Projeto investiga estratégias mais eficientes e seguras para operações de captura e armazenamento de carbono (CCS) em reservatórios de petróleo depletados e aquíferos salinos, visando aumentar o volume de CO₂ armazenado nas estruturas geológicas
04/03/2026
Reduzir as incertezas geológicas, técnicas e operacionais associadas ao armazenamento de dióxido de carbono (CO₂) é o objetivo de um projeto de pesquisa coordenado pelo pesquisador Guilherme Daniel Avansi, do Centro de Estudos de Energia e Petróleo (Cepetro) da Unicamp. A iniciativa busca ampliar, com segurança, a capacidade de estocagem geológica de CO₂ em formações subterrâneas.
Financiado pela Petronas Brasil, por meio de recursos destinados a Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I) conforme as diretrizes da ANP, o estudo teve início em maio de 2025 e concentra-se em dois tipos de reservatórios: reservatórios de petróleo depletados e aquíferos salinos com características geológicas típicas do Brasil.
A tecnologia de CCS (Carbon Capture and Storage) envolve a captura de CO₂ de fontes industriais e sua injeção em formações geológicas profundas, com o objetivo de promover o confinamento permanente do carbono.
No setor de óleo e gás, a reinjeção de CO₂ para aumento da recuperação em campos em produção está associada ao conceito de CCUS (Carbon Capture, Utilisation and Storage), no qual o gás é utilizado para otimizar o desempenho do reservatório.
No caso do CCS dedicado, a meta é assegurar o armazenamento geológico seguro e de longo prazo, o que exige estratégias específicas de injeção, monitoramento e gestão de risco.
“Nosso foco é entender melhor como as características do reservatório podem impactar na capacidade de injeção, desenvolvendo modelos que nos ajudem a operar e tomar decisões com mais agilidade, segurança e eficiência”, explica Avansi. Entre os principais desafios está a construção de modelos numéricos robustos, capazes de incorporar os fenômenos físicos, geoquímicos e geomecânicos provenientes dos reservatórios no Brasil. Esses modelos auxiliarão a escolha de estratégias que maximizem a quantidade de CO₂ armazenado com segurança e minimizem o risco de vazamentos.
Outro destaque do projeto é o desenvolvimento de modelos analíticos e matemáticos, baseados em inteligência artificial, para acelerar a tomada de decisão.
“As simulações tradicionais podem levar de dias a meses de processamento; esse tempo tende a ser ainda maior quando é preciso monitorar a migração da pluma de CO₂ por décadas e também considerar múltiplos cenários com alto grau de incerteza para reservatórios desconhecidos. Já conseguimos, em trabalhos anteriores, reduzir de meses para poucos dias o tempo de estudo de simulação em cenários complexos. A ideia é aplicar essa expertise ao contexto de CCS”, ressalta ele.
O projeto conta com uma equipe multidisciplinar que reúne profissionais de áreas como geologia, engenharia de reservatórios, engenharias mecânica e química, ciência da computação, física e matemática. Além de avançar no conhecimento técnico sobre o tema, a pesquisa contribuirá para honrar os compromissos climáticos, servindo de base para aplicações não somente na indústria de óleo e gás, mas também em outras indústrias com alta emissão de CO₂, como a de etanol, fertilizantes, cimento, siderurgia, e química no geral.
O projeto é desenvolvido no âmbito do Grupo de Pesquisa em Simulação e Gerenciamento de Reservatórios (Unisin) do Cepetro. Segundo o Cepetro da Unicamp, o Unisin, com quase três décadas de atuação, é reconhecido nacional e internacionalmente por sua capacidade de trabalhar de ponta a ponta no desenvolvimento de modelos de reservatórios – da caracterização geológica à tomada de decisão baseada em modelos.
Segundo Avansi, o grupo se diferencia por tratar o problema de forma integrada, que gera resultados relevantes e orienta efetivamente os tomadores de decisão. Agora, essa expertise passa a ser aplicada também a projetos de descarbonização, abrindo novas frentes de atuação para o grupo, reforçando o horizonte de longo prazo.
Fonte: Brasil Energia
