Grande parte do volume de hidrocarbonetos produzidos em ambiente offshore na atualidade é transportado por intermédio de dutos rígidos submarinos. O gerenciamento da integridade destes dutos abrange várias disciplinas, tais como: Resistência dos Materiais, Química, Geologia, Oceanografia, entre outras. A integração destas áreas de estudo é necessária ao conhecimento dos mecanismos de degradação de dutos, a fim de determinar as causas e os tipos possíveis de falhas. A metodologia empregada atualmente para o controle da corrosão na superfície interna de dutos rígidos submarinos é sustentada principalmente pelas inspeções com pigs instrumentados, complementada pelo Monitoramento da Corrosão Interna (MCI). Este monitoramento consiste em acompanhar e avaliar os resultados oriundos de taxas de corrosão por cupons de perda de massa e por sondas corrosimétricas instaladas em pontos específicos dos dutos; análises físico-químicas dos fluidos escoados e dos resíduos gerados durante a operação; e de variáveis operacionais (pressão, temperatura e vazão, principalmente). As taxas de corrosão resultantes do MCI, em um oleoduto em operação na Bacia de Campos, foram comparadas às obtidas nas inspeções por pigs instrumentados. A forma com que tais taxas de corrosão se relacionam e as causas básicas para o comportamento de cada uma foram investigadas. / A major part of the volume of hydrocarbons produced in offshore environment nowadays is transported by rigid pipelines. The integrity management of this pipelines involve a group of different disciplines, as follows: Materials, Structures and Solid Mechanics, Chemistry, Geology, Oceanography and so on. These areas of study are necessary to fully know all the phenomena’s associated to the degradation processes to make it possible to define their causes, growth mechanisms as well as the kind of damage that might be found. This work is focused in the Internal Corrosion failure mechanism. The most recent methodology to achieve the control of internal corrosion in rigid offshore pipelines uses as principle the inspection program with intelligent pigs and is complemented by the Internal Corrosion Monitoring (ICM). This activity comprises the tracking and evaluation of the results from corrosion rates estimated by the metal loss coupons, and corrosion probes installed in specific points of the pipeline, laboratorial analysis of fluid and residue samples during the operation and operation parameters (pressure, temperature and volumetric flow, mainly). The corrosion rates obtained from ICM of an operational oil pipeline located in Campos Basin were compared to those obtained from the intelligent pigs inspections. The way each one of the corrosion rates are related and the basic causes for their behavior were investigated.

Grande parte do volume de hidrocarbonetos produzidos em ambiente offshore na atualidade é transportado por intermédio de dutos rígidos submarinos. O gerenciamento da integridade destes dutos abrange várias disciplinas, tais como: Resistência dos Materiais, Química, Geologia, Oceanografia, entre outras. A integração destas áreas de estudo é necessária ao conhecimento dos mecanismos de degradação de dutos, a fim de determinar as causas e os tipos possíveis de falhas. A metodologia empregada atualmente para o controle da corrosão na superfície interna de dutos rígidos submarinos é sustentada principalmente pelas inspeções com pigs instrumentados, complementada pelo Monitoramento da Corrosão Interna (MCI). Este monitoramento consiste em acompanhar e avaliar os resultados oriundos de taxas de corrosão por cupons de perda de massa e por sondas corrosimétricas instaladas em pontos específicos dos dutos; análises físico-químicas dos fluidos escoados e dos resíduos gerados durante a operação; e de variáveis operacionais (pressão, temperatura e vazão, principalmente). As taxas de corrosão resultantes do MCI, em um oleoduto em operação na Bacia de Campos, foram comparadas às obtidas nas inspeções por pigs instrumentados. A forma com que tais taxas de corrosão se relacionam e as causas básicas para o comportamento de cada uma foram investigadas. / A major part of the volume of hydrocarbons produced in offshore environment nowadays is transported by rigid pipelines. The integrity management of this pipelines involve a group of different disciplines, as follows: Materials, Structures and Solid Mechanics, Chemistry, Geology, Oceanography and so on. These areas of study are necessary to fully know all the phenomena’s associated to the degradation processes to make it possible to define their causes, growth mechanisms as well as the kind of damage that might be found. This work is focused in the Internal Corrosion failure mechanism. The most recent methodology to achieve the control of internal corrosion in rigid offshore pipelines uses as principle the inspection program with intelligent pigs and is complemented by the Internal Corrosion Monitoring (ICM). This activity comprises the tracking and evaluation of the results from corrosion rates estimated by the metal loss coupons, and corrosion probes installed in specific points of the pipeline, laboratorial analysis of fluid and residue samples during the operation and operation parameters (pressure, temperature and volumetric flow, mainly). The corrosion rates obtained from ICM of an operational oil pipeline located in Campos Basin were compared to those obtained from the intelligent pigs inspections. The way each one of the corrosion rates are related and the basic causes for their behavior were investigated.

