Durante a vida útil do poço, a injeção de surfactantes é um dos métodos aplicados de recuperação de petróleo, também conhecido como recuperação química melhorada de petróleo (CEOR, do inglês chemical enhanced oil recovery). A causa primária de problemas de corrosão envolvendo estes sistemas de injeção é a contaminação com oxigênio e gases dissolvidos presentes no meio salino injetado. A corrosão pelo oxigênio nestes sistemas pode ser controlada pela remoção deste gás ou, pelo uso de inibidores de corrosão. Devido à agressividade do meio pela presença de gases como CO2, H2S em meio de elevada salinidade, pressão e temperatura, a indústria do petróleo é uma das maiores consumidoras dos inibidores de corrosão, principalmente os formadores de filmes, os quais são utilizados para reduzir a taxa de corrosão dos diferentes tipos de ligas de aço de estruturas e equipamentos. Os surfactantes, sendo agentes ativos de superfície, assim como os inibidores de corrosão, têm sido estudados também com a função de inibidor de corrosão, entretanto, com menor enfoque para estes sistemas de injeção, no qual os surfactantes podem ser injetados em concentrações de até 30000 ppm (3% m/m), muito acima de suas concentrações micelares críticas (CMC). Este trabalho tem como objetivo estudar a influência de um surfactante catiônico, o brometo de hexadeciltrimetilamônio (CTAB) e um aniônico, o dodecil sulfato de sódio (DDS) na corrosão do aço-carbono ABNT/AISI 1020 em meio estático de NaCl 3,5% (m/m) e pH 4. A metodologia empregada inclui a caracterização dos surfactantes, ensaios de perda de massa e eletroquímicos e caracterização dos produtos de corrosão. O surfactante CTAB, no valor CMC, conferiu uma discreta inibição contra a corrosão, que não se manteve ao longo do tempo. Já o surfactante DDS, teve um efeito acelerador da corrosão, que foi destacado com o aumento da concentração.

During the life of the well, injection of surfactants is one of the applied chemical enhanced oil recovery (CEOR) methods. The primary cause of corrosion problems involving these injection systems is contamination with oxygen and other dissolved corrosive gases present in the injected saline medium. Oxygen corrosion in these systems can be controlled by removing the gas or by using corrosion inhibitors. Due to a corrosive production condition triggered by presence of gases such as CO2, H2S, generally in high salinity water, pressure, and temperature medium, the petroleum industry is one of the major consumers of the corrosion inhibitors, especially the film-forming ones. They are used to reduce the corrosion rate of the different types steels on the structures and equipment. Surfactants, being surfaceactive agents, as well as corrosion inhibitors, have also been studied with the function of corrosion inhibitor, however, with less focus on these injection systems, where surfactants can be injected at concentrations up to 30000 ppm (3% w/w), higher than their critical micelle concentrations (CMC). This work aims to study the influence of a cationic surfactant, the hexadecyltrimethylammonium bromide (CTAB),and an anionic, the sodium dodecyl sulfate (DDS) on the corrosion of ABNT/AISI 1020 steel in NaCl 3% (w/w) static medium and pH 4. The methodology includes the characterization of surfactants, mass loss and electrochemical tests, and characterization of the corrosion products. In CMC value of the CTAB surfactant, a slight inhibition was observed, which did not persist over time, in opposition to DDS, which show a corrosion accelerating effect, intensified with concentration increasing.