Submitted by Setor de Tratamento da Informa??o - BC/PUCRS (tede2@pucrs.br) on 2016-11-29T15:14:23Z No. of bitstreams: 1 TES_TANIA_REGINA_SCHMITZ_DE_AZEVEDO_RODRIGUES_COMPLETO.pdf: 4461678 bytes, checksum: 82745a32e6ba2b5f1c58028f3cb2fef5 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-11-29T15:14:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1 TES_TANIA_REGINA_SCHMITZ_DE_AZEVEDO_RODRIGUES_COMPLETO.pdf: 4461678 bytes, checksum: 82745a32e6ba2b5f1c58028f3cb2fef5 (MD5) Previous issue date: 2016-03-23 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior - CAPES / Funda??o de Amparo ? Pesquisa do Estado do Rio Grande do Sul - FAPERGS / This study investigates the influence of pressure on the formation of corrosion product scales on API 5L X65 steel used in the oil and gas industry. Experiments were performed in humid CO2 and water saturated with CO2 environments at 50?C for periods of 168 and 360 hours in 2 MPa and 5 MPa subcritical conditions and 10 MPa, 15 MPa and 20 MPa supercritical conditions. The thermodynamic model of Duan was used to obtain information about CO2 solubility in water, the water concentration present in the humid CO2 and the pH for the experimental conditions used in this work. Corrosion rates were determined by weight loss tests, and the scales were characterized by scanning electron microscopy, electrochemical measurements and X-ray diffraction. The results showed that for the 168 hours exposure time, the size of iron carbonate crystals formed in CO2 saturated water was bigger in relation to the ones formed in humid CO2 environments, with the exception of the experiment performed at 20 MPa. The scales formed in 168 hours and 360 hours exposure time, in both environments and pressures, showed typical morphology of iron carbonate. It was also observed that the films tend to be more compact with increased immersion time, but not necessarily more protective. Corrosion rates were classified as severe according to NACERP- 07-75 for both subcritical to supercritical pressures in CO2 saturated water environment and for both exposure times. In the case of 168 hours of exposure and CO2 saturated water environment, the highest corrosion rate occurred at 15 MPa. Already for 360 hours exposure times, performed at supercritical pressures, the corrosion rates increased with increasing pressure and the higher corrosion rate values were observed in water saturated with CO2. Electrochemical impedance tests showed no significant differences in resistance to polarization in subcritical pressures to 168 hours for both environments. As for supercritical pressures, higher polarization resistance was 15 MPa for also both environments. As for supercritical pressures, higher polarization resistance was 15 MPa in CO2 environment. Potentiodynamic polarization tests indicated that at 168 hours of immersion, there was a reduction in the rate of dissolution of the films formed at 10 MPa and 20 MPa in both environments. For the 360 hours of immersion, the corrosion potential was most active at 5 MPa for water saturated with CO2, with no significant differences of humid CO2 environment. / Neste estudo avaliou-se a influ?ncia da press?o na forma??o dos filmes de produto de corros?o no a?o API5L X65 utilizado na ind?stria de petr?leo e g?s. A corros?o foi promovida em ambientes de CO2 ?mido e ?gua saturada com CO2 a 50?C, durante 168 horas e 360 horas, em press?es subcr?ticas de 2 MPa e 5 MPa e supercr?ticas de 10 MPa, 15 MPa e 20 MPa. Utilizou-se o modelo termodin?mico de Duan a fim de obter informa??es sobre solubilidade do CO2 em ?gua, a concentra??o de ?gua presente no CO2 ?mido e o pH para as condi??es experimentais utilizadas neste trabalho. As taxas de corros?o foram determinadas por