UNIVERSIDADE DO ESTADO DE SANTA CATARINA - UDESC
CENTRO DE EDUCAÇÃO SUPERIOR DA FOZ DO ITAJAÍ - CESFI
ENGENHARIA DE PETRÓLEO
JAISA ORSOLIN NICHTERWITZ
CORROSÃO EM DUTOS RÍGIDOS SUBMARINOS
BALNEÁRIO CAMBORIÚ, SC
2018
JAISA ORSOLIN NICHTERWITZ
CORROSÃO EM DUTOS RÍGIDOS SUBMARINOS
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado
ao Departamento de Engenharia de Petróleo, do
Centro de Educação Superior da Foz do Itajaí,
da Universidade do Estado de Santa Catarina,
como requisito parcial para a obtenção do grau
de Bacharel em Engenharia de Petróleo.
Orientador: Prof. Me. Francisco Germano
Martins
BALNEÁRIO CAMBORIÚ, SC
2018
JAISA ORSOLIN NICHTERWITZ
CORROSÃO EM DUTOS RÍGIDOS SUBMARINOS
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Departamento do Curso de Engenharia de
Petróleo, do Centro de Educação Superior da Foz do Itajaí, da Universidade do Estado de Santa
Catarina, como requisito parcial para a obtenção do título de Engenheira de Petróleo.
Banca examinadora:
Orientador:
__________________________________________
Prof. Me. Francisco Germano de Martins
Universidade do Estado de Santa Catarina - UDESC
Membros:
__________________________________________
Prof. Dr. Alexandre Magno de Paula Dias
Universidade do Estado de Santa Catarina - UDESC
__________________________________________
Prof.ª Me. Michele Schmitt
Universidade do Estado de Santa Catarina - UDESC
Suplente:
__________________________________________
Prof. Dr. Luiz Antônio Alves
Universidade do Estado de Santa Catarina - UDESC
Balneário Camboriú, 21 de novembro de 2018.
AGRADECIMENTOS
Agradeço a Deus, por me conceder resiliência e paciência de não desistir ou desviar do
meu caminho para toda pedra que apareceu durante a minha trajetória.
Agradeço aos meus pais, Santina e Acélio, que durante toda a minha vida, apoiaram e
me ajudaram a ir atrás de todos os meus sonhos, fosse ser bailarina, cantora ou engenheira.
Obrigada por estarem presentes em todas etapas da minha vida.
Ao meu namorado, Lucas, pelo suporte, carinho e conselhos durante toda essa jornada
de minha graduação.
Aos meus grandes amigos de graduação, Sabrina e Johnni. Vocês estiveram ao meu lado
para tudo durante esses anos, vocês foram essenciais e levarei essa amizade comigo para
sempre. Obrigada, meus queridos amigos.
Aos meus amigos de infância, Paola, Luiza, Mayara, Francini e Yago, que fazem parte
da minha trajetória desde o berço, certamente levarei vocês comigo durante toda minha vida.
Ao meu orientador Francisco, pelas correções, auxílios e orientações durante o
desenvolvimento deste trabalho. E por fim, gostaria de agradecer a todos meus professores que
fizeram parte de minha educação, contribuindo para eu ser quem eu sou hoje.
“Não importa aonde você parou, em que
momento da vida você cansou. O que importa é
que sempre é possível e necessário recomeçar.
Recomeçar é dar uma chance a si mesmo,
renovar as esperanças na vida e, o mais
importante, acreditar em você de novo.”
Carlos Drummond de Andrade
RESUMO
A corrosão é o fator principal da causa de falhas em dutos. O aumento da malha de dutos no
setor petrolífero offshore no Brasil traz a preocupação de possíveis vazamentos e danos ao
ambiente e materiais devido à ataques corrosivos, além do impacto econômico. Diante dessa
possibilidade, o presente trabalho mostra a importância do monitoramento e aplicação de
proteção anticorrosiva e da análise e previsão de falhas, as diferentes formas de corrosão em
dutos rígidos submarinos e sua ocorrência. Também, apresenta os métodos de instalação dos
dutos rígidos, suas falhas e mostra acidentes e vazamentos decorrentes de ataques corrosivos,
apresentando assim, a importância de monitorar e prevenir a corrosão.
Palavras-chave: Corrosão. Petróleo. Dutos Rígidos. Risers rígidos. Offshore. Vazamentos.
Proteção. Monitoramento. Mitigação.
ABSTRACT
Corrosion is the main cause of pipeline failure. The increase of the pipeline mesh in the offshore
oil sector in Brazil brings concern of leaks and damage to the environment and materials due
to the corrosive process, besides the economic impact. Given this possibility, the present work
shows the importance of monitoring and corrosion protection, the analysis and prediction of
failures, the different possible forms of corrosion in offshore rigid pipelines and their
occurrence. In addition, this study addresses the installation methods of rigid pipeline, their
failures and shows accidents and leaks due to corrosive attacks, thus showing the importance
of monitoring and preventing corrosion.
Keywords: Corrosion. Petroleum. Rigid Pipes. Rigid Risers. Offshore. Leaks. Protection.
Monitoring. Mitigation.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Representação da localização das reservas de óleo no Pré-sal ............................... 16 Figura 2 - Evolução da produção do pré-sal ............................................................................. 17 Figura 3 - Sistemas de dutos submarinos ................................................................................. 20 Figura 4 - Duto rígido submarino ............................................................................................. 20 Figura 5 - Seção transversal do duto rígido .............................................................................. 21 Figura 6 - Representação esquemática do método de lançamento Reel Lay............................ 23 Figura 7 - Representação esquemática do método de lançamento S-lay .................................. 24 Figura 8 - Representação esquemática do método de lançamento J-lay .................................. 25 Figura 9 - Efeito Brazier ........................................................................................................... 27 Figura 10 - Duto com falha por ruptura por pressão interna .................................................... 28 Figura 11 - Falha estrutural em duto por fadiga ....................................................................... 29 Figura 12 - Flambagem local em um duto ................................................................................ 29 Figura 13 - Exemplos de flambagem: (a) Alto D/t, (b) Médio D/t e (c) Baixo D/t .................. 30 Figura 14 - Modo de falha tipo diamante ................................................................................. 30 Figura 15 - Modo de falha tipo barril ....................................................................................... 31 Figura 16 - Colapso no duto ..................................................................................................... 31 Figura 17 - Ilustração de uma pilha eletroquímica típica ......................................................... 33 Figura 18 - Ilustração do mecanismo eletroquímico na parede de uma tubulação................... 34 Figura 19 - Formas de corrosão ................................................................................................ 35 Figura 20 - Corrosão por pites .................................................................................................. 36 Figura 21 - Duto corroído por pites .......................................................................................... 36 Figura 22 - Corrosão sob tensão em um aço inoxidável austenítico ........................................ 37 Figura 23 - Corrosão induzida por corrosão sob tensão ........................................................... 39 Figura 24 - Corrosão em frestas ............................................................................................... 40 Figura 25 - Corrosão-erosão por CO2 no interior de tubulação de aço carbono. ..................... 41 Figura 26 Corrosão por empolamento pelo hidrogênio ........................................................... 42 Figura 27 - Revestimento de um duto desacoplado associado a MIC localizada externa. ....... 43 Figura 28 - Corrosão na parte interna de um duto de transporte de petróleo ........................... 48 Figura 29 - Esquema de instalação de cupons de corrosão em tubulação ................................ 50 Figura 30 - Aspecto de cupom de perda de massa pronto para montagem em campo
(esquerda), e após retirada e preparado para análise (direita). ................................................. 50 Figura 31 - Sondas de resistência elétrica para determinação da taxa de corrosão .................. 52 Figura 32 - Pig montado para um duto de 14 polegadas de diâmetro ...................................... 52 Figura 33 - Pig palito ................................................................................................................ 54 Figura 34 - Proteção por barreira de um revestimento ............................................................. 56 Figura 35 - Proteção catódica de um revestimento metálico ................................................... 56 Figura 36 - Duto de aço com revestimento com tinta epóxi em pó .......................................... 57 Figura 37 - Duto de aço com revestimento externo em tripla camada ..................................... 58 Figura 38 – Duto de aço com revestimento interno em pintura líquida a base de epóxi. ......... 59 Figura 39 - Duto de aço com revestimento de poliuretano....................................................... 60 Figura 40 - Aplicação da proteção catódica numa instalação submarina ................................. 61 Figura 41 - Medição de potencial ............................................................................................. 62 Figura 42 - Ânodos braçadeira para dutos submarinos ............................................................ 62 Figura 43 - Proteção catódica por corrente impressa para tubulações de pequena extensão
próximas ao litoral .................................................................................................................... 64 Figura 44 - Proteção interna de tubulação com sistema de corrente impressa ......................... 64 Figura 45 - Investigação de falhas em dutos ............................................................................ 65 Figura 46 - Área externa do duto no local da falha depois de limpo ........................................ 66
Figura 47 - Pedaço do isolamento removido do local da falha ................................................ 67 Figura 48 - Isolamento e revestimento separando-se do duto em grandes folhas na parte
inferior do duto. ........................................................................................................................ 67 Figura 49 - Trabalhador tentando limpar área afetada pelo vazamento de óleo em Prudhoe
Bay. ........................................................................................................................................... 68
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Mecanismos causadores de falha na indústria ......................................................... 12 Tabela 2 - Frações típicas do petróleo ...................................................................................... 15 Tabela 3 - Combinações material metálico-meio corrosivo capazes de provocar trincas por
corrosão sob tensão. .................................................................................................................. 38 Tabela 4 - Corrosividade do fluido transportado em função da perda de massa do cupom
instalado. ................................................................................................................................... 51
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
3LPE Polietileno em tripla camada
3LPP Polipropileno em tripla camada
ANM Árvore de natal molhada
BRS Bactérias redutoras de sulfato
cm Centímetro
EUA Estados Unidos da América
FBE Fusion Bonded Epóxi
m Metro
MIC Microbiologically influenced corrosion
NACE National Association of Corrosion Engineers
PHMSA Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration
PPSA Pré-Sal Petróleo S.A.
PVT Pressão, volume e temperatura
SCC Stress corrosion cracking
UEP Unidade estacionária de produção
μm Micrômetro
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ................................................................................................................ 11
1.1 OBJETIVOS ................................................................................................................... 13 1.2 METODOLOGIA ............................................................................................................ 13 1.3 ESTRUTURA DO TRABALHO ......................................................................................... 13
2 O PETRÓLEO ................................................................................................................. 15
2.1 PRÉ-SAL....................................................................................................................... 16
3 DUTOS SUBMARINOS .................................................................................................. 18
3.1 DUTOS RÍGIDOS ........................................................................................................... 20 3.1.1 Materiais ............................................................................................................... 21 3.1.2 Processos e métodos de instalação de dutos ......................................................... 22
3.2 A ESCOLHA ENTRE DUTOS RÍGIDOS E FLEXÍVEIS ....................................................... 26 3.3 MODOS DE FALHAS MECÂNICAS ................................................................................. 27
3.3.1 Efeito Brazier ........................................................................................................ 27 3.3.2 Ruptura por pressão interna .................................................................................. 27 3.3.3 Fadiga ................................................................................................................... 28 3.3.4 Flambagem local................................................................................................... 29 3.3.5 Colapso ................................................................................................................. 31
4 CLASSIFICAÇÃO DA CORROSÃO EM DUTOS RÍGIDOS SUBMARINOS ....... 32
4.1 CORROSÃO ELETROQUÍMICA ...................................................................................... 32 4.2 CORROSÃO ASSOCIADA À FORMA DE DESGASTE ........................................................ 35
4.2.1 Corrosão Uniforme ............................................................................................... 35 4.2.2 Corrosão por Pites ................................................................................................ 35
4.3 CORROSÃO SOB TENSÃO .............................................................................................. 37 4.4 CORROSÃO GALVÂNICA .............................................................................................. 39 4.5 CORROSÃO EM FRESTAS .............................................................................................. 39 4.6 CORROSÃO INTERGRANULAR ..................................................................................... 40 4.7 CORROSÃO ASSOCIADA AO ESCOAMENTO DE FLUIDO ................................................ 40
4.7.1 Corrosão-erosão .................................................................................................... 40 4.7.2 Corrosão com cavitação........................................................................................ 41 4.7.3 Corrosão por turbulência ...................................................................................... 41
4.8 EMPOLAMENTO POR HIDROGÊNIO ............................................................................. 41 4.9 CORROSÃO INDUZIDA POR MICRORGANISMOS ........................................................... 42 4.10 CORROSÃO POR CO2 E H2S ........................................................................................... 43
5 OCORRÊNCIA DA CORROSÃO EM DUTOS RÍGIDOS ........................................ 46
5.1 FABRICAÇÃO E MONTAGEM DO DUTO......................................................................... 46 5.2 INSTALAÇÃO ................................................................................................................ 46 5.3 OPERAÇÃO ................................................................................................................... 46
5.3.1 Ambiente marinho e fluidos ................................................................................. 46 5.3.2 Corrosão na parte interna ...................................................................................... 47
6 MONITORAMENTO DA CORROSÃO ....................................................................... 49
6.1 SONDAS CORROSIMÉTRICAS ....................................................................................... 49 6.2 CUPONS DE PERDA DE MASSA ...................................................................................... 49 6.3 RESISTÊNCIA ELÉTRICA .............................................................................................. 51
6.4 INSPEÇÕES INTERNAS COM PIGS INSTRUMENTADOS .................................................. 52 6.5 ACOMPANHAMENTO DA ESPESSURA ........................................................................... 54
7 AMPLIAÇÃO DA RESISTÊNCIA À CORROSÃO.................................................... 55
7.1 CONTROLE DA CORROSIVIDADE DO MEIO .................................................................. 55 7.1.1 Desaeração ............................................................................................................ 55 7.1.2 Controle de temperatura e velocidade .................................................................. 55
7.2 REVESTIMENTOS PROTETORES ................................................................................... 55 7.2.1 Revestimento externo em epóxi em pó................................................................. 57 7.2.2 Revestimento externo em tripla camada com Polietileno ou Polipropileno (3LPE
ou 3LPP) ............................................................................................................................ 58 7.2.3 Revestimento interno em pintura líquida à base de epóxi .................................... 59 7.2.4 Isolamento térmico em poliuretano expandido .................................................... 59
7.3 PROTEÇÃO CATÓDICA ................................................................................................. 60 7.3.1 Ânodos de sacrifício ............................................................................................. 62 7.3.2 Corrente impressa ................................................................................................. 63
8 FALHAS E ACIDENTES ............................................................................................... 65
8.1 ANÁLISE E PREVISÃO DE FALHAS ................................................................................ 68
9 CONSIDERAÇÕES FINAIS .......................................................................................... 70
REFERÊNCIAS......................................................................................................................71
11
1 INTRODUÇÃO
Em 1859, a grande era do petróleo se iniciou com sua exploração comercial nos Estados
Unidos e, assim, o primeiro duto foi utilizado para transporte de gás (GUO et al., 2005).
