Made available in DSpace on 2016-08-29T15:09:38Z (GMT). No. of bitstreams: 1 tese_2702_Dissertação José Paulo 20-02-07.pdf: 6592458 bytes, checksum: 3a192b9527e3053ced166fa1ba3f5f5c (MD5) Previous issue date: 2006-10-31 / A resposta a derramamentos de óleo pesado no Brasil necessita de uma discusão mais aprofundada, de modo a considerar certas particularidades que a legislação não contempla. O dimensionamento da estrutura a ser utilizada não leva em conta as características do óleo, se mais ou menos denso, se mais ou menos viscoso, bem como, trata de forma única qualquer volume de descarga superior a 200m3, considerado simplesmente como uma descarga grande. Discutir a utilização da contenção e recolhimento e da dispersão artificial, enquanto estratégias de resposta a derramamento de óleo pesado em mar aberto, além da contribuição esperada de cada cenário de resposta em função do esforço de mobilização necessário, constituem o objeto central deste estudo. Com a utilização da modelagem computacional (OILMAP), reproduz-se um cenário acidental crítico de derramamento de óleo pesado no litoral sul do Espírito Santo, o cenário de não-resposta, que sob condições ambientais severas e numa situação de mancha livre resulta em grande volume de óleo atingindo a costa. Em seguida, experimenta-se a estrutura e os tempos de resposta previstos na legislação para a contenção e recolhimento do óleo, compondo-se assim o cenário de referência. Além do conjunto de dez cenários alternativos de resposta, baseados primeiramente na alteração dos tempos de resposta, depois num aumento mediano e outro mais expressivo da estrutura utilizada, são também simulados uma série de combinações das estratégias de contenção e recolhimento com a dispersão combinada (mecânica e química) e um cenário de resposta composto exclusivamente pela dispersão combinada do óleo hipoteticamente derramado. Os resultados obtidos sinalizam para uma limitação das estratégias de resposta, no caso de grandes derramamentos em condições ambientais críticas, uma vez que este trabalho revela que no melhor dos cenários de resposta, uma parcela ainda significativa (~25%) do volume inicialmente derramado (15.000m3) continua alcançando uma extensão relativamente grande (~50km) da linha de costa, num prazo relativamente curto (~05dias).

Made available in DSpace on 2018-03-22T15:51:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 tese_11637_FADY ABOUJAOUDE .pdf: 42298478 bytes, checksum: fa8b54eaf1878ccba2132f35dfd67c06 (MD5) Previous issue date: 2017-12-18 / A medição ultrassônica por tempo de trânsito vem sendo utilizado cada vez mais nos últimos anos, havendo, sem dúvida, a necessidade urgente de desenvolvimento de tecnologia brasileira neste campo da instrumentação. Este trabalho se dedica ao estudo de medição de vazão em óleos pesados por ultrassom com a pretensão de verificar experimentalmente a validade dos processos estatísticos utilizados visando a redução das incertezas nas leituras. Para isso o trabalho analisa experimentalmente efeitos de possíveis erros do medidor por tempo de trânsito validando-os em relação a um medidor de vazão de referência. Medidor Ultrassônico, tempo de trânsito, óleo pesado, medição de vazão

A descoberta de petróleo na camada do Pré-Sal fez com que a Petrobras envestisse cerca de 240 bilhões de dólares. Uma etapa crítica desta indústria é o transporte de petróleo, que envolve o sistema água-óleo. O objetivo do presente trabalho é estudar uma corrente água-óleo em um tubo reto e em uma curva, com o intuito de gerar perfis de velocidades, pressões e densidades em CFD. Para as simulações desenvolvidas foram considerados: fluxo 3D, escoamento turbulento na fase óleo e escoamento laminar na fase água, isotérmico e incompressível. Foram realizados estudos nos estados estacionário e transiente. Foi desenvolvido o estudo de convergência da malha. As ferramentas do Phoenics utilizadas para representar a interação entre as fases foram o IPSA e o Algebraic Slip. O IPSA resolve as equações de Navier-Stokes para cada fase. No Algebraic Slip, postula-se que existe um meio contínuo em que existem vários componentes da fase