[pt] 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. / [en] 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.

[pt] Para contribuir com a mitigação das mudanças climáticas, tecnologias com o intuito de promover a redução de emissões dos Gases de Efeito Estufa, como é o caso do dióxido de carbono, tem obtido grande destaque nas pesquisas ultimamente. Uma das alternativas para impedir que todo esse carbono seja liberado para a atmosfera é reinjetar o CO2 nos próprios reservatórios ou em outras formações geológicas próximas. Neste sentido, esta dissertação apresenta uma tecnologia relacionada à captura e armazenamento geológico de CO2 e avalia o processo de injeção de dióxido de carbono em aquíferos salinos. O principal objetivo é avaliar o processo de injeção de dióxido de carbono em aquíferos salinos de rochas carbonáticas, numa escala de tempo de três mil anos, para avaliar o aprisionamento do CO2 em suas diferentes formas, incluindo o armazenamento mineral. Tal estudo também considera na modelagem, as reações químicas entre os componentes na fase aquosa e a difusão molecular do dióxido de carbono na fase aquosa, assim como as reações químicas de dissolução e precipitação mineral. A partir das informações obtidas em literatura, estabeleceu-se as premissas para a simulação do caso base, e gerou-se casos derivados variando individualmente cada uma das seguintes propriedades: difusividade, salinidade, pH e temperatura, no qual avaliou-se a contribuição de cada uma delas nas diferentes formas de armazenamento do CO2. Por fim, concluiu-se que a mineralização do CO2 iniciou-se após aproximadamente 200 anos de simulação. No entanto, devido às lentas taxas da reação de precipitação mineral, a predominância do armazenamento do CO2 ainda foi na forma dissolvida. As propriedades variadas que contribuíram para o aumento do armazenamento mineral de CO2, que é considerada a forma mais estável, foram: menor fator de difusividade, maior salinidade do aquífero, pH básico (pH igual a 8,0) e maior temperatura. / [en] In order to contribute to climatic changes mitigation, technologies aiming the reduction of pollution gases emissions, such as carbon dioxide, have been highlighted in recent researches. One of the alternatives to prevent all this carbon from being released into the atmosphere is to reinject CO2 into reservoirs or in other nearby geological formations. In this sense, this work presents a technology related to the capture and geological storage of CO2 and evaluates the carbon dioxide injection process into saline aquifers. The main objective is to evaluate the carbon dioxide injection process in saline aquifers of carbonate rocks, in a time scale of three thousand years, to evaluate the storage mechanism of CO2 in its different forms, including mineral storage. Such study also considers in the modeling, the chemical reactions between the components in the aqueous phase and the molecular diffusion of the carbon dioxide in the aqueous phase, as well as the chemical reactions of mineral dissolution and precipitation. From the research made and the information gathered in the literature, the premises for the simulation of the base case were established, and derivative cases were generated by individually varying each of the following properties: diffusivity, salinity, pH and temperature, in which the contribution of each property was evaluated on the different CO2 storage forms. Finally, it was concluded that the injected CO2 mineralization process started after approximately 200 years of simulation. However, due to slow rates of the mineral precipitation, the CO2 storage in the dissolved form was still predominant. The different properties that contributed to increase the CO2 mineral storage, which is considered the more estable one, were: lower diffusivity factor, higher aquifer salinity, basic pH (pH equal to 8.0) and higher temperature.