Made available in DSpace on 2014-06-12T18:03:43Z (GMT). No. of bitstreams: 2 arquivo3933_1.pdf: 1839083 bytes, checksum: 835007faec211e5a03bd5bce9d235541 (MD5) license.txt: 1748 bytes, checksum: 8a4605be74aa9ea9d79846c1fba20a33 (MD5) Previous issue date: 2008 / Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / Com o objetivo de detectar sinais geoquímicos de diagênese meteórica em sedimentos relíquia, localizados em profundidades inferidas em estudos anteriores como correspondentes a antigas linhas de costa, ao longo da plataforma continental do Ceará; além de estudar a distribuição dos óxidos principais analisados em sedimento total em sedimentos de plataforma de outros estados do nordeste, foram realizadas análises químicas, e de isótopos estáveis de carbono e oxigênio em 208 amostras coletadas ente as profundidades de 0,5 a 80 metros, entre os estados do Ceará e Sergipe. Foram identificandas também paragêneses minerais correspondentes às fácies terrígena e carbonatica, influenciadas pela contribuição sedimentológica do embasamento cristalino do continente adjacente, e pela diadocia de cálcio por magnésio, respectivamente. Os resultados analíticos mostraram a influência da natureza félsica do embasamento cristalino da área continental adjacente sobre a fácies terrígena dos sedimentos plataformais em questão. Um outro ponto observado foi que a biota bentônica produtora de calcita com alto magnésio parece estar associada ao substrato com alta fração terrígeno-quarzosa, ou seja, ao substrato referente a águas rasas. Como esta relação mostrou-se independente da profundidade, concluiu-se que foram estudados, além de sedimentos recentes, sedimentos reliquiais, presentes ao longo da plataforma continental nordeste do Brasil. Indicações de diagênese meteórica foram comprovadas em sedimentos de fundo da plataforma continental do Estado do Ceará, em profundidades onde existiriam sedimentos relíquia, correspondentes a retrabalhamento de antigas linhas de costa, em profundidades de 20 a 25m e 45m abaixo da atual. Essas evidências incluem, nesses níveis de profundidade, teores médios mais elevados de sílica livre (% de quartzo), Mn e Fe, em sedimento total, associados a valores isotópicos mais baixos em δ13C e δ18O, a partir de testas de foraminíferos bentônicos das espécies Amphistegina radiata e Peneroplis planatus. Associadas a essas características, paragêneses de Mg calcita com distintos graus de diadocia é eventualmente associada ao domínio de 80 metros de profundidade. A combinação desses fatores geoquímicos e mineralógicos não é sempre completa por causa da mistura entre sedimentos relíquia e atuais, ambos sendo formados em condições ambientais distintas, devido à progressão da Transgressão Flandriana, ainda em evolução nos dias de hoje

[pt] A injeção de fluidos é uma prática comum na indústria de petróleo e um dos objetivos desta operação é aumentar o fator de recuperação dos campos petrolíferos. À medida que o óleo vai sendo produzido há naturalmente perda da quantidade de energia nativa, inerente ao reservatório, que manteria a continuidade da produção. Nesse ponto, fazem-se necessárias intervenções nos poços para dar continuidade à produção, lançando-se mão dos métodos de recuperação, dos quais a injeção de fluidos é um deles. As formulações desses fluidos de injeção são via de regra baseadas na utilização de água do mar (que é rica em magnésio) e em solução supercrítica com gás carbônico oriundo do próprio reservatório. Esses fluidos quando em contato com as rochas carbonáticas do pré-sal, propiciam a uma condição de ambiente químico nunca vivenciada quando este tipo de operação era realizada nos reservatórios nacionais anteriores à exploração no pré-sal. As rochas carbonáticas são reativas e a injeção de fluidos pode provocar alterações tanto na composição mineralógica quanto na composição dos fluidos produzidos. O objetivo deste trabalho é buscar evidências objetivas, identificação e quantificação, da precipitação ao longo do tempo de espécies minerais contendo magnésio formadas a partir de interações de rocha calcária (mais especificamente a calcita (CaCO3)) e fluido de injeção utilizado na recuperação avançada de poços de petróleo. Realizaram-se experimentos em que uma rocha calcária conhecida interagiu com CO2 supercrítico em meio a uma solução salina de água do mar sintética sob condições de temperatura e pressão da ordem de grandeza das encontradas em reservatórios do pré-sal. As amostras de rocha foram expostas ao fluido a 150 graus Celsius e 276 bar sob diferentes tempos de reação. Em seguida foram realizados ensaios de DRX e de composição química elementar (ICP-OES) onde ficou evidenciada a presença de magnésio na calcita após interação com o fluido de injeção, as análises por DRX não conseguiram constatar alterações na estrutura cristalina dessas calcitas pós reação. / [en] Fluid injection is a common practice in oil industry and one of its targets is to increase the recovery factor of oil fields. As the oil is being produced, there is naturally loss in the amount of the reservoir native energy to sustain production. At this point, human intervention is necessary to continue production, so recovery methods are used, of which fluid injection is one of them. These injection fluid formulations are usually based on seawater (which is rich in magnesium) and supercritical carbon dioxide solution from the reservoir itself, which in contact with the pre-salt carbonate rocks will lead to a condition of chemical environment never experienced when this operation was performed in national reservoirs prior to presalt exploration. The carbonate rocks are reactive and fluid injections can cause changes in both mineral composition and produced fluids composition. This work objectives the searching for evidences, identification and quantification, of mineral species precipitation containing magnesium from interactions of limestone (more specifically calcite (CaCO3)) and injection fluid used in the enhanced oil recovery. Experiments were performed in which a known powdered limestone rock interacted with supercritical CO2 in a saline solution of synthetic sea water under tipical conditions (temperature and pressure) found at pre-salt reservoirs. The rock samples were exposed to fluid at 150 Celsius degrees and 276 bar under different reaction times. Then, XRD analysis and elemental chemical composition (ICP-OES) tests were performed, showing the presence of magnesium in the calcite after interaction with the injection fluid, although the XRD analysis failed to verify changes in the crystalline structures of these calcites after reaction.