[pt] A última etapa do sequestro e armazenamento de carbono (CCS) pode ser realizada pela de injeção de CO2 em reservatórios geológicos. Projetos de CCS fazem parte de uma série de técnicas para a mitigação dos gases do efeito estufa. Neste trabalho, uma metodologia semi-quantitativa para avaliação do risco da injeção de CO2 em reservatórios geológicos é apresentada. Essa metodologia é desenvolvida a partir da criação e utilização de uma matriz de risco. Essa matriz possui em uma direção categorias de severidade ajustadas de forma qualitativa e na outra direção categorias de probabilidade ajustadas a partir de análises probabilísticas. Os valores de risco de uma fonte de perigo são calculados pelo produto de suas severidades com suas probabilidades associadas. As fontes de perigo são problemas relacionados à injeção de CO2 que são selecionadas para análise de um cenário específico. As categorias de severidade são definidas por faixas de níveis de funcionamento de uma fonte de perigo. Diversos métodos de análise probabilística são investigados e a família de métodos do valor médio apresenta características favoráveis ao seu emprego em funções de estado limite complexas. A metodologia é aplicada em um estudo de caso ilustrativo. Com os valores de risco resultantes, faz-se a identificação da principal fonte de perigo e das variáveis aleatórias mais influentes. A avaliação da metodologia indica que ela é uma ferramenta poderosa para os analistas e tomadores de decisão, e tem potencial para auxiliar na fase de planejamento de projetos de CCS. / [en] The last stage of carbon capture and sequestration (CCS) can be performed by CO2 injection process in geological reservoirs. CCS projects belong to a number of ways to mitigate greenhouse gases. In this work, a semi-quantitative methodology to assess the risk of CO2 injection in geological reservoirs is developed. This methodology is based on the establishment and application of a risk matrix. This matrix has in one direction severity categories set in a qualitative way and in the other direction probability categories set from probabilistic analysis. The risk values of a hazard source are calculated by the product of their severities with their associated probabilities. Hazard sources are problems related to the injection of CO2 that are selected for a specific scenario analysis. The severity categories are defined by operating level ranges of a hazard source. Several probabilistic analysis methods are investigated and the family of the mean value methods shows characteristics favoring their use in complex limit state functions.The methodology is applied in an illustrative case study. With the resulting risk values, the identification of the main hazard source and the most inuential random variables are made. Assessment of the methodology indicates that it is a powerful tool for analysts and decision makers, and it has the potential to assist in the CCS project planning phase.

[pt] O sequestro de dióxido de carbono (CO2) em campos de petróleo já desenvolvidos é considerado uma das opções para mitigar o CO2 antropogênico expelido na atmosfera. O CO2 tem sido utilizado como fluido de injeção em operações de recuperação avançada de petróleo com CO2 (CO2-EOR). Como parte deste processo, o CO2 reage com o óleo que expande seu volume, reduz sua viscosidade e a tensão interfacial CO2/óleo, tornando mais fácil sua recuperação. Enquanto, quantidades significativas de CO2 ficam retidas no reservatório. O objetivo desses projetos é maximizar a produção de óleo, minimizando a injeção de CO2. No entanto, em projetos de sequestro para maximizar a produção de óleo com a maior quantidade de armazenamento de CO2, o gás injetado requer ser maximizado. O objetivo desta pesquisa é entender melhor o potencial tanto para a recuperação avançada de óleo e armazenamento de CO2, por meio da simulação da CO2-EOR. Para atingi-lo propõe-se os seguintes objetivos específicos: (1) caracterização dos fluidos, modelagem do comportamento de fases dos fluidos usando a equação de estado (EOS) para aplicação confiável na simulação composicional; (2) investigar diferentes processos EOR, injeção contínua de gás (CGI) e injeção alternada de água e gás (WAG); e, (3) otimização do desempenho do processo CO2-EOR e a avaliação da capacidade de armazenamento de CO2 durante a produção de óleo. Os seguintes parâmetros foram considerados no estudo da otimização: i) miscibilidade; ii) a injeção cíclica; iii) a taxa de injeção e produção; iv) segregação gravitacional; v) tipo, número e locação dos poços de injeção e produção; e, vi) razão de WAG e tamanhos dos slugs. São necessárias um grande número de simulações para alcançar uma compreensão abrangente e avaliar as diferentes estratégias de injeção e tempo de injeção, em otimização de recuperação de óleo e capacidade de armazenamento de CO2. / [en] Sequestration of carbon dioxide (CO2) into already developed oil fields is considered as one of the option for mitigating anthropogenic CO2 discharge into the atmosphere. In Carbon dioxide Enhance Oil Recovery (CO2-EOR) operations the CO2 has been used as the injection fluid. As part of this process, the CO2 reacts with the oil that increases its volume, reduces its viscosity and interfacial tension CO2/oil, making easier oil recovery. While, significant quantities of CO2 remain sequestered in the reservoir. The goal of such projects is maximizing the oil production and minimizing the CO2 injection. However, in sequestration projects, for maximum oil production with the highest amount of CO2 storage, the injected CO2 requires to be maximized. The goal of this research is to better understand the potential for both enhanced oil recovery and storage of CO2, through the CO2-EOR simulation. To achieve it propose the following specific objectives: (1) the characterization fluids, modeling of fluid phase behavior using equation of state (EOS) for reliable application on the compositional simulation; (2) investigate different EOR processes, continuous gas injection (CGI) and water alternating gas (WAG) injection; and, (3) optimization the CO2-EOR process performance and evaluation of the CO2 storage capacity during oil production. The following parameters were considered in the optimization study: i) miscibility; ii) cyclic injection; iii) injection and production rate; iv) gravity override; v) type, number and location of injection and production wells; and, vi) WAG ratios and WAG slug sizes. A number of simulations are required to achieve comprehensive understanding and evaluate the different injection strategies and injection timing, on optimization of oil recovery and CO2 storage capacity.