Questões de Concursos Públicos - Engenharia de Petróleo

A Bacia de Pelotas.

B Bacia da Parnaíba. 

C Novas fronteiras da Margem Leste.

D Bacia da Foz do Amazonas Offshore e Bacia de Barreirinhas.

A Os carbonatos oolíticos do Pré Sal produtores da Formação Barra Velha, onde se encontram excelentes reservatórios, foram depositados na Fase drifte em uma típica plataforma carbonática em forma de rampa.

B Os carbonatos microbiais produtores da Formação Barra Velha, onde se encontram excelentes reservatórios, foram depositados na Fase Pós-Rifte, depositados em um ambiente transicional marinho profundo.

C Os carbonatos microbiais produtores da Formação Barra Velha, onde se encontram excelentes reservatórios, foram depositados na Fase Pós-Rifte e formados em um ambiente transicional entre continental e marinho estressante.

D Os carbonatos microbiais produtores da Formação Quissamã, onde se encontram excelentes reservatórios, foram depositados na Fase Rifte, formados em um ambiente transicional entre continental e marinho bastante estressante. 

A Teste de Formação a Cabo Modular − MDT, com amostragens monofásicas do fluido.

B Teste de Produção com amostragem de fundo. 

C Teste de Formação com amostras segregadas. 

D Testemunhagem com testemunho preservado.

A Ocorrem do Mioceno até o Eoceno Inferior. Usualmente o reservatório consiste em uma série de lobos turbidíticos amalgamados, com excelente porosidade (22 a 28%) e elevada permeabilidade (50 a 1000 md) com óleo médio a pesado (20 a 25° API).

B Ocorrem no Albiano e Cenomaniano. O reservatório consiste em uma sucessão de sequências de Bouma amalgamadas, com excelente porosidade (22 a 28%) e elevada permeabilidade (50 a 1000 md) com óleo médio a pesado (20 a 25° API). 

C Ocorrem do Mioceno até o Eoceno Inferior. Usualmente o reservatório consiste em uma série de lobos turbidíticos amalgamados, com excelente porosidade (22 a 28%) e elevada permeabilidade (50 a 1000 md) com óleo médio a pesado (20 a 25° API) e com valores elevados de CO2.

D Ocorrem desde o Mioceno até o Eoceno Inferior. Usualmente o reservatório consiste em uma série de lobos turbidíticos canalizados, com excelente porosidade (22 a 28%) e média permeabilidade (10 a 50 md) com óleo de ótima qualidade (28 a 30° API). 

A Dentre as aplicações do MDT estão a medição de pressão estática do reservatório, a identificação do contato de fluidos e a estimativa de permeabilidade e anisotropia da formação. A amostragem de fluido da formação pode ser realizada após a remoção do filtrado por bombeamento e em vários pontos em uma única corrida.

B Dentre as aplicações do MDT estão a medição de pressão estática do reservatório, a identificação do contato de fluidos e a estimativa de permeabilidade e anisotropia da formação. Para a amostragem do fluido da formação o MDT apresenta a configuração de 2 tanques para poder segregar o fluido a ser analisado do filtrado da lama de perfuração.

C Dentre as aplicações do MDT estão a medição de pressão estática do reservatório, a identificação do contato de fluidos e a estimativa de permeabilidade e anisotropia da formação. Também pode fazer amostragem do fluido da formação em múltiplos pontos. A sua operação pode ser realizada sem a necessidade de uma perfilagem anterior por possuir sensor de resistividade para a escolha dos pontos, com grande ganho de tempo de operação. 

D Um diferencial do MDT é a possibilidade de medidas de pressão em até 30 pontos distintos, sendo uma excelente ferramenta para identificação dos fluidos, dos gradientes de pressão e contatos entre fluidos.

A Os dados de fluxo 1 e 2 indicam um reservatório de alta permeabilidade. O ponto dois ilustra a pressão hidrostática; os pontos três e cinco a pressão estática e os pontos 4 e 6 o final dos fluxos de amostragem.

B O teste acima ilustra um teste efetivo, com o selo do packer (ponto dois) e com duas tomadas efetivas de pressão estática (pontos três e cinco) e duas de fluxo (pontos quatro e cinco).

C Esta carta mostra um reservatório de alta permeabilidade e com teste efetivo, apesar de um pequeno período de comunicação com a pressão hidrostática no ponto dois. Os pontos um e sete são da pressão estática, os pontos três e cinco são a pressão no instante de abertura para os fluxos e os pontos quatro e seis são as pressões de fluxo estabilizadas.

D A figura ilustra o teste de um reservatório possivelmente de baixa permeabilidade. O ponto um representa a pressão hidrostática; os pontos três e cinco a pressão de fluxo; o ponto quatro é o ponto final da primeira estática e o 6 é o final da segunda estática, de maior confiabilidade do que a primeira estática, por ter maior tempo para estabilização. 

A Os modelos geológicos 3D permitem uma integração de dados de várias fontes, e uma constante atualização do volume de óleo in place durante a fase de delimitação ou desenvolvimento dos campos, aumentando a confiabilidade dos volumes.

B Existe uma relação direta entre volume de óleo in place e reservas, classificadas em possíveis, prováveis e provadas.

C Os mapas de net-pay, integrados à porosidades e à saturação de óleo, fornecem o volume de óleo em condições de superfície do intervalo analisado.

D Nos mapas "H.PHI.So" ou "H.PHI.Sg" o termo H (m) corresponde à espessura entre o topo e a base do intervalo com óleo ou gás.

A  A - Play Carbonático Albiano da Fm. Guarujá; B - Play Turbidítico da Fm. Marambaia; C - Play Turbidítico da Fm. Ilha Bela; D − Play Pré-Sal.

B A − Play Carbonático Albiano da Fm. Guarujá; B − Play Pré-Sal; C − Play Turbidítico da Fm. Ilha Bela; D − Play Turbidítico da Fm. Marambaia.

C A − Play Pré-Sal; B − Play Carbonático Albiano da Fm. Guarujá; C − Play Turbidítico da Fm. Ilha Bela; D − Play Turbidítico da Fm. Marambaia. 

D A − Play Pré-Sal; B − Play Turbidítico da Fm. Marambaia; C − Play Turbidítico da Fm. Ilha Bela; D − Play Carbonático Albiano da Fm. Guarujá.

A Uma pequena fração de matéria orgânica é preservada nos sedimentos. Os ambientes mais favoráveis a preservação de matéria orgânica são os ambientes anóxicos, como mares restritos e lagos profundos.

B Uma rocha geradora deve ter no mínimo um teor de 5% de carbono orgânico total para a geração de hidrocarbonetos.

C O querogênio do Tipo I é rico em carbono (alta razão C/H) e derivado principalmente de lipídeos de origem algálica. Comumente são encontrados em rochas geradoras depositadas em ambiente marinho e é o que possui o maior potencial para a geração de petróleo.

D Após a geração de querogênio e com o prosseguimento da sedimentação ocorre o aumento da temperatura e pressão. Ocorre então a fase de catagênese, quando, ocorre a formação de óleo ou gás à depender do tipo de matéria orgânica e da temperatura.

A Pela análise cromatográfica do gás extraído pelo gás trap do fluido de perfuração.

B Pelos sensores fixos existentes na mesa de perfuração que monitoram todo o tempo qualquer indício de gás vindo no fluido de perfuração.

C Através da análise cromatográfica do gás extraído das amostras de calha.

D Pela quebra do tempo de penetração e a análise das amostras de calha daquela profundidade.