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UTILIZAÇÃO DE MATERIAS NÃO METÁLICOS EM COLUNAS DE PRODUÇÃO PARA COMBATE A CORROSÃO
Daniel Mendes Neri
Monografia apresentada ao Programa de
Pós-graduação em Engenharia Naval e
Oceânica da COPPE, da Universidade
Federal do Rio de Janeiro, como parte dos
requisitos necessários à obtenção do título
de especialização em Engenharia de
Sistemas Offshore.
Professor-Orientador:
Marcus Vinicius Duarte Ferreira
Rio de Janeiro
Fevereiro de 2012
UTILIZAÇÃO DE MATERIAS NÃO METÁLICOS EM COLUNAS DE PRODUÇÃO PARA COMBATE A CORROSÃO
Daniel Mendes Neri
MONOGRAFIA SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO INSTITUTO ALBERTO
LUIZ COIMBRA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA DE ENGENHARIA (COPPE)
DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS
REQUESITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO TITULO DE
ESPECIALIZAÇÃO EM ENGENHARIA DE SISTEMAS OFFSHORE.
Aprovada por:
__________________________________________
Prof. José Márcio do Amaral Vasconcellos, D.Sc.
__________________________________________
Nome do outro professor
__________________________________________
Nome do outro professor
RIO DE JANEIRO, RJ – BRASILFEVEREIRO DE 2012
ii
Resumo da Monografia apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos
necessários para obtenção do grau de Especialista em Engenharia de Sistemas
Offshore
UTILIZAÇÃO DE MATERIAS NÃO METÁLICOS EM COLUNAS DE PRODUÇÃO PARA COMBATE A CORROSÃO
DANIEL MENDES NERI
Fevereiro de 2012
Orientadores: Marcus Vinicius Duarte Ferreira
Programa: Engenharia Naval e Oceânica
Em todos os ambientes de produção de hidrocarbonetos existentes, são
utilizados tubos, tanto para produção como para injeção, onde encontramos
freqüentes problemas devido à presença de compostos químicos que provocam
corrosão nas colunas.
Neste trabalho, foram apontados os tipos de matérias metálicos usualmente
utilizados em colunas de produção e injeção, como o super duplex, em comparação
técnica com sistema denominado Duoline, que consiste em um encamisamento
interno de tubos metálicos que promete evitar o contato direto do fluido injetado ou
produzido com o tubo em questão, evitando a corrosão ao longo de sua vida
produtiva, podendo assim, ser uma solução mais viável economicamente para
resolver problemas geralmente onerosos encontrados na indústria de exploração e
produção de petróleo.
iii
Abstract
In all environments, producing hydrocarbons existing pipes are used for both
production and injection, where frequent problems found due to the presence of
chemical compounds which cause corrosion in the columns.
This work indicated the types of metallic materials commonly used in columns
for the production and injection, the super duplex, compared Duoline system known
technique, which consists of an inner sheath of metallic pipes which promises to
avoid direct contact of the fluid injected or produced with the pipe in question,
preventing corrosion throughout its productive life, and may thus be a more
economically viable to resolve costly problems commonly encountered in industry
exploration and production of oil.
iv
SUMÁRIO
FOLHA DE APROVAÇÃO ii
RESUMO iii
1. INTRODUÇÃO 1
2. AGENTES CAUSADORES DE CORROSÃO 3
3. TUBOS METÁLICOS DE PRODUÇÃO 5
3.1 Definição e seleção de tubos metálicos 5
3.2 Seleção de materiais 6
3.3 Comparação de custos de materiais 7
3.4 Tubos de Aço-Carbono 8
3.5 Tubos CRA (corrosion resistant alloys) 9
3.6 CRA – elementos de liga 9
4. CORROSÃO EM MATERIAIS METÁLICOS 13
4.1 Produtos de corrosão em aço carbono 15
4.2 Produtos de Corrosão em Ligas Resistentes à Corrosão 16
4.3 Corrosão pelo Oxigênio Dissolvido 17
4.4 Corrosão pelos Íons Cloretos 19
4.5 Corrosão por CO2 em meios de produção 19
4.6 Influencia do H2S na corrosão pelo CO2 21
4.7 Corrosão por frestas 21
4.8 Mecanismo de Corrosão por Frestas 22
4.9 Corrosão por Frestas 22
4.10 Corrosão sob Tensão (CST) 23
4.10.1 CST por Cloretos – SCC 24
4.12.2 Corrosão sob Tensão por Sulfetos (SSC) 25
v
4.12.3 Susceptibilidade à CSTS na produção 27
4.11 Corrosão Microbiológica 27
5. MATERIAS NÃO METÁLICOS 29
5.1 GRE – Glass Reinforced Epoxi 29
5.2 Revestimento em GRE em conexões API e Premium 30
5.2.1 Proteção externa com GRE 32
5.2.2 Desvantagens do forro GRE 33
5.2.3 Vantagens do forro GRE 33
5.3 PPEAD - polietileno petroleiro de alta densidade 35
6. ESTUDOS DE CASOS 38
6.1 Produção utilizando WAG 38
6.1.1 Estudo de Caso 1 38
6.2 Avaliação do revestimento GRE em altas temperaturas 39
6.2.2 Estudo de caso 2 40
7. CONSIDERAÇÕES DE FINAIS 48
8. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 49
vi
CAPÍTULO 1
Introdução
A produção de petróleo e gás natural expõe os tubos ao contato com meios
aquosos corrosivos que eventualmente podem causar a falha dos componentes.
Nestes ambientes, a forma e a taxa da corrosão encontrada são
influenciadas, entre outros fatores, pelo conhecimento das condições corrosivas
existentes, pois a produção geralmente está associada à presença de água
produzida e gases dissolvidos como o CO2, H2S e O2, que tem características
corrosivas. A presença de sulfatos e cloretos na água associada aos gases contribui
para aumentar o seu potencial corrosivo, portanto, a seleção adequada dos
materiais é fundamental para se garantir o sucesso na operação das unidades de
produção e transporte de petróleo.
Substituições freqüentes e inesperadas de revestimento, tubos e linhas de
fluxo devido à corrosão é um importante fator de custo no transporte de fluidos de
petróleo do reservatório para as instalações de produção.
Este tema tem sido abordado e discutido pela indústria, mas não existem
conclusões definitivas, pois não há uma solução única para resolver o problema de
corrosão.
O objetivo deste trabalho é fornecer informações sobre soluções mais
utilizadas na indústria do petróleo atualmente, destacando os seus benefícios e
limitações, estes são os revestimentos interno de colunas de produção/injeção do
tipo GRE (resina epóxi reforçada com fibras de vidro) e a utilização de
termoplásticos de polietileno petroleiro de alta densidade, tem se mostrado como
uma alternativa atrativa técnica e economicamente em todo o mundo em detrimento
1
a utilização de materiais de metalurgia nobre – materiais de alta liga (CRA –
Corrosion Resistant Alloy), pois o tubo Duoline, custa apenas 3 vezes o valor do
tubo em aço carbono sem revestimento em comparação o tubo CRA, que possui
custo 8 vezes maior. (FERREIRA; BERRY, 2010)
Serão realizadas comparações entre metais nobres como aços inoxidáveis
duplex, super duplex e o metal aço carbono composto com materiais não metálicos,
para avaliarmos o comportamento de cada sistema, através de estudos de caso
onde foram testados este revestimento em poços de injeção de CO2, de água ou
WAG, que concluíram a eficiência do uso desses materiais.
