alys son helton santos bueno

1

AVALIAO INTEGRADA DE MECANISMOS DE FALHA POR CORROSO EM

DUTOS

Alysson Helton Santos Bueno

TESE SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DA COORDENAO DOS

PROGRAMAS DE PS-GRADUAO DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE

FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS

NECESSRIOS PARA A OBTENO DO GRAU DE DOUTOR EM CINCIAS

EM ENGENHARIA METALRGICA E DE MATERIAIS.

Aprovada por:

_____________________________________________ Prof. Jos Antnio da Cunha Ponciano Gomes, D. Sc.

_____________________________________________ Prof. Lucio Sathler, D. Sc.

_____________________________________________ Prof. Luiz Roberto Martins de Miranda, D. Sc.

_____________________________________________ Prof. Fernando Luiz Bastian, D. Sc.

_____________________________________________ Prof. Jos Maurlio da Silva, D. Sc.

_____________________________________________ Prof. Jos Luiz de Frana Freire, D. Sc.

_____________________________________________ Prof. Ivan Napoleo Bastos, D. Sc.

RIO DE JANEIRO, RJ BRASIL

AGOSTO DE 2007

2

BUENO, ALYSSON HELTON SANTOS

Avaliao integrada de mecanismos de

falha por corroso em dutos [Rio de Janeiro]

2007

XXIX. 269 p. 29,7 cm (COPPE/UFRJ,

D.Sc., Engenharia Metalrgica e de

Materiais, 2007)

Tese Universidade Federal do Rio de

Janeiro, COPPE

1. Avaliao de Integridade estrutural

2. Dutos e Corroso

I. COPPE/UFRJ II.Ttulo (Srie)

3

Sbio aquele que transfere o que sabe e

aprende o que ensina.

(Cora Coralina)

Sem a curiosidade que me move, que me inquieta, que me insere na busca, no aprendo nem ensino.

(Paulo Freire)

4

A Deus, meus Pais e minha namorada

que sempre me apoiaram neste

momento de minha vida.

5

AGRADECIMENTOS

Primeiramente, a Deus, por tornar possvel esta conquista e que sempre me iluminou

pelos caminhos da vida.

A meus Pais, pelo apoio, incentivo, carinho e amor. Sem eles este sonho no teria se

tornado realidade.

minha querida Maria Anglica, pelo apoio e principalmente por proporcionar muito

amor e alegrias em meu corao durante todos esses anos juntos.

A minha Irm, pelo seu amor, pelas suas palavras de otimismo e pela sua orao.

Ao mestre Jos Antnio da Cunha Ponciano Gomes, pela amizade conquistada, pela

confiana em nosso trabalho, pelos ensinamentos e pela excelente orientao.

Ao prof. Lcio Sathler, pelos ensinamentos e orientao na anlise dos resultados.

Ao prof. Miranda, pelos conhecimentos compartilhados e a quem tenho um inestimvel

carinho.

Ao prof. Bianchini, que me mostrou este fascinante mundo da corroso.

A UFSJ que me proporcionou a base para esta vitria.

Ao Tcnico e amigo Flvio, pela confeco das clulas para realizao dos ensaios e

pelos Safris realizados para coleta de material em campo.

Ao Amigo e tcnico Alecir, pela confeco dos corpos-de-prova e pelas boas conversas

e risadas acompanhados de uma boa loira gelada.

Aos tcnicos Antnio, Robson, Larcio, Jlio, Nelson, Jackson, Reinaldo e Roberto pelo

apoio tcnico nos ensaios.

Aos Engenheiros e tcnicos responsveis pela manuteno de faixa do gasoduto PQU,

pelo excelente apoio aos trabalhos de campo.

Ao Engenheiro Antnio Carlos Ribeiro pela competncia e amizade.

Aos amigos de laboratrio: Leila, Helga, Daniel, Ladmir, Leila Bucci, Jefferson,

Cezar, Lasa, Jaqueline, Vitor, Joo Carlos, Jelma, Joo, Eduardo, Fabola, Carol.

Elisa, Uara, Dayanne, Alfredo e Milena.

Aos amigos Thales e Jefferson pelo apoio, amizade e boas conversas.

A Finep, Capes, CNPq, PQU e Coppetec, pelo apoio financeiro.

6

Resumo da Tese apresentada COPPE/UFRJ como parte dos requisitos necessrios

para a obteno do grau de Doutor em Cincias (D. Sc.).

AVALIAO INTEGRADA DE MECANISMOS DE FALHA POR CORROSO EM

DUTOS


Agosto/2007

Orientador: Jos Antnio da Cunha Ponciano Gomes

Programa: Engenharia Metalrgica e de Materiais

O controle de corroso em dutos envolve o levantamento e anlise de dados

originados por diferentes mtodos de inspeo e prticas de rotinas de manuteno e

reparo. Neste caso, um programa de gerenciamento de integridade de dutos contra

corroso deve analisar de forma integrada todas as informaes de dados de inspeo

para manter nveis elevados de confiabilidade e continuidade operacional das

instalaes.

Neste trabalho so analisados conceitos relacionados com os processos

corrosivos possveis de se desenvolver em dutos, bem como proposta uma

metodologia que avalia de forma integrada os diferentes recursos tecnolgicos

disponveis para monitoramento e controle de processos de corroso em dutos. A

metodologia apresenta uma ordem lgica e integrada de anlise de dados, que considera

anlises para verificao de conformidade dos aos segundo a norma API 5L, avaliao

de estabilidade de solos ao longo de uma faixa de um duto, avaliao dos dados de

inspeo por DCVG, avaliao do sistema de proteo catdica, avaliao da

corrosividade dos solos, avaliao de influncias de correntes de interferncia e

avaliao dos dados de PIG instrumentados. Esta metodologia agrega resultados de

avaliaes em laboratrio, direcionadas dentro do objetivo de fornecer informaes

complementares que ampliem a capacidade de anlise, com ganho em eficincia no

gerenciamento do processo.

7

Abstract of Thesis presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the

requirements for the degree of Doctor of Science (D. Sc.)

INTEGRITY EVALUATION OF PIPELINE CORROSION FAILURE

MECHANISMS


August/2007

Advisor: Jos Antnio da Cunha Ponciano Gomes

Department: Materials and Metallurgical Engineering

The pipeline corrosion control demands the collection and analysis of data

obtained through some different methods of inspection and maintenance routines.

Therefore, the pipeline corrosion integrity management programs should identify,

mitigate and implement actions to prevent corrosion failure and maintain high levels of

reliability and continuous operation.

This research aims at analyzing the concepts related to the corrosion processes

which are likely to happen in a pipeline, as well as, proposing a methodology that

evaluates, in an integrated way, the different corrosion control resources technologies.

This methodology presents a logical order of data analysis, taking into consideration

the analysis to verify the steel conformity in relation to the standard API 5L, soil

instability evaluation, DCVG inspection data evaluation, cathodic protection evaluation,

soil corrosivity evaluation, interference currents evaluation and Instruments PIG data

evaluation. This methodology gathers laboratory results which are focused on the

objective to supply complementary information that can extend analysis capacity,

aiming at efficiency gain in process management.

8

NDICE ANALTICO

PGINA

CAPTULO 1

INTRODUO...............................................................................................................1

CAPTULO 2 MECANISMOS DE CORROSO EM

DUTOS.................................................................................................................. 5

2.1 - CORROSO EXTERNA.........................................................................................7

2.2 - CORROSO INTERNA........................................................................................ 15

2.3 CORROSO SOB TENSO - CST......................................................................20

2.4 - FRAGILIZAO PELO HIDROGNIO - FH..................................................... 24

2.5 CORROSO BACTERIOLGICA......................................................................26

2.6 - CORROSIVIDADE DO SOLO..............................................................................27

2.7 - MOVIMENTAO DE SOLO..............................................................................31

2.8 SISTEMA DE PROTEO CATDICA INEFICIENTE....................................32

2.9 CORRENTE DE INTERFERNCIA....................................................................37

2.10 - FALHAS NO REVESTIMENTO........................................................................ 39

2.11 - DANOS POR TERCEIROS/VANDALISMO..................................................... 42

2.12 - NATUREZA RELMPAGO TEMPESTADE................................................ 43

CAPTULO 3 MTODOS FSICOS DE INSPEO E SISTEMAS DE

PROTEO CONTRA A CORROSO................................................................... 44

9

3.1 MTODO PARA DETECO DE DEFEITOS METLICOS - PIGS

INSTRUMENTADOS.................................................................................................... 44

3.2 MTODO PARA DETECO DE DEFEITOS NO REVESTIMENTO............ 45

3.2.1 - TCNICA DE DCVG......................................................................................... 46

CAPTULO 4: AVALIAO DE INTEGRIDADE DE DUTOS

CORRODOS................................................................................................................ 52

