INTERCORR2018_113

Copyright 2018, ABRACO

Trabalho apresentado durante o INTERCORR 2018, em São Paulo, no mês de maio de 2018.

As informações e opiniões contidas neste trabalho são de exclusiva responsabilidade do(s) autor(es).

_________________________________________________________________________________________ a Mestre, Engenheiro de Materiais – Petróleo Brasileiro S.A. (PETROBRAS) b Mestre, Engenheiro Metalúrgico – Petróleo Brasileiro S.A. (PETROBRAS) c Mestre, Engenheiro Mecânico – Petróleo Brasileiro S.A. (PETROBRAS) d Doutor, Químico – Laboratório de Ensaios Não Destrutivos, Corrosão e Soldagem (LNDC) e Doutora em Ciência e Engenharia dos Materiais – Laboratório de Ensaios Não Destrutivos, Corrosão e

Soldagem (LNDC)

Análise de corrosão no revestimento de produção de poços de petróleo em caso de falha

do primeiro conjunto solidário de barreiras

Bruno Diehl Netoa, Ilson Palmieri Baptistab, Jefferson Rodrigues de Oliveirac, Rogaciano Maia

Moreirad, Merlin C. E. Bandeirae

Abstract

In the event of failure of the primary well barrier of an oil producing well, the production

casing in carbon or low alloy steel is exposed to corrosive fluids. The objective of this study is

to estimate the corrosion rate in the casing for the conditions of a specific well. Different

types of corrosion tests were performed in the laboratory, representative of the scenarios of

corrosive severity and flow identified in the annular (space between the casing and the tubing)

of an oil well. Condensation corrosion tests, representative of the top of the casing, indicated

negligible corrosion rate. The Rotating Cage tests, representative of the bottom region of the

annular, indicated that corrosion rate depends on the water cut.

Keywords: Sweet corrosion, casing, oil well, condensation, rotating cage.

Resumo

Em caso de falha do primeiro Conjunto Solidário de Barreiras (CSB) de um poço produtor de

petróleo o revestimento de produção, em aço carbono ou baixa liga, é exposto aos fluidos

corrosivos. O objetivo deste estudo é de estimar a taxa de corrosão no revestimento de

produção para as condições de um poço específico. Foram realizados diferentes tipos de

ensaios de corrosão em laboratório, representativos dos cenários de severidade corrosiva e

fluxo identificadas no anular (espaço entre o revestimento e a coluna de produção) de um

poço de petróleo. Os ensaios de corrosão por condensação, representativas do topo do

revestimento de produção, indicaram taxa de corrosão desprezível. Os ensaios de Gaiola

Rotatória (GR), representativos da região do fundo do espaço anular, indicaram que a taxa de

corrosão irá depender do teor de água no óleo (BSW).

Palavras-chave: Corrosão doce, revestimento de produção, poço de petróleo, condensação,

gaiola rotatória.

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Introdução

Em uma situação atípica de vazamento dos fluidos produzidos (que podem estar em equilíbrio

com gases ácidos (CO2 e/ou H2S)) para o anular do poço, processos de corrosão podem

ocorrer no revestimento de produção, que normalmente tem metalurgia em aço carbono ou

baixa liga. O gás úmido migra para o topo do revestimento (região fria) onde a água

previamente solubilizada no gás condensa, ao passo que os fluidos líquidos (água e óleo) se

direcionam para a região mais profunda do anular, eventualmente expulsando o fluido de

completação.

A taxa de corrosão no revestimento de produção depende das condições de severidade

corrosiva da água condensada ou produzida, taxa de condensação de água no topo do

revestimento, condições de fluxo e teor de água no óleo, etc.

GOODNIGHT e BARRETT (1) reportam uma falha no revestimento de um poço que ocorreu

devido a um processo de condensação de água no topo do revestimento. Neste caso, o

revestimento estava exposto diretamente ao reservatório (sem fluido de completação nem

packer). O gás úmido migrava para o topo do revestimento e condensava nas paredes frias,

pois o poço estava em operação. Essa água era então acidificada pelo H2S, dando condições

para o processo corrosivo ocorrer. O autor sugere que o H2S foi o agente corrosivo

responsável pela falha do revestimento. O H2S pode ser mais crítico que o CO2 para um

processo de corrosão localizada, pois forma um produto de corrosão condutor e mais catódico

em relação ao aço carbono, levando a um processo acelerado de corrosão galvânica.