Todas essas soluções são indicadas, levando em consideração o fator
preponderante para o seu uso, a análise do conceito de ciclo de vida do material,
que reflete diretamente ao numero de intervenções que determinado poço irá sofrer,
buscando assim, uma solução de menor custo geral ao longo de toda vida produtiva
para cada caso.
2
CAPÍTULO 2
Agentes causadores de corrosão
O agravamento de problemas de corrosão se deve aos avanços obtidos nos
processos de extração de petróleo, bem como as operações secundárias que
objetivam a recuperação do petróleo. Os principais contaminantes presentes nesta
água e no fluido produzido que contribuem para o desenvolvimento de processos
corrosivos são: gases (O2, CO2 e H2S, e sais dissolvidos na água) e sólidos em
suspensão. Dentre os gases, destaca-se o dióxido de carbono (CO2) que um gás
inodoro, incolor, sufocante, não inflamável, mais pesado que o ar. A ocorrência de
CO2, na presença de água, produz ácido carbônico (H2CO3), que reduz o pH do
ambiente e as causa de forma uniforme ou localizado, a corrosão em aço carbono
provoca desgaste significativo nas tubulações, de indústrias de petróleo e gás
natural. (MAINIER; ROCHA, 2005)
O sulfeto de hidrogênio (H2S) é um gás incolor, de cheiro desagradável
característico, extremamente tóxico e mais denso do que o ar. É parcialmente
solúvel em água formando as espécies químicas HS-(sulfeto ácido) e S2–(sulfeto)
conforme mostram as reações a seguir:
H2S H+ + HS¯ k1 = 9,1 x 10-8
HS¯ H+ + OH¯ k2 = 1,2 x 10-15
O sulfeto de hidrogênio encontrado na natureza proveniente dos campos de
petróleo e gás natural, das águas subterrâneas, das zonas pantanosas, das jazidas
de sal, de carvão ou de minérios sulfetados, é originário de processos geológicos
baseados em diversos mecanismos físico-químicos ou microbiológicos. A geração
natural do H2S, portanto, está relacionada à ambientes geológicos diversos nos
3
quais estejam presentes os componentes necessários e suficientes para o
desencadeamento das reações.
Dentre os mecanismos descritos na literatura para geração do H2S nos
campos de petróleo e gás natural destacam-se o mecanismo bacteriano, o
termoquímico associado à oxidação de hidrocarbonetos e o termoquímico relativo ao
craqueamento térmico de matéria orgânica rica em compostos sulfetados. Os
mecanismos de geração de H2S necessitam de uma fonte de enxofre, tais como:
sulfato solúvel em sedimentos marinhos, sulfato de cálcio (CaSO4) ou sulfato de
bário (BaSO4). Um mediador como as bactérias ou as elevadas temperaturas de
sub-superfície e um agente catalisador, implicará na velocidade da reação de oxi-
redução.
A corrosão pelo CO2 e pelo H2S tem sido responsável por numerosas falhas
na área de produção e transporte de petróleo. Em inúmeros casos os materiais são
especificados sem que sejam conhecidas ou levadas em consideração as condições
corrosivas a que estarão submetidos, como o pH da água, os teores de bicarbonato,
acetato, cloretos, a pressão parcial dos gases ácidos e até mesmo a temperatura.
(JOIA; FRANCO, 2002)
Assim como para o caso do CO2, a redução do pH da água faz com que a
presença do H2S provoque a ocorrência de corrosão localizada e mas também pode
causar a falha no material devido corrosão sob tensão (SSC). Outro mecanismo de
falha que é possível, nestas condições, é o cloreto de stress corrosão (CSC),
causada pelos cloretos presentes na água de formação.
O conhecimento das condições corrosivas e a seleção adequada dos
materiais podem minimizar ou mesmo eliminar os casos de falha.
4
CAPÍTULO 3
Tubos Metálicos de Produção
3.1 Definição e seleção de tubos metálicos
São condutos fechados destinados principalmente ao transporte e/ou
condução de sólidos, líquidos, pastosos e gasosos. A sua função é de garantir
estanqueidade, resistência à pressão interna ou externa. Podem ser utilizada com
várias finalidades, uma delas a estrutural. Porém, vamos nos ater a de condução
e/ou transporte de fluidos. (DE LIRA, 2010)
A seleção adequada é um problema difícil porque, na maioria dos casos, os
fatores determinantes podem ser conflitantes entre si. Caso típico é corrosão versus
custo. Os principais fatores que influenciam são:
Fluido conduzido – Natureza e concentração do fluido (Impurezas ou
contaminantes); pH; Velocidade; Toxidez; Resistência à corrosão;
Possibilidade de contaminação.
Condições de serviço – Temperatura e pressão de trabalho. (Consideradas as
condições extremas, mesmo que sejam condições transitórias ou eventuais.)
Nível de tensões do material – O material deve ter resistência mecânica
compatível com a ordem de grandeza dos esforços presentes. (pressão do
fluido, pesos, ação do vento, reações de dilatações térmicas, sobrecargas,
esforços de montagem etc.
Natureza dos esforços mecânicos – Tração; Compressão; Flexão; Esforços
estáticos ou dinâmicos; Choques; Vibrações; Esforços cíclicos etc.
5
Disponibilidade dos materiais – Com exceção do aço-carbono, os materiais
possuem limitações de disponibilidade.
Sistema de ligações – Adequado ao tipo de material e ao tipo de montagem.
Custo dos materiais – Fator freqüentemente decisivo. Deve-se considerar o
custo direto e também os custos indiretos representados pelo tempo de vida,
e os conseqüentes custos de reposição e de paralisação do sistema.
Segurança – Do maior ou menor grau de segurança exigido dependerão a
resistência mecânica e o tempo de vida.
Facilidade de fabricação e montagem – Entre as limitações incluem-se a
soldabilidade, usinabilidade, facilidade de conformação etc.
Experiência prévia – É arriscado decidir por um material que não se conheça
nenhuma experiência anterior em serviço semelhante.
Tempo de vida previsto – O tempo de vida depende da natureza e
importância da tubulação e do tempo de amortização do investimento. Tempo
de vida para efeito de projeto é de aproximadamente 15 anos.
(DE LIRA, 2010)
3.2 Seleção de materiais
Para a solução do problema da escolha dos materiais, a experiência é
indispensável e insubstituível, ou seja, material para ser bom já deve ter sido usado
por alguém anteriormente. Seguir a experiência é a solução mais segura, embora
nem sempre conduza à solução mais econômica.
Resumindo, pode-se indicar a seguinte rotina para seleção de materiais:
1. Conhecer os materiais disponíveis na prática e suas limitações físicas e de
fabricação.