4.1 - MTODOS DE GESTO DE INTEGRIDADE ESTRUTURAL........................ 56

4.1.1 NORMAS API 580 E 581 - INSPEO BASEADA EM RISCO.....................59

4.1.2 - RVORE DE FALHA........................................................................................ 65

4.1.3 DOCUMENTO ASME B31.8S 2001.............................................................. 65

4.1.3.1 INTEGRAO E REVISO DE DADOS.................................................... 67

4.1.3.2 AVALIAO DE RISCO..............................................................................69

4.1.3.3 AVALIAO DE INTEGRIDADE............................................................... 71

4.1.3.4 RESPOSTAS PARA A AVALIAO DE INTEGRIDADE........................ 72

CAPTULO 5: AVALIAO EXPERIMENTAL DE ALGUNS MECANISMOS

DE CORROSO - ENSAIOS LABORATORIAIS E IN SITU

RESULTADOS E DISCUSSO.................................................................................. 73

5.2.1 AVALIAO DE AOS DA CLASSE API 5L............................................... 73

5.2.2 AVALIAO DA CORROSIVIDADE DOS SOLOS..................................... 80

10

5.2.3 ENSAIOS DE POLARIZAO ELETROQUMICA.......................................88

5.2.3.1 ENSAIOS DE POL. EM EXTRATOS AQUOSOS DE SOLOS.................... 93

5.2.3.2 SOLUO SINTTICA NS4 + TIOSULFATO.......................................... 100

5.2.4 ENSAIOS DE PERMEAO DE HIDROGENIO..........................................106

5.2.5 ENSAIOS DE TRAO SOB BAIXA TAXA DE DEFORMAO.............119

5.2.5.1 ENSAIOS DE TRAO BTD REALIZADOS EM EXTRATO

AQUOSO DE SOLO COM pH PRXIMO DO NEUTRO........................................ 123

5.2.5.1.1 AO API X60............................................................................................ 123

5.2.5.1.2 AO API X80............................................................................................ 127

5.2.5.2 ENSAIOS REALIZADOS NA SOLUO NS4......................................... 131

5.2.5.2.1 AO API X60............................................................................................ 131

5.2.5.2.2 AO API X80............................................................................................136

5.2.5.3 DISCUSSO DOS RESULTADOS REFERENTES AOS ENSAIOS

DE TRAO BTD EM SOLUO NS4 E EXTRATO AQUOSO DE SOLO..........139

5.2.5.4 ENSAIOS REALIZADOS NA SOLUO NS4 + TIOSULFATO............. 146

5.2.5.5 ENSAIOS REALIZADOS NA SOLUO NS4 PURA COM

IMPOSIO DE POTENCIAL ACIMA DA LINHA DE EQUILBRIO H/H+..........157

5.2.5.6 ENSAIOS REALIZADOS NA SOLUO NS4 COM TAXA DE

DEFORMAO DE 9 x 10-7 s-1.................................................................................. 164

5.2.6 ENSAIOS DE TRAO SOB CARGA CONSTANTE................................. 172

5.2.7 ENSAIOS DE ALCALINIZAO POR IMPOSIO DE

POTENCIAIS CATDICOS....................................................................................... 186

11

CAPTULO 6 PLANO DE GERENCIAMENTO DE INTEGRIDADE

CONTRA CORROSO EM DUTOS....................................................................... 189

6.1 - CORROSO EXTERNA.................................................................................... 194

6.2 - CORROSO INTERNA...................................................................................... 198

6.3 CORRENTE DE INTERFERNCIA................................................................. 201

6.4 - CORROSO SOB TENSO EXTERNA (CST) ............................................... 201

6.5 DANO PELO HIDROGNIO..............................................................................206

6.6-CORROSO BACTERIOLGICA.......................................................................216

6.7-SISTEMA DE PROTEO CATDICA.............................................................219

6.8- EVESTIMENTO....................................................................................................230

6.9 - METODOLOGIA DE ANLISE INTEGRADA DE DADOS

DE INSPEO.............................................................................................................233

CAPTULO 7 CONCLUSO................................................................................. 249

CAPTULO 8 TRABALHOS FUTUROS..............................................................253

CAPTULO 9 - REFERNCIAS BIBLIOGRFICAS...........................................254

12

NDICE DE FIGURAS

Figura 1.1: Distribuio de dutos no mundo. 1

Figura 2.1: Fluxograma de avaliao de integridade utilizado por companhias chinesas. 6

Figura 2.2: Processo de avaliao de integridade da ameaa de corroso externa. 8

Figura 2.3: Curva de resistncia. 10

Figura 2.4: Processo de avaliao de integridade referente a corroso interna. 15

Figura 2.5: Ensaios de permeao pelo hidrognio do ao API X60 em soluo NS4 pura e soluo NS4 com tiosulfato. 27

Figura 2.6: Ensaios de trao sob baixa taxa de deformao do ao API X60 em soluo NS4 pura e soluo NS4 com tiosulfato. 27

Figura 2.7: Medidas de Potencial on/off em mineroduto. 34

Figura 2.8: Medidas de resistividade ao longo do mineroduto. 34

Figura 2.9: Distribuio das falhas de CST com o tipo de revestimento dos dutos, TransCanad Pipeline. 41x

13

Figura 3.1: Esquema simplificado do funcionamento da tcnica DCVG. 46

Figura 4.1: A curva da banheira. 53

Figura 4.2: Diferentes comportamentos que a curva da banheira pode apresentar para cada equipamento. 55

Figura 4.3: rea de impacto potencial devido a uma falha no gasoduto. 58

Figura 4.4: Aplicao da inspeo RBI. 60

Figura 4.5: Clculo de conseqncia RBI. 61

Figura 4.6: Matriz de risco. 62

Figura 4.7: Matriz de risco. 64

Figura 4.8: Processo contnuo para gerenciamento de um plano de integridade. 67

Figura 5.1: Metalografia do ao API X46. (A) com ataque de nital 2% (aumento de 100x), (B) sem ataque (aumento de 50x). 74


14


Figura 5.4: Anlise por EDS de incluses presentes no ao API X60. 76

Figura 5.5: Anlise por EDS de incluses presentes no ao API X60. 76

Figura 5.6: Anlise por EDS do metal de base ao API X60. 76

Figura 5.7: Diagrama E vs pH de equilbrio eletroqumico para o sistema Fe/H2O, a 25 C.

90

Figura 5.8: Curvas de polarizao andicas e catdicas do ao API X60 em extrato aquoso naturalmente aerado e desaerado, preparado a partir do solo 1. 93





Figura 5.13: Curvas de polarizao andicas e catdicas do ao API X60 nas solues desaeradas de NS4 + tiosulfato e NS4 pura. 101

15

Figura 5.14: Diagrama E vs pH de equilbrio eletroqumico para o sistema H2S, a 25 C.

102

Figura 5.15: Diagrama E vs pH de equilbrio eletroqumico para o sistema H2S, a 25 C, com um zoom.

102

Figura 5.16: Variao da corrente andica entre o corpo-de-prova e o eletrodo de platina at alcanar uma corrente residual desprezvel, ir

108

Figura 5.17: Permeao de hidrognio ao longo do ensaio. Fases: (1) obteno de corrente residual de passivao (2) curva de permeao (estado transiente), (3) estado estacionrio.

109

Figura 5.18: Conjunto de aparelhagem experimental. 109

Figura 5.19: Curva de permeao pelo hidrognio do ao API X60 em soluo extrato aquoso do solo 1, NS4 e NS4 + tiosulfato, ambiente desaerado.

110

Figura 5.20: Curva de permeao pelo hidrognio do ao API X80 em soluo extrato aquoso do solo 1, NS4 e NS4 + tiosulfato, ambiente desaerado.

111

Figura 5.21: Curva densidade de corrente de permeao vs potencial aplicado, ao API X60 em soluo NS4 + tiosulfato desaerado. 114

Figura 5.22: Mquina de trao para ensaios de baixa taxa de deformao - BTD. 120

Figura 5.23: Desenho do corpo-de-prova de trao do tipo BTD. 121

Figura 5.24: Desenho esquemtico da preparao da seo longitudinal do corpo-de-prova para anlise metalogrfica 122

16

Figura 5.25: Ensaio de trao BTD do ao API X60, em extrato aquoso desaerado, realizados ao ar, nos potenciais de 300 e 700 mV abaixo do potencial de corroso.

124

Figura 5.26: MEV Corpo-de-prova de ao API X60 ensaiado em extrato aquoso desaerado (Potencial de 700 mV abaixo do potencial de corroso). (A) Vista lateral com aumento de 20x e (B) Superfcie de fratura com aumento de 30 x.

125

Figura 5.27: MEV - (a) Superfcie de fratura do corpo-de-prova de ao API X60 ensaiado em extrato aquoso desaerado (Potencial de 700 mV abaixo do potencial de corroso) com aumento de 500x e (b) com aumento de 1000x na regio 1.

126

Figura 5.28: MO Seo logitudinal do corpo-de-prova de ao API X60 ensaiado em extrato aquoso desaerado (Potencial de 700 mV abaixo do potencial de corroso), com aumento de 120x e com ataque de nita 2%.

126

Figura 5.29: Ensaio de trao BTD do ao API X80, em extrato aquoso desaerado, realizados ao ar, nos potenciais de 300 e 700 mV abaixo do potencial de corroso.

128

Figura 5.30: MEV Corpo-de-prova de ao API X80 ensaiado em extrato aquoso desaerado (Potencial de 700 mV abaixo do potencial de corroso). (A) Vista lateral com aumento de 20x e (B) Superfcie de fratura com aumento de 30 x.

129

Figura 5.31: MEV - (a) Superfcie de fratura do corpo-de-prova de ao API X80 ensaiado em extrato aquoso desaerado (Potencial de 700 mV abaixo do potencial de corroso) com aumento de 500x e (b) com aumento de 1000x na regio 1.

130

Figura 5.32: MO Seo longitudinal do corpo-de-prova de ao API X80 ensaiado em extrato aquoso desaerado (Potencial de 700 mV abaixo do potencial de corroso), com ataque de nital 2% e aumento de 120x.

130

Figura 5.33: Ensaio de trao BTD do ao API X60, em soluo NS4 desaerado, realizados ao ar, nos potenciais de 300 e 700 mV abaixo do potencial de corroso.

132

17

Figura 5.34: MEV Corpo-de-prova de ao API X60 ensaiado em soluo NS4 desaerada (Potencial de 700 mV abaixo do potencial de corroso). (A) Vista lateral com aumento de 20x e (B) Superfcie de fratura com aumento de 30 x.

133

Figura 5.35: MEV - (a) Superfcie de fratura do corpo-de-prova de ao API X60 ensaiado em soluo NS4 desaerada (Potencial de 700 mV abaixo do potencial de corroso) com aumento de 500x e (b) com aumento de 1000x na regio 1.

134

Figura 5.36: MO Seo logitudinal do corpo-de-prova de ao API X60 ensaiado na soluo NS4 desaerada (Potencial de 700 mV abaixo do potencial de corroso), com ataque de nital 2% e aumento de 120x.

134

Figura 5.37: Ensaio de trao BTD do ao API X80, em soluo NS4 desaerado, realizados ao ar, nos potenciais de 300 e 700 mV abaixo do potencial de corroso.

136

Figura 5.38: MEV Corpo-de-prova de ao API X80 ensaiado em soluo NS4 desaerada (Potencial de 700 mV abaixo do potencial de corroso). (A) Vista lateral com aumento de 20x e (B) Superfcie de fratura com aumento de 30 x.

137

Figura 5.39: MEV - (a) Superfcie de fratura do corpo-de-prova de ao API X80 ensaiado em soluo NS4 desaerada (Potencial de 700 mV abaixo do potencial de corroso) com aumento de 500x e (b) com aumento de 1000x na regio 1.

138

Figura 5.40: MO Seo logitudinal do corpo-de-prova de ao API X80 ensaiado na soluo NS4 desaerada (Potencial de 700 mV abaixo do potencial de corroso), com ataque de nital 2% e aumento de 120x.

138

Figura 5.41: Tempo de ruptura do ao API X60 ensaiado em mquina de trao sob baixa taxa de deformao ao ar, em soluo NS4 desaerada e extrato aquoso desaerado, nas condies de potencial de 300 e 700 mV abaixo do potencial de corroso.

140

Figura 5.42: Deformao final do ao API X60 ensaiado em mquina de trao sob baixa taxa de deformao ao ar, em soluo NS4 desaerada e extrato aquoso desaerado, nas condies de potencial de 300 e 700 mV abaixo do potencial de corroso.

140

18

Figura 5.43: Reduo de rea do ao API X60 ensaiado em mquina de trao sob baixa taxa de deformao ao ar, em soluo NS4 desaerada e extrato aquoso desaerado, nas condies de potencial de 300 e 700 mV abaixo do potencial de corroso.

141

Figura 5.44: Tempo de ruptura do ao API X80 ensaiado em mquina de trao sob baixa taxa de deformao ao ar, em soluo NS4 desaerada e extrato aquoso desaerado, nas condies de potencial de 300 e 700 mV abaixo do potencial de corroso.

