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12.4: Petróleo - Geociências

12.4: Petróleo - Geociências


Petróleo é um líquido amarelo a preto de ocorrência natural encontrado em formações geológicas abaixo da superfície da Terra, que é comumente refinado em vários tipos de combustíveis.


Figura 1. Pumpjack bombeando um poço de petróleo perto de Lubbock, Texas

É constituído por hidrocarbonetos de vários pesos moleculares e outros compostos orgânicos. O nome petróleo abrange ambos os que ocorrem naturalmente não processados óleo cru e produtos de petróleo que são feitos de petróleo bruto refinado. Um combustível fóssil, o petróleo é formado quando grandes quantidades de organismos mortos, geralmente zooplâncton e algas, são enterrados sob a rocha sedimentar e submetidos a intenso calor e pressão.

O petróleo é recuperado principalmente por meio da prospecção de petróleo (nascentes de petróleo naturais são raras). Isso vem após os estudos de geologia estrutural (em escala de reservatório), análise de bacias sedimentares, caracterização de reservatórios (principalmente em termos de porosidade e permeabilidade de estruturas de reservatórios geológicos). É refinado e separado, mais facilmente por destilação, em um grande número de produtos de consumo, desde gasolina (petróleo) e querosene até asfalto e reagentes químicos usados ​​para fazer plásticos e produtos farmacêuticos. O petróleo é usado na fabricação de uma grande variedade de materiais e estima-se que o mundo consuma cerca de 90 milhões de barris por dia.

A preocupação com o esgotamento das reservas finitas de petróleo da terra e o efeito que isso teria em uma sociedade dependente dela é um conceito conhecido como pico petrolífero. O uso de combustíveis fósseis, como o petróleo, tem um impacto negativo na biosfera da Terra, danificando ecossistemas por meio de eventos como derramamentos de óleo e liberando uma série de poluentes no ar, incluindo ozônio ao nível do solo e dióxido de enxofre de impurezas de enxofre em combustíveis fósseis.

COMPOSIÇÃO

Em seu sentido mais estrito, o petróleo inclui apenas o petróleo bruto, mas no uso comum inclui todos os hidrocarbonetos líquidos, gasosos e sólidos. Sob condições de pressão e temperatura de superfície, os hidrocarbonetos mais leves metano, etano, propano e butano ocorrem como gases, enquanto o pentano e outros mais pesados ​​estão na forma de líquidos ou sólidos. No entanto, em um reservatório de petróleo subterrâneo, as proporções de gás, líquido e sólido dependem das condições da subsuperfície e do diagrama de fases da mistura de petróleo.

Um poço de petróleo produz predominantemente petróleo bruto, com algum gás natural dissolvido nele. Como a pressão é mais baixa na superfície do que no subsolo, parte do gás sairá da solução e será recuperado (ou queimado) conforme gás associado ou solução de gás. Um poço de gás produz predominantemente gás natural. No entanto, como a temperatura e a pressão subterrâneas são mais altas do que na superfície, o gás pode conter hidrocarbonetos mais pesados, como pentano, hexano e heptano no estado gasoso. Nas condições de superfície, eles se condensam fora do gás para formar condensado de gás natural, muitas vezes abreviado para condensado. O condensado se assemelha à gasolina em aparência e é semelhante em composição a alguns óleos crus leves voláteis.

A proporção de hidrocarbonetos leves na mistura de petróleo varia muito entre os diferentes campos de petróleo, variando de até 97 por cento em peso nos óleos mais leves a tão pouco quanto 50 por cento nos óleos e betumes mais pesados.

Os hidrocarbonetos do petróleo bruto são principalmente alcanos, cicloalcanos e vários hidrocarbonetos aromáticos, enquanto os outros compostos orgânicos contêm nitrogênio, oxigênio e enxofre, e vestígios de metais como ferro, níquel, cobre e vanádio. Muitos reservatórios de óleo contêm bactérias vivas. A composição molecular exata varia amplamente de formação para formação, mas a proporção de elementos químicos varia em limites bastante estreitos, como segue:

Composição por peso
ElementoFaixa percentual
Carbono83 a 85%
Hidrogênio10 a 14%
Azoto0,1 a 2%
Oxigênio0,05 a 1,5%
Enxofre0,05 a 6,0%
Metais< 0.1%

Quatro tipos diferentes de moléculas de hidrocarbonetos aparecem no petróleo bruto. A porcentagem relativa de cada um varia de óleo para óleo, determinando as propriedades de cada óleo.

