Avaliação da resistência à corrosão-fadiga do aço API 5CT P1 10 em meio aquoso salino contendo H2S

Abstract

Este trabalho tem por objetivo avaliar a resistência à corrosão-fadiga do aço API 5CT P110 em meio aquoso salino contendo CO2 e H2S e comparar com os resultados de fadiga ao ar, bem como avaliar a sua adequação ao uso nessas condições conforme normas vigentes e revisão da literatura. Esse aço é classificado como sendo do tipo ARBL (alta resistência, baixa liga) e é especificado principalmente para uso em colunas de revestimento (casing) e colunas de produção (tubing) para poços de petróleo e gás. As colunas de revestimento e de produção para poços de petróleo offshore necessitam operar sob altas pressões em profundidades cada vez mais elevadas, necessitando apresentar alta resistência e boa tenacidade para suportar as solicitações de tração, pressão interna, colapso e fadiga ao longo da sua vida útil. Adicionalmente, essas tubulações precisam resistir também à corrosão causada pela fase aquosa produzida juntamente com o petróleo e gás extraídos, os quais podem conter gases agressivos dissolvidos, tais como o CO2 e o H2S, além de espécies agressivas como os íons cloretos. As condições do meio agressivo do ensaio de corrosão-fadiga foram escolhidas para simular condições possíveis de serem encontradas em poços de petróleo e gás offshore. Para atingir estes objetivos foram realizados ensaios de fadiga ao ar e ensaios de corrosão-fadiga utilizando um controle de carga sob flexão a três pontos. Para os ensaios de fadiga ao ar, foi utilizada uma máquina servo-hidráulica, razão de carregamento de 0,1, frequência de 20 Hz e run out de 10 milhões de ciclos. Já os ensaios de corrosão-fadiga foram realizados em um equipamento especial para ensaios de corrosão-fadiga, contendo todo um sistema específico para automação e controle dos ensaios. Para corrosão-fadiga foi utilizada a razão de carregamento de 0,1, frequência de 0,5 Hz e run out de 1 milhão de ciclos. Para os ensaios de corrosão-fadiga foi utilizada uma solução aquosa salina contendo 115.000 ppm de cloretos, previamente desaerada. Dentro da cuba, durante o ensaio, a solução foi saturada com uma mistura gasosa composta de CO2 contendo 10.000 ppm de H2S. A cuba de ensaio foi pressurizada com a mistura gasosa até atingir a pressão atmosférica e a temperatura de ensaio de 50°C. Foram ensaiados oito corpos de prova em fadiga ao ar e seis em corrosão-fadiga. As amostras foram usinadas a partir de um segmento de tubo e foram previamente lixadas para retirar os riscos de usinagem e evitar concentradores de tensão na superfície. Os resultados foram plotados em um mesmo gráfico de amplitude de tensão (Δσ) no eixo das ordenadas e logaritmo do número de ciclos até a fratura no eixo das abscissas para a construção das curvas de Wöhler. O comportamento em corrosão-fadiga apresentou uma redução significativa na vida em fadiga em relação à fadiga ao ar, demonstrando a forte agressividade do meio causada principalmente pela presença do H2S. Desse modo, este trabalho apresenta resultados indicando uma grande queda no desempenho em fadiga do aço API 5CT P110 frente a meios contendo H2S na produção de óleo e gás, principalmente associado ao mecanismo de trincamento sob tensão em presença de sulfeto (sulfide stress cracking).

Casing and tubing for offshore wells in the petroleum and natural gas industries are subjected to high pressures under increasing well depths, so they increasingly require high strength and good toughness in order to support the tensile stresses, internal pressure, collapse and fatigue during the predicted lifetime. Additionally, these casing and tubing need to support the corrosion caused by the aqueous phase produced together with the petroleum and gas extracted that may also contain aggressive dissolved gases such as CO2 and H2S and even aggressive species such as chloride ions. Thus, this work aims to determine and compare the fatigue and corrosion fatigue behavior of the API 5CT P110 steel in the presence of water with high chloride content containing CO2 and 10.000 ppm of H2S and evaluate the fitness for purpose in this environment based on current standards and literature review. This steel is classified as a high strength low alloy steel (HSLA) and is specified for use as casing and tubing for wells in the petroleum and natural gas industries. Fatigue and corrosion fatigue tests were performed in air and in aggressive environment. The experiments were conducted using three point bend test and a frequency of 20 Hz in air and 0,5 Hz in aggressive environment. All final data are presented on a Wöhler curve. The corrosion fatigue behavior showed a significant reduction in fatigue life compared to fatigue in air, demonstrating the strong aggressiveness of the environment mainly caused by the H2S presence. Thereby, this work presents results indicating a large decrease in fatigue performance of API 5CT P110 steel facing H2S containing environments in oil and gas production, mainly associated with the mechanism of sulfide stress cracking.