Corros?o dos a?os SAE 1010, API K55 e API N80 na presen?a de CO2 em condi??es de armazenamento geol?gico de carbono

• Main Author: Barros, Adriana Lopes
• Other Authors: Costa, Eleani Maria da
• Format: Others
• Language: Portuguese
• Published: Pontif?cia Universidade Cat?lica do Rio Grande do Sul 2016
• Subjects: A?O - CORROS?O; CARBONO - ARMAZENAMENTO; ENGENHARIA DE MATERIAIS; ENGENHARIAS
• Online Access: http://tede2.pucrs.br/tede2/handle/tede/6995

Submitted by Setor de Tratamento da Informa??o - BC/PUCRS ([e-mail]) on 2016-10-13T13:38:24Z No. of bitstreams: 1 TES_ADRIANA_LOPES_BARROS_COMPLETO.pdf: 7070141 bytes, checksum: 682e0f84015dd3c249bd46a47833928a (MD5) === Made available in DSpace on 2016-10-13T13:38:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 TES_ADRIANA_LOPES_BARROS_COMPLETO.pdf: 7070141 bytes, checksum: 682e0f84015dd3c249bd46a47833928a (MD5) Previous issue date: 2015-03-03 === Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior - CAPES === The technology for CO2 capture and storage (CCS) consists in the CO2 capture and separation, transport and injection into geological reservoirs and is an important technology to mitigate environmental impacts. Oil and gas reservoirs, saline aquifers and deep layers of coal are options with great potential for CO2 storage. However, for storage of large amounts of CO2, it should be in supercritical state. Failure by corrosion, mainly induced by CO2, is a concern of using this technology once it requires integrity of materials used in the wells for long periods of time. However, many of the steels used in casings have a low performance in CO2 rich environments. The corrosion rate depends on the structure and morphology of corrosion scales formed on the steel surface and the environmental conditions as chemical composition of the corrosive medium, temperature, pressure and exposure time. This work has as main objective to investigate the corrosion of SAE 1010, API K55 and N80 steels at high CO2 pressure in different corrosive media, simulating scenarios present in CO2 injection wells for purposes of geological storage of carbon. Corrosion was evaluated at a pressure of 15 MPa using different temperatures (50?C and 90?C) in CO2 saturated aqueous solutions containing NaCl or CaCl2 and wet supercritical CO2. The morphology and the chemical composition of the films of corrosion products depended on steel, temperature, corrosive environment and the type of salt present. The thickness of corrosion scales had no direct relationship with the corrosion rate. The API N80 steel exihibited the higher corrosion rate in aqueous solution containg NaCl, while the SAE 1010 steel presented higher corrosion rate in aqueous solution with CaCl2. Electrochemical measurements indicate that the corrosion rates of steels can decrease with time of exposure to the corrosive environment, once corrosion scales exhibited characteristics of protection hindering the diffusion of ionic species through the film. The analysis of the corrosion of carbon steel in different conditions of geological storage process is complex, once it was observed that the way each parameter affects corrosion depends on the steel, not only in terms of chemical composition but also the microstructure. === A tecnologia de captura e armazenamento de CO2 (CCS) consiste na captura, separa??o, transporte e inje??o de CO2 em reservat?rios geol?gicos e ? uma importante tecnologia de mitiga??o de impactos ambientais. Reservat?rios de ?leo e g?s, aqu?feros salinos e camadas de carv?o profundas s?o op??es com grande potencial de utiliza??o para o armazenamento de CO2. Contudo, para que grandes quantidades de CO2 possam ser armazenadas, o CO2 deve estar no estado supercr?tico. A falha por corros?o, principalmente induzida por CO2, constitui uma das preocupa??es para o uso desta tecnologia, uma vez que a integridade dos materiais dos po?os por per?odos de tempos longos ? condi??o essencial. Os a?os utilizados em revestimentos de po?os possuem baixo desempenho em meios ricos em CO2. Este trabalho tem como principal objetivo investigar a corros?o dos a?os SAE 1010, API K55 e API N80 em presen?a de CO2 a alta press?o em diferentes meios corrosivos, simulando cen?rios presentes em po?os para inje??o de CO2 para fins de armazenamento geol?gico de carbono. A corros?o foi avaliada na press?o de 15 MPa, nas temperaturas de 50?C e 90?C, em solu??es aquosas saturadas com CO2 contendo NaCl ou CaCl2 e em CO2 supercr?tico ?mido. A morfologia e a composi??o qu?mica dos filmes de produtos de corros?o variaram com o tipo de a?o, o meio corrosivo, a temperatura, e o sal presente na solu??o. Observou-se que a espessura dos filmes de produtos de corros?o, para os diferentes a?os, n?o tiveram uma rela??o direta com a taxa de corros?o. A taxa de corros?o foi mais elevada no meio aquoso quando comparada com o meio CO2 supercr?tico ?mido. O a?o API N80 apresentou a maior taxa de corros?o no meio aquoso com NaCl, enquanto na solu??o aquosa com CaCl2 foi o a?o SAE 1010. As medidas eletroqu?micas indicam que as taxas de corros?o dos a?os podem diminuir com o tempo de exposi??o ao meio corrosivo, uma vez que em algumas situa??es os filmes de produtos de corros?o apresentaram caracter?sticas de prote??o. Os resultados obtidos neste trabalho mostram que a an?lise do processo de corros?o de diferentes a?os em condi??es de armazenamento geol?gico de carbono ? complexa, uma vez que constatou-se que a maneira que cada par?metro afeta a corros?o depende muito do a?o, n?o s? em termos de composi??o qu?mica, mas tamb?m da microestrutura.