falha de duto por corrosão interna

CONTROLE DOS MODOS DE FALHA

POR CORROSÃO INTERNA

1 - OBJETIVO Definir diretrizes para gerenciamento da corrosão interna de forma a permitir a avaliação,

monitoração e controle da corrosão interna de dutos de transporte e transferência pelas

Unidades de Negócios.

2 - CLASSIFICAÇÃO DO POTENCIAL DE CORROSIVIDADE Para efeito deste documento, classifica-se o potencial de corrosividade dos fluidos de

acordo com os seguintes tipos:

Tipo A – Severo;

Tipo B – Moderado;

Tipo C – Baixo.

O potencial de corrosividade dos fluidos deve ser inicialmente determinado e classificado

por um dos critérios abaixo.

O potencial será considerado severo se pelo menos um dos critérios iniciais (2.1, 2.2 ou

2.3) assim o indicar. Caso não se obtenha nenhuma evidência de severidade através dos

critérios mencionados, deverá ser feita a avaliação baseada nas recomendações do item

2.4.

Os resultados de monitoração devem permanentemente retro-alimentar o sistema de

forma a promover a atualização da classificação do potencial de corrosividade. Estes

critérios se aplicam a todos os fluidos escoados.

Caso os fluidos estejam sendo tratados com inibidor de corrosão e sua eficiência tenha

sido comprovadamente adequada, de acordo com a monitoração preconizada por este

documento, o potencial de corrosividade deverá ser reduzido correspondentemente.

2.1 - TAXA DE CORROSÃO (NACE RP-0775 e N - 2364) A determinação do potencial de corrosividade por cupom ou sonda deve ser confirmada

por três medições sucessivas ou pela concordância das duas técnicas.

Tabela 1 - Potencial de Corrosividade

POTENCIAL DE CORROSIVIDADE

TAXA UNIFORME (CUPOM) (mm/ano)

TAXA DE PITES (CUPOM) (mm/ano)

SEVERA > 0,125 * > 0,201 MODERADA 0,025 a 0,125 0,127 a 0,201

BAIXA < 0,025 < 0,127 *Observações:

1- O tempo de exposição ideal de troca de cupom deve ser determinado em função dos

resultados da sonda de resistência elétrica (caso exista sonda instalada), não podendo

ser superior a seis meses.

2- Havendo uma primeira avaliação, por cupom, de que a corrosão é severa, deve-se

reduzir o tempo de retirada dos próximos cupons para 45 dias.

2.2 - RELATÓRIO DE INSPEÇÃO – DEFEITOS INTERNOS CONFIRMADOS O relatório de inspeção classifica o fluido como potencialmente severo e/ou o duto como

potencialmente crítico quando, após a validação dos defeitos por meio de medições de

campo, estes revelarem taxa de corrosão severa, ou seja, maior que 0,125 mm/ano,

calculada com base em um dos seguintes critérios (considerar o maior valor):

A maior perda de espessura dividida pelo tempo de operação do duto ou trecho (no

caso de substituição);

A maior perda de espessura de um mesmo defeito entre as duas últimas inspeções.

É importante observar que, como as inspeções com ensaios não destrutivos são

realizadas usualmente a intervalos longos, uma corrosão severa, num curto espaço de

tempo, pode ser mascarada. Se a perda de espessura média não for severa, não há

garantia de que não haja corrosão severa.

É também importante lembrar que as ferramentas de inspeção muitas vezes localizam

outros defeitos, além de corrosão interna. Neste caso, o profissional que estiver

analisando a integridade do duto deve levar em conta a interação dos defeitos localizados

numa mesma região.

3 – HISTÓRICO DO DUTO A tabela 2 classifica o potencial de corrosividade de dutos em função de seu histórico de

falha por corrosão interna:


Severo Se o duto tiver histórico de falha nos últimos 5 anos ou com mais de cinco anos, porém com as causas de corrosão não eliminadas

Moderado Se o duto tiver histórico de falha por corrosão entre 5 a 10 anos dos seus últimos anos de operação, mesmo que as causas de corrosão tenham sido eliminadas.

