Nos processos de fabricação de parafusos, a fosfatização é necessária para servir de ancoradouro aos lubrificantes, e outros redutores de atrito, por facilitarem o processo de deformação a frio. No entanto, antes do início do tratamento térmico de têmpera e revenimento, é importante que o banho de desfosfatização seja eficiente para impedir que, durante a austenitização, o fósforo residual presente na superfície do parafuso se difunda para o aço e forme uma fase frágil, rica em fósforo, denominada ferrita delta (&#948). Acredita-se que esta fase, uma vez presente, promove não apenas a diminuição da vida em fadiga mas, também, a fragilização do parafuso. Neste sentido, o presente trabalho objetivou comprovar a influência negativa dessa fase, devidamente caracterizada por MEV, EDS e análise fractográfica, quanto ao desempenho à fadiga, através da comparação das curvas S-N em corpos de prova com e sem ferrita &#948. Os resultados obtidos claramente evidenciaram que a presença da fase &#948 promoveu uma redução de até 40% na vida em fadiga. / In the process of manufacturing bolts, a coat phosphating is required to serve as anchorage for lubricants and other friction-reducer, facilitating the cold forming process. However, before the beginning heat treatment of quenching and tempering, it is important that the alkaline bath for cleaning be efficient in order to prevent that during austenitizing, the residual phosphorus spread on the steel surface and forms a brittle phase, rich in phosphorus, called delta ferrite (&#948). In the presence of this phase, is credited with a decrease in fatigue life of the bolt and embrittlement. The intention in this work was to show the negative influence of this phase on fatigue performance, comparing the S-N curves for specimens with and without ferrite &#948. Trials have shown a reduction of up to 40% in life fatigue. The ferrite &#948 was characterized by SEM, EDS and also performed fractographic analysis.

O processo de proteção catódica é amplamente utilizada na indústria do petróleo e gás para a prevenção contra a corrosão. Entretanto, devido às reações catódicas induzidas pelo potencial catódico aplicado pode ocorrer a formação de depósito calcário na superfície de componentes protegidos catodicamente em água do mar. Existe certa incerteza na literatura sobre o papel do depósito calcário na absorção de hidrogênio e consequentemente na fragilização pelo hidrogênio. Assim, o presente trabalho visa investigar sua influência a fim de contribuir para o melhor entendimento da participação dessa camada nesse fenômeno. Para isso, foram realizados testes de permeação eletroquímica de hidrogênio, de tração de baixa taxa de deformação (BTD) e de cronoamperometria no aço API 5CT P110 em três soluções diferentes: água do mar sintética (AMS), água do mar sintética sem Ca2+ e Mg2+ e NaCl 3,5%. Além disso, foram aplicados dois potenciais catódicos: -1000 mVECS e -1500 mVECS. Após o ensaio de tração de BTD e de cronoamperometria as amostras foram analisadas em MEV/EDS. A partir dos resultados obtidos verificou-se que o depósito calcário formado em AMS em -1000 mVECS é formado por uma fina camada inicial rica em Mg seguida de cristais de aragonita. A formação dessa camada aparentemente diminuiu o fluxo de hidrogênio no estado estacionário em comparação com as demais soluções avaliadas nesse mesmo potencial. Todavia, essa diminuição não resultou em uma mudança significativa na fragilização do material. O depósito calcário formado em AMS em -1500 mVECS mostrou-se poroso e pulverulento, apresentando principalmente Mg em sua composição. O fluxo de hidrogênio no estado estacionário e a fragilização do material em AMS em -1500 mVECS foi maior do que nas demais soluções nesse potencial. Um possível mecanismo para explicar o efeito do depósito calcário na absorção e na fragilização pelo hidrogênio foi proposto e indica a competição entre o fator superficial ocasionado pela formação do depósito calcário e a sobretensão em hidrogênio. / The process of cathodic protection is widely used in oil & gas industry to corrosion prevention. However, the cathodic reactions induced by the applied cathodic potential can lead to the calcareous deposit formation on the cathodically protected structure surface in sea water. There is uncertainty about the role of calcareous deposit on hydrogen uptake and consequently on hydrogen embrittlement. Hydrogen electrochemical permeations, slow strain rate and chronoamperometric tests were carried out in three different solutions: artificial sea water, artificial sea water without Ca2+ and Mg2+ and 3.5% NaCl solution. Besides that, two cathodic potentials were applied: -1000 mVSCE e -1500 mVSCE. After slow strain rate and chronoamperometric tests the samples were analyzed in SEM/EDS. According to the obtained results it was observed that calcareous deposits formed in artificial sea water at -1000 mVSCE consists on a thin Mg-rich inner layer and an outer layer of aragonite crystals. The deposit formation apparently decreased hydrogen flux at steady state in comparison with other solutions evaluated at the same potential. The calcareous deposit formed in artificial sea water at -1500 mVSCE was porous, powdery and mainly composed by Mg. The hydrogen flux at steady state and the embrittlement of the material were higher in artificial sea water at -1500 mVSCE than in other solutions at the same potential. A possible mechanism to explain the calcareous deposit effect on hydrogen uptake and on hydrogen embrittlement was proposed and it indicates the competition between the surface effect induced by calcareous deposit formation and the hydrogen overpotential.

O processo de proteção catódica é amplamente utilizada na indústria do petróleo e gás para a prevenção contra a corrosão. Entretanto, devido às reações catódicas induzidas pelo potencial catódico aplicado pode ocorrer a formação de depósito calcário na superfície de componentes protegidos catodicamente em água do mar. Existe certa incerteza na literatura sobre o papel do depósito calcário na absorção de hidrogênio e consequentemente na fragilização pelo hidrogênio. Assim, o presente trabalho visa investigar sua influência a fim de contribuir para o melhor entendimento da participação dessa camada nesse fenômeno. Para isso, foram realizados testes de permeação eletroquímica de hidrogênio, de tração de baixa taxa de deformação (BTD) e de cronoamperometria no aço API 5CT P110 em três soluções diferentes: água do mar sintética (AMS), água do mar sintética sem Ca2+ e Mg2+ e NaCl 3,5%. Além disso, foram aplicados dois potenciais catódicos: -1000 mVECS e -1500 mVECS. Após o ensaio de tração de BTD e de cronoamperometria as amostras foram analisadas em MEV/EDS. A partir dos resultados obtidos verificou-se que o depósito calcário formado em AMS em -1000 mVECS é formado por uma fina camada inicial rica em Mg seguida de cristais de aragonita. A formação dessa camada aparentemente diminuiu o fluxo de hidrogênio no estado estacionário em comparação com as demais soluções avaliadas nesse mesmo potencial. Todavia, essa diminuição não resultou em uma mudança significativa na fragilização do material. O depósito calcário formado em AMS em -1500 mVECS mostrou-se poroso e pulverulento, apresentando principalmente Mg em sua composição. O fluxo de hidrogênio no estado estacionário e a fragilização do material em AMS em -1500 mVECS foi maior do que nas demais soluções nesse potencial. Um possível mecanismo para explicar o efeito do depósito calcário na absorção e na fragilização pelo hidrogênio foi proposto e indica a competição entre o fator superficial ocasionado pela formação do depósito calcário e a sobretensão em hidrogênio. / The process of cathodic protection is widely used in oil & gas industry to corrosion prevention. However, the cathodic reactions induced by the applied cathodic potential can lead to the calcareous deposit formation on the cathodically protected structure surface in sea water. There is uncertainty about the role of calcareous deposit on hydrogen uptake and consequently on hydrogen embrittlement. Hydrogen electrochemical permeations, slow strain rate and chronoamperometric tests were carried out in three different solutions: artificial sea water, artificial sea water without Ca2+ and Mg2+ and 3.5% NaCl solution. Besides that, two cathodic potentials were applied: -1000 mVSCE e -1500 mVSCE. After slow strain rate and chronoamperometric tests the samples were analyzed in SEM/EDS. According to the obtained results it was observed that calcareous deposits formed in artificial sea water at -1000 mVSCE consists on a thin Mg-rich inner layer and an outer layer of aragonite crystals. The deposit formation apparently decreased hydrogen flux at steady state in comparison with other solutions evaluated at the same potential. The calcareous deposit formed in artificial sea water at -1500 mVSCE was porous, powdery and mainly composed by Mg. The hydrogen flux at steady state and the embrittlement of the material were higher in artificial sea water at -1500 mVSCE than in other solutions at the same potential. A possible mechanism to explain the calcareous deposit effect on hydrogen uptake and on hydrogen embrittlement was proposed and it indicates the competition between the surface effect induced by calcareous deposit formation and the hydrogen overpotential.

