Questões de Geologia da Fundação CESGRANRIO (CESGRANRIO)

A perfuração de poços de petróleo é realizada por sondas de perfuração, que são compostas por várias estruturas. Essas estruturas são divididas em sistemas, tais como os de: sustentação de cargas, movimentação de cargas, rotação, circulação de fluidos, monitoramento, segurança em superfície e geração de energia.

Fazem parte do sistema de movimentação de cargas os seguintes componentes:

• A. catarina, mesa rotativa e swivel
• B. tubo bengala, kelly e bloco de coroamento
• C. bloco de coroamento, mesa rotativa e catarina
• D. cabo de perfuração, bloco de coroamento e catarina
• E. cabo de perfuração, guincho e kelly

A completação provisória de um poço envolve testes de formação, que objetivam a identificação dos fluidos, a determinação dos parâmetros de reservatório associados à produtividade, a avaliação da extensão da jazida.

As principais ferramentas utilizadas no Teste de Formação são as cartas de

• A. densidade do óleo x tempo
• B. vazão x tempo
• C. vazão x pressão
• D. pressão x temperatura
• E. pressão x tempo

Algumas rochas apresentam, usualmente, elevados valores nas curvas de raios gama em perfis de poços.

Estão nesse caso as seguintes rochas:

• A. quartzo arenito, folhelho orgânico, grainstone oolítico e fosfato
• B. arenito arcoseano, sais de potássio, folhelho orgânico e fosfato
• C. arenito arcoseano, grainstone oolítico, sais de potássio e marga
• D. fosfato, halita, folhelho orgânico e arenito arcoseano
• E. marga, quartzo arenito, folhelho orgânico e anidrita

Quanto aos fatores texturais ou diagenéticos que influenciam a permoporosidade de rochas sedimentares, constata-se que

• A. a presença de argila de infi ltração mecânica em arenitos, mais frequente em sedimentos continentais depositados em condições de clima árido/semiárido, requer atenção, apesar de não afetar a permeabilidade de reservatórios, tendo em vista o risco de obstrução da garganta dos poros durante as operações de explotação.
• B. a porosidade nos arenitos invariavelmente decresce com o aumento da profundidade de soterramento.
• C. a cimentação precoce carbonática pode reduzir acentuadamente a porosidade de arenitos, mesmo em profundidades rasas de soterramento.
• D. folhelhos fraturados e evaporitos constituem-se nas rochas capeadoras (selantes) mais frequentes nos campos gigantes de petróleo.
• E. arenitos texturalmente imaturos tendem a apresentar valores de permoporosidade mais adequados, quando comparados a arenitos texturalmente maduros.

Considerando-se os conceitos estabelecidos na moderna análise sismoestratigráfica, as feições enumeradas de 1 a 7 na figura abaixo, respectivamente, são:

• A. 1: truncamento erosivo; 2: superfície de toplap; 3: onlap; 4: limite de sequência; 5: downlap; 6: limite de sequência; 7: onlap.
• B. 1: toplap; 2: limite de sequência; 3: onlap; 4: superfície de downlap; 5: downlap; 6: limite de sequência; 7: onlap.
• C. 1: toplap; 2: superfície de toplap; 3: onlap; 4: superfície de downlap; 5: onlap; 6: limite superfície de inundação; 7: toplap.
• D. 1: onlap; 2: limite de sequência; 3: toplap; 4: superfície de toplap; 5: toplap; 6: limite de sequência; 7: toplap.
• E. 1: onlap; 2: superfície de toplap; 3: truncamento erosivo; 4: limite de sequência; 5: downlap; 6: superfície de downlap; 7: onlap.

Em relação aos perfis de poços frequentemente utilizados em atividades exploratórias de bacias sedimentares, considere as afirmativas abaixo.

I - Informações litológicas são obtidas com frequência a partir dos perfis de raios gama, uma vez que estes permitem inferir a argilosidade de rochas sedimentares através da medida de sua radioatividade natural.

II - Os perfis de Dipmeter são ferramentas importantes na análise estrutural, pois registram a orientação espacial de superfícies internas nos poços.