Composição por peso
HidrocarbonetosMédiaAlcance
Alcanos (parafinas)30%15 a 60%
Naftenos49%30 a 60%
Aromatico15%3 a 30%
Asfáltico6%restante

O petróleo bruto varia muito em aparência, dependendo de sua composição. Geralmente é preto ou marrom escuro (embora possa ser amarelado, avermelhado ou mesmo esverdeado). No reservatório é geralmente encontrado em associação com o gás natural, que por ser mais leve forma uma tampa de gás sobre o petróleo, e a água salgada que, sendo mais pesada do que a maioria das formas de petróleo bruto, geralmente afunda abaixo dele. O petróleo bruto também pode ser encontrado na forma semissólida misturado com areia e água, como nas areias betuminosas de Athabasca, no Canadá, onde é geralmente referido como betume bruto. No Canadá, o betume é considerado uma forma pegajosa, preta, semelhante ao alcatrão, de óleo cru, tão espesso e pesado que deve ser aquecido ou diluído antes de fluir. A Venezuela também possui grandes quantidades de petróleo nas areias petrolíferas do Orinoco, embora os hidrocarbonetos aprisionados nelas sejam mais fluidos do que no Canadá e normalmente sejam chamados de petróleo extra pesado. Esses recursos de areias betuminosas são chamados de petróleo não convencional para distingui-los do petróleo que pode ser extraído usando métodos tradicionais de poços de petróleo. Entre eles, Canadá e Venezuela contêm cerca de 3,6 trilhões de barris (570 × 109 m3) de betume e óleo extrapesado, cerca de duas vezes o volume das reservas mundiais de petróleo convencional.

O petróleo é utilizado principalmente, em volume, para a produção de óleo combustível e gasolina, importantes "energia primária" origens. 84 por cento em volume dos hidrocarbonetos presentes no petróleo são convertidos em combustíveis ricos em energia (combustíveis à base de petróleo), incluindo gasolina, diesel, jato, aquecimento e outros óleos combustíveis e gás liquefeito de petróleo. Os graus mais leves de petróleo bruto produzem os melhores rendimentos desses produtos, mas como as reservas mundiais de petróleo leve e médio estão esgotadas, as refinarias de petróleo estão cada vez mais tendo que processar petróleo pesado e betume, e usar métodos mais complexos e caros para produzir os produtos requeridos. Como os óleos crus mais pesados ​​têm muito carbono e não hidrogênio suficiente, esses processos geralmente envolvem a remoção de carbono ou adição de hidrogênio às moléculas e o uso de craqueamento catalítico fluido para converter as moléculas mais longas e complexas do óleo nas mais curtas e simples em os combustíveis.

Devido à sua alta densidade de energia, fácil transportabilidade e abundância relativa, o petróleo se tornou a fonte de energia mais importante do mundo desde meados da década de 1950. O petróleo também é a matéria-prima para muitos produtos químicos, incluindo produtos farmacêuticos, solventes, fertilizantes, pesticidas e plásticos; os 16% não usados ​​para produção de energia são convertidos nesses outros materiais. O petróleo é encontrado em formações rochosas porosas nos estratos superiores de algumas áreas da crosta terrestre. Também existe petróleo nas areias betuminosas (areias betuminosas). As reservas de petróleo conhecidas são normalmente estimadas em cerca de 190 km3(1,2 trilhão (escala curta) de barris) sem areias betuminosas, ou 595 km3 (3,74 trilhões de barris) com areias petrolíferas. O consumo está atualmente em torno de 84 milhões de barris (13,4 × 106 m3) por dia, ou 4,9 km3 por ano. O que, por sua vez, rende um suprimento de petróleo restante de apenas cerca de 120 anos, se a demanda atual permanecer estática.

