Los reservorios de gas agotados son objetivos atractivos para la captura de dióxido de carbono (CO) debido a su capacidad de almacenamiento, sello probado, conocimiento de la caracterización del reservorio, infraestructura existente y potencial para la recuperación mejorada de gas. La baja presión de abandono en el reservorio proporciona un potencial adicional de reemplazo de vacíos para el CO y permite una baja presión de bomba en la superficie durante el período inicial de inyección. Sin embargo, el proceso de inyección presenta varios desafíos. Este trabajo tiene como objetivo concienciar sobre los principales desafíos operativos relacionados con la inyección de CO en reservorios de baja presión y proporcionar un nuevo enfoque para evaluar el comportamiento de fase del CO dentro del pozo. Cuando la presión del reservorio está por debajo de la presión de burbuja del CO, y el CO se inyecta en su estado líquido o supercrítico, el CO se vaporiza y se expande dentro del tubo del pozo o en la región cercana al pozo del reservorio. Este fenómeno está asociado con varios problemas de garantía de flujo. Por ejemplo, cuando el CO pasa del estado denso al estado gaseoso, la densidad del CO cae drásticamente, afectando el control de presión en la cabeza del pozo y la respuesta de presión en el fondo del pozo. A medida que el CO se expande con una viscosidad de fase más baja, la velocidad de flujo aumenta abruptamente, lo que puede causar erosión y cavitación en las líneas de flujo. Además, la expansión del CO está asociada con el efecto Joule-Thomson (IJ), que puede resultar en la formación de hielo seco o hidratos y, por lo tanto, puede reducir la inyectividad del CO. Comprender el comportamiento del flujo multifásico transitorio del CO dentro del pozo es crucial para un diseño adecuado del pozo y la evaluación de riesgos operativos. El enfoque comúnmente utilizado analiza el flujo en el pozo sin tener en cuenta la respuesta de presión transitoria del reservorio, lo que predice una brecha de presión poco realista en la cabeza del pozo. Esta brecha de presión está relacionada con la transición de fase del CO de su estado denso al estado gaseoso. En este trabajo, se introduce un nuevo enfoque acoplado para abordar el comportamiento de fase del CO dentro del pozo bajo diferentes condiciones operativas. El enfoque propuesto integra el flujo tanto dentro del pozo como del reservorio en el estado transitorio y, por lo tanto, resuelve el problema de la brecha de presión. Finalmente, se evalúan los costos energéticos asociados con un proceso de mitigación que implica el calentamiento del CO en la cabeza del pozo.