Show simple item record

dc.contributor.authorViken, Anita Løbø
dc.date.accessioned2018-08-15T15:44:54Z
dc.date.available2018-08-15T15:44:54Z
dc.date.issued2018-06-27
dc.date.submitted2018-06-26T22:00:14Z
dc.identifier.urihttps://hdl.handle.net/1956/18112
dc.description.abstractIn this thesis, use of Nuclear Magnetic Resonance (NMR)-spectroscopy and Magnetic Resonance Imaging (MRI) is used to characterize pore size and wettability in a porous medium. NMR is a method that is increasingly used in the petroleum industry, due to its non-destructive and non-invasive method. Two Edward Limestones were measured at 200 MHz Biospec MRI-scanner at 22°C, and at 12 MHz Maran Ultra DRX spectrometer at 35°C. The rock cores were measured at 100% water saturated, irreducible water saturation and residual oil saturation. The rock cores were then aged and measured again at irreducible water saturation and residual oil saturation. At high magnetic field (200 MHz) T_2-mapping, T_2 average and T_1 mapping were measured. At low field (12 MHz) the T_2 average were measured, in addition to correlation with longitudinal relaxation (T_1)-transverse relaxation (T_2), pore size-T_2, and internal gradient (G_0)-T_2. The rock cores used are heterogenic and the permeability and porosity will vary through the core. They are original water wet, where water has the strongest connection (adhesive force) to the surface. From the correlation with T_2 and internal gradient/pore size, it is possible to observe that the smallest pores are mostly occupied by water, while water and oil occupies the bigger pores. After aging, one of the rock cores is neutral wet, while the other is oil wet, thus giving the oil stronger binding to the pore surface. From the T_1 measured at high magnetic field (200 MHz) it is possible to observe changes in wettability and different saturation states. At high field T_2 will be affected by the susceptibility differences in the magnetic field, and the T_2 values will be inconclusive. The susceptibility difference is smaller at lower magnetic field (12 MHz) and here the T_2-values can be used to determine the saturation and wettability. T_1 is a less sensitive method and will not be a good parameter at low field. It is not possible to separate the oil and water signal from the T_1 measurements on either high or low magnetic fields. From the T_2 distribution at low field, it is possible to indicate one water peak and one oil peak. From the relaxation data (T_1, T_2) it is possible to conclude that T_1 is a better method to decide saturation at high field (200 MHz). At low field (12 MHz) T_2 relaxation is the better option, because T_2 is a more sensitive. From the G_0-T_2 correlation plots it was possible to observe how the internal gradient affected T_2. The T_1-T_2 correlation plots was used to determine the strength of interaction between the surface and the fluid.en_US
dc.description.abstractI denne oppgåva er både kjerne magnetisk resonans (NMR) spektroskopi og magnetisk resonans avbilding (MRI) brukt for å sjå på porestorleik og fukteigenskapane til eit porøst medium. NMR er ein metode som blir brukt meir og meir i petroleumsindustrien og er eit viktig verktøy i forbetra oljeutvinning (EOR), då det er ein rask og ikkje-invasiv metode. I denne oppgåva er det brukt to Edward kalksteinar , som er målt på eit 200 MHz Biospec MRI-scanner ved omlag 22°C og eit 12 MHz Maran Ultra DRX spektrometer ved 35°C. Prøvene er målt i tilstand, 100% vassmetta, ikkje-reduserbar vassmetting og residuell oljemetting. Prøvene er så elda og målt med ikkje-reduserbar vassmetting og residuell oljemetting etter fuktendring. Ved høgt felt er T_2-kart, gjennomsnittleg T_2 og T_1-kart målt. Ved lågt felt (12 MHz) er det gjennomsnittleg T_2 målt, i tillegg til korrelasjon mellom longitudal relaksasjon (T_1) – transvers relaksasjon (T_2), porestorleik – T_2, , og intern gradient (G_0) - T_2. Kjerneprøvene brukt er heterogene og porestorleik og porøsitet vil variere gjennom prøva. Prøvene er originalt vassvåte og vatn vil med dette ha sterkast binding til poreoverflata. Ved å sjå på målingane av porestorleik og intern gradient kan ein sjå at vatn vil ligge aleine i dei små porene og ilag med olje i dei store porene. Etter fuktendring vil olje få ein sterkare binding til overflata. Frå resultata frå relaksasjonsmålingane (T_1, T_2) kan ein sjå at T_1 er den beste metoden for å sjå endring i metting og fukteigenskapane til kjerneprøvene ved høgt felt (200 MHz). T_2 vil bli påverka av romlege forskjellane i magnetfeltet, som gjer det umogleg å skilje dei ulike mettingane og fukteigenskapane til kjerneprøvene. Frå T_2 målt ved lågt felt (12 MHz) er det mogleg å sjå endring i metting og fukt i det porøst mediumet, sidan den romlege forskjellen i magnetfeltet er mindre ved lågt felt. Frå T_1 målingane både ved høgt og lågt felt er det umogleg å sjå forskjell mellom olje og vatn. Dette fordi T_1 signala til olje og vatn blir for like, og kun ein topp blir observert. For T_2 ved lågt felt kan ein derimot sjå antydning til ein vasstopp og ein oljetopp. Som ein konklusjon er T_1 den beste metoden for å skilje fukteigenskapar, ved høgt felt. Ved lågt felt vil T_2 vere betre, då det er ein meir sensitiv metode. Frå korrelasjonensmålingane kan ein sjå korleis dei ulike parameterane heng saman.en_US
dc.language.isonnoeng
dc.publisherThe University of Bergenen_US
dc.titleBruk av MRI og NMR-spektroskopi for å karakterisere fukteigenskapar ved ulike magnetiske feltstyrkaren_US
dc.typeMaster thesis
dc.date.updated2018-06-26T22:00:14Z
dc.rights.holderCopyright the Author. All rights reserveden_US
dc.description.degreeMasteroppgåve i kjemien_US
dc.description.localcodeMAMN-KJEM
dc.description.localcodeKJEM399
dc.subject.nus752299eng
fs.subjectcodeKJEM399
fs.unitcode12-31-0


Files in this item

Thumbnail

This item appears in the following Collection(s)

Show simple item record