4005764 Ano: 2025
Disciplina: Engenharia de Petróleo
Banca: IDCAP
Orgão: PPSA

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Especialista de Petróleo e Gás - Petrofísica
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Geologia do Petróleo

Com relação aos turbititos da bacia de Campos podemos dizer:

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).

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4005762 Ano: 2025
Disciplina: Engenharia de Petróleo
Banca: IDCAP
Orgão: PPSA

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Especialista de Petróleo e Gás - Geologia de Exploração
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Especialista de Petróleo e Gás - Petrofísica
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Geologia do Petróleo

Em uma certa locação de extensão, é fundamental a obtenção de uma amostra do óleo do reservatório para análises geoquímicas visando rápidas decisões quanto aos próximos poços e ao plano de desenvolvimento. Com estas premissas, qual a melhor opção para constar no prospecto de locação?

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4005761 Ano: 2025
Disciplina: Engenharia de Petróleo
Banca: IDCAP
Orgão: PPSA

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Especialista de Petróleo e Gás - Petrofísica
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Geologia do Petróleo

O Pré Sal das águas ultra profundas da Bacia de Santos apresenta um óleo leve de ótima qualidade. Atualmente vários campos apresentam-se em estágio de desenvolvimento, com várias unidades de produção e novas unidades, de altas capacidades, sendo instaladas. Qual opção está correta?

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.

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4005760 Ano: 2025
Disciplina: Engenharia de Petróleo
Banca: IDCAP
Orgão: PPSA

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Especialista de Petróleo e Gás - Geologia de Exploração
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Especialista de Petróleo e Gás - Petrofísica
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Fundamentos de Petróleo

Uma locação exploratória pioneira teve sucesso, tendo descoberto óleo. A seguir a avaliação exploratória com poços de delimitação prosseguiu com a perfuração de novos poços. Com relação às definições de recursos e reservas seguindo a ANP, qual a afirmação correta?

A

Efetuou-se o plano de desenvolvimento inicial, com a modelagem 3D do reservatório, simulação de fluxo de fluidos e análise econômica. O Valor Presente Líquido do projeto foi positivo, embora ainda houvesse incertezas do volume de óleo do reservatório. O volume de hidrocarbonetos volume com 80% de probabilidade de produção foi classificado como reserva provada não desenvolvida.

B

Ao final da fase exploratória e após a declaração de comercialidade da área pela ANP foram classificadas reservas 1P, 2P e 3P desenvolvidas desse novo campo de petróleo.

C

Efetuou-se o plano de desenvolvimento inicial, com a modelagem 3D do reservatório, simulação de fluxo de fluidos e análise econômica. O Valor Presente Líquido do projeto foi negativo devido ser uma área offshore remota. Assim o volume recuperável em condições de superfície foi classificado como recurso contingente.

D

Efetuou-se o plano de desenvolvimento inicial, a modelagem 3D do reservatório, simulação de fluxo de fluidos e análise econômica. O Valor Presente Líquido do projeto foi positivo. O volume de hidrocarbonetos in place do reservatório foi reclassificado como reserva possível desenvolvida.

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4005759 Ano: 2025
Disciplina: Engenharia de Petróleo
Banca: IDCAP
Orgão: PPSA

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Especialista de Petróleo e Gás - Petrofísica
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Geologia do Petróleo

Um poço estratigráfico em uma área de fronteira exploratória foi avaliado por perfis, Raios Gama, Resistividade, Densidade, Porosidade Neutrônica e Sônico. Foi identificada uma coluna com hidrocarbonetos acima de um intervalo com água, inferidos pelo acompanhamento geológico (calha e detetor de gás) e pela perfilagem. Não foi realizada nenhuma amostragem fluido, ou amostras laterais. Para a determinação da coluna de óleo desta descoberta podemos afirmar:

A

Através das amostras de calha e da própria perfilagem pode-se inferir a matriz da rocha para o cálculo da porosidade. Obtendo-se a resistividade da água da formação pelo método de RWa mínimo e utilizando-se os expoentes de cimentação e saturação (m e n) e o coeficiente de tortuosidade consagrados para a matriz pode-se obter as saturações de óleo, (1 −SW) pela equação de Archie. Pelos perfis é obtida a espessura de reservatório, obtendo-se a da coluna de óleo (HPHISo) da locação.