Baixa Sem histórico de falha por corrosão ou se esta ocorreu há mais de 10 anos, porém a causa foi eliminada.

2.4 - OUTROS FATORES DETERMINANTES DO POTENCIAL DE CORROSIVIDADE É obrigatório verificar os fatores abaixo, mesmo que os itens 2.1 a 2.3 tenham classificado

o potencial de corrosividade do fluido como moderado ou baixo. Deste modo o fluido é

considerado com potencial de corrosividade severo se apresentar pelo menos uma das

condições abaixo associada a um ou mais itens da tabela abaixo:

Oleoduto com BSW > 30%

Gasoduto com presença de água livre

Regime de fluxo intermitente em presença de água livre

Vazão fluxo < vazão de arraste, em presença de água livre

Regime de escoamento laminar em presença de água livre


PARÂMETRO Potencial Severo Potencial Moderado

pH < 4.5 > 4.5 e < 6.5

Atividade e concentração de bactérias

Concentração > 105 NMP/g ou NMP/cm2, crescimento entre 1 e 6 dias e presença de sulfeto

de ferro no resíduo

---

Pressão Parcial de CO2 e pH “in situ”

PCO2 > 15 psia e pH < 6 ou PCO2> 7 psia e < 15 psia com

pH < 4.5

PCO2 > 7 e < 15 psia c/ pH < 6.5

Pressão Parcial de H2S no gás PH2S > 0,75 psia ---

Teor de H2S no óleo > 100 mg de H2S por 1 kg de óleo ---

Teor de Sulfetos Totais na água > 100 mg/l ---

Corrosividade de derivados segundo a NACE TM-0172 Classificação C, D e E Corrosividade

B+ e B Teor de Oxigênio

Dissolvido na Água (oleoduto)

> 50 ppb > 20 ppb e < que 50 ppb

Devido à complexidade dos processos corrosivos, possivelmente algumas situações de

corrosão severa e moderada não estão cobertas na tabela acima. Desta forma, o técnico

que gerencia a corrosão interna do duto pode classificar o potencial de corrosividade do

mesmo por algum outro método (similaridade, experiência, modelagem, etc.). Esta

classificação deve ser documentada no sistema descrito no item 3.1 abaixo.

3 - AÇÕES GERAIS PARA TODOS OS DUTOS:

3.1 - DADOS DE MONITORAÇÃO DA CORROSÃO A SEREM INCORPORADOS AO PRONTUÁRIO

Deve ser mantido atualizado um cadastro contendo os dados de cada duto, incluindo:

Dados de Projeto e Perfil do duto

Dados de operação atualizados (temperatura, pressão, vazão, ponto de orvalho,

regime de fluxo e regime de escoamento)

Pontos de monitoração com indicação das técnicas utilizadas

Histórico de anormalidades operacionais

Histórico de manutenção

Histórico de inspeção (incluindo pig instrumentado)

Histórico de limpeza

Histórico de injeção de produtos químicos

Análise dos fluidos escoados e resíduos

Resultados de taxas de corrosão

Resultados de corrosividade do fluido conforme NACE TM 0172

Devem-se informatizar os dados acima em um único banco de dados de fácil acesso.

3.2 - MONITORAÇÃO DA CORROSÃO Todos os dutos, conforme definido no item 1.1, devem ser, obrigatoriamente, monitorados

por meio de análises de fluido e resíduo, levantamentos de taxa de corrosão e de

variáveis de processo. Na tabela 4 estão definidos os locais e os métodos aplicáveis.

Tabela 4 Parâmetros de Monitoração

ITEM LOCAL COMO

AMOSTRAGEM DE FLUIDO

No ponto de amostragem a montante do lançador de pigs, no recebedor de pigs, e em pontos intermediários.