Grande parte do volume de hidrocarbonetos produzidos em ambiente offshore na atualidade é transportado por intermédio de dutos rígidos submarinos. O gerenciamento da integridade destes dutos abrange várias disciplinas, tais como: Resistência dos Materiais, Química, Geologia, Oceanografia, entre outras. A integração destas áreas de estudo é necessária ao conhecimento dos mecanismos de degradação de dutos, a fim de determinar as causas e os tipos possíveis de falhas. A metodologia empregada atualmente para o controle da corrosão na superfície interna de dutos rígidos submarinos é sustentada principalmente pelas inspeções com pigs instrumentados, complementada pelo Monitoramento da Corrosão Interna (MCI). Este monitoramento consiste em acompanhar e avaliar os resultados oriundos de taxas de corrosão por cupons de perda de massa e por sondas corrosimétricas instaladas em pontos específicos dos dutos; análises físico-químicas dos fluidos escoados e dos resíduos gerados durante a operação; e de variáveis operacionais (pressão, temperatura e vazão, principalmente). As taxas de corrosão resultantes do MCI, em um oleoduto em operação na Bacia de Campos, foram comparadas às obtidas nas inspeções por pigs instrumentados. A forma com que tais taxas de corrosão se relacionam e as causas básicas para o comportamento de cada uma foram investigadas. / A major part of the volume of hydrocarbons produced in offshore environment nowadays is transported by rigid pipelines. The integrity management of this pipelines involve a group of different disciplines, as follows: Materials, Structures and Solid Mechanics, Chemistry, Geology, Oceanography and so on. These areas of study are necessary to fully know all the phenomena’s associated to the degradation processes to make it possible to define their causes, growth mechanisms as well as the kind of damage that might be found. This work is focused in the Internal Corrosion failure mechanism. The most recent methodology to achieve the control of internal corrosion in rigid offshore pipelines uses as principle the inspection program with intelligent pigs and is complemented by the Internal Corrosion Monitoring (ICM). This activity comprises the tracking and evaluation of the results from corrosion rates estimated by the metal loss coupons, and corrosion probes installed in specific points of the pipeline, laboratorial analysis of fluid and residue samples during the operation and operation parameters (pressure, temperature and volumetric flow, mainly). The corrosion rates obtained from ICM of an operational oil pipeline located in Campos Basin were compared to those obtained from the intelligent pigs inspections. The way each one of the corrosion rates are related and the basic causes for their behavior were investigated.

