Dióxido de carbono (CO2) é um agente de deslocamento atraente para recuperação aprimorada de petróleo. Como uma grande parte do CO2 injetado permanece no local em reservatórios esgotados após a recuperação aprimorada de petróleo, este método também pode ser uma opção para sequestrar CO2 permanentemente para mitigar o aquecimento global. Os cientistas e colaboradores de Los Alamos desenvolveram uma estrutura estatística genérica em várias escalas para contabilização de CO2 e análise de risco em locais de recuperação de petróleo com aumento de CO2. Este método de análise fornece informações para auxiliar na tomada de decisão para aplicações de recuperação de óleo e sequestro de CO2. Ciência e Tecnologia Ambiental publicou a pesquisa.

O processo de recuperação de óleo aprimorado por CO2 apresenta benefícios potenciais e alguns desafios técnicos e operacionais. A viscosidade muito baixa do CO2 pode fazer com que ele penetre nos poços de produção, e o controle de mobilidade deficiente pode deixar grandes áreas do reservatório sem varredura. Para superar essa desvantagem, Os projetos atuais de recuperação de óleo aprimorada de CO2 injetam alternadamente gás e água (ou salmoura) como lesmas no método de água alternada de gás para controlar a mobilidade de CO2 e a conformidade com inundações. Este método pode ser muito eficaz. Contudo, estudos mais detalhados da interação de CO2 com petróleo, água de formação, e sedimentos heterogêneos são necessários para entender o mecanismo de sequestro geológico de CO2 em reservatórios de óleo / gás e avaliar a quantidade total de CO2 irreversivelmente armazenado em reservatórios.

Os valores exatos dos parâmetros do reservatório não são bem conhecidos na maioria dos locais de recuperação de petróleo com aumento de CO2. Contudo, informações suficientes podem ser obtidas para definir as distribuições de incerteza desses parâmetros. A equipe de pesquisa usou essas distribuições para realizar simulações em várias escalas do fluxo e transporte de CO2-óleo-água. Os investigadores expressaram os fatores de risco como quantidades mensuráveis ​​para obter uma visão sobre o risco do projeto (por exemplo, riscos ambientais e econômicos). Esta abordagem eliminou a necessidade de gerar uma estrutura de consequência rigorosa da taxa de injeção de CO2, armazenamento cumulativo de CO2, injeção cumulativa de água e produção cumulativa de óleo / gás. Os resultados fornecem insights para entender o potencial de armazenamento de CO2 e os riscos ambientais e econômicos correspondentes do sequestro de CO2 em escala comercial em reservatórios esgotados.

Os pesquisadores usaram o local de recuperação de óleo aprimorado de CO2 na Unidade Farnsworth, no Texas, para investigar sua abordagem estatística multiescala para a contabilidade de CO2 e análise de risco. Os valores exatos dos parâmetros do reservatório não são bem conhecidos. Portanto, a equipe usou distribuições para amostrar os parâmetros incertos e conduzir simulações de Monte Carlo baseadas na geoestatística.

Os pesquisadores realizaram simulações em várias escalas do fluxo e transporte de CO2-óleo-água no reservatório heterogêneo. Eles usaram um padrão de quatro poços de injeção nos cantos de um quadrado e um poço de produção no centro. A equipe conduziu 1000 simulações de reservatório separadas, incluindo CO2 injetado e água, bem como CO2 produzido, agua, óleo e gás. Os pesquisadores desenvolveram um modelo econômico simples para calcular a lucratividade da recuperação de óleo aprimorada por CO2 para o local. Essas informações auxiliam na compreensão do impacto da heterogeneidade do reservatório e de outros parâmetros operacionais para a tomada de decisões econômicas e a relação custo-benefício do sequestro de CO2 por meio da recuperação aprimorada de petróleo em outros reservatórios esgotados.