Estudo de rochas de reservatório de petróleo que contêm argilominerais expansíveis por Relaxometria

Silva Júnior, Gilson da

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DC Field	Value	Language
dc.contributor.advisor	Gil, Rosane Aguiar da Silva San	-
dc.contributor.author	Silva Júnior, Gilson da	-
dc.date.accessioned	2018-12-07T20:19:59Z	-
dc.date.available	2023-12-21T03:05:14Z	-
dc.date.issued	2013-04-09	-
dc.identifier.uri	http://hdl.handle.net/11422/5950	-
dc.language	por	pt_BR
dc.publisher	Universidade Federal do Rio de Janeiro	pt_BR
dc.rights	Acesso Aberto	pt_BR
dc.subject	Argilominerais	pt_BR
dc.subject	Relaxometria	pt_BR
dc.subject	Petróleo	pt_BR
dc.subject	Rochas	pt_BR
dc.title	Estudo de rochas de reservatório de petróleo que contêm argilominerais expansíveis por Relaxometria	pt_BR
dc.type	Trabalho de conclusão de graduação	pt_BR
dc.contributor.advisorLattes	http://lattes.cnpq.br/3099380883775208	pt_BR
dc.contributor.authorLattes	http://lattes.cnpq.br/4092004329115819	pt_BR
dc.contributor.referee1	Pereira, Maria Luiza Rocco Duarte	-
dc.contributor.referee1Lattes	http://lattes.cnpq.br/4515687356330538	pt_BR
dc.contributor.referee2	Anjos, Camila Wense Dias dos	-
dc.contributor.referee2Lattes	http://lattes.cnpq.br/7131236234711230	pt_BR
dc.description.resumo	A crescente busca por petróleo e a caracterização dos reservatórios tem cada vez mais importância e faz com que a aquisição de dados sobre as rochas presentes nos potenciais reservatórios seja cada vez mais importante e necessária. Para essa caracterização são feitas análises básicas sobre porosidade, permeabilidade, massa específica de grãos e também determinação da distribuição de poros para a calibração de perfis de ressonância e delimitação da fronteira de fluido livre que pode ser produzido. Um dos motivos que pode alterar essas determinações, nas rochas reservatório, é a presença de argilominerais tais como esmectitas, vermiculitas ou mesmo camadas mistas ilita-esmectita, dentre outros. Nessa monografia a RMN de baixo campo foi utilizada para delimitar o intervalo de tempo de relaxação transversal das águas de adsorção e estruturais dos argilominerais, contidos nas amostras de rocha reservatório. Para tal realizou-se uma comparação entre as distribuições de domínios de T2, obtidas pelo método de determinação em uso nos laboratórios do Cenpes-Petrobras, de amostras totalmente saturadas. Os resultados indicaram que no método em uso as distribuições de domínio de T2 não contemplam a região das águas de adsorção e estruturais dos argilominerais expansíveis, devido ao parâmetro de aquisição utilizado, tempo entre os ecos, ser superior ao tempo de decaimento dos hidrogênios dessa água estrutural. Isso acarreta numa perda de sinal, que deveria ser observado para a distribuição de domínios em SW, e gera valores de T2C superestimados, o que representa uma quantidade de fluido livre inferior a quantidade real presente nas amostras de rocha reservatório avaliadas.	pt_BR
dc.publisher.country	Brasil	pt_BR
dc.publisher.department	Instituto de Química	pt_BR
dc.publisher.initials	UFRJ	pt_BR
dc.subject.cnpq	CNPQ::CIENCIAS EXATAS E DA TERRA::QUIMICA::QUIMICA ORGANICA	pt_BR
dc.embargo.terms	aberto	pt_BR
Appears in Collections:	Química

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