ensaios de perda de massa, os filmes de produtos de corros?o foram caracterizados por microscopia eletr?nica de varredura, por medidas eletroqu?micas de imped?ncia e de polariza??o potenciodin?mica e difra??o de raios X. Os resultados indicaram que, para 168 horas, os cristais de carbonato de ferro foram maiores para o meio de ?gua saturada com CO2 que em meio de CO2 ?mido, com exce??o em 20 MPa. Os filmes de produtos de corros?o formados durante 168 horas e 360 horas, em ambos os meios e press?es, apresentaram morfologia t?pica de carbonato de ferro. Os filmes tendem a ser mais densos com o aumento do tempo de imers?o, por?m n?o necessariamente mais protetores. As taxas de corros?o foram classificadas como severas, segundo a NACE-RP-07-75 tanto para as press?es subcr?ticas quanto para supercr?ticas no meio de ?gua saturada com CO2, em ambos os tempos de exposi??o. Em 168 horas a maior taxa de corros?o ocorreu em 15 MPa em ?gua saturada com CO2. Para 360 horas, em press?es supercr?ticas, a taxa de corros?o aumentou com o aumento da press?o e as taxas de corros?o mais altas foram observadas para o meio de ?gua saturada com CO2. Os ensaios eletroqu?micos de imped?ncia n?o apresentaram diferen?as significativas ? resist?ncia ? polariza??o em press?es subcr?ticas, para 168 horas, para ambos os meios. Em 360 horas, em press?es subcr?ticas, a maior resist?ncia ? polariza??o foi em 5 MPa tamb?m para os dois meios. J? para press?es supercr?ticas, a maior resist?ncia ? polariza??o foi em 15 MPa no meio de CO2. Os ensaios de polariza??o potenciodin?mica indicaram que em 168 horas houve redu??o na velocidade de dissolu??o dos filmes formados em 10 MPa e 20 MPa em ambos os meios. Para 360 horas, o potencial de corros?o foi mais ativo em 5 MPa para ?gua saturada com CO2, n?o havendo diferen?as significativas para o meio de CO2 ?mido.

Submitted by Setor de Tratamento da Informa??o - BC/PUCRS (tede2@pucrs.br) 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.

Made available in DSpace on 2015-04-14T13:58:40Z (GMT). No. of bitstreams: 1 427851.pdf: 6821246 bytes, checksum: afc19767332ac7893242f58e9b46ce0c (MD5) Previous issue date: 2010-10-29 / Este estudo visa analisar a influ?ncia da presen?a de CaCO3 na corros?o do a?o baixo carbono (API 5L - grau B), a fim de simular a degrada??o da pasta de cimento em contato com os tubos de revestimento em a?o de po?os de petr?leo em solu??es ricas de CO2 e NaCl. A composi??o da solu??o foi baseada no cen?rio geol?gico do campo de petr?leo de Tupi na Bacia de Santos sobre a camada geol?gica do pr?-sal: solu??o saturada com CO2, NaCl e CaCO3 e solu??o com CO2 e NaCl em uma temperatura de 80?C e uma press?o de 15 MPa. Neste estudo foram analisados os filmes de produtos de corros?o na superf?cie do a?o no que diz respeito ? taxa de corros?o, morfologia, composi??o qu?mica e estabilidade qu?mica. A corros?o uniforme foi predominante e observaram-se pequenas heterogeneidades no filme de produtos de corros?o, influenciadas pela dissolu??o preferencial da ferrita presente na microestrutura do a?o. O principal produto de corros?o, na presen?a do CaCO3 em solu??o, foi o carbonato de ferro enriquecido de c?lcio e a taxa de corros?o m?dia observada foi de 0,67 mm/ano durante as primeiras 72 horas de rea??o. Ao contr?rio do cimento fresco, os resultados experimentais indicam que o cimento degradado (carbonatado) n?o impede a corros?o inicial do a?o, apesar da sua degrada??o promover elevada quantidade de carbonatos alcalinos em solu??o. Al?m disso, a presen?a do c?lcio como elemento substitucional proporcionou distor??o na rede cristalina do filme de carbonato de ferro enriquecido de c?lcio formado na superf?cie do a?o, o que pode contribuir para uma menor resist?ncia do filme.

