[pt] A degradação do meio ambiente está no topo da agenda de países e empresas. O foco principal é a redução das emissões de gases causadores do efeito estufa, sendo CO2 o maior contribuinte. O consumo elevado de combustíveis fósseis está criando um efeito irreversível no planeta. De forma a contrabalancear seus impactos ambientais, surge o segmento de projetos de captura e sequestro de carbono. O maior entrave seu para crescimento é econômico, daí o uso de CO2 para recuperação avançada de óleo, alavancando sua implementação. Esta dissertação avalia duas estratégias distintas de desenvolvimento de um campo de petróleo offshore, uma através da injeção de água e outra por recuperação avançada com injeção de CO2 (EOR CO2 – enhanced oil recovery) a partir de fonte antropogência. Os maiores desafios técnicos para aplicação de EOR CO2 em ambiente offshore são examinados, mostrando o arcabouço teórico, melhores práticas e soluções ainda não desenvolvidas, em áreas como: gerenciamento de reservatórios, engenharia de poços e plantas de processo, além de captura e transporte de CO2. Em seguida, a viabilidade econômica de ambos os métodos de recuperação são comparados, com pequena vantagem o caso EOR. Entretanto, devido às incertezas de sucesso do método e sua sensibilidade ao preço de importação de CO2, a gama de resultados pode alterar o processo decisório. Um balanço de carbono também é realizado, mostrando a redução esperada de sua concentração na atmosfera ao se selecionar o método de EOR CO2. Ainda, a aplicabilidade de créditos de carbono é discutida, e seu impacto econômico quantificado. Finalmente, há um longo caminho a se percorrer para ampla utilização de projetos EOR com CO2 antropogênico em ambiente offshore. Ao apontar os maiores desafios e entraves a serem superados, incluindo técnicos, comerciais e regulatórios, ao apresentar modelo econômico, e acima de tudo, ao mostrar sua atratividade, esta dissertação tem por objetivo reduzir esta distância. / [en] Environmental issues are on top of governments and companies’ agendas. The main focus is on global warming and means to reduce greenhouse gases, being carbon dioxide the main contributor. The consumption of fossil fuels is creating an irreversible effect on the planet, and it is expected to continue for years to come. In order to offset its usage are the emerging carbon capture and storage (CCS) projects. Their main obstacle is economical, and that’s where enhanced oil recovery through CO2 can help. This dissertation assesses the development options of an offshore Brazilian discovery, by comparing water injection method with carbon dioxide enhanced oil recovery (EOR CO2) imported from an anthropogenic onshore source. The main EOR CO2 technical challenges for offshore application are examined, detailing field proven and yet to be developed solutions, from reservoir management, wells engineering to the production unit, passing through CO2 acquisition and transportation. Next, economical feasibility of both methods are compared, with a slight advantage for EOR on the base case. Nevertheless, due to high uncertainties in method success prior to development and commitment, and also to carbon dioxide import prices, the range of results can shift the decision making, and such sensitivity analysis is also presented. A carbon inventory is also made, showing the net positive balance of selecting EOR CO2, which reduces the component’s concentration in the atmosphere. Finally, the applicability of carbon credits is discussed and its economical impact quantified. There is still a long way to go for the widespread utilization of anthropogenic EOR CO2 in offshore projects. By pointing out the main challenges to be addressed, including technical, commercial and regulatory, by presenting an economical model comprising environmental aspects, and most of all, showing its attractiveness, this dissertation aims to reduce this gap.

[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.