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Questões de Concurso sobre Geologia do Petróleo
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O campo cujo comportamento de produção de óleo foi apresentado na curva esquemática tem área de 12 km2 e espessura média de 10 metros. A porosidade é de 20%, o fator volume de formação do óleo na pressão original é de 1,2 m3/
A
22 %.
B
27 %.
C
17 %.
D
30 %.
E
10 %.
Avalie se as afirmativas a seguir, relativas a mecanismo de produção, são falsas (F) ou verdadeiras (V):
- Um reservatório de óleo de gás em solução possui pressão original acima da pressão de saturação do óleo.
- Um reservatório de óleo originalmente com capa de gás possui pressão original maior que a pressão de saturação.
- Em um reservatório com influxo de água atuante não é necessário implantar um projeto de injeção de água.
As afirmativas são respectivamente:
A
V, V e V.
B
F, F e V.
C
V, V e F.
D
F, V e V.
E
V, F e F.
Em relação aos testes de formação realizados em poços em reservatórios de petróleo, avalie se são verdadeiras (V) ou falsas (F) as afirmativas a seguir:
- Os testes de formação podem ser utilizados para avaliar a produtividade dos poços e para verificar limites do reservatório.
- Os testes de formação são operações de baixo custo e, por isso, são muito utilizados na indústria do petróleo.
- Os testes de formação podem ser utilizados para calibração de modelos de simulação de fluxo no reservatório.
As afirmativas são respectivamente:
A
V, V e V.
B
F, V e V.
C
V, F e V.
D
F, F e F.
E
V, F e F.
Em relação ao plano de drenagem de reservatório de óleo, avalie se são verdadeiras (V) ou falsas (F) as afirmativas a seguir:
- O plano de drenagem deve contemplar poços horizontais em um reservatório que possui permeabilidade vertical superior à permeabilidade horizontal.
- Quando submetidos a elevados diferenciais de pressão, reservatórios com aquífero de fundo sempre possuem recuperação maior do que quando são submetidos a menores diferenciais de pressão.
- Um reservatório com influxo de água necessariamente terá um plano de drenagem com maior espaçamento entre poços que um reservatório de gás em solução.
As afirmativas são respectivamente:
A
V, V e V.
B
F, V e V.
C
V, V e F.
D
V, F e F.
E
F, F e F.
Existem várias abordagens diferentes para estimar o intervalo de incertezas nas quantidades recuperáveis de hidrocarbonetos para um projeto. Os avaliadores dessas incertezas podem optar por aplicar mais de um método para um projeto específico, especialmente para desenvolvimentos de áreas mais complexas. Todos os métodos de estimativa de incertezas a seguir estão corretamente resumidos, EXCETO:
A
método determinístico por cenários: é desenvolvido com três cenários discretos para refletir estimativas (baixa, melhor e alta) das quantidades recuperáveis. Esses cenários devem refletir combinações realistas de parâmetros e um cuidado especial é necessário para garantir que um intervalo razoável de incertezas seja usado para garantir que se obtenha a melhor avaliação da incerteza sobre propriedades médias do reservatório.
B
método determinístico incremental: amplamente utilizado em ambientes maduros de produção terrestre, especialmente aqueles em que se aplicam regulamentos rígidos para o espaçamento inter-poços. Normalmente, as reservas desenvolvidas provadas são assinaladas no interior da unidade de espaçamento dos poços perfurados e as reservas não-desenvolvidas provadas são assinaladas nos espaçamentos adjacentes, onde há pouca confiança na continuidade do reservatório produtivo. As reservas prováveis e possíveis são atribuídas a áreas mais remotas, indicando progressivamente maior confiança.
C
método probabilístico: comumente implementado usando-se a análise de Monte Carlo. O usuário define as distribuições de incertezas dos parâmetros de entrada e a relação (correlações) entre eles, e o método obtém uma distribuição de saída.
D
método multiscenário: é uma combinação do método determinístico (cenário) e do método probabilístico. Dado cenários suficientes, é possível desenvolver uma distribuição de probabilidade total, a partir da qual os três cenários determinísticos específicos que se encontram mais próximos de P90, P50 e P10 (por exemplo) podem ser selecionados.