No estudo da corrosão interna de oleodutos a comunidade científica tem se voltado apenas para a presença de sais inorgânicos em águas decantadas em tanques e dutos. Objetivando verificar a importância de substâncias orgânicas aquo-solúveis do petróleo na corrosão interna de aços de oleodutos, estudou-se o comportamento do aço API 5L X56 em soluções simuladas da água decantada do petróleo (lixívias), como também em soluções diluídas de sulfato com adições de ácidos naftênicos aquo-solúveis, ácido capróico e também na presença do inibidor DEA (dietanolamina) Verifica-se que os compostos orgânicos presentes nas águas decantadas de oleodutos apresentam comportamento agressivo e que ácidos naftênicos promovem significativamente a despassivação do aço API 5L X56. A morfologia da corrosão do aço API 5L X56, em lixívias e em ácidos naftênicos, inicialmente, está associada à nucleação de pites nas inclusões do material. Aumentando a concentração de ácidos naftênicos, um mecanismo de corrosão uniforme torna-se mais pronunciado, devido à crescente despassivação da matriz ferrítica. A dietanolamina (DEA) foi testada como inibidor de corrosão para o aço API 5L X56 em soluções contendo sulfato e ácido ciclopentanocarboxílico (CPCA). O DEA apresenta bom comportamento inibidor a partir de 100 ppm. No entanto, para aços, baixas concentrações deste inibidor promovem a corrosão localizada associada às inclusões do material. Comprovou-se assim que substâncias orgânicas aquo-solúveis presentes em petróleos ácidos, em especial os ácidos naftênicos aumentam fortemente a corrosão de dutos. / In the study of the internal corrosion of oil pipelines the scientific community has been paying attention only to the presence of inorganic salts in decanted waters (brines) of tanks and pipelines. Aiming to verify the influence of water soluble organic matter from oil on the internal corrosion of pipeline, the behavior of the API 5L X65 steel was studied in simulated decanted waters of oil pipelines and in dilute sulfate solutions with additions of water-soluble naphthenic acids, caproic acid and the inhibitor DEA (diethanolamine). Organic compounds present in decanted waters of oil pipelines show an aggressive behavior and naphthenic acids strongly promote the depassivation of the API 5L X56 steel. The corrosion morphology of API 5L X56 steel, in decanted waters and in naphthenic acids, initially is associated with localized attack, nucleated on sulfide inclusions. Increasing naphthenic acid concentration, the localized attack nucleated on sulfide inclusions turns to a more uniform corrosion form, due to the increasing depassivation of the ferritc matrix. Diethanolamine (DEA) was tested as corrosion inhibitor for API 5L X56 steel in dilute sulfate solutions and in presence of cyclopentanecarboxylic acid (CPCA). DEA shows a good inhibitor effect for concentrations above 100 ppm. However for steel low concentration of DEA promotes localized corrosion associated to inclusions of material. Thus, it was demonstrated that water-soluble organic matter present in crude oils, specially naphthenic acids, strongly increase the internal corrosion of pipelines.

No estudo da corrosão interna de oleodutos a comunidade científica tem se voltado apenas para a presença de sais inorgânicos em águas decantadas em tanques e dutos. Objetivando verificar a importância de substâncias orgânicas aquo-solúveis do petróleo na corrosão interna de aços de oleodutos, estudou-se o comportamento do aço API 5L X56 em soluções simuladas da água decantada do petróleo (lixívias), como também em soluções diluídas de sulfato com adições de ácidos naftênicos aquo-solúveis, ácido capróico e também na presença do inibidor DEA (dietanolamina) Verifica-se que os compostos orgânicos presentes nas águas decantadas de oleodutos apresentam comportamento agressivo e que ácidos naftênicos promovem significativamente a despassivação do aço API 5L X56. A morfologia da corrosão do aço API 5L X56, em lixívias e em ácidos naftênicos, inicialmente, está associada à nucleação de pites nas inclusões do material. Aumentando a concentração de ácidos naftênicos, um mecanismo de corrosão uniforme torna-se mais pronunciado, devido à crescente despassivação da matriz ferrítica. A dietanolamina (DEA) foi testada como inibidor de corrosão para o aço API 5L X56 em soluções contendo sulfato e ácido ciclopentanocarboxílico (CPCA). O DEA apresenta bom comportamento inibidor a partir de 100 ppm. No entanto, para aços, baixas concentrações deste inibidor promovem a corrosão localizada associada às inclusões do material. Comprovou-se assim que substâncias orgânicas aquo-solúveis presentes em petróleos ácidos, em especial os ácidos naftênicos aumentam fortemente a corrosão de