[pt] Evidências experimentais demonstram o potencial da injeção de emulsões no aumento do fator de recuperação de óleo. O mecanismo responsável por esta melhor varredura do reservatório é a redução da mobilidade da água em regiões do reservatório já varridas por água. Esta redução pode ser associada ao bloqueio parcial de gargantas do meio poroso por gotas da fase dispersa da emulsão. A eficiência deste bloqueio parcial depende fortemente da geometria do poro, das características morfológicas e propriedades físicas da emulsão injetada. A utilização eficiente deste método de recuperação é limitada pela falta de entendimento fundamental de como emulsões escoam através de um meio poroso. Este trabalho tem como objetivo estudar o escoamento de emulsões através de gargantas de poros, que são modeladas fisicamente por micro- capilares com garganta nos experimentos desenvolvidos nesta pesquisa. Os resultados mostram como a permeabilidade varia com as propriedades e características morfológicas da emulsão e parâmetros geométricos do micro-capilar. Estes dados definem as propriedades necessárias de emulsões em função das características do reservatório para a obtenção do efeito de bloqueio parcial desejado e servem de entrada de dados para modelo de rede de capilares de escoamento de emulsões em meios porosos. / [en] Experimental evidences show the potential of emulsion injection in the improvement of oil recovery factor. The responsible mechanism for this better reservoir sweep is the water mobility reduction in regions already swept by water. This reduction can be associated with partial blockage of porous media throats by droplets of emulsion dispersed phase. The efficiency of this partial blockade strongly depends on pore geometry, morphological characteristics and physical properties of the injected emulsion. The efficient use of this recovery method is limited by the lack of fundamental understanding of how emulsions flow through a porous medium. This work aims to study the flow of emulsions through pores throats, which are physically modeled by constricted micro- capillaries in the experiments presented here. The results show how permeability varies with geometrical parameters of micro-capillaries, emulsion properties and morphological characteristics. These data define the necessary properties of emulsions according to the reservoir characteristics to obtain the desired blocking effect and serve as input data to capillaries network model of flow of emulsions in porous media.

[pt] Durante a vida de um campo de petróleo, diferentes métodos de recuperação podem ser usados para manter a pressão do reservatório e aumentar a eficiência de varrido. O método mais utilizado é o de injeção de água. Porém, a eficiência deste método é limitada devido à alta razão de mobilidade entre água e óleo, o que leva a formação de canais preferenciais de escoamento da água. Agentes de controle de mobilidade são usados para minimizar este efeito. Dentre eles, emulsões óleo-água apresentam benefícios em custo, compatibilidade e eficiência. Alguns estudos indicam uma melhor eficiência da fase aquosa com menor razão água-óleo nos poços produtores. A fase dispersa da emulsão é capaz de bloquear as gargantas dos poros e alterar o caminho do escoamento no meio poroso, melhorando não apenas a eficiência de varrido como também a de deslocamento. O objetivo deste trabalho é estudar a injeção de emulsão óleo-água e entender os mecanismos que envolvem seu uso como um agente de controle de mobilidade. O efeito micro e macroscópico da injeção de emulsão será avaliado experimentalmente através da medida das curvas de permeabilidade relativa de emulsão óleo-água e óleo em amostras de arenitos para diferentes concentrações da fase dispersa da emulsão, distribuição do tamanho de gota e número de capilaridade. / [en] During the life of an oilfield, different oil recovery methods may be used to maintain the reservoir pressure and increase sweep efficiency. The method most commonly used is water injection. The efficiency of the method is limited due to the high mobility ratio between water and oil, that leads to water fingering. Mobility control agents can be used to minimize this effect. Among them, oil-water emulsions (O-W) present several benefits in cost, compatibility and efficiency. Several studies indicate a better sweep efficiency of the water phase with lower water-oil ratio in the production wells. If properly designed, the dispersed phase of the emulsion may block the pore throats and change the flow path at the pore level, improving not only the sweep but also the displacing efficiency. The aim of this research is to study oil-water emulsion flooding and understand the mechanisms involving its use as a mobility control agent. The micro and macro effect of the emulsion injection is going to be evaluated experimentally by measuring the relative permeability curves of water-oil emulsions and oil in sandstone cores for different dispersed phase concentration, droplet size distribution and capillary number.