dispersos, podendo estes ser gotas, bolhas ou partículas sólidas. A turbulência foi avaliada utilizando os modelos K- padrão e o K-, porém só houve redução considerável dos resíduos para o K- Padrão. As densidades geradas nas simulações em CFD foram comparadas visualmente com os resultados experimentais obtidos em trabalho anterior para fluxo multifásico. As quedas de pressão obtidas em simulação foram comparadas com os dados da literatura, onde foi possível observar a grande redução da perda de carga ao utilizar a técnica de envolver o óleo com um anel de água na tubulação. As simulações realizadas com o modelo Algebraic Slip, e o modelo de turbulência foram consideradas como validadas. / With the discovery of oil in the pre-salt layer, Petrobras was encouraged to invest about 240 billion dollars. A critical point of this industry is the oil transport, which encompasses oil-water system. The objective of the present work is to study the flow of water and oil into a tube and an elbow, in order to generate distributions of velocity, pressure and density by using a CFD tool. To develop simulations the following is assumed: 3D flow, turbulent flow in oil phase and laminar flow in water phase, isotherm and incompressible flow. Steady-state and transient studies have been done. The mesh convergence has been carried out. The IPSA and Algebraic slip were the Phoenics tools that were used to represent the phases interaction. The IPSA solves the Navier-Stokes equations for each phase. In the Algebraic Slip model, one assumes that a continuum mean exists where the other components are dispersed, which can be bubbles or solid particles. The turbulence was evaluated by using K- standard and K- models; however, the considerable reduction of residue to the K- Standard was observed. The densities modeled by CFD were visually compared to the experimental results that were obtained in a previous work for a multiphase flow. The simulations of head loss were compared to literature data, and it can be seen a big difference between the head loss that was obtained by using water and that no using water. The simulations of Algebraic Slip model and the use of turbulence model were considered as validated.

Submitted by Morgana Andrade (morgana.andrade@ufes.br) on 2016-06-01T16:53:58Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23148 bytes, checksum: 9da0b6dfac957114c6a7714714b86306 (MD5) tese_8657_Fabrício Carlos Tozzi (1).pdf: 2062578 bytes, checksum: affe975e528cc53bc578480c06857f6c (MD5) / Approved for entry into archive by Patricia Barros (patricia.barros@ufes.br) on 2016-08-15T18:20:41Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23148 bytes, checksum: 9da0b6dfac957114c6a7714714b86306 (MD5) tese_8657_Fabrício Carlos Tozzi (1).pdf: 2062578 bytes, checksum: affe975e528cc53bc578480c06857f6c (MD5) / Made available in DSpace on 2016-08-15T18:20:41Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23148 bytes, checksum: 9da0b6dfac957114c6a7714714b86306 (MD5) tese_8657_Fabrício Carlos Tozzi (1).pdf: 2062578 bytes, checksum: affe975e528cc53bc578480c06857f6c (MD5) / O Brasil não é um grande produtor de óleos leves e, além disso, as refinarias brasileiras ainda não processam integralmente os óleos pesados, logo uma alternativa seria a mistura de óleos leves, ou de características mais leves, com óleos pesados, o que levaria à formação de um “novo óleo” com característica relativamente leve. O nome deste processo é blending e estas misturas são denominadas de blends. Quando se prepara um blend, há a formação de um “novo” óleo com características diferenciadas, quando comparado a matriz original (óleo ou blend), logo é importante avaliar o impacto dessa mistura nas novas propriedades físico-químicas produzidas. Neste trabalho, foram utilizados quatro petróleos, sendo dois óleos offshore designados de A e B (Gravidade API = 26,4 e 18,3) e dois onshore designados de C e D (Gravidade API = 12,2 e 19,6, respectivamente) sendo a maior parte classificados como pesados, que foram usados para produção de 68 blends. Estes foram analisados e os novos valores encontrados para as propriedades físico-químicas dos blends