dutos. / In the study of the internal corrosion of oil pipelines the scientific community has been paying attention only to the presence of inorganic salts in decanted waters (brines) of tanks and pipelines. Aiming to verify the influence of water soluble organic matter from oil on the internal corrosion of pipeline, the behavior of the API 5L X65 steel was studied in simulated decanted waters of oil pipelines and in dilute sulfate solutions with additions of water-soluble naphthenic acids, caproic acid and the inhibitor DEA (diethanolamine). Organic compounds present in decanted waters of oil pipelines show an aggressive behavior and naphthenic acids strongly promote the depassivation of the API 5L X56 steel. The corrosion morphology of API 5L X56 steel, in decanted waters and in naphthenic acids, initially is associated with localized attack, nucleated on sulfide inclusions. Increasing naphthenic acid concentration, the localized attack nucleated on sulfide inclusions turns to a more uniform corrosion form, due to the increasing depassivation of the ferritc matrix. Diethanolamine (DEA) was tested as corrosion inhibitor for API 5L X56 steel in dilute sulfate solutions and in presence of cyclopentanecarboxylic acid (CPCA). DEA shows a good inhibitor effect for concentrations above 100 ppm. However for steel low concentration of DEA promotes localized corrosion associated to inclusions of material. Thus, it was demonstrated that water-soluble organic matter present in crude oils, specially naphthenic acids, strongly increase the internal corrosion of pipelines.

No estudo da corrosão interna de oleodutos a comunidade científica tem se voltado apenas para a presença de sais inorgânicos em águas decantadas em tanques e dutos. Objetivando verificar a importância de substâncias orgânicas aquo-solúveis do petróleo na corrosão interna de aços de oleodutos, estudou-se o comportamento do aço API 5L X56 em soluções simuladas da água decantada do petróleo (lixívias), como também em soluções diluídas de sulfato com adições de ácidos naftênicos aquo-solúveis, ácido capróico e também na presença do inibidor DEA (dietanolamina) Verifica-se que os compostos orgânicos presentes nas águas decantadas de oleodutos apresentam comportamento agressivo e que ácidos naftênicos promovem significativamente a despassivação do aço API 5L X56. A morfologia da corrosão do aço API 5L X56, em lixívias e em ácidos naftênicos, inicialmente, está associada à nucleação de pites nas inclusões do material. Aumentando a concentração de ácidos naftênicos, um mecanismo de corrosão uniforme torna-se mais pronunciado, devido à crescente despassivação da matriz ferrítica. A dietanolamina (DEA) foi testada como inibidor de corrosão para o aço API 5L X56 em soluções contendo sulfato e ácido ciclopentanocarboxílico (CPCA). O DEA apresenta bom comportamento inibidor a partir de 100 ppm. No entanto, para aços, baixas concentrações deste inibidor promovem a corrosão localizada associada às inclusões do material. Comprovou-se assim que substâncias orgânicas aquo-solúveis presentes em petróleos ácidos, em especial os ácidos naftênicos aumentam fortemente a corrosão de dutos. / In the study of the internal corrosion of oil pipelines the scientific community has been paying attention only to the presence of inorganic salts in decanted waters (brines) of tanks and pipelines. Aiming to verify the influence of water soluble organic matter from oil on the internal corrosion of pipeline, the behavior of the API 5L X65 steel was studied in simulated decanted waters of oil pipelines and in dilute sulfate solutions with additions of water-soluble naphthenic acids, caproic acid and the inhibitor DEA (diethanolamine). Organic compounds present in decanted waters of oil pipelines show an aggressive behavior and naphthenic acids strongly promote the depassivation of the API 5L X56 steel. The corrosion morphology of API 5L X56 steel, in decanted waters and in naphthenic acids, initially is associated with localized attack, nucleated on sulfide inclusions. Increasing naphthenic acid concentration, the localized attack nucleated on sulfide inclusions turns to a more uniform corrosion form, due to the increasing depassivation of the ferritc matrix. Diethanolamine (DEA) was tested as corrosion inhibitor for API 5L X56 steel in dilute sulfate solutions and in presence of cyclopentanecarboxylic acid (CPCA). DEA shows a good inhibitor effect for concentrations above 100 ppm. However for steel low concentration of DEA promotes localized corrosion associated to inclusions of material. Thus, it was demonstrated that water-soluble organic matter present in crude oils, specially naphthenic acids, strongly increase the internal corrosion of pipelines.