[pt] A injeção de água é o método de recuperação secundária mais utilizado na indústria do petróleo. No entanto, a alta razão de mobilidade entre a água e o óleo limita a quantidade de óleo deslocada. Uma alternativa para minimizar este problema é a aplicação de tecnologias que agem como agentes de controle da mobilidade. Soluções poliméricas podem ser utilizadas para aumentar a viscosidade da água e consequentemente reduzir a razão de mobilidade. Evidências experimentais têm mostrado que o comportamento elástico de soluções poliméricas pode além de diminuir a razão de mobilidade, contribuir para um melhor deslocamento de óleo em escala de poro, reduzindo a saturação de óleo residual. Esse comportamento em escala de poro ainda não está completamente entendido. Nesse trabalho, um micromodelo de vidro formado por uma rede bi-dimensional de canais foi utilizado como meio poroso. Esse dispositivo tem algumas características importantes de meios porosos e permite a visualização do fluxo em escala de poro. A evolução do deslocamento de óleo pela fase aquosa é acompanhada no microscópio e são obtidas imagens dos perfis de saturação. Três diferentes fases aquosas foram usadas: água deionizada, uma solução de poli(óxido de etileno) de alto peso molecular e uma mistura de água com glicerina com a mesma viscosidade do poli(óxido de etileno). A visualização do fluxo no micromodelo permite obter informações específicas sobre a presença de óleo preso por forças capilares e o movimento da interface óleo/água no interior da rede. Resultados mostraram que as forças viscoelásticas modificam a distribuição de fluidos no meio poroso, melhorando a eficiência de deslocamento em escala de poro e consequentemente a saturação de óleo residual. / [en] Water flooding is the most commonly used oil recovery method in the oil industry. However, the high mobility ratio between the water and oil phases limits the amount of oil displaced by the water phase. An effective alternative to minimize this problem is the application of technologies that act as mobility control agents. Polymer solution is used in many cases as a way to increase the water phase viscosity and consequently reduce the mobility ratio. Experimental evidences have shown that the elastic behavior of some polymer solution may not only improve the mobility ratio but also contribute to a better pore level oil displacement, reducing the residual oil saturation. This pore level behavior is not clearly understood. In this work, a glass microfluidic chip made of a 2-D array of channels is used as a two-dimensional porous space. This device has the principal features of a porous media and provides means for pore level flow visualization. A microscopic is used to monitor the evolution of the water phase as it displaces oil and images of the saturation profiles can be made. Three different water phases were used: pure water, a high molecular weight poly(ethylene oxide) solution and a glycerol-water mixture with the same viscosity of the polymer solution. Flow visualization provides specific information about the presence of the trapped oil phase and the movement of the oil/water interface in the network. Results show that the viscoelastic forces modify the liquid distribution in the porous media, improving the displacement efficiency at pore scale and consequently the residual oil saturation.