B

Através das amostras de calha e da própria perfilagem pode-se inferir a matriz de rocha para o cálculo da porosidade e pela interpretação dos perfis, pode-se obter as saturações de óleo móvel pela equação de Archie.

C

Sem outras informações, esta combinação de perfis é insuficiente para a obtenção da coluna de óleo (HPHISo) deste poço estratigráfico.

D

Poços estratigráficos não são perfilados e sim testemunhados nas zonas objetivo.

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4005758 Ano: 2025
Disciplina: Engenharia de Petróleo
Banca: IDCAP
Orgão: PPSA

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Especialista de Petróleo e Gás - Geologia de Exploração
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Especialista de Petróleo e Gás - Petrofísica
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Geologia do Petróleo

Dentre os principais métodos de análise petrográfica utilizados na caracterização de rochas de petróleo podemos citar:

A

Percentual da cimentação carbonática com ácido clorídrico, análise da porosidade e estimativa de permeabilidade com lupa binocular, avaliação de conteúdo de hidrocarbonetos com solventes orgânicos.

B

Descrição de lâminas delgadas com a composição mineralógica, percentual de porosidade primária e secundária, identificação dos processos diagenéticos.

C

Microscopia óptica, difração de raio x, microscopia eletrônica de varredura (MEV), petrofísica por imagem digital.

D

Microscopia óptica, difração de raio x, microscopia eletrônica de varredura (MEV), análise da matéria orgânica.

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4005756 Ano: 2025
Disciplina: Engenharia de Petróleo
Banca: IDCAP
Orgão: PPSA

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Especialista de Petróleo e Gás - Petrofísica
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Geologia do Petróleo

A modelagem do sistema petrolífero 3D é uma importante ferramenta na exploração de petróleo. Qual das afirmações abaixo é a correta?

A

A modelagem do sistema petrolífero 3D é realizada integralmente pelo geólogo ou geólogos logo após a perfuração do poço pioneiro.

B

Através da modelagem do sistema petrolífero 3D se obtêm informações importantes sobre a geração de hidrocarbonetos, as rotas de migração e trapeamento, sendo amplamente utilizada nos prospectos de poços de desenvolvimento.

C

O modelo 3D do sistema petrolífero 3D fornece informações que são utilizadas na avaliação de uma área exploratória, sendo muito importante para a compreensão da acumulação de petróleo e das estimativas da chance de sucesso de uma locação exploratória.

D

Na construção de um sistema petrolífero 3D são integrados dados da evolução geológica da área, como por exemplo, taxa de sedimentação, teor de matéria orgânica, pressão e temperatura. Havendo geração de hidrocarbonetos, testam suas rotas de migração e trapeamento, e esta modelagem é utilizada na construção do modelo de fluxo.

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4005753 Ano: 2025
Disciplina: Engenharia de Petróleo
Banca: IDCAP
Orgão: PPSA

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Especialista de Petróleo e Gás - Petrofísica
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Fundamentos de Petróleo
Geologia do Petróleo

Durante a perfuração de poços de petróleo são obtidas amostras de calha, podendo também ser adquiridos testemunhos e amostras laterais. Com relação às amostras de calha, podemos afirmar:

A

A qualidade das amostras de calha para análise e descrição depende muito do tipo de broca utilizada. As brocas tricônicas, por resultarem em fragmentos de litologia muito pequenos, apresentam maiores dificuldades na sua caracterização.

B

As amostras com indícios de hidrocarbonetos serão enviadas para a Agência Nacional de Petróleo (ANP). Todas as demais, sem indícios, são descartadas, salvo casos especiais.

C

As amostras de calha correspondem exatamente à profundidade vertical no momento de sua amostragem.

D

Agência Nacional de Petróleo específica que todos os poços exploratórios terão coleta de amostras de calha pela operadora, com um intervalo de amostragem de 3 em 3 metros nos intervalos objetivo e de 9 em 9 metros em todo o intervalo, e enviadas para a ANP.

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4005737 Ano: 2025
Disciplina: Engenharia de Petróleo
Banca: IDCAP
Orgão: PPSA

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Especialista de Petróleo e Gás - Gestão de Projetos e Contratos em Óleo e Gás
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Fundamentos de Petróleo

Segundo a resolução 867/2022, nos contratos em que haja jazida de petróleo, gás natural ou outros hidrocarbonetos fluidos que se estende além de um bloco concedido, os gastos realizados pelo titular da área, antes da data efetiva do acordo de individualização da produção: