CORROSÃO DO AÇO MÉDIO CARBONO DE REVESTIMENTO DE POÇOS DE PETRÓLEO EM MEIO SALINO E CO 2 SUPERCRÍTICO L. G. Tavaniello; N. F. Lopes * ; A. L. Barros; J. B. Marcolino; M. K. Moraes; E. M. da Costa Av. Ipiranga, 6681 Partenon Porto Alegre/RS CEP: 90619-900 * natalia.lopes@acad.pucrs.br Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul RESUMO Neste trabalho se avaliou a corrosão do aço médio carbono utilizado em poços de petróleo em dois meios corrosivos: CO 2 supercrítico úmido e solução salina (NaCl 0,5 M) saturada com CO 2. A corrosão foi induzida a alta pressão (15 MPa), nas temperaturas de 50 C e 90 C e durante sete dias. A caracterização dos produtos de corrosão foi feita por microscopia eletrônica de varredura; medidas eletroquímicas de resistência de polarização potenciodinâmica e ensaios de perda de massa. A maior taxa média de corrosão obtida foi para o meio de solução salina saturada com CO 2 e temperatura de 50 C. Porém, o filme de produto de corrosão formado nestas condições passivou a superfície do aço, apresentando o menor potencial de corrosão e a mais baixa densidade corrente de corrosão, além de alta resistência de polarização, indicando que este filme tende a atuar como barreira para corrosão do aço em meios corrosivos por longos períodos. Palavras-chave: corrosão, aço, CO 2. INTRODUÇÃO A diminuição das emissões de dióxido de carbono (CO 2 ) provenientes da queima de combustíveis fósseis (carvão, petróleo e gás natural) para a produção de energia é um desafio tecnológico e econômico. Pois, como resultado do seu baixo custo, disponibilidade, tecnologia confiável existente para a produção de energia, e densidade de energia, os combustíveis fósseis atualmente fornecem mais de 67% da energia elétrica utilizada em todo o mundo (1). Muitas alternativas tem sido propostas para reduzir e estabilizar as emissões de CO 2. Entre estas, destacam-se as tecnologias para processos industriais de larga-escala para captura e armazenamento de CO 2 (CCS, do inglês Carbon 5691
Capture and Storage) (2). Dentre as opções de armazenamento de CO 2, está o armazenamento geológico, sendo que já é amplamente utilizada, na indústria de petróleo e gás, a injeção de CO 2 em campos de petróleo para recuperação adicional de óleo e gás. Esta tecnologia é conhecida como Recuperação Avançada de Óleo (EOR, do inglês Enhanced Oil Recovery) (3). Com o passar do tempo e a diminuição na descoberta de novos campos de petróleo em regiões mais acessíveis, a indústria petrolífera passou a extrair óleo e gás em camadas mais profundas. Sendo que um dos desafios para a construção de poços nestas condições de altas temperaturas e pressão é a corrosão em aços. Especialmente quando consideradas as condições mais extremas de exploração, que pode gerar prejuízos financeiros além de danos ao meio ambiente se mal administrada. Nesse setor industrial, a falha por corrosão induzida pelo CO 2 tem recebido destaque. Apesar de sua baixa resistência à corrosão, o aço ao carbono é ainda muito utilizado na infraestrutura da indústria de óleo e gás, muitas vezes sendo a opção mais conveniente, principalmente por causa de seu baixo custo e ampla disponibilidade (3). Este trabalho teve como objetivo investigar a corrosão do aço médio carbono de poços de petróleo em dois meios corrosivos distintos (solução salina saturada com CO 2 e em CO 2 supercrítico úmido), sob pressão de 15 MPa e temperaturas de 50 C e 90 C. MATERIAIS E MÉTODOS O aço a estudado foi obtido de tubo para revestimento de poços de petróleo fornecido pela Petrobras. Foram cortados 12 corpos de prova prismáticos, com dimensões de (20 x 12 x 3,5) mm, para serem utilizados nos ensaios de corrosão. A composição química do aço foi obtida por espectrometria de emissão óptica (OES) e é apresentada na Tabela 1. A composição química deste aço corresponde a um aço com médio teor de carbono e elevado teor de manganês com outros elementos de liga em pequenos teores. Os aços para poços são geralmente aços microligados que são aços específicos com composição química especialmente desenvolvida para proporcionar mais altos valores de propriedades mecânicas, e, 5692