A taxa de corrosão doce em fluxo causada pela acidez da água produzida em equilíbrio com o

CO2 é amplamente estudada na indústria de petróleo. Diversos modelos, tais quais os

referenciados em (2,3,4), estimam a taxa de corrosão em tubulares em condições de fluxo.

Entretanto, não são precisos ao considerarem a influência do efeito protetor do óleo na

corrosão pelos aspectos de sua natureza quimicamente inibidora e capacidade de emulsionar a

água, pois o óleo de cada reservatório apresenta influência muito particular neste respeito.

O objetivo deste relatório é de apresentar a taxa de corrosão pelo CO2 estimada por meio de

ensaios de corrosão no revestimento de produção em um cenário atípico de comunicação entre

a coluna de produção e o espaço anular de um poço produtor de óleo.

O estudo da recomposição dos dois conjuntos solidários de barreira não faz parte do escopo

desta publicação.

Metodologia

Foram realizados ensaios representativos da condição de condensação da água e de fluxo dos

fluidos líquidos. A primeira condição ocorre no topo do revestimento de produção, onde

existe uma fase vapor úmida e as paredes do revestimento de produção que possuem menores

temperaturas (elevado gradiente térmico). A segunda condição ocorre na região mais ao fundo

do espaço anular onde estarão presentes as fases líquidas (óleo e água). A metodologia de

cada uma será discutida separadamente.

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Ensaios para representar a condensação

Nesse ensaio foram interligadas duas autoclaves por meio de uma linha de 3/8”, sendo a

Autoclave 1 preenchida com uma solução aquosa de 150.000 mg/L de Cl- e na Autoclave 2

posicionados corpos de prova do tipo perda de massa.

O sistema era pressurizado com CO2 até 10 bara. Foi realizado um ensaio com 100 mbara de

H2S, para verificar o efeito de traços dessa espécie na corrosão por condensação em presença

de elevados teores de CO2.

A Autoclave 1 era então aquecida até a temperatura de 130°C e a Autoclave 2 foi mantida em

temperaturas inferiores (50°C ou 80°C). O sistema era isento de O2 por meio de prévia

desaeração de todo o sistema. Foram realizados ensaios com 7, 30 e 45 dias. A tubulação que

interligava as duas autoclaves era aquecida em temperatura igual ou superior à da Autoclave 1

para evitar condensação de água na mesma. A Figura 1 e a Figura 2 apresentam uma foto e

um esquemático, respectivamente, do sistema de duas autoclaves durante o ensaio de corrosão

por condensação.

A taxa de corrosão uniforme foi determinada pelos dados de perda de massa conforme ASTM

G1 (5) e a taxa de corrosão localizada (taxa de penetração) pela razão do maior pite

encontrado em cada corpo de prova pelo tempo de ensaio.

Enfatiza-se que nestes ensaios com duas autoclaves a temperatura é abruptamente reduzida

quando o vapor entra na Autoclave 2, ocorrendo toda a condensação do gás em uma autoclave

com volume de apenas 8 litros. Em campo, a temperatura do revestimento é gradualmente

reduzida à medida que o gás circula em direção ao topo do revestimento.

Para realizar o teste com redução de temperatura para uma faixa inferior a 50°C haveria a

necessidade de um sistema de resfriamento da Autoclave 2, o que elevaria a complexidade do

ensaio. Ademais, acredita-se que a taxa de corrosão durante a condensação em temperatura

inferior a 50°C deve ser inferior, por dois motivos:

i) menor cinética das reações de corrosão;

ii) o gás apresenta uma variação de solubilidade de água pequena entre 50 e 5°C, comparando

entre as temperaturas de 130 a 50°C. Assim, a taxa de condensação entre 50 e 5°C não é

elevada.

Assim, decidiu-se realizar os ensaios com o resfriamento em temperatura mínima de 50°C,

pois os resultados devem ser conservadores e o sistema de ensaio tem menor complexidade.

Ensaios em gaiola rotatória para avaliar o efeito protetor do óleo

Os ensaios de corrosão em laboratório pelo método de GR foram realizados à luz das

metodologias indicadas nos padrões ASTM G184 (6) e ASTM G202 (7), com pequena

modificação no dimensionamento dos cupons (corpo de provas – 20 x 30 x 2 mm com faces

retificadas). Nessa técnica os cupons são posicionados em uma gaiola que por sua vez é

posicionada dentro de uma autoclave com o óleo do poço misturado a uma solução aquosa

com severidade corrosiva equivalente. A gaiola gira em uma determinada velocidade, de

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modo que produza uma tensão de cisalhamento (w) entre os fluidos e as paredes dos cupons

da ordem que é esperada em campo no revestimento de produção (considerando que existem

dois pontos de comunicação da coluna com o anular). Foram utilizados três cupons de aço

carbono por ensaio. Outros cupons de material polimérico (PEEK) foram inseridos na GR

para completar os espaços vazios.