FORMAÇÃO

O petróleo é um combustível fóssil derivado de antigos materiais orgânicos fossilizados, como o zooplâncton e as algas. Vastas quantidades desses restos depositaram-se no fundo do mar ou de lagos, misturando-se com sedimentos e sendo soterrados sob condições anóxicas. À medida que mais camadas se acomodam no mar ou no leito do lago, o calor intenso e a pressão aumentam nas regiões mais baixas. Esse processo fez com que a matéria orgânica se transformasse, primeiro em um material ceroso conhecido como querogênio, que é encontrado em vários xistos betuminosos ao redor do mundo, e depois com mais calor em hidrocarbonetos líquidos e gasosos por meio de um processo conhecido como catagênese. A formação de petróleo ocorre a partir da pirólise de hidrocarbonetos em uma variedade de reações principalmente endotérmicas em alta temperatura e / ou pressão.


Figura 2. Fonte de petróleo natural em Korňa, Eslováquia

Havia certos ambientes quentes ricos em nutrientes, como o Golfo do México e o antigo Mar de Tétis, onde as grandes quantidades de material orgânico caindo no fundo do oceano excediam a taxa de decomposição. Isso resultou em grandes massas de material orgânico sendo enterradas sob depósitos subsequentes, como xisto formado de lama. Este enorme depósito orgânico mais tarde foi aquecido e transformado sob pressão em óleo.

Os geólogos costumam se referir à faixa de temperatura na qual o óleo se forma como uma “janela de óleo” - abaixo da temperatura mínima, o óleo permanece preso na forma de querogênio e, acima da temperatura máxima, o óleo é convertido em gás natural por meio do processo de craqueamento térmico. Às vezes, o óleo formado em profundidades extremas pode migrar e ficar preso em um nível muito mais raso. As areias petrolíferas de Athabasca são um exemplo disso.

Um mecanismo alternativo foi proposto por cientistas russos em meados da década de 1850, a origem abiogênica do petróleo, mas isso é contradito pelas evidências geológicas e geoquímicas.

RESERVATÓRIOS

Reservatórios de petróleo bruto

Três condições devem estar presentes para os reservatórios de óleo se formarem: uma rocha fonte rica em material de hidrocarbonetos enterrada profundamente o suficiente para que o calor subterrâneo o transforme em óleo, uma rocha reservatório porosa e permeável para se acumular e uma rocha de cobertura (selo) ou outro mecanismo que o impede de escapar para a superfície. Dentro desses reservatórios, os fluidos normalmente se organizam como um bolo de três camadas com uma camada de água abaixo da camada de óleo e uma camada de gás acima dela, embora as diferentes camadas variem em tamanho entre os reservatórios. Como a maioria dos hidrocarbonetos é menos densa do que a rocha ou a água, eles frequentemente migram para cima através das camadas de rocha adjacentes até atingir a superfície ou ficar presos em rochas porosas (conhecidas como reservatórios) por rochas impermeáveis ​​acima. No entanto, o processo é influenciado por fluxos de água subterrânea, fazendo com que o óleo migre centenas de quilômetros horizontalmente ou mesmo curtas distâncias para baixo antes de ficar preso em um reservatório. Quando os hidrocarbonetos são concentrados em uma armadilha, forma-se um campo de petróleo, do qual o líquido pode ser extraído por perfuração e bombeamento.

As reações que produzem petróleo e gás natural são freqüentemente modeladas como reações de quebra de primeira ordem, onde os hidrocarbonetos são decompostos em petróleo e gás natural por um conjunto de reações paralelas, e o petróleo eventualmente se transforma em gás natural por outro conjunto de reações. Este último conjunto é utilizado regularmente em plantas petroquímicas e refinarias de petróleo.

