MODELAGEM NUMÉRICA DA INJEÇÃO DE CO2 EM AQÜÍFEROS SALINOS: INVESTIGAÇÃO DOS PARÂMETROS RELEVANTES PARA OTIMIZAR O ARMAZENAMENTO EM PROJETOS DE CCS - CARBON CAPTURE AND STORAGE

Este trabalho apresenta uma análise da técnica de injeção de dióxido de carbono em aqüíferos salinos para fins de descarte e armazenamento. O objetivo foi obter as características do aqüífero a ser selecionado e do processo de injeção, visando uma maior quantidade de CO2 estocada num menor tempo. Para tanto se realizou uma revisão da literatura sobre os dados de laboratório disponíveis para o CO2 e água salgada. Também se pesquisou sobre campos de CO2 que podem servir como análogos ao método de armazenamento geológico deste gás, bem como, se levantou condições consideradas adequadas para a técnica em questão e sobre estudos de simulação numérica. A partir das informações obtidas na revisão bibliográfica e após validação do modelo de fluidos aos dados de laboratório, se definiu as variáveis do processo a serem analisadas e elaborou-se uma metodologia para o estudo. O procedimento consistiu em estabelecer as premissas para a simulação numérica do cenário-base e gerar os casos derivados. Assim foi necessário alterar individualmente cada um dos seguintes parâmetros: salinidade, profundidade, permeabilidade horizontal, relação entre as permeabilidades vertical e horizontal, vazão de injeção, porosidade e saturação de água residual. Por fim, se aplicaram os critérios, definidos na metodologia proposta, para comparar os resultados das simulações e concluiu-se que as características mais importantes e que possibilitaram, segundo as premissas adotadas, o armazenamento de uma maior quantidade de CO2 em um menor intervalo de tempo são, em ordem decrescente de importância: maior vazão de injeção, maior permeabilidade horizontal e menor profundidade de injeção.This work shows an analysis of the technique of carbon dioxide injection into saline aquifers with the purpose of discharge and storage. The final goal was to obtain the features of the aquifer, and of the injection process, to be selected in order to make the amount of stored CO2 higher and the injection time smaller. Considering such objective it was initially done a bibliography revision about the available lab data of the CO2 and water properties. It was also surveyed information about the natural CO2 fields that can be applied as analogous into the geological storage of such gas, and it was surveyed important information about the conditions considered suitable to the technique highlighted here and about numerical simulation studies. Then, with all the information surveyed on the previous works and, after validation of the fluid model to the lab data, it was set the process variables to be analyzed and a methodology was built for the study. The procedure consisted in establishing the assumptions to be applied on the numerical simulation of the base case and in generating the derived scenarios. By that way, it was required a change in each of the following properties, individually: salinity, depth, horizontal permeability, relation between vertical and horizontal permeabilities, injection rate, porosity and residual water saturation. Finally, it was applied the criterion set with the proposed methodology in order to compare the simulation results and it was concluded that, following the adopted assumptions, the most important features which allowed the storage of a higher amount of CO2 and a lower injection time, were in a decreasing order: higher injection rate, higher horizontal permeability and lower depth for the injection