Descobriu-se que a destilação de petróleo resultava em produtos que substituíam lucrativamente
o querosene obtido a parir do carvão e o óleo de baleia (THOMAS, 2001).
Com o passar das décadas, novas reservas foram descobertas e as tecnologias de
exploração e produção foram evoluindo conforme a dificuldade aumentava. Nos anos 80 e 90,
os avanços tecnológicos reduzem os gastos com exploração e produção, criando um novo ciclo
econômico para a indústria petrolífera.
Hoje, com o avanço da petroquímica centenas de novos compostos são produzidos a
partir do petróleo, utilizados em grande escala como plásticos, borrachas sintéticas, tintas,
corantes, adesivos, solventes, detergentes, cosméticos, produtos farmacêuticos, etc. Assim, o
petróleo, além de produzir combustível, passou a ser imprescindível para atender as
comodidades do dia-a-dia (THOMAS, 2001).
O crescimento da indústria petrolífera e a necessidade de transporte de óleo e gás fez
com que a malha de dutos crescesse no mundo todo. No Brasil, devido à grande quantidade de
petróleo localizada no ambiente offshore, o número de dutos submarinos utilizados para
transporte do óleo e gás até as plataformas é significativo. Pesquisas da Empresa Brasileira de
Administração de Petróleo e Gás Natural S.A. – Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), apresentadas
em 2015, mostram que aproximadamente 6,8 mil quilômetros de dutos submarinos serão
necessários para atender a demanda do pré-sal.
A utilização de dutos rígidos de aço carbono, é muito atrativa no ramo petrolífero para
sistemas submarinos de transporte, pelo baixo custo do material e pela possiblidade da
utilização em grandes distâncias (LOUREIRO, 2011).
Os dutos submarinos podem sofrer diversas falhas, como corrosão, fadiga, fraturas,
sobrecarga, desgastes, entre outros. Estima-se que processos corrosivos são as falhas mais
recorrentes na indústria, como pode ser observado na Tabela 1.
12
Tabela 1 - Mecanismos causadores de falha na indústria
Tipo de mecanismo %
Corrosão 29
Fadiga 25
Fratura Frágil 16
Sobrecarga 11
Corrosão em alta temperatura 7
Corrosão sob tensão/fadiga
combinada com
corrosão/fragilização por
hidrogênio
6
Fluência 3
Desgaste, abrasão e erosão 3 Fonte: Adaptado de FERRANTE, M. (1996).
A corrosão descontrolada causa danos como vazamentos e derramamento de óleo, com
consequente perda de produto e impacto ao meio ambiente, paradas operacionais que
ocasionem lucros cessantes, perda de materiais danificados e, inclusive, o consumo de energia
para produção de materiais que irão substituir os danificados pela corrosão (NUNES, 2007).
As aplicações dos métodos de proteção possuem custo baixo em relação ao benefício de
sua aplicação. Segundo Nunes (2007) alguns custos iniciais apresentam valores insignificantes
quando comparados com o custo global da instalação, e cita como exemplo, a aplicação da
proteção catódica que se situa na faixa de 0,5 a 1,5% do custo da instalação.
Os gastos da corrosão são elevados e na prática classificam-se estes custos em diretos e
indiretos. Os custos diretos são atribuídos aos proprietários e operadores das estruturas,
fabricantes e fornecedores. Já os indiretos, que podem ser previsíveis e, a princípio, intangíveis
ou imensuráveis, são custos relacionados com atrasos, multas, danos ambientais, indenizações,
desgaste de imagem, litígios e custos compensatórios (NUNES, 2007).
No estudo da NACE (National Association of Corrosion Engineers) intitulado de Impact
realizado em 2016, o custo associado à corrosão foi estimado em US $ 2,5 trilhões, com a
capacidade de economizar de 15 a 35% desse orçamento utilizando as práticas de controle de
corrosão disponíveis.
Diante disto, o presente trabalho contempla a descrição dos dutos rígidos, os materiais
utilizados em sua construção e os requisitos principais para o seu projeto. Também apresenta
as principais formas de corrosão e os fatores de influência, além de levantar os diversos métodos
de monitoramento, mitigação, medidas preventivas a fim de maximizar a vida útil da tubulação.
13
1.1 OBJETIVOS
Objetivo Geral:
Identificar as técnicas do monitoramento e mitigação da corrosão em dutos rígidos
submarinos, ressaltando a importância da utilização dessas técnicas para evitar futuros
acidentes.
Objetivos Específicos:
• Apresentar os diferentes tipos de corrosão que atacam os dutos rígidos submarinos;
• Apresentar a aplicabilidade dos dutos rígidos;
• Expor a ocorrência da corrosão nos dutos rígidos submarinos;
• Expor os métodos de monitoramento e ampliação da resistência à corrosão;
• Mostrar as falhas ocasionadas pela corrosão em dutos submarinos na área de exploração
de petróleo;
1.2 METODOLOGIA
A metodologia de elaboração deste estudo consistiu em um levantamento bibliográfico,
através da consulta de livros, teses, artigos científicos e revistas obtidos através das bases de
dados como SciELO, Portal de Periódicos da CAPES e OnePetro. Também foram consultados
sites de organizações de referência internacional como o NACE International e o Pipeline and
Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA).
Foram utilizadas as palavras-chave, em diferentes combinações, em português e inglês:
petróleo; corrosão; dutos rígidos; dutos rígidos submarinos; vazamento; resistência à corrosão;
materiais.
1.3 ESTRUTURAÇÃO DO TRABALHO
O presente trabalho encontra-se estruturado em 9 seções. Sendo que cada seção aborda
os seguintes assuntos: seção 1, a importância do estudo, seu objetivo e a metodologia de
elaboração; seção 2, as informações sobre o petróleo e o pré-sal brasileiro; seção 3,
14
especificações sobre dutos rígidos; seção 4, os diferentes tipos de corrosão em dutos rígidos
submarinos; seção 5, a ocorrência da corrosão em dutos; seção 6, as técnicas de monitoração
da corrosão; seção 7, os métodos de ampliação da resistência à corrosão; seção 8, os acidentes
ocasionados pela corrosão e, também, aborda previsão de falhas decorrentes da corrosão; e por
fim, seção 9 que trata das considerações finais sobre o trabalho apresentado.
15
2 O PETRÓLEO
O petróleo é, basicamente, constituído por uma mistura de compostos químicos
orgânicos, chamados de hidrocarbonetos. O tamanho da molécula determina o seu estado físico,
e assim, se o composto tiver em sua composição a maioria das moléculas de maior tamanho seu
estado físico é líquido e quando a mistura contém moléculas menores seu estado físico é gasoso,
nas condições normais de temperatura e pressão (THOMAS, 2001).
Hidrocarbonetos são formados por carbono e hidrogênio. São classificados em
saturados, insaturados e aromáticos. Saturados, também chamados de alcanos ou parafinas,
possuem os átomos de carbono e hidrogênio unidos por apenas ligações simples. Os
hidrocarbonetos insaturados, comumente chamados de olefinas, apresentam pelo menos uma
ligação dupla ou tripla entre carbonos, enquanto os aromáticos, também chamados de arenos,
apresentam pelo menos um anel de benzeno em sua estrutura (THOMAS, 2001).
O petróleo é normalmente separado em frações de acordo com a faixa de ebulição dos
compostos. A Tabela 2 mostra as frações típicas obtidas do petróleo.
Tabela 2 - Frações típicas do petróleo
Fração
Temperatura
de ebulição
(ºC)
Composição
aproximada Usos
Gás residual
Gás liquefeito de
petróleo - GLP
-
Até 40
C1-C2
C3-C4
gás combustível.
gás combustível engarrafado,
uso doméstico e industrial.
Gasolina 40 – 175 C5-C10
combustível de automóveis,
solvente.
Querosene 175-235 C11-C12
iluminação, combustível de
aviões a jato.
Gasóleo leve 235-305 C13-C17 diesel, fornos.
Gasóleo pesado 305-400 C18-C25 combustível, matéria-prima para
lubrificantes.
Lubrificantes 400-510 C26-C38 óleos lubrificantes.
Resíduo Acima de 510 C38+ asfalto, piche,
impermeabilizantes.
Fonte: Adaptado de THOMAS, J. E. (2001).
16
Além de hidrocarbonetos, o petróleo possui outros constituintes. É comum, dependendo
do reservatório, a presença de enxofre, nitrogênio, oxigênio e até metais. Esses elementos
formam compostos contaminantes, como gás sulfídrico (H2S) e dióxido de carbono (CO2), que
podem provocar diversos tipos de corrosão, como corrosão por ácido carbônico, corrosão
localizada por sulfetos, por cloretos e por oxigênio dissolvido, além de processos corrosivos em
operações de acidificação, entre outros (MORAIS, 2013).
2.1 PRÉ-SAL
O pré-sal está localizado no litoral entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo em
uma área de aproximadamente 149 mil quilômetros quadrados e representa uma das mais
importantes descobertas de petróleo e gás natural dos últimos anos (PPSA, 2018).
A profundidade total – distância entre a superfície do mar e os reservatórios abaixo da
camada de sal – pode chegar a 7 mil metros. Essas reservas são de alto valor comercial por
possuírem um óleo leve e de excelente qualidade (PPSA, 2018). A Figura 1 representa onde se
encontre o óleo no pré-sal brasileiro.
Figura 1 – Representação da localização das reservas de óleo no Pré-sal
Fonte: PPSA, 2018.
A quantidade de dióxido de carbono (CO2) e a salinidade da água associada ao óleo são
umas das maiores dificuldades da exploração nesses campos, além da profundidade. O projeto
piloto do campo de Tupi, que passou a ser chamado de campo de Lula em 2010, na bacia de
17
Santos, mostrou que a proporção de CO2 no óleo é de 12%, sendo esse composto altamente
corrosivo (PPSA, 2018).
A produção média diária da camada de pré-sal no mês de maio de 2018 foi de 1,463
milhão de barris de óleo por dia e 59,9 milhões de metros cúbicos de gás por dia, totalizando
uma produção total de 1,840 milhão de barris de óleo equivalente por dia. A Figura 2 mostra a
evolução do pré-sal de janeiro de 2009 a maio de 2018, de acordo com PPSA.
Figura 2 - Evolução da produção do pré-sal
Fonte: PPSA, 2018.
18
3 DUTOS SUBMARINOS
Na produção offshore, os dutos submarinos movimentam os fluidos produzidos no campo
e, também, são responsáveis pela condução dos fluidos injetados no reservatório, que saem da
Unidade Estacionário de Produção (UEP) e passam pelos manifolds e ANMs (árvore de natal
molhada) (GABRIEL, 2015).
Podem ser do tipo rígido ou flexível. Tubos rígidos são feitos de aço carbono que,
dependendo do fluido transportado, podem ser de ligas especiais que inibem a corrosão, abrasão
e erosão e, ainda, podem apresentar revestimento externo para manutenção da temperatura do
fluido evitando a formação de hidratos e parafinas. Já os tubos flexíveis são constituídos de
diversas camadas de materiais metálicos e poliméricos, cada camada com uma função
específica (GABRIEL, 2015).
O projeto de uma rede de tubulação submarina deve seguir regras que irão garantir seu
desenvolvimento, funcionalidade e seguridade durante seu tempo de vida (GUO et al., 2005).