Poços são perfurados em reservatórios de petróleo para extrair o petróleo bruto. Os métodos de produção de “levantamento natural” que dependem da pressão natural do reservatório para forçar o óleo à superfície são geralmente suficientes por um tempo depois que os reservatórios são explorados pela primeira vez. Em alguns reservatórios, como no Oriente Médio, a pressão natural é suficiente por um longo tempo. A pressão natural na maioria dos reservatórios, no entanto, eventualmente se dissipa. Em seguida, o óleo deve ser extraído usando meios de "elevação artificial". Com o tempo, esses métodos “primários” tornam-se menos eficazes e podem ser usados ​​métodos de produção “secundários”. Um método secundário comum é "inundação" ou injeção de água no reservatório para aumentar a pressão e forçar o óleo para o poço perfurado ou "furo de poço". Eventualmente, métodos "terciários" ou "aprimorados" de recuperação de óleo podem ser usados ​​para aumentar as características de fluxo do óleo, injetando vapor, dióxido de carbono e outros gases ou produtos químicos no reservatório. Nos Estados Unidos, os métodos de produção primária respondem por menos de 40% do óleo produzido diariamente, os métodos secundários respondem por cerca de metade e a recuperação terciária pelos 10% restantes. A extração de óleo (ou "betume") de depósitos de óleo / areia de alcatrão e xisto betuminoso requer mineração da areia ou xisto e aquecê-lo em um recipiente ou retorta, ou usando métodos "in situ" de injeção de líquidos aquecidos no depósito e bombeamento o líquido saturado de óleo.

Reservatórios de petróleo não convencionais

Bactérias comedoras de óleo biodegradam o óleo que escapou para a superfície. As areias betuminosas são reservatórios de óleo parcialmente biodegradado ainda em processo de escape e biodegradação, mas contêm tanto óleo migratório que, embora a maior parte dele tenha escapado, grandes quantidades ainda estão presentes - mais do que pode ser encontrado em reservatórios de óleo convencionais. As frações mais leves do petróleo bruto são destruídas primeiro, resultando em reservatórios contendo uma forma extremamente pesada de petróleo bruto, chamada de betume bruto no Canadá, ou petróleo bruto extrapesado na Venezuela. Esses dois países têm os maiores depósitos de areias petrolíferas do mundo.

Por outro lado, os xistos betuminosos são rochas geradoras que não foram expostas ao calor ou à pressão por tempo suficiente para converter seus hidrocarbonetos aprisionados em petróleo bruto. Tecnicamente falando, os xistos betuminosos nem sempre são xistos e não contêm petróleo, mas são rochas sedimentares de grãos finos contendo um sólido orgânico insolúvel denominado querogênio. O querogênio na rocha pode ser convertido em petróleo bruto usando calor e pressão para simular processos naturais. O método é conhecido há séculos e foi patenteado em 1694 sob a Patente da Coroa Britânica nº 330, cobrindo, "Uma maneira de extrair e fazer grandes quantidades de breu, alcatrão e óleo de uma espécie de pedra." Embora o xisto betuminoso seja encontrado em muitos países, os Estados Unidos têm os maiores depósitos do mundo.

PERGUNTAS PARA REFLEXÃO

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O Escritório de Relações Internacionais organizará uma reunião digital de boas-vindas, desejando aos alunos as boas-vindas à Noruega e à NTNU. Haverá diversão, saudações e dicas e truques. A sessão será transmitida ao vivo - uma gravação estará disponível.

Quando: 13h - 15h GMT + 2
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O Escritório de Relações Internacionais organizará uma reunião de informação digital e perguntas e respostas online sobre como se inscrever para cursos, exames e outros assuntos práticos da NTNU. Esta sessão será transmitida ao vivo - uma gravação estará disponível.

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Dia da 'introdução' - 17 de agosto

Net-to-gross implícito na caracterização petrofísica de reservatórios de camada fina

Um novo fluxo de trabalho foi elaborado para caracterizar as propriedades petrofísicas de duas fácies logarítmicas heterolíticas de camada fina de um reservatório de turbidita. A metodologia é baseada em uma técnica de modelagem publicada que permite uma reconstrução extremamente precisa das heterogeneidades do reservatório litológico e sedimentológico em escala fina e uma integração completa de dados petrofísicos de plugs de núcleo.

Um grande número de modelos de rocha em escala fina (grades geométricas) são: (1) gerados estocasticamente para investigar a variabilidade das características sedimentológicas observadas nos testemunhos e (2) populados estocasticamente com valores de porosidade e permeabilidade dos componentes litológicos puros (arenito, siltito e lamito) para gerar grades petrofísicas. As grades petrofísicas são posteriormente aumentadas usando técnicas analíticas e baseadas em fluxo, proporcionando assim distribuições de porosidade, permeabilidade horizontal e permeabilidade vertical que são posteriormente analisadas para caracterizar as fácies log acima mencionadas.