Made available in DSpace on 2015-04-14T13:58:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 439670.pdf: 7976446 bytes, checksum: fe7f4cf3d1ce6f1276f76e9995952073 (MD5) Previous issue date: 2012-05-11 / The emission of greenhouse gases to the environment can be reduced by the adoption of the technology of geological storage of carbon. However, the materials usually employed in the construction of CO2 injection wells do not resist the acid attack by the CO2 in the presence of brine and suffer degradation in longer exposure times. Field and laboratory studies indicate that degradation of the materials occurs mainly at the interface between the cement paste and the steel casing. In this work, experiments that simulate the conditions of CO2 storage in saline aquifers of the Paran? Basin at a depth of 1500 m were conducted to investigate the chemical integrity of Class G cement paste and API N80 steel, involving a failure at interface steel-cement paste in different times (48h, 380h and 720h). The degradation of the cement paste was evaluated in terms of characteristics and depth of the region chemically modified. The corrosion films formed on steel were characterized in terms of morphology and thickness. The influence of these films on the steel corrosion resistance was evaluated by electrochemical measurements of open circuit potential and potentiodynamic polarization. The results indicate that the degradation or corrosion processes depend on the media that the system steel- cement paste was submitted and the exposure time. The degradation of the cement paste involved the formation of two zones, carbonated zone of high density and bicarbonate zone of high porosity, and the latter zone is critical since it can provide a path to CO2 leakage. The films of corrosion product formed on the steel are composed by iron-calcium complex carbonates and they have protective characteristics to the steel casing considering the experimental conditions used in this work. / A emiss?o gases de efeito estufa ao meio ambiente pode ser reduzida pela ado??o da tecnologia de armazenamento geol?gico de carbono. Contudo, os materiais usualmente empregados na constru??o de po?os injetores de CO2 n?o resistem ao meio ?cido formado pelo CO2 na presen?a de ?gua das forma??es geol?gicas, sofrendo degrada??o em longos tempos de exposi??o. Estudos de campo e de laborat?rio indicam que a degrada??o dos materiais ocorre principalmente na interface entre a pasta de cimento e o tubo de revestimento de a?o. Neste trabalho, experimentos que simulam as condi??es de armazenamento de CO2 em aqu?feros salinos da Bacia do Paran? a uma profundidade de 1500 m foram conduzidos para investigar a integridade qu?mica da pasta de cimento classe G e do a?o API N80, envolvendo uma falha de liga??o na interface pasta de cimento-a?o em diferentes tempos (48h, 380h e 720h). A degrada??o da pasta de cimento foi avaliada em termos de caracter?sticas e profundidade da camada alterada quimicamente. Os filmes de produto de corros?o formados no a?o foram caracterizados em termos de morfologia e espessura. A influ?ncia desses filmes na resist?ncia ? corros?o do a?o foi avaliada por medidas eletroqu?micas de potencial de circuito aberto e polariza??o potenciodin?mica. Os resultados obtidos indicam que a degrada??o ou corros?o depende do meio de degrada??o que o sistema cimento-a?o foi submetido e do tempo de exposi??o. A degrada??o da pasta de cimento envolveu a forma??o de duas zonas, zona carbonatada de alta densidade e zona bicarbonatada de alta porosidade, sendo que esta ?ltima ? cr?tica uma vez que pode constituir um meio de fuga para o CO2. Os filmes de produto de corros?o formados no a?o s?o compostos por carbonatos mistos de ferro e c?lcio e nas condi??es testadas tendem a apresentar caracter?sticas protetoras ao tubo de a?o de revestimento do po?o.

