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.

Made available in DSpace on 2015-04-14T13:58:58Z (GMT). No. of bitstreams: 1 383034.pdf: 7466930 bytes, checksum: 883567df67b7c43a7ed057f86af456dc (MD5) Previous issue date: 2006-08-24 / O presente trabalho avaliou a durabilidade de armaduras com tratamento anti-corrosivo (galvaniza??o a fogo) e armaduras de a?o comum sem tratamento na evolu??o da corros?o atrav?s da indu??o de ?ons cloreto em corpos-de-prova de concreto com diferentes rela??es ?gua/cimento e tipos de cimentos. Os processos de corros?o se deram atrav?s de ensaios acelerados usando ciclos de secagem e imers?o parcial em solu??o de 5% de NaCl. De forma complementar, foi avaliado, atrav?s de ensaio de arrancamento realizado por modelamento num?rico a tens?o de ader?ncia da armadura com concreto em diferentes n?veis de corros?o. Para os ensaios experimentais foram confeccionados doze corpos-de-prova de forma prism?tica com dimens?es reduzidas. Os concretos foram moldados com tr?s diferentes rela??es ?gua/cimento (0,4; 0,5 e 0,6) e com dois tipos de cimento o CPIV (cimento Portland pozol?nico) e CPII F (cimento Portland composto com f?ler calc?rio). As armaduras inseridas nos concretos serviram de sensores para a realiza??o das medi??es eletroqu?micas. As medi??es eletroqu?micas de Densidade de corrente de corros?o (Icorr), Potencial de corros?o (Ecorr) e Resist?ncia de polariza??o (Rp) mostraram a evolu??o da corros?o das armaduras ap?s a finaliza??o de cada ciclo, somando-se no total de oito ciclos realizados. Para o ensaio de tens?o de ader?ncia da armadura/concreto atrav?s de elementos finitos foi projetado um modelo de corpo-de-prova id?ntico ao do ensaio experimental de corros?o, utilizando as propriedades somente dos concretos com cimento CPIV e CPII F com rela??o ?gua/cimento 0,5. Foram testadas armaduras de 8mm de di?metro com diferentes n?veis de penetra??o da corros?o. Os melhores resultados obtidos nos ensaios experimentais, em termos de desempenho frente ? corros?o, foram para as seguintes condi??es experimentais: armadura galvanizada, rela??o ?gua/cimento de 0,4 e cimento CPIV. O modelo anal?tico utilizado para obter informa??es sobre a tens?o de ader?ncia da armadura no concreto produziu resultados similares aos relatados na literatura para espessuras de penetra??o de corros?o superiores a 0,2mm.

Submitted by Caroline Xavier (caroline.xavier@pucrs.br) on 2017-06-30T13:27:41Z No. of bitstreams: 1 TES_NATALIA_FEIJO_LOPES_COMPLETO.pdf: 8285271 bytes, checksum: 119a9479b96dbe3b60816028d619c58d (MD5) / Made available in DSpace on 2017-06-30T13:27:41Z (GMT). No. of bitstreams: 1 TES_NATALIA_FEIJO_LOPES_COMPLETO.pdf: 8285271 bytes, checksum: 119a9479b96dbe3b60816028d619c58d (MD5) Previous issue date: 2017-03-24 / Conselho Nacional de Pesquisa e Desenvolvimento Cient?fico e Tecnol?gico - CNPq / 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) / For the oil industry, corrosion in steel is a serious problem, especially when in presence of aqueous environment and in contact with dissolved gases (CO2, H2S and O2). In cases exploration in pre-salt fields, corrosion control is even more critical, because the crude oil is extracted with high salinity and elevated CO2 content at high pressures and temperatures. Therefore, the objective of this work was to study the performance of steels used in wellbore casing (HSLA steels with 0.04% Cr and with 0.31% Cr and a superduplex steel) in a CO2 corrosive environment with a similar chemical composition to the pre-salt reservoirs, at high pressures (15 and 30 MPa) and high temperatures (50?C and 90?C). For this, batch corrosion tests, for 7 and 30 days, were performed and the assessment of the corrosion process was made through the characterization of the scales formed on the steel surface. Corrosion rates were