volume de hidrocarbonetos estimado em um reservatório é denominado volume in-place (óleo e/ou gás) e o volume de hidrocarbonetos que possa ser comercialmente recuperado é chamado de “reservas”. As reservas são classificadas, basicamente, por quatro critérios: reservas descobertas, recuperáveis, comerciais e remanescentes, sempre com base no método aplicado para seu desenvolvimento. As reservas podem ser calculadas, resumidamente, pela seguinte equação:
A
reservas = área do selo x espessura líquida (net) do reservatório x porosidade do reservatório x saturação de hidrocarbonetos x fator de recuperação / fator de volume de formação.
B
reservas = área da trapa x espessura total (gross) do reservatório x porosidade do reservatório x saturação de hidrocarbonetos x fator de recuperação / fator de volume de formação.
C
reservas = área da trapa x espessura líquida (net) do reservatório x permeabilidade reservatório x saturação de hidrocarbonetos x fator de recuperação / fator de volume de formação.
D
reservas = volume da trapa x espessura líquida (net) do reservatório x permeabilidade do Reservatório x saturação de hidrocarbonetos x fator de recuperação / fator de volume de formação.
E
reservas = área da trapa x espessura líquida (net) do reservatório x porosidade do reservatório x saturação de hidrocarbonetos x fator de recuperação / fator de volume de formação.
Considere o gráfico a seguir, que apresenta o comportamento da Razão Gás óleo (RGO) e pressão (p):
Em relação ao gráfico apresentado, avalie se são verdadeiras (V), ou falsas (F) as afirmativas a seguir:
- O ponto A na curva de pressão representa a pressão saturação.
- A reta B representa a Razão de Solubilidade Inicial (RSi).
- O gráfico representa o comportamento de um reservatório de óleo com gás em solução.
As afirmativas são respectivamente:
A
V, F e V.
B
F, V e V.
C
V, V e V.
D
V, V e F.
E
F, F e F.
Observe as afirmativas a seguir, em relação às reservas de petróleo e gás natural:
I. Um campo de petróleo possui volume de óleo e gás original de 200 milhões de BOE. Já foram produzidos 50 milhões de BOE (barris de óleo equivalente) e o campo possui reservas de 10 milhões de BOE. Portanto, o fator de recuperação é de 30%.
II. O volume de óleo e gás remanescente de um campo de petróleo é aproximadamente de 400 milhões de BOE e o fator de recuperação previsto para esse reservatório é de 40%; assim, o volume original é aproximadamente de 666 milhões de BOE.
III. Um reservatório com volume original de óleo e gás de 900 milhões de BOE submetido a injeção de água possui recuperação prevista de 40%. Se forem realizadas melhorias na drenagem do reservatório espera-se recuperar mais 5% do volume original de óleo e gás. Portanto, a redução do volume remanescente após a implantação dessa melhoria será de 495 milhões de BOE.
Assinale a alternativa correta:
A
apenas a afirmativa I está correta.
B
apenas as afirmativas II e III estão corretas.
C
apenas a afirmativa III está correta.
D
apenas as afirmativas I e II estão corretas.
E
as afirmativas I, II e III estão corretas.
Observe as afirmativas a seguir, em relação à injeção de água em reservatório:
I. A pressão de fratura da formação sempre será um limitador da vazão de injeção em reservatório.
II. O balanço de fluidos produzidos e injetados num reservatório deve ser sempre nulo, desde o inicio da produção, mesmo que se deseje ter uma pressão de reservatório igual à pressão de saturação.
III. Caso a viscosidade do óleo seja próxima do valor da viscosidade da água haverá erupção de água nos poços com menor produção acumulada de óleo do que se a viscosidade do óleo for duas vezes a da água.
Assinale a alternativa correta:
A
apenas a afirmativa I está correta.
B
apenas as afirmativas I e III estão corretas.
C
as afirmativas I, II e III estão corretas.
D
apenas a afirmativa III está correta.