III - As variações no diâmetro do poço são frequentemente determinadas através dos perfi  sônicos, pois estes medem a resistência ao fluxo de uma corrente elétrica, permitindo, assim, inferir intervalos onde as paredes do poço se encontram com diâmetros mais largos ou estreitos em relação ao diâmetro padrão do poço.

IV - Perfis de densidade são úteis na identificação de camadas de evaporitos e carbonatos compactos.

É correto o que se afirma em

• A. I, apenas.
• B. I e II, apenas.
• C. I e III, apenas.
• D. I, II e IV, apenas.
• E. I, II, III e IV.

As falhas tectônicas podem ser classificadas quanto ao ângulo de inclinação do plano de falha e também segundo o movimento relativo e o movimento aparente dos blocos de rocha, em relação ao plano de falha.

 Sendo assim, na classificação quanto aos movimentos citados, verifica-se que a(s) falha(s)

• A. de cavalgamento refere-se a uma falha inversa cujo mergulho ao plano de falha é menor que 45º, de forma que o bloco sobrejacente é empurrado, principalmente, na horizontal por cima do outro.
• B. direcional, caso o bloco do outro lado da falha esteja deslocado para a direita, causará uma falha lateral sinistral, resultante de forças de cisalhamento.
• C. reversa resulta de compressão e se associa a estiramento crustal.
• D. inversa é aquela em que as rochas sobrepostas ao plano de falha movem-se para baixo em relação às rochas sotapostas, causando um encurtamento da seção.
• E. normais indicam um comportamento dúctil das rochas, enquanto falhas inversas associam-se a um comportamento rúptil.

Os esquemas abaixo representam padrões de empilhamento de fácies durante o preenchimento de uma bacia sedimentar em três situações distintas quanto ao balanço entre o aporte sedimentar e a variação do nível relativo de mar (ou acomodação) no decorrer do tempo geológico.

Em relação a esses três esquemas, constata-se que

• A. O padrão de empilhamento do conjunto de parassequências em (I) representa um preenchimento progradacional e aponta para o aporte sedimentar, suplantando a geração de espaço de acomodação no intervalo de tempo representado.
• B. O padrão de empilhamento representado em (II) registra um arranjo progradacional do conjunto de parassequências e é indicativo de aporte sedimentar excedendo a criação de espaço deposicional.
• C. O padrão de empilhamento do conjunto de parassequências em (III) representa um preenchimento progradacional e aponta a criação de espaço deposicional excedendo o aporte sedimentar no intervalo de tempo representado.
• D. O padrão de empilhamento ilustrado em (III) registra um preenchimento retrogradacional, indicando que a taxa de criação de espaço de acomodação foi excedida pelo aporte sedimentar no intervalo de tempo representado.
• E. A taxa de criação de espaço deposicional excede o aporte sedimentar nas três situações representadas em (I), (II) e (III).

Assim como o método de produção nos poços de petróleo varia, também o design da completação vai variar em função de vários fatores técnicos e econômicos. Na completação de poços, o engenheiro deve levar em consideração vários fatores.

Dentre esses fatores, os MENOS relevantes são os(as)

• A. custos da instalação e os dos equipamentos de completação
• B. aspectos geológicos e a localização do poço
• C. impactos do retorno da produção, o custo de capital e o custo de operação dos projetos
• D. requisitos de serviço de poço, tais como monitoramento de rotina e serviço de cabeça de poço, além de linha de fluxo
• E. propriedades do fluido, a pressão e a profundidade do poço

Considerando-se os fatores que favorecem a concentração e a preservação de matéria orgânica em uma rocha sedimentar, as condições deposicionais mais adequadas para a gênese de uma rocha potencialmente geradora de hidrocarbonetos são

• A. ambiente de frente deltaica, sujeito ao retrabalhamento por ondas normais e de tempestade, e condições de fundo redutoras
• B. ambiente marinho raso de alta energia e condições de fundo oxidantes
• C. ambiente deposicional lacustre de baixa energia, alta produtividade biológica e condições de fundo oxidantes
• D. ambiente deposicional lacustre de baixa energia, alta produtividade biológica e condições de fundo redutoras
• E. ambiente deposicional fluvial de alta energia, baixa produtividade biológica e condições de fundo oxidantes