Apesar da resistência inerente à corrosão dos tubos de aço inoxidável, os tubos de aço inoxidável instalados em ambientes marítimos estão sujeitos a diferentes tipos de corrosão durante sua vida útil esperada. Essa corrosão pode levar a emissões fugitivas, perda de produto e riscos potenciais. Proprietários e operadores de plataformas offshore podem reduzir o risco de corrosão especificando materiais de tubos mais fortes que ofereçam melhor resistência à corrosão. Depois disso, eles devem permanecer vigilantes ao inspecionar a injeção química, linhas hidráulicas e de impulso, e instrumentação de processo e equipamentos de detecção para garantir que a corrosão não ameace a integridade da tubulação instalada e comprometa a segurança.
Corrosão localizada pode ser encontrada em muitas plataformas, embarcações, navios e tubulações em instalações offshore. Essa corrosão pode estar na forma de corrosão por pites ou por frestas, e qualquer uma delas pode corroer a parede do tubo e causar liberação de fluido.
O risco de corrosão é maior quando a temperatura operacional da aplicação aumenta. O calor pode acelerar a destruição da película protetora de óxido passivo externo do tubo, promovendo assim a formação de corrosão por pites.
Infelizmente, a corrosão localizada por pites e frestas pode ser difícil de detectar, tornando esses tipos de corrosão mais difíceis de identificar, prever e projetar. Considerando esses riscos, os proprietários, operadores e designados de plataformas devem ter cautela ao selecionar o melhor material de tubulação para sua aplicação. A seleção do material é a primeira linha de defesa contra a corrosão, portanto, acertar é importante. Felizmente, eles podem escolher usando uma medida muito simples, mas muito eficaz, de resistência à corrosão localizada, o Número Equivalente de Resistência à Pites (PREN). Quanto maior o valor de PREN de um metal, maior sua resistência à corrosão localizada.
Este artigo analisará como identificar corrosão por pites e frestas e como otimizar a seleção de materiais de tubulação para aplicações offshore de petróleo e gás com base no valor PREN do material.
A corrosão localizada ocorre em pequenas áreas em comparação à corrosão geral, que é mais uniforme na superfície do metal. A corrosão por pites e frestas começa a se formar em tubos de aço inoxidável 316 quando a película externa de óxido passivo rica em cromo do metal se rompe devido à exposição a fluidos corrosivos, incluindo água salgada. Ambientes marinhos offshore e onshore ricos em cloreto, bem como altas temperaturas e até mesmo contaminação da superfície da tubulação, aumentam o potencial de degradação dessa película de passivação.
corrosão por pites. A corrosão por pites ocorre quando a película de passivação em um pedaço de tubo é destruída, formando pequenas cavidades ou pites na superfície do tubo. É provável que tais pites cresçam à medida que ocorrem reações eletroquímicas, fazendo com que o ferro no metal se dissolva na solução no fundo do pite. O ferro dissolvido então se difundirá em direção ao topo do pite e oxidará para formar óxido de ferro ou ferrugem. À medida que o pite se aprofunda, as reações eletroquímicas aceleram, a corrosão se intensifica e pode levar à perfuração da parede do tubo e causar vazamentos.
A tubulação é mais suscetível à corrosão por pites quando sua superfície externa está contaminada (Figura 1). Por exemplo, a contaminação por operações de soldagem e esmerilhamento pode danificar a camada de óxido passivadora do tubo, formando e acelerando a corrosão por pites. O mesmo vale para lidar com a contaminação dos tubos. Além disso, conforme as gotículas de salmoura evaporam, os cristais de sal úmidos que se formam nos tubos fazem o mesmo para proteger a camada de óxido e podem levar à corrosão por pites. Para evitar esses tipos de contaminação, mantenha seus canos limpos lavando-os regularmente com água doce.
Figura 1 – Tubos de aço inoxidável 316/316L contaminados com ácido, salmoura e outros depósitos são altamente suscetíveis à corrosão por pites.