Os resultados obtidos usando este fluxo de trabalho são exaustivos, no sentido de que implicitamente levam em consideração todas as faixas possíveis de variação de litologias de ‘reservatório líquido’ (arenito e siltito) e ‘não reservatório líquido’ (lamito). O uso de net-to-gross na caracterização petrofísica é, portanto, redundante.


Modelagem tridimensional de canais turbidíticos empilhados na África Ocidental: impacto nas simulações dinâmicas de reservatórios

O exame do histórico de produção de campos de hidrocarbonetos compostos de depósitos de turbidita indica que o comportamento do fluxo de fluido é frequentemente mais complexo do que o esperado. A causa está comumente ligada à presença de heterogeneidades sedimentares em escala fina, que complicam o reservatório. Isso é especialmente verdadeiro no caso de complexos de canais submarinos turbidíticos com estágios finais de preenchimento de canais compostos de depósitos de migração lateral. Essas heterogeneidades em escala fina estão geralmente abaixo da resolução sísmica e raramente são representadas em modelos de reservatório iniciais projetados para tais campos. Assim, é difícil combinar o histórico de produção ou identificar métodos para melhorar a produção e reduzir os riscos associados.

Os vários padrões de deposição reconhecidos na migração de canal e pacotes de agregação da Formação Oligocene Malembo da Bacia do Congo, offshore de Angola, exibem diferentes respostas dinâmicas quando modelados em um simulador de reservatório. Essas diferenças dinâmicas estão relacionadas às diferentes taxas de preservação de sedimentos de colapso de bancos dentro de corpos de canais isolados, doravante denominados "canais elementares". De acordo com essas diferenças de preservação, o padrão de empilhamento vertical de canais resulta em melhor conectividade do que a verdadeira migração lateral. Este efeito foi incorporado a um modelo de simulação de campo completo aplicando métodos de aumento de escala petrofísicos. O reconhecimento e a modelagem de heterogeneidades sedimentológicas detalhadas e sua distribuição ao longo de modelos de campo total produzem uma melhor correspondência histórica quando as incertezas inerentes são levadas em consideração.

Incorporar todos os dados e conceitos disponíveis para definir a arquitetura do reservatório é essencial para a compreensão do impacto que as heterogeneidades em escala fina têm no gerenciamento do reservatório. Como a extensão lateral e a distribuição de área das heterogeneidades ainda são desconhecidas, nosso fluxo de trabalho de modelagem incorpora incerteza na forma de múltiplas realizações para identificar e medir todas as incertezas que podem impactar a resposta dinâmica.


Conectividade de reservatórios canalizados: uma abordagem de modelagem

A conectividade representa uma das propriedades fundamentais de um reservatório que afeta diretamente a recuperação. Se uma parte do reservatório não estiver conectada a um poço, ele não pode ser drenado. A conectividade do geocorpo ou do corpo de areia é definida como a porcentagem do reservatório que está conectada, e a conectividade do reservatório é definida como a porcentagem do reservatório que está conectada aos poços.

Estudos anteriores consideraram principalmente aspectos matemáticos, físicos e de engenharia da conectividade. No presente estudo, a estratigrafia de conectividade é caracterizada por meio de modelos geoestatísticos 3D simples. Com base nesses estudos de modelagem, a conectividade estratigráfica é boa, geralmente maior que 90%, se a relação líquido: bruto, ou fração de areia, for maior que cerca de 30%. Na rede: valores brutos inferiores a 30%, há uma diminuição rápida da conectividade em função da rede: bruta. Este comportamento entre net: gross e conectividade define uma "curva S" característica, em que a conectividade é alta para net: valores brutos acima de 30%, então diminui rapidamente e se aproxima de 0.