Submitted by Lucienne Costa (lucienneferreira@ufcg.edu.br) on 2018-04-11T15:04:12Z No. of bitstreams: 1 MISAEL SOUTO DE OLIVEIRA – DISSERTAÇÃO (PPGEM) 2017.pdf: 3567770 bytes, checksum: 102f4839f729d6e1ef1648a5b837db9b (MD5) / Made available in DSpace on 2018-04-11T15:04:12Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MISAEL SOUTO DE OLIVEIRA – DISSERTAÇÃO (PPGEM) 2017.pdf: 3567770 bytes, checksum: 102f4839f729d6e1ef1648a5b837db9b (MD5) Previous issue date: 2017-08-28 / Capes / A interação dos materiais utilizados na fabricação de equipamentos com os ambientes para os quais são colocados em serviço frequentemente causa sua degradação. A fragilização por hidrogênio apresenta-se como um processo de degradação caracterizado pela nucleação e propagação de trincas nos materiais metálicos, como em tubulações utilizadas no setor de petróleo e gás, sendo classificada como uma das mais perigosas para a integridade estrutural, uma vez que pode ocorrer de forma repentina de difícil percepção, resultando em fratura catastrófica. Por conseguinte, é necessário envidar esforços para obter parâmetros e critérios que ajudam na seleção, inspeção e manutenção de equipamentos, onde as condições operacionais favoreçam a ocorrência de um ambiente de fratura assistida. Para isso, foram realizados ensaios com o aço API 5CT P110, pré-dopado com hidrogênio, seguido pela metodologia de passo incremental (step loading), norma ASTM F1624 (2012), em água do mar sintética com superproteção catódica. A solução de água do mar foi preparada de acordo com a norma ASTM D1141 (2013). O início de crescimento de trinca subcrítico foi determinado através da técnica de queda de potencial de corrente alternada. Os resultados mostraram uma diminuição importante na tenacidade à fratura de iniciação do aço e validaram a determinação do limiar de intensidade de tensões (KIHAC) do aço API 5CT P110 em água do mar sintética sob superproteção catódica. / The interaction of materials used in the fabrication of equipment with the environments for which they are put into service often causes their degradation. The hydrogen embrittlement presents as a degradation process characterized by the nucleation and propagation of cracks in metallic materials, as in pipes used in the oil and gas sector, being classified as one of the most dangerous for structural integrity, since it can occurring suddenly and difficult to perceive, resulting in a catastrophic fracture. Therefore, it is necessary to make efforts to obtain parameters and criteria that help in the selection, inspection and maintenance of equipment, where the operating conditions favor the occurrence of an assisted fracture environment. For this, tests were carried out with the API 5CT P110 steel, pre-doped with hydrogen, followed by step loading methodology, ASTM standard F1624 (2012), in synthetic sea water with cathodic overprotection. The seawater solution was prepared in accordance with ASTM D1141 (2013). The beginning of subcritical crack growth was determined by the technique of alternating current potential drop. The results showed a significant decrease in the steel initiation fracture toughness and validated the determination of the stress intensity threshold (KIHAC) of the API 5CT P110 steel in synthetic sea water under cathodic overprotection.