[pt] Em um mundo globalizado, a demanda por energia está sempre crescendo. Uma vez que a indústria de óleo e gás é responsável pela entrega da maior parte desta demanda, isso faz dos hidrocarbonetos componentes cada vez mais importantes no mercado mundial. Entretanto tais recursos são finitos, portanto, uma exploração consciente, buscando sempre o máximo desempenho se faz necessária. Como os reservatórios de petróleo, logo após a aplicação das técnicas de recuperação primária e secundária, geralmente ainda possuem cerca de 65 por cento do volume de óleo originalmente contido em seus poros, métodos que visam a redução dessa porcentagem estão ganhando um papel cada vez mais importante na indústria energética. Nesse contexto, esse trabalho apresenta um micromodelo tridimensional representativo de um meio poroso que será utilizado para a análise do escoamento de fluidos na escala de poro. A microscopia confocal será adotada para visualizar os diferentes fenômenos que ocorrem em microescala, permitindo a obtenção de informações específicas sobre a dinâmica dos gânglios de óleo, em relação a sua formação, mobilização e aprisionamento, e assim, ao final do experimento quantificar a saturação residual de óleo em diferentes condições de escoamento. Os resultados obtidos mostram que o uso das suspensões de microcápsulas flexíveis como agente de controle de mobilidade, modifica a distribuição dos fluidos no meio poroso, o que melhora a eficiência de deslocamento do fluido deslocante na escala de poro, e consequentemente diminui a saturação de óleo residual. / [en] In a globalized world, the demand for energy is always growing. Since the oil and gas industry is responsible for delivering most of this demand, this makes hydrocarbon components increasingly important in the worldwide economy. However, such resources are finite, so a conscious exploration always seeking the maximum performance is required. As oil reservoirs after the application of primary and secondary recovery techniques usually still have about 65 percent of the original oil volume contained in their pores, methods that aim its reduction are gaining an increasingly important role in the energy industry. In this context, this work presents a three-dimensional micromodel representative of a porous medium that is used for pore-scale flow analysis. Confocal microscopy is used to visualize the microscale phenomena, leading to specific information about ganglia dynamics, related to its formation, mobilization and entrapment. The residual oil saturation, an important value to measure the amount of oil produced in a given reservoir is determined for different flow conditions. The results show that the suspensions composed by flexible microcapsules could be used as a mobility control agent, since it modifies the fluid distribution in the porous media, improving the pore-scale displacement efficiency, and consequently reducing the residual oil saturation.

[pt] A injeção de água é o método mais comum para manter a pressão e melhorar a recuperação de óleo contido em um reservatório. A eficiência de recuperação de óleo no caso de óleos pesados é limitada pela alta razão de mobilidade entre o fluido deslocante e o fluido deslocado. Como a sede mundial por energia aumenta todo ano, enquanto o fluxo de petróleo dos campos petrolíferos conhecidos juntamente com a descoberta de novos reservatórios declina a uma velocidade considerável, torna-se indispensável utilizar métodos mais efetivos para extrair o petróleo dos reservatórios conhecidos. Diferentes métodos de recuperação avançada de óleo são desenvolvidos em busca de alternativas. A injeção de dispersões, em particular a injeção de emulsões óleoem- água, como um agente de controle de mobilidade do fluido injetado tem sido testada e estudada com relativo sucesso. Porem esta técnica ainda não é totalmente desenvolvida ou compreendida. O uso efetivo de injeção de emulsões como uma alternativa para a recuperação de petróleo requer uma completa análise dos diferentes regimes de fluxo de emulsões dentro do espaço poroso de um reservatório. Se o tamanho de gota da fase dispersa for da mesma ordem de magnitude do tamanho de poro, as gotículas podem se aglomerar e bloquear parcialmente o escoamento através do espaço poroso, controlando assim a mobilidade do fluido deslocante, obtendo assim um deslocamento mais uniforme e um aumento no fator de recuperação. Este trabalho tem como objetivo principal o estudo do processo de deslocamento de óleo em um meio poroso por injeção de água e emulsões óleo-in-água. Diferentes experimentos foram realizados para análise de diferentes aspectos do problema, incluindo a injeção alternada de água e emulsão óleo-em-água a diferentes vazões, injeção alternada de água e emulsão em meios com diferentes permeabilidades conectados paralelamente e visualização do escoamento através de um meio poroso transparente formado por esferas de vidro não consolidadas. Um modelo do escoamento de emulsão foi considerado através da modificação da curva de permeabilidade relativa da fase aquosa, que é escrita como função não só da saturação, mas também da concentração de gotas de emulsão e do número de capilaridade local. O processo de deslocamento de óleo através de injeção alternada água-emulsão foi também estudado numericamente através de um código desenvolvido em Matlab utilizando o modelo TPFA (Two Flux Approximation) and IMPES (IMplicit Pressure and Explicit Pressure Saturation). / [en] Water injection is a common method to maintain reservoir