Os fatores de configuração do poço que podem influenciar a conectividade do reservatório são a densidade do poço, a orientação do poço (vertical ou horizontal horizontal paralela aos canais ou perpendicular) e o comprimento das zonas de completação. A conectividade do reservatório em função da rede: bruta pode ser melhorada por vários fatores: presença de fácies arenosa sobre a margem, deposição de canais em um cinturão de canais, deposição de canais com altas relações largura / espessura e deposição de canais durante taxas variáveis ​​de agregação de várzea. A conectividade pode ser reduzida substancialmente em reservatórios bidimensionais, em visualização de mapa ou em seção transversal, por efeitos de suporte de volume e por heterogeneidades estratigráficas. É bem conhecido que em duas dimensões, a zona em cascata para a 'curva S' da rede: bruta traçada contra a conectividade ocorre em cerca de 60% líquido: bruta. Generalizando esse conhecimento, sempre que um reservatório pode ser considerado como "bidimensional", a conectividade deve seguir a "curva S" 2D. Para reservatórios canalizados na visualização do mapa, isso ocorre com canais retos e paralelos. Este efeito 2D também pode ocorrer em reservatórios em camadas, onde folhas finas canalizadas são separadas verticalmente por horizontes de lamito de vedação. Evidências de comportamento de transição 2D para 3D são apresentadas neste estudo. À medida que o volume bruto da rocha de um reservatório é reduzido (por exemplo, por compartimentação de falha) em relação ao tamanho do elemento de deposição (por exemplo, o corpo do canal), há menos vias de conexão potenciais. A falta de volume de suporte cria incerteza adicional na conectividade e pode reduzir substancialmente a conectividade. A conectividade também pode ser reduzida por cortinas de mudstone contínuas ao longo da base das superfícies do canal, por leitos de mudstone que são contínuos dentro dos depósitos do canal ou estratificação heterolítica inclinada lamacenta. Finalmente, a conectividade pode ser reduzida pelo empilhamento "compensacional" de depósitos de canal, em que os canais evitam amalgamação com outros depósitos de canal. Outros fatores foram estudados para lidar com o impacto na conectividade, incluindo o tipo de programa de modelagem, a presença de canais cheios de xisto e a modelagem hierárquica aninhada.

A maioria dos fatores estratigráficos que afetam a conectividade do reservatório pode ser tratada por estudos geológicos cuidadosos do núcleo disponível, perfil do poço e dados sísmicos. A incerteza restante pode ser resolvida construindo modelos geológicos 3D.


Geociências do Petróleo

A Escola de Geociências é líder em pesquisa e educação em petróleo desde sua fundação. Conduzimos pesquisas básicas e aplicadas que envolvem estudos integrados de sistemas petrolíferos por meio de análise de bacias, caracterização e modelagem de reservatórios e interpretação sísmica 3-D.

Integramos dados e métodos geológicos, geoquímicos e geofísicos para avaliar a evolução tectônica, maturidade térmica e potencial petrolífero de bacias sedimentares. Professores e alunos estão interessados ​​nos controles que a estrutura, estratigrafia e sedimentologia desempenham em relação à arquitetura do reservatório, heterogeneidade de propriedades litológicas e petrofísicas e desempenho do reservatório. Nossa pesquisa emprega uma ampla gama de ferramentas de interpretação e fluxos de trabalho, desde análise sísmica multiatributo, geoestatística, aprendizado de máquina e geomorfologia sísmica até modelagem física de rocha.

Abaixo estão algumas das subdisciplinas específicas nas quais nos concentramos. Visite as páginas vinculadas do corpo docente para projetos específicos e entre em contato com eles para obter mais informações.


Empregos em geociências de petróleo

Geofísico de desenvolvimento sênior

Integração de dados geofísicos relevantes, incluindo interpretações, modelos de física de rocha e dados 4D, levando à identificação e maturação de alvos de perfuração em campo e perto de campo e produção.

Geofísico de desenvolvimento sênior

Empregador em Destaque

Integração de dados geofísicos relevantes, incluindo interpretações, modelos de física de rocha e dados 4D, levando à identificação e maturação de alvos de perfuração em campo e perto de campo e produção.

ENGENHEIRO DE SISTEMAS (SUBSURFACE SOL)

Empregador em Destaque

Departamento INFORMAÇÃO & TECNOLOGIA DE COMUNICAÇÃO Título ENGENHEIRO DE SISTEMAS (SUBSURFACE SOL) Objetivo principal dos Serviços de Gerenciamento de Trabalho e participação em Projetos e Programas relacionados ao Subsuperfície (Geociências,.

Geomodelador (Consultor II-Hal Consulting)

Empregador em Destaque

uma. Interpretação geológica, interpretação sísmica e mapeamento. b. Análise e correlações de registros de poços. c. Construir modelos de estrutura estrutural. d. Construa modelos estáticos empilhados que capturarão os diferentes.