O processo de proteção catódica é amplamente utilizada na indústria do petróleo e gás para a prevenção contra a corrosão. Entretanto, devido às reações catódicas induzidas pelo potencial catódico aplicado pode ocorrer a formação de depósito calcário na superfície de componentes protegidos catodicamente em água do mar. Existe certa incerteza na literatura sobre o papel do depósito calcário na absorção de hidrogênio e consequentemente na fragilização pelo hidrogênio. Assim, o presente trabalho visa investigar sua influência a fim de contribuir para o melhor entendimento da participação dessa camada nesse fenômeno. Para isso, foram realizados testes de permeação eletroquímica de hidrogênio, de tração de baixa taxa de deformação (BTD) e de cronoamperometria no aço API 5CT P110 em três soluções diferentes: água do mar sintética (AMS), água do mar sintética sem Ca2+ e Mg2+ e NaCl 3,5%. Além disso, foram aplicados dois potenciais catódicos: -1000 mVECS e -1500 mVECS. Após o ensaio de tração de BTD e de cronoamperometria as amostras foram analisadas em MEV/EDS. A partir dos resultados obtidos verificou-se que o depósito calcário formado em AMS em -1000 mVECS é formado por uma fina camada inicial rica em Mg seguida de cristais de aragonita. A formação dessa camada aparentemente diminuiu o fluxo de hidrogênio no estado estacionário em comparação com as demais soluções avaliadas nesse mesmo potencial. Todavia, essa diminuição não resultou em uma mudança significativa na fragilização do material. O depósito calcário formado em AMS em -1500 mVECS mostrou-se poroso e pulverulento, apresentando principalmente Mg em sua composição. O fluxo de hidrogênio no estado estacionário e a fragilização do material em AMS em -1500 mVECS foi maior do que nas demais soluções nesse potencial. Um possível mecanismo para explicar o efeito do depósito calcário na absorção e na fragilização pelo hidrogênio foi proposto e indica a competição entre o fator superficial ocasionado pela formação do depósito calcário e a sobretensão em hidrogênio. / The process of cathodic protection is widely used in oil & gas industry to corrosion prevention. However, the cathodic reactions induced by the applied cathodic potential can lead to the calcareous deposit formation on the cathodically protected structure surface in sea water. There is uncertainty about the role of calcareous deposit on hydrogen uptake and consequently on hydrogen embrittlement. Hydrogen electrochemical permeations, slow strain rate and chronoamperometric tests were carried out in three different solutions: artificial sea water, artificial sea water without Ca2+ and Mg2+ and 3.5% NaCl solution. Besides that, two cathodic potentials were applied: -1000 mVSCE e -1500 mVSCE. After slow strain rate and chronoamperometric tests the samples were analyzed in SEM/EDS. According to the obtained results it was observed that calcareous deposits formed in artificial sea water at -1000 mVSCE consists on a thin Mg-rich inner layer and an outer layer of aragonite crystals. The deposit formation apparently decreased hydrogen flux at steady state in comparison with other solutions evaluated at the same potential. The calcareous deposit formed in artificial sea water at -1500 mVSCE was porous, powdery and mainly composed by Mg. The hydrogen flux at steady state and the embrittlement of the material were higher in artificial sea water at -1500 mVSCE than in other solutions at the same potential. A possible mechanism to explain the calcareous deposit effect on hydrogen uptake and on hydrogen embrittlement was proposed and it indicates the competition between the surface effect induced by calcareous deposit formation and the hydrogen overpotential.

