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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


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


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


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


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


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


22

Figura 4.6 – Corrosão na região de vedação do Packer (Não Metálico + CRA)


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.


Figura 4.8 - Corrosão sob Tensão


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)


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


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


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


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


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).


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


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


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


45

Figura 6.3 - Variação de massa do compósito Liner condicionado


Figura 6.4 - Exposição Stress Break versus tempo e temperatura para o compósito


46

Figura 6.5 - Módulo de Flexão versus Tempo de exposição e temperatura para o compósito


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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