determined by mass loss tests, the characterization of the corrosion products was made by FEG/SEM, EDS, XRD and Raman, and the properties of the corrosion products were evaluated by electrochemical measurements of potentiodynamic polarization resistance and electrochemical impedance. In addition, the in-situ corrosion process was carried out at atmospheric pressure and evaluated by means of electrochemical impedance spectroscopy (EIS) in order to compare with the results obtained at high pressures. The scales formed on the steel surface at high pressure are predominantly composed of iron carbonate enriched with calcium as substitutional element in the lattice and the results indicate that the scales that exhibited more protective properties were the ones formed at higher temperature (90?C). There was a significant improvement on the protection character of these scales with the increase of the chromium content, with special emphasis on the high performance of superduplex steel. Comparing EIS analyzes performed on pre-corroded steels with in-situ measurements, the results obtained by the measurements performed using pre-corroded samples were more coherent with the results obtained by the other evaluation methods. However, the in situ EIS measurement can be important to provide complementary information for the understanding of corrosion involving complex systems such as these studied. / Para a ind?stria petrol?fera, a corros?o em a?os ? um grave problema, principalmente quando em presen?a de meio aquoso e em contato com gases dissolvidos (CO2, H2S e O2). Em casos como no pr?-sal, o controle da corros?o ? ainda mais cr?tico, pois o petr?leo ? extra?do com ?gua de alta salinidade e elevado teor de CO2, a altas press?es e temperaturas. Desta forma, o objetivo deste trabalho foi estudar o desempenho de a?os utilizados em revestimento de po?os de petr?leo (a?os ARBL com 0,04% de Cr e com 0,31% de Cr e um a?o superduplex) frente ao ambiente corrosivo por CO2, com composi??o qu?mica similar ao pr?-sal, a altas press?es (15 e 30 MPa) e altas temperaturas (50?C e 90?C). Para isto, realizaram-se ensaios de corros?o em batelada, por 7 e 30 dias, e as an?lises do processo corrosivo foram realizadas a partir da caracteriza??o dos filmes de produto de corros?o formados na superf?cie do a?o ap?s os ensaios. As taxas de corros?o foram determinadas por perda de massa, a caracteriza??o dos produtos de corros?o foi realizada por FEG/MEV, EDS, DRX e Raman, e as propriedades eletroqu?micas dos produtos de corros?o foram avaliadas por resist?ncia de polariza??o potenciodin?mica e imped?ncia eletroqu?mica (EIS). Al?m disso, avaliou-se tamb?m o processo corrosivo in situ, por meio de espectroscopia de imped?ncia eletroqu?mica, em press?o atmosf?rica com a finalidade de comparar com os resultados obtidos a altas press?es. O produto de corros?o formado na superf?cie do a?o a alta press?o, para todas as condi??es experimentais, ? predominantemente composto por carbonato de ferro enriquecido por c?lcio substitucional e os resultados indicam que os filmes que apresentaram propriedades mais protetoras aos a?os foram os formados em temperatura mais alta (90?C). Houve uma melhora significativa no car?ter de prote??o destes filmes com o aumento do teor de cromo, com especial destaque ao elevado desempenho do a?o superduplex. Comparando as an?lises de EIS realizadas nos a?os pr?-corro?dos com as de in situ, observou-se que os resultados obtidos atrav?s das medidas realizadas nas amostras pr?-corro?das foram mais coerentes com os resultados obtidos pelos outros m?todos avaliativos. Por?m, a medida de EIS in situ pode ser importante para fornecer informa??es complementares para a compreens?o da corros?o envolvendo sistemas complexos como estes estudados.

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.