6
2. Selecionar o grupo mais adequado para o caso tendo em vista as condições
de trabalho, corrosão, nível de tensão etc.
3. Comparar economicamente os diversos materiais selecionados, levando em
conta todos os fatores de custo.
(DE LIRA, 2010)
3.3 Comparação de custos de materiais
A comparação de custos deve ser feita comparando a relação
custo/resistência mecânica ou seja, a comparação deve ser feita entre preços
corrigidos que serão os preços por kg multiplicado pelo peso específico e dividido
pela tensão admissível de cada material.
Na comparação de custos dos materiais devem ainda ser levados em
consideração os seguintes pontos:
Resistência à corrosão (sobre espessura de sacrifício ).
Maior ou menor dificuldade de solda
Maior ou menor facilidade de conformação e de trabalho
Necessidade ou não de alívio de tensões.
CUSTO RELATIVO DOS MATERIAIS
Materiais Custo Relativo Materiais Custo Relativo
Aço-carbono estrutural 1,00 Ferro fundido 0,95
Aço-carbono qualificado 1,15 Alumínio 2,5
Aço-liga 1,25Cr – 0,5 Mo 3,1 Latão de alumínio 7,6
Aço inoxidável tipo 304 11,5 Metal Monel 31,8
Aço inoxidável tipo 316 15,0 Titânio 41,0Tabela 3.1 - Comparação de custos dos materiais
(DE LIRA, 2010)
7
3.4 Tubos de Aço-Carbono
São tubos amplamente usados nas indústrias e nos campos de petróleo,
representam 90% do tubos industriais, devido ao seu baixo custo, excelentes
qualidades mecânicas e facilidade de soldar e de conformar.
Podem ser utilizados em água doce, vapor, condensados, ar comprimido,
óleo, gases e muitos outros fluidos pouco corrosivos.
Existem aços-carbono especiais para baixas temperaturas com menos
carbono e mais manganês, para temperaturas abaixo de 0ºc e acima de 400ºc é
recomendado a utilização de aço-carbono acalmado (1% de si).
O aço-carbono exposto à atmosfera sofre corrosão uniforme (ferrugem) e o
contato direto com o solo causa corrosão alveolar penetrante. De um modo geral o
aço-carbono apresenta baixa resistência à corrosão (utiliza-se com revestimento ou
joga-se com sobre espessura de corrosão).
O aço-carbono é violentamente atacado pelos ácidos minerais, principalmente
quando diluídos ou quentes em suporta razoavelmente o serviço com álcalis, são
comercializados sem tratamento (tubo preto) ou protegidos com revestimento de
zinco depositado a quente (tubo galvanizado). (DE LIRA, 2010)
8
3.5 Tubos CRA (corrosion resistant alloys)
A fim de evitar a corrosão sob esse ambiente, o processo de seleção de
materiais pode considerar não apenas o uso de ligas resistentes à corrosão, mas
também o uso de revestimentos protetores e / ou produtos químicos para inibição de
corrosão.
Para os equipamentos e tubulações que estão sujeitas a alta pressão, tais
como poços e linhas submarinas, a alta pressão parcial de CO2 indica a
necessidade de utilizar metalurgia especial nas partes expostas ao fluido produzido,
uma vez que a taxa de corrosão de aço carbono pode ser muito alta nesses casos.
Os aços inoxidáveis duplex e super duplex são ligas Fe-Cr-Ni-Mo-N, com
limite de resistência da ordem de 860MPa, limite de escoamento em torno de
490MPa, alongamento da ordem de 30% e com elevada resistência à corrosão
principalmente em ambientes contendo íons formados com elementos da família
VIIA da tabela periódica, tais como: Cl-, Br- e I-. Esses íons, principalmente o cloreto,
são muito comuns na água do mar. (MARTINS et al., 2004).
Os tubos de aços-liga ou de aços inoxidáveis são bem mais caros que os
aços-carbono, além do que a soldagem, conformação e montagem também são
mais difíceis e mais caras.
3.6 CRA – elementos de liga
• Cromo: elemento de maior influência na resistência à corrosão, pois é ele que
forma a película de óxido que protege o metal.
• Níquel: melhora a resistência à corrosão, melhora as propriedades mecânicas
como ductilidade e soldabilidade.
9
• Carbono:diminui ligeiramente a corrosão quando no estado dissolvido, pode
causar completa desintegração quando precipitados na forma de carbonetos
em contornos de grãos (sensitização)
• Molibdênio e tungstênio: aumenta a passividade e a resistência à corrosão
localizada
• Nitrogênio: melhora resistência a pite, mas não pode ser utilizado em grande
quantidade (<1,0%) devido a formação de nitretos.
• Titânio e nióbio:evita o empobrecimento de cromo, evitando assim a
sensitização.
• Cobre: melhor a resistência à corrosão uniforme.
Silício: Melhoram a resistência à oxidação a alta temperatura, quando em
solução sólida. (DE LIRA, 2010)
A seguir, indicações de uso desse materiais:
Definições:
Aços-liga são todos os outros aços que contêm outros elementos, além dos
que compõem os aços-carbono.
10
Aços inoxidáveis são os que contêm pelo menos 12% de Cr que lhes
conferem a propriedade de não se enferrujarem mesmo em exposição prolongada
em uma atmosfera normal.
A Tabela I mostra as mais comuns ligas resistentes à corrosão (CRA),
utilizados em poços e linhas submarinas, e suas propriedades em termos de força e
resistência à corrosão, que se expressa em termos ou PREN (número equivalente
de Resistência ao Pite). Para estas aplicações, uma alta resistência é melhor, a fim
de reduzir o peso da tubulação, facilitando as operações para o poço em perfuração
e instalação da linha submarina. Assim, superaustenítico e aços inoxidáveis duplex
são as opções mais utilizadas para poços e linhas submarinas. Para tubulação
topsides regular aços austeníticos e duplex são as opções mais utilizadas. Devido
ao seu alto custo, ligas de níquel são normalmente utilizados em cladded (bi-
metálico) canos, onde uma fina (3mm) camada interna da liga é ligado
metalurgicamente ao aço carbono regular. Tubos Claded produzido através do
processo de co-laminação têm sido utilizados em oleodutos submarinos, mas a sua
oferta a nível mundial é considerado muito limitado. (BELTRÃO et al, 2009)
11
Tabela 3.2 - Propriedades resistente à corrosão da liga
(BELTRÃO et al, 2009)
Figura 3.1 - Clad Pipe (3mm Inconel 625 + aço carbono X65)
(BELTRÃO et al, 2009)
12
CAPÍTULO 4
Corrosão em Materiais Metálicos
A corrosão em tubulações metálicas enterradas pode acontecer de forma
uniforme ou localizada, tanto internamente como externamente. A prática de
proteção de condutos da ação corrosiva, nem sempre é totalmente efetiva através
exclusivamente da utilização de revestimentos externos, desta forma, a adoção de
um adequado sistema de proteção catódica é necessária para que se garanta um
efetivo desempenho da tubulação.
A corrosão do material metálico é a forma mais comum de deterioração
estrutural, relaciona-se tanto à resistência quanto à durabilidade de uma tubulação
metálica. A forma que a corrosão irá se processar depende das condições do tubo.