pressure and improve oil recovery. The efficiency of oil recovery in the case of heavy oils is limited by the high mobility ratio between the injected water and oil. As the world thirst for energy is increasing every year while oil production from known oil reservoirs together with the discovery of new oil reservoirs deplete at considerable rate, it becomes indispensable to use more effective methods to produce oil from known reservoirs. The injection of dispersions, in particular of oil-in-water emulsions, as an agent of mobility control of injected fluid has been tested and studied with relative success. However this technique is not completely developed and understood. The effective use of emulsion injection as an alternative for oil recovery needs a complete analysis of different regimes of emulsion flow through the pore space of a reservoir. If the drop size of the dispersed phase is of the same order of magnitude of the pore size or lager, the drops can agglomerate and partially block the flow through the pores, thus controlling the displacing fluid mobility, getting a more uniform displacing front and an increase in the oil recovery factor. The main goal of this work is the study of oil displacement process through a porous media by water and oil-in-water emulsion injection. Different experiments were carried out for analysis of different aspects of the problem, including the alternating injection of water and oil-in-water emulsion at different flow rates, through cores with different permeabilities connected in parallel, and visualization of flow through a transparent non consolidated porous media, formed by glass beads. A model of emulsion flow was considered by modifying the relative permeability curve of the aqueous phase, which is written as a function not only of the aqueous phase saturation, but also as a function of the emulsion drop concentration and local capillarity number. The process of oil displacement by alternated water-emulsion injection was also studied numerically by a code developed in Matlab using TPFA (Two Flux Approximation) and IMPES (IMplicit Pressure and Explicit Pressure Saturation) methods.

[pt] Com o objetivo de aumentar a capacidade dos poços petrolíferos, métodos convencionais de recuperação são utilizados, os quais consistem na injeção de água ou gás para a manutenção da pressão do reservatório. A produção do óleo ocorre através do deslocamento do mesmo no espaço poroso, onde a água, fluido deslocante, é injetada para ocupar gradualmente o espaço do óleo, fluido deslocado. Devido aos efeitos capilares e às heterogeneidades do meio poroso, uma parcela de óleo residual acaba ficando retida no reservatório, apresentando baixo fator de recuperação de óleo devido a elevada viscosidade do óleo em relação à viscosidade do fluido injetado e altas tensões interfaciais entre os fluidos. A adição de polímeros à água garante um aumento na sua viscosidade, melhorando a razão de mobilidade água/óleo no meio poroso. Uniformizando a frente de avanço e melhorando a eficiência de varrido devido à melhora no deslocamento do óleo. O presente trabalho analisa o comportamento viscoelástico do polímero, isolando o efeito viscoso e elástico em função das taxas de cisalhamento e extensão, implementado em um modelo de simulação de injeção de polímeros na escala de reservatórios. O efeito das propriedades reológicas da solução polimérica mostram nos resultados de produção uma frente de avanço mais estável e consequentemente uma melhora na taxa de recuperação de óleo quando avaliou-se o comportamento puramente cisalhante. Entretanto uma melhora na taxa de recuperação e na estabilidade da frente de avanço para o comportamento puramente extensional só pode ser observado quando o número de capilaridade foi aumentado consideravelmente. / [en] Aiming to increase the capacity of oil fields, conventional recovery methods are used. These methods consist in the injection of water or gas to maintain the reservoir pressure. The oil production typically takes place by displacing this oil in the porous media, where the displacing fluid (water) is injected to gradually occupy the space of the displaced fluid (oil). Since due to capillary effects and the heterogeneity of the porous media, a residual oil portion ends up trapped in the reservoir. These methods lead to low values of oil recovery factor, which occurs mainly by two factors: high viscosity of the reservoir s oil in relation to the viscosity of the injected fluid and high interfacial tension between the fluids. The addition of polymers to the water ensures an increase in the viscosity of the injected fluid, improving mobility ratio between water and oil in the porous media. Thus, standardizing forward swept and improving the swept efficiency due to improved oil displacement, which reduces the formation of preferential paths in the reservoir, usually called fingers. This paper analyzes the viscoelastic behavior of the polymer, by isolating the viscous and elastic effect in function of its extension and shear rates, implemented in a polymer injection simulation model in a reservoir scale. The effect of the rheological properties of the polymer solution show in the production results a more stable injection front and consequently an oil recovery rate improvement when evaluated as a purely shear behavior. However an improvement in the recovery rate and stability of the injection front for pure extensional behavior can only be observed when the capillary number is increased considerably.

