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Wasserstoff-induzierte Schäden sind ein verbreitetes Problem in verschiedenen Anwendungen von Metallen. In dieser Arbeit wurde Wasserstoff-induzierte Rissbildung in Eisen untersucht. Die Proben wurden elektrochemisch mit Wasserstoff beladen. Diese Beladung führt zu Rissen in den Eisenproben und Blistern auf deren Oberfläche, wenn Risse oberflächennah lokalisiert sind. Als Triebkraft der Rissbildung wurde der hohe Wasserstoffdruck in den Rissen gefolgert. Dieser Druck wurde durch eine Kombination aus Ausgasexperimenten und Dichtemessungen bestimmt. Die Mikrostruktur, die Risse und Blister umgibt, wurde mit Elektronenmikroskopie untersucht. Dafür wurden Rissflächen durch Zugversuche freigelegt. Oxidische Einschlüsse konnten als Ausgangspunkt für Risse ausgemacht werden. Mit Transmissionselektronenmikroskopie wurden duktile Merkmale in der Nähe von Rissen sichtbar. Ein Mechanismus für die Riss- und Blisterbildung wurde vorgeschlagen.

Atualmente a maior parte da energia consumida no mundo provém de fontes como carvão, petróleo e gás natural. Nas últimas décadas, o aumento na demanda por petróleo e gás natural teve como resultado um grande aumento no uso de tubos de aço para transportar estes produtos por longas distâncias. Os aços de alta resistência e baixa liga (ARBL) produzidos de acordo com a norma API 5L são atrativos para estas aplicações por apresentarem boas propriedades mecânicas e soldabilidade aliadas a baixos custos. Entretanto, nestas aplicações os materiais são expostos a meios corrosivos com altos teores de H2S, tornando-os susceptíveis aos danos provocados pelo hidrogênio. Dentre estes um dos mais importantes é o trincamento induzido pelo hidrogênio (hydrogen induced cracking - HIC). Neste trabalho a resistência à corrosão e ao HIC de dois aços API 5L X65, cujas composições diferem principalmente com relação aos teores de Mn e de Nb, e de um aço API 5L X80 comercial foi investigada na solução A da norma NACE TM0284-2011. A avaliação da resistência à corrosão foi realizada em solução naturalmente aerada ou desaerada sem e com saturação com H2S por meio de ensaios de potencial de circuito aberto, curvas de polarização potenciodinâmica e espectroscopia de impedância eletroquímica. Análises microestruturais por microscopia óptica (MO) e eletrônica de varredura (MEV) foram realizadas para correlacionar a microestrutura com os dois parâmetros investigados. As análises por MO e MEV mostraram que os dois aços API 5L X65 possuem inclusões uniformemente distribuídas em uma matriz ferrítica com ilhas de perlita degenerada e microconstituintes M/A (martensita/ austenita) nos contornos de grão da ferrita. Por sua vez, o aço API 5L X80 apresentou matriz ferrítica com microconstituintes M/A, e inclusões de formas arredondadas e irregulares em maior número e distribuídas de forma irregular. Os resultados dos ensaios eletroquímicos mostraram que, para os três aços, a resistência à corrosão diminui sensivelmente na presença de H2S. Por outro lado, os ensaios de impedância evidenciaram aumento da resistência à corrosão com o tempo de imersão em todos os meios, provavelmente associado à formação de produtos de corrosão insolúveis e que precipitam sobre a superfície dos aços. Todos os ensaios mostraram que os dois aços API 5L X65 são mais resistentes à corrosão que o aço API 5L X80. Os ensaios de HIC mostraram que os dois aços API 5L X65 não são suscetíveis a este tipo de falha, contrariamente ao aço API 5L X80. Neste último houve formação de trincas da parte central e inferior (interna) da amostra fornecida em forma de tubo. A análise do caminho de propagação da trinca mostrou a presença de inclusões ricas em Mn e S, indicando que elas têm um papel relevante no mecanismo de trincamento. Os resultados de todos os ensaios de corrosão mostraram que o aço experimental API 5L X65 produzido pela CBMM com baixos teores de Mn e altos teores de Nb apresentou resistência à corrosão ligeiramente superior ao aço API 5L X65 comercial, indicando ser esta composição promissora para aplicações em meios sour. / Currently most of the energy consumed in the world comes from sources such as coal, oil and natural gas. In recent decades the increase in demand for oil and natural gas has resulted in a large increase in the use of steel tubes to transport these products over long distances. High strength