Na Ficha Catalogr?fica consta o t?tulo: "Monitoramento qu?mico da composi??o e da a??o do biodiesel do ?leo de am?ndoa da maca?ba no contato direto com a?o carbono e a?o carbono galvanizado". / Submitted by Jos? Henrique Henrique (jose.neves@ufvjm.edu.br) on 2018-11-01T18:00:34Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) claudia_eliane_dias_batista.pdf: 1707707 bytes, checksum: f480bf5d3fe108357404021690844f2f (MD5) / Approved for entry into archive by Rodrigo Martins Cruz (rodrigo.cruz@ufvjm.edu.br) on 2018-11-10T11:52:57Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) claudia_eliane_dias_batista.pdf: 1707707 bytes, checksum: f480bf5d3fe108357404021690844f2f (MD5) / Made available in DSpace on 2018-11-10T11:52:57Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) claudia_eliane_dias_batista.pdf: 1707707 bytes, checksum: f480bf5d3fe108357404021690844f2f (MD5) Previous issue date: 2018 / O biodiesel ? uma importante fonte alternativa de energia, pois ? derivado da biomassa fotossint?tica de plantas oleaginosas. ?leos de muitas esp?cies de plantas t?m sido investigados por serem material precursor para a produ??o de biodiesel. Maca?ba (Acrocomia aculeata) ? uma palmeira nativa do Brasil, cuja fruta tem uma propor??o significativa de ?leo, com potencial real para a produ??o industrial de biodiesel. Existe uma ampla gama de quest?es ainda a serem sistematicamente exploradas, a fim de se obter uma vis?o adequada do manejo racional da cultura da palma, extra??o e processamento do ?leo para a produ??o e armazenamento comercial do biodiesel. O comportamento qu?mico dos ?steres met?licos de ?cidos graxos do ?leo da am?ndoa de maca?ba e a lixivia??o de elementos met?licos por contato dos a?os carbono usados na constru??o de tanques e dutos s?o o foco principal deste trabalho experimental. A composi??o em ?steres met?licos do biodiesel obtido da rea??o de transesterifica??o de triacilglicer?is do ?leo de am?ndoa da maca?ba com metanol, em contato direto com os a?os carbono ASTM A283 grau C e API X65 galvanizados e n?o galvanizados foi monitorada. A lixivia??o de elementos qu?micos da estrutura dos a?os carbono foi tamb?m investigada. Os resultados obtidos por espectroscopia M?ssbauer neste trabalho tamb?m mostraram que o contato com o biodiesel de maca?ba confere prote??o aos a?os n?o galvanizados contra a corros?o oxidativa no contato direto com o ar. Al?m disso, observou-se ainda a forma??o de esp?cies qu?micas contendo ferro, nomeadamente magnetita (Fe3O4) e w?stita (Fe1-xO), na superf?cie das barras de a?o n?o galvanizado quando em contato direto com o ar, mas sem contato com o biodiesel; nenhum ?xido de ferro foi detectado nas barras de a?o usadas no biodiesel, monitoradas at? 105 dias de armazenamento. As taxas de corros?o s?o baixas, de acordo com a norma NACE-RP0775, Standard Recommended Practice: Preparation, Installation, Analysis, and Interpretation of Corrosion Coupons in Oilfield Operations. O biodiesel do ?leo da am?ndoa da maca?ba tem 63,44 massa% de ?steres de ?cidos graxos saturados. Uma condi??o que assegura relativamente alta estabilidade oxidativa do combust?vel, mesmo em contato (na presente experi?ncia, por imers?o) com o a?o carbono API ou ASTM, galvanizado ou n?o. / Disserta??o (Mestrado) ? Programa de P?s-gradua??o em Biocombust?veis, Universidade Federal dos Vales do Jequitinhonha e Mucuri, 2018. / Biodiesel is an important alternative source of energy, as it is derived from the photosynthetic biomass of oleaginous plants. Oils of many plant species have been investigated for being precursor material for the production of biodiesel. Maca?ba (Acrocomia aculeata) is a native palm in Brazil, whose fruit has a significant proportion of oil, with real potential for the industrial production of biodiesel. There is a wide range of issues still to be systematically explored, in order to achieve an adequate view of the rational crop management of the palm, extraction and processing of the oil for the production and the commercial storage of biodiesel. The chemical behavior of the fatty acid methyl esters from the maca?ba oil and the leaching of metal elements put directly in contact with carbon steels used in the construction of tanks and pipelines are the main focus of the present experimental work. The composition in methyl esters of the biodiesel obtained from the transesterification reaction of triacylglycerols of the maca?ba fruit kernel oil with methanol, in direct contact with the galvanized and non-galvanized carbon steels ASTM A283 grade C and API X65. The M?ssbauer spectroscopy results obtained in this work also showed that the contact with the maca?ba biodiesel gives protection to the non - galvanized steels against the oxidative corrosion in direct contact with air. Also the formation of iron-bearing chemical species, namely magnetite (Fe3O4) and w?stite (Fe1-xO), on the surface of the non-galvanized bar steels when in direct contact with air; no such iron oxide was detected on the steel bars used in the biodiesel, by monitoring up to 105 days of storage. But the corrosion rates are low, according to the NACE-RP0775, Standard Recommended Practice: Preparation, Installation, Analysis, and Interpretation of Corrosion Coupons in Oilfield Operations. These results allow better evaluate and more adequately specify conditions of storage and transportation of biodiesel obtained from the maca?ba oil. The biodiesel of the maca?ba almond oil has 63.44 mass% of esters of saturated fatty acids. A condition that ensures relatively high oxidative stability of the fuel, even in contact (in the present experiment, by immersion) with API or ASTM carbon steel, galvanized or not.