[pt] O uso de surfactantes zwitteriônicos em projetos de recuperação avançada de petróleo está limitado à adsorção na superfície da rocha-reservatório, que deve ser prevista para determinar a viabilidade econômica desses projetos. Porém, existe uma falta de modelos capazes de estimar essa adsorção e explicar os mecanismos envolvidos. O objetivo do trabalho foi providenciar modelos que pudessem estimar a adsorção de um surfactante zwitteriônico (CAPB), e explicar seus mecanismos de adsorção. Os experimentos foram realizados em rochas do tipo carbonato e arenito, através de testes com rocha particulada (estáticos) e no interior de núcleos de rocha (dinâmicos). Foi desenvolvida uma metodologia para quantificar o CAPB em salmoura utilizando a cromatografia líquida de alta eficiência. Como um diferencial, a adsorção foi normalizada pela área superficial específica da rocha, através de análise BET (testes estáticos) e microtomografia com (micro)CT-scan (testes dinâmicos). Os resultados foram interpretados com modelos empíricos e teóricos integrados às estimativas de potencial de superfície. Verificou-se para o carbonato, que a primeira camada de adsorção segue um padrão homogêneo, limitada por repulsão eletrostática com a superfície, enquanto a segunda camada segue uma adsorção heterogênea, onde são formados agregados de surfactante mediados por interações hidrofóbicas entre as caudas. Para o arenito, as duas camadas têm uma distribuição heterogênea, explicando a maior adsorção entre as duas rochas. Concluiu-se que os modelos de dupla camada são capazes de explicar e estimar a adsorção em condições de fluxo de forma confiável e a área superficial foi o fator mais relevante na diferença de adsorção dinâmica entre rochas, favorecida no arenito. / [en] The use of zwitterionic surfactants in enhanced oil recovery projects is limited to adsorption on the surface of the reservoir rock, which must be predicted to determine the economic feasibility of these projects. However, there is a lack of models capable of estimating this adsorption and explaining the involved mechanisms. The objective of this study was to provide models that could estimate the adsorption of a zwitterionic surfactant (CAPB) and explain its adsorption mechanisms. Experiments were conducted on carbonate and sandstone rocks using static tests with particulate rock and dynamic tests within rock cores. A methodology was developed to quantify CAPB in brine using high-performance liquid chromatography. As a distinguishing feature, the adsorption was normalized by the specific surface area of the rock, determined through BET analysis (static tests) and microtomography with (micro)CT-scan (dynamic tests). The results were interpreted with empirical and theoretical models integrated with surface potential estimates. For carbonate, it was observed that the first layer of adsorption follows a homogeneous pattern, limited by electrostatic repulsion with the surface, while the second layer follows heterogeneous adsorption, forming surfactant aggregates mediated by hydrophobic interactions between the tails. For sandstone, both layers exhibit a heterogeneous distribution, explaining the higher adsorption between the two rocks. It was concluded that bilayer models are capable of reliably explaining and estimating adsorption under flow conditions, and the surface area was the most relevant factor in the difference of dynamic adsorption between rocks, favored in sandstone.