Submitted by Luciana Sebin (lusebin@ufscar.br) on 2016-10-06T13:10:50Z No. of bitstreams: 2 DissEFF.pdf: 4430868 bytes, checksum: 4495e7e362ddbf3ba975c3aa85a95364 (MD5) DissEFF.pdf: 4430868 bytes, checksum: 4495e7e362ddbf3ba975c3aa85a95364 (MD5) / Approved for entry into archive by Marina Freitas (marinapf@ufscar.br) on 2016-10-13T20:25:51Z (GMT) No. of bitstreams: 2 DissEFF.pdf: 4430868 bytes, checksum: 4495e7e362ddbf3ba975c3aa85a95364 (MD5) DissEFF.pdf: 4430868 bytes, checksum: 4495e7e362ddbf3ba975c3aa85a95364 (MD5) / Approved for entry into archive by Marina Freitas (marinapf@ufscar.br) on 2016-10-13T20:26:02Z (GMT) No. of bitstreams: 2 DissEFF.pdf: 4430868 bytes, checksum: 4495e7e362ddbf3ba975c3aa85a95364 (MD5) DissEFF.pdf: 4430868 bytes, checksum: 4495e7e362ddbf3ba975c3aa85a95364 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-10-13T20:26:13Z (GMT). No. of bitstreams: 2 DissEFF.pdf: 4430868 bytes, checksum: 4495e7e362ddbf3ba975c3aa85a95364 (MD5) DissEFF.pdf: 4430868 bytes, checksum: 4495e7e362ddbf3ba975c3aa85a95364 (MD5) Previous issue date: 2014-11-21 / Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq) / The carbon steel corrosion process used at in machines and pipelines of oil fields is mainly attributed to the presence of CO2, and H2S dissolved at solution. These compounds usually can to carry the corrosion type more common in this system: the pit corrosion. Depending on operation conditions of the pipe (pressure, temperature), the formation of different corrosion products can occur, as iron carbonate (FeCO3). So, this work presents a pit corrosion study of the API 5L_X65 carbon steel in carbonate solution and different chloride concentrations. The measurements were made at steel samples with and without any heat treatment. The corrosion process was evaluated using the techniques of chronopotentiometry of zero current, to measure the open circuit potential (Eoc), the polarization curve (PC) and chronoamperometry (CA). In all cases was evaluated in situ the metallic surface using an optical microscope (OM). The in situ images were separated into a sequence of micrographs and processed with Image-J software to convert the image into quantitative information. The pits were selected by adjusting the image histogram (Threshold) and then the images were binarized to separate the bottom (steel) from the object (the pits). This procedure makes it possible to quantify black (bit 1) and white (bit 0) regions, to determine which part has been corroded relate the area and number of punctual attacks. The time series of image was acquired at 3 and 120 frames min-1 during the Eoc and CA, respectively. The Eoc was monitored for 9000 s or until its stabilization and the CA was performed polarizing the electrode at 350 mV more positive than Eoc obtained. The electrolyte used was a solution of 0.1 mol L- 1 NaHCO3 and NaCl chloride at different concentrations. A factorial design was made by varying the concentration of chloride ions at 2.25, 2.5, 3.0, 3.5 and 3.75% (w / w) and the temperature was 18.5, 25.0, 40.0, 55.0 and 62.5 °C. In all measurements the Eoc initially presented abrupt drop and after stabilized at potential near -0.69 V. The micrographs in situ obtained during CA showed the formation of