Guo e colaboradores (2005) analisaram os fatores que devem ser observados para a escolha da
tubulação, devido as condições do ambiente marítimo e aplicação. Dentre esses fatores estão a
performance do reservatório, a composição do fluido e da água, as propriedades de pressão,
volume e temperatura (PVT) do fluido, a concentração e distribuição das partículas de areia,
dados de pesquisa geotécnica e dados oceanográficos. Cada fator será citado a seguir de acordo
com o trabalho de Guo et al. (2005).
a) A performance do reservatório diz respeito a vazão dos fluidos. Essa vazão varia
conforme a vida útil do campo, ocasionando diferentes comportamentos do fluido
dentro das tubulações. A pressão, temperatura e formação geológica do campo
também variam durante os diferentes estágios da vida de um campo, por isso o
projeto da tubulação deve ser formulado de acordo com as estratégias de operação.
b) A composição do fluido afeta tanto o projeto quanto a operação do duto. Alguns
compostos químicos presentes no petróleo são extremamente corrosivos, como é o
caso do gás sulfídrico e o dióxido de carbono, que interferem nas taxas de corrosão.
c) A tubulação será desenvolvida para operar em determinadas condições de
temperatura e pressão, por isso essas propriedades são necessárias para o
dimensionamento do duto. As características do fluido são usadas para prever os
parâmetros PVT em diferentes temperaturas e pressões e assim, calcular as perdas
de carga do sistema.
19
d) Nas formações não consolidadas, os grãos individuais de areia movem-se com
facilidade. Assim, se a formação é inconsolidada, mesmo com a tecnologia de
controle de areia, é provável que a areia seja produzida no sistema de dutos,
acelerando a erosão, interferindo no bom funcionamento da tubulação.
e) Os dados geotécnicos fornecem informações importantes sobre as condições do leito
marinho que podem afetar tanto o projeto mecânico quanto as operações da
tubulação. A medida da profundidade do mar, chamado de batimetria, afeta o
alinhamento e o alcance do duto. As condições mecânicas do fundo do mar afetam
a estabilidade da tubulação. É possível que a tubulação possa afundar abaixo do leito
marinho e ser enterrada no solo, o que pode gerar um impacto significativo no
processo de transferência de calor do duto. Entender as propriedades mecânicas do
solo ajudará no projeto de tubulações submarinas. É necessário fazer a análise de
vãos livres, que são depressões do solo marinho que causam irregularidades no perfil
do solo, ocasionando a perda de contato com o duto, em casos extremos, é necessário
fazer a correção desses vãos, com técnicas de instalação de suportes artificiais, como
blocos de concretos, sacos de areia, etc. E por fim, os dados oceanográficos
envolvem o estudo das correntes marítimas e ondas, além dos esforços mecânicos
gerados pelos momentos marítimos, que afetam a estabilidade da tubulação,
sujeitando os dutos à tração, compressão e fadiga (GABRIEL, 2015).
Na Figura 3 pode-se observar um sistema típico de dutos submarinos. Chama-se de
riser o trecho de duto em suspensão que se conecta à plataforma, e o trecho que se assenta no
solo marinho é denominado de duto submarino (pipeline, flowline).
20
Figura 3 - Sistemas de dutos submarinos
Fonte: GUO et al, 2003.
3.1 DUTOS RÍGIDOS
Os dutos rígidos (Figura 4) são amplamente utilizados em projetos submarinos devido a
sua simplicidade estrutural e da resistência ao colapso em elevadas profundidades, além do
baixo custo e maior vida útil em comparação aos flexíveis. (CHARNAUX, 2008).
Figura 4 - Duto rígido submarino
SCHMITT, M. Risers. 2018. 57p. Notas de aula.
21
3.1.1 Materiais
Aplicações offshore requerem materiais de alta resistência mecânica, boa ductilidade,
boa tenacidade à fratura e soldabilidade (CHARNAUX, 2008). Aços-carbono, que apresentam
ótimas propriedades em função da sua composição, é o material adequado às condições de uso.
Além de ferro e carbono, esses aços contem sempre quantidades de manganês, enxofre e fósforo
(TELLES, 2003).
As propriedades desse material são influenciadas mesmo com pequenas variações em
sua composição química. O aumento na quantidade de carbono provoca um aumento na dureza
e nos limites de resistência e de escoamento, além da redução de ductilidade, que é a
propriedade do material em distender sem romper (CALLISTER, 2008). Também há aumento
na temperabilidade do aço, o que dificulta sua soldagem, devido à tendência ao endurecimento
e aparecimento de trincas nas soldas e nas regiões termicamente afetadas pela solda (TELLES,
2003).
A união entre os dutos é feita por solda, podendo ser soldagem por fusão ou por eletrodo
revestido, enquanto a união com outros equipamentos como PLET, PLEM e cabeças de tração
são feitas com flanges.
Aços-carbono-manganês são muito utilizados para construção de dutos rígidos, existe
alta disponibilidade no mercado e seu custo é baixo comparado a outros materiais
(CHARNAUX, 2008). A adição de manganês resulta em aumento na dureza e na resistência
mecânica do aço, com muito pouco prejuízo para a soldabilidade e a ductilidade. O manganês,
possui ainda, a finalidade de combater o efeito nocivo do enxofre e aumentar a tenacidade do
aço (TELLES, 2003).
Os dutos possuem diversas camadas de revestimento, cada uma com sua função
específica. A Figura 5 mostra a seção transversal de um duto indicando seus revestimentos.
Figura 5 - Seção transversal do duto rígido
22
Fonte: Adaptado de Chakrabarti, 2005.
A camada de espessura de aço atribui resistência ao duto. Os revestimentos
anticorrosivos interno e externo protegem o duto contra corrosão durante toda sua vida útil,
sendo que esses revestimentos podem ter proteções auxiliares, como proteção catódica através
de ânodos de sacrifício ou corrente impressa (CHAKRABARTI, 2005).
O revestimento isolante tem como função proteger o duto termicamente. É possível que
ocorra perdas de temperatura do fluido para o meio ambiente, podendo ocasionar problemas no
escoamento, como a formação de hidratos e parafinas, que se foram em altas pressões e baixas
temperaturas na presença de água e gás. O revestimento de concreto é adotado para conferir
lastro ao duto, evitando flutuação e aumentando a estabilidade de fundo (CHAKRABARTI,
2005).
O duto deve ter resistência ao colapso suficiente para atender às condições impostas pela
operação (CHAKRABARTI, 2005). Assim, o projeto de tubulações rígidas requer atenção em
todas etapas do processo, desde a instalação até a fase de produção. É preciso fazer análise e
prever todos os carregamentos aos quais essa tubulação estará submetida durante a vida útil do
projeto.
3.1.2 Processos e métodos de instalação de dutos
Um dos processos mais rápidos de instalação de dutos rígidos é o método de enrolamento
ou carretel (em inglês, Reel Lay). Os dutos são enrolados em um carretel de grande diâmetro
interno e carregados em uma embarcação localizada em uma base portuária. No momento em
que o carretel está carregado, a embarcação vai em direção ao local de instalação e inicia o
desenrolamento dos dutos (CHARNAUX, 2008). A Figura 6 representa a operação de
lançamento pelo método de enrolamento.
23
Figura 6 - Representação esquemática do método de lançamento Reel Lay
Fonte: MATTOS, D. H. Estudo do comportamento de dutos rígidos durante a instalação em águas profundas.
Dissertação (Mestrado em Engenharia Civil) – Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2012.
Existem também outros métodos bastante conhecidos e utilizados em grande escala na
indústria, que são conhecidos como S-lay e J-lay. Porém, o método de enrolamento possui uma
grande vantagem de instalação em relação aos outros métodos citados. Todo o processo de
fabricação e transferido para uma base em terra. Um dos maiores custos de projeto de instalação
de dutos e recorrente do tempo de utilização de embarcações. O processo de enrolamento faz
uso de dutos contínuos e são poucas as soldagens que ocorrem na embarcação otimizando o
processo por completo. Entretanto, o processo de enrolamento e desenrolamento impõe maiores
deformações aos dutos (CHARNAUX, 2008).
O método S-lay inicia-se com a instalação horizontal do duto e, ao longo do lançamento,
o duto adquire uma condição em “S” a medida que atinge o solo marinho. A montagem do duto
acontece no interior da embarcação através de diversas estações de trabalho. A área de
estocagem das embarcações é bem limitada, por isso é necessário o auxílio de uma embarcação
de suporte para abastecer continuamente com seções de dutos essas embarcações
(CHARNAUX, 2008).
Após a soldagem das seções, os dutos são lançados através de uma rampa chamada de
stinger até tocarem o leito marinho. Esta rampa é responsável pela transição suave do duto de
uma posição horizontal para uma posição em ângulo de lançamento, essa transição suave é
importante para evitar concentrações de curvatura, onde possa ocorrer flambagem localizada
(CHARNAUX, 2008). A Figura 7 mostra a representação do método S-lay.
24
Figura 7 - Representação esquemática do método de lançamento S-lay
Fonte: KYRIAKIDES, CORONA, 2007.
O método J-lay é utilizado em águas profundas e surge como uma alternativa ao método
S-lay. A profundidade causa aumento na tensão de topo, essa tensão faz com o stinger utilizado
no método S-lay necessite de um maior comprimento para garantir pequenas deformações na
saída da embarcação, assim a configuração em “S” se torne mais complexa e sujeita a
flambagem localizada. Os ângulos de lançamento do J-lay variam de 0 a 15º (KYRIAKIDES,
CORONA, 2007). A Figura 8 apresenta a configuração em “J” deste metodo.
25
Figura 8 - Representação esquemática do método de lançamento J-lay
Fonte: KYRIAKIDES, CORONA, 2007.
Os dutos ao serem curvados sofrem deformações dentro da região plástica da curva
tensão-deformação. Esses valores de deformações são dependentes do diâmetro externo do
duto, da espessura de parede do duto e do diâmetro interno do carretel. A flambagem localizada
(em inglês, local buckling) é a falha proveniente da flexão do duto, ocorre devido a instabilidade
elastoplastica da parede do duto quando submetido a carregamentos compressivos longitudinais
na região interna da curvatura do duto. Pode ser identificada com o excesso de curvatura em
relação ao valor aceitável, o qual pode ser calculado (CHARNAUX, 2008).
A Petrobras, como tecnologia pioneira do Pré-Sal, teve o primeiro riser rígido em
catenária (curva plana assumida por um fio suspenso sob ação única de seu próprio peso)
instalados pelo método reel lay. Foram utilizados aproximadamente 100 quilômetros destes
tubos nos projetos Piloto do campo de Sapinhoá e Lula (PETROBRÁS, 2015).
26
3.2 A ESCOLHA ENTRE DUTOS RÍGIDOS E FLEXÍVEIS
Se tratando de projeto, uma importante diferença entre os dois tipos de duto é o custo e
a velocidade de instalação de cada. Os dutos rígidos possuem um menor custo, porém, o
processo de instalação é mais lento que para os dutos flexíveis, devido a limitações
operacionais, como a disponibilidade de embarcações especializadas para sua instalação,
conexões, soldas e inspeção, que são essenciais para garantir a integridade da tubulação,
consequentemente, há um aumento no tempo de instalação (GABRIEL, 2015).
Por outro lado, devido às estruturas complexas dos dutos flexíveis, o tempo de
fabricação deles é maior. Eles são formados por multicamadas de polímeros e ligas metálicas
com diferentes finalidades funcionais e estruturais. O processo de instalação é mais rápido do
que para dutos rígidos, porém, apresentam resistência limitada para profundidades de
aproximadamente 2500 metros (CHARNAUX, 2008).
Utilizando o pré-sal como exemplo, a profundidade da lâmina d’agua nesses campos
pode chegar a 3 mil metros, com elevados teor de CO2; esses reservatórios necessitam de dutos
resistentes à pressão das elevadas profundidades e à corrosão dos contaminantes (PPSA, 2018).
Vazamentos pontuais, detectados antes de uma catástrofe maior, foram identificados em
dutos flexíveis utilizados nos campos de Lula e Sapinhoá devido à corrosão por CO2 e H2S.
Esses vazamentos levaram ao questionamento de uma possível decisão equivocada na escolha
do tipo do duto (OLIVEIRA, PAULA, 2018). A profundidade nesses campos é maior que 2 mil
metros (PETROBRAS, 2018).
No Brasil, a Petrobras incentiva a produção local de linhas flexíveis, isso fez com que o
país se tornasse um grande produtor de linhas flexíveis. Desse modo, a escolha pela tubulação
flexível se tornou a solução padrão (OLIVEIRA, PAULA, 2018).
As grandes descobertas do pré-sal trouxeram novos desafios perante ao uso dos dutos
flexíveis. A grande produtividade dos poços demandou dutos de maior diâmetro, e a
profundidade, por sua vez, desafiou a tecnologia dos dutos flexíveis, tanto na sua resistência às
grandes pressões, quanto pela tensão aplicada no corpo dos risers (OLIVEIRA, PAULA, 2018).
Além desses fatores, a agressividade do meio dos campos do pré-sal já citada, traz uma
situação de alto risco para os dutos flexíveis, com a corrosão da sua camada interior, que pode
vir a causar rompimento do duto, como já ocorreu – nos campos de Sapinhoá e Lula. A escolha
adequada com os devidos isolamentos garante uma vida útil para o riser igual ou maior do que
a vida prevista para o campo (OLIVEIRA, PAULA, 2018).