A tensão de cisalhamento entre os fluidos e a parede do revestimento de produção, juntamente

com as características físico-químicas dos fluidos produzidos, são os parâmetros chave das

condições de fluxo para reproduzir nos ensaios de GR em laboratório.

A velocidade de rotação (ω) foi determinada conforme Equação 1 (referência em (8)), de

modo que seja produzida uma tensão de cisalhamento nas paredes dos CP igual a 20 Pa.

Enfatiza-se que para esse cálculo, deve-se primeiramente estimar (simular) ou medir a

viscosidade cinemática (ν) e a densidade (ρ) da emulsão óleo/água nas condições de ensaio.

Essa equação pode ser utilizada somente para este tipo de configuração de GR.

w = 0,0791 Re -0,3 r 2 ω 2,3 [Pa] Equação 1

onde, ρ [kg/m3]; r (raio da gaiola) [m]; ω [1/s] e Reynolds (Re) é apresentado na Equação 2.

Re = ω r2 / ν Equação 2

onde ν [m2/s] ➔ ν = μ / ρ.

Os ensaios foram realizados para diversos teores de BSW e devem ser projetados de maneira

que reproduzam o mais fielmente possível as características encontradas in situ (no

revestimento de produção) que influenciam a taxa de corrosão. A Tabela 1 apresenta os

parâmetros que foram controlados nos ensaios.

A velocidade de rotação da gaiola com os CP dentro da autoclave foi entre 223 rpm e 376

rpm, sendo estabelecida de modo que a tensão de cisalhamento estimada entre os fluidos e os

CPs seja da ordem dos 20 Pa. As diferenças de velocidade de rotação para cada condição se

deve à influência do teor de BSW na viscosidade e densidade da emulsão.

Os ensaios foram realizados na pressão total de 200 bara em uma autoclave de 7.5 litros, pelo

tempo de sete dias. O teor de bicarbonato de sódio adicionado à solução aquosa foi

estabelecido de modo que o pH, após a saturação dos gases ácidos, simulado por meio do

software OLI Studio 9.5.2, ficasse igual ao pH alvo indicado na Tabela 1.

Os corpos de prova foram montados na GR e esta, por sua vez, foi fixada no eixo do agitador

da autoclave-teste. As fases líquidas (solução aquosa e petróleo) foram colocadas na autoclave

de condicionamento. Todo sistema foi desaerado com N2 para remover o oxigênio. Para tal,

houve a necessidade de se manter uma passagem contínua destes gases pelo sistema por no

mínimo 2 horas/litro de solução, com vazões mínimas de 200mL/min. Após a deasaeração, a

solução água/óleo na autoclave de condicionamento permaneceu numa agitação de 500 rpm

durante 1 hora, para emulsionar a solução de teste. Em seguida, essa solução emulsionada foi

transferida para a autoclave-teste (pré-aquecida na temperatura de teste) utilizando o gás CO2,

alinhado para o vaso de condicionamento. A pressurização da autoclave-teste se iniciou com

CO2 (até a pressão parcial de CO2 alvo) e, em seguida, com metano por meio de um booster

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de pressurização (internamente desaerado). No momento em que a pressão e temperatura de

teste estavam estáveis, iniciou-se a rotação da GR até a velocidade rotacional desejada. A

metodologia de pressurização adotada deve levar a menores erros na obtenção da pressão

parcial dos gases em ensaios em autoclave, conforme reportado por (9). Conforme simulações

realizadas por meio do software OLI Studio v.9.2.5, a pCO2 na condição de ensaio deve

reduzir para aproximadamente 8 bara, principalmente pela influência da pressão de vapor de

água na elevada temperatura de teste.

Após a desmontagem do ensaio, os cupons foram limpos com acetona, secados com ar

comprimido, fotografados e foi realizada a análise de perda de massa (de acordo com (5)) e

acondicionados em sílica gel. Os corpos de prova foram pesados para obter a taxa de corrosão

uniforme.

Resultados e discussão

Os resultados e discussões dos ensaios de condensação e de gaiola rotatória também serão

apresentados separadamente.