low alloy (HSLA) steels produced according to the API 5L standard are attractive for these applications because they have good mechanical properties and weldability combined with low costs. However, in these applications the materials are exposed to corrosive media with high levels of H2S, making them susceptible to damage caused by hydrogen. Among them, one of the most important is hydrogen-induced cracking (HIC). In this work the resistance to corrosion and HIC of two API 5L X65 steels, whose compositions differ mainly with respect to their Mn and Nb contents, and a commercial API 5L X80 steel were investigated in solution A of the NACE standard TM0284-2011. The evaluation of the corrosion resistance was carried out in naturally aerated or in deaerated solution without and with saturation with H2S by means of open circuit potential tests, potentiodynamic polarization curves and electrochemical impedance spectroscopy (EIS). Microstructural analysis by optical microscopy (OM) and scanning electron microscopy (SEM) were performed to correlate the microstructure with the two investigated parameters. OM and SEM analyzes showed that the two API 5L X65 steels have inclusions evenly distributed in a ferritic matrix with degenerated perlite islands and M/A (martensite/austenite) microconstituents at the perlite grain boundaries. In turn, the API 5L X80 steel presented a ferritic matrix with M/A microconstituents and round-shaped and irregular-shaped inclusions in greater number and irregularly distributed. The results of the electrochemical tests showed that, for all three steels, the corrosion resistance decreases significantly in the presence of H2S. On the other hand, the EIS tests showed an increase in corrosion resistance with immersion time in all media, which is probably due to the formation of insoluble corrosion products that precipitate on the steels surfaces. All assays showed that the two API 5L X65 steels are more resistant to corrosion than the API 5L X80 steel. The HIC assays showed that the two API 5L X65 steels are not susceptible to this type of failure, unlike the API 5L X80 steel. In the latter there was cracks formation in the central and lower (inner) part of the sample supplied as a tube. The analysis of the crack propagation path showed the presence of Mn and S-rich inclusions, indicating that they play a key role in the cracking mechanism. The results of all corrosion tests showed that the experimental steel API 5L X65 produced by CBMM with low Mn contents and high levels of Nb exhibited slightly higher corrosion resistance than the API 5L X65 commercial steel, indicating that this composition is promising for sour media applications.

Atualmente a maior parte da energia consumida no mundo provém de fontes como carvão, petróleo e gás natural. Nas últimas décadas, o aumento na demanda por petróleo e gás natural teve como resultado um grande aumento no uso de tubos de aço para transportar estes produtos por longas distâncias. Os aços de alta resistência e baixa liga (ARBL) produzidos de acordo com a norma API 5L são atrativos para estas aplicações por apresentarem boas propriedades mecânicas e soldabilidade aliadas a baixos custos. Entretanto, nestas aplicações os materiais são expostos a meios corrosivos com altos teores de H2S, tornando-os susceptíveis aos danos provocados pelo hidrogênio. Dentre estes um dos mais importantes é o trincamento induzido pelo hidrogênio (hydrogen induced cracking - HIC). Neste trabalho a resistência à corrosão e ao HIC de dois aços API 5L X65, cujas composições diferem principalmente com relação aos teores de Mn e de Nb, e de um aço API 5L X80 comercial foi investigada na solução A da norma NACE TM0284-2011. A avaliação da resistência à corrosão foi realizada em solução naturalmente aerada ou desaerada sem e com saturação com H2S por meio de ensaios de potencial de circuito aberto, curvas de polarização potenciodinâmica e espectroscopia de impedância eletroquímica. Análises microestruturais por microscopia óptica (MO) e eletrônica de varredura (MEV) foram realizadas para correlacionar a microestrutura com os dois parâmetros investigados. As análises por MO e MEV mostraram que os dois aços API 5L X65 possuem inclusões uniformemente distribuídas em uma matriz ferrítica com ilhas de perlita degenerada e microconstituintes M/A (martensita/ austenita) nos contornos de grão da