pits but it has not been possible to relate the corrosion rate increases with temperature and ion solution increase. Passivation of the surface was observed with the aid of OM considering a slight darkening of the metal surface. The characterization of the films was performed by scanning electron microscopy (SEM). It was observed that the formation of a film over whole surface and pitting occurs at some points, indicating that corrosion occurs in two forms, localized and generalized. / O processo de corrosão de aço carbono utilizados em máquinas e tubulações de campos de petróleo é principalmente atribuída a presença de CO2, e, em alguns casos, a H2S dissolvido ou dissociado em solução. Esses compostos podem originar o tipo de corrosão mais comum neste sistema: a corrosão por pites. Dependendo das condições de operação da tubulação (pressão, temperatura), pode ocorrer a formação de produtos de corrosão distintos, tais como o carbonato de ferro (FeCO3). Neste sentido, este trabalho apresenta um estudo da corrosão por pites do aço carbono API 5L_X65 em meio de carbonato e diferentes concentrações de cloreto. As medidas foram feitas em amostras de aço com e sem tratamento térmico. A corrosão foi estudada por meio das técnicas de cronopotenciometria de corrente zero, para se monitorar o potencial de circuito aberto (Eca), curva de polarização (CP) e de cronoamperometria (CA). Em todos os casos foi realizada a observação in situ da superfície metálica utilizando um microscópio óptico (MO). As filmagens in situ foram separadas em uma sequência de micrografias e tratadas com o software Image-J para converter a imagem em informação quantitativa, onde os pites foram selecionados pelo ajuste do histograma da imagem (Threshold) e em seguida as imagens foram binarizadas para separar o fundo (aço) do objeto (os pites). Tal procedimento torna possível a quantificação das regiões em preto (bit 1) e das regiões brancas (bit 0), para se determinar qual parte foi corroída em termos de área e número de ataques puntuais. A série temporal de imagem foi adquirida a 3 e 120 frames min-1 durante o Eca e CA, respectivamente. O Eca foi monitorado por 9000 s ou até a sua estabilização e a CA foi realizada polarizando-se o eletrodo em 350 mV mais positivo que o Eca obtido. O eletrólito utilizado foi uma solução de NaHCO3 0,1 mol L-1 e NaCl em diferentes concentrações. Foi feito um planejamento fatorial variando a concentração dos íons cloreto em 2,25, 2,5, 3,0, 3,5 e 3,75% (m/m) e a temperatura em 18,5, 25,0, 40,0, 55,0 e 62,5 ºC. Em todas as medidas o Eca apresentou inicialmente uma queda abrupta e depois se estabilizou em potenciais próximos a -0,69 V. As micrografias in situ durante a CA mostraram a formação por pites nas superfícies do eletrodo, porém, não foi possível associar a taxa de corrosão com incremento de íons ou temperatura da solução. Foi observada com o auxilio do MO uma passivação da superfície, por meio de um leve escurecimento da superfície metálica. A caracterização dos filmes foi realizada por microscopia eletrônica de varredura (MEV) e foi possível observar que ocorre a formação de um filme sobre toda a superfície e pites em alguns pontos, indicando que a corrosão se dá de duas formas, generalizada e localizada.