141

Figura 5.45: Deformao final do ao API X80 ensaiado em mquina de trao sob baixa taxa de deformao ao ar, em soluo NS4 desaerada e extrato aquoso desaerado, nas condies de potencial de 300 e 700 mV abaixo do potencial de corroso.

142

Figura 5.46: Reduo de rea do ao API X80 ensaiado em mquina de trao sob baixa taxa de deformao ao ar, em soluo NS4 desaerada e extrato aquoso desaerado, nas condies de potencial de 300 e 700 mV abaixo do potencial de corroso.

142

Figura 5.47: Curva de potencial aplicado vs relao de deformao, aos API X60 e X80 em extrato aquoso desaerado. 145

Figura 5.48: Curva de potencial aplicado vs relao de deformao, aos API X60 e X80 em soluo NS4 desaerada. 145

Figura 5.49: Ensaio de trao BTD do ao API X80, em soluo NS4 + tiosulfato e NS4 pura, realizado nos potenciais de corroso e de 300 mV abaixo do potencial de corroso.

147

Figura 5.50: MEV Corpo-de-prova de ao API X80 ensaiado na soluo NS4 + tiosulfato desaerada (Potencial de corroso). (A) Vista lateral com aumento de 20x e (B) Superfcie de fratura com aumento de 30 x.

149

Figura 5.51: MEV - (a) Superfcie de fratura do corpo-de-prova de ao API X80 ensaiado na soluo NS4 + tiosulfato desaerada (Potencial de corroso) com aumento de 500x e (b) com aumento de 1000x na regio 1.

149

19

Figura 5.52: MO Seo longitudinal do corpo-de-prova de ao API X80 ensaiado na soluo NS4 + tiosulfato desaerada (Potencial de corroso) com ataque de nital 2% e aumento de 120x.

150

Figura 5.53: MEV Corpo-de-prova de ao API X80 ensaiado na soluo NS4 + tiosulfato desaerada (Potencial de 300 mV abaixo do potencial de corroso). (A) Vista lateral com aumento de 20x e (B) Superfcie de fratura com aumento de 30 x.

151

Figura 5.54: MEV - (a) Superfcie de fratura do corpo-de-prova de ao API X80 ensaiado na soluo NS4 + tiosulfato desaerada (Potencial de 300 mV abaixo do potencial de corroso) com aumento de 500x e (b) com aumento de 1000x na regio 1.

151

Figura 5.55: MO Seo logitudinal do corpo-de-prova de ao API X80 ensaiado na soluo NS4 + tiosulfato desaerada (Potencial de 300 mV abaixo do potencial de corroso), com ataque de nital 2% e aumento de 120x.

152

Figura 5.56: Tempo de ruptura do ao API X80 ensaiado em mquina de trao sob baixa taxa de deformao ao ar, em soluo NS4 pura e NS4 + tiosulfato, ambas desaeradas e nas condies de potencial de corroso e de 300 mV abaixo do potencial de corroso.

154

Figura 5.57: Deformao final do ao API X80 ensaiado em mquina de trao sob baixa taxa de deformao ao ar, em soluo NS4 pura e NS4 + tiosulfato, ambas desaeradas e nas condies de potencial de corroso e de 300 mV abaixo do potencial de corroso.

154

Figura 5.58: Reduo de rea do ao API X80 ensaiado em mquina de trao sob baixa taxa de deformao ao ar, em soluo NS4 pura e NS4 + tiosulfato, ambas desaeradas e nas condies de potencial de corroso e de 300 mV abaixo do potencial de corroso.

155

Figura 5.59: Ensaio de trao BTD do ao API X60, em soluo NS4 desaerada, realizado nos potenciais 100 mV acima da linha de equilbrio H/H+, potencial de corroso e de 700 mV abaixo do potencial de corroso e ao ar.

158

20

Figura 5.60: MEV Corpo-de-prova de ao API X60 ensaiado na soluo NS4 desaerada (Potencial de 100 mV acima da linha H/H+). (A) Vista lateral com aumento de 20x e (B) Superfcie de fratura com aumento de 30 x.

159

Figura 5.61: MEV - (a) Superfcie de fratura do corpo-de-prova de ao API X60 ensaiado na soluo NS4 desaerada (Potencial de 100 mV acima da linha H/H+) com aumento de 500x e (b) com aumento de 1000x na regio 1.

160

Figura 5.62: MO Seo logitudinal do corpo-de-prova de ao API X60 ensaiado na soluo NS4 desaerada (Potencial de 100 mV acima do potencial de corroso), com ataque de nital 2% e aumento de 120x.

160

Figura 5.63: Tempo de ruptura do ao API X60 ensaiado em mquina de trao BTD ao ar, em soluo NS4 desaerada e nas condies de potencial acima da linha de equilbrio H/H+, potencial de corroso e 700 mV abaixo do potencial de corroso.

162

Figura 5.64: Deformao final do ao API X60 ensaiado em mquina de trao BTD ao ar, em soluo NS4 desaerada e nas condies de potencial acima da linha de equilbrio H/H+, potencial de corroso e 700 mV abaixo do potencial de corroso.

163

Figura 5.65: Reduo de rea do ao API X60 ensaiado em mquina de trao BTD ao ar, em soluo NS4 desaerada e nas condies de potencial acima da linha de equilbrio H/H+, potencial de corroso e 700 mV abaixo do potencial de corroso.

163

Figura 5.66: Ensaio de trao BTD do ao API X46, em soluo NS4 desaerada, realizados nos potenciais de corroso e de 300 mV abaixo do potencial de corroso, com taxas de deformao de 9 x 10-7s-1 e 9 x 10-6 s-1.

165

21

Figura 5.67: MEV - Vista lateral do corpo-de-prova de ao API X46 ensaiado em extrato aquoso desaerado de solo com pH prximo do neutro(Potencial de corroso e taxa de deformao de 9 x10-7 s-1) com aumento de 20x.

166

Figura 5.68: MEV - (a) Superfcie de fratura do corpo-de-prova de ao API X46 ensaiado em extrato aquoso desaerado de solo com pH prximo do neutro (Potencial de corroso e taxa de deformao de 9 x 10-7 s-1) com aumento de 500x e (b) com aumento de 1000x.

167

Figura 5.69: Corpo-de-prova de ao API X46 ensaiado no potencial de corroso com taxa de deformao de 9 x 10-7 s-1. Incidncia de fratura dctil e corroso generalizada.

167

Figura 5.70: MEV - Vista lateral do corpo-de-prova de ao API X46 ensaiado na soluo NS4 desaerada (Potencial de 300 mV abaixo do potencial de corroso e taxa de deformao de 9 x10-7 s-1) com aumento de 20x.

168

Figura 5.71: MEV - (a) Superfcie de fratura do corpo-de-prova de ao API X46 ensaiado na soluo NS4 (Potencial de 300 mV abaixo do potencial de corroso e taxa de deformao de 9 x 10-7 s-1) com aumento de 500x e (b) com aumento de 1000x.

168

Figura 5.72: Corpo-de-prova de ao API X46 ensaiado na soluo NS4 com imposio do potencial de 300 mV abaixo do potencial de corroso e taxa de deformao de 9 x 10-7 s-1.

169

Figura 5.73: Deformao final do ao API X46 ensaiado em mquina de trao BTD ao ar e na soluo NS4 desaerada. Nas condies de potencial de corroso e a 300 mV abaixo do potencial de corroso, com imposio de taxas de deformao de 9 x 10-6 e 9 x 10-7 s-1.

170

22

Figura 5.74: Reduo de rea do ao API X46 ensaiado em mquina de trao BTD ao ar e na soluo NS4 desaerada. Nas condies de potencial de corroso e a 300 mV abaixo do potencial de corroso, com imposio de taxas de deformao de 9 x 10-6 e 9 x 10-7 s-1.

170

Figura 5.75: Curva tenso constante imposta vs tempo do ensaio de carga constante para o ao API X60 em soluo NS4, realizado ao ar e nos potenciais de 100 mV acima da linha H/H+ e de 300 mV abaixo do potencial de corroso.

174

Figura 5.76: Ensaio de trao BTD do ao API X60 aps ensaio de carga constante em soluo NS4, realizado ao ar e nos potenciais de 100 mV acima da linha H/H+ e de 300 mV abaixo do potencial de corroso.

174

Figura 5.77: MEV Corpo-de-prova de ao API X60 ensaiado na soluo NS4 pura desaerada (Potencial de 100 mV acima da linha H/H+). (A) Vista lateral com aumento de 20x e (B) Superfcie de fratura com aumento de 30 x.

176

Figura 5.78: MEV - (a) Superfcie de fratura do corpo-de-prova de ao API X60 ensaiado na soluo NS4 desaerada (Potencial de 100 mV acima da linha H/H+) com aumento de 500x e (b) com aumento de 1000x na regio 1.

176

Figura 5.79: MO Seo logitudinal do corpo-de-prova de ao API X60 pr ensaiado na soluo NS4 (Potencial de 100 mV acima da linha H/H+), com aumento de 120x e com ataque de nita 2%. Sem ocorrncia de trincamento.

177

Figura 5.80: MEV Corpo-de-prova de ao API X60 pr-ensaiado na soluo NS4 desaerada (Potencial de 300 mV abaixo do potencial de corroso). (A) Vista lateral com aumento de 20x e (B) Superfcie de fratura com aumento de 30 x.

178

Figura 5.81: MEV Corpo-de-prova de ao API X60 pr-ensaiado na soluo NS4 desaerada (Potencial de 300 mV abaixo do potencial de corroso). Vista lateral com foco na trinca e aumento de (A) 50x, (B) 200x e (C) 500x.

178

Figura 5.82: MEV - (a) Superfcie de fratura do corpo-de-prova de ao API X60 pr-ensaiado na soluo NS4 desaerada (Potencial de 300 mV abaixo do potencial de corroso) com aumento de (A) 200x, (B) 500x e (C) 1000x e foco na trinca.

179

23

Figura 5.83: MO Seo logitudinal do corpo-de-prova de ao API X60 pr-ensaiado na soluo NS4 (Potencial de 300 mV abaixo do potencial de corroso), com aumento de 120x e com ataque de nital 2%.

179

Figura 5.84: Tempo de ruptura do ao API X60 pr-ensaiado em carga constante ao ar, em soluo NS4 desaerada nos potencias de 100 acima da linha H/H+ e de 300 abaixo do potencial de corroso.

180

Figura 5.85: Deformao final do ao API X60 pr-ensaiado em carga constante ao ar, em soluo NS4 desaerada nos potencias de 100 acima da linha H/H+ e de 300 abaixo do potencial de corroso.

181

Figura 5.86: Reduo de rea do ao API X60 pr ensaiado em carga constante ao ar, em soluo NS4 desaerada nos potencias de 100 acima da linha H/H+ e de 300 abaixo do potencial de corroso.

181

Figura 5.87: Clula eletroqumica contendo a chapa de ao sem colorao rosa, que foi ocasionada pela reao de reduo do hidrognio devido o potencial catdico imposto. (A) Potencial de corroso e (B) 300 mV abaixo do potencial de corroso.

