CORROSÃO EM DUTOS RÍGIDOS SUBMARINOS -...

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



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



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


__________________________________________

Prof.ª Me. Michele Schmitt


Suplente:

__________________________________________

Prof. Dr. Luiz Antônio Alves


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


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


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


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


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


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.


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


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


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.


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


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


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


Figura 44 - Proteção interna de tubulação com sistema de corrente impressa


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

https://www.phmsa.dot.gov/safety-reports/pipeline-failure-investigation-reports


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


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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