como NAT, enxofre total, ponto de fluidez, Gravidade API e viscosidade foram avaliadas e comparadas aos óleos originais. Entre os 68 blends produzidos, 13 blends apresentaram, simultaneamente, uma melhora nos valores para NAT, S total, ponto de fluidez e Gravidade API. Vale destacar que dois blends (nomeados de B30 e B34) apresentaram os melhores resultados para o NAT, S total, viscosidade cinemática e Gravidade API. Como a composição química utilizada na preparação destes blends foram diferenciadas, houve também a necessidade de se verificar a influência da concentração dos óleos A, B, C e D nestes resultados dos blends. É possível verificar uma importante contribuição do óleo A nestes resultados encontrados. Portanto, é possível concluir que quando não há uma grande produção de óleos leves, a mistura destes com os óleos pesados possibilita a formação de misturas com características de óleo relativamente mais leve, otimizando assim, as etapas de produção, processamento e refino. / Brazil is not a major producer of light oils, and moreover, Brazilian refineries do not yet processed heavy oils, then an alternative would be the mixture of light oils, or lighter characteristics with heavy oil, which would lead to formation of a "new oil" with relatively light feature. The name of this process is blending and these mixtures are called blends. When preparing a blend, there is the formation of a "new" oil with different characteristics when compared to the original matrix (oil or blend), so it is important to assess the impact of this mixture in the new physicochemical properties produced. In this work, four oils were used, two offshore oil designated A and B (API Gravity = 26.4 to 18.3) and two onshore designated C and D (API Gravity = 12.2 and 19.6, respectively ) are classified as the most heavy, which were used to produce 68 blends. These were analyzed and the new values for the physico-chemical properties of the blends as TAN, total sulfur, pour point, viscosity and API gravity were evaluated and compared to the original oils. Among the blends produced 68, 13 blends exhibited both an improvement in values for TAN, all S, pour point and API gravity. It is worth noting that two blends (B30 and B34 named) had the best results for the TAN, the total S, kinematic viscosity and API gravity. Since the chemical composition used in preparing these blends were differentiated, there is also a need to check the influence of the concentration of oils A, B, C and D results from these blends. You can check an important contribution of the oil in these results. Therefore, we conclude that when there is a large production of light oils, the mixing of heavy oils facilitates the formation of mixtures with relatively lighter oil characteristics, optimizing thus the stages of production, processing and refining.

A descoberta de petróleo na camada do Pré-Sal fez com que a Petrobras envestisse cerca de 240 bilhões de dólares. Uma etapa crítica desta indústria é o transporte de petróleo, que envolve o sistema água-óleo. O objetivo do presente trabalho é estudar uma corrente água-óleo em um tubo reto e em uma curva, com o intuito de gerar perfis de velocidades, pressões e densidades em CFD. Para as simulações desenvolvidas foram considerados: fluxo 3D, escoamento turbulento na fase óleo e escoamento laminar na fase água, isotérmico e incompressível. Foram realizados estudos nos estados estacionário e transiente. Foi desenvolvido o estudo de convergência da malha. As ferramentas do Phoenics utilizadas para representar a interação entre as fases foram o IPSA e o Algebraic Slip. O IPSA resolve as equações de Navier-Stokes para cada fase. No Algebraic Slip, postula-se que existe um meio contínuo em que existem vários componentes da fase dispersos, podendo estes ser gotas, bolhas ou partículas sólidas. A turbulência foi avaliada utilizando os modelos K- padrão e o K-, porém só houve redução considerável dos resíduos para o K- Padrão. As densidades geradas nas simulações em CFD foram comparadas visualmente com os resultados experimentais obtidos em trabalho anterior para fluxo multifásico. As quedas de pressão obtidas