187

Figura 5.88: Clula eletroqumica contendo a chapa de ao com colorao rosa, que foi ocasionada pela reao de reduo do hidrognio devido o potencial catdico imposto. (A) Potencial de 300 mV abaixo do potencial de corroso e (B) 1000 mV abaixo do potencial de corroso.

188

Figura 6.1: Simbologia da rvore de falha. 191

Figura 6.2: rvore de falhas geral proposta para anlise de processos de danos em dutos. 192

Figura 6.3: rvore de falha para o mecanismo de corroso externa em dutos. 194

24

Figura 6.4: rvore de falha para o mecanismo de corroso interna em oleodutos, minerodutos e gasodutos que transportem gs mido. 199

Figura 6.5: rvore de falha para o mecanismo de corroso interna em gasodutos que transportem gs seco. 199

Figura 6.6: rvore de falha para o mecanismo de corroso sob tenso externa em dutos. 202

Figura 6.7: rvore de falha para o mecanismo de danos pelo hidrognio em dutos. 208

Figura 6.8: Perfil de proteo catdica em seo do duto (Potencial on) 212

Figura 6.9: Curva de resistncia de dados de inspeo por PIG instrumentado 218

Figura 6.10: Medidas de potencial natural do ao carbono ao longo aa faixa de servido de um mineroduto. 227

Figura 6.11: rvore de falhas para o revestimento em dutos enterrados. 230

Figura 6.12: Fluxograma da metodologia de avaliao de integridade em relao a processos de corroso em dutos. 235

Figura 6.13: Fluxograma de anlise de defeitos obtidos pela tcnica DCVG. 236

Figura 6.14: Fluxograma de otimizao do sistema de proteo catdica em dutos. 239

25

Figura 6.15: Mtodo de anlise das descontinuidades ou defeitos detectados pela inspeo com o PIG. 245

26

NDICE DE TABELAS

Tabela 2.1: Parmetro resistividade utilizado pelo documento ASME B31-8S para avaliar a corrosividade do solo. 13

Tabela 2.2: Potencial de corrosividade do fluido transportado em funo da perda de massa do cupom instalado. 17

Tabela 2.3: Parmetros relacionados por Steinrath para se avaliar a corrosividade do solo. 30

Tabela 2.4: ndice total da agressividade do solo segundo Steinrath. 30

Tabela 2.5: Parmetro utilizado no ndice de Steinrath modificado, onde o potencial redox substitudo pela BRS. 31

Tabela 2.6: Inspeo da proteo catdica do duto atravs do Potencial on/off. 33

Tabela 3.1: Tipos de Pigs instrumentados existentes e suas utilizaes. 45

Tabela 3.2: Severidade dos defeitos encontrados pela tcnica DCVG. 48

Tabela 3.3: Estados eletroqumicos em que um defeito no revestimento pode estar. 49

Tabela 4.1: Descrio das etapas da curva da banheira. 54

Tabela 4.2: Classificao da densidade populacional para clculo da conseqncia de modos de falhas em gasodutos. 63

Tabela 5.1: Medidas de dureza dos aos API em estudo. 77

Tabela 5.2: Propriedades mecnicas dos aos API X46, X60 e X80. 78

Tabela 5.3: Anlises qumicas dos materiais em estudo. 78

27

Tabela 5.4: Parmetros fsicos qumicos e bacteriolgicos das amostras de solos coletadas. 82

Tabela 5.5: Clculo dos ndices de Steinrath e Steinrath modificado. 82

Tabela 5.6: Classificao da corrosividade dos solos segundo potencial redox, resistividade, ndices de Steinrath e Steinrath modificado. 85

Tabela 5.7: Composio qumica das solues NS4 e NS4+ tiosulfato 10-2M. 89

Tabela 5.8: Potenciais de corroso, equilbrio H/H+ e equilbrio Fe/Fe2+ obtidos nas condies aeradas e desaeradas, para o ao API X60 nos solos em estudo.

96

Tabela 5.9 Potenciais de corroso medidos em laboratrio e in situ. 98

Tabela 5.10: Valores de densidade de correntes andicas dos solos obtidas a 100 mV acima do potencial de corroso. 99

Tabela 5.11: Potenciais de corroso, equilbrio H/H+ e equilbrio Fe/Fe2+ obtidos na condio desaerada, para o ao API X60 na soluo NS4 + tiosulfato.

103

Tabela 5.12: Valores de densidade de correntes andicas das solues NS4 e NS4 + tiosulfato obtidas a 100 mV acima do potencial de corroso. 104

Tabela 5.13: Densidades de correntes dos ensaios de permeao pelo hidrognio nos aos API X60 e X80. 113

Tabela 5.14: Clculo da sobre-tenso entre o potencial de corroso e o potencial de equilbrio Fe/Fe2+ para os ensaios no ao API X60 e X80, em soluo NS4 + tiosulfato, NS4 e extrato aquoso, todas em ambiente desaerado.

115

Tabela 5.15: Clculo da sobre-tenso entre o potencial de corroso e o potencial de equilbrio H/H+ para os ensaios no ao API X60 e X80, em soluo NS4 + tiosulfato, NS4 e extrato aquoso.

116

28

Tabela 5.16: Mdia dos resultados obtidos em ensaios de trao BTD realizados no ao API X60 em extrato aquoso desaerado do solo 1, nos potenciais de 300 mV abaixo do potencial de corroso, 700 mV abaixo do potencial de corroso e ao ar.

125

Tabela 5.17: Mdia dos resultados obtidos em ensaios de trao BTD realizados no ao API X80 em extrato aquoso desaerado, nos potenciais de 300 mV abaixo do potencial de corroso, 700 mV abaixo do potencial de corroso e ao ar.

129

Tabela 5.18: Mdia dos resultados obtidos em ensaios de trao BTD realizados no ao API X60 em soluo NS4 desaerada, nos potenciais de 300 mV abaixo do potencial de corroso, 700 mV abaixo do potencial de corroso e ao ar.

133

Tabela 5.19: Mdia dos resultados obtidos em ensaios de trao BTD realizados no ao API X80 em soluo NS4 desaerada, ao ar e nos potenciais de 300 e 700 mV abaixo do potencial de corroso.

137

Tabela 5.20: Clculo da sobre-tenso entre o potencial imposto e o potencial de equilbrio H/H+ para os ensaios nos aos API X60 e X80, nas solues NS4 e extrato aquoso de solo com pH prximo do neutro, ambas desaeradas.

144

Tabela 5.21: Mdia dos resultados obtidos em ensaios de trao BTD realizados no ao API X80 na soluo NS4 + tiosulfato, nos potenciais de corroso, 300 mV abaixo do potencial de corroso e ao ar.

148

Tabela 5.22: Mdia dos resultados obtidos em ensaios de trao BTD realizados no ao API X60 na soluo NS4 desaerada, nos potenciais de 100 mV acima da linha H/H+, potencial de corroso, 700 mV abaixo do potencial de corroso e ao ar.

159

Tabela 5.23: Mdia dos resultados obtidos em ensaios de trao BTD realizados no ao API X46 em soluo NS4 desaerada, com taxas de deformao de 9 x 10 6 e 9 x 10-7 s-1, e nos potenciais de corroso e de 300 mV abaixo do potencial de corroso.

166

29

Tabela 5.24: Mdia dos resultados obtidos em ensaios de trao BTD ao ar para o ao API X60 dos corpos-de-prova pr-ensaiados em carga constante, na soluo NS4 desaerada, nos potenciais de 100 mV acima da linha H/H+, 300 mV abaixo do potencial de corroso e ao ar.

175

Tabela 5.26: Clculo da sobre-tenso entre o potencial imposto e o potencial de equilbrio H/H+ para os ensaios no ao API X60 na soluo NS4 desaerada.

182

Tabela 6.1: Confrontao dos critrios de proteo catdica adotados pela norma ISO 15-589-1 e os critrios propostos neste trabalho. 229

Tabela 6.2: Mtodo de anlise dos defeitos detectados pela tcnica DCVG. 242

30

LISTA DE SIMBOLOGIA

A/A: Status eletroqumico andico/andico

A/C: Status eletroqumico andico/catdico

API: Americam Petroleum institute

BRS: Bactrias redutoras de sulfato

C/C: Status eletroqumico catdico/catdico

Cp: Corpo-de-prova

CST: Corroso sob tenso

Cu/CuSO4: Eletrodo de referncia de cobre/sulfato de cobre

DC: Direct current Corrente contnua

DCVG: Direct current Voltage Gradient Gradiente de voltagem de corrente contnua

E0: Potencial de equilbrio Fe/Fe2+ em funo da atividade dos ons Fe

E00: Potencial de equilbrio Fe/Fe2+ para atividade unitria dos ons Fe

ECDA: External corrosion direct assessment - Avaliao direta de corroso externa

Ecorr: Potencial de corroso

ECS: Eletrodo de referncia de calomelano saturado

EIC: Environmentally induced cracking Trincamento induzido pelo meio

ENH: Eletrodo de referncia de hidrognio

FH: Fragilizao pelo hidrognio

GEO: Pig geomtrico

ICDA: Internal corrosion direct assessment- Avaliao direta de corroso interna

MFL: Pig Magntico

N/C: Status eletroqumico neutro/catdico

NMP/g: Nmero mais provvel por grama

OL/RE: Over-the-line to remote Earth Amplitude do gradiente de voltagem

SmYS: Yield strength - Tenso limite de escoamento

SPC: Sistema de proteo catdica

SSCDA: Stress corrosion cracking direct assessment - Avaliao direta de corroso sob

tenso externa

UT: Pig de Ultyra-som

%IR: Severidade do defeito no revestimento Tcnica DCVG

31

CAPTULO 1 INTRODUO

O primeiro registro na humanidade da utilizao de dutos para transporte de gs

data de 2000 AC (Antes de cristo). Naquela poca, os chineses utilizaram dutos de

bambu para transporte de gs natural. Em 1843, foi a primeira vez que os EUA

utilizaram dutos de ao para transporte de gs, isto reduziu consideravelmente as

ameaas de fratura dos dutos. Contudo, somente na dcada de 40 que dutos de longa

distncia foram construdos em larga escala nos EUA, devido demanda da segunda

guerra mundial. Atualmente, dutos so utilizados em todo o mundo para transporte de

gs, leos e minrios. A figura 1.1 mostra a distribuio atual de dutos no mundo

(BOREAS CONSULTANTS LIMITED AND PENSPEN GROUP, 2006).

Figura 1.1: Distribuio de dutos no mundo (BOREAS CONSULTANTS

LIMITED AND PENSPEN GROUP, 2006).

O principal problema relacionado com esta malha de dutos no mundo se deve a

sua idade. De acordo com a Boreas Consultants Limited, em 1942 j existiam 96.000

Km de dutos nos EUA. Depois da 2 guerra mundial, grandes linhas dutovirias foram

construdas devido demanda crescente por energia.