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:07:20Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MichelePT.pdf: 1085937 bytes, checksum: 9dafe388fed079c9a3f014f2d96a5186 (MD5) Previous issue date: 2007-04-27 / Petr?leo Brasileiro SA - PETROBRAS / The main problem on the exploration activity on petroleum industry is the formation water resulted on the fields producing. The aggravating of this problem is correlated with the advancing technologies used on the petroleum extractions and on its secondary approach objecting the reobtainment of this oil. Among the main contaminants of the water formation are corrosives gases such as: O2, CO2 and H2S, some solids in suspension and dissolved salts. Concerning to those gases the CO2 is the one that produce significant damage for carbon steel on corrosion process of the petroleum and gas industries. Corrosion inhibitors for carbon steel in formation water is one of the most used agents in control of those damages. In this context, the poor investigations of carbon steel corrosion proceeding from solids in suspension is an opened field for studies. On this work the inhibitor effect of the commercial CORRTREAT 703 was evaluated on some specific solids in suspension at saline medium containing 10.000 ppm of de-aerated chloride using CO2 until non oxygen atmosphere been present. For that, quartz, calcium carbonate, magnetite and iron sulphide were subjected to this investigation as the selected solids. The effect of this inhibitor on corrosion process correlated with those specific solids, was measured using electrochemical (resistance of linear polarization and galvanic pair) and gravimetrical techniques. During all the experimental work important parameters were monitored such as: pH, dissolved oxygen, temperature, instantaneous corrosion rate and galvanic current. According to the obtained results it was proved that the suspension solids calcium carbonate and iron sulphide decrease the corrosion process in higher pH medium. Meanwhile the quartz and magnetite been hardness increase corrosion by broking of the passive layer for erosion. In the other hand, the tested inhibitor in concentration of 50 ppm, showed to be effective (91%) in this corrosion process / O principal problema ligado ? atividade de explora??o de petr?leo ? a ?gua que se produz nos campos produtores. O agravamento deste problema se deve aos avan?os obtidos nos processos de extra??o de petr?leo, bem como ?s opera??es secund?rias que objetivam a recupera??o de petr?leo. Os principais contaminantes presentes nesta ?gua que contribuem para o desenvolvimento de processos corrosivos s?o: gases (que se encontram dissolvidos na ?gua, tais como O2, CO2 e H2S), s?lidos em suspens?o e sais dissolvidos. Dentre os gases destaca-se o CO2 que provoca desgaste significativo nas tubula??es (de a?o carbono) de ind?strias de petr?leo e g?s natural. O uso de inibidores de corros?o ? uma pr?tica comum no combate aos processos corrosivos. Neste contexto, os contaminantes do tipo particulados s?lidos s?o pouco avaliados. Desta forma, neste trabalho, o efeito do inibidor de uso comercial CORRTREAT 703 em particulados s?lidos comumente encontrados em oleodutos. Utilizou-se um meio salino contendo 10.000 ppm de cloreto desaerado com CO2 at? obten??o de um meio isento de oxig?nio. Para tanto, os s?lidos escolhidos foram: quartzo, magnetita, carbonato de c?lcio e sulfeto de ferro. A efici?ncia de inibi??o do CORRTREAT 703 na corros?o provocada por estes s?lidos, foi medida com o uso de t?cnicas eletroqu?micas (resist?ncia de polariza??o linear e par galv?nico) e gravim?tricas. Durante todo o trabalho experimental, foram monitorados os seguintes par?metros: pH, oxig?nio dissolvido, temperatura, taxa de corros?o instant?nea e corrente galv?nica. De acordo com os resultados obtidos comprovou-se que o carbonato de c?lcio e o sulfeto de ferro est?o envolvidos em um processo corrosivo mais lento em fun??o do aumento do pH do meio. No entanto, o quartzo e a magnetita em virtude da sua dureza aceleram a corros?o pela quebra da camada passiva por eros?o. Por outro lado, o inibidor avaliado foi eficaz (91 %) em uma concentra??o de 50 ppm no processo avaliado

