RESUMO AV1

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O petróleo era conhecido na antiguidade, devido a exsudações e afloramentos frequentes no Oriente Médio. Já era valorizado 
como produto comercial, sendo conhecido como Óleo-de-Pedra”, “Óleo-Mineral” e “Óleo-de Nafta”. 
Upstream: Tratamento de efluentes e controle do meio ambiente, Descobertas de jazidas; Engenharia de perfuração de um 
poço de petróleo; 
Petróleo: É uma substância viscosa, menos densa que a água, com cheiro característico e de cor variando entre o negro e o 
castanho. 
Teoria Inorgânica: depósitos profundos de hidrocarbonetos aprisionados durante a formação do planeta. A centena de 
quilômetros de profundidade as moléculas de hidrocarbonetos (principalmente metano) migram do manto para a crosta 
ocorrendo complexação das moléculas. 
 
Teoria Orgânica: Se forma a partir de substâncias orgânicas procedentes da superfície terrestre (detritos orgânicos), que 
seriam soterrados. 
- Os constituintes do petróleo são divididos em duas classes: Hidrocarbonetos propriamente ditos e Não hidrocarbonetos: 
derivados orgânicos sulfurados, oxigenados, nitrogenados e orgânicos metálicos. 
- Os hidrocarbonetos presentes no óleo cru podem ser agrupados e classificados como: Alcanos, n-alcanos ou parafinas; Ciclo 
alcanos ou HC’s naftênicos; Aromáticos. 
 