27
3.3 MODOS DE FALHAS MECÂNICAS
Ao longo deste trabalho diversos tipos de falhas possíveis de ocorrência nos dutos serão
citados. Para melhor entendimento, neste item serão descritos os principais modos de falhas.
3.3.1 Efeito Brazier
Efeito Brazier, é um efeito de achatamento, chamado de ovalização, descrito por Brazier
em seu trabalho no ano de 1927. Quando um tubo fino e longo de seção transversal deformável
e submetido a um momento de flexão pura, uma mudança no estado de equilíbrio ocorre,
alterando o formato da seção transversal do tubo para uma forma achatada (BRAZIER, 1927).
O efeito proporciona uma diminuição da resistência e da rigidez a flexão ocasionada pelo
aumento da curvatura, diminuindo o momento de inércia e causando a uma mudança na
geometria. A Figura 9 ilustra o efeito.
Figura 9 - Efeito Brazier
Fonte: BRAZIER, 1927.
3.3.2 Ruptura por pressão interna
Ruptura por pressão interna ou ruptura estática consiste na ruptura de um segmento do
duto quando este e submetido aos incrementos de pressão interna. Ocorre quando as tensões
superam o limite de tração do material (ÁVILA, 2007). Para evitar este tipo de falha, é feito o
teste hidrostático, onde o material é submetido a uma pressão maior que a pressão do projeto
(VEIGA, 2009).
Enrugamento é um ressalto de natureza estética, que pode ser aceitável ou considerado
uma deformação localizada. Esse efeito é um concentrador de tensões, por isso fará com que
28
localmente as tensões sejam maiores do que no restante do duto. Assim, o enrugamento propicia
a ocorrência da falha por ruptura estática, onde a mesma irá ocorrer a pressões menores do que
a pressão que provocaria ruptura num duto sem enrugamento (VEIGA, 2009). A Figura 10
mostra um duto que opera em caldeiras de alta pressão que sofreu falha ocasionada por ruptura
por pressão interna.
Figura 10 - Duto com falha por ruptura por pressão interna
Fonte: STHYANATHAN, V. T. Understanding Tube Failures in High Pressure Boilers. Bright Hub
Engineering, 2010. Disponível em: <https://www.brighthubengineering.com/power-plants/34265-understanding-
tube-failures-in-high-pressure-boilers/>. Acesso em: 10 nov. 2018.
3.3.3 Fadiga
Fadiga é o fenômeno de ruptura progressiva ocasionada por ciclos repetidos de tensão
deformação. Deformações inferiores ao limite de escoamento do material não causam falha em
uma única aplicação, porém, quando aplicadas ciclicamente ou com variação no tempo podem
resultar na fratura do material, resultando na formação de trincas e na propagação das mesmas
(CALLISTER, 2008).
A tração, as pressões internas e externas, o diferencial de pressão entre as pressões
internas e externas aos risers, a flexão do riser devido à sua catenária são esforços contribuintes
para ocorrer a fadiga (LOUREIRO, 2011). A Figura 11 mostra um duto que sofreu uma falha
estrutural devido à fadiga.
29
Figura 11 - Falha estrutural em duto por fadiga
Fonte: LOUREIRO, 2011.
3.3.4 Flambagem local
Flambagem local (local buckling) é uma falha característica do comportamento de flexão
do duto, como pode ser visto na Figura 12. A falha por flambagem localizada é influenciada
pela razão diâmetro-espessura do duto (D/t) (KYRIAKIDES, CORONA, 2007).
Figura 12 - Flambagem local em um duto
Fonte: JACOVAZZO, B. M. Ferramentas numéricas para análise de operações de lançamentos de dutos
offshore. Dissertação (Doutorado em Engenharia Civil) – Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro,
2012.
A Figura 13 ilustra as diferentes relações de diâmetro e espessura, que podem ser
classificadas como alta, média ou baixa (KYRIAKIDES, CORONA, 2007). A geometria da
30
seção transversal pos-flambagem pode ser agrupada em dois tipos, modo de falha diamante
(diamond) e modo de falha barril (bulging) (VITORIA, 2001).
Figura 13 - Exemplos de flambagem: (a) Alto D/t, (b) Médio D/t e (c) Baixo D/t
Fonte: Adaptado de KYRIAKIDES, CORONA, 2007.
Na Figura 14 é ilustrado o modo diamante típico, onde a flambagem consiste em várias
depressões na superfície regular do duto. Como é possível ver na imagem, as paredes do duto
movem-se em direção ao centroide da seção transversal (KYRIAKIDES, CORONA, 2007).
Figura 14 - Modo de falha tipo diamante
Fonte: Adaptado de KYRIAKIDES, CORONA, 2007.
31
E na Figura 15, ilustra-se o modo barril típico, onde uma saliência é desenvolvida e a
parede do duto nesta região se move para fora. Neste modo, as paredes do duto se afastam do
centroide da seção transversal (KYRIAKIDES, CORONA, 2007).
Figura 15 - Modo de falha tipo barril
Fonte: Adaptado de KYRIAKIDES, CORONA, 2007.
3.3.5 Colapso
Colapso é o esmagamento total ou parcial da tubulação por compressão resultante da ação
das forças externas, suficientemente maiores que as internas. No caso da tubulação submersa,
é resultante da diferença das pressões atmosférica e a interna da tubulação (KYRIAKIDES,
CORONA, 2007).
Também pode ocorrer de outros dois modos: pela ruptura do material ou pela
instabilidade da estrutura. A ruptura do material ocorre quando a estrutura atinge a carga limite
de resistência do material. Já a instabilidade da estrutura é ocasionada pela formação de rugas
na qual reduzem a rigidez da seção transversal (KYRIAKIDES, CORONA, 2007). A Figura 16
apresenta um duto com este tipo de falha.
Figura 16 - Colapso no duto
32
Fonte: Adaptado de KYRIAKIDES, CORONA, 2007.
4 CLASSIFICAÇÃO DA CORROSÃO EM DUTOS RÍGIDOS SUBMARINOS
A corrosão é definida como a deterioração do material, geralmente metálico, devido a
interação química ou eletroquímica entre esse material e o meio em que se encontra, podendo
estar associada a esforços mecânicos (GENTIL, 2011).
O agente que geralmente causa problemas de corrosão mais graves e frequentes no
material é o fluido que escoa em seu interior. Entretanto, a corrosão também pode ser provocada
pela atmosfera externa, pelo contato com a água salgada e o solo marinho.
Foram reunidos os tipos de corrosão encontrados na literatura que normalmente se
apresentam em sistemas submarinos de escoamento de petróleo. A classificação estabelecida
para caracterizar as maneiras diversas com que a corrosão pode se apresentar é agrupada
segundo alguns critérios, sendo eles, a morfologia, as causas ou mecanismos, os fatores
mecânicos, o meio corrosivo e a localização do ataque (GENTIL, 2011).
4.1 CORROSÃO ELETROQUÍMICA
Esse mecanismo de corrosão é o mais comum na indústria de petróleo, é o contato dos
materiais metálicos com ambientes aquosos e enferrujados, ou seja, a corrosão eletroquímica
(POPOOLA et al., 2013).
Depende dos quatros elementos abaixo (GENTIL, 2011):
• Ânodo: onde ocorre de fato a corrosão, reações de oxidação (polo negativo);
• Cátodo: reações de redução (polo positivo);
• Eletrólito: solução que contém íons dissolvidos e que envolve o cátodo e o ânodo.
• Ligação elétrica entre o cátodo e o ânodo.
Existindo esses quatro elementos, haverá o aparecimento de uma corrente elétrica entre
o ânodo e o cátodo, que provoca um desgaste do material no ânodo, que será o elemento
corroído, enquanto que é o cátodo é o elemento protegido (TELLES, 2003).
Os metais formam uma pilha devido a heterogeneidade em sua superfície que, em
contato com um eletrólito, geram regiões com diferentes potenciais eletroquímicos, assim
estabelecem um processo corrosivo. Os dutos submarinos apresentam estruturas metálicas
suscetíveis a esse mecanismo corrosivo, podendo ser envolvidas por um eletrólito altamente
condutor, como a água salgada do mar.
33
A reação eletroquímica ocorre na região onde a corrente deixa o ânodo e penetra no
eletrólito. Esta reação envolve íons positivos do metal nas áreas anódicas e os íons negativos
existentes no eletrólito, resultando, como produto de corrosão, no composto do metal. A
corrente migra por meio do eletrólito e penetra na área catódica, sendo que nessa região os íons
positivos originários da solução são liberados, normalmente sob a forma de hidrogênio atômico
(NUNES, DUTRA, 2011).
Esse hidrogênio passa para a forma molecular e, consequentemente, ocorre o
desprendimento de hidrogênio gasoso, podendo ainda ter reações secundarias, formando outros
compostos como carbonatos e cloretos. Desta forma, nas áreas catódicas as reações não se
processam com o material metálico e sim, com o eletrólito, razão pela qual existe ausência de
corrosão (NUNES, DUTRA, 2011).
A formação de hidrogênio e outros compostos no cátodo e chamada de “polarização
catodica”, fenômeno que tende a reduzir a atividade da pilha de corrosão. Contudo, agentes
despolarizantes como o oxigênio, associam-se com o hidrogênio, formando íons hidroxila ou
água, o que mantem a atividade da pilha de corrosão (NUNES, 2007).
As Figuras 17 e 18 apresentam de diferentes maneiras como e onde ocorre uma
corrosão eletroquímica.
Figura 17 - Ilustração de uma pilha eletroquímica típica
Fonte: NUNES, 2007.
34
Figura 18 - Ilustração do mecanismo eletroquímico na parede de uma tubulação.
Fonte: Adaptado de PALMER, KING, 2006.
Alguns metais apresentam a característica de passivação. Esses materiais tornam-se
inertes, ou altamente resistentes a corrosão, se comportam como metais nobres, em meios de
poder oxidante de médio a alto. Isso ocorre devido a deposição de produtos do processo
corrosivo com boa aderência a suas superfícies (FERREIRA, FERREIRA, 2002).
As formas segundo as quais a corrosão se manifesta são definidas principalmente pela
aparência (morfologia) da superfície, a Figura 19 mostra esquematicamente a representação das
formas de corrosão.
35
Figura 19 - Formas de corrosão
Fonte: TELLES, 2003.
4.2 CORROSÃO ASSOCIADA À FORMA DE DESGASTE
Na corrosão associada à forma de desgaste, os principais processos corrosivos submetido
às tubulações são: corrosão uniforme e a corrosão por pites (NUNES, 2007).
4.2.1 Corrosão Uniforme
A corrosão uniforme, que também pode ser chamada de corrosão generalizada, se
manifesta praticamente por igual em toda superfície da peça em contato com o meio corrosivo,
por isso a redução da espessura do material é mais ou menos constante (TELLES, 2003).
Esse tipo de corrosão é de mais fácil acompanhamento e detecção. Entretanto, do ponto
de vista de desgaste, é muito importante, pois pode levar o equipamento a falhas significativas,
limitando seu tempo de vida (NUNES, 2007).
Na corrosão uniforme, as diferenças de potencial são causadas por irregularidades
microscópicas na estrutura metalúrgica do material, dessa forma, existem milhares de ânodos e
catados espalhados por toda superfície metálica em contato com o meio eletrolítico, o que
explica a perda uniforme do material (TELLES, 2003).
4.2.2 Corrosão por Pites
36
Essa forma de corrosão consiste na formação de cavidades de pequeno diâmetro e
razoável profundidade na peça metálica. É bastante destrutiva e perigosa, possui difícil
acompanhamento quando ocorre no interior de equipamento e instalações, pela razão de que a
perda de espessura não caracteriza o desgaste verificado, as cavidades podem chegar a perfurar
toda espessura da peça, com pouco ou nenhuma perda de espessura do material (NUNES,
2003).
Possui distribuição irregular do ataque, desta forma, torna-se difícil estimar o tempo de
vida do material (TELLES, 2003). A Figura 20 mostra a corrosão por pites por cloretos em um
eixo de aço inoxidável tipo 304 e a Figura 21 apresenta um duto também danificado por
corrosão por pites.
Figura 20 - Corrosão por pites
Fonte: TELLES, 2003.
Figura 21 - Duto corroído por pites
37
Fonte: Pipeline and Hazardous Materials Safety Investigation – PHMSA. Pipeline Corrosion: Final Report.
Estados Unidos, 2008. Disponível em:
<https://primis.phmsa.dot.gov/gasimp/docs/FinalReport_PipelineCorrosion.pdf>. Acesso em: 25 set. 2018.
A causa geral é a existência, por qualquer motivo, de pequenas áreas altamente anódicas
no material. Defeitos locais no material, descontinuidades como falhas, trincas, bolhas e
arranhões no revestimento são causas deste fenômeno (TELLES, 2003).