ferrita. Por sua vez, o aço API 5L X80 apresentou matriz ferrítica com microconstituintes M/A, e inclusões de formas arredondadas e irregulares em maior número e distribuídas de forma irregular. Os resultados dos ensaios eletroquímicos mostraram que, para os três aços, a resistência à corrosão diminui sensivelmente na presença de H2S. Por outro lado, os ensaios de impedância evidenciaram aumento da resistência à corrosão com o tempo de imersão em todos os meios, provavelmente associado à formação de produtos de corrosão insolúveis e que precipitam sobre a superfície dos aços. Todos os ensaios mostraram que os dois aços API 5L X65 são mais resistentes à corrosão que o aço API 5L X80. Os ensaios de HIC mostraram que os dois aços API 5L X65 não são suscetíveis a este tipo de falha, contrariamente ao aço API 5L X80. Neste último houve formação de trincas da parte central e inferior (interna) da amostra fornecida em forma de tubo. A análise do caminho de propagação da trinca mostrou a presença de inclusões ricas em Mn e S, indicando que elas têm um papel relevante no mecanismo de trincamento. Os resultados de todos os ensaios de corrosão mostraram que o aço experimental API 5L X65 produzido pela CBMM com baixos teores de Mn e altos teores de Nb apresentou resistência à corrosão ligeiramente superior ao aço API 5L X65 comercial, indicando ser esta composição promissora para aplicações em meios sour. / Currently most of the energy consumed in the world comes from sources such as coal, oil and natural gas. In recent decades the increase in demand for oil and natural gas has resulted in a large increase in the use of steel tubes to transport these products over long distances. High strength low alloy (HSLA) steels produced according to the API 5L standard are attractive for these applications because they have good mechanical properties and weldability combined with low costs. However, in these applications the materials are exposed to corrosive media with high levels of H2S, making them susceptible to damage caused by hydrogen. Among them, one of the most important is hydrogen-induced cracking (HIC). In this work the resistance to corrosion and HIC of two API 5L X65 steels, whose compositions differ mainly with respect to their Mn and Nb contents, and a commercial API 5L X80 steel were investigated in solution A of the NACE standard TM0284-2011. The evaluation of the corrosion resistance was carried out in naturally aerated or in deaerated solution without and with saturation with H2S by means of open circuit potential tests, potentiodynamic polarization curves and electrochemical impedance spectroscopy (EIS). Microstructural analysis by optical microscopy (OM) and scanning electron microscopy (SEM) were performed to correlate the microstructure with the two investigated parameters. OM and SEM analyzes showed that the two API 5L X65 steels have inclusions evenly distributed in a ferritic matrix with degenerated perlite islands and M/A (martensite/austenite) microconstituents at the perlite grain boundaries. In turn, the API 5L X80 steel presented a ferritic matrix with M/A microconstituents and round-shaped and irregular-shaped inclusions in greater number and irregularly distributed. The results of the electrochemical tests showed that, for all three steels, the corrosion resistance decreases significantly in the presence of H2S. On the other hand, the EIS tests showed an increase in corrosion resistance with immersion time in all media, which is probably due to the formation of insoluble corrosion products that precipitate on the steels surfaces. All assays showed that the two API 5L X65 steels are more resistant to corrosion than the API 5L X80 steel. The HIC assays showed that the two API 5L X65 steels are not susceptible to this type of failure, unlike the API 5L X80 steel. In the latter there was cracks formation in the central and lower (inner) part of the sample supplied as a tube. The analysis of the crack propagation path showed the presence of Mn and S-rich inclusions, indicating that they play a key role in the cracking mechanism. The results of all corrosion tests showed that the experimental steel API 5L X65 produced by CBMM with low Mn contents and high levels of Nb exhibited slightly higher corrosion resistance than the API 5L X65 commercial steel, indicating that this composition is promising for sour media applications.