Ensaios para representar condensação

A Tabela 2 apresenta os resultados de taxa de corrosão uniforme nos corpos de prova para

perda de massa para os diferentes ensaios.

A Figura 3 apresenta, como exemplo, o aspecto dos dois lados dos corpos de prova após o

ensaio de condensação 1B (10 bara (pressurizado com CO2), 7 dias e 50°C) antes e após a

decapagem (realizada para estimar a perda de massa).

A Tabela 3 apresenta os resultados de taxa de penetração (corrosão localizada) nos corpos de

prova de perda de massa nos ensaios de corrosão por condensação.

Pode ser observado nos corpos de prova na Figura 3 que havia regiões com produto de

corrosão antes da decapagem, onde fica evidenciada a condensação de água com consequente

processo corrosivo. Entretanto, de acordo com os resultados apresentados na Tabela 3, a taxa

de corrosão uniforme era baixa, sendo sempre inferior a 0,01 mm/ano.

Os resultados dos ensaios 1A/H2S e 1B sugerem que traços de H2S (100 mbara) influenciaram

no sentido de mitigar levemente a taxa de corrosão uniforme nos corpos de prova. Sugere-se a

formação de um produto de corrosão de sulfeto de ferro protetor e aderente ao material.

A Figura 4 apresenta a influência do tempo de ensaio nos ensaios de corrosão uniforme por

condensação (ensaios 1B, 2 A e 2B – condição de 10 bara (pressurizado com CO2) e 50°C).

Observa-se uma tendência de redução na taxa de corrosão uniforme em função do tempo de

ensaio. Sugere-se que deve ocorrer um processo corrosivo acelerado no início do ensaio nos

corpos de prova. Entretanto, ocorre a formação de um produto de corrosão (carbonato de

ferro) aderente que isola o meio corrosivo do aço, reduzindo a taxa de corrosão uniforme. Isto

provavelmente ocorreu devido a uma baixa taxa de condensação o que elevou rapidamente o

teor de Fe2+ na película de água condensada.

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A Figura 5 apresenta a taxa de corrosão em função da temperatura da Autoclave 2 para 7 e 30

dias de ensaio.

Observa-se uma taxa de corrosão levemente maior para os ensaios em 80°C, comparando aos

ensaios com a Autoclave 2 em 50°C. A influência de maior temperatura na Autoclave 2

(80°C) nos ensaios de corrosão por condensação pode ser mais difícil de ser qualificada, pois

a temperatura atua tanto em aspectos atenuantes quanto agravantes na corrosão, como, por

exemplo:

• Maior cinética das reações de corrosão (agravante);

• Menor solubilidade dos gases ácidos na água condensada (atenuante);

• Maior pressão de vapor de água (menor pCO2) (atenuante);

• Menor volume de água condensada (e taxa de condensação) nos corpos de prova

(atenuante);

• Maior estabilidade do filme (produtos de corrosão) nos corpos de prova (atenuante);

• Outros.

Observa-se que a taxa de corrosão uniforme não deve ser crítica para esse cenário dos ensaios

de corrosão por condensação realizados, pois são sempre inferiores a 0,01 mm/ano.

As taxas de penetração determinadas nos ensaios apresentaram resultados mais elevados, de

até 4,4 mm/ano no pior caso (10 bara (pressurizado com CO2), 100bara H2S, 7 dias de ensaio

e 50°C).

Os resultados dos ensaios 1A/H2S e 1B indicam que traços de H2S (100 mbara) influenciaram

quase insignificantemente na taxa de penetração, aonde a maior profundidade de pite foi de

71,5 para 84 μm. Possivelmente a formação de um filme de FeS catódico em relação ao aço

pode ter acelerado sensivelmente a taxa de corrosão localizada nas regiões adjacentes onde

esse filme não foi formado.

Também se observa uma redução na taxa de penetração em função do tempo de ensaio,

embora tenha natureza mais aleatória que a corrosão uniforme, conforme indicado na Figura

6.

A Figura 7 apresenta a profundidade do maior pite em cada corpo de prova em função do

tempo, para os ensaios com e sem H2S, em temperatura de 50 e 80°C.

Observa-se que o pite cresceu, na pior das hipóteses até 86,8 μm em 30 dias de ensaio, mas

não houve agravamento para maior tempo de exposição. Assim, sugere-se que para as

condições dos ensaios de corrosão por condensação realizados, o pite cresce em elevadas

taxas no início de sua exposição ao meio (nucleação do pite), mas em seguida para de crescer.