Engenheiro de intervenção de poços

Empregador em Destaque

Engenheiro de Intervenção em Poços PRINCIPAIS ATIVIDADES: Otimizar práticas seguras de trabalho no desenvolvimento de programas operacionais em conformidade com as Normas da Empresa. Familiarize-se com derrogações e gerenciamento de mudanças.

Engenheiro de intervenção de poços

Otimizar práticas seguras de trabalho no desenvolvimento de programas operacionais em conformidade com as Normas da Empresa. Esteja familiarizado com as derrogações, gestão de mudanças e regras da empresa. Faça a ligação com o Poço.

Engenheiro de sistemas de subsuperfície

Empregador em Destaque

A Petroplan está procurando contratar um engenheiro de sistema de subsuperfície para trabalhar no Catar para uma grande operadora de petróleo e gás. Você precisará vir de uma sólida experiência em tecnologia de perfuração para aplicar. Para o papel que você.

Consultor de Vendas Tecnológicas

Empregador em Destaque

Fornecer suporte técnico avançado e consultoria ao software Landmark Geosciences, preparar e propor workflows para caracterização de reservatórios, geologia e análises petrofísicas. Faça apresentações técnicas.


A contribuição feita para a instabilidade do penhasco por depósitos de cabeça na área costeira de Dorset oeste

No oeste da área costeira de Dorset, os materiais superficiais incluem depósitos de topo que, pela natureza de sua origem, são variáveis ​​em estrutura e composição. Dois grandes tipos são reconhecidos dependendo da proveniência do constituinte predominante: Cabeça do Cretáceo e Cabeça de Lias. A cabeça do Cretáceo foi provavelmente formada próximo ou no final do estágio Devensiano do Pleistoceno Superior. Onde os dois tipos de depósito de cabeça são sobrepostos, a cabeça do cretáceo sempre fica acima da cabeça de Lias.

Em muitas encostas, Lias Head tem expressão topográfica como formas lobadas de folha que são freqüentemente mascaradas por uma manta de Cretaceous Head. A alta permeabilidade da Cabeça do Cretáceo juntamente com a baixa resistência da Cabeça de Lias produzem taludes que apresentam condições potencialmente instáveis ​​para profundidades de até 4 m abaixo da superfície do solo.

Três tipos menores de instabilidade são gerados nos próprios depósitos da cabeça: movimentos de translação superficiais, deslizamentos de bloco e deslizamentos rotacionais superficiais. Além disso, a alta permeabilidade da Cabeça do Cretáceo permite que a água seja introduzida nas áreas subjacentes, facilitando assim o desenvolvimento de instabilidades nas formações sólidas abaixo. Isso resulta em um mecanismo de recuo do topo da falésia que é bastante independente da erosão da falésia.

Os eventos em locais em Lyme Regis e Charmouth são resumidos para ilustrar o perigo apresentado por depósitos de cabeça em áreas de topo de penhasco.


Resumo

Tomando depósitos de lóbulos de turbidita como exemplo, os tipos e mecanismos de formação de amalgamação de arenito foram discutidos, as indicações de amalgamações de arenito para o ambiente sedimentar e o padrão de empilhamento de corpos de areia foram investigados e a "razão de amalgamação" foi empregada para descrever quantitativamente o grau de arenito amalgamação. A amálgama de arenito é um fenômeno sedimentológico comum em depósitos clásticos dominados por areia / lama, que geralmente consiste em dois processos: erosão de barreiras de argilito entre arenitos e amálgama de camadas de arenito que foram previamente separadas pelas barreiras de argilito. A análise estatística sugere que a proporção de amálgama varia muito em diferentes níveis hierárquicos. Com base nessas análises, três conjuntos de modelos conceituais de lóbulo 3D com NTG (razão líquida para bruto) e tamanhos de leito idênticos, mas hierarquias diferentes e razão de amálgama diferente usando uma abordagem de modelagem baseada em objeto. A análise de conectividade estática desses modelos sugere que quanto mais níveis hierárquicos estão envolvidos, pior a conectividade o modelo tem para modelos com configurações hierárquicas idênticas, quanto maior a razão de amálgama, melhor a conectividade.


