Atribución-NoComercial-SinDerivadas 2.5 Colombia (CC BY-NC-ND 2.5 CO)Peña Ballesteros, Darío PeñaOrozco Agamez, Juan CarlosAceros Cabezas, Jhon FreddyPeña Saavedra, Anderson YovannyQuintero Ballena, Karen Michelly2024-07-312024-07-312024-07-302024-07-30https://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/43685En 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.application/pdfspainfo:eu-repo/semantics/openAccessCorrosiónInyección cíclica de CO2Acero API N-80Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR)Condición de saturaciónEstado supercríticoUniversidad Industrial de SantanderTesis/Trabajo de grado - Monografía - PregradoUniversidad Industrial de Santanderhttps://noesis.uis.edu.coCorrosionCyclical CO2 InjectionAPI N-80 SteelEnhanced Oil Recovery (EOR)Saturation ConditionSupercritical Statehttp://purl.org/coar/access_right/c_abf2info:eu-repo/semantics/openAccessAtribución-NoComercial-SinDerivadas 4.0 Internacional (CC BY-NC-ND 4.0)