E
método bayesiano: abordagem que vem sendo aplicada na análise de incertezas na indústria do petróleo há alguns anos. O teorema de Bayes relaciona uma função de distribuição de probabilidade posterior a uma função de distribuição de probabilidade anterior e à função de verossimilhança (likelihood). O modelo anterior caracteriza a incerteza antes que os dados de produção sejam considerados. O modelo anterior é usado para construir o modelo do reservatório inicial. O modelo posterior caracteriza a incerteza após os dados de produção serem honrados. A função de verossimilhança mede a probabilidade de os dados reais de produção serem observados para qualquer modelo do reservatório.
A migração de hidrocarbonetos ocorre ao longo de caminhos discretos que são determinados pelas redes de poros, a interação dessas redes entre as formações geológicas, e a variação estratigráfica dentro da bacia. Internamente a uma camada carreadora de hidrocarbonetos (carrier bed), ou a uma camada reservatório, a rota da migração é controlada pela configuração estrutural do contato com a rocha selante sobrejacente e a continuidade da rede de permeabilidade da camada carreadora/reservatório e do selo sobreposto.
Com relação ao efeito da geometria da camada carreadora/ reservatório sobre a direção e a magnitude da permeabilidade que controlam o fluxo interno de hidrocarbonetos, é correto afirmar que:
A
caso a orientação da camada seja paralela à direção do fluxo, então esse fluxo é controlado dominantemente pelas unidades menos permeáveis.
B
caso a orientação da camada seja perpendicular à direção do fluxo, então esse fluxo é controlado dominantemente pelas unidades mais permeáveis.
C
caso a orientação da camada seja aleatória em relação à direção do fluxo, então esse fluxo é controlado dominantemente pelas unidades menos permeáveis.
D
caso a orientação da camada seja aleatória em relação à direção do fluxo, então esse fluxo é controlado dominantemente pelas unidades mais permeáveis.
E
caso a orientação da camada seja perpendicular à direção do fluxo, então esse fluxo é controlado dominantemente pelas unidades menos permeáveis.
Hidrocarbonetos migram no interior de um sistema petrolífero em fases separadas, devido principalmente à flutuabilidade (buoyancy), forçando os fluidos se moverem verticalmente a taxas geologicamente rápidas. Com relação à migração de hidrocarbonetos, as camadas litológicas retardam ou restringem seus movimentos verticais. Os selos desviam os hidrocarbonetos lateralmente mergulho acima, através de rotas subjacentes, para um ponto da trapa ou de derramamento lateral (spill-point). A migração de hidrocarbonetos pode ser descrita em diferentes estágios. Assinale a afirmativa abaixo que descreve corretamente o estágio correspondente:
A
desmigração - O processo de migração ocorre dentro da rocha geradora, de um ponto para outro de menor pressão.
B
migração primária – O processo de migração ocorre em direção à superfície a partir de um reservatório.
C
remigração - O processo de migração ocorre no interior da rocha geradora.
D
migração terciária – O processo de migração ocorre internamente à rocha geradora, de uma posição da rocha para outro ponto de menor pressão.
E
migração secundária – O processo de migração ocorre a partir da rocha geradora para o reservatório ao longo de um sistema de rochas carreador (carrier bed) simples ou complexo.
Sistemas deposicionais variam de acordo com os tipos de sedimentos disponíveis para deposição, com os processos deposicionais e com os ambientes nos quais os sedimentos são depositados. O sistema marinho é o mais importante para as acumulações do pré-sal brasileiro. As principais fábricas de carbonatos se localizam no seguinte sistema deposicional marinho:
A
costeiro dominado por ondas.
B
plataformas internas e bordas de plataformas.
C
costeiro dominado por marés.
D
costeiro dominado por rios.
E
planícies abissais.
Durante a perfuração de um poço, utilizando-se broca tricônica, a curva logarítmica do tempo de penetração pela profundidade tem melhor correlação com a curva dos perfis:
A
indução e raios gama.
B
sônico e densidade.
C
densidade e potencial espontâneo.
D
potencial espontâneo e raios gama.
E
raios gama e indução.