em simulação foram comparadas com os dados da literatura, onde foi possível observar a grande redução da perda de carga ao utilizar a técnica de envolver o óleo com um anel de água na tubulação. As simulações realizadas com o modelo Algebraic Slip, e o modelo de turbulência foram consideradas como validadas. / With the discovery of oil in the pre-salt layer, Petrobras was encouraged to invest about 240 billion dollars. A critical point of this industry is the oil transport, which encompasses oil-water system. The objective of the present work is to study the flow of water and oil into a tube and an elbow, in order to generate distributions of velocity, pressure and density by using a CFD tool. To develop simulations the following is assumed: 3D flow, turbulent flow in oil phase and laminar flow in water phase, isotherm and incompressible flow. Steady-state and transient studies have been done. The mesh convergence has been carried out. The IPSA and Algebraic slip were the Phoenics tools that were used to represent the phases interaction. The IPSA solves the Navier-Stokes equations for each phase. In the Algebraic Slip model, one assumes that a continuum mean exists where the other components are dispersed, which can be bubbles or solid particles. The turbulence was evaluated by using K- standard and K- models; however, the considerable reduction of residue to the K- Standard was observed. The densities modeled by CFD were visually compared to the experimental results that were obtained in a previous work for a multiphase flow. The simulations of head loss were compared to literature data, and it can be seen a big difference between the head loss that was obtained by using water and that no using water. The simulations of Algebraic Slip model and the use of turbulence model were considered as validated.

Orientadores: Watson Loh, Edvaldo Sabadini / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Química / Made available in DSpace on 2018-08-24T08:19:42Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Padula_Lilian_D.pdf: 2979563 bytes, checksum: 326395f8133ab39db6f41ffbeff5d688 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: Esta tese envolve o estudo da origem da alta viscosidade de dois óleos pesados brasileiros, OF1 e OF2, utilizando, para isso, aditivos químicos e tratamentos físicos. Através deste estudo confirmou-se o papel importante dos asfaltenos na viscosidade dos óleos aqui estudados. Investigações com espalhamento de raios-X em baixo ângulo (SAXS) indicaram a presença de agregados nestes óleosos quais apresentam uma agregação sequencial e hierarquizada. Além disso, estudou-se o que exercia um papel mais marcante sobre a viscosidade, o tamanho dos agregados ou a concentração dos mesmos. Verificou-se então que a concentração de agregados é o que apresenta maior efeito sobre a viscosidade dos óleos, uma vez que óleos com diferentes viscosidades 300.000 e 30.000 mPas apresentaram tamanho de agregados muito próximos,maior que 41 e 43 nm. No entanto, asconcentrações de asfalteno C5I eram bem diferentes para OF2s e OF1s, 14 e 20 % respectivamente, sendo mais viscosos aqueles com maior concentração de asfaltenos. O estudo com aditivos de diferentes classes mostrou que os mesmos não promoviam redução da viscosidade superior a 40 %. Além disso, mesmo os aditivos que causaram redução de 40 % na viscosidade não demonstraram nenhum efeito na microestrutura dos óleosquando avaliados por SAXS. Devido a esses resultados, propôs-se um modelobaseado no modelo desuspensão coloidal no qual os aditivos atuam sobre a fase contínua, em um efeito similar ao de diluição, não promovendo alterações nos agregados de asfaltenos na faixa de concentração estudada. Portanto, não faria sentido pensar em aditivos que em pequenas concentrações reduzam drasticamente a viscosidade / Abstract: Investigation of the elevated viscosity of two Brazilian heavy oils, OF1 and OF2, using several classes of additives and physical treatments. The studyreinforced the asphaltenes role on heavy oils viscosity. And SAXS investigationshave shown the presence of aggregates in these oils which aggregates in asequential