Ensaios em Gaiola Rotatória para avaliar o efeito protetor do óleo

A Figura 8 apresenta a taxa de corrosão em função do teor de BSW obtida nos testes de GR

com severidade corrosiva de um determinado poço.

Observa-se que as taxas de corrosão uniforme nos CP cresceram exponencialmente em função

do teor de água no óleo. Os pontos azuis indicam que até pelo menos 40% de água, a taxa de

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corrosão foi sempre inferior a 0,3 mm/ano. Em 60% de teor de água a taxa de corrosão foi de

até 1,33 mm/ano (quase uma ordem de grandeza superior). Estima-se que a água deve se

desemulsionar do óleo entre 40% e 60% nas condições dos ensaios, provocando esse

agravamento do processo corrosivo.

Um ensaio com 32% de água foi realizado em um laboratório diferente, apresentando em

média taxa de corrosão três vezes superior ao de 30% de água dos pontos azuis. Esses ensaios

foram, em princípio, realizados nas mesmas condições. Não foi possível esclarecer o motivo

das diferenças na taxa de corrosão. Assim, a equação da curva azul foi conservadoramente

ajustada multiplicando equação por três de modo a englobar o resultado obtido no outro

laboratório. Essa nova curva a ser considerada está apresentada em cinza na Figura 8.

A Equação 3 apresenta a estimativa da taxa de corrosão, conforme resultados dos ensaios, no

revestimento em função do BSW que está sendo produzido no poço:

Equação 3

Em posse dos dados de evolução do teor de BSW do poço, é possível estimar a perda de

espessura acumulada do revestimento pelo tempo de produção por meio da Equação 3.

Enfatiza-se que em campo normalmente existem incertezas sobre as condições do fluxo dos

fluidos produzidos pelo anular do poço, em caso de comunicação entre a coluna de produção

e o anular do poço, embora não se espera que esse fluxo não seja tão severo quanto na parte

interna da COP. Por este motivo os ensaios de GR foram realizados conservadoramente com

elevada tensão de cisalhamento.

Os resultados de taxa de corrosão obtidos nesses ensaios de GR são representativos somente

das condições corrosivas e óleo deste poço específico, pois o óleo de cada reservatório

apresenta propriedades singulares no efeito protetor da metalurgia.

Conclusões

As seguintes conclusões foram observadas nos resultados dos ensaios que simularam os

cenários de corrosão no revestimento de produção caso seja exposto aos fluidos da produção

de petróleo de um poço específico:

• Referentes aos ensaios de condensação, simulando corrosão pelo gás úmido nas

paredes frias do topo do revestimento de produção:

• A taxa de corrosão uniforme é desprezível (máximo 0,01 mm/ano);

• A taxa de corrosão localizada é elevada nos ensaios de curta duração mas decresce

rapidamente em função do tempo de ensaio. Sugere-se que os pites são nucleados

no início de ensaio, mas não crescem em função do tempo de exposição. Assim, a

taxa de corrosão localizada é desprezível.

• Referente aos ensaios de GR, simulando a corrosão pelas fases líquidas (água

produzida com óleo) nas regiões mais profundas do anular, ou na região de falha da

COP:

• A taxa de corrosão foi fortemente influenciada pelo teor de água no óleo (BSW);

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• Estima-se que a taxa de corrosão é baixa até aproximadamente 40% de BSW e se

agrava em teores acima de 60%;

• Sugere-se que a fase aquosa se desemulsiona do óleo entre 40% e 60% de BSW

nas condições dos ensaios;

• As taxas de corrosão estimadas pelos ensaios de GR são representativas apenas

para este poço em questão, pois o óleo de cada reservatório apresenta propriedades

particulares no efeito protetor da metalurgia à corrosão.

Referências bibliográficas

1 H. GOODNIGHT, R.; P. BARRETT, J. Oil-well casing corrosion. [S.l.], p. 343-351. 1956.

(API-56-343).

2 BERT, F. M. et al. Improvements on De Waard-Milliams corrosion prediction and

applications to corrosion management. National Association of Corrosion Engineers.

Houston. 2002. (CORROSION 2002 paper n° 235).

3 F. M. POTS, B. Prediction of corrosion rates of the main corrosion mechanisms in

upstream applications. National Association of Corrosion Engineers. Houston. 2005.

(CORROSION 2005 paper n° 550).

4 CROLET, J. L.; BONIS, M. R. Algorithm of the Protectiveness of Corrosion Layers: 1 -

Protectiveness Mechanisms and CO2 Corrosion Prediction. NACE. Houston/Tx. 2010.