The microstructure of steel is well known to affect hydrogen-induced cracking (HIC) susceptibility by having certain heterogeneities serving as effective hydrogen trap sites. A consensus on whether or not fine-scale niobium carbide (NbC), nitride (NbN) and carbonitride (Nb(C,N)) precipitates can behave as effective hydrogen traps has yet to be established. The H-trapping capacity of Nb precipitates in a Fe-C-Mn-Nb model steel was investigated with the goal of minimizing embrittlement effects and improving the design of X70 pipeline grade steel for sour service oil and gas applications. First, a heat treatment was applied to the model steel to change the Nb-based precipitate size distribution, which was subsequently characterized via transmission electron microscopy, electron energy loss spectroscopy, and atom probe tomography. The experimental heat treatment increased the number of fine-scale precipitates (<15 nm) that are ideal for APT characterization. NbN and NbC precipitates of various stoichiometries were confirmed within the steel. Further, a custom electrolytic H-charging device was designed, fabricated, and validated using thermal desorption spectroscopy. Additionally, the extent of galvanic corrosion between NbC and NbN and the steel matrix was determined using custom scaled-up particle matrix specimens. Potentiodynamic polarizations conducted using active and passivating electrolytes revealed the relative nobility of the materials. Both NbC and NbN particles were more noble than the steel matrix; thus, possessing driving force for galvanic corrosion, with the particles serving as cathodes. Future studies involving electrolytic charging of the steel in a D-based electrolyte coupled with atom probe tomography will facilitate the direct observation of H-trapping sites relative to various Nb-based precipitates and contribute to an improved understanding of the mechanisms governing HIC. / Thesis / Master of Science in Materials Science and Engineering (MSMSE)

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In this study, hydrogen induced cracking (HIC) behavior of welded steels used in petroleum lines under sour petroleum environments was investigated. The testing environment in NACE TM0284-2003 standard was used in order to simulate sour petroleum environment. In order to investigate behavior of welding parameters, used in pipe production, on HIC, welds were done with different line energies. Two different API X-65 steels were used in welding operations. The specimens taken from welded zones were tested in testing environment. The specimens were examined metallographically. Crack lengths were measured with a computer program. The results obtained were discussed in view of metallurgical and welding parameters aspects. The result obtained from this investigation led to a general conclusion that, the metallurgical parameters of steels used in pipe production were more important than welding parameters regarding their effect on HIC. It was shown that the composition and microstructural grain size of steels were in direct relation to HIC.

[pt] Este trabalho apresenta um estudo da soldabilidade do aço API 5L X-80 utilizando os Testes Tekken e de Implante. A pesquisa avalia a soldabilidade do aço X-80 para a soldagem circunferencial com eletrodo revestido e arame tubular com relação à formação de trincas induzidas por hidrogênio. O objetivo é viabilizar diferentes opções de processos de soldagem para o aço em questão. Para o Teste Tekken foram soldados dois pares de chapas pelo processo SMAW utilizando o consumível E8010-G e mais dois pares pelo processo FCAW-G com o consumível E101T1-GM-H8. Para o Teste de Implante foram utilizados três chapas de suporte e dez implantes, sendo que quatro implantes foram soldados pelo processo SMAW com E8010-G e seis pelo processo FCAW- G com E101T1- GM-H8. Todos os implantes apresentavam 6 mm de diâmetro. Para todos os testes a temperatura de preaquecimento foi de 100°C. A quantidade de hidrogênio difusível nos metais de solda produzidos pelos dois consumíveis foi medida pelo processo de Cromatografia Gasosa. Após a realização dos testes, todas as amostras foram observadas sem e com ataque no MO e no MEV para que as trincas induzidas por hidrogênio na ZTA e no MS (no caso do Teste Tekken) pudessem ser analisadas e medidas. A partir desse procedimento foi possível observar que todas as amostras apresentaram trincas transgranulares com comprimentos da ordem de 17,68 um, muito pequenas e improváveis de serem prejudiciais ao aço. Isso possibilita dizer que o aço X- 80 pode ser soldado utilizando os consumíveis avaliados, sem riscos de danos maiores para o material. / [en] This work shows a study of the weldability of API 5L X-80 steel using the Tekken Test and the Implant Test. The research analises the weldability of HSLA X-80 steel for orbital circunferencial welding with the Shielded Metal Arc Weld and the Flux Core Arc Weld processes with regard to hydrogen induced cracking formation. The aim is to make feasible different options of welding process for the steel at issue. For the Tekken Test two pairs of plates were welded by SMAW process using E8010-G consumable and two more pairs by FCAW- G process using E101-T1-GM-H8. The Implant Test used three base plates and ten implants, being four implants welded by SMAW process and with E8010-G consumable and six by FCAW-G process with E101T1-GM-H8 consumable. All the implants have 6 mm of diameter. For all tests the preheating temperature was 100°C. The diffusible hydrogen content deposited by both consumables was measured by the Gas Chromatography Method. After the tests all the samples were examined without and with attack by means of optical microscope and SEM to allow hydrogen induced cracking in the HAZ and in the weld metal (for Tekken Test) to be viewed and measured. By means of this procedure it was possible to observe that all samples showed transgranular cracking with length of 17,68 um, too small and unlikely to the be bad to the steel. It allows saying that X-80 steel can be welded using the consumables tested, without a risk of damage of the material.