- Hidrocarbonetos do petróleo: parafínicos, naftênicos, aromáticos, asfálticos. 
- Tipos de compostos de não hidrocarbonetos: sulfurados, nitrogenados, oxigenados, organometálicos, resinas, asfaltenos. 
- Classificação do petróleo: Classe parafínica, Classe parafínico-naftênica; Classe naftênica, Classe aromática-intermediária, 
Classe aromático-naftênico, Classe aromático-asfáltica. 
- Em relação ao teor de Enxofre (S) na amostra, temos duas classificações: Petróleos “Doces” (sweet): teor de enxofre < 
0,5 % de sua massa e Petróleos “Ácidos” (sour): teor de enxofre > 0,5% de sua massa. 
- Grau API: escala hidrométrica idealizada pelo American Petroleum Institute, juntamente com a National Bureau of Standard 
se utilizada para medir a densidade relativa de líquidos; 
- O grau de API permite classificar o petróleo em: petróleos, leves, médios, pesados, extra-pesados. 
- Viscosidade: a viscosidade mede as forças internas de atrito do fluido em movimento, ou a perda de carga em tubulações. 
Quanto mais viscoso for o petróleo, mais energia será demandada para movimentação do petróleo. 
- Teor de sais e sedimentos: este teor afeta basicamente o refino devido à formação de depósitos e de corrosão. 
- Total Acid Number (TAN) ou Número de Acidez Total: índice que mede a acidez naftênica do petróleo. 
- Ácidos naftênicos podem atacar as unidades da refinaria: - Investir no tratamento de carga da refinaria; -Diluir a carga 
com óleos não-ácidos; -Investir em metalurgia. 
- Petróleo: originado da matéria orgânica (MO) depositada junto com os se dimentos. 
- MO marinha: praticamente microorganismos e algas que formam o fitoplâncton e que foram depositados sem sofrer 
oxidação. 
- MO vegetal: Também pode originar petróleo, porém não é bem preservada devido ao meio oxidante onde vivem. 
- O petróleo é gerado na Rocha Geradora, e se desloca para outra, a Rocha Reservatório, onde se acumula. Explicações: 
Expulsão da água da rocha pela compactação, que arrastaria o óleo OU microfraturamento das rochas geradoras. 
- Migração Primária: Expulsão do óleo da Rocha Geradora 
- Migração Secundária: Percurso ao longo de uma rocha porosa e permeável até ser contido por uma armadilha geológica. 
- Rocha Geradora: deve possuir MO em quantidade e qualidade adequadas → evolução térmica necessária para degradação 
do querogênio. 
- Querogênio do tipo I: constituído predominantemente por cadeias alifáticas, com poucos núcleos aromáticos. Rico em 
hidrogênio (altarazãoH/C), é derivado principalmente de lipídios de origem algálica. 
- Querogênio do tipo II: contém uma maior proporção de núcleos aromáticos, anéis naftênicos e grupos funcionais 
oxigenados. Consequentemente, é mais pobre em hidrogênio e mais rico em oxigênio do que o querogênio do tipoI. 
- Querogênio do tipo III: constituído predominantemente por núcleos aromáticos e funções oxigenadas, como poucas cadeias 
alifáticas. Apresenta baixos valores para a razão H/C e altos valores de O/C. Derivado de matéria orgânica de origem terrestre. 
- Rocha Reservatório: rocha de qualquer natureza, desde que possua espaços vazios no interior (porosidade) e que estes 
vazios estejam conectados (permeabilidade). De maneira geral, ela é composta de grãos, ligados uns aos outros pelo chamado 
cimento, juntamente com a matriz, um material muito fino. 
- Porosidade (φ): espaços vazios no interior da rocha. É medida a partir de ensaios em laboratório com amostras da rocha ou 
através de perfis elétricos. 
- Porosidade ABSOLUTA e EFETIVA: depende dos poros interconectados. 
- Permeabilidade (k): é a capacidade da rocha de transmitir fluido, dependendo principalmente da quantidade, geometria e 
grau de conectividade dos poros. 
- Rocha Selante ou Capeadora: para que se dê a acumulação de petróleo, existe a necessidade de que alguma barreira se 
interponha no seu caminho→ rocha selante→ baixa permeabilidade. 
- Plasticidade: manter a condição selante mesmo sobre efeitos de deformação. 
- Aprisionamento do petróleo -Trapas: Outra característica necessária para a formação de um reservatório de petróleo é a 
existência de armadilhas ou trapas. Define-se como armadilha toda e qualquer estrutura rochosa em profundidade, com 
espaço geométrico definido e dimensões significativas que sejam capazes de reter petróleo. 
- As armadilhas estruturais são resultado de dobras ou falhas na rocha, ou seja, correspondem a regiões em que a crosta 
esteve sujeita a compressão horizontal. 
- Água: A maioria dos reservatórios ocorre devido a formações sedimentares, originalmente perto ou no mar. O petróleo em 
formação desloca parte dessa água. Geralmente há água distribuída no reservatório e água adicional livre. 
- Óleo: Não se mistura naturalmente com a água e desloca grande parte desta para baixo no reservatório. Um filme de água, 
no entanto, normalmente adere ou é adsorvido pelo material rochoso dos poros. 
- Gás Natural: A energia suprida pelo gás sob pressão é a mais valiosa força direcionando a saída de óleo. 
- Gás em solução: Nas condições de reservatório (↑P e ↑T), o GN estará em solução no óleo. Quando o óleo vem à superfície 
(↓P) o gás abandona a solução. 
- Gás livre (não dissolvido no óleo): Tende a se acumular na porção estrutural mais elevadado reservatório (capa de gás). 
Enquanto houver capa, o óleo no reservatório permanecerá saturado com gás em solução. Gás dissolvido a baixa a 
viscosidade do óleo, tornando mais fácil o fluxo do óleo para cima. 
- Craqueamento Térmico: O craqueamento térmico é consequência do aumento de temperatura do reservatório devido à 
subsidência, mudança do gradiente geotérmico ou influência de intrusões ígneas. Resulta no aumento da proporção dos 
hidrocarbonetos leves em relação aos mais pesados. Sob temperaturas muito elevadas, o petróleo é transformado 
basicamente em metano e um resíduo carbonoso. 
- Desasfaltenização: precipitação dos asfaltenos causada pela dissolução de grandes quantidades de gás e/ou 
hidrocarbonetos leves no petróleo acumulado. 
- Biodegradação: processo de alteração do petróleo pela ação de bactérias. 
- Existem três mecanismos naturais para o fluxo espontâneo do petróleo até a superfície: gás dissolvido, capa de gás e 
empuxo de água. 
- Propriedades básicas da rocha: porosidade, compressibilidade, saturação, permeabilidade absoluta, efetiva e relativa. 
- Compressibilidade: ao ser retirado uma certa quantidade de fluidos do interior da rocha, a pressão cai e os poros têm seu 
volume reduzido. 
- Saturação: como os poros da rocha contém água, para estimar a quantidade dos fluidos temos que conhecer o percentualde 
cada fluido nos poros. 
- Permeabilidade absoluta: é a medida da capacidade da rocha permitir o fluxo de fluido. Quando existe apenas um fluido 
saturando a rocha, pode-se obter a permeabilidade absoluta (lei de Darcy). 
- Permeabilidade efetiva: a rocha reservatório contém sempre dois ou mais fluidos e a permeabilidade absoluta não é 
suficiente para medir a facilidade de cada um dos fluidos se movimentar. 
- Permeabilidade relativa: é a permeabilidade efetiva normalizada, ou seja, dividida pela permeabilidade absoluta. Ao 
resultado da normalização dá-se o nome de “permeabilidade relativa”. 
- Mobilidade: Define-se como sendo a relação entre a sua permeabilidade efetiva e a sua viscosidade. Quanto maior for a 
razão de mobilidades menor será a eficiência de deslocamento do óleo, porque a água, por ter maior mobilidade, tende a 
“furar” o banco de óleo criando caminhos preferenciais entre os poços injetores e os produtores.