Nos dias atuais, 50% dos 1.000.000 Km de oleodutos e gasodutos dos EUA tem

mais de 40 anos de vida. Dados do departamento de transporte dos EUA estimam que

80.000 Km de dutos devam ser reabilitados nos prximos 10 anos. Em outros pases,

32

como a Rssia, cerca de 20% dos oleodutos e gasodutos esto prximos do final da vida

til, sendo que dentro de 15 anos, 50% j chegaro ao final de sua vida til.

Estes dutos antigos geram para as empresas altos custos de manuteno e reparo.

Vrios fatores devem ser levados em considerao com relao a dutos velhos. Tal

como:

Aos antigos: Estes dutos foram construdos com aos que geralmente apresentam baixo limite de escoamento e grande quantidade de defeitos.

Procedimentos antigos de produo, gerando soldas de baixa qualidade, concentradores de tenso, etc.

Pontos do revestimento provavelmente deteriorados, o que pode conduzir a ocorrncia de corroso externa.

Diferentes produtos j podem ter sido transportados por estes dutos, induzindo corroso interna.

Provavelmente estes dutos j sofreram modificaes e reparos que no foram registrados.

O duto pode ter sido operado com proteo catdica ineficiente por vrios anos.

Muitos grupos de gerenciamento j devem ter operados estes dutos, o que pode causar modificaes no processo de gerenciamento de

integridade.

Estes so apenas alguns dos possveis problemas relacionados com dutos

envelhecidos. Existem vrios outros fatores a serem considerados em um processo

global de gerenciamento de integridade do duto.

Para o caso especfico de problemas com corroso, tornou-se necessria a

implementao de tcnicas de inspeo, manuteno e controle da corroso, resultando

assim em um plano de avaliao de integridade que garanta que tais linhas de transporte

possam operar sem riscos de que algum modo de falha venha a ocorrer, causando danos

33

materiais, econmicos, poluio ambiental, e principalmente, perdas de vidas. Neste

trabalho ser dada nfase, dentro de um plano de gerenciamento de integridade, aos

fatores que se relacionam com a incidncia de processos corrosivos.

Com relao ao cenrio nacional, a necessidade de se desenvolver um programa

de gerenciamento de integridade contra corroso em dutos decorre da crescente

demanda industrial e necessidade de desenvolvimento do setor de leo e gs do pas, o

que est proporcionando o desenvolvimento de diversos campos da engenharia

petrolfera. No caso do setor de abastecimento e transporte de fluidos, estima-se que

existam mais de 30.000 Km de dutos enterrados em todo o territrio nacional, sendo

compostos por oleodutos, minerodutos e gasodutos, isto sem considerar os projetos j

existentes de ampliao das linhas de transmisso e de distribuio de leo, gs e

minrios no pas. (BUENO, 2003)

Um programa de gerenciamento de integridade de dutos deve, de forma

abrangente, identificar, mitigar e implementar aes corretivas e preventivas dos

diferentes mecanismos de falhas provenientes de processos corrosivos e passveis de

ocorrer em linhas dutovirias. Com isto se tem a possibilidade de reduzir o risco de

falhas estruturais causadas por corroso.

Este programa deve apresentar uma metodologia eficiente para uma anlise

integrada de dados de inspeo e manuteno. Neste caso, considerando os fatores

especficos de deteriorao possvel detectar os pontos ao longo do duto suscetveis a

cada mecanismos de falha tais como corroso interna, corroso externa, corroso sob

tenso, danos pelo hidrognio, danos no revestimento e situaes de instabilidade de

solo. Sendo assim, o controle de corroso em dutos envolve o levantamento e anlise de

dados originados por diferentes mtodos de inspeo e prticas de rotinas de

manuteno e reparo. Uma anlise integrada de todas as informaes essencial para

que se mantenha nveis elevados de confiabilidade e continuidade operacional das

instalaes.

34

Neste trabalho so propostos conceitos com relao aos processos corrosivos

possveis de se desenvolver em dutos. Bem como, proposta uma metodologia de

avaliao de integridade de dados de inspeo para preveno de corroso em dutos.

Neste caso, o objetivo subsidiar o desenvolvimento de um plano de gerenciamento de

integridade, com nfase em processos corrosivos, contribuindo para a garantia de

integridade do duto. Com base nestes dados ser possvel direcionar atividades de

inspeo e de manuteno para os locais de maior potencial de falha. Desta forma, o

operador do duto poder trabalhar com uma manuteno preditiva e no corretiva, como

ocorre na maioria das vezes.

A metodologia proposta apresenta uma ordem lgica e integrada de anlise de

dados, onde so considerados resultados de ensaios laboratoriais para as descries e

definio dos mecanismos de corroso, dados de caracterizao dos aos para verificar

conformidade segunda a norma API 5L, avaliao da estabilidade do solo ao longo da

faixa de servido do duto, avaliao dos dados de inspeo do revestimento, avaliao

do sistema de proteo catdica, avaliao da corrosividade dos solos ao longo do duto,

avaliao de possveis influncias de correntes de interferncia e avaliao de perda de

espessura atravs de dados de PIGs instrumentados. Com base nas diversas rvores de

falhas propostas, pretende-se definir as bases de uma metodologia que permita

evidenciar os impactos positivos da adoo de programas dedicados de monitorao e

controle de corroso. Estas rvores auxiliaro o operador do gasoduto a ter um melhor

gerenciamento da integridade do duto, bem como um melhor direcionamento dos planos

de inspeo, de acordo as caractersticas e histrico que o duto apresentar.

O estudo realizado permitiu a proposio de um procedimento que analisa, de

forma integrada, os diferentes recursos tecnolgicos disponveis para monitoramento e

controle de processos de corroso em dutos. Permitiu tambm agregar resultados de

avaliaes em laboratrio, direcionadas dentro do objetivo de fornecer informaes

complementares que ampliem a capacidade de anlise, com ganho em eficincia no

gerenciamento de integridade.

35

CAPTULO 2 MECANISMOS DE CORROSO EM DUTOS

O primeiro passo de um plano de gerenciamento de integridade de um

equipamento ou estrutura detectar e entender todos os fatores que afetam a

integridade. Neste caso, para o caso da incidncia de corroso em dutos, necessrio

especificar e entender todos os processos corrosivos possveis de ocorrer em linhas

dutovirias.

Um requisito bsico em um programa de gerenciamento de integridade a

integrao de todas as informaes pertinentes, para se alcanar uma avaliao de risco.

Deste modo, necessrio que a avaliao de um determinado mecanismo de falha seja

feita levando em considerao que esta falha possa ter originado a partir de dois

mecanismo de falha especfico.

A partir de 2002, foi exigido que todas as linhas de transmisso de gs e lquidos

dos Estados Unidos e Canad tivessem um programa de integridade de dutos (BERGER

E ZERELLA, 2003). Com isto, os autores apresentaram um plano de integridade de

dutos para companhias de distribuio local de gs e de lquidos. Estas companhias

apresentaram dutos que percorriam a maior parte de sua extenso em locais de alta

conseqncia, ou seja, as falhas podiam causar grandes desastres. Os autores

consideraram as ameaas descritas no documento ASME B31.8S (ASME B31.8S,

2001) como possveis de ocorrer no gasoduto. Foram classificadas como ameaas

crticas os danos mecnicos e corroso, sendo que a corroso externa a principal

ameaa considerada pelos autores.

Contudo, outros autores (KANE et.al, 2003) relatam que a corroso interna o

principal motivo de falhas e vazamentos em dutos. Estimativas recentes indicam que em

torno de 50% das falhas verificadas em oleodutos ocorrem devido corroso interna,

contra 15% devidas corroso externa, 10 % devidas a vandalismo e 25% devidas a

outras causas. Para gasodutos, cerca de 30 % das falhas so devidas corroso interna

ou externa, que predominantemente se desenvolvem de 75 a 90 % na forma de corroso

localizada.

36

Minxu et al. (MINXU et al. 2003) relatam que a avaliao de segurana e

integridade em oleodutos chineses geralmente considerada sob 3 aspectos:

1. Avaliao de segurana de desastres geolgicos;

2. Avaliao de integridade de dutos que contm defeitos;

3. Avaliao da eficcia de proteo do revestimento.

Os autores (MINXU et al. 2003) relatam ainda que a avaliao de integridade de

dutos que contm defeitos pode ser dividida em duas etapas subseqentes:

1. Avaliao da resistncia residual;

2. Avaliao da vida remanescente do duto.

A figura 2.1 apresenta um fluxograma com a metodologia descrita.

Avaliao de segurana do duto

Segurana em desastres

geolgicos

Avaliao de integridade de

dutos com defeitos

Anlise da vida efetiva do

revestimento

Avaliao da vida remanescente do

duto

Avaliao da resistncia residual

do duto

Figura 2.1: Fluxograma de avaliao de integridade utilizado por companhias chinesas

(MINXU et al. 2003).

Os autores (MINXU et al. 2003) consideraram somente o aspecto de avaliao

de integridade de dutos que contm defeitos. Neste caso, correlacionam o tipo de defeito

observado com o provvel mecanismo de formao desse defeito verificado no duto.

O conhecimento de como os mecanismos de degradao que agem no metal

de extrema importncia, uma vez que se verifica em geral na literatura que diversos

37

autores (LEWANDOWSKI, 2002, DEY, 2001, DEY, 2004) apresentam clculos de

probabilidade de falha e anlise de vida remanescente que consideram todos os

processos corrosivos oriundos de um mesmo mecanismo, que o de corroso

generalizada. Alguns autores (MINXU et. al, 2003) chegam a descrever outros

mecanismos de corroso, como por exemplo, corroso sob tenso e fragilizao pelo

hidrognio mas as anlises so incompletas porque no avaliam de forma integrada os

parmetros que determinam a ocorrncia do mesmo.

O cdigo ASME B31.G (ASME B31.G, 1991) avalia a integridade estrutural e

vida remanescente de um duto com base na forma e dimenses da rea afetada pela

corroso. Apesar de o cdigo descrever somente alguns mecanismos de corroso em

dutos, na anlise final desconsidera fatores importantes que levaram ocorrncia deste

processo corrosivo, apoiando a anlise unicamente em uma curva de resistncia, que

considera somente o tamanho, profundidade e formato da rea corroda, no

considerando o mecanismo que causou a corroso. A anlise fica restrita a deteco dos

defeitos de maior periculosidade, desconsiderando as causas que conduziram sua

ocorrncia, desconsiderando ainda outros defeitos possveis, como trincamento, que

ocorrem em condies especficas.

2.1 - CORROSO EXTERNA

Alguns autores (BERGER e ZERELLA, 2003) relatam que atravs da

implementao de programas de gerenciamento de integridade em companhias de

distribuio de leo e gs, ficou constatado que a incidncia de corroso externa foi o

principal mecanismo de falha em dutos, no que se refere a mecanismos de falha

provenientes de processos corrosivos.