Os testes de formação são ferramentas que visam à obtenção de informações dinâmicas do sistema poço-reservatório e na indústria do petróleo se enquadram na categoria “Avaliação de Formações”. Em relação ao tema, avalie se as afirmativas abaixo são verdadeiras (V) ou falsas (F) :
- Os testes a cabo, os testes de formação com coluna e os testes de longa duração, nessa ordem, proporcionam escalas crescentes de investigação no reservatório.
- Os perfis de produção ou perfis de fluxo são ferramentas que podem ser usadas para monitoramento periódico de poços produtores e injetores visando ao rateio da produção ou da injeção por zona, por poço.
- Os testes de longa duração podem trazer informações que permitem estimar o volume do reservatório conectado ao poço.
As afirmativas são respectivamente:
A
F, V e V.
B
V, V e V.
C
V, F e V.
D
F, F e F.
E
V, F e F.
Suponha vazão de abandono de 0 bpd. O volume recuperável aproximado de óleo associado ao campo apenas com a FASE I, admitindo-se que tivesse apenas essa fase, seria de:
A
21 milhões de barris.
B
26 milhões de barris.
C
18 milhões de barris.
D
30 milhões de barris.
E
10 milhões de barris.
Dois poços exploratórios, PE1 e PE2, perfurados na mesma acumulação de petróleo, foram submetidos a testes de formação antes do início da etapa de produção comercial desse campo. Os testes forneceram os seguintes resultados:
Poço PE1:
IP (índice de produtividade) = 55 m3/
RD (razão de dano) = 3.
K (permeabilidade) = 700 mD.
Poço PE2:
IP (índice de produtividade) = 80 m3/
RD (razão de dano) = 1,4.
K (permeabilidade) = 500 mD.
Considerando-se que os poços testados se encontravam danificados, os IPs esperados para PE1 e PE2, respectivamente, caso o dano nos poços fosse totalmente removido, seriam:
A
55 e 120 m3/
B
55 e 80 m3/
C
100 e 120 m3/
D
165 e 112 m3/
E
110 e 120 m3/
Observe as afirmativas abaixo sobre interpretação de teste de formação em poços:
I. O canhoneio parcial do intervalo produtor em um poço de petróleo pode causar um efeito de falso dano de formação.
II. A pressão obtida pela extrapolação da linha reta semilog em um gráfico de Horner é sempre adotada como a pressão inicial do reservatório.
III. O regime de fluxo linear pode ocorrer em testes em poços fraturados, em poços localizados entre dois limites (falhas ou barreiras de permeabilidade) paralelos e em poços horizontais.
Assinale a alternativa correta:
A
apenas a afirmativa I está correta.
B
apenas as afirmativas I e II estão corretas.
C
as afirmativas I, II e III estão corretas.
D
apenas as afirmativas II e III estão corretas.
E
apenas as afirmativas I e III estão corretas.
A escolha do método mais apropriado para a estimativa de reservas e recursos e a acurácia das estimativas, depende fortemente de fatores como o tipo, a quantidade e a qualidade dos dados disponíveis e requeridos para análises técnicas e comerciais. A experiência em análises de recursos petrolíferos mostra que é correto afirmar que:
A
avaliação de recursos petróleo é complexa e está sujeita a muitas incertezas em parâmetros de reservatórios, estáticos e dinâmicos, juntamente com incertezas regulatórias, operacionais e econômicas.
B
avaliação dos recursos petrolíferos é, e sempre deve ser, um processo técnico contínuo, apoiado por boas práticas e esforços colaborativos exclusivamente nas disciplinas geocientíficas.
C
avaliação dos recursos petrolíferos deve utilizar os métodos mais adequados para analisar os dados disponíveis, incluindo o modelo geocientífico estático, bem como o desempenho dinâmico da produção real, e deve ser realizado unicamente por um geocientista.
D
independentemente da maturidade do projeto e da quantidade e qualidade dos dados de desempenho disponíveis, o grau de certeza nas estimativas de recursos não depende da habilidade de profissionais de avaliação de reservas experientes.
E
métodos apropriados de estimativas de incertezas garantem ótimas estimativas, tornando-se desnecessário o exercício de julgamentos prudentes para garantir razoabilidade e validade dessas estimativas, evitando-se comparações com estimativas que utilizem diferentes métodos e /
A avaliação das quantidades recuperáveis de petróleo (reservas e recursos) pode ser realizada de forma determinística usando procedimentos analíticos diretos e indiretos, envolvendo o uso dos métodos baseados em dados volumétricos (estáticos) e baseados em dados de desempenho (dinâmicos). A seleção do método apropriado para estimar reservas e recursos, e a precisão das estimativas, dependem em grande parte dos seguintes fatores, EXCETO:
A
do tipo de dados de geociências disponíveis e necessários para análises técnicas e comerciais.
