ESTIMATIVAS DO ºAPI E VISCOSIDADE DE PETRÓLEOS DURANTE A ETAPA DE PERFURAÇÃO DE POÇOS NA BACIA DE CAMPOS, A PARTIR DE INDÍCIOS DE ÓLEOS EXTRAÍDOS DE AMOSTRAS DE CALHA E TESTEMUNHOS

Resumo

O conhecimento da qualidade do petróleo durante a perfuração tem sido de grande importância nas decisões exploratórias. Muitas das acumulações de petróleo na Bacia de Campos são resultados da mistura entre óleos biodegradados e não biodegradados, e as quantidades relativas de cada um controlam as qualidades dos óleos. A qualidade do óleo pode ser avaliada usando valores do ºAPI (escala do American Petroleum Institute) e da viscosidade, mas nem o ºAPI nem a viscosidade podem ser medidos em óleos extraídos de amostras de calha e testemunhos, devido a sua pequena quantidade. Portanto, a estimativa destes parâmetros físicos durante a perfuração tem sido muito importante para ajudar na avaliação de poços e subsidiar decisões sobre operações futuras. A cromatografia líquida de média pressão tem sido muito útil para a estimativa do ºAPI, enquanto a porcentagem de hidrocarbonetos saturados apresenta uma correlação positiva com o ºAPI, os compostos NSO (compostos heteroatômicos) mostram uma correlação inversa. A viscosidade pode ser estimada usando sua correlação com o ºAPI. Porém, para óleos com valores de ºAPImenores que 15, deve ser usada uma correlação ponderada por parâmetros geoquímicos, indicativos de biodegradação. Contudo, as melhores estimativas de ºAPI e viscosidade são obtidas pelo uso combinado de varias técnicas, como cromatografia líquida, cromatografia gasosa, e cromatografia gasosa acoplada à espectrometria de massas. O método proposto é simples, barato, produz resultados confiáveis e pode ser desenvolvido rotineiramente em um laboratório geoquímico com um custo muito baixo.