E
apenas a afirmativa II está correta.
O gráfico a seguir apresenta o comportamento da produção acumulada de óleo (Np) em relação à soma da produção acumulada de óleo mais água; “alfa” é igual a 45 graus.
Com base no gráfico, analise as afirmativas a seguir, em relação ao comportamento de RAO.
I. O ponto A representa o início da injeção de água.
II. O ponto A representa a chegada de água nos poços (breakthrough).
III. A partir do ponto A os poços são fechados, razão pela qual diminui a velocidade de produção de óleo.
Assinale a alternativa correta:
A
apenas a afirmativa I está correta.
B
apenas a afirmativa II está correta.
C
apenas a afirmativa III está correta.
D
apenas as afirmativas I e III estão corretas.
E
as afirmativas I, II e III estão corretas.
Observe as afirmativas a seguir, em relação às propriedades das rochas:
I. Em um reservatório de óleo que está submetido a injeção de água e possui saturação de óleo residual à água de 32%, a recuperação de óleo será necessariamente de 68%.
II. Em um meio poroso que estava saturado 100% de água ao ser preenchido com óleo (rocha não molhável a esse óleo) no instante em que o óleo começar a fluir foi atingida a saturação crítica de óleo.
III. No instante que a saturação de óleo atinge o valor residual a permeabilidade relativa ao óleo passa a ser nula.
Assinale a alternativa correta:
A
apenas a afirmativa I está correta.
B
apenas as afirmativas I e III estão corretas.
C
apenas as afirmativas I e II estão corretas.
D
apenas as afirmativas II e III estão corretas.
E
as afirmativas I, II e III estão corretas.
Recurso petrolífero contingente é definido como:
A
a diferença entre o volume original recuperável in place e o volume já produzido.
B
recurso que já foi mapeado, mas cuja acumulação ainda não foi perfurada e, portanto tem sua descoberta contingenciada à perfuração e descoberta.
C
a soma de reserva provável mais reserva possível.
D
a quantidade de petróleo estimada, em uma determinada data, e que seja potencialmente recuperável de uma acumulação ainda não descoberta, devido a uma ou mais contingências.
E
a quantidade de petróleo estimada, em uma determinada data, e que seja potencialmente recuperável de uma acumulação conhecida, mas cujo(s) projeto(s) para seu desenvolvimento comercial ainda não são maduros o suficiente, devido a uma ou mais contingências.
Uma descrição de um sistema petrolífero (SP) engloba a definição dos domínios da geradora ativa e de todo o hidrocarboneto geneticamente relacionado à essa geradora. Tal descrição inclui todos os elementos geológicos e processos essenciais, caso exista uma acumulação de hidrocarbonetos. Para determinar o tamanho de um SP, cada etapa geocientífica descrita a seguir é importante, EXCETO:
A
encontrar algum indício da existência de hidrocarbonetos.
B
agrupar ocorrências geneticamente relacionadas de hidrocarbonetos usando características geoquímicas e ocorrências estratigráficas.
C
identificar a geradora usando correlações da rocha geradora do hidrocarboneto.
D
localizar a área geral do domínio da geradora ativa responsável pelas ocorrências de hidrocarbonetos geneticamente relacionadas.
E
construir uma tabela de acumulações para determinar a quantidade de hidrocarbonetos no SP e qual rocha reservatório contém a maior quantidade de hidrocarbonetos.
O principal sistema petrolífero identificado abaixo da sequência evaporítica autóctona da Bacia de Campos, sendo (G) rocha geradora e (R) rocha reservatório é descrito como:
A
(G) Folhelhos lacustres aptianos – (R) Grainstones albianos.
B
(G) Folhelhos lacustres escuros neocomianos – (R) Coquinas e calcários microbiais da fase sag.
C
(G) Folhelhos lacustres barremianos e aptianos – (R) Rudstones da fase rift e calcários microbiais aptianos.