A corroso externa se inicia a partir de falhas no revestimento, fazendo com que

o solo (eletrlito) entre em contato com a superfcie nua do metal. Entretanto a corroso

s ter inicio se o sistema de proteo catdica estiver ineficiente. O processo corrosivo

ser agravado pela corrosividade do solo e poder se desenvolver na forma de pites ou

corroso generalizada. A norma ISO 15 589-1 (ISO 15 589-1, 2003) relata que um duto

38

s estar protegido contra corroso se o potencial catdico imposto for mais negativo

que 850 mV (Cu/CuSO4). No captulo 6 so discutidos e propostos critrios para

ajuste de um sistema de proteo catdica (SPC) em dutos enterrados.

Thomas et. al (THOMAS et. al., 2002) relatam que a incidncia de corroso

externa pode ser proveniente de processos de corroso atmosfrica, corroso devido

interferncia de correntes de fuga e falhas no revestimento. A proteo contra a corroso

externa sempre baseada no revestimento externo e na proteo catdica que previnem

o incio de processos corrosivos nas falhas do revestimento. Os autores apresentam uma

rvore de falha para avaliao de integridade para esta ameaa, que est representada na

figura 2.2.

Modelo de corroso externa

Condies dolocal

Examinar potenciais do

SPC

Inspeo por PIG

instrumentado.

Taxa de corroso externa estabelecida

Avaliao revestimento e SPC

Anlise da taxa de corroso externa por PIG instrumentado

Manuteno do Sistema de PC

Integridade OKSIM NO

Figura 2.2: Processo de avaliao de integridade da ameaa de corroso externa

(THOMAS et. al., 2002).

As tcnicas atuais, utilizadas pelas equipes de manuteno e inspeo, para

deteco de corroso externa so passagem de pig inteligentes para medio da perda de

39

massa do metal, utilizao da tcnicas DCVG de inspeo do revestimento e adequao

do SPC. As medidas de mitigao a serem tomadas so a troca do revestimento

defeituoso e, se necessrio, a troca do trecho do duto onde a perda de massa

expressiva. O documento ASME B31-G (ASME B31.G, 1991) apresenta os critrios

para seleo dos defeitos a serem reparados, sendo eles:

Todos os pontos com reduo de espessura maior que 80% devem ser reparados ou substitudos imediatamente.

Pontos com perda de espessura variando entre 10 e 80% devem ser avaliados segundo a curva de resistncia do cdigo ASME B31.G. A

metodologia de gesto destes defeitos est apresentada na figura 4.10

do captulo 4.

Pontos com perda de espessura menor que 10% podem ser desconsiderados.

Os pontos com perda de espessura entre 10 e 80 % devem ser avaliados

segundo a curva de resistncia (ASME B31.G, 1991). Neste caso, todos os pontos que

ficarem fora da regio de aceitao devero ser reparados. Esta curva de referncia,

representada na figura 2.3, avalia se a perda de massa observada aceitvel para se

manter o nvel de segurana exigido em um plano de gerenciamento de integridade.

40

Prof

undi

dade

mx

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ra

d/t

Comprimento corroso/(raio do duto * espessura)*1/2,

Figura 2.3: Curva de resistncia (ASME B31.G 2001).

O documento ASME B31-8S (ASME B31.8S 2001) inclui como corroso

externa as corroses galvnicas e corroso microbiolgica. Os dados mnimos que o

documento ASME exige para avaliao de risco de corroso externa em uma seo de

duto so:

Tempo de instalao Tipo de revestimento Condies do revestimento Anos de proteo catdica instalada corretamente Anos de proteo catdica instalada ineficientemente Anos sem proteo catdica Caractersticas do solo Dados de inspeo por pig e DCVG Corroso microbiolgica detectada ou no Histrico de falhas Dimetro do gasoduto Espessura do gasoduto

41

Percentual da tenso de operao (% Tenso limite de escoamento) Informaes de testes hidrostticos

A partir da avaliao destes dados sero ento priorizadas as atividades de

mitigao e avaliao de integridade residual do duto. A reavaliao de integridade no

intervalo entre a construo do duto e a primeira avaliao deve ser feita de acordo com

a solicitao a que o duto estar submetido, ou seja:

10 anos Para tenses impostas acima de 60% limite de escoamento. 13 anos Para tenses impostas entre 50% a 60% do limite de

escoamento.

15 anos Para tenses impostas entre 30 a 50% do limite de escoamento. 20 anos - Para tenses impostas entre 20 a 30% do limite de escoamento.

O documento BS 31-8S (ASME B31.8S 2001) apresenta trs mtodos de

avaliao de integridade com relao corroso externa. So eles inspeo in line,

avaliao direta e teste de presso. Aps a avaliao de integridade ser feita, as

respostas obtidas e correes implementadas devem ser documentadas a fim de verificar

a efetividade do programa e para confirmao dos intervalos de reavaliao. Os dados a

serem documentados so:

Nmero de falhas em testes hidrostticos causados por corroso externa; Nmero de reparos resultantes da inspeo in line; Nmero de reparos resultantes de avaliao direta; Nmero de vazamentos por corroso externa.

Os mtodos de avaliao direta descritos pelo documento ASME B31-8S

(ASME B31.8S 2001) e pela norma NACE RP0502 (NACE 0502-2002) apresentam

um processo de anlise que dividido em quatro etapas, chamado de ECDA (external

corrosion direct assessment). Este processo formaliza o uso de mtodos de inspeo

acima do solo (na superfcie) e integra os dados de inspeo de campo e testes com

caractersticas fsicas do duto. importante ressaltar que ameaas como danos

42

mecnicos e corroso sob tenso podem ser detectados pelo ECDA. Este mtodo exige

o uso de pelo menos duas tcnicas de inspeo, como por exemplo, inspeo do

revestimento e perda de massa do duto. necessrio que sejam executadas escavaes,

sendo que os locais das escavaes devem ser determinados por avaliao indireta para

apontar os locais de corroso e danos nos revestimentos.

As 4 etapas sero descritas a seguir:

1) Pr-avaliao

A pr-avaliao utiliza um mtodo de avaliao indireta para definir os locais no

duto onde ser executada o ECDA. Este mtodo de avaliao indireta inclui histrico do

duto e histricos de operao e inspeo, determinando os locais onde a ameaa de

corroso externa tem maior probabilidade de ocorrer.

Aps definidas as regies onde ser executado o ECDA, so selecionados ao

menos dois mtodos de inspeo, primrio e secundrio. Deste modo a primeira tcnica

de inspeo determina o defeito e a segunda tcnica valida a primeira e determina

possveis defeitos no detectados pela primeira tcnica.

2. Avaliao indireta

A avaliao indireta usada para detectar defeitos no revestimento, outras

anomalias e locais onde a corroso externa pode estar ocorrendo. As falhas devem ser

caracterizadas e priorizadas com base na severidade da corroso esperada, ou seja, os

locais que tem histricos de corroso severa devem ser considerados de maior

prioridade na hora de se avaliar a corroso e falhas no revestimento.

3. Avaliao direta

Nesta etapa so realizadas as escavaes e anlises da superfcie do duto nos

locais onde a avaliao indireta detectou falhas no revestimento e corroso. Os dados da

43

avaliao direta so combinados com os dados da avaliao indireta da etapa anterior, e

assim so estimadas as evolues do processo corrosivo e definidas as morfologias de

corroso. O objetivo das escavaes caracterizar os defeitos de corroso que podem

estar presentes no segmento do duto. Em cada escavao deve-se realizar anlises

fsico-qumicos do solo, cujos os dados sero utilizados para estimar a taxa de corroso.

O documento ASME BS31-8S (ASME B31.8S 2001) considera somente a

resistividade do solo como parmetro para estimar a taxa mdia de corroso, como

mostra a tabela 2.1.

Tabela 2.1: Parmetro resistividade utilizado pelo documento ASME B31-8S

para avaliar a corrosividade do solo (ASME B31.8S 2001).

Taxa de corroso

(mm/ano) Resistividade do solo (ohm - cm)

3 > 15000 - no corrosivo

6 1000 - 15000 - corrosivo

12 < 1000 altamente corrosivo

Adicionalmente, as aes de reparo e mitigao das falhas de corroso e

revestimento devem ser executadas nesta etapa do trabalho. A severidade de todos os

defeitos de corroso observados nas reas de escavao, onde havia falhas no

revestimento, devem ser determinadas segundo o documento ASME B31.G (ASME

B31.G, 1991).

4) Ps-avaliao

Esta etapa abrange as anlises dos dados coletados nos trs passos anteriores,

estimando-se a efetividade do processo ECDA e determinando-se o intervalo de

reavaliao. Nesta etapa realizada uma anlise de todo o processo de avaliao direta,

onde ser verificado o intervalo de re-inspeo que funo das atividades de

validao, reparos e mitigao. Portanto, se todos os defeitos encontrados pela avaliao

direta e indireta forem reparados, o intervalo de re-inspeo ser de 10 anos. Mas, se

44

somente parte dos defeitos encontrados forem reparados, o intervalo de re-inspeo ser

de 5 anos. Outro caso se o duto trabalhar com 30% da tenso limite de escoamento, o

intervalo de re-inspeo ser de 20 anos se todos os defeitos forem reparados e 10 anos

se apenas parte deles forem reparados.

McQueen et al. (MCQUEEN et al., 2003) aplicaram a tcnica ECDA para

avaliao de integridade de dutos, juntamente com uma tcnica probabilstica,

denominada Structural Reliability Analysis (SRA). Esta tcnica quantifica as

informaes obtidas pelo processo ECDA e determina o nvel requerido para uma ou

mais aes, com o intuito de definir um nvel aceitvel de confiabilidade e segurana do

duto. Os autores relatam que existem situaes onde os dados de ECDA, quando

processados por SRA, indicam uma probabilidade de falha inaceitvel. Neste caso

outros dados so coletados e a probabilidade de falha calculada usando o teorema de

Bayes. Atravs de um processo iterativo a probabilidade de falha calculada utilizando

dados atuais e tcnicas de mitigao at se atingir um nvel aceitvel.

Chaney e Eastman (CHANEY E EASTMAN, 2003) utilizaram a tcnica ECDA

para melhor integrar a prtica recomendada e a implementao efetiva do ECDA com as

necessidades do operador e do regulador. Eles obtiveram bons resultados e relatam que,

apesar do grande nmero de documentos requeridos, um bom procedimento estruturado

essencial para que um projeto ECDA seja executado eficientemente.

Leewis (LEEWIS, 2003) relata que o ECDA mantm a integridade do duto

somente se a ltima verso for sempre revista periodicamente. Este procedimento de

avaliao da integridade por ECDA exige que sua reviso seja realizada dentro do

tempo estimado para garantir o melhoramento contnuo da integridade do duto.

Os e Mastrigt (OS E MASTRIGT, 2006) relatam que 6% das falhas em um

gasoduto ocorreram por corroso externa e 71% ocorreram por danos por terceiro. Com

a aplicao da metodologia ECDA a probabilidade de falha por corroso externa se

reduziu consideravelmente.

