The current scenario of the offshore oil industry in Brazil is marked by major discoveries such as the pre-salt, where there is an expansion of sea explorations. For instance, the pre-salt layer, which expanded the sea explorations. Nevertheless, it brings within several challenges, and creates opportunities in the technological and scientific areas. That’s because most of these discoveries are made in carbon reservoirs, that shows a great level of heterogeneity and peculiar wettability, in which the rock can be set oil-wettable, making the oil recovery by water injection more difficult. Hence it is necessary innovative techniques and advanced studies of the issues involved for a satisfying development of the offshore activities and a potential increase of the oil production. Nowadays an indicated enhanced oil recovery for these conditions it is the injection of surfactant solution. The aim of these method is to reverse the wettability of the rock so that it becomes water-wettable, thus, increasing the mobility of the oil and the production, since it decreases the interfacial tension among the fluids in the rock pores. The purpose of this study is to analyse the cationic surfactant adsorption in limestones to learn if it is possible its application as an injection fluid for enhanced oil recovery, at concentrations of 0,8596 g/l below the c.m.c and 1,2279 g/l e 1,5964 g/l above the c.m.c dissolved in KCL 2%. The method used was the finite bath, at a temperature of 30ºC varying the calcareous mass and applying the adsorption isotherms Langmuir and Freundlich. From the results, it was verified that the solutions of CTAB, in the studied concentrations, did not fit to any of the adsorption models applied. Therefore, the application of other models should be studied.O presente cenário da indústria petrolífera offshore no Brasil está marcado por grandes descobertas como, por exemplo, o pré-sal onde se tem uma expansão das explorações no mar. Em contrapartida, traz consigo inúmeros desafios e cria oportunidades de avanços tecnológicos/científicos, pois muitas dessas descobertas são de reservatórios carbonáticos. Essa rocha apresenta um grande nível de heterogeneidade e de condição de molhabilidade peculiar na qual a rocha pode ser molhável ao óleo, dificultando a produção do petróleo e interferindo diretamente na recuperação do óleo por injeção de água. Portanto, são requeridas técnicas ultramodernas, inovadoras e estudos avançados dos problemas envolvidos para um satisfatório desenvolvimento da atividade offshore e um possível aumento da produção. Atualmente, um método de recuperação avançada de petróleo indicado para essas condições encontradas é o método químico de injeção de solução de tensoativos, que tem por objetivo inverter a molhabilidade da rocha na tentativa de tornar a mesma molhável à água. Assim, promovendo uma maior mobilidade (desprendimento) do óleo e consequentemente uma maior produção, já que ele promove uma redução na tensão interfacial entre os fluidos nos poros da rocha. Este trabalho tem como finalidade analisar a adsorção do tensoativo catiônico CTAB em rochas calcárias para uma possível aplicação como fluido de injeção para recuperação avançada de petróleo. Foram escolhidas três concentrações do tensoativo, sendo uma abaixo da c.m.c. (0,8596 g/L) e duas acima (1,2279 e 1,5964 g/L), ambas em solução aquosa de KCl a 2%.O método utilizado foi o banho finito, à 30ºC, variando-se as massas de calcário e aplicando as isotermas de adsorção Langmuir e Freundlich. A partir dos resultados, verificou-se que as soluções de CTAB, nas concentrações estudadas, não se ajustaram a nenhum dos modelos de adsorção aplicados. Logo, a aplicação de outros modelos deve ser estudada.