Conforme rotina analítica e procedimento de coleta estabelecida

COLETA DE RESÍDUOS

Recebedor de pigs e nos provadores de corrosão (quando da sua substituição)

Conforme rotina analítica e procedimento de coleta estabelecida Avaliação de perda de massa e

xa de pites taPROVADORES DE CORROSÃO

Instalar duas tomadas de acesso, sendo uma para cupom e outra para sonda Coletor de dados automático,

tomadas de acesso e sondas.

VARIÁVEIS DE PROCESSO Saída e chegada do duto Acompanhamento

preferencialmente on-line

3.3 - REQUISITOS MÍNIMOS PARA O COMBATE À CORROSÃO (Todos os dutos). Os seguintes requisitos de controle devem ser implementados de imediato, independente

do mecanismo de corrosão e do potencial de corrosividade do fluido:

3.3.1 - PARA QUALQUER DUTO, EXCETO DUTOS DE NAVIO - TERMINAL. 1. Tornar todos os dutos pigáveis por pig de arraste/limpeza (a freqüência de

passagem deste pig deverá ser ajustada em função dos dados de monitoração);

2. Todos os dutos devem ter tomadas de ¾” com válvula de bloqueio na geratriz

superior para injeção de produtos químicos, na origem do duto. Em dutos que

operam com fluxo reverso instalar tomadas nas extremidades;

3. Nos sistemas onde existir a injeção de produto químico, deve ser utilizada bomba

dosadora automática e exclusiva para cada duto;

4. Nos dutos de transporte e transferência de líquidos com regime de fluxo laminar e

gasodutos com velocidade menor ou igual a 2,1 m/s, deve ser lançado pig de

arraste, no máximo, mensal e semanal respectivamente.

5. Previamente a injeção produtos químicos identificar a presença de depósitos na

parede do duto e removê-los;

6. Todo produto químico utilizado deve ser antes testado e aprovado, em laboratório,

de acordo com os critérios e metodologias pré-estabelecidas;

7. Reduzir o teor de água no produto, conforme tabela 5.

Tabela 5 - Teor Máximo de Água no Produto

Tipo de Duto Teor máximo de água Oleoduto de transporte 1 % BSW

Gasoduto

7 lbm de H2O/MMSCF ou valor menor que garanta a não condensação da água nas condições de P e T da origem e destino do duto

Demais dutos de derivados de petróleo e álcool 150 ppm dissolvido

3.3.2 - DUTOS DE NAVIO –TERMINAL 1. Os trechos submarinos dos dutos navio-terminal devem ser submetidos à

inspeção para verificar as condições da parede interna do duto;

2. Os trechos terrestres dos dutos navio-terminal devem ser monitorados com

cupons de corrosão, sondas corrosimétricas e inspecionados quanto à perda de

espessura;

3. Adotar todas as alternativas operacionais possíveis com a finalidade de evitar a

permanência de água nos sistemas de transferência;

4. Tratar o petróleo no tanque de carga do navio, com sequestrante de H2S, sempre

que o teor de H2S esteja acima de 100 mg/kg.

3.3.3 - AÇÕES ESPECÍFICAS CONFORME O PRODUTO TRANSPORTADO Tabela 6 - Ações Específicas Conforme o Produto Transportado

Duto Ação Específica

Gasodutos e dutos multifásicos

não operar com pressão de operação e concentração de H2S com valores superiores aos recomendados pela NACE RP-0175, devido a problemas de corrosão sob tensão. Alternativamente injetar inibidor desde que haja tratamento mais a jusante dentro da própria unidade

Dutos de derivados claros, exceto GLP, com ou sem transporte de álcool

- injetar inibidor com certificação DERD em dutos que operam com QAV-1 - determinar a corrosividade de todos os fluidos, com ou sem inibidor, de acordo com a NACE TM-0172, garantindo o padrão mínimo aceitável A ou B++ para que o fluido possa ser transportado. - manter uma concentração mínima de inibidor a fim de garantir a permanência do filme no duto em todos os produtos transportados, inclusive álcool, mesmo os classificados como não corrosivos, de acordo com a NACE TM-0172.