Orientadores: Célia Marina de Alvarenga Freire, Itamar Ferreira / Dissertação (mestrado - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-20T02:38:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Carvalho_IcaroZanettide_M.pdf: 13083038 bytes, checksum: c152edb400a89f8aecfa16c8073e6488 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: O fenômeno da fragilização por hidrogênio no aço AISI 4340 foi investigado devido ao fato do mesmo ser um aço baixa liga de alta resistência bastante suscetível a este fenômeno. A análise foi feita por meio do ensaio de tenacidade à fratura por flexão baseado na norma ASTM E 399 - 09. A matéria prima utilizada foi fabricada segundo dois diferentes processos, sendo o primeiro pelo método convencional de fundição e o segundo pelo processo VAR (vacuum arc refining) de maneira a se obter uma liga com menores quantidades de impurezas. Corpos-de-prova foram retirados da posição L-C das ligas, temperados a 845 oC e revenidos a 3 diferentes temperaturas (350 oC, 400 oC e 500 oC). O carregamento de hidrogênio foi feito por meio de uma célula eletroquímica, onde os corpos-de-prova foram imersos numa solução de H2SO4 0,01 M com aplicação de uma densidade de corrente de 10 mA/cm2 e dois diferentes tempos de hidrogenação, de maneira a se obter dois níveis de contaminação. Após os ensaios, foram feitas fractografias dos corpos-de-prova ensaiados para cada condição de revenimento e contaminação por hidrogênio, sendo observadas as alterações nos micromecanismos de fratura para as diferentes condições. Os resultados obtidos no ensaio de tenacidade à fratura por flexão foram correlacionados ao micromecanismo de fratura em função da dureza e contaminação por hidrogênio. O aço AISI 4340 convencional nas condições de revenimento de 400 oC e 350 oC mostrou-se bastante susceptível à fragilização por hidrogênio, apresentando reduções da ordem de 10% e 20%, respectivamente, nos valores de tenacidade à fratura de corpos-de-prova contaminados. O mesmo não foi observado no aço AISI 4340 convencional temperado e revenido a 500 oC, que não sofreu fragilização devido à sua baixa dureza. O aço AISI 4340 VAR em todas as condições de revenimento apresentou-se muito menos susceptível ao fenômeno, não sendo evidenciadas variações expressivas nas tenacidades à fratura dos corpos-de-prova contaminados e nas superfícies de fratura resultantes / Abstract: The phenomenon of hydrogen embrittlement in AISI 4340 steel was investigated due to the fact that it is a high strength low alloy steel quite susceptible to this phenomenon. The analysis was done through the fracture toughness test by bending based on ASTM E 399-09. The material used was manufactured according two different processes, the first by conventional casting process and the second by VAR (vacuum arc refining) process in order to obtain an alloy with minor amounts of impurities. Specimens were removed from the position L-C of the alloy, quenched at 845 oC and tempered at 3 different temperatures (350 oC, 400 oC and 500 oC). The hydrogen loading was made by means of an electrochemical cell where the specimens were immersed in a solution of 0.01 M H2SO4 by applying a current density of 10 mA/cm2 and two different hydrogenation times, in order to obtain two levels of contamination. After the tests were performed fractographies of specimens tested for each condition of temper and contamination by hydrogen, with observed changes in the micromechanisms of fracture for the different conditions. The test results of fracture toughness by bending were correlated with the micromechanisms of fracture, the microstructure and hydrogen contamination. The conventional AISI 4340 steel under conditions of tempering of 400 °C and 350 °C proved to be very susceptible to hydrogen embrittlement, with reductions of 10% and 20%, respectively, on the values of fracture toughness of contaminated specimens. The same was not observed in conventional AISI 4340 quenched and tempered at 500 °C, which did not presented embrittlement due to its low hardness. The AISI 4340 VAR steel in all conditions of temper proved to be much less susceptible to the phenomenon, not showing significant variations in fracture toughness of the contaminated specimens and the resulting fracture surfaces / Mestrado / Materiais e Processos de Fabricação / Mestre em Engenharia Mecânica