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 2016-08-03T18:24:29Z No. of bitstreams: 1 DIS_LOANI_BASSANI_DE_OLIVEIRA_COMPLETO.pdf: 4322519 bytes, checksum: e01558dfcb88bb2ce1765983c4cd249e (MD5) / Made available in DSpace on 2016-08-03T18:24:29Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DIS_LOANI_BASSANI_DE_OLIVEIRA_COMPLETO.pdf: 4322519 bytes, checksum: e01558dfcb88bb2ce1765983c4cd249e (MD5) Previous issue date: 2016-03-30 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior - CAPES / The present study analyzes the influence of the presence of Ca2+, by the addition of CaCO3 in water saturated with CO2, on the corrosion of SAE 1045 steel tempered and quenched under conditions of 80? C, 15 MPa and 168 hours (7 days) andon the properties of the corrosion scales formed on the steel surface. The corrosion rates of the steel were determined by weight loss tests according to ASTM G1-03 (2010). The techniques of electron scanning microscopy by field emission (FEG/MEV), energy dispersive spectroscopy (EDS), X-ray diffraction (XRD) and potentiodynamic polarization were used to obtain information about the properties of corrosion scales. Uniform corrosion was observed and the results indicated that by adding calcium carbonate, with concentrations of 10 ppm, 100 ppm, 1000 ppm and 10000 ppm of Ca2+ in solution, the corrosion rates by weight loss and the thicknesses of the corrosion product films decreased. However, the addition of calcium carbonate decreased the corrosion rate for all concentrations, probably due to its property of increasing the pH of the solution. The highest corrosion rate determined by weight loss was observed when corrosion was induced without the presence of calcium carbonate and with concentration of 100 ppm of Ca2+. The corrosion rate did not changed linearly with Ca+ concentrations, the highest corrosion rate was observed for 100 ppm of Ca2+. The EDS analyzes provide information that a mixed carbonate is formed in presence of Ca+2 in solution, probably FexCa1-xCO3, with increasing of Ca incorporation in the crystalline lattice of FeCO3, with increasing of calcium content and a respective reduction of Fe amounts. The XRD analyzes also indicated that the corrosion product films formed in the presence of calcium are composed by FeCO3 enriched with Ca besides oxides and iron hydroxides as goethite - FeO(OH) and Fe3O4 - magnetite. Based on the electrochemical tests, the film that had the more negative potential (Ecorr) and higher corrosion current density (icorr) was the one formed in the presence of 100 ppm Ca2+, and this film showed electrochemical properties very similar to the bare steel. / O presente trabalho analisa a influ?ncia da presen?a de Ca2+, por meio da adi??o de CaCO3 em ?gua saturada com CO2, na corros?o do a?o SAE 1045, temperado e revenido, sob condi??es de 80 ?C, 15 MPa e 168 horas (7 dias) e nas propriedades dos filmes de produtos de corros?o formados na superf?cie do a?o. As taxas de corros?o do a?o foram determinadas por testes de perda de massa segundo ASTM G1-03 (2010). As t?cnicas de microscopia eletr?nica de varredura por emiss?o de campo (FEG/MEV), espectroscopia de energia dispersiva (EDS), difra??o de raios X (DRX) e polariza??o potenciodin?mica foram utilizadas para obter informa??es sobre as propriedades dos filmes de produtos de corros?o. Observou-se corros?o uniforme e os resultados mostraram que ao adicionar carbonato de c?lcio, com concentra??es de 10 ppm, 100 ppm, 1000 ppm e 10000 ppm de Ca2+ na solu??o, as taxas de corros?o por perda de massa e as espessuras dos filmes de produtos de corros?o diminuiram. A adi??o de carbonato de c?lcio reduziu as taxas de corros?o para todas as concentra??es de Ca2+, provavelmente, devido sua propriedade de aumentar o pH da solu??o. A taxa de corros?o n?o variou linearmente com a concentra??o de Ca2+ em solu??o, sendo que a maior taxa de corros?o foi observada para a concentra??o de 100 ppm de Ca2+.As an?lises de EDS indicaram a forma??o de carbonato misto, provavelmente FexCa1-xCO3, com o aumento da incorpara??o de Ca na rede cristalina do FeCO3, visto que com o aumento da adi??o de carbonato de c?lcio observou-se um aumento no teor de Ca e uma respectiva redu??o nos teores de Fe. As an?lises de DRX indicaram que os filmes de produtos de corros?o formados em presen?a de c?lcio s?o compostos de FeCO3 enriquecido com Ca, de ?xidos e hidr?xidos de ferro como goetita - FeO(OH) e Fe3O4 - magnetita. De acordo com os ensaios eletroqu?micos, o filme que apresentou o potencial de corros?o menos nobre (Ecorr) e maior densidade de corrente de corros?o (icorr) foi o formado na presen?a de 100 ppm Ca2+, sendo que este filme apresentou propriedades eletroqu?micas muito similares ao do a?o refer?ncia (sem produto de corros?o na superf?cie).