and hierarchized. Furthermore showed also that, the concentration has a major contribution than the size of aggregates, because crudes with very different viscosities 300.000 and 30.000 mPas presented very similar aggregates sizes, 41 and 43 nm, but concentrations of asphaltene I5 quite different 14 and 20% respectively. Studying the rheology of several classes of additives the maximum viscosity reduction promoted was 40% of the initial value for heavy oils OF1s and OF2s presented. Also, the additives did not promote changes on the microstructure of asphaltene aggregates; therefore, a hypothesis having in mind petroleum as a colloidal suspension was formulated. This hypothesis states that the additives act only on the continuous medium, not on the aggregates themselves, similarly to a dilution effect. Therefore, it is very unlikely to find an additive that can be used as viscosity reducer through asphaltene disaggregation on heavy oils, at least on the additive concentration range studied here / Doutorado / Físico-Química / Doutora em Ciências

Submitted by Kilvya Braga (kilvyabraga@hotmail.com) on 2018-04-27T11:04:15Z No. of bitstreams: 1 BALBINA RAQUEL DE BRITO CORREIA - DISSERTAÇÃO (PPGEM) 2016.pdf: 6215965 bytes, checksum: 1bfd34b81d73a0bb406a5054fcdbdd3a (MD5) / Made available in DSpace on 2018-04-27T11:04:15Z (GMT). No. of bitstreams: 1 BALBINA RAQUEL DE BRITO CORREIA - DISSERTAÇÃO (PPGEM) 2016.pdf: 6215965 bytes, checksum: 1bfd34b81d73a0bb406a5054fcdbdd3a (MD5) Previous issue date: 2016-08-16 / CNPq / A simulação numérica é uma ferramenta utilizada para modelar e estudar reservatórios de petróleo de forma a auxiliar na aplicação de métodos de recuperação suplementar. A injeção de água é o método mais utilizado na recuperação de óleo, devido ao baixo custo de processo, a disponibilidade da água e aos mecanismos de manutenção da pressão e deslocamento de óleo. O presente estudo objetivou estudar o escoamento de óleo e água em um reservatório de óleo pesado, homogêneo, com características do Nordeste brasileiro e modelagem do tipo Black oil, de formato irregular, com o intuito de avaliar o comportamento do reservatório e previsão da recuperação de óleo com a aplicação de injeção isotérmica de água. Para tanto, foi utilizado um simulador numérico, em linguagem C++, com solução das equações governantes pelo método dos volumes finitos e uso de coordenadas generalizadas, a partir de 30 anos de injeção de água, para estudar parâmetros de reservatório e operacionais e avaliar sua influência na recuperação de óleo. Foram realizadas simulações para deliberar sobre a malha do reservatório, estudo do passo de tempo mínimo utilizado nas simulações e efeito de diferentes valores de pressão inicial do reservatório. Dessa forma, foi definida uma malha com 100x50 volumes elementares e o modelo five-spot invertido para avaliar a influência de diferentes valores de permeabilidade absoluta da rocha, grau API do óleo e diferentes vazões de injeção de água, na recuperação de óleo. Foram realizadas análises da localização de poços na malha, a partir da distância entre poços injetores e produtores. A partir dos casos estudados e por meio de gráficos de Volume Poroso Injetado (VPI) versus Volume Poroso de Óleo Recuperado (VPOR), gráficos de Corte de água no tempo e mapas de saturação de água e pressão na formação produtora, ao longo tempo, foi identificado que, no processo de injeção de água, o aumento da permeabilidade absoluta influenciou negativamente e o aumento da vazão de injeção influenciou positivamente a recuperação do óleo, enquanto que o grau API não mostrou influência significativa. Em síntese, com o estudo da alocação dos poços na malha, verificou-se que os poços produtores mais distantes dos poços injetores apresentaram melhores resultados de recuperação de óleo e menor produção de água, pois, o aumento da vazão e a proximidade dos poços, aliada a maiores permeabilidades absoluta da rocha reservatório permitem a ocorrência de fingers viscosos e Breakthrough precoce, fenômenos que reduzem a eficiência do processo de injeção de água. / Numerical simulation is a tool used for modeling and studying