(CORROSION'2010 Paper 363 (10363)).

5 AMERICAN SOCIETY OF TESTING AND MATERIALS. Standard Practice for

Preparing, Cleaning, and Evaluating Corrosion Test Specimens. (G1). American Society

of Testing and Materials. [S.l.]. 2003 (Reapproved 2011). (ASTM G1).

6 AMERICAN SOCIETY OF TESTING AND MATERIALS. Standard Practice for

Evaluating and Qualifying Oil Field and Refinery Corrosion Inhibitors Using Rotating

Cage. ASTM. West Conshohocken. 2006 (Reaprovado em 2012). (ASTM G184 - 06).

7 AMERICAN SOCIETY OF TESTING AND MATERIALS. Standard Test Method for

Using Atmospheric Pressure Rotating Cage. ASTM. West Conshohocken. 2012. (ASTM

G202 - 12).

8 AMERICAN SOCIETY OF TESTING AND MATERIALS. Standard Guide for

Evaluating and Qualifying Oilfield and Refinery Corrosion Inhibitors in the

Laboratory. [S.l.]. 2006. (ASTM G170).

9 CROLET, J. L.; BONIS, M. R. How to Pressurize Autoclaves for Corrosion Testing

Under CO2 and H2S Pressure. Elf Exploration Production. Houston. 1998. (NACE 98102).

10 DIEHL NETO, B.; RODRIGUES DE OLIVEIRA, J.; PALMIERI BAPTISTA, I. Análise

da Corrosão por Condensação no Revestimento do Poço RJS-722 (Atapu). PETROBRAS

- CENPES/PDEP/TMEC. Rio de Janeiro. 2016. (CT TMEC n° 069/2016).

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Tabela 1 – Parâmetros controlados nos

testes de corrosão por GR.

Parâmetro Valor

pH solução aquosa (simulado) 4,5

pCO2 (bara) 10

Temperatura (°C) 126

Pressão total (bara) 200

RGO (m³/m³) 250

Tensão de cisalhamento (Pa) 20

Teor de acetato adicionado (mg/L) 300

Salinidade (g/L) 220

Grau API do óleo 29

Tabela 2 – Taxa de corrosão uniforme dos ensaios de condensação nos corpos de

prova de perda de massa.

Teste t (dias) T autoclave 2 (°C) Corpo de prova Taxa de corrosão (mm/ano)

1A/H2S 7 50

1 0,001

2 0,001

3 0,001

1B 7 50

1 0,006

2 0,005

3 0,006

1C 7 80

1 0,005

2 0,007

3 0,008

2A 45 50

1 0,0004

2 0,0007

3 0,0005

2B 30 50

1 0,001

2 0,001

3 0,001

2C 30 80

1 0,003

2 0,002

3 0,003

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Tabela 3 – Taxa de penetração nos corpos de prova de perda de massa nos ensaios de condensação.

Teste t (dias) T autoclave 2

(°C) Corpo de prova

Profundidade de Pite

(µm)

Taxa de penetração

(mm/ano)

1A/H2S 7 50

1 84 4.4

2 78.3 4.1

3 59 3.1

1B 7 50

1 71.5 3.7

2 0 0.0

3 41.6 2.2

1C 7 80

1 26.3 1.4

2 47.2 2.4

3 0 0.0

2A 45 50

1 38.8 0.3

2 58 0.5

3 54.8 0.4

2B 30 50

1 82 1.0

2 83.3 1.0

3 79.1 1.0

2C 30 80

1 86.8 1.1

2 42.2 0.5

3 43 0.5

Figura 1 – Sistema de duas autoclaves durante ensaio de

corrosão por condensação.

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Figura 2 – Esquema de ensaio de corrosão por condensação

com sistema de duas autoclaves.

Figura 3 – Imagem dos corpos de prova de perda de massa após ensaio de condensação.

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Figura 4 – Taxa de corrosão em função do tempo de ensaio de

condensação. Autoclave 2 a 50°C; 10 bara de CO2.

Figura 5 – Influência da temperatura na Autoclave 2 nos ensaios

de corrosão por condensação.

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Figura 6 – Taxa de penetração em função do tempo de ensaio de

corrosão por condensação. 10 bara de CO2 e Autoclave 2 em

50°C.

Figura 7 – Profundidade de pite em função do tempo de ensaio.

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Figura 8 – Taxa de corrosão em função do teor de água no óleo dos ensaios de

GR.