Made available in DSpace on 2015-04-14T13:59:05Z (GMT). No. of bitstreams: 1 456126.pdf: 4635087 bytes, checksum: 35e00a2825acb60a04e5085333af1dd5 (MD5) Previous issue date: 2014-03-11 / The carbon capture and storage technologies are listed among the important strategies for reducing the CO2 emissions and mitigate climate change in a fossil fuel dependant world. Among CO2 capture techniques, chemical absorption process which uses aqueous amines solutions has been extensively studied and used in the industry for decades. However, this process has a number of drawbacks. In order to deal with the great number of drawbacks caused by amines, recently, mixtures of aqueous amine solutions and ILs (Ionic Liquids) have been appointed as potencial solvents for CO2 capture, because allow to combine the properties and benefits of ILs with gas absorption capacity of aqueous amine solutions. In this work, carbon steel corrosion behavior in mixtures of aqueous amines solutions (MEA or MDEA) and 1-Butyl-3-methylimidazolium tetrafluoroborate [bmim] [BF4] in typical conditions of temperature and pressure of CO2 capture process (45 ?C and 27 bar) was investigated. The corrosion rate was determined by weight loss measurements. The chemical composition, morphology and characteristics of the corrosion product scales formed on the surface of steel were analyzed by using surface techniques (SEM and EDS). The properties of the corrosion product scales were also evaluated by potentiodynamic polarization technique. The CO2 absorption was measured at 45 ?C and pressures from 1 to 27 bar using a Magnetic Suspension Balance (MSB). The results showed that the addition of 10 % of [bmim] [BF4] in weight at the aqueous amine solutions can provide a feasible and efficiently opportunity for CO2 capture, because in MEA (M0), a considerably decrease of 72% on the corrosion rate was observed and the CO2 absorption values were close to the ones obtained for MDEA (MD0), whereas for MDEA (MD0), the addition of 10 % of [bmim] [BF4] did not change considerably the CO2 absorption and also the corrosion rate decreased (26%). / Tecnologias de captura e armazenamento de carbono s?o apontadas como uma das principais tecnologias para reduzir as emiss?es de CO2 e mitigar o efeito das mudan?as clim?ticas. Entre as t?cnicas de captura de CO2, o processo de absor??o qu?mica que utilizam as solu??es aquosas de aminas tem sido extensivamente estudado e utilizado por d?cadas. No entanto, estes processos apresentam uma s?rie de inconvenientes. A fim de lidar com estes inconvenientes, recentemente, misturas de solu??es de amina aquosas e LIs (L?quidos I?nicos) tem sido apontado como solventes potenciais para captura, pois permitem combinar as propriedades e os benef?cios de LIs com capacidade de absor??o de g?s das solu??es aquosas de amina. Neste trabalho foi investigado o comportamento de corros?o do a?o carbono em misturas de solu??es aquosas de aminas (MEA ou MDEA) e [bmim] [BF4] em condi??es t?picas de press?o e temperatura (45 ?C e 27 bar) empregadas em plantas de captura de CO2, bem como o efeito da adi??o de LIs em solu??es aquosas de aminas sobre a capacidade de absor??o do CO2. A taxa de corros?o foi determinada por medidas de perda de massa. A composi??o qu?mica, a morfologia e as caracter?sticas dos filmes de produtos de corros?o formados foram analisados usando t?cnicas de superf?cie (MEV e EDS). As propriedades dos filmes de produtos de corros?o tamb?m foram avaliadas pela t?cnica de polariza??o potenciodin?mica. A absor??o de CO2 foi medida a 45 ? C e press?es de 1-27 bar, usando uma balan?a de suspens?o magn?tica (MSB). Os resultados mostraram que a adi??o de 10% de [bmim] [BF4] em massa nas solu??es aquosas de aminas pode proporcionar um solvente vi?vel e eficiente para a captura, pois na MEA (M0) foi observado uma redu??o consider?vel na taxa de corros?o (72%) e os valores de absor??o de CO2 ficaram pr?ximos aos obtido para MDEA (MD0), enquanto que para MDEA (MD0), a adi??o de 10 % de [bmim] [BF4] n?o alterou consideravelmente a absor??o de CO2 e tamb?m proporcionou a redu??o de 26% na taxas de corros?o.