Orientador: Roberto Zenhei Nakazato / Resumo: O hidrogênio ocasiona a fragilização que é um fenômeno observado em alguns tipos de metais, principalmente o aço, quando expostos a ambientes com presença do sulfeto de hidrogênio (H2S). A difusão dos átomos de hidrogênio no aço se dá através da interação hidrogênio-metal, onde devido ao seu pequeno tamanho atômico esse pode ser difundido para o interior do aço, resultando na fragilização e redução das suas propriedades mecânicas. A susceptibilidade dos aços à fragilização por hidrogênio depende principalmente de fatores ambientais do meio como a temperatura, pressão parcial de H2S e pH do ambiente, além de fatores metalúrgicos como a microestrutura e propriedades mecânicas. O objetivo deste trabalho foi estudar as propriedades mecânicas, químicas e microestruturais dos aços API 5L X70MS (sour service) e API 5L X70MO (aço off-shore utilizado como comparativo para o API 5L X70MS), utilizados na fabricação de tubos para a indústria de petróleo e gás, bem como avaliar susceptibilidade à fragilização por hidrogênio desses materiais quando expostos à diferentes ambientes contendo H2S. A avaliação das propriedades mecânicas do material foi feita com base nos resultados de ensaio de tração, dureza e impacto. A microestrutura foi avaliada por meio de microscopia óptica e a análise das inclusões (MnS) feita por microscopia eletrônica de varredura. A composição química dos aços foi determinada por espectrometria e análise gasométrica. Para avaliação da susceptibilidade dos aços ao proc... (Resumo completo, clicar acesso eletrônico abaixo) / Mestre

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.

Com o decorrer dos anos o consumo de petróleo e seus derivados aumentou significativamente e com isso houve a necessidade de se investir em pesquisas para descobertas de novas jazidas de petróleo como o pré-sal. Porém, não apenas a localização dessas jazidas deve ser estudada, mas, também, sua forma de exploração. Essa exploração e extração, na maioria das vezes, se dão em ambientes altamente corrosivos e o transporte do produto extraído é realizado através de tubulações de aço de alta resistência e baixa liga (ARBL). Aços ARBL expostos a ambientes contendo H2S e CO2 (sour gas) sofrem corrosão generalizada que promovem a entrada de hidrogênio atômico no metal, podendo diminuir sua tenacidade e causar falha induzida pela presença de hidrogênio (Hydrogen Induced Cracking HIC), gerando falhas graves no material. Tais falhas podem ser desastrosas para o meio ambiente e para a sociedade. O objetivo deste trabalho é estudar a tenacidade, utilizando ensaio Charpy, de um tubo API 5L X65 sour após diferentes tempos de imersão em uma solução saturada com H2S. O eletrólito empregado foi a solução A (ácido acético contendo cloreto de sódio) da norma NACE TM0284 (2011), fazendo-se desaeração com injeção de N2, seguida de injeções de H2S. Os materiais foram submetidos a: ensaios de resistência a HIC segundo a norma NACE TM0284 (2011) e exames em microscópio óptico e eletrônico de varredura para caracterização microestrutural, de inclusões e trincas. As amostras foram submetidas a imersão em solução A durante 96h e 360h, sendo que, após doze dias do término da imersão, foram realizados os ensaios Charpy e exames fractográficos. Foram aplicados dois métodos: o de energia absorvida e o da expansão lateral, conforme recomendações da norma ASTM E23 (2012). As curvas obtidas, em função da temperatura de impacto, foram ajustadas pelo método da tangente hiperbólica. Esses procedimentos foram realizados nas duas seções do tubo (transversal e longitudinal) e permitiram a obtenção dos seguintes parâmetros: energias absorvidas e expansão lateral nos patamares superior e inferior e temperaturas de transição dúctil-frágil (TTDF) em suas diferentes definições, ou seja, TTDFEA, TTDFEA-DN, TTDFEA-FN, TTDFEL, TTDFEL-DN e TTDFEL-FN (identificação no item Lista de Abreviaturas e Siglas). No exame fractográfico observou-se que o material comportou-se conforme o previsto, ou seja, em temperaturas mais altas ocorreu fratura dúctil, em