Made available in DSpace on 2014-12-17T15:42:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AlcidesOWN_TESE.pdf: 3644832 bytes, checksum: b30265cac81e679890142573e54a4e61 (MD5) Previous issue date: 2010-03-06 / Corrosion usually occurs in pipelines, so that it is necessary to develop new surface treatments to control it. Surfactants have played an outstanding role in this field due to its capacity of adsorbing on metal surfaces, resulting in interfaces with structures that protect the metal at low surfactant concentrations. The appearance of new surfactants is a contribution to the area, as they increase the possibility of corrosion control at specific conditions that a particular oil field presents. The aim of this work is to synthesize the surfactants sodium 12 hydroxyocadecenoate (SAR), sodium 9,10-epoxy-12 hydroxyocadecanoate (SEAR), and sodium 9,10:12,13-diepoxy-octadecanoate (SEAL) and apply them as corrosion inhibitors, studying their action in environments with different salinities and at different temperatures. The conditions used in this work were chosen in order to reproduce oil field reality. The study of the micellization of these surfactants in the liquid-gas interface was carried out using surface tensiometry. It was observed that cmc increased as salt concentration was increased, and temperature and pH were decreased, while cmc decreased with the addition of two epoxy groups in the molecule. Using the values of cmc and the Gibbs equation, the values of Gibbs free energy of adsorption, area per adsorbed molecule, and surface excess were calculated. The surface excess increases as salt concentration and temperature decreases, increasing as pH is increased. The area per adsorbed molecule and the free energy of adsorption decrease with salt concentration, temperature, and pH increase. SAXS results showed that the addition of epoxy group in surfactant structure results in a decrease in the repulsion between the micelles, favoring the formation of more oblong micellar structures, ensuring a better efficiency of metal coverage. The increase in salt and surfactant concentrations provides an increase in micellar diameter. It was shown that the increase in temperature does not influence micellar structure, indicating thermal stability that is advantageous for use as corrosion inhibitor. The results of inhibition efficiency for the surfactants SEAR and SEAL were considered the best ones. Above cmc, adsorption occurred by the migration of micelles from the bulk of the solution to the metal surface, while at concentrations below cmc film formation must be due to the adsorption of semi-micellar and monomeric structures, certainly due to the presence of the epoxy group, which allows side interactions of the molecule with the metal surface. The metal resistance to corrosion presented values of 90% of efficiency. The application of Langmuir and Frumkin isotherms showed that the later gives a better description of adsorption because the model takes into account side interactions from the adsorbing molecules. Wettability results showed that micelle formation on the solid surface occurs at concentrations in the magnitude of 10-3 M, which isthe value found in the cmc study. This value also justifies the maximum efficiencies obtained for the measurements of corrosion resistance at this concentration. The values of contact angle as a function of time suggest that adsorption increases with time, due to the formation of micellar structures on metal surface / O fen?meno da corros?o est? presente em oleodutos e por isso existe a necessidade de desenvolver novos materiais que controle tal fen?meno. Os tensoativos t?m se destacado para tal fim devido ao seu poder de adsorver-se em interfaces e formar estruturas que protejam o metal em baixas concentra??es. O surgimento de novos tensoativos ? uma contribui??o para o setor, pois aumentam as possibilidades de controlar a corros?o nas condi??es espec?ficas de cada campo. Este trabalho objetiva, principalmente, sintetizar e aplicar os tensoativos 12 hidroxioctadecenoato de s?dio (SAR), 9,10-ep?xi-12 idroxioctadecanoato de s?dio (SEAR) e 9,10:12,13-diep?xi-octadecanoato de s?dio (SEAL) como inibidores de corros?o, estudando-os em ambientes que apresentam, simultaneamente, salinidade, acidez e temperatura variadas. As condi??es estudadas s?o para reproduzir o m?ximo poss?vel ? realidade do campo. O estudo da miceliza??o destes tensoativos na interface l?quido-g?s foi realizado a partir de medidas de tens?o superficial. Observou-se que a eleva??o da concentra??o salina, abaixamento da temperatura e diminui??o do pH proporcionam aumento nos valores da cmc, com tamb?m os valores da cmc aumentam quando se adiciona um e dois grupos ep?xi na mol?cula, respectivamente. A partir da cmc, usando equa??o de Gibbs, foram encontrados valores para a energia livre de Gibbs de adsor??o, ?rea por mol?cula adsorvida e excesso superficial. O aumento dos valores de excesso superficial ? provocado pela diminui??o da