Submitted by Setor de Tratamento da Informa??o - BC/PUCRS (tede2@pucrs.br) on 2015-08-26T12:43:16Z No. of bitstreams: 1 474158 - Texto Completo.pdf: 30740052 bytes, checksum: 0b50c4fe801d696f16180d6fa641a96c (MD5) / Made available in DSpace on 2015-08-26T12:43:16Z (GMT). No. of bitstreams: 1 474158 - Texto Completo.pdf: 30740052 bytes, checksum: 0b50c4fe801d696f16180d6fa641a96c (MD5) Previous issue date: 2015-03-31 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior - CAPES / In this work, it was evaluated the possibility of using bark of black wattle (Acacia mearnsii) as a corrosion inhibitor in environments with presence of CO2 under high pressure. SAE 1010 carbon steel samples were exposed to two corrosive situations (with and without oxygen) under the conditions of 15 MPa and 70 ?C, with distinct tannin concentrations for different exposure times (168, 360 and 2160 hours). In order to characterize the specimens it was used infrared spectroscopy analysis, Xray diffraction, scanning electron microscopy by field emission, energy dispersive spectroscopy, mass loss and potentiodynamic polarization tests, determining the rate of corrosion and the efficiency tannin as of tannin as inhibitor. The results indicated that the tannin in deaerated environmental has no potential for use as an inhibitor once there was no significant reduction in corrosion rates and, also the formation of ferric-tannates film. Was not observed corrosion rates values, due mass loss, and were classified as severe corrosion, according to values of NACE RP-07-75 and was not inhibition efficiency values higher than 21 % obtained. Nevertheless, in aerated environmental, tannin worked as a barrier to diffusion of O2 and/or complexation of Fe2+ and Fe3+, providing favorable conditions to the formation of FeCO3 film with protective features. The corrosion rates were classified as moderate for 2160 hours, while 168 h and 360 h, as severe, also according to the values of NACE-RP-07-75, reaching values of up to 72% inhibition efficiency. / Neste trabalho, avaliou-se a possibilidade de utiliza??o do tanino vegetal da ac?cia negra (Acacia mearnsii) como inibidor de corros?o em ambientes com a presen?a de CO2 a alta press?o. Corpos de prova de a?o SAE 1010 foram expostos a dois meios corrosivos (sem e com O2) sob condi??es de 15 MPa e 70?C, com diferentes concentra??es de tanino para diferentes tempos de exposi??o (168, 360 e 2160 h). Para caracteriza??o foram realizadas an?lises de espectroscopia de infravermelho, difra??o de raios X, microscopia eletr?nica de varredura por emiss?o de campo, espectroscopia de energia dispersiva, perda de massa e ensaios de polariza??o potenciodin?mica, determinando-se a taxa de corros?o e a efici?ncia do tanino como inibidor. Os resultados indicaram que o tanino, em meio desaerado, n?o apresenta potencial para utiliza??o como inibidor, pois n?o houve redu??o significativa nas taxas de corros?o e tamb?m n?o se observou a forma??o do filme de ferrotanatos. Todos os valores de taxas de corros?o, por perda de massa, foram classificados como corros?o severa, segundo valores da NACE-RP-07-75 e n?o se obteve valores de efici?ncia de inibi??o maiores que 21 %. No entanto, em meio aerado, o tanino atuou como barreira para a difus?o de O2 e/ou na complexa??o dos ?xidos de Fe2+ e Fe3+, formando filmes de ferrotanatos, propiciando condi??es favor?veis para a forma??o do filme de FeCO3 com caracter?sticas protetoras. As taxas de corros?o foram classificadas como moderada para 2160 h, enquanto que para 168 h e 360 h, como severa, tamb?m segundo valores da NACE-RP-07-75, atingindo-se valores de at? 72 % de efici?ncia de inibi??o.