Advanced oil recovery is an important oil extraction technique aimed at increasing reservoir production. Among the advanced recovery methods, one approach is the alteration of reservoir rock wettability, which can be achieved through the use of surfactants. Nanoemulsion systems, produced through the Dilution of Microemulsion (DM) method, are an alternative for this purpose. Compared to microemulsion systems, nanoemulsions have a lower concentration of surfactants while still maintaining surface modification properties. However, they are unstable systems that tend to change their characteristics over time. To evaluate the stability of nanoemulsions, monophasic and multiphasic regions of the systems were identified using ethoxylated lauryl alcohol (ALE) with 23, 10, 7, and 6 ethoxylation units. ALE 7 did not show a favorable region for nanoemulsion formation in the composition of interest. The saturation limits of the liquid-gas interface found were favorable for nanoemulsion formation, with the limits of the three systems ranging between 0.2% and 0.5% surfactant in the nanoemulsion. In the experimental design, the individual influences and interactions of each variable were identified. The results using 2% surfactant, 500 RPM, and 90 mL/min were better for ALE 23 (28 nm and -7.17 mV) and ALE 10 (10.6 nm and -9.35 mV), while the system with 5% surfactant, 1500 RPM, and 90 mL/min was better for ALE 6 (47.65 nm and -6.11 mV). Contact angle tests were performed with brine droplets (2% KCl) using reservoir rocks from the Paraná Basin, Potiguar Basin, and the Edward Plateau, treated with oil and surface-altered by the nanoemulsions. The treatment employed nanoemulsions with ALE 23, 10, and 6 with 2% surfactant, 500 RPM, and 90 mL/min, aiming for condition uniformity. The results showed that after treatment with the nanoemulsion, there was an increase in the contact angle variation between 1.65 and 5.25 for the altered rocks compared to the treated rocks.Agência Nacional de Petróleo(ANP)A recuperação avançada de petróleo é uma importante técnica de extração de petróleo que visa aumentar a produção do reservatório. Dentre as modalidades de recuperação avançada tem-se a alteração da molhabilidade das rochas reservatório, que pode ocorrer através da utilização de tensoativos. Sistemas nanoemulsionados, produzidos pelo método de Diluição de microemulsão (DM), são uma alternativa para este fim, pois, comparado a sistemas microemulsionado, tem baixa concentração de tensoativos e ainda assim mantém as propriedades de modificação superficial, entretanto, são sistemas instáveis e acabam alterando suas características com o tempo. Para avaliar a estabilidade das nanoemulsões, foram identificadas regiões monofásicas e multifásicas dos sistemas utilizando álcool laurílico etoxilado (ALE) com 23, 10, 7 e 6 etoxilações, onde o ALE 7 não apresentou região favorável a formação de nanoemulsões na composição de interesse. Os limites de saturação da interface líquido-gás encontrados foram favoráveis à formação das nanoemulsões, onde os limites dos três sistemas apresentaram-se entre 0,2% e 0,5% de tensoativo na nanoemulsão. No planejamento experimental, foram identificadas as influências individuais e as interações de cada variável utilizada, os resultados utilizando 2% de tensoativo, 500 RPM e 90 mL/min foram melhores para os tensoativos ALE 23 (28 nm e -7,17 mV) e ALE 10 (10,6 nm e -9,35 mV), já o sistema com 5% de tensoativo, 1500 RPM e 90 mL/min foi melhor para o tensoativo ALE 6 (47,65 nm e -6,11 mV). Foram realizados os ensaios de ângulo de contato com gotas de salmoura (KCl a 2%) utilizando rochas de reservatórios da Bacia do Paraná, Potiguar e do planalto de Edward, tratadas com petróleo e alteradas superficialmente pelas nanoemulsões. O tratamento realizado utilizou nanoemulsões com ALE 23, 10 e 6 com 2% de tensoativo, 500 RPM e 90 mL/min, visando a isonomia de condições. Os resultados obtidos mostraram que, após o tratamento com a nanoemulsão, houve aumento da variação do ângulo de contato entre 1,65 e 5,25 para as rochas alteradas em comparação com a rochas tratadas.