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Please use this identifier to cite or link to this item: http://tede2.pucrs.br/tede2/handle/tede/6995
Document type: Tese
Title: Corrosão dos aços SAE 1010, API K55 e API N80 na presença de CO2 em condições de armazenamento geológico de carbono
Other Titles: Corrosion of SAE 1010, API K55 and API N80 steels in the presence of CO2 in the geological storage of carbon conditions
Author: Barros, Adriana Lopes 
Advisor: Costa, Eleani Maria da
Abstract (native): A tecnologia de captura e armazenamento de CO2 (CCS) consiste na captura, separação, transporte e injeção de CO2 em reservatórios geológicos e é uma importante tecnologia de mitigação de impactos ambientais. Reservatórios de óleo e gás, aquíferos salinos e camadas de carvão profundas são opções com grande potencial de utilização para o armazenamento de CO2. Contudo, para que grandes quantidades de CO2 possam ser armazenadas, o CO2 deve estar no estado supercrítico. A falha por corrosão, principalmente induzida por CO2, constitui uma das preocupações para o uso desta tecnologia, uma vez que a integridade dos materiais dos poços por períodos de tempos longos é condição essencial. Os aços utilizados em revestimentos de poços possuem baixo desempenho em meios ricos em CO2. Este trabalho tem como principal objetivo investigar a corrosão dos aços SAE 1010, API K55 e API N80 em presença de CO2 a alta pressão em diferentes meios corrosivos, simulando cenários presentes em poços para injeção de CO2 para fins de armazenamento geológico de carbono. A corrosão foi avaliada na pressão de 15 MPa, nas temperaturas de 50°C e 90°C, em soluções aquosas saturadas com CO2 contendo NaCl ou CaCl2 e em CO2 supercrítico úmido. A morfologia e a composição química dos filmes de produtos de corrosão variaram com o tipo de aço, o meio corrosivo, a temperatura, e o sal presente na solução. Observou-se que a espessura dos filmes de produtos de corrosão, para os diferentes aços, não tiveram uma relação direta com a taxa de corrosão. A taxa de corrosão foi mais elevada no meio aquoso quando comparada com o meio CO2 supercrítico úmido. O aço API N80 apresentou a maior taxa de corrosão no meio aquoso com NaCl, enquanto na solução aquosa com CaCl2 foi o aço SAE 1010. As medidas eletroquímicas indicam que as taxas de corrosão dos aços podem diminuir com o tempo de exposição ao meio corrosivo, uma vez que em algumas situações os filmes de produtos de corrosão apresentaram características de proteção. Os resultados obtidos neste trabalho mostram que a análise do processo de corrosão de diferentes aços em condições de armazenamento geológico de carbono é complexa, uma vez que constatou-se que a maneira que cada parâmetro afeta a corrosão depende muito do aço, não só em termos de composição química, mas também da microestrutura.
Abstract (english): 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.
Keywords: AÇO - CORROSÃO
CARBONO - ARMAZENAMENTO
ENGENHARIA DE MATERIAIS
CNPQ Knowledge Areas: ENGENHARIAS
Language: por
Country: Brasil
Publisher: Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul
Institution Acronym: PUCRS
Department: Faculdade de Engenharia
Program: Programa de Pós-Graduação em Engenharia e Tecnologia de Materiais
Access type: Acesso Aberto
URI: http://tede2.pucrs.br/tede2/handle/tede/6995
Issue Date: 3-Mar-2015
Appears in Collections:Programa de Pós-Graduação em Engenharia e Tecnologia de Materiais

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