Uma corrosão uniforme ou praticamente uniforme pode ser, por exemplo,
relacionada a um conduto sem revestimento ou a uma falha no sistema de proteção
catódica.
Corrosão é uma oxidação do metal espontâneo, que poderá ser acelerada
quando submetida a uma fonte externa.
A corrosão ou deterioração do material pode ocorrer por ação química ou
eletroquímica do meio em contato, aliado ou não a esforços mecânicos externos. É
um processo espontâneo e ocorre nos mais diversos tipos de materiais, metálicos e
não metálicos, é o inverso do processo metalúrgico, onde o metal é extraído do
minério através de uma fonte de calor externas (processo não espontâneo);
A corrente que circula entre a área anódica e catódica é função da diferença
de potencial entre os dois elementos, e que será função dos metais em contato e do
meio que circunvizinha. (ANDRADE et al, 2010)
13
A velocidade de desgaste do material é função de diversos parâmetros, entre
os quais podem ser citados:
irregularidades micro estruturais;
estado de tensões;
metais diferentes em contato;
natureza e concentração dos contaminantes do fluido;
tipo de óxido formado.
Figura 4.1 - Condições necessárias para ocorrer a corrosão
(ANDRADE et al, 2010)
Nenhum material metálico é imune a corrosão, sempre existirá um meio que
possa atacá-lo.
Como exemplo podemos citar:
aços inoxidáveis em presenças de íons cloretos;
cobre e suas ligas em presença de amônia;
ouro e platina em presença de mercúrio;
alumínio em presença de bases fortes (hidróxido de sódio) e ácido clorídrico;
14
titânio em meio ácido fluorídrico.
A reação mais importante e responsável pelo desgaste do material é a de
passagem do metal da forma reduzida para a iônica (responsável pelo desgaste do
metal) (ANDRADE et al, 2010).
4.1 Produtos de corrosão em aço carbono
Serão formados pelos íons resultantes das reações anódicas e catódicas.
Considerando-se o aço carbono imerso em solução aquosa de cloreto de sódio:
ANODO: Fe Fe+2+2 + 2e-
CATODO: 2H2O + 2e- H2 + 2OH-
Os íons metálicos Fe+2 migram em direção ao catodo, os íons hidroxilas oh-
em direção ao anodo e, numa região intermediária esses íons se encontram
formando Fe(OH)2
Fe+2 + 2OH- Fe(OH)2
O Fe(OH)2 formado sofre transformações, e de acordo com o teor de
oxigênio presente, pode se ter:
3Fe(OH)2 Fe3O4 + 2H2O + H2 (meio isento O2)
2Fe(OH)2 + ½ O2 + H2O 2Fe(OH)3 ou Fe2O3.H2O ou
FeO.OH (meio com O2)
-Fe2O3 = hematita (não hidratado)
-FeO.OH = akaganeita
-FeO.OH = lepidocrocita
-FeO.OH = goethita
15
4.2 Produtos de Corrosão em Ligas Resistentes à Corrosão
Materiais Nobres formam filmes aderentes e protetores em meios aquosos
contendo oxigênio (passivação) e, em caso de danos ao filme, há possibilidade de
reconstituição, titânio, alumínio, ligas com elevados teores de Níquel-Cromo-
Molibdênio e aços inoxidáveis são alguns exemplos.
Figura 4.2 – Corrosão em filmes aderentes e protetores em materiais nobres
(ANDRADE et al, 2010)
Na indústria do Petróleo a maioria das falhas de equipamentos estão ligados
direta ou indiretamente à corrosão com a predominância da Corrosão Localizada.
A corrosão localizada tem como principais características a ocorrência em
pequenas áreas da superfície metálica e uma alta velocidade de ação. Isto é devido
à presença de células de corrosão que possuem área catódica muito maior que a
anódica, o que acelera o desgaste, comparado ao da corrosão generalizada. As
áreas anódicas, por serem pontos pequenos na superfície do metal, concentram
corrosão, formando as cavidades denominadas pites.
16
A corrosão por pite é considerada mais perigosa do que a corrosão
generalizada devido à maior dificuldade para detectar e prognosticar este tipo de
corrosão. A perda localizada de espessura das paredes da tubulação é responsável
por uma redução do momento de inércia da seção transversal do conduto e, ainda,
com o dano localizado tem-se um aumento de tensões circunferências. (ANDRADE
et al, 2010)
Figura 4.3 –
Corrosão localizada
(ANDRADE et al, 2010)
A Corrosão Localizada ocorre em função do material utilizado, do meio em
que se encontra e as condições operacionais. No caso dos materiais metálicos, a
corrosão ocorre devido:
composição química
materiais diferentes em contato
impurezas
tratamento térmico ou mecânico
17
filme formado na superfície
frestas
4.3 Corrosão pelo Oxigênio Dissolvido
Sua Ação Corrosiva é Função do Tipo de Metal
1) Aços-carbono
Oxigênio atua como agente despolarizante catódico, acelerando o processo
corrosivo.
H2O + ½ O2 + 2e 2 OH-
FeFe2+ + 2e-
A Taxa de Corrosão aumenta quando devido a maior concentração de O2,
com o aumento da velocidade de fluxo e com o aumento da temperatura da
operação.
2) Aços-Inoxidáveis ou Ligas resistentes à Corrosão (CRA)
Na área anódica, no interior do pite, ocorre a oxidação do ferro.
(FeFe2+ + 2e)
Na área catódica correspondente a toda a superfície ao redor do pite ocorre a
redução do oxigênio.
(H2O + 1/2O2 + 2e 2OH- )
No interior do pite há produção de íons Fe2+ criando um excesso de cargas
positivas na solução, para manter a neutralidade os íons negativos (p.ex. os
cloretos) migram para o interior do pite, formando cloretos metálicos que
hidrolisam, baixando o pH:
18
A Taxa de Corrosão aumenta quando diminui a concentração de O2 (traços)
que impede a reconstituição do filme, quando diminui a velocidade de Fluxo (forma
frestas) e quando aumenta a temperatura de operação. (ANDRADE et al, 2010)
Este tipo de corrosão em instalações submarinas está relacionado,
geralmente, a ação do oxigênio dissolvido na água do mar. O oxigênio é um forte
oxidante e reage rapidamente com o metal.
Tabela 4.1 – Gráfico da taxa de corrosão pela concentração na fase aquosa do O2, CO2 e H2S
(ANDRADE et al, 2010)
4.4 Corrosão pelos Íons Cloretos
Sua Ação Corrosiva se da em função do tipo de material
1) Aços-carbono
A taxa de corrosão independe da concentração de cloretos, pois a presença
de gases corrosivos (O2, CO2 e H2S) apresentam maior impacto na
corrosão.
19
A taxa de corrosão do aço carbono em água doce é tão alta quanto à da água
do mar em função da presença de O2 dissolvido.
2) Aços Inoxidáveis e Ligas Nobres.
Quanto maior for o Teor de Cloretos, maior será susceptibilidade à Corrosão
sob Tensão (CST ou SCC) e sob Tensão por Sulfeto (CSTS ou SSC).