D
(G) Intercalações de margas e folhelhos marinhos barremianos a aptianos – (R) Carbonatos microbiais aptianos da fase rift.
E
(G) Folhelhos lacustres do andar Jiquiá – (R) Coquinas e calcários microbiais da fase rift.
Um sistema petrolífero (SP) é mapeado mostrando-se as extensões de suas características geográficas, estratigráficas e temporais. Mapeamento da extensão estratigráfica de um SP é um mapeamento que:
A
mostra, em conjunto, o tempo durante o qual eventos do SP ocorreram, a relação entre a formação e a carga das trapas contendo as acumulações.
B
é definido em mapa por uma linha na superfície terrestre que circunscreve os limites da rocha geradora ativa, bem como todos as ocorrências (shows) de petróleo conhecidos, indícios (seeps) e acumulações que se originaram de tal rocha geradora.
C
é mostrado numa carta de eventos e inclui a idade dos elementos e processos essenciais, o tempo de preservação e o momento crítico do SP.
D
mostra o espaço das unidades litológicas que abrange os elementos essenciais dentro da extensão geográfica de um SP.
E
indica a área sobre a qual o SP tem sua ocorrência reconhecida.
O tempo de preservação (preservation time) de um sistema petrolífero (SP) começa imediatamente após a ocorrência dos processos de geração/migração/acumulação de hidrocarbonetos e se estende até os dias atuais. O tempo de preservação envolve qualquer alteração nas acumulações de petróleo (remigração) durante esse período. Todas as afirmativas abaixo, sobre o tempo de preservação de um SP estão corretas, EXCETO:
A
remigração por tectonismo ocorre durante o tempo de preservação somente se ocorrer erosão do selo.
B
durante o tempo de preservação, o petróleo remigrado pode se acumular nas rochas reservatórios depositadas após a formação do SP.
C
caso ocorram atividades tectônicas insignificantes durante o tempo de preservação, as acumulações podem permanecer em sua posição original.
D
caso todas as acumulações sejam destruídas durante o tempo de preservação, então não haverá evidência de que exista um SP.
E
um SP incompleto não possui um tempo de preservação.
A qualidade de um sistema de reservatório é a capacidade desse reservatório em armazenar e transmitir petróleo ou gás. São fatores que determinam a qualidade de um reservatório, EXCETO:
A
a distribuição do tamanho da garganta dos poros e geometria dos poros (incluindo fraturas naturais).
B
o volume poroso.
C
a temperatura do reservatório.
D
a sua permeabilidade ao hidrocarboneto.
E
a saturação de água.
A lista abaixo relaciona vantagens e desvantagens entre as perfilagens durante a perfuração (LWD) e a cabo (Wireline):
I. Profundidade mais acurada
II. Problemas em poços altamente desviados
III. Melhor capacidade em ambientes hostis
IV. Melhor contato com a parede do poço
V. Ferramentas grandes e pesadas
VI. Suscetível às condições de poço
O item a seguir que melhor se correlaciona com essa lista é:
A
I – Vantagem LWD e V – Desvantagem Wireline.
B
II – Vantagem LWD e IV – Desvantagem Wireline.
C
VI – Vantagem Wireline e V – Desvantagem Wireline.
D
III – Vantagem Wireline e V – Desvantagem LWD.
E
IV – Vantagem LWD e VI – Desvantagem LWD.
Avalie se as afirmativas a seguir, relativas às estimativas de reservas, são falsas (F) ou verdadeiras (V):
- As estimativas de reservas de um campo de óleo e gás natural é função do preço do óleo e do gás.
- As estimativas de reservas de um campo de óleo e gás natural não depende de infraestrutura e da existência de mercado do óleo e do gás.
- Uma descoberta de petróleo em um poço pioneiro não permite registro de reserva provada junto ao órgão regulador.
As afirmativas são respectivamente:
A
V, V e V.
B
V, F e V.
C
F, F e V.
D
V, F e F.
E
V, V e F.
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