Com a descoberta de novas fontes de petróleo e gás, em regiões remotas e de difícil acesso, tem-se a necessidade do desenvolvimento de novas tecnologias para garantir a eficácia da exploração destes recursos. Essa exploração e extração muitas vezes se dão em ambientes altamente corrosivos e os equipamentos devem apresentar propriedades que garantam um fator de segurança em serviço. Os aços de alta resistência e baixa liga (ARBL) são utilizados em tubulações para o transporte de gás natural e petróleo. Estes estão constantemente expostos a ambientes ácidos os quais são compostos de umidade e sulfeto de hidrogênio (H2S), podendo causar falha induzida pela presença de hidrogênio (Hydrogen Induced Cracking HIC). Este tipo de falha é normalmente abordado na literatura através de ensaios em solução contendo ácido acético e/ou sais (cloreto de sódio, entre outros), sempre com a injeção de H2S. Há vários mecanismos propostos, no entanto, o assunto não está totalmente resolvido. As alterações de composição química dos aços, processos de refino do aço e processos de conformação mecânica são responsáveis pela microestrutura final e determinantes da resistência à fragilização por hidrogênio. O objetivo deste trabalho é analisar e comparar o comportamento quanto à resistência à corrosão e resistência à HIC de quatro materiais: tubo X65 sour, sua região de solda, tubo X65 não-sour e uma chapa destinada a confecção de tubo X65. Os eletrólitos empregados foram: solução A (ácido acético contendo cloreto de sódio) e a solução B (água do mar sintética), os quais correspondem às soluções recomendadas pela norma NACE TM0284-2003. Os materiais foram submetidos a: ensaios de polarização (Polarização Linear para determinação da Resistência de Polarização - Rp) e ensaios de resistência a HIC segundo a norma NACE TM0284-2003; exames em microscópio óptico e eletrônico de varredura para caracterização da morfologia da corrosão e do trincamento. Os ensaios de Rp revelaram que a solução A é mais agressiva do que a solução B, sendo isso explicado pela diferença de pH entre estas duas soluções. Os resultados mostraram ainda que a máxima resistência à corrosão sempre é obtida para o tubo sour, enquanto a mínima ocorreu para o tubo não-sour. Após o ensaio de resistência a HIC os exames em microscópio óptico revelaram que, em ambas as soluções, o tubo de X65 sour, e a sua solda não apresentaram trincas, bem como a chapa destinada a tubo X65; já o tubo de X65 não-sour apresentou trincamento principalmente na região central. Os exames das trincas revelaram que a presença de cementita intergranular e a estrutura bandeada foram as causas do trincamento. No caso do tubo sour, o bom desempenho foi discutido em termos da microestrutura de ferrita poligonal, acicular e microconstituinte M/A. Já o comportamento distinto encontrado para a chapa (para tubo X65), foi discutido levando-se em conta que esta chapa apresentou menor quantidade de cementita intergranular, uma vez que, sua microestrutura é bandeada e não foi encontrado trincamento. Os resultados também revelaram que a solução B, como no caso da resistência à corrosão, é uma solução menos agressiva, pois o trincamento obtido foi muito menor. / The discovery of new oil and gas reserves, at remote and hard to reach locations, makes imperative the development of new technologies to ensure effective exploitation of these resources. This exploitation is often performed at highly corrosive environments and equipment such as pipelines should have special mechanical and corrosion properties to guarantee safety levels in service. High-Strength Low Alloy (HSLA) steels are used in pipelines for transporting gas and oil. These steels are in constant exposure to acid environments containing hydrogen sulfide (H2S) and water, that can cause pipeline failures due to Hydrogen-Induced Cracking - HIC. The literature reports that Hydrogen-Induced Cracking in steels is normally tested in solutions containing acetic acid and/or, salts (sodium chloride and others) with addition of H2S. Chemical composition, steel refining processes and metal forming processes are responsible for the final microstructure of the steel and have effect on the hydrogen embrittlement resistance. The purpose of this work is to analyze and compare the corrosion resistance and HIC resistance, and compare of four materials: pipeline steel API 5L X65 for sour service, its welded junctions, pipeline steel API 5L X65 for non-sour service and pipeline steel plate API 