45

2.2 - CORROSO INTERNA

A intensidade da corroso interna em dutos definida por diferentes fatores que

dependem do tipo de fluido transportado (gs ou lquido). Em gasodutos a ocorrncia

preferencialmente em locais com possibilidade de acmulo de gua (locais mais

rebaixados do duto), enquanto que em oleodutos pode ocorrer em qualquer local,

principalmente nos locais onde existem incluses no metal. O processo corrosivo pode

ocorrer por pite ou corroso generalizada.

Thomas et. al. (THOMAS et. al, 2002) relatam que existem diversos fatores

necessrios para a avaliao de integridade com relao ameaa de corroso interna.

Os autores tambm apresentam na figura 2.4 uma rvore de falhas para avaliar a

integridade do duto com relao este tipo de ameaa.

Modelo de corroso interna

Condies dolocal

Monitoramentoda corroso

por PIG

Inspeo por PIG

instrumentado.

Taxa de corroso interna estabelecida

Avaliao de PIG e tratamento qumico

Anlise da taxa de corroso interna por PIG instrumentado

Execuo de PIG e tratamento qumico

Integridade OKSIM NO

Figura 2.4: Processo de avaliao de integridade referente corroso interna

(THOMAS et al.2002).

46

A tcnica de deteco da incidncia de corroso interna inspeo com pig

instrumentado, que detecta locais com perda de massa devido ao processo corrosivo.

O documento ASME B31-8S (ASME B31.8S 2001) apresenta os dados

mnimos requeridos para avaliao da ameaa de corroso interna. Sendo elas:

Anos de instalao do gasoduto; Dados de inspeo anteriores; Histrico de vazamento; Espessura da parede; Dimetro do gasoduto; Informaes sobre testes hidrostticos; Anlises do gs, lquido ou slido (sulfeto de hidrognio, dixido de

carbono, oxignio, gua livre e cloreto);

Resultado de testes de cultura de bactrias; Dispositivos de deteco de corroso; Parmetros de operao (presso e velocidade do fluido); Intensidade de tenso operante (% limite de escoamento);

Estes dados sero utilizados preliminarmente para priorizar a avaliao de

integridade e aes de correo.

A norma NACE RP0775 (NACE RP0775, 1999) apresenta uma metodologia de

avaliao do potencial de corrosividade do fluido transportando. O mtodo utiliza

cupons que permitem medir a perda de massa anual. A tabela 2.2 apresenta a

classificao do potencial de corrosividade do fluido em funo da perda de massa.

Tabela 2.2: Corrosividade do fluido transportado em funo da perda de massa

do cupom instalado (NACE RP0775, 1999).

47

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

Se a corrosividade do fluido for classificado como severo, ou seja, maior que

0,125 mm/ano, os cupons tero que ser trocados em um prazo mximo de 45 dias.

A severidade da corroso interna pode tambm ser classificada pelo histrico de

falhas apresentado, ou seja:

Severa - se o duto apresentar histricos de corroso interna nos ltimos 5 anos sem eliminao das causas da corroso.

Moderada - se o duto apresentar histrico de corroso nos ltimos 10 anos, porm com as causas do processo corrosivo sanadas.

Baixa - se o duto no apresenta histricos de corroso interna.

Pezzi et al. (PEZZI et. al., 2004), em seu trabalho de desenvolvimento do

sistema de avaliao de risco em dutos de gs e leo, relatam que as variveis

relacionadas com a corroso interna so teores de CO2 e H2S, tipo de fluido, presena de

gua livre, pH, quantidade de enxofre, velocidade do fluido e presena de bactrias.

Tambm relatam que as possveis formas de corroso interna que podem ocorrer so

corroso induzida por bactrias, por pites e uniforme.

O documento ASME B31-8S (ASME B31.8S 2001) apresenta uma

metodologia de avaliao direta da ameaa de corroso interna, denominada ICDA

(internal corrosion direct assessment). Este mtodo segue o mtodo ECDA, para

corroso externa, como descrito no item anterior.

Moghissi et al. (MOGHISSI et. al., 2003) apresentam em seu trabalho a

aplicao da metodologia ICDA para gasodutos que transportam gs seco, mas que

48

podem sofrer ao por curto tempo de gs molhado ou gua. Neste caso, possvel que

ocorra corroso interna nos locais onde h acmulo de gua. Os autores relatam que,

pelo mtodo ICDA, estes pontos de acmulo de gua so avaliados. Atravs das

anlises destes pontos, geram-se informaes sobre o restante do duto, ou seja, uma vez

no havendo corroso interna nos locais onde ocorre acmulo de gua, provavelmente a

corroso no ocorrer em outros locais onde no ocorre acmulo de gua,. Os passos

executados so os mesmos seguidos pelo ECDA, porm com algumas diferenas nos

mtodos aplicados, que sero descritos a seguir.

Na etapa 1, de pr-avaliao, os dados coletados so histrico de operao,

histrico de dados atuais para avaliar a viabilidade da aplicao do ICDA, dados de

construo, manuteno e inspeo e mapas com locais provveis de acmulo de gua.

Nesta etapa a gua acumulada em regies especificas do gasoduto considerada como

eletrlito primrio para a corroso, o glicol e gs molhado so considerados

secundrios. O efeito de lquidos hidrocarbonetos, incluindo hidrocarbono condensado,

leo hidrulico e lubrificantes tambm devem ser considerados. Variaes de presso e

temperatura tambm devem ser consideradas, por causa do efeito de condensao.

Na etapa 2, avaliao indireta, no se utiliza inspeo acima do solo como ocorre

no ECDA. Neste caso, os resultados de modelamento de fluxo so avaliados para prever

locais de acmulo de gua.

A etapa 3, de avaliao direta, no poderia ser utilizada porque a superfcie

interna do duto no acessvel. So ento adotadas tcnicas preditivas da incidncia de

corroso, monitoramento da corroso interna e inspeo. A avaliao de ngulos crticos

e locais com inclinao pode ser til para selecionar locais de incidncia de corroso

interna, pois o acmulo de gua poder ocorrer se a inclinao do duto for maior que o

ngulo critico de condensao do gs.

Na etapa 4, de ps-avaliao, os dados obtidos nas etapas anteriores so

examinados para avaliar a efetividade do processo ICDA e determinar o intervalo de re-

inspeo.

49

Os autores MOGHISSI et. al. (2003) relatam ainda que esta metodologia no se

aplica a linhas de gs molhado, pois provvel que nos locais com inclinao maior que

o ngulo critico de condensao do gs, o acmulo de gua seja mximo. Neste caso

uma inspeo local seria representativa de todo o duto.

Moghissi et al. (MOGHISSI et. al., 2002) apresentam em seu trabalho um

mtodo para calcular o ngulo crtico de condensao do gs, a partir do dimetro do

duto, condies de operao que incluem temperatura, presso e velocidade do fluxo.

Mckay et al (MCKAY et al., 2003) relatam que um dos grandes desafios na

implementao do ICDA a determinao das mudanas de inclinao ao longo da

linha do duto. Schmidt e John (Schmidt e John, 2003) relatam que com a aplicao do

mtodo ICDA, o operador do duto pode obter muitos benefcios, tais como aumento na

segurana, otimizao dos custos de manuteno e aumento na integridade.

Abels e Bich (ABELS e BICH, 2006) constataram que atravs da metodologia

ICDA foi possvel avaliar a corroso interna em locais onde a ILI (Inspeo in line) no

poderia ser utilizada. Os autores determinaram o ngulo crtico de condensao do gs e

avaliaram a influncia de cada contaminante presente no gs com relao perda de

massa no metal.

Carter e Kenny (CARTER e KENNY, 2002) relatam que a corroso interna em

dutos pode ser ocasionada por CO2, H2S, microorganismos, O2 e cidos orgnicos, que

ocasionam perda de espessura e vazamento. Berger e Zerella (BERGER e ZERELLA,

2003) relatam que necessrio monitorar os lquidos presentes na linha, ou seja, dada

uma ateno especial composio do gs, pois estes fatores podem aumentar a

probabilidade de corroso interna e eroso.

Campbell (CAMPBELL, 2002) considera que a corroso interna deve ser

considerada em qualquer plano de gerenciamento de integridade de dutos de leo e gs.

A sua incidncia est associada presena de gua, leo condensado, sulfetos, xidos,

sais, slidos, e na fase gasosa a oxignio e dixido de carbono. A determinao de

locais possveis de incidncia de corroso interna pode ser feita pelo monitoramento dos

50

lquidos e slidos presentes, juntamente com as condies de operao. Quando forem

detectados lquidos e slidos realiza-se sua retirada e tambm a adio de inibidores de

corroso no sistema.

2.3 CORROSO SOB TENSO - CST

O mecanismo de corroso sob tenso enquadra-se dentro da categoria

Environmentally induced cracking (ASM Metals Handbook, 2003). A CST externa

resultado de interaes de fatores fsicos e qumicos e pode ocorrer quando o duto

submetido a condies especficas de tensionamento de suas paredes. Estas tenses

podem ser originadas por tenses de operao, residuais e aplicadas provocadas

principalmente por movimentaes do solo. Este tensionamento pode provocar uma

deformao plstica no metal causando freqentemente a quebra do revestimento. Com

isto, o ao entraria em contato com o solo, que pode ser um eletrlito altamente

corrosivo. Se o sistema de proteo catdica estiver ineficiente, ou seja, com um

potencial catdico mais negativo que 850 mV (Cu/CuSO4) (ISO 15 589-1, 2003) e se o

solo for corrosivo, este contato da superfcie do material com o solo pode provocar

reaes qumicas e eletroqumicas que resultaro no aparecimento de micro-trincas,

provenientes de corroso localizada (pite ou frestas). Aps a formao das micro-

trincas, estas tendero a se coalescer e propagar at a ruptura final do duto.

Vrios trabalhos (NATIONAL ENERGY BOARD, 1996, SOUZA e

OLIVIER, 2002, ASM METALS HANDBOOK, 2003, PIPELINE RISK

MANAGEMENT MANUAL, 2004) relatam que a ocorrncia de CST em dutos est

associada deformao plstica no metal, onde o fator principal de tensionamento seria

a movimentao de solo. Contudo, o pesquisador GABETA (2001) descreve que a

tenso flutuante na ponta de uma trinca, juntamente com o efeito de fragilizao pelo

hidrognio, so os causadores do trincamento no metal, mesmo dentro do regime

elstico.

Filho (FILHO, 2003) relata que uma estrutura enterrada pode estar submetida a

uma tenso de origem externa relacionada com a instabilidade do solo, em funo das

51

caractersticas geolgicas e geotcnicas do solo no local. Esta movimentao de solo

sendo excessiva poder gerar deformaes no metal e danos no revestimento externo.

As tenses externas podem ser causadas por:

Processos erosivos nas imediaes do duto. Escoamento de detritos prximos faixa do duto. Escorregamento de encostas e aterros. Depsito de madeiras de granulometria fina e mdia. Recalques diferenciais junto faixa do duto. Eroso dos suportes de travessias areas.