oil reservoirs in order to aid in applying additional recovery methods. Water injection is the most common method used in oil recovery due to the low cost process, the availability of water and pressure maintenance and oil displacement mechanisms. This study aimed to study the flow of oil and water in a homogeneous heavy oil reservoir, with Brazilian Northeast characteristics and black oil model, of irregularly form, with the purpose of evaluate the reservoir behavior and prediction of oil recovery due to application of the isothermal water injection. Thus, it was used a numerical simulator, in C++ code, with solution of the governing equations by the finite volume method and the use of generalized coordinates, from 30 years of water injection to study reservoir and opertaing parameters to assess into oil recovery influence. Simulations were accomplished to deliberate on the mesh of the reservoir, minimum time step of the study used in simulations and effects of different initial pressure values of the reservoir. A mesh with 100x50 elementary volumes was defined and inverted five-spot model to evaluate the influence of different absolute values of permeability rock, oil API gravity and different flow rates of water injection on the oil recovery. Wells location analyzes were conducted in the mesh, considering the distance between injection and producers wells. Based on the case studies and using graphs Volume Porous Injected (VPI) and Volume Porous Recovered oil (VPOR), water cut graphs, in time, and reservoir pressure and water saturation maps, over time, it was identified that the water injection process, the absolute permeability increasing have influenced negatively and injection flow rate increased have influenced positively on the oil recovery, while the API gravity has not shown significant influence. In conclusion, it was identified, with the study of allocation of wells in the mesh, that most distance form producing wells of injection wells showed better results on the oil recovery and and reduced water production, therefore, with increasing the flow rate and the proximity of the wells, it combined with larger absolute permeabilities of the reservoir rock, has allowed the occurrence of viscous fingers and early Breakthrough, phenomena which reduce the efficiency of the water injection process.

Made available in DSpace on 2015-03-26T13:51:46Z (GMT). No. of bitstreams: 1 01 - capa_abstract.pdf: 113068 bytes, checksum: ac8d58045328d0ccbe13706fe9c3dede (MD5) Previous issue date: 2008-09-12 / Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico / The heavy oil (10 20ºAPI) is more than half of world oil reserves, there are predictions that in 2025 are the main source of oil in the world. The difficulties in exploration this kind of oil are associated with unfavorable characteristics such as density and viscosity (100 to 10.000 cP). With the need to improve the utilization of reservoir - in view of the relatively low levels of efficiency of traditional techniques - it has expanded the research to develop new techniques for recovery, especially Microbialy Enhanced Oil Recovery (MEOR). In the recovery of oil contained in sand-pack columns, two dimensionless variables are reported as important: the capillary number and ratio of viscosity. As the increases capillary number, the residual oil decreases. This can be achieved by reducing the interfacial tension between the fluid of residual oil. Several authors have reported the tensions interfaciais ultra between biosurfactant and hydrocarbons, including heavy oil. In the present work, tested the hypothesis that the biosurfactant produced on condition of reservoir, by two isolates of Bacillus subtilis from the collection of culture of the Laboratório de Biotecnologia e Biodiversidade para o Meio Ambiente (LBBMA / DMB / UFV), are capable to remove heavy oil in sand-pack columns. Initially, the isolates of Bacillus subtilis LBBMA 155 and Bacillus subtilis subsp. spizizenii LBBMA 258 were evaluated as to the growth and biosurfactant production in response to temperature and salinity. A central composite rotatable design (CCRD) was used, with