4 - REQUISITOS ESPECÍFICOS PARA O COMBATE À CORROSÃO DE ACORDO COM: POTENCIAL DE CORROSIVIDADE, TIPO DE DUTO E AGENTE AGRESSIVO. Deve-se implementar todas as ações aplicáveis de acordo com os itens 4.1 a 4.3 abaixo

(em função do potencial de corrosividade) e também as ações de controle descritas no

item 4.4 (em função do tipo de duto e agente agressivo).

4.1 - CLASSIFICAÇÃO SEVERA

Quando o potencial de corrosividade do fluido for severo, de acordo com um dos critérios

do item 1.2, as ações descritas na tabela 7 devem ser deflagradas, imediatamente.

Ressalta-se que estas ações não estão apresentadas em ordem de prioridade, devendo

ser plenamente atendidas, quando aplicáveis.

Tabela 7 - Ações Quando o Potencial de Corrosividade for Severo

AÇÃO OBSERVAÇÃO Verificar relação PMAO/PRSC assim que houver o dimensionamento de um defeito e também para a dimensão máxima estimada em função da taxa de corrosão do duto e do tempo até a próxima inspeção/manutenção. Atuar conforme N-2572, ANSI B31.G

Identificar as causas fundamentais do processo corrosivo

Em caso de fluxo intermitente, efetuar a passagem de pig de arraste de água, concomitantemente, ao final das operações.

Adequar periodicidade em função da redução da taxa de corrosão

Aumentar a vazão de forma a ser superior a vazão de arraste, exceto para gasodutos

Efetuar passagem diária de pig de arraste para os dutos (óleo e derivados) que operam em regime laminar e gasoduto cuja velocidade é menor que 2,1 m/s, até que se atinjam taxas de corrosão classificadas como baixas (2.1).

-

Realizar medição de espessura nos pontos especificados e definidos em procedimentos específicos

Passar a inspecionar com pig de detecção de corrosão com periodicidade máxima de 3 anos. Caso a última inspeção tenha ocorrido a mais de três anos, programar imediatamente uma inspeção ou teste hidrostático.

Incluir pontos de monitoração no local de falha ou com perda de espessura maior ou igual a 65%.

O local poderá ser substituído em função da relação PMAO/PRSC

Seguir as orientações de curto prazo do item 4.4 -

PMAO – Pressão Máxima Admissível de Operação

PRSC – Pressão Reduzida na Seção Corroída

4.2 - CLASSIFICAÇÃO MODERADA

Tabela 8 - Ações Quando o Potencial de Corrosividade for Moderado

AÇÃO Identificar as causas fundamentais do processo corrosivo Efetuar passagem de pig de arraste para os dutos (óleo e derivados) que operam em regime laminar mensal e gasoduto cuja velocidade é menor que 2,1 m/s, quinzenalmente, até que se atinjam taxas de corrosão classificadas como baixas (item 2.1) Realizar medição de espessura nos pontos definidos em procedimentos específicos e conforme item 3.1 Seguir as orientações de médio prazo do item 4.4

4.3 - CLASSIFICAÇÃO BAIXA

Tabela 9 - Ações Quando o Potencial de Corrosividade for Baixo

AÇÃO Identificar as causas fundamentais do processo corrosivo Efetuar passagem trimestral de pig de arraste para os dutos (óleo e derivados) que operam em regime laminar e gasoduto cuja velocidade é menor que 2,1 m/s, para manter as taxas de corrosão classificadas como baixas (item 2.1 Realizar medição de espessura nos pontos definidos em procedimentos específicos e conforme item 7.1.3.1

4.4 - AÇÕES DE CONTROLE EM FUNÇÃO DO TIPO DE DUTO E AGENTE AGRESSIVO 4.4.1 - OLEODUTO A Tabela 10 indica as ações de controle recomendadas. De forma geral as ações de curto

prazo estão em ordem de menor impacto na operação.