Fessler e Rapp (FESSLER e RAPP, 2006) relatam que o tamanho da trinca por

CST afeta a integridade do duto. Contudo, o autor estuda a suscetibilidade do duto

CST somente pela rea e tamanho da trinca e testes hidrostticos. No so considerados

nesta anlise dados importantes como condies de estabilidade de solo, nvel de

proteo catdica, condies de revestimento e corrosividade de solo. O tempo para re-

inspeo calculado somente pelos testes hidrostticos prvios, no se considerando os

fatores descritos acima.

Katz et al.(KATZ et al., 2006) calcularam a taxa de crescimento das trincas

atravs da anlise de duas inspees por Pig instrumentados, realizadas em 2001 e 2005.

Os autores calcularam a taxa de propagao da trinca e utilizaram este dado para

gerenciar a integridade do duto com relao ameaa de CST. Contudo, s considerado

o tamanho da trinca e no os fatores que causaram seu aumento.

importante notar que a tenso operante em um local particular de um duto

pode ser diferente da tenso em um outro ponto, sendo essa uma condio que

determina o crescimento das trincas nucleadas por CST. Parkins (PARKINS, 1994)

relata que este crescimento envolve, juntamente com o processo corrosivo (dissoluo

andica) a possibilidade de ingresso de hidrognio atmico no metal, o que reduziria

sua ductilidade. Sendo assim, a agncia de petrleo canadense relata (NATIONAL

ENERGY BOARD, 1996) que a combinao de um eletrlito em contato com a

52

superfcie do ao, de tenses elevadas impostas ao duto, de proteo catdica ineficiente

e o ingresso de hidrognio atmico na rede cristalina do metal poderia conduzir

formao de pequenas colnias longitudinais de trincas na superfcie do metal, que

podem se unir formando uma trinca principal que conduziria falha da estrutura. Este

conceito atualmente aceito por vrios pesquisadores.

Atualmente so estudados dois tipos de mecanismos de CST externa em dutos,

relacionados diretamente com o pH do solo. A CST poderia ocorrer segundo os

mecanismos propostos para solo de pH prximo do neutro e em solos de pH elevado

(PARKINS, 1994, NATIONAL ENERGY BOARD, 1996, GONZALZ e

BENTOLILA, 2000, CHEN, 2003).

O documento ASME B31-8S (ASME B31.8S 2001) descreve os dados

mnimos a serem requeridos com relao incidncia da ameaa de CST, sendo eles:

Idade do duto. Presso de operao. Temperatura de operao. Distncia do segmento avaliado em relao estao do

compressor.

Tipo de revestimento. Informaes de testes hidrostticos.

O documento relata ainda que se caso uma condio de CST for detectada

necessrio que um plano de inspeo e avaliao seja preparado. necessrio tambm

que sejam executados testes hidrostticos nas sees onde a incidncia de CST foi

detectada. O documento no relaciona a incidncia deste mecanismo com os locais de

instabilidade de solo.

A maior incidncia de falhas em dutos provocadas por corroso sob tenso

(CST) externa em contato com o solo foi documentada em um relatrio da National

Energy Board do Canad (NATIONAL ENERGY BOARD, 1996), descrevendo

diversos casos de falhas de materiais por corroso sob tenso externa em dutos. Desde

53

1977, 22 casos de falhas de dutos foram causadas por CST, incluindo 12 rupturas e 10

vazamentos em sistemas de dutos transportadores de gs e lquidos.

No cenrio brasileiro, Souza e Olivier (SOUZA e OLIVIER, 2002) relatam a

ocorrncia de uma falha ocasionada por corroso sob tenso em um duto fabricado com

ao API X46. Segundo as avaliaes tcnicas apresentadas, a falha ocorreu por colapso

plstico em uma estrutura contendo trincas por corroso sob tenso nucleadas em

condio de solo instvel.

Berger e Zarella (BERGER e ZERELLA, 2003) relatam que necessrio

monitorar a presso de operao, pois presses cclicas poderiam contribuir para a

fadiga e para a suscetibilidade a CST. necessrio monitorar a temperatura de operao

pois esta tambm tem influencia na CST.

O documento utilizado para avaliar a integridade do duto com relao ameaa

de falha CST a norma NACE RP0204 (NACE RP0204, 2004), denominada SCCDA

Stress corrosion cracking direct assessment. Esta metodologia avalia a incidncia de

CST em pH prximo do neutro e pH alcalino. Kariyawasam et. al. (KARIYAWASAM

et. al., 2006) avaliaram a eficincia de trs tcnicas de inspeo e deteco de CST,

sendo elas: testes hidrostticos, ILI (In line inspections) e SCCDA. O autor relata que a

metodologia SCCDA muito complexa para se utilizar na prtica. Isto ocorre porque a

capacidade de deteco da metodologia SCCDA altamente dependente de um extenso

nmero de dados e modelos preditivos.

Barker (BAKER, 2005) relata que a complexidade para a aplicao da

metodologia SCCDA se deve ao grande nmero de variveis que afetam a ocorrncia de

CST e a falta de correlao entre estas variveis. Em muitos casos, a deteco de trincas

por SCCDA for menor que 50% de todas as falhas detectadas pela inspeo por pig

instrumentado.

54

2.4 - FRAGILIZAO PELO HIDROGNIO - FH

As ameaas relacionadas incidncia de fragilizao pelo hidrognio podem

ocorrer tanto na superfcie interna quanto externa do duto. Este mecanismo tambm

enquadrado dentro da categoria Environmentally induced cracking (ASM METALS

HANDBOOK, 2003).

Cheng (CHENG, 2006) apresenta um modelo termodinmico de interao entre

o hidrognio, tenso e dissoluo andica na ponta de uma trinca em soluo de pH

prximo do neutro. O autor mostra que o sinergismo entre o hidrognio e tenso pode

promover o crescimento de trinca devido a mudana na energia livre do metal, sendo

que se o metal estiver tensionado esta concentrao de hidrognio afetar mais ainda a

taxa de crescimento da trinca.

Bueno et al. (BUENO et. al., 2004) relatam a incidncia de corroso sob tenso

e fragilizao pelo hidrognio em aos API com a imposio de 300 mV abaixo do

potencial de corroso em ensaios de trao sob taxa de deformao. Os aos API

apresentaram fraturas frgeis com grande incidncia de trincas secundrias. Os autores

relatam que estas trincas so provenientes do efeito fragilizante do hidrognio uma vez

que o metal se encontrava dentro do domnio de imunidade, segundo Pourbaix

(POURBAIX, 1963).

As ocorrncias de fragilizao pelo hidrognio na parte interna do duto esto

relacionadas com fluidos que contm altos teores de H2S. Guedes (GUEDES, 1997)

relata que o H2S funciona como um agente catalisador, favorecendo a fragilizao pelo

hidrognio. Quando o H2S presente na soluo se dissocia, o nion HS- age como um

envenenador cataltico da reao de recombinao dos tomos de hidrognio. Deste

modo o hidrognio atmico no sofre recombinao e conseqentemente no se forma o

gs hidrognio (H2), favorecendo assim o aumento da concentrao de hidrognio

atmico que se difunde para o interior do metal.

Rankin (RANKIN, 2004) relata como ameaas integridade do duto os

mecanismos de corroso sob tenso externa e fragilizao pelo hidrognio. Minxu et

55

al.(MINXU et al. 2003) relatam que a incidncia de fragilizao pelo hidrognio ocorre

preferencialmente em defeitos planares no duto. Contudo, vrios documentos e normas

(ASME B31.8S 2001, ASME B31.G, 1991, ISO 15589-1, 2003, API 5L, 2000) no

incluem como ameaa de falha a dutos enterrados o mecanismo de fragilizao pelo

hidrognio.

Muitos autores (PARKINS, 1994, NATIONAL ENERGY BOARD, 1996,

NACE 0502-2002, CHOOG e BEETS, 2006, SMITH e BARRETT, 2006, MAIER et.

al., 2006) no separam o mecanismo de CST do mecanismo de FH. De fato, consideram

que o efeito de FH age juntamente com o mecanismo de CST em pH prximo do

neutro. Contudo, no captulo 5 so apresentados vrios ensaios onde comprovado que

a perda das propriedades mecnicas dos aos API muito maior sob os efeitos da FH do

que CST. Neste caso, os mecanismos devem ser avaliados separadamente. No captulo 6

so discutidos conceitos relativos aos mecanismos de CST e FH.

2.5 CORROSO BACTERIOLGICA

A corroso bacteriolgica ocorre principalmente na superfcie externa do duto

em locais onde existem falhas no revestimento. Este tipo de corroso est relacionado

com as bactrias presentes no solo e reportado (VIEIRA, 1975, SERRA, 1979,

SERRA, 1981, TILLER, 1985, GRI, 1990 E SERRA, 2006) como resultado da ao de

microorganismos dos ciclos do ferro e enxofre. Estes microorganismos podem atuar em

consrcio, dependendo das condies favorveis que os solos apresentem. Nestes

grupos, merecem destaques as bactrias redutoras de sulfato (BRS), que sob condies

anaerbicas atuam reduzindo o sulfato a H2S, o que propicia a fragilizao pelo

hidrognio e formao do produto de corroso caracterstico FeS (sulfeto de ferro).

Outras bactrias que merecem ateno so as bactrias oxidantes de enxofre e ferro, que

oxidam compostos reduzidos de enxofre a cido sulfrico, e abaixam o pH do solo.

O mtodo para deteco dessa forma de corroso baseado em anlises

bacteriolgicas dos solos existentes na interface com o duto. Em meios anaerbicos com

bactrias redutoras de sulfato, deve-se impor um sistema de proteo catdica igual ou

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mais negativo que um potencial catdico de 0.950 mV (Cu/CuSO4), segundo a norma

ISO 15589-1 (ISO 15589-1, 2003).

Siqueira et al. (SIQUEIRA et al, 2005) simularam os efeitos do H2S gerado por

bactrias redutoras de sulfato (BRS). Os autores utilizaram uma soluo sinttica de

solo, denominada NS4 (Parkins, 1994). Para simular o efeito do H2S gerado pelas BRS

foi utilizado tiosulfato de sdio em diferentes concentraes. Os autores relatam que

com a adio de tiosulfato na soluo NS4 levou a maior densidade de corrente de

permeao de hidrognio, em relao a ensaios de permeao na soluo sem tiosulfato

(figura2.5). Nos ensaios de trao BTD o material apresentou maior perda de

ductilidade e fratura frgil na soluo NS4 com tiosulfato (figura 2.6). Estes resultados

comprovam que o H2S gerado pelas bactrias redutoras de sulfato pode causar efeitos

mais severos de trincamento por fragilizao pelo hidrognio no material.

Figura 2.5: Ensaios de permeao pelo hidrognio do ao API X60 em soluo NS4

pura e sol. NS4 com tiosulfato (SIQUEIRA et al, 2005).

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Figura 2.6: Ensaios de trao sob baixa taxa de deformao do ao API X60 em soluo

NS4 pura e sol. NS4 com tiosulfato (SIQUEIRA et al, 200

alys son helton santos bueno

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