Introdução

1.1.6 Teoria Geológica de Hidrocarbonetos de Águas Profundas

A pesquisa em geologia de petróleo marinha profunda examina as regras de formação, distribuição e enriquecimento de petróleo em mares com profundidades de água contemporâneas maiores que 300 m, incluindo águas ultraprofundas (& gt3000 m de profundidade) e depósitos em águas profundas. Progresso importante foi feito recentemente na teoria geológica do petróleo profundo com respeito ao tipo de bacia, sistema petrolífero e acumulação de petróleo. As bacias de águas profundas mundiais podem ser agrupadas em quatro tipos: bacias com leitos dúcteis para os quais os sedimentos são fornecidos por grandes bacias de rios com leitos dúcteis para os quais os sedimentos são fornecidos por bacias de pequenos rios sem leitos dúcteis para os quais os sedimentos são fornecidos por pequenos rios e bacias com reservatórios de água não profundos. Até o momento, cerca de 75% das reservas mundiais de petróleo em águas profundas são encontradas nos dois primeiros tipos. Os reservatórios de águas profundas, normalmente assentados em arenitos de águas profundas neozóicos e apresentando alta porosidade e permeabilidade, propriedades diagenéticas pobres e baixa continuidade, contribuem com cerca de 90% das reservas de águas profundas descobertas. Eles também contêm grandes reservatórios de bancos de recifes carbonáticos. Os reservatórios de óleo e gás são predominantemente tectônico-estratigráficos (66%), seguidos por tectônicos (25%) e estratigráficos (9%). Mudstone ou caprock de gesso é um pré-requisito importante para a preservação desses reservatórios. Rochas jurássicas e paleogênicas são rochas geradoras principais altamente eficientes. As rochas geradoras da maioria das bacias de águas profundas amadurecem nos últimos anos e são caracterizadas principalmente por acúmulo próximo à fonte e migração vertical, favorecendo o acúmulo e a preservação de óleo e gás.

A construção de um modelo de estratigrafia de sequência de sistema em águas profundas (Mutti, 1985 Vail et al., 1987 Galloway, 1989) um mecanismo de deposição em águas profundas (Posamentier, 1991 Weimer e Link, 1991) teorias de fluxo gravitacional e o processo de deposição (Lowe, 1982 Mutti et al., 1999 Kneller e Buckee, 2000) desenvolvimento de canais de água, lençóis de areia, leques submarinos, transporte massivo e deslizamentos de terra submarinos em reservatórios de águas profundas depósitos naturais de enchimento de diques (Slatt et al., 1999 ) e areia mista de águas profundas (Hurst et al., 2003) impulsionou a previsão e a exploração de petróleo e gás de reservatórios sedimentares em áreas baixas de águas profundas.

Cerca de 40% das principais descobertas de petróleo desde 2000 ocorreram em áreas de águas profundas. Somente na Bacia de Santos, em águas profundas, foram descobertos mais de 10 grandes campos de petróleo e gás de classe mundial, totalizando uma reserva recuperável de mais de 50 × 10 8 t. As zonas offshore de águas profundas no Brasil, Golfo do México (Estados Unidos) e África Ocidental se tornaram pontos críticos para a exploração de petróleo em águas profundas e são conhecidas como o “triângulo dourado” para a exploração de petróleo em águas profundas. A futura exploração de petróleo em águas profundas se concentrará principalmente na exploração contínua em seis áreas: bacias de petróleo descobertas, bacias não perfuradas com leitos dúcteis, planícies abissais ultraprofundas, margens continentais de águas profundas sem estruturas, fendas / zonas de transição / margens continentais ativas, e zonas de perfuração mais profundas (Pettingill e Weimer, 2002). A zona de águas profundas do Mar da China Meridional, que é rica em recursos de petróleo e gás, também tem as condições geológicas adequadas para abrigar grandes campos de petróleo e gás, com muitos grandes campos de petróleo e gás em águas profundas já descobertos lá. No entanto, a China continua muito atrás de outros países em termos de tecnologias e metodologias de petróleo em águas profundas. Despite our poor understanding of deep-water petroleum accumulation and the limited amount of exploration, deep-water zones represent a strategic future replacement for conventional large oil and gas fields.


Assista o vídeo: Microfósseis, o que são?