[pt] A adição de polímeros à água de injeção é um dos métodos de recuperação avançada mais utilizados devido a capacidade desses compostos, de alta massa molar, de aumentar, de maneira significativa, a viscosidade da solução mesmo em baixas concentrações. O incremento na viscosidade da solução possibilita a diminuição da razão de mobilidade entre os fluidos, melhorando o deslocamento do óleo. Porém, há uma infinidade de fatores relacionados ao uso dessas substâncias que podem modificar significativamente as características originais do meio poroso, afetando permanentemente a produtividade do reservatório. De maneira a tentar entender melhor esses mecanismos, realizou-se neste estudo a revisão das características relacionadas à injeção de soluções poliméricas, e efetuou-se uma análise experimental para estudar os processos de adsorção polimérica e recuperação de óleo. Utilizou-se três tipos de amostras de rochas com diferentes características petrofísicas. Primeiramente foram realizados testes de adsorção de polímeros nas formações em condições de trabalho específicas através do Two Slug Method. Em seguida, realizou-se um estudo do processo de recuperação de óleo através da injeção de diferentes fases aquosas: água com composição semelhante a do campo de Peregrino, solução polimérica de HPAM e solução de glicerina com água com a mesma viscosidade da solução polimérica. Os resultados mostraram a eficiência do Two Slug Method em testes de adsorção e da utilização de soluções poliméricas nos processos de recuperação de óleo. / [en] The addition of polymers to the injection water is one of the most used oil enhanced recovery method because of the ability of these compounds to increase the viscosity of the solution even at low concentrations. This increase of the water phase viscosity promotes the reduction of the mobility ratio between fluids, improving the displacement of oil. However, there is a large number of factors related to the use of these substances that can significantly modify the original characteristics of the porous medium, affecting the useful life of the oil field. In order to better understand these mechanisms, a review of the characteristics related to polymer-flooding, and an experimental analysis were carried out to verify polymer adsorption mechanism and oil recovery processes. Three types of core samples with different petrophysical characteristics were used. Tests were carried out to study polymer adsorption on formations under specific working conditions by using the Two Slug Method. Then, oil recovery tests were performed with the injection of different water phases: water with composition similar to Peregrino field water, polymer solution and glycerol- water solution with the same viscosity of the polymer solution. Results showed the efficiency of the Two Slug Method in adsorption tests and the use of polymer solutions in oil recovery processes.

[pt] A injeção de água é o método de recuperação secundário mais utilizado no mundo. Mesmo em situações em que esse método não é o mais adequado, a facilidade de implantação e os menores custos comparativos impõem esse método como a opção selecionada. Em campos de óleo pesado, a razão de mobilidade desfavorável e as heterogeneidades de reservatório precipitam a formação de digitações viscosas e altos valores de saturação residual de óleo, levando a baixos fatores finais de recuperação. Os poços produtores desses campos produzem com altas frações de água muito rapidamente. O tratamento da água produzida é o principal custo operacional desses campos. O uso de emulsões diluídas de óleo em água foi avaliado como método de controle de mobilidade. Foi desenvolvido um extenso programa experimental em sandpacks de areia de sílica e plugs de arenito (Berea e Bentheimer) de forma a comparar as recuperações finais de óleo, perfis de pressão de injeção e razões água-óleo acumuladas nos casos de injeção de água, injeção de surfactantes e macroemulsões. Todos os meios porosos ensaiados foram saturados com petróleo cru originário da Bacia de Campos (20 graus API). Um estudo paramétrico foi feito de forma a identificar a influência da vazão de injeção, distribuição de tamanhos de gotas de óleo emulsionadas, concentração de óleo e permeabilidade no desempenho das emulsões injetadas. O programa foi complementado com um ensaio 3D (arenito Castlegate na configuração um quarto de five-spot) onde o fluido injetado foi dopado com Iodeto de Potássio para permitir melhor visualização da modificação de saturações de óleo e água com um tomógrafo de raios X. Os resultados obtidos indicaram ganhos na produção de óleo e redução da razão água-óleo acumulada. A possibilidade de preparar as emulsões óleo-água a serem injetadas a partir da água produzida pelo próprio campo traz um grande ganho ambiental ao se reduzir o descarte superficial de água oleosa. O efluente se transforma em um recurso. / [en] Water injection is the most used secondary recovery method in the world. This option is generally chosen even in situations where it is not the most efficient alternative to recover the oil due to its comparative simple implementation and lower operational costs. In heavy oilfields, the unfavorable mobility ratio between injection and displaced fluids in addition to reservoir heterogeneities cause water fingering phenomenon, high residual oil saturation and consequently poor final oil recoveries. Producer wells start to produce high water cuts very soon. Produced water treatment for surface disposal is the main operational cost in these oilfields. The use of diluted oil-in-water macroemulsions was evaluated as a mobility control method for these cases. An extensive experimental program was performed using silica sandpacks and sandstone plugs (Berea and Bentheimer) in order to evaluate final oil recovery factors, cumulative water-oil ratio and pressure behavior, comparing water injection, surfactant solution injection and oil-in-water injection. All porous media were saturated with crude oil from Campos Basin (20 degrees API). A parametric study was performed to identify the effect of injection rate, oil droplets size distributions, emulsion oil concentration and permeability level in emulsion injection performance. The experimental program was completed by an X-Ray computerized tomography monitored experiment in a Castlegate sandstone block (1/4 five-spot configuration). This block was submitted to an alternate water/emulsion/water injection. All injection fluids were doped with Potassium Iodide in order to better visualize oil and water saturations changes during this experiment. The results obtained have indicated final oil recovery improvement and cumulative water/oil reduction. The possibility, after some treatment, to prepare diluted oil-in-water emulsions using produced water from the oilfield brings the additional environmental benefit to emulsion injection. It would be a way to convert an effluent in a resource with clear environmental advantages.

