FORMAÇÃO BARRA DE ITIÚBA

Formação Barra de itiúba

DANTAS, Cleiton dos Santos ^[1] - UNIT

Nunes, Geice Vânia dos Santos ^[2] - UNIT

SILVA, Hugson Batista da ^[3] – UNIT

NASCIMENTO, Ivan dos Santos^[4] - UNIT

Grupo de Trabalho – Grupo 1

Agência Financiadora: não contou com financiamento

Introdução

A Formação Barra de Itiúba (BIT) pertence as fases pré-rift e rifte da Bacia e está englobada no intervalo entre o Berriasiano e o Mesobarremiano – Cretáceo. A discordância pré-Aratu (Feijó, 1992) que divide as unidades do Andar Rio da Serra e Aratu (Figura 2), marca o fim da fase pré-rifte, colocando a unidade basal da Formação BIT (Andar Rio da Serra), como pertencente a este estágio de evolução da bacia. As unidades superiores da Formação BIT são registros da fase rifte. Segundo Feijó (1992), a discordância se caracteriza no registro sedimentar pelo brusco aumento na razão arenito/folhelho, e a detecção se dá especialmente pelo método bioestratigráfico, face à ausência das subzonas NRT 004.3 a 004.5 (aproximadamente 4Ma sem registro) em toda a Bacia de Alagoas.

Na área de estudo, ocorrem dominantemente sedimentos siliciclásticos de granulometria fina que compõem sucessões cíclicas e fácies de lago, prodelta, planície deltaica e de frente deltaica. As espessas sucessões são predominantemente clásticas e constituídas na base por fácies lacustres que gradam até as fácies deltaicas (no topo descrito), desenvolvendo uma seqüência do tipo granocrescente ascendente. Estas associações de fácies descritas na área de estudo, exceto a de prodelta, coincidem com associações da Seqüência IIA descrita por Chiossi (1997).

Objetivos

• Verificar a lei de Hooke;
• Construir um dinamômetro;
• Determinar a massa de um corpo desconhecido.

Metodologia

Através destas fórmulas foram obtidos o volume total, volume do reservatório e por consequência volume remanescente.

Volume Total:

Voip = A*h*Φ*So/Bo

Onde,

A= área do poço

h= altura do poço

Φ= porosidade

So= saturação do óleo

Bo= fator de volume de formatação do óleo

Pe= pressão estática

Qi= Permeabilidade inicial

Fr= fator de recuperação

Volume de recuperação:

Fr= Vr/Voip

Onde,

Fr= fator de recuperação

Voip= Volume Total

Resultados e Discussões

Os resultados são:

Voip= 12.240.000 m³

Vr= 306.000 m³

Vrem.= 9.180.000 m³

O volume total do óleo é de 12.240.000 m³, mas não  consegue-se retirar todo o volume. O volume de reservatório é calculado para saber quanto o reservatório é capaz de produzir sem nenhum tipo de estimulação de elevação que no caso é de 306.000 m³,cerca de 25%. E o volume remanescente de 9.180.000 m³ é o que fica no reservatório

Considerações Finais

Com base nos cálculos percebe-se uma grande quantidade de óleo, mas que não consegue ser aproveitado, já que só 25% de óleo é produzido. Para retirar esse volume remanescente só com algum método de elevação mais apropriado para o poço.