A injeÃÃo de Ãgua do mar em poÃos de petrÃleo para recuperaÃÃo do Ãleo à o mecanismo mais empregado nas unidades de produÃÃo. Entretanto esse mÃtodo provoca a formaÃÃo de incrustaÃÃo, devido à incompatibilidade salina com a Ãgua de formaÃÃo do poÃo. A deposiÃÃo de sais reduz a produtividade dos poÃos e causa entupimento das linhas de produÃÃo, aumentando, assim, os custos com manutenÃÃes corretivas. A fim de reduzir esses danos utiliza-se a tÃcnica squeeze de injeÃÃo de inibidor de incrustaÃÃo, na qual o anti-incrustante à adsorvido na superfÃcie da formaÃÃo rochosa evitando a formaÃÃo dos cristais. Com isso, a fim de compreender o mecanismo de retenÃÃo do inibidor na rocha realizou-se estudos de adsorÃÃo em leito fixo utilizando uma rocha do tipo arenÃtica desagregada, com diÃmetro mÃdio de partÃcula igual 605 Âm e um inibidor de incrustaÃÃo comercial. Foram levantados as isotermas de adsorÃÃo/dessorÃÃo de N2 e ensaios de DRX para caracterizar a rocha bem como ensaios de FTIR para determinaÃÃo de uma possÃvel composiÃÃo do inibidor. Os ensaios de adsorÃÃo foram realizados nas temperaturas de 30, 50 e 80ÂC, a uma vazÃo de 0,1 mL/min e variou-se a concentraÃÃo de alimentaÃÃo do inibidor de 1 a 10 mg/mL. Utilizou-se a tÃcnica de Espectroscopia de EmissÃo Ãtica com Plasma Indutivamente Acoplado (ICP-OES) para determinar a concentraÃÃo de inibidor no efluente e construir as curvas de breakthrough e as isotermas. AlÃm disso, foi realizado simulaÃÃo do sistema para estimativa de parÃmetros de transferÃncia de massa. O leito estudado apresentou porosidade de 57% e dispersÃo axial de 0,178 cm2/min. A rocha à constituÃda por Ãxido de silÃcio e as partÃculas apresentaram porosidade de 0,68% e 2,66 g/cm3 de massa especÃfica. O inibidor apresentou fÃsforo na sua composiÃÃo sendo esse monitorado pelo ICP para determinaÃÃo da concentraÃÃo de inibidor na saÃda do leito. Com as isotermas de adsorÃÃo, observou-se que a capacidade mÃxima adsorvida variou de 3 a 28 mg/g. O modelo matemÃtico proposto para simular o sistema trabalhado se ajustou bem aos dados experimentais e foi possÃvel estimar alguns parÃmetros de transferÃncia de massa como coeficiente global de transferÃncia de massa e a tortuosidade mÃdias das partÃculas adsorventes. Observou-se pelos dados obtidos que o inibidor à adsorvido na superfÃcie do sÃlido, pois a partÃcula apresentou baixa porosidade e tortuosidade. / Seawater injection in oilfield is technic used to recover petroleum in production units. However, this method induces scale formation because formations water is incompatible with injection water. The salt deposition reduces oilfield production and induces blocking of production lines, increasing costs with corrective maintenance. To reduce theses damages was used the squeeze technic, where a scale inhibitor is adsorbed in rock surface to avoid crystals formation. With that, to understand the mechanism of inhibitor retention in the rock, was realized studies in bed fixed with particles of sandstone rock, with 605 Âm medium diameter, and scale inhibitor commercial. Isotherms of N2 adsorption/desorption and XDR analyses were realized to characterization of rock and FTIR analyses to determine of composition inhibitor. Tests adsorption were realize at 303, 323 and 353 K, with flow of 0.1 mL/min and at inhibitor concentration 1 to 10 mg/mL. Optical Emission Spectroscopy Inductively Coupled Plasma (ICP-OES) was used to determinate inhibitor concentration in the effluent and build isotherms and breakthrough curves. Furthermore, simulations of the system were realized to estimate mass transfer parameters. The bed showed of 57% porosity and axial dispersion of 0.178 cm2/min. The rock is constituted to silicon oxide and particles showed of 0.68% porosity and density of 2.66 g/cm3. The inhibitor has phosphorus in its composition and this was monitored by ICP to determine the inhibitor concentration at the bed outlet. With adsorption isotherms observed maximum capacity adsorbed was 3 to 28 mg/g. The mathematical model proposed to simulated this system had a good adjusted and was possible estimated some parameters of mass transfer as global mass transfer coefficient of mass transfer and tortuosity of adsorbents. It was observed from the data obtained that the inhibitor is adsorbed on the solid surface, because the particle had low porosity and tortuosity.