4.5 Corrosão por CO2 em meios de produção
É um dos tipos de corrosão interna mais estudada na indústria de óleo e gás
pelo fato dos reservatórios conterem CO2. Este gás na presença de água pode
gerar um processo corrosivo capaz de levar o equipamento ou duto a falhar. O CO2
é um gás que solubiliza na água. Esta solubilidade aumenta com aumento da
pressão parcial de CO2, aumento da temperatura e diminuição do teor de cloretos
na água CO2
CO2 + H2O H2CO3
Fe + H2CO3 FeCO3 + 2H+ + 2e-
Os principais fatores que influenciam a corrosão pelo CO2 são:
Pressão parcial de CO2 ()
pH ()
Temperatura ()
Tipo de Produto de Corrosão formado
Características do material (AC ou CRA)
Padrão de escoamento e velocidade de escoamento
Além dos fatores mencionados acima os ácidos orgânicos (ácido acético) e de
H2S influenciam a corrosão pelo CO2.
20
4.6 Influencia do H2S na corrosão pelo CO2
O H2S é mais reativo do que o CO2 e em contato com o aço tende a formar
sulfeto de ferro, antes da formação do carbonato de ferro. Dessa forma, há redução
da taxa de corrosão uniforme.
Caso o filme de sulfeto não esteja totalmente integro, pode haver aceleração
da corrosão localizada, a presença cloretos pode danificar este filme de sulfeto de
Fe localmente, formando uma célula galvânica entre o sulfeto de ferro (catodo) e o
aço (anodo), o que favorece o crescimento de corrosão localizada (pites).
A presença de ácidos orgânicos promove um aumento na corrosão pelo CO2,
pois além de reduzirem o pH, quebram a estabilidade do filme de carbonato de ferro.
4.7 Corrosão por frestas
Corrosão que ocorre em locais com depressões e cavidades com fluido
estagnado, onde o suprimento de oxigênio fica de difícil acesso no interior das
frestas o meio pode atingir ph bastante baixo, acelerando a corrosão.
Para sua ocorrência, a fresta tem que ser larga o suficiente para permitir a
entrada de líquido, porém estreita para mante-lo estagnado
Figura 4.4 – Corrosão por frestas(ANDRADE et al, 2010)
21
4.8 Mecanismo de Corrosão por Frestas
Corrosão por Pites e Frestas
Reação anódica de dissolução do metal ocorrendo no interior da fresta.
(M Mn+ + ne)
Reação catódica ocorrendo nas regiões adjacentes à fresta ou pite.
(H2O + ½ O2 + 2e 2 OH-)
[M+], [Cl-] para manter neutralidade formando cloretos metálicos
Por hidrólise:
M+Cl- + H2O MOH + H+Cl-
Causando redução de pH na fresta.
4.9 Corrosão por Frestas
1) Regiões de Roscas como, por exemplo, Conexão API e Ligas Resistentes à
Corrosão (CRA) e corrosão na região do packer
Figura 4.5 – Corrosão por frestas na Conexão API
(ANDRADE et al, 2010)
22
Figura 4.6 – Corrosão na região de vedação do Packer (Não Metálico + CRA)
(ANDRADE et al, 2010)
4.10 Corrosão sob Tensão (CST)
Trincamento do metal devido a ação combinada de tensões residuais (ou
aplicadas) e meios corrosivos contendo CLORETOS e/ou H2S. A taxa de
propagação da trinca é função do nível de tensão imposto ao metal e a resistência
mecânica do mesmo.
23
Figura 4.7- Trincamento do metal devido à ação combinada de tensões residuais (ou aplicadas)
e meios corrosivos contendo CLORETOS e/ou H2S.
(ANDRADE et al, 2010)
Figura 4.8 - Corrosão sob Tensão
(ANDRADE et al, 2010)
4.10.1 CST por Cloretos - SCC
Inicia-se pela formação de uma pite. O íon Cl- destrói a camada passiva dos
aços inoxidáveis.
Formação de HCl dentro do pite:
Redução do pH dentro do pite
24
Dissolução anódica na ponta da trinca (corrosão)
Corrosão + Tensão + Material suscetível CST⇒
Alta Temperatura, Auto teor de Cl- e de O2 aumentam suscetibilidade.
Figura 4.9 - Trincas de natureza transgranular e ramificadas, típicas de corrosão-sob-tensão
Aço Inoxidável x Cloreto x Temperatura (68° C)
(ANDRADE et al, 2010)
Nos aços inoxidáveis a CST (SCC) ocorre geralmente em meios aerados.
Em meios desaerados só ocorre em pH ácido, presença H2S, Alto Teor de Cloretos e
Alta Temperatura.
4.10.2 Corrosão sob Tensão por Sulfetos (SSC)
25
Apesar do H2S favorecer a corrosão localizada no aço carbono, o pior
problema causado pelo H2S nos materiais metálicos, não é perda de espessura do
material devido à corrosão, o maior problema em se operar com esse gás é a
possibilidade de ocorrer corrosão sob tensão por sulfetos (CSTS ou SSC), fenômeno
que pode acontece rapidamente levando à falha catastrófica do equipamento.
Esse tipo de trincamento ocorre devido à corrosão do material metálico.
Na parte catódica da reação de corrosão, evolução de hidrogênio (2H + 2e H2), o
H2S atua como envenenador evitando que todo hidrogênio atômico (H0) vire
hidrogênio molecular (H2).
Esse hidrogênio atômico se difunde para região de maior concentração de
tensão fragilizando a estrutura cristalina dos metais, conseqüentemente, reduzindo a
ductilidade localmente.
Fe → Fe2+ + 2e
2H + 2e _ 2Had → H2
H2S envenenador
Principais Fatores que Influenciam na SSC
pH menor pH mais corrosivo é o meio maior é a reação catódica de⇒
evolução de H2;
pH2S > pH⇒ 2S, > a quantidade de H2S na solução aquosa;
Material > a dureza, > a suscetibilidade à SCC, pois < sua ductilidade;⇒
Temperatura > T, > difusão do H, atravessando o material rapidamente⇒
sem fragilizá-lo;
Nível de Tensão Aplicada > nível de tensão, > suscetibilidade à SCC⇒
devido à proximidade do LE;
26
Nível de Cloretos > teor de Cl-, > suscetibilidade a SSC⇒ , pois favorece a
corrosão localizada em ambiente contendo H2S;
Tempo de Exposição > exposição > suscetibilidade a SSC⇒ .
Como obter um material resistente a SSC:
Para aço carbono, deve-se obedecer os limites de dureza da norma NACE
MR0175/ISO 15156 parte 2 para aço carbono ou qualificar o material através
de testes (NACE TM0177);
Para os CRA’s, deve-se obedecer os requisitos da NACE MR0175/ ISO
15156 parte 3 ou qualificar o material através de testes (NACE TM0177);
4.10.3 Susceptibilidade à CSTS na produção
Corrosão que quando associada a velocidade de fluxo aumenta o desgaste
da superfície metálica. Cada material possui uma velocidade máxima de fluxo que
varia em função da presença de sólidos.