4.3 CORROSÃO SOB TENSÃO
A existência de tensões de tração em algumas regiões do material metálico provoca a
corrosão sob tensão (stress-corrosion cracking - SCC). Esse tipo de ataque se manifesta pelo
aparecimento de trincas perpendiculares à direção das tensões, essas trincas vão se expandido
até causar a ruptura da peça, não há perda de espessura ou qualquer outro dano. A princípio, as
trincas são microscópicas, mas, uma vez iniciadas, o progresso é muito rápido, assim a peça
pode romper inesperadamente (TELLES, 2003). A Figura 22 traz uma imagem ampliada de
trincas por corrosão sob tensão.
Figura 22 - Corrosão sob tensão em um aço inoxidável austenítico
Fonte: TELLES, 2003.
Para que as trincas se iniciem, deve-se ter a soma total das tensões de tração acima de um
certo limite, não só as de cargas externas, mas também as tensões residuais internas
consequentes de soldagem, trabalhos de deformação a frio, etc. Essas tensões podem ser
incapazes de causar danos ao material se não houver a presença de um meio corrosivo. Para
38
essa forma de corrosão, três fatores simultaneamente devem existir: tensão de tração elevada;
meio corrosivo; material metálico suscetível (TELLES, 2003).
Fatores como alto valor do limite de escoamento e da dureza do material, nível de tensões
de tração e concentração e temperatura do meio são agravantes desse ataque corrosivo. O
aumento de qualquer um desses fatores pode causar ou apressar a corrosão sob tensão. A Figura
23 apresenta a corrosão induzida por SCC num duto de alta pressão transportador de gás.
O trabalho publicado pela NACE (National Association of Corrosion Engineers),
intitulado de Corrosion Data Survey, relaciona mais de 200 combinações de material metálico-
meio corrosivo que podem resultar em corrosão sob tensão. A Tabela 3 mostra algumas
combinações conhecidas mais importantes.
Tabela 3 - Combinações material metálico-meio corrosivo capazes de provocar trincas por corrosão sob tensão.
Materiais Meios Corrosivos Condições
Aço-carbono e aços-liga
ferríticos
Soda cáustica. Altas temperaturas e
concentração.
Nitratos.
Amônia anidra. Tensões elevadas, temperaturas
superiores a -5ºC.
H2S. Meio úmido – Dureza do aço
elevada.
Aços inoxidáveis
austeníticos
HCl, cloretos, hipocloritos,
clorofórmio, água salgada (íon
cloro em geral).
Meio úmido, temperaturas acima
de 50ºC.
Ácidos politiônicos. Meio úmido – Aços sensitizados.
Soda cáustica. Temperaturas acima de 120ºC.
Cobre, latões, bronze
Aminas, amônia, soluções
amoniacais. Meio úmido com oxigênio.
Mercúrio e seus sais.
Alumínio
HCl, cloretos, hipocloritos (íon
cloro em geral). Meio úmido
Mercúrio e seus sais.
Fonte: Adaptado de TELLES, 2003.
39
Figura 23 - Corrosão induzida por corrosão sob tensão
Fonte: Pipeline and Hazardous Materials Safety Investigation – PHMSA, 2008.
4.4 CORROSÃO GALVÂNICA
Essa corrosão se dá quando dois metais ou duas ligas metálicas diferentes estão em
contato mútuo em um meio eletrolítico, formando uma pilha ativa-passiva. A intensidade do
ataque depende da diferença de potencial elétrico dos dois materiais. Não se deve colocar em
contato materiais com grandes diferenças de potencial, especialmente em meios bons
condutores, que é o caso da água salgada do mar (TELLES, 2003).
4.5 CORROSÃO EM FRESTAS
Esse tipo de corrosão é o resultado de quando pequenas quantidades de um líquido
corrosivo ficam retidas em frestas, cavidades, etc. O suprimento de oxigênio nesses pequenos
espaços é diminuído, possibilitando a corrosão. No interior da cavidade ocorrem reações
eletroquímicas que modificam a composição do eletrólito, tornando-o mais ácido. Com a
diminuição do pH, ocorre a ruptura da camada passivadora dos aços, resultando num ataque
corrosivo localizado intenso (TELLES, 2003).
Esta forma de corrosão é associada à corrosão por pites, pois nos pontos onde ocorre uma
diminuição da passivação, surge um pite que, por sua vez, passa a ser uma cavidade onde uma
pequena quantidade de fluido pode ficar retida (GENTIL, 2011).
As frestas ocorrem, normalmente, em juntas soldadas com chapas sobrepostas, em juntas
rebitadas, ligações roscadas, em revestimentos com chapas parafusadas, suporte de tubulações,
flanges, dentre outras situações. De qualquer forma, essas frestas devem ser evitadas ou
eliminadas por serem regiões preferenciais de corrosão (NUNES, 2007).
40
Figura 24 - Corrosão em frestas
Fonte: ARAUJO, A. A. Gerenciamento de falhas por corrosão em dutos. Dissertação (Mestrado em Engenharia
Mecânica) – Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2012.
4.6 CORROSÃO INTERGRANULAR
A corrosão intergranular forma trincas microscópicas ao longo do contorno dos grãos da
estrutura do material, quase não existem alterações nas dimensões da peça. Ao atingirem uma
certa profundidade, as trincas podem fazer o material se romper, ou podem se destacar pedaços
da peça (ruptura intercristalina) pela ação de esforços mecânicos (TELLES, 2003). Diferente
da corrosão sob tensão, esta não requer a presença simultânea do meio corrosivo e esforço de
tração (NUNES, 2007).
4.7 CORROSÃO ASSOCIADA AO ESCOAMENTO DE FLUIDO
No escoamento de fluidos pode-se ter a aceleração dos processos corrosivos devido a
associação do efeito mecânico à ação corrosiva (NUNES, 2007).
4.7.1 Corrosão-erosão
Erosão de um material é o desgaste mecânico provocado pela abrasão superficial de uma
substância líquida, sólida ou gasosa (NUNES, 2007). Se o fluido escoado possui uma
velocidade acima de um valor limite ou em movimento turbilhonar intenso, a esse tipo de
corrosão acontece. A intensidade da corrosão é agravada quando há presença de partículas
sólidas em suspensão, e os locais propensos são em pontos de estrangulamento de seção e em
curvas e joelhos de tubulação (TELLES, 2003).
A Figura 25 caracteriza a corrosão-erosão.
41
Figura 25 - Corrosão-erosão por CO2 no interior de tubulação de aço carbono.
Fonte: OLIVEIRA, J. J. M.; ZOGHBI FILHO, J. R. B. O Pré-sal brasileiro e o problema da corrosão por CO2.
Revista da Pós-Graduação da Faculdade do Centro Leste, 2015. Disponível em: < :
https://www.researchgate.net/publication/311066120>. Acesso em: 6 out. 2018.
4.7.2 Corrosão com cavitação
Cavitação é o desgaste provocado em uma superfície metálica causado por ondas de
choque geradas no meio, provenientes do colapso de bolhas de vapor do fluido. Esse fenômeno
surge em zonas de baixa pressão em que o líquido entra em ebulição formando bolhas, ao
entrarem em contato com zonas de pressão mais altas, essas bolhas são destruídas
instantaneamente, promovendo ondas de choque no líquido (NUNES, 2007).
Da mesma forma que a erosão, a cavitação destrói as películas de produtos de corrosão
expondo o material a um novo processo corrosivo (NUNES, 2007).
4.7.3 Corrosão por turbulência
Este processo corrosivo é associado ao fluxo turbulento de um líquido, ocorre
particularmente quando existe uma redução da área de fluxo. O movimento turbulento pode
propiciar o aparecimento de bolhas gasosas, que ao se chocarem com a superfície metálica,
causa um processo erosivo. Difere da cavitação, pois, as bolhas causadoras são de ar, enquanto
no ataque corrosivo por cavitação as bolhas são de vapor do produto (NUNES, 2007).
4.8 EMPOLAMENTO PELO HIDROGÊNIO
É bastante comum a presença de enxofre no petróleo. Reações de corrosão em petróleo
contendo este composto liberam o hidrogênio molecular como pode ser visto na reação 1
abaixo.
42
Fe + H2S → FeS + H2
(1)
Este hidrogênio molecular migra para o interior do material e acumula-se em falhas
existentes, provocando altas pressões no interior da falha. Esse acúmulo gera bolhas no material
(GENTIL, 2011) . A Figura 26 mostra a corrosão numa placa por empolamento pelo hidrogênio.
Figura 26 Corrosão por empolamento pelo hidrogênio
Fonte: ARAUJO, A. A. Gerenciamento de falhas por corrosão em dutos. Dissertação (Mestrado em Engenharia
Mecânica) – Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2012.
4.9 CORROSÃO INDUZIDA POR MICRORGANISMOS
A nomenclatura corrosão induzida por microrganismos (MIC – Microbiologically
influenced corrosion) foi oficialmente adotada pela NACE desde 1990, devido aos diversos
nomes encontrados na literatura.
Esse tipo de corrosão se processa sob a influência de microrganismos, pela ação de seus
metabólitos agressivos, pelo processo de despolarização catódica ou pela criação de áreas de
aeração diferencial, causadas pelo consumo irregular de oxigênio, em função da presença de
colônias microbianas (TORRES, 2001).
MIC está ligada ao mecanismo de formação de biofilme. Biofilme é definido como
população de bactérias envoltas por uma matriz, aderentes umas às outras e/ou às superfícies
ou interfaces (JAVAHERDASHTI et al., 2013).
Ao se aderirem à superfície metálica da parede do duto, as bactérias criam as condições
necessárias para ocorrência de processos corrosivos (VAN LOOSDRECHT et al., 1990).
Segundo Torres (2001), a corrosão induzida por microrganismos em dutos submarinos está
43
ligada às bactérias redutoras de sulfatos (BRS). Essas bactérias são provenientes da água do
mar utilizada como fluido de injeção.
As BRS são capazes de produzir ácido sulfúrico de elevada acidez oxidando o enxofre
elementar ou sulfeto de hidrogênio, como mostra a reação 2 e 3 abaixo (JAVAHERDASHTI et
al., 2013).
H2S + 2O3 → H2SO4 (2)
2S + 3O2 + 2H2O → 2 H2SO4 (3)
O ácido sulfúrico incrementa o potencial de corrosividade do eletrólito em contato com a
parede do duto, comprometendo a sua integridade. Também é possível ocorrer a reação do
sulfeto de hidrogênio com o ferro presente no aço, formando o sulfeto de ferro e liberando o
hidrogênio atômico, facilitando o processo de fragilização por hidrogênio (GENTIL, 2011).
Roberge (2000) apresenta alguns fatores que influenciam a corrosão induzida por
microrganismos, sendo eles: a velocidade de escoamento, o pH, a oxigenação do fluido, e, a
limpeza do fluido (quantidade de sólidos em suspensão e turbidez). A Figura 27 mostra um
revestimento de um duto desacoplado associado a MIC localizada externa.
Figura 27 - Revestimento de um duto desacoplado associado a MIC localizada externa.
Fonte: Pipeline and Hazardous Materials Safety Investigation – PHMSA, 2008.
4.10 CORROSÃO POR CO2 E H2S
É comum a presença de gases dissolvidos como o CO2 e o H2S nos fluidos que escoam
nos dutos rígidos submarinos. Esses compostos não são corrosivos quando encontrados secos,
44
porém, ao serem dissolvidos em soluções aquosas formam reações entre o ácido e essa solução
(POPOOLA, 2013).
O dióxido de carbono (CO2) dissolvido sofre hidratação formando o ácido carbônico, esse
ácido reduz o pH da fase aquosa do fluido, e passa por etapas de dissociação. As reações 4, 5 e
6 apresentam essa dissociação.
CO2 + H2O → H2CO3 (4)
H2CO3 → H+ + HCO3- (5)
HCO3- →H+ + CO3
2- (6)
O ferro presente no aço oxida na etapa anódica da reação, as reações apresentadas abaixo
mostram o mecanismo.
Fe → Fe2+ + 2e (7)
CO2 + H2O + Fe → FeCO3 + H2 (8)
Se a taxa de precipitação do sal for inferior a taxa de corrosão do aço, a camada de
precipitado não consegue se aderir com eficiência à parede metálica tornando-a porosa e não
protetora. Caso a taxa de precipitação do sal seja superior a corrosão, a camada torna-se mais
densa e estável (ADDOR, 2009). A formação do gás hidrogênio é utilizada como fator de
identificação desse tipo de corrosão (FERGESTAD, LØTVEIT, 2014).
A corrosão pode se dar por pites ou fragilização do metal pelo dióxido de carbono
provocando corrosão sob tensão (BRONDEL et al., 1994).
Da mesma forma, o gás sulfídrico que está dissolvido também se dissocia, e as reações 9
e 10 mostram o mecanismo. (MAINIER, ROCHA, 2003)
H2S → HS- + H+ (9)
HS- → H+ + S2- (10)
45
Na etapa anódica da reação, é possível ver a formação de sulfeto de ferro (reações 11 a
13) e as reações variam conforme o pH do meio inserido (SALVADOR, FREITAS, 2006).