concentra??o salina e temperatura, e aumenta com a eleva??o do pH. A ?rea por mol?cula adsorvida e a energia livre de adsor??o diminuem com aumento da salinidade e temperatura, e com o aumento do pH. Os resultados de SAXS mostraram que a adi??o do grupo ep?xi e o seu aumento na estrutura do tensoativo proporcionam diminui??o na intera??o de repuls?o entre as micelas, assim como favorecem a forma??o de estruturas micelares mais alongadas, garantindo maior efici?ncia na cobertura do metal. O aumento da concentra??o salina e da concentra??o do tensoativo proporciona aumento do di?metro da micela. O aumento da temperatura mostrou que n?o influencia a estrutura micelar, o que indica estabilidade t?rmica, sendo vantajoso para sua atua??o como inibidor de corros?o. Os resultados de efici?ncia para os tensoativos SEAR e SEAL foram os melhores. A cima da cmc a adsor??o se deve a migra??o da micela do seio da solu??o para a superf?cie do metal, enquanto em concentra??es abaixo da cmc a forma??o do filme se deve a adsor??o de estruturas semimicelares e monom?ricas, nas quais s?o caracter?sticas dos tensoativos que apresentam o grupo ep?xi, pois possibilita intera??o lateral da mol?cula com a superf?cie met?lica. A resist?ncia do metal ? corros?o apresentou valores de 90% de efici?ncia. A aplica??o das isotermas de Langmuir e Frumkin mostrou que esta ?ltima melhor valida o fen?meno da adsor??o, devido haver em sua express?o matem?tica o par?metro de intera??o lateral. Os resultados de molhabilidade mostraram que a forma??o da micela na superf?cie do s?lido se d? em concentra??es na ordem de 10-3 M, valor encontrado no estudo da cmc. Este valor justifica, tamb?m, os valores m?ximos de efici?ncia obtidos para as medidas de resist?ncia a corros?o a partir desta concentra??o. Os valores de ?ngulo de contato em fun??o do tempo sugerem que a adsor??o aumenta com o tempo, devido a forma??o de estruturas micelares na superf?cie do metal

[pt] O transporte de diferentes produtos através de um oleoduto (poliduto) é muito utilizado em todo o mundo, pois garante ao processo eficiência operacional e econômica. Porém, possui como efeito colateral a produção de uma mistura interfacial dos produtos, que pode levar à perda de qualidade destes devido à contaminação. Geralmente, o problema é formulado considerando escoamento com vazão constante no tempo enquanto a interface atravessa o comprimento do oleoduto. Apesar desta simplificação ser efetiva para muitos casos, transientes são muito comuns em operações reais de oleodutos. Este trabalho visa analisar a influência do comportamento transiente de polidutos no comprimento da região de mistura. Uma formulação difusiva é empregada, a qual depende do coeficiente de dispersão axial. Uma análise criteriosa é realizada das diversas correlações disponíveis para este coeficiente, mostrando ser fundamental considerar a dependência deste com o número de Reynolds e de Schmidt. O modelo matemático é discretizado pelo método de volumes finitos com aproximações de segunda ordem espacial e temporal. A metodologia foi validada para condições de escoamento com vazão constante, e aplicada a situações operacionais transiente, as quais foram comparadas com dados de campo de polidutos reais. O modelo fornece excelente previsão do comprimento da região de mistura em operações com vazão variável ou com paradas de curta duração. Incerteza maior é obtida no caso de paradas longas, somente se a interface se encontrar em regiões inclinadas. / [en] The transport of different products through a pipeline is widely used around the world as it ensures to the process operational and economic efficiency. However, it has as a side effect of creating an interfacial product mixture, which can lead to loss of quality due to contamination. Typically, the problem is analyzed considering constant flow rate over time while the interface travels along the pipeline length. Although this simplification is effective for several cases, transient operations are very common in practice. Therefore, this work analyzes the influence of transient operations on the mixture region length. A diffusive formulation is employed, based on an axial dispersion coefficient. A careful analysis of several correlations available for the axial dispersion coefficient is performed, showing the fundamental importance of considering its dependence to the Reynolds and Schmidt number. The mathematical model is discretized by the finite volume method with second order approximations on both time and space domains. The methodology is validated for constant flow rate and employed to transient operation situations, being compared to field data of real pipelines. The model offers excellent prediction of the mixture region length for operations with transient flow rates and pumping shut-down conditions of short duration. A higher uncertainty is obtained in the case of long lasting shut-downs if the interface stops on leaning regions of the pipeline.

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