B
da qualidade dos dados de geociências disponíveis e necessários para análises técnicas e comerciais.
C
da quantidade de dados regulatórios disponíveis e necessários para análises técnicas e comerciais.
D
do tipo de dados de engenharia disponível e necessários para análises técnicas e comerciais.
E
da qualidade dos dados econômicos disponíveis e necessários para análises técnicas e comerciais.
Uma trapa de hidrocarbonetos consiste numa disposição geométrica de um corpo rochoso mais permeável (reservatório) e outro menos permeável (selo) que, quando combinadas com propriedades físicas e químicas de fluidos em subsuperfície, podem permitir a acumulação de hidrocarbonetos. Em relação ao fechamento de uma trapa, NÃO é correto afirmar que:
A
o fechamento é uma medida da potencial capacidade de armazenagem de hidrocarbonetos definida pelos limites da trapa.
B
o fechamento é completamente descrito quando as trapas são agrupadas nos tipos estruturais e estratigráficas e seus respectivos fechamentos.
C
o fechamento vertical é uma medida da coluna de hidrocarbonetos potencial máximo da trapa.
D
o fechamento areal é uma medida da área máxima de ocorrência da potencial acumulação de hidrocarbonetos dentro dos limites da trapa.
E
o fechamento volumétrico integra os fechamentos verticais e espaciais com a espessura líquida, a porosidade e a saturação de hidrocarbonetos.
Na definição de recursos petrolíferos, a mudança de classe de um recurso qualquer de recurso prospectivo para recurso contingente e, finalmente, reserva, indica:
A
aumento na incerteza de ocorrência do recurso.
B
respectivamente, reserva possível, provável e provada.
C
várias fases de recursos petrolíferos descobertos.
D
aumento na chance de comercialidade do recurso.
E
o equivalente a recursos 3C, 2C e 1C.
No desenvolvimento geocientífico e análise de perfis de poços para carbonatos, vários esquemas de classificação foram criados para auxiliar na avaliação de formação, com base na quantificação da textura da rocha carbonática. Avanços recentes em métodos de ressonância magnética nuclear (NMR) e na análise de testemunhos, complementados por um uso mais quantitativo dos perfis de imagem, têm conduzido a diversos resultados importantes para a indústria de petróleo na exploração em carbonatos.
Nos reservatórios carbonáticos do pré-sal brasileiro, todas as propriedades de uma rocha carbonática listadas abaixo são estimadas pelos perfis NMR, EXCETO:
A
composição organomineral do carbonato.
B
saturação de água irredutível.
C
indicação da qualidade do reservatório.
D
porosidade in-situ.
E
permeabilidade do carbonato alvo.
As acumulações gigantes de petróleo que ocorrem em águas ultraprofundas da Bacia de Santos, como por exemplo o campo de Lula e a descoberta de Libra se desenvolveram em ambientes deposicionais que podem ser descritos genericamente como:
A
plataforma carbonática ligada ao continente, dominada por calcários microbiais.
B
rampa carbonática, dominada por bivalves na fase rift e calcários microbiais na fase sag.
C
plataforma carbonática isolada, dominada por calcários microbiais na fase rift e bivalves calcários na fase sag.
D
rampa carbonática, dominada por calcários microbiais.
E
plataforma carbonática isolada, dominada por bivalves calcários na fase rift e por calcários microbiais na fase sag.
Observe as afirmativas a seguir, em relação ao mecanismo de produção dos reservatórios:
I. Para incrementar a recuperação de um reservatório de óleo com capa de gás e influxo de água atuante deve-se fazer injeção de gás visando a equilibrar o sistema gás-óleo- água.
II. A injeção periférica de água é a geometria mais adequada para reservatório com aquífero de fundo.
III. Em reservatórios de gás em solução a maneira mais eficiente de implantar injeção de água é em malha com produtor e injetor em toda a área do reservatório.
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.
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