Fe + H2S → FeS + 2H+ (meio ácido) (11)
Fe + HS- → FeS + H+ + 2e (meio neutro) (12)
Fe + S2+ →FeS + 2e (meio básico) (13)
É possível identificar que o produto da reação é o sulfeto de ferro. Salvador (2006) mostra
em seu trabalho que a camada formada pelo sulfeto de ferro na parede metálica do duto é
catódica e, caso sua aderência apresente alguma instabilidade, aumenta a agressividade do
processo corrosivo. A corrosão pode se dar por corrosão sob tensão e empolamento por
hidrogênio (BRONDEL et al., 1994).
Este tipo de corrosão se intensifica com o aumento da profundidade, pois a medida que
há aumento da pressão, há elevação da concentração de íons de hidrogênio, reduzindo o pH
(BRONDEL et al., 1994).
A presença de H2S pode ser esperada em alguns poços de petróleo. Porém, muitas vezes
a quantidade desse ácido é elevado ao longo do tempo devido às bactérias de sulfeto (já citadas
na seção 4.9) inseridas pela injeção de água no poço, tornando a presença de enxofre um
problema não esperado (FERGESTAD, LØTVEIT, 2014).
46
5 OCORRÊNCIA DA CORROSÃO EM DUTOS RÍGIDOS
A corrosão pode ocorrer durante as fases de operação quanto de fabricação, montagem e
instalação. Alguns dos fatores que causam a corrosão em cada uma dessas situações serão
mostrados nesse capítulo.
5.1 FABRICAÇÃO E MONTAGEM DO DUTO
Etapas do processo de fabricação e montagem de um duto podem dar início ao processo
corrosivo ou tornar os materiais metálicos suscetíveis à corrosão se forem submetidos às
condições corrosivas do ambiente e de operação.
Um dos riscos do processo de fabricação é a realização de soldas em aços com teor de
carbono superior a 0,03% (TALBOT, 1998). Esse processo pode provocar a sintetização e torna
o metal suscetível a corrosão intergranular.
5.2 INSTALAÇÃO
Durante a fase de instalação o duto está mais suscetível a propagação de falhas,
principalmente ao colapso, uma vez que nesta etapa o duto encontra-se sujeito às máximas
tensões de flexão, além da pressão externa. Esses fatores aliados ao ambiente com condições
corrosivas, aumenta a suscetibilidade do duto à corrosão. É comum adotar-se um aumento da
espessura do duto para se levar em conta o eventual desgasto do material (MASSA, 2003).
5.3 OPERAÇÃO
As condições do ambiente marinho e as características do fluido transportado são os
fatores que mais contribuem para os processos corrosivos dos dutos em operação , podendo ser
iniciados pela falha em uma de suas camadas.
5.3.1 Ambiente marinho e fluidos
O ambiente marinho representa uma das maiores dificuldades quando se fala em
exploração de petróleo offshore. As condições neste ambiente como baixas temperaturas, ondas
e correntes marinhas, pressão hidrostatica devido a coluna d’agua interferem diretamente na
instalação e operação dos dutos submarinos (MORAIS, 2013).
47
Altas concentrações de impurezas encontradas nos reservatórios de petróleo no mar,
como gás sulfídrico (H2S) e dióxido de carbono (CO2) provocam corrosão ao entrar em contato
com os equipamentos e materiais que entram em contato com os hidrocarbonetos extraídos,
principalmente os dutos. A água salgada do mar e outros compostos presentes no fluido de
exploração como água, oxigênio e hidrogênio também possuem altos potenciais corrosivos,
agravando mais esses processos (MORAIS, 2013).
5.3.2 Corrosão na parte interna
A parte interna do duto entra em contato direto com o fluido transportado e, portanto, fica
mais suscetível aos processos corrosivos. A parte interna é capaz de tolerar pequenos ataques
corrosivos sem que isso atrapalhe sua operação, como por exemplo corrosão localizada por
pites. Entretanto, casos de pite contínuos ao longo do duto podem ocasionar diminuição da força
do duto à resistência ao colapso (PALMER, KING, 2006).
As falhas provenientes da corrosão na parte interna do duto se dão devido a diminuição
da espessura, que pode provocar o colapso, e também por fraturas no material, podendo ser
pelos diversos fatores já citados na seção 4 (FERGESTAD, LØTVEIT, 2014).
A presença de areia no fluido transportado – ainda antes do processo de separação, a
intensa movimentação do ambiente externo e a variação de temperaturas e pressão interna
contribuem fortemente para a falha por fadiga dentro da tubulação. Essa falha por fadiga
associada a um ambiente corrosivo pode facilmente acometer o duto à fratura (FERGESTAD,
LØTVEIT, 2014).
Também já citado na seção 4.7.1, a presença de areia causa a erosão, sendo este o principal
motivo da corrosão por erosão desta camada do duto, e com a perda da superfície metálica,
outros processos corrosivos são favorecidos. Caso haja um inibidor de corrosão na carcaça, é
esperado que ocorra uma diminuição da eficiência do inibidor, visto que esta camada apresenta
fendas entre seus encaixes, fazendo com que estes espaços se tornem menos protegidos. Essas
fendas também aumentam a turbulência dentro do duto, que gera aumento na taxa da corrosão
(PALMER, KING, 2006).
A escolha correta do material a ser utilizado na parte interna do duto, aliada a
revestimentos, pode ser suficiente para que haja o controle dos processos corrosivos na carcaça.
Sendo assim a corrosão na parte interna é de mais fácil controle do que os processos corrosivos
apresentados nas camadas mais externas do duto (FERGESTAD, LØTVEIT, 2014). A Figura
28 apresenta a corrosão uniforme na parte interna de um duto.
48
Figura 28 - Corrosão na parte interna de um duto de transporte de petróleo
Fonte: Pipeline and Hazardous Materials Safety Investigation – PHMSA, 2008.
49
6 MONITORAMENTO DA CORROSÃO
Monitoramento da corrosão consiste no uso de técnicas que permitam avaliar de forma
preventiva e, eventualmente, corretiva o desenvolvimento de processos corrosivos que possam
afetar a integridade e a confiabilidade operacional do duto (NUNES, 2007).
Os sistemas de monitoração com o objetivo de acompanhamento em tempo real são feitos
com sondas corrosimétricas. Há também os sistemas de monitoramento para acompanhamento
dos processos corrosivos ao longo do tempo, que são os cupons de perda de massa e resistência
elétrica. E por fim, existe a possibilidade de avaliar o desgaste ocorrido, e as técnicas mais
utilizadas para tubulação na indústria do petróleo são acompanhamento de espessura e
ferramentas instrumentadas para inspeção interna de dutos (NUNES, 2007).
6.1 SONDAS CORROSIMÉTRICAS
Esta técnica em tempo real tem seu funcionamento fundamentado na aplicação de uma
pequena voltagem a um eletrodo imerso em um eletrólito (NUNES, 2007). A corrente
necessária para manter um deslocamento específico do potencial de repouso, que é chamado de
potencial corrosivo, está diretamente ligado à corrosão na superfície do eletrodo imerso no
eletrólito.
Desta forma, medindo-se esta corrente, é possível determinar a velocidade da corrosão
que esteja ocorrendo na superfície do eletrodo. Esta técnica é particularmente útil em sistemas
aquosos, uma vez que a presença de eletrólitos é fundamental. Contudo, esta forma de
monitoramento é indicada para corrosão generalizada, fornecendo pouca ou nenhuma
informação sobre corrosão localizada (NUNES, 2007).
6.2 CUPONS DE PERDA DE MASSA
Esse é o método mais utilizado para a obtenção de estimativas da degradação provocada
por corrosão de materiais que utilizam metais em sua construção e que operam em contato com
fluidos que possam atuar como eletrólitos.
É uma técnica relativamente barata e permite coletar dados por longos períodos de tempo.
Permite obter informações a respeito da morfologia do processo corrosivo e a natureza dos
depósitos (NUNES, 2007).
Cupons são instalados em pontos estratégicos das tubulações, junto aos principais
equipamentos, para possam fornecer informações das taxas de corrosão. Os cupons para
avaliação do processo corrosivo são corpos-de-prova confeccionados com o mesmo material
50
da tubulação, na forma retangular ou na forma de disco (TERZI, MAINIER, 2008). A Figura
29, a seguir, mostra um esquema de fixação dos cupons (retangulares ou na forma de disco) no
interior de tubulação e um exemplo de soldagem na parte superior da tubulação e sua capa
protetora.
Figura 29 - Esquema de instalação de cupons de corrosão em tubulação
Fonte: TERZI, MAINIER, 2008.
Para confiabilidade de um resultado, o cupom deve ficar exposto ao meio corrosivo por
um período mínimo de três meses e no máximo de seis meses. Após a exposição dos cupons no
período especificado, obtém-se a taxa de corrosão uniforme e com o auxílio de microscópio
ótico determina-se a profundidade dos pites, se existentes, determinando a taxa de corrosão
localizada (TERZI, MAINIER, 2008). A Figura 30 mostra o aspecto de um cupom de corrosão
do tipo disco antes de sua montagem no campo e após exposição ao ambiente corrosivo e tratado
para verificação de perda de massa.
Figura 30 - Aspecto de cupom de perda de massa pronto para montagem em campo (esquerda), e após retirada e
preparado para análise (direita).
51
Fonte: STOREY, D. A Service Company’s Experience with pipeline integrity management. 2004.;
OLIVEIRA, P. R. P. Relatório de monitoração da corrosão interna do oleoduto PVM-2/PVM 3. E&P, UM-
BC, Rio de Janeiro, 2005.
A utilização de cupons de perda de massa proporciona resultados significativos para o
acompanhamento do processo corrosivo nos dutos e tubulações de plataformas de petróleo.
Porém, é importante ter sempre em mente que estes resultados sempre devem ser vistos com
cautela, tendo em vista, principalmente, a representatividade do local de instalação dos cupons
(COBUCCI, 2005).
A norma NACE RP 07-75 (NACE RP 07-75, 1999) classifica o potencial de
corrosividade do fluido em função da perda de massa do cupom instalado. A Tabela 4 apresenta
essa metodologia.
Tabela 4 - Corrosividade do fluido transportado em função da perda de massa do cupom instalado.
Corrosividade Taxa uniforme
(cupom – mm/ano)
Taxa de pites
(cupom – mm/ano)
Severo Maior que 0,125 Maior que 0,201
Moderado 0,025 a 0,125 0,127 a 0,201
Baixo Menor que 0,025 Menor que 0,127
Fonte: Adaptado de NACE RP0775, 1999.
6.3 RESISTÊNCIA ELÉTRICA
Esta técnica é utilizada em tubulações de hidrocarbonetos para avaliação de corrosão
interna. O monitoramento contínuo da corrosão com sondas de resistência elétrica fornece a
tendência da taxa de corrosão em função do tempo, assim é possível identificar com clareza os
períodos de aumento ou redução da corrosividade do meio associados às variáveis do processo,
como vazão, temperatura, pressão e aumento da concentração de agentes corrosivos (NUNES,
2007).
As sondas de resistência elétrica medem as taxas de corrosão com base no aumento da
resistência elétrica durante um período. Esse aumento na resistência é ocasionado pela redução
da área da seção transversal do elemento exposto (condutor elétrico) devido à corrosão. O
aumento da resistência elétrica é proporcional à corrosão acumulada para o período de
exposição (ADDOR, 2009). A Figura 31 mostra a sonda de resistência elétrica.
52
Figura 31 - Sondas de resistência elétrica para determinação da taxa de corrosão
Fonte: TERZI, MAINIER, 2008.
6.4 INSPEÇÕES INTERNAS COM PIGS INSTRUMENTADOS
Esses instrumentos utilizam o princípio de medição da variação do fluxo magnético ou
ondas ultrassônicas em um material metálico. Os pigs instrumentados são ferramentas que se
deslocam impulsionadas pelo fluido ao longo do duto e determinam perdas de espessura,
mossas – depressão causada pelo contato de um corpo estranho – e ovalização do duto (NUNES,
2007).
Pigs instrumentados são capazes de gerar e armazenar dados durante sua passagem pelo
interior do duto. São utilizados para inspeção com o objetivo de avaliar a corrosão interna
(ADDOR, 2009). A Figura 32 mostra um pig montado para um duto.
Figura 32 - Pig montado para um duto de 14 polegadas de diâmetro
Fonte: OLIVEIRA, C. H. F.; CAMERINI, C. S. Pig instrumentado da Petrobras: Resultados e perspectivas. In:
XXI Congresso Nacional de Ensaios, Salvador, 2002.
53
Um campo magnético é aplicado sobre a superfície que se deseja monitorar, sensores
colocados na parte central deste campo monitoram continuamente o fluxo magnético e detectam
a fuga do magnetismo proveniente de descontinuidades volumétricos, gerados por processos
corrosivos (OLIVEIRA, CAMERINI, 2002). Para os pigs de ultrassom, o transdutor emite uma
onda acústica que colide com a parede do duto, as inspeções detectam e dimensionam perdas
de espessura (ARAUJO, 2012).
Os pigs são considerados de baixa resolução quando apresentam pequeno número de
sensores informando o resultado da inspeção de forma qualitativa, em percentuais ou níveis de
corrosão (leve: 0-30%; moderada: 30-50% e severa: acima de 50%). São considerados de alta
resolução quando apresentam elevado número de sensores, permitindo com auxílio de
softwares modernos, melhor caracterização e quantificação das descontinuidades (OLIVEIRA,
CAMERINI, 2002).
