Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes MorenoDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de GeociênciasResumo: O desenvolvimento de métodos de recuperação é extremamente importante para a explotação de petróleo e a escolha entre diferentes métodos pode representar grande diferença na análise de oportunidades e no desenvolvimento dos campos. No método convencional por injeção de água objetiva-se a manutenção de pressão do reservatório e a produção do óleo se dá pelo deslocamento mecânico entre os fluidos. O fluido deslocante (água) tende a ocupar gradualmente o espaço do fluido deslocado (óleo), ficando uma parcela de óleo residual, devido aos efeitos capilares. Entretanto, a depender da razão de mobilidade, a saturação de óleo residual só é atingida após a injeção de quantidades muito grandes de água. A adição de polímero à água de injeção tem o objetivo de aumentar a viscosidade da água e melhorar a razão de mobilidade água/óleo, uniformizando assim a frente de avanço, e melhorando a eficiência de varrido. Uma técnica que vem sendo investigada e é propósito deste trabalho é analisar a injeção de bancos alternados de solução polimérica e água em certos intervalos de tempo. Desta forma os bancos surgem como uma alternativa econômica, pois a injeção contínua de solução polimérica é um processo caro. Reservatórios de petróleo candidatos à utilização de polímeros para recuperação devem atender a alguns critérios de seleção. Neste trabalho, foram utilizados testemunhos do Arenito Botucatu, solução salina NaI, óleo de parafina comercial, e solução polimérica à base de poliacrilamida parcialmente hidrolizada (HPAM). Um porta-testemunho especial foi utilizado para a realização dos testes de deslocamento, sendo monitoradas as pressões ao longo da amostra, além de massas e volumes de injeção e de produção dos fluidos durante o tempo. Foram realizados quatro testes para analisar a influência da injeção de água, polímeros e injeção alternada de bancos de água e de polímeros, sendo ao final comparados os resultados para cada condição de teste. Primeiramente todas as amostras foram submetidas à injeção de água e após a re-saturação com óleo, as mesmas foram submetidas às seguintes condições: injeção contínua de solução polimérica no primeiro e terceiro testes; banco de solução polimérica seguido por banco de água no segundo teste; e por último, dois ciclos alternados de polímero e água. Foram encontrados melhores resultados para a utilização de polímeros e de bancos de água e polímeros em relação à injeção de águaAbstract: Developing an efficient methodology for oil recovery is extremely important in this commodity industry, which may indeed lead to wide spread profitability. In a conventional water injection method, oil displacement occurs by mechanical behavior between fluids. Water tends to take up oil space, gradually leaving a portion of residual oil due to capillary effect. Nevertheless, depending on mobility ratio, a huge quantity of injected water is necessary. Polymer solution injection aims at increasing water viscosity and improving the oil/water mobility ratio, thus smoothing advance front and improving sweep efficiency. A new technique which has been investigated and is also the subject of this investigation is Polymer Alternate Water Injection at specific intervals of time and sequence. By doing so, the bank serves as an economic alternative, since injecting polymer solution is an expensive process. When considering polymer recovery technology, petroleum reservoir candidates should exercise screening criteria. Experiments presented here were conducted using core samples of sandstones and NaI saline solutions, paraffin oil, and HPAM solutions (partially hydrolyzed polyacrylamide). The injections were performed through a core-holder with pressure monitoring along the sample, collecting mass and volumes of injected and produced fluids over time. Four experiments were conducted in order to compare continuous water injection, continuous polymer injection and polymer alternate water injection. Primarily every core sample was submitted to continuous water injection. After oil re-saturation, tests included the following injection conditions: continuous polymer injection in the first and third test; polymer bank followed by a water bank in the second test; and in the fourth test, two cycles of polymer alternate water. By comparing normalized results for each condition, it was possible to reach favorable results for polymer alternate water solution methodology, demonstrating the positive benefits of the method appliedMestradoReservatórios e GestãoMestre em Ciências e Engenharia de Petróleo