Figura 4.10 - Falha por Corrosão e Erosão
(ANDRADE et al, 2010)
4.11 Corrosão Microbiológica
A corrosão microbiológica ou corrosão induzida por microrganismos é aquela
onde o material metálico sofre corrosão sob a influência de atividades de
27
microrganismos e de seus produtos metabólicos (biomassa e ácidos) que
transformam um meio originalmente inerte em agressivo. As bactérias mais
freqüentemente encontradas em processos corrosivos da indústria do petróleo é a
redutora de sulfato (BRS) que gera H2S aderindo às superfícies e formando
biofilmes. (ANDRADE et al, 2010)
Figura 4.11 - Corrosão Microbiológica
(ANDRADE et al, 2010)
CAPÍTULO 5
MATERIAS NÃO METÁLICOS PARA O COMBATE A CORROSÃO
5.1 GRE – Glass Reinforced Epoxi
O recobrimento interno de tubing e casing com materiais não-metálicos, como
as resinas epóxi reforçadas com fibra de vidro (GRE – Glass Reinforced Epoxi), tem
se mostrado uma alternativa atrativa, técnica e economicamente em todo o mundo,
em detrimento a utilização de materiais de metalurgia nobre – materiais de alta liga
(CRA – Corrosion Resistant Alloy). (FERREIRA; BERRY, 2010) O revestimento
interno em GRE propicia uma barreira contra corrosão, impedindo o contato dos
28
fluidos corrosivos com a coluna de produção/injeção. As camisas de fibra de vidro
com resina epóxi reforçadas com fibra de vidro, são entremeadas de forma a dar-
lhes resistência e plasticidade, e curadas em alta temperatura.
O Sistema Duoline da Fiberware tem uma extensa e variada lista de
aplicações em um grande número de situações, as quais incluem injeção de água
produzida, injeção de CO2, produção de gás, produção de óleo através de gás-lift, e
em poços de deposição de produtos químicos, tanto em terra como no mar.
O Sistema Duoline da Fiberware tem demonstrado ao longo dos anos um
desempenho muito satisfatório em ambientes com a presença de CO2 e de H2S. Foi
para prevenir a corrosão de colunas em poços produtores de gás com temperatura
de fundo superior a 144º C (292º F), e é comumente utilizado em poços para injeção
de água ou para produção de gás com temperaturas de serviço de 121º C (250º F).
(FIBERWARE, 2009)
.
Este processo único de inserção de camisas internamente nos tubos
assegura a presença de um material resistente, fabricado pelo processo de
enrolamento contínuo de cintas de fibra de vidro e materiais, firmemente colocados
dentro de tubos.
O Sistema tem comprovado ser o sistema mais resistente à abrasão em testes com
ferramentas a cabo, mesmo em poços com grande grau de inclinação. É compatível
com ácidos, tem alta resistência a impactos, é resistente a falhas na presença de
gás (diferentemente de outros tipos de revestimentos, que tendem a falhar nessas
condições), é compatível com a grande maioria das conexões existente no mercado,
tem alta resistência química, e tolera bem tanto esforços de tensionamento como de
curvamento dos tubos. (FIBERWARE, 2009)
29
5.2 Revestimento em GRE em conexões API e Premium
O sistema é constituído por:
Tubing - tubo externo em aço carbono.
GRE (liner) – (Glass Reinforced Epoxi) – revestimento interno em resina epoxi
com fibra de vidro fabricado conforme o tamanho e o peso da tubulação.
CBR - (Corrosion Barrier Ring) – anel de vedação para alcançar o total
isolamento do aço em relação aos fluidos.
Grout – aplicada no espaço anular entre o tubing de aço-C e o GRE, consiste
em uma pasta cimentícia que garante a fixação do GRE.
Figura 5.1 – Conexão API revestido com Liner GRE
(FIBERWARE, 2009)
30
Figura 5.2 – Conexão Premium
(FIBERWARE, 2009)
31
Figura 5.3 - Tubo de produção com conexão Premium e API revestido com GRE(FIBERWARE, 2009)
5.2.1 Proteção externa com GRE
O envoltório externo é aplicado na superfície externa de tubulações abaixo do
packer, onde são expostos à corrosão de fluidos do poço. Condições similares
existem em tubulação exposta em anulares, em sistemas de completação dupla e
produção simultânea e de poços de injeção. (SIMPSON; RADHAKRISHNAN, 2006)
Figura 5.4 - Proteção Externa do tubo aço-carbono
(FIBERWARE, 2009)
5.2.2 Desvantagens do forro GRE
Algumas desvantagens devem ser levadas em consideração quando se faz uso
dessa tecnologia, mas que não chegam a ser desvantagens que comprometam a
eficiência:
Caro em comparação com opções em aço.
Necessidade de ser enterrado para proteger a tubulação de mecânica de
impacto.
Diminuição no diâmetro interno dos tubos.
Exige mão de obra especializada para lidar com as conexões e curvas.
32
Adequação de resinas para lidar com diferentes tratamentos com ácido.
Limitações de Temperatura.
5.2.3 Vantagens do forro GRE
O forro GRE pode ser aplicado tubos novos e usados
Oferece proteção superior a corrosão, resistência comprovada devido à
diminuição expressiva do numero de intervenções.
A superfície extremamente lisa interna (0,00021 "/ 6 C) garante compensar a
perda carga proveniente da diminuição do diâmetro interno, provado através
coeficiente extremamente favorável do fator de atrito C de Hazen-Williams,
(C = 150 para GRE em relação ao C=100 do aço)
eliminação de injeção de inibidores de corrosão e minimiza as necessidades
de tratamento de água em relação ao ambiente de poço.
Restaura concentricidade no forro permitindo uma melhor fluidez.
(SIMPSON; RADHAKRISHNAN, 2006)
33
Figura 5.5 – Vista interna do tubo revestido com material GRE
(SIMPSON; RADHAKRISHNAN, 2006)
5.3 PPEAD - polietileno petroleiro de alta densidade
Esse sistema é utilizado por mais de 40 anos em vários países. Existem
instalações que estão em uso há vários anos sem que nenhuma corrosão tenha
ocorrido na coluna revestida, tem sido largamente utilizado em poços de bombeio
mecânico, devido à alta resistência do PPEAD à abrasão das hastes de bombeio,
em poços com bombas centrifugas, em poços injetores, e em poços produtores de
petróleo de um modo geral, porem, possui algumas limitações que são:
34
não é recomendado para poços de injeção de gás, pois possui uma limitação
de sua resistência mecânica de uso de até 7 bars de pressão, e nem para a
injeção de águas que contenham grande quantidade de CO2 ou de H2S.
Trabalha com temperaturas limites em poços de -28º C até 71º C
(SIMPSON; RADHAKRISHNAN, 2006).
O Sistema PPEAD é um sistema de revestimentos que utiliza camisas de
parede espessa de polietileno petroleiro de alta densidade em tubos metálicos,
preenchendo o espaço anular com uma argamassa especial aplicada sob pressão.