Tabela 10 - Ações de Controle para Oleodutos

CONTROLE CAUSA FUNDAMENTAL CURTO PRAZO MÉDIO PRAZO

OBSERVAÇÃO (p/ ações de curto prazo)

1.o – Evitar a intermitência do escoamento

1- CO2 e/ou H2S

2.o – Injetar inibidor de corrosão e adequar sua dosagem p/ que a taxa de corrosão seja inferior a 0,025 mm/a.

Realizar EVTEA para definir o método de controle a ser adotado: revestimento, injeção de inibidor, redução de BSW, injeção de sequestrante de H2S, etc.

Esta ação deverá ser feita no caso do fluxo ser mantido laminar, mesmo após redução do BSW e/ou bombeio intermitente. Quando houver contaminação por Oxigênio, a injeção de inibidor está condicionada ao teor de O2 dissolvido na água.

1.o – Impedir sua entrada no sistema

Algumas fontes de O2 são decorrentes de problemas

selagem de vasos, bas e compressores.

de bom2- O2

2.o – Injetar sequestrante de O2

Realizar EVTEA para definir o método de controle a ser adotado No caso de água

produzida avaliar previamente a eficiência do sequestrante.

1.o – Elevar a velocidade de fluxo para valores superiores a 1 m/s 2.o – Aumentar a freqüência de passagem de pigs.

3- BACTÉRIAS

3o–Injetar biocida

Realizar EVTEA para definir o método de controle a ser adotado

A avaliação da eficiência da ação implementada deverá estar de acordo com procedimentos específicos

4.4.2 - GASODUTO A Tabela 11 indica as ações de controle recomendadas. De forma geral as ações de curto


Tabela 11 - Ações de Controle para Gasodutos

CONTROLE CAUSA

FUNDAMENTAL CURTO PRAZO MÉDIO PRAZO


1- CO2 e/ou H2S

1.o – Injetar inibidor de corrosão e adequar sua dosagem p/ que a taxa de corrosão seja inferior a 0,025 mm/a

Realizar EVTEA para definir o método de controle a ser adotado: injeção de inibidor, remoção de contaminantes (CO2 e/ou H2S), etc

-

2- O2

1.o - Eliminar as causas da entrada 2.o - Interromper a operação do gasoduto, condicionando o seu retorno à eliminação da contaminação do O2

Realizar EVTEA para definir o método de controle a ser adotado

Algumas fontes de O2 são decorrentes de problemas de selagem de vasos, bombas e compressores.

3- BACTÉRIAS 1.o – Aumentar a freqüência de passagem de pig.

Realizar EVTEA para definir o método de controle a ser adotado: injetar biocida, etc.

4.4.3 - DUTOS DE DERIVADOS DE PETRÓLEO E ÁLCOOL A Tabela 12 indica as ações de controle recomendadas. De forma geral as ações de curto


Tabela 12 - Ações de Controle para Dutos de Derivados de Petróleo e Álcool

CONTROLE CAUSA FUNDAMENTAL CURTO PRAZO MÉDIO PRAZO


1.o – Evitar a intermitência do escoamento

Esta ação deverá ser feita no caso do fluxo ser mantido laminar, mesmo após edução do teor

água e/ou ombeio

mitente.

rdebinter

1- O2

2- Injetar inibidor de corrosão e adequar sua dosagem p/ que a taxa de corrosão seja inferior a 0,025 mm/a

EVTEA para estudo de métodos para melhorar a remoção de água e/ou selecionar outros inibidores de corrosão Todos os

inibidores de corrosão devem ser qualificados previamente

falha de duto por corrosão interna

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