temperature and salinity being independent variable. The results were analyzed using Response Surface Methodology (RSM) and showed that the those isolates were able of growth and biosurfactant production of under anaerobic conditions. The growth was influenced by temperature and biosurfactant production was influenced by temperature and salinity. After that, the biosurfactant produced by those isolates, alone or mixed, were analyzed as the ability to remove heavy oil trapped in sand-pack columms. The injection of three volumes of porous extract biossurfactante (EB) produced by Bacillus subtilis LBBMA 155 and Bacillus subtilis subsp. spizizenii LBBMA 258 removed 13.55% and 17.42%, respectively, from residual oil (14 ºAPI). The mixed of extracts from biosurfactant produced by those two isolates showed intermediate values of DMC and recovery of residual oil reported for each. Summarize, the extracts from biosurfactant (EB) produced under anaerobic conditions by Bacillus subtilis LBBMA 155 e Bacillus subtilis subsp. spizizenii LBBM 258 are effective in recovery heavy oil nuclei of the sand-pack columms and have potencial for use Microbialy Enhanced Oil Recovery. / Os óleos pesados (10-20 ºAPI) constituem mais da metade das reservas mundiais de petróleo, havendo previsões de que em 2025 sejam a principal fonte de petróleo no mundo. As dificuldades na exploração desse tipo de óleo estão associadas a características desfavoráveis, como densidade e viscosidade (100 a 10000 cP). Com a necessidade de melhorar o aproveitamento dos reservatórios tendo em vista os níveis relativamente baixos de eficiência das técnicas tradicionais tem-se ampliado as pesquisas para o desenvolvimento de novas técnicas de recuperação, destacando-se a recuperação avançada de petróleo melhorada por microrganismos (Microbially enhanced oil recovery MEOR). Na recuperação de óleos contidos em meios porosos, duas variáveis adimensionais são relatadas como importantes: o número capilar e a razão de viscosidade. À medida que o número capilar aumenta, o óleo residual decresce. Isso pode ser obtido por meio da redução da tensão interfacial entre o fluido de arraste e o óleo residual. Diversos autores têm reportado a obtenção de tensões interfaciais ultrabaixas entre biossurfactantes e hidrocarbonetos, incluindo o óleo pesado. Neste trabalho, testou-se a hipótese de que os biossurfactantes produzidos, em condição de reservatório, por dois isolados de Bacillus subtilis pertencentes à Coleção de Culturas do Laboratório de Biotecnologia e Biodiversidade para o Meio Ambiente (LBBMA/DMB/UFV), são capazes de mobilizar óleo pesado em sistemas porosos de areia. Inicialmente, os isolados de Bacillus subtilis LBBMA 155 e BacilIus subtilis spizizenii LBBMA 258 foram avaliados quanto ao crescimento e produção de biossurfactante em resposta a variações de temperatura e salinidade. Para tanto, foi empregada a Metodologia de Superfície de Resposta (MSR) através do delineamento experimental Composto Central Rotacional (DCCR), e observou-se que esses isolados foram capazes de produzir biossurfactantes em anaerobiose, sendo o crescimento influenciado pela temperatura e a produção de biossurfactante influenciada pela temperatura e pela salinidade. Posteriormente, os biossurfactantes produzidos por esses isolados, sozinhos ou em misturas, foram avaliados quanto à capacidade de mobilização de óleo pesado retido em núcleos porosos de areia. A injeção de três volumes porosos do extrato de biossurfactante (EB) produzidos por Bacillus subtilis LBBMA 155 e Bacillus subtilis subsp. spizizenii LBBMA 258 removeram 13,55% e 17,42%, respectivamente, de petróleo residual (14 ºAPI). A mistura dos extratos de biossurfactantes produzidos por esses dois isolados mostrou valores intermediários de DMC e recuperação de petróleo residual reportados para cada um. Sinteticamente, os extratos de biossurfactantes (EB) produzidos em anaerobiose por B. subtilis LBBMA 155 e B. subtilis subsp. spizizenii LBBMA 258 são efetivos na mobilização de óleo pesado em núcleos porosos de areia e possuem potencial de utilização na recuperação avançada de petróleo melhorada por microrganismos.