temperaturas próximas a TTDF obteve-se fratura mista e nas temperaturas mais baixas observou-se o aparecimento de fratura frágil. Os resultados mostraram que quanto maior o tempo de imersão na solução A, menor é a energia absorvida e a expansão lateral no patamar superior, o que pode ser explicado pelo (esperado) aumento do teor de hidrogênio em solução sólida com o tempo de imersão. Por sua vez, os resultados mostraram que há tendência à diminuição da temperatura de transição dúctil-frágil com o aumento do tempo de imersão, particularmente, as TTDFEA-DN e TTDFEL-DN das duas seções do tubo (longitudinal e transversal). Esse comportamento controverso, que pode ser denominado de tenacificação com o decorrer do tempo de imersão na solução A, foi explicado pelo aparecimento de trincas secundárias durante o impacto (Charpy). Isso indica uma limitação do ensaio Charpy para a avaliação precisa de materiais hidrogenados. / Over the years the consumption of crude oil and its derivatives increased significantly, creating the necessity to invest in research to discover new sources of pre-salt crude oil. However, not only the location of these deposits should be studied, but also its extraction. This exploration and extraction, in most cases, occur in highly corrosive environments and the transport of the extracted product is performed by high strength low alloy steel pipes (HSLA). HSLA steels exposed to environments containing CO2 and H2S (sour gas) suffer general corrosion that promotes the diffusion of atomic hydrogen into the metal structure, which may decrease its toughness and induce cracks by the presence of hydrogen (Hydrogen Induced Cracking - HIC), leading the material to severe failures. Such events can be disastrous for the environment and the society. The objective of this work is to study the toughness using Charpy Impact Tests on an API 5L X65 sour service steel pipe, submitted to different immersion times in a H2S saturated solution. The used electrolyte was the NACE TM0284 (2011) solution A (acetic acid containing sodium chloride), with deaeration by N2 injection followed by H2S injection. The materials were submitted to HIC resistance tests according to NACE TM0284 (2011) standard and examination by optical microscopy and scanning electron microscopy for microstructural inclusions and cracks characterization. The samples were immersed in the solution for 96h and 360h and after twelve days of immersion, Charpy tests and fracture analysis were performed. Two analytical methods were applied to Charpy tests results: the energy absorbed and lateral expansion, as recommended by the ASTM E23 (2012). The obtained curves, that are a function of impact temperature, were adjusted by the hyperbolic tangent method. This procedure was performed in two different orientations in the pipe (transverse and longitudinal) and allowed the determination of the following parameters: energy absorbed and lateral expansion in the upper and lower levels and ductile-to-brittle transition temperatures (DBTT) in its different definitions: DBTTAE, DBTTAE-DN, DBTTAE-FN, DBTTLE, DBTTLE-DN e DBTTLE-FN. Fracture analysis revealed that the material behaved as expected, meaning that at higher temperatures ductile fracture occurred, at temperatures near DBTT it was obtained a mixed fracture and at lower temperatures it was observed the presence of brittle fracture. Results showed that when the immersion time in the solution was higher, the energy absorbed in upper shelf decreases, and also lateral expansion in upper shelf decreases, which may be explained by the (expected) increase of hydrogen level in solid solution, induced by the immersion time. It was found that there is a tendency of the ductile-to-brittle transition temperature to be lower with the increase of immersion time, particularly the DBTTAE-DN and DBTTLE-DN of the two pipe sections (longitudinal and transversal). This controversial behavior, which may be defined as the toughening by the increase of immersion time in the solution A, was explained by the appearance of secondary cracks during impact test (Charpy). This indicates a limitation of the Charpy test for the accurate characterization of hydrogenated materials, concerning toughness.