5L X65. The materials were submitted to linear polarization test (Rp) and HIC resistance test according to NACE TM0284-2003 standard. Both tests were carried out with two different electrolytes: the solution A (acetic acid and sodium chloride) and solution B (synthetic seawater). Subsequently; the surface of the steels were evaluated by optical microscope and scanning electron microscopy in order to characterize the cracking modes and corrosion morphology. The Rp tests showed that the solution A is more aggressive than solution B, behavior attributed to the pH difference between solutions. Steel API 5L X65 for sour service had the highest corrosion resistance and pipeline steel API 5L X65 for non-sour service had the lowest. The HIC test and the surface examination revealed that in both solutions, pipeline steel API 5L X65 for sour service, the welded junctions and the pipeline steel plate API 5L X65 showed no cracks. On the other hand, pipeline steel API 5L X65 for non-sour service presented cracking mainly in the central region. The tests revealed that the cracks nucleated at the intergranular cementite in the banded structure. The good performance of the pipeline steel API 5L X65 for sour service was discussed in terms of the microstructure, formed by polygonal ferrite, acicular ferrite and M/A microconstituent. The performance of steel plate (for pipeline API 5L X65) was different. This material did not exhibit cracks in the matrix in spite of its banded microstructure. This result was discussed taking into account that the plate studied had a small amount of intergranular cementite. The results also showed that the solution B, as in the case of corrosion resistance tests, was less aggressive than solution A, because the cracks produced were smaller.

A tecnologia dos aços microligados para transporte de gás natural e petróleo tem sido pressionada pelo descobrimento das novas jazidas e o aumento da demanda no mundo. As solicitações ambientais e de resistência mecânica são os parâmetros para o desenvolvimento de aços de alta resistência baixa liga para o transporte de gás e petróleo a menor custo e de forma segura. Neste contexto esta pesquisa investiga, em um aço microligado para tubos API 5L X80, o efeito das transformações de fase obtidas por resfriamentos controlados na fratura induzida por hidrogênio Hydrogen Induced Cracking-(HIC) e nas propriedades mecânicas. Os testes de HIC foram realizados no material como recebido, na espessura da chapa submetida a resfriamentos contínuos e em amostras do material tratadas de forma a simular as regiões de grão grosso da zona afetada pelo calor (GGZAC). Segundo o ciclo de resfriamento, os aços microligados têm microestruturas complexas, como é caso do aço microligado em estudo, onde sua microestrutura, estudada em trabalhos anteriores, é formada principalmente por ferrita, bainita, perlita e microconstituinte austenita/martensita (AM). A morfologia, tamanho, quantidade e distribuição dos produtos de transformação na chapa mudam as propriedades do aço. Esses fenômenos são de grande interesse tecnológico em aços microligados para a fabricação de tubos soldados para o transporte de gás e petróleo, tanto quando a solda é realizada em campo como também durante o encurvamento por indução; aqui as propriedades mecânicas do tubo decorrentes do processo de fabricação termomecânico podem ser degradadas pela ação do aquecimento e dos resfriamentos experimentados na zona afetada pelo calor (ZAC), principalmente na região de GGZAC. A simulação dos ciclos térmicos para o estudo da HIC na espessura da chapa foram realizados em CP austenitizados a 900ºC e submetidos a resfriamentos contínuos no dilatômetro de têmpera. Para simular os ciclos térmicos com resfriamentos controlados focados na GGZAC e a seguir obter CP de tamanho adequado para testes de tração e Charpy, foi necessário fazer os tratamentos térmicos a 1300ºC e resfriamentos contínuos em um simulador termomecânico e dilatômetro Gleeble. O maior tamanho da amostra tratada termicamente neste último equipamento permitiu extrair amostras para avaliar as propriedades mecânicas e a HIC do material, pois as diferentes regiões da ZAC em uma solda real são restritas e não permitem este tipo de ensaios em uma região específica da ZAC. Os resultados permitiram identificar a suscetibilidade de cada microestrutura produto da transformação da austenita na espessura da chapa, sendo a região central da chapa a mais sensível ao hidrogênio no aço como recebido