As extremidades são flangeadas de forma a proteger as extremidades metálicas dos
tubos. Dessa forma, se reduz a corrosão em tubos, pois a parte interna do tubo se
tornará essencialmente inerte à maioria dos ácidos, sais e fluidos corrosivos, em
ambientes de baixa temperatura e de baixa pressão.
O Sistema PPEAD permite uma proteção altamente confiável às tubulações.
As camisas protetoras são posicionadas tanto no pino como na caixa de forma que a
estrutura metálica do tubo é completamente protegida quando se utiliza os anéis
barreira de corrosão.
O ponto alto do sistema é o fato de que a ausência de rugosidade interna no
tubo permite que o “Fator C” (Haizen Williams) de escoamento permaneça próximo
do ideal ao longo do tempo de uso.
35
Figura 5.1 – Tubo revestido com material PPEAD
(SIMPSON; RADHAKRISHNAN, 2006)
As aplicações e seus benefícios típicos do PPEAD estão nos campos
offshore Petróleo e Gás da indústria de exploração, como são definidos a seguir:
• Corrosão e resistência à erosão:
O forro do PPEAD oferece imunidade superior à corrosão causada pelos mais
comum fluidos e gases de circulação. Esse recurso, aliado com um preço
satisfatório, faz com que o PPEAD seja uma alternativa viável para as linhas de aço
carbono.
A suavidade e a dureza do forro de PPEAD também ajudam na manutenção e
controle da erosão da descamação na superfície interior que são bastante
prevalentes em linhas de fluxo de metal com em média.
• Redução no custo de ciclo de vida:
36
Com a resistência à corrosão e degradação da tubulação, estima-se mais de
20 anos de vida, a PPEAD ganha em relação ao custo total do ciclo de vida (os
clientes são encorajados a comparar os custos de instalação de tubos com PPEAD
em relação aos custos diretos associados com aço carbono, pois estes necessitam
de proteção catódica, soldagem, enterrando, pintura, taxas de substituição).
(SIMPSON; RADHAKRISHNAN, 2006)
CAPÍTULO 6
Estudos de Casos
6.1 Produção utilizando WAG
37
Nos últimos 35 anos, a indústria de petróleo e gás tem desenvolvido muitos
avanços tecnológicos e operacionais nas práticas de injeção de dióxido de carbono
(CO2) para a EOR (recuperação aprimorada de petróleo). Durante este tempo, A
indústria de óleo e gás dos Estados Unidos tem operado utilizando mais de 3.500
quilômetros de gasodutos de alta pressão de CO2 e tem injetado mais de 600
milhões de toneladas de CO2 sem qualquer problema de segurança ou
acontecimentos significativos de ameaça ambiental. Hoje, os EUA produz mais de
245 mil barris de petróleo por dia, como um resultado direto de EOR CO2.
A abordagem mais comum para a realização EOR com CO2 é através do
processo WAG (injeção alternada dos ciclos de CO2 e água). O processo de WAG
facilita a utilização dos CO2 injetado, porque controla a estratificação vertical de
CO2, por ser leve, suprimindo sua ascensão ao topo do poço, aumentando assim a
recuperação de petróleo final. (PARKER et al., 2009)
6.1.1 Estudo de Caso 1
Revestimento GRE foi usado para injeção de água em vários campos da
Statoil. O campo de Yme foi abandonado em 2001, o estado do tubo com o
revestimento foi extraído e avaliado após cinco anos de serviço. Os tubos foram
utilizados para injeção de água do mar crus (água, sem remoção de oxigênio) em
temperaturas de fundo de até 110 ° C (220F) e pressões até 350 bar (5000 psi). As
propriedades do forro são particularmente expostas, a superfície mostrou sinais de
alguma degradação, mas as propriedades mecânicas globais ainda estavam dentro
dos limites aceitáveis. Os resultados mostraram que o uso de compósitos para
38
tubos revestidos para injeção de água no Mar do Norte em difíceis condições de
poço foi uma escolha correta.
Duoline TECHNOLOGIES e a Statoil realizou um extenso teste de três anos
para qualificar o composto alinhado a tubulação em condições para o mar do Norte.
O programa de teste incluiu, entre outros:
Várias combinações de pressão interna com flexão e forças axiais.
Testes de fadiga de ligações.
Taxas de injeção de alta velocidade com água até 15 m / seg.
Descompressão rápida das pressões em temperaturas elevadas.
O produto foi qualificado para a injeção de água de ambos os serviços típicos
de água produzida e de água bruta. (STATOIL YME FIELD, 1998)
6.2 Avaliação do revestimento GRE em altas temperaturas
Testes de envelhecimento acelerado dos forros composta por poços tubulares
foi realizado em várias temperaturas e tempos de exposição na água do mar
sintética.
As propriedades mecânicas do material foram medidas e uma base de
Arrhenius e um modelo de envelhecimento foi construído a partir dos dados. O
modelo foi então utilizado para verificar se o material do liner sobreviveria as
condições térmicas esperadas de uma injeção de água também. A temperatura
inicial no fundo do poço no início esperado era de 137 º C, que é superior ao limite
pré-qualificados de temperatura para o material GRE. (GRE. MELVE et al, 2001)
6.2.1 Estudo de caso 2
39
O campo está situado Tyrihans submarinos no Mar da Noruega, possui uma
lamina d’água de 300m e possui dois reservatórios de comunicação. A fim de
aumentar a recuperação de petróleo, é necessário fornecer suporte de pressão para
o reservatório de injeção de água. No inicio, a intenção era a injeção de água que
seria transportada para o poço por um gasoduto, mas uma opção mais eficiente de
custo foi selecionada, que foi a água do mar cru (sem desaeração para remover
oxigênio), que foi injetada diretamente no poço com o auxílio de uma bomba elétrica
submarina 2,5 MW. A injeção de água pode aumentar a quantidade de óleo
recuperado em 10%.
A água do mar vai ter uma temperatura de 08/04 º C, quando injetado, mas
vai aquecer no seu caminho para dentro do reservatório. A temperatura no fundo é
de 137 º C.
Devido à corrosão da água do mar cru na , a seleção de materiais da
tubulação era crítica. Um dos materiais candidatos foi o GRE, o sistema tem um
longo histórico de utilização em injeção de água em diferentes áreas do mundo,
pode ser uma excelente alternativa para todos os casos de injeção de água.
De acordo com a figura 6.1, o anel de vedação está em equilíbrio com o furo
de modo que não entrará mais gás ou líquidos. Este percurso também impede a
construção de grandes pressões diferenciais por trás do forro. O risco de
desabamento do forro é limitada para um situação bem real.
40
Figura 6.1 - Possíveis Caminhos de comunicação entre o lado externo do forro e do furo
(GRE. MELVE et al, 2001)
1) Teste de envelhecimento acelerado
Processos de envelhecimento em polímeros são fortemente dependentes da
temperatura. Degradação é também influenciada pelo ambiente externo. A
dependência da temperatura normalmente segue um mecanismo de ativação de
Arrhenius.
Para este caso a principal influência seria a difusão de moléculas de água e
oxigênio para o forro.
Ao aumentar a temperatura de exposição (envelhecimento acelerado) acima
de funcionamento, é normalmente possível determinar o tempo de vida dado a
qualquer temperatura.