[pt] A injeção de emulsão é um método comum para melhorar o varrido do reservatório e manter-lo pressurizado. A eficiência de recuperação de óleo no caso de óleos pesados é limitada pela alta razão de mobilidade entre a água injetada e o óleo. Um método de reduzir o problema relativo µa alta razão de viscosidade é por injeção de soluções poliméricas. Porem, a interação líquido- rocha, os grandes volumes e o preço associado dos polímeros podem fazer esta técnica não aplicável em caso de campos gigantes. Diferentes métodos de recuperação avançada de óleo estão sendo desenvolvidos como alternativas µa injeção de polímeros. A injeção de dispersões, em particular a injeção de emulsões, têm sido tratadas com relativo sucesso como um método de recuperação avançada de óleo, mas as técnicas não são totalmente desenvolvidas ou compreendidas. O uso de cada método requer uma completa análise dos diferentes regimes de fluxo de emulsões dentro do espaço poroso de um reservatório. A maioria das análises de fluxo de emulsões em um meio poroso utiliza uma descrição macroscópica. Esta aproximãção é só valida para emulsões com o tamanho da fase dispersa muito menor do que o tamanho do poro. Se o tamanho de gota da fase dispersa é da mesma ordem de magnitude do tamanho de poro, as gotas podem aglomera-se e particularmente podem bloquear o fluxo através dos poros. Este regime de fluxo pode ser utilizado para controlar a mobilidade do líquido injetado, conduzindo a um fator de recuperação maior. Neste trabalho, experimentos de deslocamento de óleo foram executados em um corpo de prova de arenito. Os resultados mostram que a injeção de uma emulsão mudou o fator de recuperação de óleo, elevando este desde 40%, obtido só por injeção de água, ate um valor aproximado de 75%, seja em modo primario ou depois do influxo da água. / [en] Water injection is a common method to improve the reservoir sweep and maintain its pressure. The e±ciency of oil recovery in the case of heavy oils is limited by the high mobility ratio between the injected water and oil. A method of reducing the problem related to the high viscosity ratio is by polymer solution injection. However, the liquid-rock interaction, the large volume and the associated cost of polymer may make this technique not applicable in the case of giant fields. Different enhanced oil recovery methods are being developed and studied as alternatives to polymer injection. Dispersion injection, in particular oil-water emulsion injection, has been tried with relative success as an enhanced oil recovery method, but the techniques are not fully developed or understood. The use of such methods requires a complete analysis of the different flow regimes of emulsions inside the porous space of a reservoir. Most analyses of flow of emulsion in a porous media use a macroscopic description. This approach is only valid for dilute emulsion which the size of the disperse phase is much smaller of the pore throat. If the drop size of the disperse phase is of the same order of magnitude of the pore size, the drops may agglomerate and partially block the flow through pores. This flow regime may be used to control the mobility of the injected liquid, leading to higher recovery factor. In this work, experiments of oil displacement were performed in a sandstone plug. The results show that injection of an emulsion changed the oil recovery factor, raising it from approximately 40%, obtained with water injection alone, to approximately 75%, whether in primary mode or after water flooding.