Evaluación de la corrosión en el acero al carbono API N-80 bajo un ambiente de dióxido de carbono-vapor de agua en condiciones reales de operación a escala de laboratorio

Peña Saavedra, Anderson Yovanny; Quintero Ballena, Karen Michelly

Evaluación de la corrosión en el acero al carbono API N-80 bajo un ambiente de dióxido de carbono-vapor de agua en condiciones reales de operación a escala de laboratorio

dc.contributor.advisor	Peña Ballesteros, Darío Peña
dc.contributor.advisor	Orozco Agamez, Juan Carlos
dc.contributor.advisor	Aceros Cabezas, Jhon Freddy
dc.contributor.author	Peña Saavedra, Anderson Yovanny
dc.contributor.author	Quintero Ballena, Karen Michelly
dc.contributor.evaluator	Pérez Ceballos, Ana María
dc.contributor.evaluator	Coy Echeverría, Ana Emilse
dc.date.accessioned	2024-07-31T12:45:38Z
dc.date.available	2024-07-31T12:45:38Z
dc.date.created	2024-07-30
dc.date.issued	2024-07-30
dc.description.abstract	En un campo petrolero del Magdalena Medio, la aplicación de la tecnología de Captura, Almacenamiento y Transporte de CO2 (CSC) en el proceso de Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR) no solo aumenta la eficiencia de la producción en los campos, sino que también desempeña un papel fundamental en la mitigación de las emisiones de gases de efecto invernadero derivadas del CO2. No obstante, se ha observado que la inyección de CO2 presenta una serie de impurezas, entre las cuales se encuentra el agua, que, a condiciones de operación reales, situadas en un rango de presiones de 800-1100 psi y temperaturas de 520-560°F, afectan la integridad del acero API N80 utilizado en tuberías de transporte. En esta investigación se evaluó la corrosión del acero API N-80 en un ambiente de CO2-H2O en condiciones de operación reales a escala de laboratorio, realizando pruebas gravimétricas, simulaciones electroquímicas y caracterización de los productos de corrosión. Los resultados obtenidos señalaron la influencia del control de la presión y la temperatura en los procesos corrosivos. Se observó que mantener presiones cercanas al punto crítico y temperaturas bajas conlleva a un mayor deterioro del acero, lo que se refleja en un incremento en la ganancia de masa y en la velocidad de corrosión. A partir de estos hallazgos, se estableció una ventana operativa de integridad que permitió definir las regiones de operación segura, estándar, de control y crítica. En conjunto con lo establecido en la norma ASME B-31.4, se determinó el tiempo de vida seguro de operación de la tubería para las diferentes regiones. Los productos de corrosión identificados mediante técnicas de caracterización, como la Difracción de Rayos X (DRX) y la Microscopía Electrónica de Barrido (SEM-EDS), así como aquellos obtenidos mediante simulaciones a través del software HSC Chemistry, confirmaron la presencia de compuestos como (Fe3O4, Fe2O3, Fe3C, FeO y FeCO3). Finalmente, a través de la Microscopía Óptica y mediciones de dureza, se evidenció que, debido a su tratamiento de revenido previo, bajo las condiciones de operación, el acero API N-80 no experimenta modificaciones en sus propiedades mecánicas hasta una temperatura de 1110 °F, las cuales se reflejaron en su microestructura.
dc.description.abstractenglish	In a Magdalena Medio oil field, the application of Carbon Capture, Storage, and Transport (CSC) technology in Enhanced Oil Recovery (EOR) not only enhances production efficiency in fields but also plays a crucial role in mitigating greenhouse gas emissions stemming from CO2. However, it has been observed that the injection of CO2 contains various impurities, including water, which, under real operating conditions, within a range of pressures of 800-1100 psi and temperatures of 520-560°F, affect the integrity of the API N-80 steel used in transportation pipelines. This research evaluated the corrosion of API N-80 steel in a CO2-H2O environment under real operating conditions at a laboratory scale, conducting gravimetric tests, electrochemical simulations, and characterizing corrosion products. The results indicated the influence of pressure and temperature control on corrosive processes. It was observed that maintaining pressures close to the critical point and low temperatures results in greater steel deterioration, reflected in an increase in mass gain and corrosion rate. Based on these findings, an integrity operating window was established, defining safe, standard, control, and critical operating regions. In conjunction with the ASME B31.4 standard, the safe operating life of the pipeline for different regions was determined. Corrosion products identified through characterization techniques such as X-ray Diffraction (XRD) and Scanning Electron Microscopy with Energy-Dispersive X-ray Spectroscopy (SEMEDS), as well as those obtained through simulations using HSC Chemistry software, confirmed the presence of compounds like (Fe3O4, Fe2O3, Fe3C, FeO y FeCO3). Finally, through Optical Microscopy and hardness measurements, it was evident that, due to its prior tempering treatment, under operating conditions, API N-80 steel does not undergo modifications in its mechanical properties until a temperature of 1110°F, which are reflected in its microstructure.
dc.description.degreelevel	Pregrado
dc.description.degreename	Ingeniero Metalúrgico
dc.format.mimetype	application/pdf
dc.identifier.instname	Universidad Industrial de Santander
dc.identifier.reponame	Universidad Industrial de Santander
dc.identifier.repourl	https://noesis.uis.edu.co
dc.identifier.uri	https://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/43685
dc.language.iso	spa
dc.publisher	Universidad Industrial de Santander
dc.publisher.faculty	Facultad de Ingeníerias Fisicoquímicas
dc.publisher.program	Ingeniería Metalúrgica
dc.publisher.school	Escuela de Ingeniería Metalúrgica y Ciencia de Materiales
dc.rights	info:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.accessrights	info:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.coar	http://purl.org/coar/access_right/c_abf2
dc.rights.creativecommons	Atribución-NoComercial-SinDerivadas 4.0 Internacional (CC BY-NC-ND 4.0)
dc.rights.license	Atribución-NoComercial-SinDerivadas 2.5 Colombia (CC BY-NC-ND 2.5 CO)
dc.rights.uri	http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/
dc.subject	Corrosión
dc.subject	Inyección cíclica de CO2
dc.subject	Acero API N-80
dc.subject	Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR)
dc.subject	Condición de saturación
dc.subject	Estado supercrítico
dc.subject.keyword	Corrosion
dc.subject.keyword	Cyclical CO2 Injection
dc.subject.keyword	API N-80 Steel
dc.subject.keyword	Enhanced Oil Recovery (EOR)
dc.subject.keyword	Saturation Condition
dc.subject.keyword	Supercritical State
dc.title	Evaluación de la corrosión en el acero al carbono API N-80 bajo un ambiente de dióxido de carbono-vapor de agua en condiciones reales de operación a escala de laboratorio
dc.title.english	Evaluation of Corrosion in Carbon Steel API N-80 in a Carbon Dioxide-Water Vapor Environment under Real Laboratory-Scale Operating Conditions
dc.type.coar	http://purl.org/coar/resource_type/c_7a1f
dc.type.hasversion	http://purl.org/coar/version/c_b1a7d7d4d402bcce
dc.type.local	Tesis/Trabajo de grado - Monografía - Pregrado