e quando tratado a baixas taxas de resfriamento de 0,5°C/s após austenitizado a 900°C. As bandas grosseiras formadas por estruturas de maior dureza que a matriz na região central diminuíram a resistência à HIC. Da mesma forma nos corpos de prova que simulam a região GGZAC, a fratura induzida pelo hidrogênio foi localizada na região central da espessura embora apresente bainita e ferrita acicular. A falha possivelmente se deve aos elementos remanescentes segregados nesta região central e partição de carbono para os sub contornos de grão da bainita e ferrita que cresceram a partir a austenita primária. As inclusões e precipitados, segundo seu tipo, forma e localização na microestrutura, participam ou não da nucleação e propagação da trinca, sendo a posição mais crítica quando localizadas dentro das estruturas bandeadas. Não foi observada a nucleação de trincas na presença de hidrogênio em precipitados de Nb e Ti. / The technology of microalloyed steels for the transportation of natural gas and oil has been pressed by the discovery of new deposits and the increased demand in the world. Environmental requests for safety and ever increasing mechanical strength are the parameters for the development of high strength low alloy steels for transporting gas and oil at lower cost and safely. In this context, this research investigates, in a microalloyed steel pipe API 5L X80, the effect of phase transformations obtained by controlled cooling on the behavior when loaded with hydrogen - Hydrogen Induced Cracking - (HIC) and in the mechanical properties. HIC tests were performed on as-received material, on samples extracted from the thickness of the plate and subjected to continuous cooling and on samples of the material treated to simulate the coarse-grained regions of heat affected zone (CGHAZ). According to the cooling cycle, the microalloyed steels have complex microstructures: in the steel under evaluation its microstructure, studied in a previous work, consists mainly of ferrite, bainite, pearlite and austenite/martensite constituent (AM). The morphology, size, quantity and distribution of the products of transformation change the properties of plate steel. These phenomena are of great technological interest in microalloyed steels for the fabrication of welded tubes for the transport of gas and oil, when the welding is performed in the field as well as during hot bending; here the mechanical properties of the tube from the process of thermomechanical fabrication can be degraded by the action of heating and cooling experienced in the heat affected zone (HAZ), mainly in the region of CGHAZ. Simulations of thermal cycles for the study of HIC on sheet thickness were performed in coupons subjected to austenitization at 900ºC followed by continuous cooling in the dilatometer. To simulate the thermal cycles with controlled cooling, focused in the CGHAZ, and getting suitable sample sizes for tensile testing and Charpy, it was necessary to austenitize at 1300ºC followed by continuous cooling using the thermal and thermomechanical simulator in a Gleeble dilatometer. Samples heat treated in this equipment were suitable to evaluate the mechanical properties and the HIC of the material for different regions of HAZ, while a real weld would not have enough material to allow this type of testing on a specific region of HAZ. The results showed the susceptibility of each microstructure product of austenite transformation and of the position on the plate thickness. The central region of the plate was more sensitive to hydrogen in the steel as-received and when treated at low cooling rates of 0.5°C/s after austenitization at 900°C. The bands formed by coarse structures of greater hardness than the matrix in the central region decreased the resistance to HIC. Likewise in coupons that simulate the CGHAZ region, the fracture induced by hydrogen was located in the central thickness line, even when the microstructure were bainite and acicular ferrite. Failure there was possibly due to remnants of segregated elements in this central region and carbon partition to the subboundaries of the bainite and ferrite grain that grew from the primary austenite. Inclusions and precipitates, according to their type, shape and location in the microstructure, participating or not in the nucleation and propagation of the crack, were more critical when located within the banded structures; crack nucleation in the presence of hydrogen was not observed at Nb and Ti precipitates.