2) Procedimentos de teste e avaliação
Teste acelerado de envelhecimento do compósito foi realizado em
autoclaves, ligas resistentes à corrosão de acordo com procedimentos de teste
desenvolvidos anteriormente.
Foram utilizados os seguintes parâmetros de testes:
41
• Teste de temperaturas: 120, 130 e 150 ° C
• pressão de ensaio Total: 10 bares (cobertor de ar)
• Duração do teste: 2000 horas = 3 meses (com amostras retiradas após 50,
170, 500 e 2000 horas)
• As amostras de Material: Composto liner 2,4 milímetros de espessura, 100
mm de comprimento x 20 mm de largura aro segmentos.
• Ambiente: água do mar sintética (ASTM D1141) pressurizado com um
cobertor de ar.
• Pré-condicionamento: Antes da exposição de todas as amostras foram pré-
condicionadas em água do mar sintética na temperatura de 95 º C (constante
da massa de saturação).
Tabela 6.1 - Programa de teste de exposição
(GRE. MELVE et al, 2001)
Para quantificar o envelhecimento, os seguintes parâmetros foram monitorados:
• variação da massa
• propriedades mecânicas em flexão: tensão máxima, a tensão e a rigidez.
• Outros sinais de degradação.
42
Para determinar a duração teórica do forro, os dados de ensaios mecânicos
foram avaliados de acordo com um modelo de Arrhenius e os seguintes critérios
para as propriedades do material aceitável:
• Redução de 50% do módulo inicial (rigidez)
• 100 stress break MPa
3) Resultados
O aumento na massa com o tempo durante o pré-condicionamento é
mostrado na Figura 6.2, enquanto a Figura 6.3 mostra outras alterações durante o
envelhecimento subseqüente. A mudança em massa a partir dos valores não foi
condicionado muito pronunciada e não dão uma boa indicação de qualquer
degradação que possa ter ocorrido.
A figura 6.4 mostra as mudanças de quebrar o stress figura como uma função
do tempo e da temperatura de ensaio. Tendo em conta os critérios estabelecidos no
seção 3, a redução do intervalo de estresse foi extrapolada para a vida teórica do
forro. Tempo até a falha em conformidade com os critérios de aceitação
determinado a partir das linhas de regressão mostrada na Figura 6.4 foi 12,2, 10,8 e
0,6 anos em 120, 130 e 150 ° C, respectivamente.
Os dados para a rigidez era muito mais conservador, como mostrado na
Figura 6.5, mas não seguem a modelo de degradação que é esperado.
Como observado na Figura 6.4, o tempo de vida disponível do material do
forro é dependente do serviço temperatura. Assumindo uma relação de Arrhenius
para o mecanismo de envelhecimento, um gráfico de resistência térmica pode ser
tirado a partir dos dados gerados, como mostrado na Figura 6.6. A vida útil do
revestimento na GRE a temperatura de projeto de 137 º C, determinada a partir da
43
relação, foi calculada em 5 anos. Isto é muito menor do que a duração necessária
de 20 anos, mas considerando a histórico térmico previsto, foi possível ainda
qualificar o forro para uso.
Da relação de resistência térmica, é possível gerar um modelo de degradação
com base parcial dos danos e o tempo gasto nas diferentes temperaturas. Assim, a
proporção de vida disponível consumida, e a vida residual restante, pode ser
calculado como segue de acordo com uma soma de Miner:
Tabela 6.2 - Lifetime Disponível em temperaturas Key
(GRE. MELVE et al, 2001)
Neste caso, é visto que a linha será fácil sobreviver na condição de injeção
sem grande degradação.
Como pode ser visto na Tabela 6.2, é o tempo entre a instalação / conclusão
e iniciar-se a injeção que é crítico, e este período deve ser mantido o mais curto
possível.
Além disso, o oxigênio deve ser excluída durante este período para otimizar a
retenção de vida. Comparado aos testes resultantes dos programas de testes
anteriores no mesmo material do forro, é evidente que o oxigênio em estado bruto
44
em água do mar sintética tem um efeito negativo sobre o forro em comparação com
uma produção desareada ambiente.
Assim, espera-se que a remoção de oxigênio durante o período de alta
temperatura, proporcionará adicional robustez do material. A retirada de oxigênio
também é necessária no que diz respeito aos equipamentos de completação em aço
25% de Cr Super Duplex inoxidável .
Figura 6.2 – Mudança da Massa do compósito durante condicionado
(GRE. MELVE et al, 2001)
45
Figura 6.3 - Variação de massa do compósito Liner condicionado
(GRE. MELVE et al, 2001)
Figura 6.4 - Exposição Stress Break versus tempo e temperatura para o compósito
(GRE. MELVE et al, 2001)
46
Figura 6.5 - Módulo de Flexão versus Tempo de exposição e temperatura para o compósito
(GRE. MELVE et al, 2001)
Figura 6.6 - Gráfico da resistência térmica para o forro de material composto com base nos
resultados médios(GRE. MELVE et al, 2001)
47
4) Conclusões
O compósito foi qualificado para o serviço de injeção de água no campo
Tyrihans. O forro não iria sobreviver à vida completa de 20 anos, mesmo em
situaçao que a temperatura no fundo do poço seria superior à consideração de
temperatura esperada.
Os dados de envelhecimento eram adequados para um modelo baseado
Arrhenius, que levam ao desenvolvimento de um método para derivar a vida real
para a injeção assim condições. (GRE. MELVE et al, 2001)
48
CAPÍTULO 7
Considerações de Finais
Todo o trabalho foi direcionado em confirmar a utilização da tecnologia
Duoline (GRE - resina epóxi com fibra de vidro), tecnologia essa já bastante
consolidada, com alto grau de aprovação por muitas empresas da indústria do
petróleo, em muitos países. Tanto para poços de injeção como para poços de
produção.
Pode se concluir a partir de toda pesquisa realizada, que os revestimentos em
GRE pode substituir em muitos casos, uso de metalurgia nobre, como aços
inoxidáveis, que apesar da sua eficiência, podem ser até 8 vezes mais onerosos que
os revestimentos GRE, com isso, o investimento inicial para poços em ambientes
muitos corrosivos, se torna inviável.
Estudos de caso realizados em poços com alta temperatura, pressão e
principalmente com contendo água, mostraram que o revestimento GRE pode ser
usando com alto grau de satisfação, pois atinge tempo de uso esperado e diminui
consideravelmente a necessidade de intervenções ao poço, fazendo com que o
custo inicial seja recuperado em poucos anos.
Portanto, apesar de cada ambiente de produção ser bem diferente um do
outro, devido à diferença no teor de diferentes agentes corrosivos para cada caso, o
GRE sempre poderá ser utilizado, desde que seja respeitado os limites de
temperatura pré-estabelecidos.
49
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QUÍMICA E RECUPERAÇÃO DE ENXOFRE. 2o CONGRESSO BRASILEIRO
51
DE P&D EM PETRÓLEO & GÁS. Universidade Federal Fluminense. Niterói,
RJ, Brasil.
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