Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes MorenoTese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de GeociênciasResumo: Este trabalho tem por objetivo apresentar uma metodologia para avaliar a injeção secundária de polímero em relação à injeção de água na recuperação de óleo pesado. Para isso foi realizada a preparação dos fluidos de teste, seleção e preparo do meio poroso e testes de deslocamento sob condições específicas de permo-porosidade, salinidade da água, temperatura e viscosidade do óleo, que são encontradas em um dado reservatório. A água de formação de alta salinidade (104 800 ppm de sólidos dissolvidos) foi considerada a fonte de água disponível para o preparo da solução polimérica de injeção, diferentemente dos trabalhos convencionais que utilizam soluções com salinidade próxima à da água do mar (~30000 ppm). Todos os fluidos usados nos experimentos foram preparados para representar os fluidos do reservatório nas condições de teste (60 °C) e a concentração de polímero foi determinada para obter a viscosidade alvo do fluido de injeção (10 mPa.s a 7,8 s-1). O polímero escolhido foi uma HPAM com grupos ATBS (2-acrylamido-tertbutylsulfonic acid), que é mais resistente à salinidade e à temperatura em relação à HPAM tradicional. Foram constatados os efeitos negativos dos fatores intervenientes (temperatura e alta salinidade) existentes no reservatório alvo sobre as propriedades reológicas (viscosidade e viscoelasticidade) das soluções poliméricas analisadas. Com os resultados dos testes de deslocamento foi verificado que a viscosidade remanescente da solução de HPAM-ATBS, ao atingir o regime permanente, foi maior que a da solução salina, o que contribuiu para a redução da razão de mobilidade, promovendo o atraso na irrupção da fase injetada, maior saturação de água atrás da frente de avanço, antecipação e incremento na recuperação de óleo pesado. Estes resultados confirmam que a água da formação (com salinidade superior à do mar) pode ser o recurso de água a ser utilizado no preparo de fluidos de injeção com HPAM-ATBS para a recuperação de óleo pesado. Além disso, sob as condições testadas, foi verificado que a presença de ferro no meio poroso não interferiu na eficiência da injeção de polímero na recuperação de óleo pesado e que a contribuição máxima deste método em relação à injeção de água ocorreu até 70% do corte de água, ou até a injeção do primeiro volume poroso. Este dado pode contribuir para o planejamento da estratégia da injeção de polímero no reservatório alvoAbstract: This work aims to present a methodology to evaluate heavy oil recovery by secondary polymer flooding related to waterflooding. For this purpose, the fluids preparation, rock samples selection and preparation, and displacement tests were performed under specific conditions, such as perm-porosity, water salinity, temperature and oil viscosity, that are found in a target heavy oil reservoir. The formation water with high salinity (104 800 ppm of total solids dissolved (TDS)) is considered the water source to prepare the polymer solutions, unlike to the ordinary studies which apply sea water salinity (~30 000 ppm of TDS). All fluids used in the experiments were prepared to represent the reservoir fluids at test conditions (60 °C), and also the polymer concentration was determined to get the target viscosity for the injection fluid (10 mPa.s at 7.8 s-1). The polymer used was an HPAM with ATBS groups (2-acrylamide-tertbutyl sulfonic acid), which presents higher resistance to salinity and temperature than traditional HPAM. The detrimental effects of salinity and temperature founded in the target reservoir on the rheological properties (viscosity and viscoelasticity) of tested polymer solutions were confirmed. It was verified, by the displacement tests results, that the remaining viscosity of polymer solution injected (at steady state condition) was higher than that of the injected brine. These conditions contributed to mobility ratio reduction, leading to a breakthrough delay, increase on the average water saturation behind the advance front, oil production anticipation and incremental oil recovery. According to the presented results, if the high sanity formation water is the water source, it can be used to prepare the HPAM-ATBS for heavy oil recovery by polymer flooding. In addition, the core flooding results showed that the iron content in the rock samples did not affect the polymer flooding efficiency on heavy oil recovery under the tested conditions. Additionally, it was verified that the maximum contribution of polymer flooding occurred until 70% of water cut (or until the first injected pore volume). This data can contribute to the planning of polymer flooding strategy in the target heavy oil reservoirDoutoradoReservatórios e GestãoDoutor em Ciências e Engenharia de Petróleo