em alguns casos melhor resistência à corrosão do que aquela obtida em aços carbono convencionais. São produzidos com maior ênfase nas propriedades mecânicas do que na composição química. Tabela 1. Composição química do aço estudado em porcentagem de massa. C Si Mn P S Cr Mo Ni Al Co Cu Ti 0,45 0,23 1,68 0,019 0,006 0,04 0,14 0,03 0,017 0,07 0,01 <0,004 A microestrutura do aço é perlítica-ferrítica, conforme pode ser observado na Figura 1. A ferrita presente é do tipo acicular, que promove o aumento da resistência do material, uma vez que os grãos de ferrita de formato muito irregular contém alta densidade de discordâncias. corrosão. Figura 1. Imagens de MEV da microestrutura do aço utilizado nos ensaios de Antes de serem realizados os ensaios de corrosão, as amostras de aço foram lixadas até a lixa 1200, limpas e com acetona em banho de ultrassom durante 5 minutos e pesadas em balança com precisão de 0,0001 g. Os ensaios de corrosão foram realizados em batelada, com sistema desoxigenado por borbulhamento de N 2 por 2 horas e CO 2 por 1 hora, sob pressão de 15 MPa, por sete dias. Variou-se a temperatura, 50ºC e 90ºC, e o meio corrosivo, CO 2 supercrítico úmido e solução salina (NaCl 0,5M). 5693
Para examinar a morfologia e espessura dos filmes de produto de corrosão formados utilizou-se a microscopia eletrônica de varredura (MEV). A fim de calcular as taxas de corrosão realizaram-se ensaios de perda de massa das amostras pré-corroídas. Os produtos de corrosão foram removidos usando uma solução de HCl e água destilada na proporção em volume de 1: 1 e 3,5 g/l de hexametilenotetramina. Foram realizadas medidas eletroquímicas de resistência de polarização para verificar o comportamento dos filmes de produtos de corrosão usando um potenciostato/galvanostato modelo PGSTAT302N, da marca Autolab. As medidas de polarização foram realizadas a pressão atmosférica e temperatura ambiente, com uma velocidade de varredura de 1 mv/s e com o faixa de potencial varrido em relação ao potencial de circuito aberto de -200 a +300 mv, usando como eletrólito uma solução de NaSO 4 0,1M. RESULTADOS E DISCUSSÕES A Figura 3 mostra a espessura (vista da seção transversal) e a Figura 4 mostra a morfologia (vista de topo) dos filmes de produtos de corrosão formados na superfície do aço em diferentes meios e diferentes temperaturas. Pode-se observar que os filmes de produto de corrosão formados em no meio de CO 2 supercrítico úmido são mais finos (Figura 3 a e b) que os formados no meio de solução salina saturada com CO 2 (Figura 3 c e d). Além disso, observa-se um comportamento distinto quanto ao efeito da temperatura nos dois meios. No meio de CO 2 supercrítico úmido o filme mais espesso foi obtido para a temperatura de 90 C, enquanto que para o meio de solução salina saturada com CO 2 o filme mais espesso foi obtido para a temperatura de 50 C. O fato do filme ser menos espesso para a temperatura de 90 C que a 50 C esta provavelmente associado com o fato que a solubilidade do CO 2 diminui a medida que a temperatura aumenta. Contudo observa-se que os filmes são mais homogêneos e compactos quando formados na temperatura de 90 C. 5694
