Fator Volume de Formação do Óleo (Bo)
Calcula o fator volume de formação do óleo (Bo), dividindo o volume que o óleo ocupa nas condições do reservatório pelo volume que ocupa na superfície (barris de tanque). Bo é sempre maior que 1 porque, no reservatório, o óleo está quente e com gás dissolvido, ocupando mais espaço; ao subir e perder gás e calor, encolhe. É essencial para converter volumes de reservatório em produção de superfície. Informe os volumes em condições de reservatório e de superfície.
Resultado
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Fator volume de formação do óleo (Bo)
Um barril de óleo medido lá no fundo do reservatório não dá um barril na superfície — dá menos. O fator volume de formação Bo = volume no reservatório / volume na superfície captura esse encolhimento, e é sempre maior que 1 (tipicamente 1,1 a 1,8). Por quê? No reservatório, o óleo está quente (dezenas a centenas de graus) e, crucialmente, com muito gás dissolvido sob alta pressão — como um refrigerante lacrado. Ao subir pelo poço e passar pelos separadores, ele esfria e libera o gás (que vira produção de gás separada), encolhendo o líquido que resta. O Bo é medido em laboratório por análise PVT (pressão-volume-temperatura) de amostras do fluido, e varia com a pressão (cresce até o ponto de bolha, depois cai). É indispensável para converter volumes de reservatório em barris de tanque vendáveis — aparece no cálculo do OOIP e no balanço de materiais. Informe os volumes em condições de reservatório e de superfície.
Ferramentas Relacionadas
Reservas Recuperáveis de Óleo
Calcula as reservas recuperáveis de óleo, multiplicando o óleo original in place (OOIP) pelo fator de recuperação (%). Enquanto o OOIP é o volume total presente na rocha, só uma fração é tecnicamente e economicamente extraível — essas são as reservas que de fato têm valor e entram no balanço das petroleiras. É o número que sustenta avaliações de ativos e decisões de investimento. Informe o OOIP e o fator de recuperação.
Fator de Recuperação do Reservatório
Calcula o fator de recuperação de um reservatório, FR = (Np/N)·100%, a fração do óleo original (N, ou OOIP) que será efetivamente produzida (Np). É um dos números mais importantes — e incertos — da indústria: a recuperação primária (energia natural) costuma ficar em 5–15%; com recuperação secundária (injeção de água/gás) sobe a 30–50%; e métodos avançados (EOR) podem ultrapassar. Define o valor econômico do campo. Informe a produção acumulada e o óleo original in place.
Óleo In Place (OOIP)
Calcula o volume original de óleo in place (OOIP) de um reservatório pelo método volumétrico, OOIP = 7758·A·h·φ·(1−Sw)/Boi, em barris-padrão (STB). Combina a área do reservatório (acres), a espessura porosa (ft), a porosidade (φ), a saturação de água (Sw) e o fator volume de formação do óleo (Boi). A constante 7758 converte acre-pé em barris. É a base de toda a avaliação de uma jazida de petróleo. Informe a área, a espessura, a porosidade, a saturação de água e o Boi.
Razão Gás/Óleo (GOR)
Calcula a razão gás/óleo (GOR), dividindo o volume de gás produzido pelo volume de óleo, em scf/STB (pés cúbicos-padrão por barril). É um parâmetro central da produção de petróleo: indica quanto gás acompanha o óleo, caracteriza o tipo de fluido do reservatório (óleo preto, volátil, gás-condensado) e dimensiona os equipamentos de separação na superfície. Um GOR crescente pode sinalizar a chegada da capa de gás ao poço. Informe os volumes de gás e de óleo.
Reserva Técnica de Incêndio (RTI)
Calcula o volume da reserva técnica de incêndio (RTI), V = vazão × tempo ÷ 1000, multiplicando a vazão exigida do sistema (L/min) pelo tempo de autonomia requerido (min) e convertendo para metros cúbicos. O resultado, em m³, é o volume de água que o reservatório deve manter exclusivamente reservado para o combate a incêndio — dimensionado para alimentar hidrantes e/ou sprinklers durante o tempo mínimo estabelecido pelas normas (tipicamente 30 a 60 min, conforme o risco). É um cálculo central no projeto de instalações prediais de combate a incêndio. Informe a vazão e o tempo de autonomia.
Volume de Argila pelo Raio Gama (Larionov)
Estima o volume de argila de uma formação a partir do perfil de raios gama, primeiro passo de toda avaliação petrofísica de poço. O cálculo normaliza a leitura da zona entre a areia mais limpa e o folhelho mais radioativo do intervalo, obtendo o índice de raios gama IGR = (GR − GR mínimo) ÷ (GR máximo − GR mínimo), e em seguida aplica a curva não linear de Larionov, Vsh = 0,083 × (2^(3,7 × IGR) − 1). O número devolvido é a fração do volume de rocha ocupada por argila, em porcentagem: intervalos acima de 30 a 40% costumam ser descartados como reservatório, e o valor alimenta depois as correções de porosidade e de saturação de água em areias argilosas. Foi adotada a curva de Larionov para rochas terciárias, pouco consolidadas, que é a usual em bacias sedimentares jovens; para rochas mesozoicas ou mais antigas a literatura usa Vsh = 0,33 × (2^(2 × IGR) − 1), que devolve volumes bem maiores para o mesmo IGR. Informe a leitura de raios gama da zona, a leitura mínima e a leitura máxima do intervalo.
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