ÁREA: Físico-Química
TÍTULO: DETERMINAçãO DA CORROSIVIDADE DE AMOSTRAS DE PETRóLEO DO ESPíRITO SANTO
AUTORES: SILVA, R. K. DA S. - UFES; SAD, C. M. S., CASTRO, E.V.R., FREITAS, M. B. J. G. - UFES
RESUMO: Para estudar a corrosão, amostras de petróleo capixaba foram submetidas à caracterização eletroquímica por técnica galvanostática e potenciostática, medidas de condutividade, perda de massa e resistividade do aço AISI 1020 no petróleo. Os óleos de menor °API têm maior resistividade e formam emulsões água/óleo3. Os óleos de maior °API provocam maiores taxas de corrosão por pites na superfície dos aços.
PALAVRAS CHAVES: petróleo, taxa de corrosão, corrosão por pite
INTRODUÇÃO: A meta histórica da auto-suficiência brasileira em produção de petróleo para o ano de 2006 pôde ser alcançada com auxílio das recentes descobertas de óleo no Espírito Santo. As reservas nacionais ampliaram de 11,4 bilhões para 17,6 bilhões barris de óleo equivalente (boe). O Espírito Santo é hoje um mercado promissor para o setor de óleo e gás. Além da posição logística e a infra-estrutura portuária serem fortes atrativos para a concentração de indústrias petrolíferas, aqui são encontrados tanto óleos pesados quanto leves. Existe ainda uma diversidade de aspectos de exploração e produção, tanto em terra quanto no mar. Inserido nesse cenário promissor para o Estado, o Grupo de Eletroquímica Aplicada da UFES busca a caracterização eletroquímica do petróleo capixaba, dando ênfase à investigação de suas características corrosivas, que causam impactos econômicos e ambientais diretos na indústria petrolífera. A corrosividade das amostras de petróleo será determinada com auxílio de polarizações galvanostáticas e potenciostáticas, medidas de condutividade, perda de massa e resistividade do aço em contato com o petróleo.
MATERIAL E MÉTODOS: A densidade das amostras de petróleo bruto foi obtida segundo o método ASTM D-1298. A determinação da corrosividade das amostras foi realizada com medidas perda de massa e curvas de polarização obtidas com auxílio das técnicas potenciostática e galvanostática. Os ensaios foram realizados em amostras brutas e amostras brutas acrescidas do eletrólito NaCl 1,0 mol/L em quantidades específicas, segundo as medidas de condutividade. As células eletroquímicas utilizadas eram dotadas de eletrodo de trabalho e eletrodos auxiliares de aço, além de eletrodo de referência Ag/AgCl. Além da condutividade, foram determinados parâmetros eletroquímicos tais como: densidade de corrente de corrosão, potencial de corrosão, coeficientes de Tafel, região ativa, passiva e transpassiva da curva de polarização anódica e resistividade do aço carbono 1020 em contato com o petróleo. Com isso, o tipo de corrosão que ocorre no aço AISI 1020 em contato esses petróleos foi classificado. A caracterização do sistema eletroquímico foi complementada através de medidas de microscopia eletrônica de varredura com energia dispersiva de raios-X.
RESULTADOS E DISCUSSÃO: As amostras de petróleo analisadas, de 20,7 e 17,8 °API, respectivamente, são classificadas em óleo médio e óleo pesado. Os parâmetros eletroquímicos, diretamente influenciados pela composição dos óleos, mostram que as amostras de óleo médio, de composição predominante de compostos naftênicos4, apresentam maiores taxas de corrosão, com a formação de pontos de corrosão na superfície metálica do aço, como pode ser visto na Figura 1. Isso se deve aos maiores valores de condutividade e menor resistividade deste petróleo em relação ao óleo pesado, que permitiram um maior fluxo da corrente elétrica durante os processos anódicos. As amostras de óleo pesado constituídas de asfaltenos, que formam emulsões do tipo óleo/água, indicam processos corrosivos acompanhados de passivação do metal, com a deposição de películas protetoras na superfície do metal, que diminuem as taxas de corrosão e dificultam a formação de pites. Através de microscopia eletrônica de varredura identificou-se o mecanismo de corrosão no aço AISI 1020 em contato com os petróleos capixaba como sendo corrosão por pite, que se dá de forma mais intensa no óleo menos pesado contendo solução de NaCl 1,0 mol/L.
CONCLUSÕES: As medidas eletroquímicas mostraram que as taxas de corrosão do aço carbono nos petróleos aumentam com o incremento da densidade API e das densidades de corrente aplicadas nos eletrodos metálicos. As amostras de óleo médio, de composição predominante de compostos naftênicos e íons cloreto apresentam maiores taxas de corrosão e formação de pites. Já as amostras de óleo pesado constituídas de asfaltenos e íons cloretos provocam processos corrosivos acompanhados de passivação do metal, que diminuem as taxas de corrosão e dificultam a formação de pites.
AGRADECIMENTOS:PRPPG/UFES pela bolsa concedida e LabPetro.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICA:1. A GAZETA. Exploração de petróleo e gás vive sua fase decisiva. Vitória, 12 de junho, 2005.
2. ZILIO, E. L.; PINTO, U. B. Identificação e Distribuição dos Principais Grupos de Compostos Presentes Nos Petróleos Brasileiros. 2002. Bol.Téc. PETROBRÁS, 45 (1): 21-25, Rio de Janeiro, 2002.
3. LEE, R. F. Agents which promote and stabilize water-in-oil emulsions. Spill Science & Technology Bulletin, Vol. 5, No. 2, p.117-126, USA, 1999.
4. LAREDO, G. C. et al. Naphthenic acids, total acid number and súlfur content profile characterization in Isthmus and Maya crude oils. Fuel 83 (2004) 1689-1695. México, 2004.