a) 50ºC e CO 2 úmido b) 90ºC em CO 2 úmido c) 50ºC em solução salina saturada com CO 2 d) 90ºC em solução salina saturada com CO 2 Figura 3. Imagens de MEV da espessura dos filmes de produtos de corrosão formados na superfície do aço em diferentes meios e diferentes temperaturas. Quanto as morfologias dos filmes (Figura 4) pode-se observar que apenas o filme formado a 90ºC em solução salina saturada com CO 2 apresentou cristais mais definidos, com uma morfologia semelhante a de carbonatos. As taxas de corrosão obtidas pelo ensaio de perda de massa são apresentadas na Tabela 1. O aço exposto à solução salina saturada com CO 2 a 50 C foi o que apresentou uma maior taxa de corrosão (2,45 mm/ano), enquanto o meio de CO 2 supercrítico a uma temperatura de 50ºC foi o meio menos agressivo ao aço. Tabela 1. Taxas de corrosão para o aço em diferentes condições. Temperatura CO 2 supercrítico úmido Solução salina saturada com CO 2 50 C 0,07 mm/ano 2,45 mm/ano 90 C 0,12 mm/ano 0,20 mm/ano 5695
a) 50ºC e CO 2 úmido b) 90ºC em CO 2 úmido c) 50ºC em solução salina saturada com CO 2 d) 90ºC em solução salina saturada com CO 2 Figura 4. Imagens de MEV da morfologia (vista de topo) dos filmes de produtos de corrosão: formados na superfície do aço em diferentes meios e diferentes temperaturas. A Figura 5 mostra as curvas de polarização para o aço exposto a diferentes condições. Figura 5. Comparativo das curvas de resistência de polarização para todas as condições experimentais. 5696
Apesar da alta taxa de corrosão, o filme de produto de corrosão formado em solução salina saturada com CO 2 a 50 C possui melhor qualidade sob o ponto de vista eletroquímico (Figura 2), uma vez que passivou a superfície do aço, apresentou o menor potencial de corrosão (Ecorr), baixa corrente de corrosão e alta resistência de polarização. O comportamento desse filme indica que o mesmo pode atuar como barreira para corrosão quando o mesmo for submetido ao meio corrosivo por longos períodos. CONCLUSÕES As taxas de corrosão obtidas na maioria das condições experimentais apresentaram valores em torno de 0,07 a 0,20 mm/ano, consideradas de baixas a moderadas segundo a Norma N-2364-Petrobras. Porém, nas condições experimentais de 50 C em solução salina saturada com CO 2 se observou uma taxa de corrosão severa (2,45 mm/ano). Contudo, as imagens obtidas por MEV e os ensaios eletroquímicos mostraram que nessa condição o filme de produtos de corrosão formado apresenta características protetoras, o que poderia levar à redução da taxa de corrosão para tempos prolongados de exposição do aço ao meio corrosivo. REFERÊNCIAS 1. KARADAS, F.; ATILHAN, M.; APARÍCIO, S. Review on the Use of Ionic Liquids (ILS) as Alternative Fluids for CO 2 Capture and Natural Gas Sweetening. Energy Fuels. Vol. 24, p. 5817-5828, 2010. 2. SCHAEFFER, R. Tecnologias para Mitigação das Mudanças Climáticas. In: Apresentado no I Seminário Brasileiro sobre Seqüestro de Carbono e Mudanças Climáticas: 2007, Natal. 3. ZHANG, Y.; PANG, X.; QU, S.; LI, X.; GAO, K. Discussion of the CO2 corrosion mechanism between low partial pressure and supercritical condition. Corrosion Science. Vol. 59, p.186-197, 2012. CORROSION OF THE MEDIUM CARBON STEEL USED IN OF OIL WELLS IN SALINE SOLUTION AND SUPERCRITICAL CO 2 5697
ABSTRACT In this work we evaluate the corrosion of medium carbon steel used in oil wells in two corrosive media: wet supercritical CO 2 and saline solution (0.5 M NaCl) saturated with CO 2. Corrosion was induced at high pressure (15 MPa) and at temperatures of 50 C and 90 C during seven days. The characterization of corrosion products was done by scanning electron microscopy, electrochemical measurements by using potentiodynamic polarization technique. The corrosion rates were determined by mass loss tests The highest corrosion rate was obtained for the medium of saline solution saturated with 50 C. However, the film of corrosion product formed under these conditions passivated the steel surface, exhibiting the lowest corrosion potential and lower corrosion current density, indicating that this film tends to act as a barrier to corrosion steel in corrosive media for long periods. Key-words: corrosion, steel, supercritical CO 2. 5698