Estudo da corrosão dos aços AISI 1010 e AISI 316L em soluções com elevado teor de cloreto e em ácido naftênico

A mudança no mercado global do petróleo nos últimos anos, com o declínio das reservas de óleo leve, têm forçado a busca por novos campos petrolíferos em ambientes mais remotos, como nos campos localizados na camada pré-sal, e a exploração de óleos pesados que possuem elevado teor de ácidos naftênicos. Isso acarreta em grandes desafios para a previsão do desempenho de materiais frente às novas condições ambientais em que estão inseridos. No presente trabalho, o comportamento da corrosão do aço carbono AISI 1010 e do aço inoxidável AISI 316L foi estudado em soluções aquosas com elevado teor de cloreto e em solução de ácido naftênico ciclopentanóico a fim de ter melhor entendimento da ação dessas espécies no processo de corrosão e simular a corrosão pela água de produção na indústria petrolífera. Foram aplicadas as técnicas de potencial de circuito aberto, polarização potenciodinâmica, voltametria cíclica, espectroscopia de impedância eletroquímica, espectroscopia Raman, microscopia eletrônica de varredura e microscopia de força atômica, usadas, em cada caso, de acordo com a conveniência. O aumento da [Cl-] na faixa de 1,2–2,8 mol.L-1 não altera os processos catódicos e anódicos perto do Ecorr para os aços AISI 1010 e AISI 316L. Em condições de sobrepotenciais afastados do Ecorr, o aumento de [Cl-] aumenta os processos oxidativos de corrosão, o que é expresso pelas maiores densidades de corrente e carga anódica e aumento da perda de massa sofrida pelos eletrodos de ambos os aços. Portanto, os danos da corrosão são mais intensos quando se aumenta a [Cl-]. O aço AISI 1010 é ativo nas soluções de NaCl e a corrosão se propaga livremente de forma uniforme. Para o aço AISI 316L, uma ampla faixa de passividade pode ser vista nas soluções de NaCl; no Epit ocorre a ruptura do filme passivo e o crescimento de pites estáveis. Após 24 h de imersão em soluções de sulfato de sódio (branco) e de ácido naftênico ciclopentanóico ocorre crescimento de filme de óxido e as fases α-Fe2O3, Fe3O4 e δ-FeO(OH) foram identificadas nos espécimes de aço AISI 1010 e Fe3O4 foi identificado nos defeitos do filme prévio presente na superfície do aço AISI 316L. Os filmes formados em solução de ácido ciclopentanóico possuem menor resistência à polarização, maior rugosidade e maior taxa de corrosão quando comparado aos filmes crescidos na solução branco, para ambos os aços. A presença do ácido naftênico muda a forma como a reação de corrosão se procede e contribui para o aumento da corrosão. A corrosão naftênica foi mais pronunciada no aço carbono porque a presença dos elementos de liga no aço inox reduzem o número de sítios ativos ricos em Fe e tornam menos oportuna a ligação do Fe com o naftenato.

Estudo da Influência do Número de Acidez Total e Teor de Enxofre Total nas Frações Destiladas no Processo de Corrosão em Aços do Tipo AISI 1020 e AISI 316

Os danos causados pelos processos corrosivos em equipamentos presentes nas refinarias de petróleo, durante as destilações, foram descritos inicialmente em 1920. Inúmeras são as referências reportando estudos de processos corrosivos envolvendo tanto os ácidos naftênicos como os compostos sulfurados; em contrapartida, raras são as fontes de estudo envolvendo simultaneamente ambos. Neste trabalho, escolheram-se dois tipos de óleos: um óleo A - com alto teor de enxofre e um petróleo B com elevada acidez. Fez-se então um blend 50/50 em volume obtendo assim o óleo C para verificar a influência tanto da acidez quanto dos teores de enxofre nos processos corrosivos pelos cortes destes óleos. Após a destilação das três amostras, os derivados obtidos foram caracterizados e submetidos aos testes laboratoriais de corrosão. Os cortes do petróleo A apresentaram teores de enxofre e taxas de corrosão crescentes em função do aumento da temperatura final dos derivados, apresentando uma corrosão máxima de 1,66 mm/ano e produtos de corrosão como troilita (FeS) e pirrota (Fe1-xS). As frações de B apresentaram altos valores de NAT na faixa de temperatura de 220-400 °C, enquanto as taxas de corrosão foram de 0,83 mm/ano para esta faixa de temperatura; os produtos de corrosão encontrados foram o óxido de ferro (Fe2O3) e goetite (α-FeOOH). Por fim, os derivados do blend C, apresentaram propriedades intermediárias aos cortes anteriores o que corroborou para taxas de corrosão menores de 0,50 mm/ano até uma temperatura de 300 °C, expondo assim, a eficiência em utilizar a técnica de misturas de petróleos para o refino.

Estudo do efeito da adição de gás condensado sobre o ponto de fluidez e a viscosidade de petróleos pesados

Neste trabalho foi estudado o comportamento de quatro óleos pesados, com densidade API variando de 13,7 a 21,6, frente à adição de gás condensado, com o objetivo de se obter informações relevantes para o processo de escoamento destes óleos. Assim, foi analisado o comportamento da densidade à 20 °C, pontos de fluidez máximo e mínimo, e viscosidade dinâmica à 50 °C dos óleos contendo diferentes concentrações de gás condensado. Também foi analisado o efeito da variação da temperatura sobre a viscosidade dos óleos crus, e, adicionalmente, após o estudo do efeito do gás condensado sobre os óleos, foi avaliado o comportamento da viscosidade dinâmica dos mesmos com a adição de diferentes solventes orgânicos (querosene, aguarrás e tolueno). Os resultados obtidos indicaram que o gás condensado foi eficiente para a redução da densidade, dos pontos de fluidez máximo e mínimo e da viscosidade dos quatros óleos analisados. O óleo A apresentou uma taxa de decaimento da densidade mais baixa do que os outros óleos e foi o que apresentou o comportamento mais próximo de mistura ideal. A amostra de óleo mais pesada (óleo D) foi a que apresentou as maiores variações nos valores dos pontos de fluidez máximo e mínimo com a adição de condensado, chegando a reduzir um total de 19 °C no ponto de fluidez máximo e um total de 21 °C no ponto de fluidez mínimo com a adição de apenas 10,7% v/v de gás condensado. Nos resultados obtidos nas análises da viscosidade dinâmica observou-se que a grande maioria das misturas preparadas apresentou um comportamento de fluido newtoniano. Todas as amostras apresentaram uma notável diminuição da sua viscosidade, chegando a atingir valores percentuais de redução de viscosidade que variaram entre 75 e 91%, na concentração de 14% v/v de gás condensado. A partir desta concentração a viscosidade continua a decair, porém de forma mais atenuada, e o uso do condensado acima desta concentração pode significar gastos desnecessários com o solvente com a finalidade de se reduzir a viscosidade de óleos pesados. O óleo D foi o que apresentou os maiores percentuais de redução da viscosidade enquanto o óleo B foi o que apresentou os mais baixos valores. Comparando o gás condensado aos outros três solventes orgânicos testados, o condensado apresentou um comportamento bem semelhante ao tolueno quando analisadas as suas capacidades de redução da viscosidade dos óleos estudados.