Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes MorenoDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de GeociênciasResumo: Dentre os processos químicos utilizados para recuperação avançada de petróleo, a injeção de polímeros quando bem projetada pode ser um dos métodos mais eficientes e de baixo custo. Como principais vantagens do método pode-se citar a antecipação da produção de óleo e uma melhoria no gerenciamento dos fluidos injetados e produzidos. Contudo, as soluções poliméricas na maioria das vezes são injetadas em reservatórios altamente complexos, com alto teor de salinidade, dureza e temperatura elevada. Portanto, antes da implementação desse método de recuperação faz-se necessário um estudo prévio da influência desses fatores sobre as soluções poliméricas e seus efeitos na eficiência de recuperação de óleo. O presente trabalho tem como objetivo avaliar a eficiência da injeção de soluções do polímero poliacrilamida parcialmente hidrolisada (HPAM), confeccionadas em meio de alta salinidade, na recuperação de óleo viscoso em diferentes níveis de temperatura. O estudo experimental envolveu três testes de deslocamento imiscíveis realizados nas temperaturas de 26°C, 50°C e 75°C, utilizando-se amostras de arenito de alta permeabilidade provenientes da Formação Botucatu. O óleo mineral Lubrax SAE 15W-40 (? 180 cP @ 26°C) e o óleo mineral Lubrax Gear MO 3200 (? 11000 cP @ 26°C) foram utilizados para simular o petróleo contido no reservatório. Para manter a máxima similaridade entre os testes de deslocamento, foi proposto que os óleos apresentassem uma viscosidade alvo fixa de aproximadamente 180 cP. Para tanto, o óleo Lubrax Gear MO 3200 foi diluído com querosene na proporção de 15% e 5% em volume para realização dos testes a 50°C e 75°C, respectivamente. Já o óleo Lubrax SAE 15W-40 foi utilizado no teste a 26°C sem a necessidade de diluição. A simulação da explotação do óleo por injeção convencional de água foi realizada com solução salina de cloreto de sódio com concentração de 110 000 ppm, sem controle prévio de sua viscosidade nos diferentes testes de deslocamento. Para selecionar a solução polimérica e simular a etapa de recuperação avançada, realizou-se um extenso estudo de caracterização reológica em onze soluções com diferentes concentrações de HPAM, preparadas em solução salina de NaCl (110 00 ppm). Nessa etapa, pode-se avaliar o efeito da taxa de cisalhamento, temperatura e concentração do polímero na viscosidade aparente das soluções. Com base nos reogramas gerados foram selecionadas três soluções poliméricas que nas temperaturas dos testes de deslocamento apresentaram viscosidade de aproximadamente 10 cP (@7.848 s^(-1)). Dessa forma pode-se avaliar o efeito dos diferentes níveis de temperatura no fator de recuperação de óleo (FR), na razão água-óleo acumulada (RAO), nas curvas de fluxo fracionário e nas curvas de permeabilidade relativa. Os resultados dos testes mostraram que o aumento da temperatura tem grande efeito na recuperação de óleo, tanto na injeção de água quanto na injeção de polímero. Conforme a temperatura aumenta, há um aumento considerável no fator de recuperação do óleo. Para as diferentes temperaturas utilizadas nos experimentos, obteve-se um incremento de pelo menos 10% no FRAbstract: A well-designed polymer flooding can be one of the most efficient and low-cost improved oil recovery methods, among the chemical ones. The anticipation in the oil production and the improvement in the management of the injected and produced fluid are the main advantages of this method. However, polymer solutions are often injected into complex reservoirs with high levels of salinity, hardness and temperature. Hence, before to the implementation of this recovery method, a previous study is necessary to evaluate the influence of these factors on polymer solutions and their effect on oil recovery efficiency. This study aims to assess the effectiveness of the injection of partially hydrolyzed polyacrylamide (HPAM) polymer solutions, prepared in high salinity medium for recovery viscous oil at different temperatures. The experimental study involved three immiscible displacement tests conducted at 26°C, 50°C and 75 °C, using high permeability sandstone samples from Botucatu Formation. Mineral oil Lubrax SAE 15W-40 (?180 cps @ 26 °C) and mineral oil Lubrax Gear MO 3200 (?11000 cP @ 26 °C) were used to simulate the oil contained in the reservoir. Furthermore, a target oil viscosity of approximately 180 cP was proposed to maintain maximum similarity between the offset tests. Therefore, MO 3200 Lubrax Gear oil was diluted with kerosene at a ratio of 15% to 5% by volume to perform the tests at 50°C and 75 °C, respectively. On the other hand, the Lubrax SAE 15W-40 oil was used in the test at 26 °C without dilution. The simulation of the exploitation of the oil by conventional water flooding was carried out with a brine of sodium chloride at a concentration of 110000 ppm, without control of its viscosity in different tests. An extensive study of rheological characterization was carried out aiming at to select the polymer solution and simulate the enhanced recovery. Eleven solutions with different concentrations of HPAM, were prepared in saline solution (110000 ppm). Therefore, in this step, the effect of shear rate, temperature and concentration of the polymer over the apparent viscosity of the solutions can be evaluated. Based on the generated rheograms, three polymer solutions showing a viscosity of approximately 10 cP (@ 7,848 s-1) were selected. Thus, the effect of different temperature levels over the oil recovery factor (FR), the cumulative water-oil ratio (RAO), the fractional-flow curves and the relative permeability curves can be evaluated. The test results showed that the rise in temperature has a large effect on oil recovery, for both water injection and polymer injection. As temperature increases, there is a considerable rise in the oil recovery factor. For the different temperatures used in the experiments, there was obtained an increase of at least 10% in the FRMestradoReservatórios e GestãoMestre em Ciências e Engenharia de Petróleo