Os resultados das inspeções são lidos por softwares computacionais que auxiliam os
operadores de duto a manipular e tratar os dados registrados. “Corrida” e o termo utilizado para
definir o lançamento de um pig, seu deslocamento pelo interior de um determinado duto e seu
recebimento para a coleta das informações (ADDOR, 2009).
Todas as anomalias encontradas no duto são listadas e classificadas. Essas anomalias
podem ser eventos geométricos existentes no duto, como válvulas, flanges, curvas, variações
de espessura, soldas e ânodos montados durante a fabricação.
Indicações de perdas de espessura são o maior objetivo da inspeção. Como a corrosão ao
longo do duto pode variar consideravelmente, é necessário desenvolver metodologias para
dividir o duto em segmentos baseados em aspectos como a severidade do ataque corrosivo. A
metodologia deve fornecer valores estatísticos das taxas de crescimento da corrosão e facilitar
os esforços para a criação de um modelo para prever o crescimento da corrosão baseado em
condições locais de corrosão (GUO et al., 2003). A Figura 33 mostra um pig instrumentado
desenvolvido especialmente para dutos do pré-sal de 20 a 120 cm de diâmetro.
O pig palito possibilita inspecionar os tubos com alta espessura e geometria complexa,
como curvas de raio pequeno, mudanças de diâmetro ou outros obstáculos (ARAUJO, 2012).
54
Figura 33 - Pig palito
Fonte: SILVEIRA, E. Soluções para o pré-sal. Pesquisa Fapesp, 2016. Disponível em: <
http://revistapesquisa.fapesp.br/2016/09/23/solucoes-para-o-pre-sal/>. Acesso em: 27 set. 2018.
6.5 ACOMPANHAMENTO DA ESPESSURA
O acompanhamento da espessura do duto em pontos críticos através da medição com
ultrassom ou outros métodos, pode avaliar a corrosividade de um meio e estimar a vida útil do
duto, bem como determinar o momento mais apropriado para parada operacional. A limitação
deste método é o tipo de corrosão avaliada, se a corrosão for do tipo localizada, pode-se ter
perfurações no duto sem perda de espessura significativa (NUNES, 2007).
55
7 AMPLIAÇÃO DA RESISTÊNCIA À CORROSÃO
A utilização de instalações metálicas enterradas ou submersas, como oleodutos,
gasodutos, redes de incêndio, tubulações, navios, plataformas de petróleo, piers de atração de
navios e muitos outros, são cada vez mais frequentes.
Com o uso destas instalações, os problemas de corrosão aumentaram em grande escala,
obrigando o desenvolvimento e aperfeiçoamento de novas técnicas para seu combate e controle.
Essas técnicas constituem-se de materiais resistentes à corrosão, a utilização de revestimentos
protetores e o emprego de proteção catódica (NUNES, 2007).
7.1 CONTROLE DA CORROSIVIDADE DO MEIO
Esse método de aumento da resistência à corrosão é bastante utilizados em dutos de
injeção de água em poços de petróleo e em fluidos diversos como os de perfuração e
completação (NUNES, 2007).
7.1.1 Desaeração
Desaeração consiste na retirada do oxigênio do meio. Sua retirada favorece a polarização
catódica, diminuindo a intensidade do processo corrosivo. Os processos utilizados para
remoção do oxigênio podem ser químicos ou mecânicos. No processo químico a remoção é
feita pelos sequestradores de oxigênio enquanto no processo mecânico é feito em desaeração
por arraste do oxigênio por outro gás, comumente vapor (NUNES, 2007).
7.1.2 Controle de temperatura e velocidade
O controle da velocidade e temperatura do fluido favorece a polarização anódica e
catódica, assim o processo corrosivo diminui. A velocidade tem uma forte ação despolarizante,
enquanto a temperatura contribui com o aumento da velocidade das reações (NUNES, 2007).
7.2 REVESTIMENTOS PROTETORES
Os revestimentos protetores são películas aplicadas sobre a superfície do metal e
dificultam o contato da superfície com o meio corrosivo, minimizando a degradação do metal
pela ação do meio (NUNES, 2007).
56
Fatores como natureza química, força de adesão, espessura e permeabilidade do
revestimento são decisivos para o tempo de proteção desse produto. A Figura 34 mostra como
o revestimento separa a superfície do meio corrosivo, esta separação será tão mais longa quanto
maior for o tempo que o eletrólito chega ao metal protegido (NUNES, 2007).
Figura 34 - Proteção por barreira de um revestimento
Fonte: NUNES, 2007.
A proteção apresentada na Figura 34 é denominada de proteção por barreira ou por
retardamento do movimento iônico. A adição de pigmentos inibidores aumenta a duração do
revestimento, como é o caso das tintas de fundo que conferem um mecanismo de inibição
anódica. Também, pode-se ampliar a vida útil do revestimento com a proteção catódica. Neste
caso, é formada uma pilha galvânica entre o metal de base ou pigmento do revestimento
(NUNES, 2007).
A Figura 35 ilustra o mecanismo de revestimento com tinta contendo pigmentos de zinco
sobre uma superfície do aço.
Figura 35 - Proteção catódica de um revestimento metálico
Fonte: NUNES, 2007.
57
A descrição dos revestimentos a seguir foram concedidos pela empresa Tuper S/A, do
ramo de aço. Esses revestimentos são indicados para estruturas em contato com a água
(NUNES, 2007).
7.2.1 Revestimento externo em epóxi em pó
Este revestimento é bastante utilizado para dutos submersos ou enterrados. Constitui-se
de uma camada de 350 a 450 μm de espessura, à base de resina epóxi termo curado (Fusion
Bonded Epóxi – FBE), aplicada a pó, pelo processo eletrostático. Possui excelente adesão e
proteção anticorrosiva (NUNES, 2007).
Os tubos são primeiramente limpos e aquecidos, após essa etapa, o epóxi em po e
aplicado, através de pistolas eletrostáticas formando uma camada uniforme que cura logo após
sua aplicação (TUPER, 2018). Este processo faz a camada de tinta estar sujeita a poucos poros,
por ter a aplicação sem a utilização de solventes, e assim possui impermeabilidade superior
(NUNES, 2007).
A película formada tem elevada dureza e, portanto, baixa resistência ao impacto, isso
pode acarretar em uma leve incidência de reparos durante o lançamento do duto, porém, apesar
da dureza a película apresenta boa flexibilidade (NUNES, DUTRA, 2011).
A temperatura de operação do duto, na qual esse sistema pode ser empregado, e de ate
90 oC. O revestimento externo em FBE pode variar para tubos de diâmetros nominais de 0,05
m a 1,22 m e comprimentos que variam de 8 m a 18 m. A Figura 36 mostra um duto de aço
com revestimento FBE.
Figura 36 - Duto de aço com revestimento com tinta epóxi em pó
Fonte: Cortesia da Tuper S/A
58
7.2.2 Revestimento externo em tripla camada com Polietileno ou Polipropileno (3LPE
ou 3LPP)
Este revestimento é aplicado sobre a superfície de tubos de aço, utilizando poliolefinas
termoplásticas. A finalidade principal desse sistema e conferir proteção anticorrosiva e
mecânica ao tubo. Os tubos são primeiramente limpos e aquecidos, após aplica-se a primeira
camada do sistema, o epóxi em pó (o primer). Sobre o primer, aplica-se por extrusão lateral um
adesivo copolimerico, que possui função de conferir aderência entre o primer e a terceira
camada do sistema. Por fim, também por extrusão lateral, é aplicada a poliolefina (polietileno
ou polipropileno), formando o sistema de tripla camada (TUPER, 2018). O processo de extrusão
é empregado para a reduzir ou modificar a seção transversal de um corpo metálico, é um
processo de conformação plástica com aplicação de altas tensões de compressão (MIRANDA,
2012).
O revestimento em tripla camada foi desenvolvido para combater os problemas
enfrentados quanto à aderência, pois são revestimentos altamente resistivos, assim o risco de
percolagem de água na interface tubo/revestimento é superada. Este tipo de revestimento
apresenta excelente desempenho e durabilidade, pois associa a ótima aderência da resina epóxi
com a boa resistência a danos mecânicos do polietileno (NUNES, DUTRA, 2011).
Aplica-se o sistema de polietileno (3LPE) em tubulações que operam em temperaturas de
40 oC a 80 oC. Já o sistema de polipropileno (3LPP) e aplicado em tubulações que operam em
temperaturas de 20 oC a 110 oC. As espessuras típicas para os dois sistemas variam de 1,5 a 5
mm. Os diâmetros nominais dos dutos nos quais esses sistemas podem ser aplicados variam de
0,05 m a 1,22 m e o comprimento varia de 8 m a 18 m (TUPER, 2018). A Figura 37 mostra um
duto de aço com este tipo de revestimento.
Figura 37 - Duto de aço com revestimento externo em tripla camada
59
Fonte: Cortesia da Tuper S/A
7.2.3 Revestimento interno em pintura líquida à base de epóxi
As principais funcionalidades desse revestimento são a melhoria do escoamento dos
fluidos através da diminuição da rugosidade interna do tubo (TUPER, 2018).
Primeiramente limpa-se a superfície interna do tubo. Após a limpeza, a tinta epóxi e
aplicada contra a superfície interna do tubo, através de um sistema de pistolas sem ar (airless),
formando uma camada uniforme que cura a temperatura ambiente. A espessura usual para o
sistema de revestimento interno varia de 60 a 100 μm para condução de gás e de 200 a 500 μm
para água ou outros líquidos. O revestimento interno pode variar para tubos de diâmetros
nominais de 0,11 m a 1,22 m e comprimentos que variam de 8 m a 13 m. A Figura 38 traz
exemplo de dutos com este tipo de revestimento.
Figura 38 – Duto de aço com revestimento interno em pintura líquida a base de epóxi.
Fonte: Cortesia da Tuper S/A
7.2.4 Isolamento térmico em poliuretano expandido
Este revestimento utiliza a espuma de poliuretano, que possui boa capacidade de
isolamento térmico (NUNES, 2007). Esse sistema consiste em um tubo de aço inserido dentro
de um tubo-camisa, normalmente de polietileno. No espaço anular formado entre o tubo de aço
e o tubo-camisa, são injetados dois componentes químicos em forma líquida, que, ao se
combinarem, formam a espuma de poliuretano, que se expande preenchendo todo espaço anular
(TUPER, 2018).
60
Como este revestimento não estanca a passagem da água na sua totalidade, utiliza-se um
recobrimento embaixo da espuma com tintas líquidas ou em pó, como a epóxi (NUNES, 2007).
A Figura 39 mostra este sistema.
O tubo-camisa, a densidade da espuma e a capacidade de isolamento do sistema de
revestimento podem ser selecionados de acordo com os requerimentos do projeto. A baixa
condutividade térmica associada às propriedades físicas fornece ao sistema condições de operar
em temperaturas de 40 oC a 120 oC. Pode ser utilizado para tubos de diâmetros nominais de 0,1
m a 0,66 m e comprimentos que variam de 8 m a 13 m.
Figura 39 - Duto de aço com revestimento de poliuretano
Fonte: Cortesia da Tuper S/A
7.3 PROTEÇÃO CATÓDICA
O entendimento da proteção catódica depende da compreensão do mecanismo da
corrosão eletroquímica, citada na seção 4.1. Se ambas as áreas da Figura 17 forem
transformadas em áreas catódicas, transportando-se a área anódica para uma nova superfície
arquitetada para este fim, o fluxo de elétrons originado pela área anódica deixa de existir
eliminando o processo corrosivo (NUNES, DUTRA, 2011). A Figura 40 apresenta um esquema
simplificado da aplicação da proteção catódica numa instalação marítima.
61
Figura 40 - Aplicação da proteção catódica numa instalação submarina
Fonte: NUNES, DUTRA, 2011.
Uma célula eletroquímica artificial é criada e o metal fica protegido, pelo fato de que a
superfície do metal fica polarizada a um determinado nível, de tal forma que todas as áreas se
tornam catódicas. Além disso, existem apenas reações de redução na superfície catódica, logo,
jamais haverá a reação de dissolução do material metálico e, há também, uma elevação do pH
em torno do cátodo, favorecendo a imunidade do metal (NUNES, DUTRA, 2011).
Tudo isto pode ser alcançado provendo-se a estrutura de um fluxo de corrente de proteção,
oriunda de uma fonte externa, com intensidade capaz de anular as correntes de corrosão das
diversas pilhas que existem na superfície metálica (NUNES, 2007).
Existem dois métodos para a aplicação da proteção catódica: o método galvânico (ânodos
de sacrifício) e o método por corrente impressa. A escolha do método depende de várias
considerações de projeto, razões econômicas, sendo que cada um tem suas vantagens e
desvantagens. Para dutos submersos é mais recorrente a utilização de ânodos de sacrifício
associado a algum revestimento protetor (NUNES, 2007).
Para verificar se a estrutura ficou de fato protegida contra a corrosão é necessário avaliar
o grau de polarização da estrutura. Essas medições são feitas com o auxílio de um voltímetro
apropriado, tendo o seu terminal positivo ligado à estrutura a ser testada e seu terminal negativo
ligado a um eletrodo. Para instalações submersas como os dutos, utiliza-se eletrodos de prata
ou cloreto de prata (Ag/AgCl), ou eletrodo de zinco, com composição igual à dos ânodos
(NUNES, 2007). A Figura 41 ilustra o esquema de medição do potencial de uma estrutura.
62
Figura 41 - Medição de potencial
Fonte: NUNES, 2007.
7.3.1 Ânodos de sacrifício
Este tipo de proteção catódica é indicado para estruturas que já possuem revestimento de
boa qualidade e de pequenos diâmetros, como dutos submarinos. Possui vantagens de não
requerer suprimento de corrente alternada no local, baixo custo de instalação e manutenção. A
desvantagem está no caso de que se o revestimento não for muito bom, ou se a tubulação tiver
grande diâmetro e for muito extensa, a proteção ficará muito cara, devido a grande quantidade
de ânodos a ser utilizada (NUNES, 2007).
Para utilização dos ânodos de sacrifício em tubulações submarinas, emprega-se o uso em
forma de braçadeiras como pode ser visto na Figura 42. Os materiais utilizados normalmente
para aplicação submersa são os ânodos de zinco ou alumínio (NUNES, 2011).
Figura 42 - Ânodos braçadeira para dutos submarinos
Fonte: NUNES, DUTRA, 2011.
63
O ânodo é composto de um metal eletronegativo em relação à estrutura a ser protegida e,
quando ligado a ela, dentro de um eletrólito como a água, adquire comportamento anódico,
liberando a corrente de proteção. A corrente emitida pelo ânodo penetra na tubulação através
da água, bloqueia as correntes de corrosão e retorna ao seu ponto inicial, fechando o circuito
por intermédio do fio de cobre (NUNES, 2011).
7.3.2 Corrente impressa
Para este tipo de proteção utiliza-se uma fonte externa de força eletromotriz. As fontes
externas mais utilizadas na prática são os retificadores, esses equipamentos fornecem a corrente
contínua necessária para a proteção catódica na tubulação (NUNES, 2011).
Através do circuito de corrente alternada, fornecem a quantidade de corrente contínua
necessária para a eliminação das pilhas de corrosão existentes na superfície metálica que será
protegida. Em conjunto com os retificadores, o método por corrente impressa utiliza ânodos,
tanto quanto possível inertes no solo ou na água (NUNES, 2011).
Para aplicação desse tipo de proteção, o dimensionamento do sistema leva em
consideração as fases subsequentes (NUNES, 2011):
• Seleção do equipamento de impressão de corrente;
• Seleção dos ânodos;
• Escolha do arranjo e disposição dos ânodos;
• Especificação dos cabos elétricos;
• Verificação da resistência do circuito de impressão;
No sistema por corrente impressa, uma pilha eletrolítica é gerada, na qual faz-se com que
a estrutura a ser protegida funcione como cátodo e a cama de ânodos utilizada libere corrente
(NUNES, 2011). A Figura 43 traz um esquema típico de sistema de proteção catódica por
corrente impressa para tubulações de pequena extensão próximas ao litoral. E a Figura 44
mostra o esquema de proteção interna de uma tubulação com sistema de corrente impressa.
64
Figura 43 - Proteção catódica por corrente impressa para tubulações de pequena extensão próximas ao litoral
Fonte: NUNES, DUTRA, 2011.
Figura 44 - Proteção interna de tubulação com sistema de corrente impressa
Fonte: NUNES, DUTRA, 2011.
65
8 FALHAS E ACIDENTES
A Administração de Segurança de Dutos e Materiais Perigosos (PHMSA - Pipeline and
Hazardous Materials Safety Administration) é uma agência do Departamento de Transportes
dos Estados Unidos responsável pelo desenvolvimento e aplicação de regulamentos para a
operação segura, confiável e ambientalmente correta do transporte de oleoduto de 2,6 milhões
de milhas dos EUA (PHMSA, 2018).
Figura 45 - Investigação de falhas em dutos
Fonte: Adaptado de Pipeline and Hazardous Materials Safety Investigation – PHMSA. Pipeline Failure
Investigation Reports. Estados Unidos, 2018. Disponível em: <https://www.phmsa.dot.gov/safety-
reports/pipeline-failure-investigation-reports> Acesso em: 25 set. 2018.
A PHMSA apresentou relatórios de vazamentos ocorridos em oleodutos e gasodutos dos
EUA e especifica a causa principal de cada um. A Figura 45 traz casos de ocorrência de falha
e vazamentos em tubulações de óleo e gás ocasionadas por corrosão, interna ou externa, durante
o período de 2008 a 2015 nos Estados Unidos,
Os relatórios de investigação trazem que além da corrosão, a negligência e falta de
experiência do pessoal operando em detectar os processos corrosivos foram responsáveis pelos
vazamentos.
O derramamento de óleo ocorrido no dia 19 de maio de 2015 em Santa Bárbara (CA), no
campo operado pela empresa Plains Pipeline resultou num vazamento de mais de 530 mil litros
de petróleo na costa, segundo relatório de investigação (PHMSA, 2015). A falha do duto foi
66
ocasionada pela corrosão, situação que poderia ter sido evitada ou remediada com métodos de
monitoramento e ampliação da resistência à corrosão. A Figura 46, retirada do relatório, mostra
o duto corroído.
Figura 46 - Área externa do duto no local da falha depois de limpo
Fonte: Pipeline and Hazardous Materials Safety Investigation – PHMSA. Failure Investigation Report: Plains
Pipeline, LP - Santa Barbara County, California Crude Oil Release - May 19, 2015. Estados Unidos, 2016.
O relatório cita que a proteção contra a corrosão era ineficaz e a condição do sistema de
revestimento e isolamento da tubulação promoveu um ambiente mais suscetível à corrosão
externa. Além disso, o sistema de proteção catódica do gasoduto não foi eficaz na prevenção
da corrosão sob o sistema de revestimento da tubulação, e também, identificou-se que a
ferramenta de inspeção (não especificada qual no relatório) não caracterizava a extensão e
profundidade da corrosão com precisão. As Figuras 47 e 48 mostram o isolamento e o
revestimento do duto corroído.
Os resultados desse vazamento foram mais de 300 animais mortos, incluindo pelicanos e
leões-marinhos, e o derramamento forçou o estado a fechar praias populares, enquanto o óleo
se espalhou por quilômetros no Oceano Pacífico.
67
Figura 47 - Pedaço do isolamento removido do local da falha
Fonte: Pipeline and Hazardous Materials Safety Investigation – PHMSA, 2016.
Figura 48 - Isolamento e revestimento separando-se do duto em grandes folhas na parte inferior do duto.
Fonte: Pipeline and Hazardous Materials Safety Investigation – PHMSA, 2016
O desastre ocorrido no campo de Prudhoe Bay no Alaska nos Estados Unidos no ano de
2006 também ocasionou impactos severos, 760 mil litros de óleo vazaram no oceano cobrindo
uma área de aproximadamente 77 mil metros quadrados. Além do impacto ambiental, o desastre
fez com que o preço global do barril subisse demasiadamente. A causa do vazamento foi
corrosão localizada por MIC (JAVAHERDASHTI et al., 2013). A Figura 49 mostra um
trabalhador tentando remover o óleo na área de Prudhoe Bay.
68
Figura 49 - Trabalhador tentando limpar área afetada pelo vazamento de óleo em Prudhoe Bay.
Fonte: JAVAHERDASHTI, NWAOHA, TAN, 2013.
8.1 ANÁLISE E PREVISÃO DE FALHAS
A análise e previsão de falhas são importantes aspectos do controle dos processos
corrosivos. Na análise de falha identifica-se os mecanismos da corrosão, tornando-se possível
o controle da mesma. Já na previsão de falhas, o objetivo é evitar o processo corrosivo,
prescrevendo métodos de proteção antes que a falha ocorra, além de servir para avaliar a
integridade dos dutos (NUNES, 2007).
Nunes (2007) apresenta uma metodologia para chegar a conclusões coerentes, que se
baseia na execução do diagnóstico e no estabelecimento das causas para a ocorrência do
processo corrosivo. Por ser um procedimento investigativo, requer conhecimentos técnicos e
experiência profissional na solução de problemas de corrosão e uma pesquisa bibliográfica.
Nesta análise, os seguintes aspectos são considerados:
1. Análise do projeto do duto e instalação: nesta fase, os pontos a serem analisados são
os materiais empregados, detalhes de construção e fabricação, meios corrosivos
presentes, características do processo operacional e a utilização de revestimentos e
proteções nos dutos. Basicamente, busca-se conhecer as características básicas do
projeto da malha de dutos.
2. Análise dos materiais empregados: nesta análise, busca-se entender se os materiais
escolhidos foram corretamente selecionados e não apresentam nenhum defeito de
fabricação, sendo essencial a observação dos tratamentos térmicos e mecânicos
69
aplicados, tensões residuais presentes no material, adequabilidade dos materiais
quanto à resistência à corrosão e as características intrínsecas (defeitos de fabricação).
3. Análise do meio corrosivo: diante de tudo que foi apresentado neste trabalho
referentes aos processos corrosivos, pode-se concluir que os pontos de observação
para análise do meio corrosivo são a natureza do eletrólito, temperatura do ambiente
de operação, velocidade relativa do fluido, pH do meio, presença de contaminantes e
bactérias, resistividade do eletrólito e grau de aeração.
4. Caracterização dos esforços mecânicos: é necessário verificar a existência de esforços
mecânicos que possam acelerar o processo corrosivo como erosão, fadiga,
flambagem, corrosão sob tensão, etc.
5. Definição do processo corrosivo: após análise dos tópicos anteriores, pode-se definir
a natureza do processo, o tipo de corrosão e sua forma de desgaste.
6. Estabelecimento dos possíveis métodos de proteção: nesta fase lista-se os métodos
(seção 7) de proteção que podem ser aplicados.
7. Análise técnica e econômica: esta etapa verifica para as soluções possíveis quais as
possíveis vantagens técnicas e econômicas de cada uma delas.
8. Escolha da solução: por fim, a escolha final é feita baseada na alternativa que atenda
de forma mais vantajosa economicamente e que satisfaça inteiramente o aspecto
técnico.
A previsão de falha inclui a análise prévia de uma possível situação que causará o desgaste
pela corrosão. Essa análise é feita na fase de projeto da tubulação ou durante a operação com
objetivo de avaliar a integridade do mesmo. Utiliza-se uma metodologia semelhante à de análise
de falhas e os métodos utilizados são os métodos de monitoramento citados no item 6 (NUNES,
2007).
Através dessas análises pode-se evitar que um processo corrosivo cause perdas
irreparáveis e de elevado custo devido a paradas operacionais, acidentes devido a vazamentos,
etc.
70
9 CONSIDERAÇÕES FINAIS
O crescimento da produção offshore, especialmente no Brasil com os reservatórios do
Pré-sal, fomentaram o desenvolvimento de inúmeras tecnologias para atender à esta demanda.
Entre elas estão o primeiro riser rígido em catenária utilizado pela Petrobrás e o instrumento de
monitoramento da corrosão, Pig palito.
Os dutos rígidos são uma boa opção para reservatórios localizados em lâminas d’agua
ultra profundas, pois possuem grande resistência ao colapso devido às altas pressões, e aliados
à revestimentos anticorrosivos e monitoramento periódico da corrosão, para os campos
brasileiros do Pré-sal, são uma escolha sensata, principalmente pelo fato da existência em
demasia de compostos contaminantes corrosivos como o dióxido de carbono.
Ataques corrosivos em dutos submarinos são comuns, e a ocorrência de vazamentos
acidentais de óleo no ambiente marinho é uma possibilidade real com consequências negativas
ao meio ambiente e à sociedade. Essas consequências se estendem a impactos econômicos dos
mais diversos, podendo ter custos diretos ou indiretos à produção.
O cuidado nas fases de fabricação e instalação do duto podem influenciar na ocorrência
da corrosão com o aparecimento de falhas. Por isso se faz necessário entender e monitorar as
mais diversas fases do projeto da tubulação para prevenir a corrosão.
O estudo do ambiente em que o duto será inserido e as características do fluido escoado
também são essenciais, visto que a corrosão é dependente destes fatores. Compostos
contaminantes presentes no óleo e nos reservatórios, como dióxido de carbono e ácido
sulfídrico, aumentarão a taxa de corrosão.
O conhecimento sobre os processos corrosivos e formas de ataque também são
essenciais para retardar ou impedir a degradação dos materiais e, principalmente, identificar a
ação da corrosão e o tipo do mecanismo corrosivo para melhor poder atuar no processo.
A proteção catódica constitui uma solução economicamente viável, podendo ser por
ânodos galvânicos ou com a utilização da corrente impressa. Aliada com a utilização de
revestimentos protetores terá sua eficácia aumentada. Técnicas elaboradas de inspeção também
se mostram fundamentais para o monitoramento do duto a fim de garantir sua integridade.
Os erros do passado envolvendo vazamentos e impactos ambientais e econômicos
devido à falta do monitoramento e prevenção da corrosão, devem servir de exemplo para
operações futuras e em andamento para que este tipo de acidente não ocorra mais devido à
negligência humana em mitigar e monitorar a corrosão.
71
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