Corrosão por frestas. Na maioria dos casos, a corrosão por pites pode ser facilmente identificada pelo operador. No entanto, a corrosão por frestas não é fácil de detectar e representa um risco maior para operadores e pessoal. Geralmente ocorre em tubos que têm espaços apertados entre os materiais circundantes, como tubos presos no lugar com grampos ou tubos que são instalados firmemente lado a lado. Quando a salmoura penetra na fresta, uma solução quimicamente agressiva de cloreto férrico (FeCl3) acidificado se forma na área ao longo do tempo e faz com que a corrosão por frestas acelere (Figura 2). Como as próprias frestas aumentam o risco de corrosão, a corrosão por frestas pode ocorrer em temperaturas muito mais baixas do que a corrosão por pites.
Figura 2 – A corrosão por frestas pode se desenvolver entre o tubo e o suporte do tubo (superior) e quando o tubo é instalado próximo a outras superfícies (inferior) devido à formação de uma solução de cloreto férrico acidificada quimicamente agressiva na fresta.
A corrosão por frestas geralmente simula corrosão por pites, primeiro na fresta formada entre um pedaço de tubo e o clipe de suporte do tubo. Entretanto, devido ao aumento da concentração de Fe++ no fluido dentro da fratura, a cratera inicial se torna cada vez maior até cobrir toda a fratura. Por fim, a corrosão por frestas pode perfurar o tubo.
Trincas estreitas representam o maior risco de corrosão. Portanto, braçadeiras que envolvem a maior parte da circunferência do tubo tendem a apresentar um risco maior do que braçadeiras abertas, que minimizam a superfície de contato entre o tubo e a braçadeira. Técnicos de manutenção podem ajudar a reduzir a probabilidade de corrosão por frestas causar danos ou falhas abrindo regularmente as braçadeiras e inspecionando a superfície do tubo para detectar corrosão.
A corrosão por pites e frestas pode ser melhor prevenida escolhendo a liga metálica correta para a aplicação. Os especificadores devem exercer a devida diligência para selecionar o material de tubulação ideal para minimizar o risco de corrosão com base no ambiente operacional, nas condições do processo e em outras variáveis.
Para ajudar os especificadores a otimizar a seleção de materiais, eles podem comparar os valores de PREN dos metais para determinar sua resistência à corrosão localizada. O PREN pode ser calculado a partir da composição química da liga, incluindo seu teor de cromo (Cr), molibdênio (Mo) e nitrogênio (N), da seguinte forma:
O PREN aumenta com o conteúdo dos elementos resistentes à corrosão, cromo, molibdênio e nitrogênio na liga. A relação PREN é baseada na temperatura crítica de corrosão por pites (CPT) - a menor temperatura na qual a corrosão por pites é observada - para vários aços inoxidáveis ​​em relação à composição química. Essencialmente, o PREN é proporcional ao CPT. Portanto, valores mais altos de PREN indicam maior resistência à corrosão por pites. Um pequeno aumento no PREN é equivalente apenas a um pequeno aumento no CPT em comparação com a liga, enquanto um grande aumento no PREN indica uma melhoria significativa no desempenho para um CPT significativamente maior.
A Tabela 1 compara os valores de PREN de várias ligas comumente usadas em aplicações offshore de petróleo e gás. Ela mostra como a especificação pode melhorar significativamente a resistência à corrosão selecionando uma liga de tubo de grau mais alto. O PREN aumenta apenas ligeiramente ao fazer a transição do aço inoxidável 316 para o 317. Para um aumento significativo no desempenho, o aço inoxidável superaustenítico 6 Mo ou o aço inoxidável super duplex 2507 são ideais.
Maiores concentrações de níquel (Ni) no aço inoxidável também aumentam a resistência à corrosão. No entanto, o teor de níquel do aço inoxidável não faz parte da equação PREN. Em qualquer caso, muitas vezes é benéfico especificar aços inoxidáveis ​​com maiores concentrações de níquel, pois esse elemento ajuda a repassivar superfícies que mostram sinais de corrosão localizada. O níquel estabiliza a austenita e previne a formação de martensita ao dobrar ou trefilar a frio tubos rígidos de 1/8. A martensita é uma fase cristalina indesejada em metais que reduz a resistência do aço inoxidável à corrosão localizada, bem como ao surgimento de fissuras por tensão induzidas por cloreto. Um maior teor de níquel de pelo menos 12% em 316/316L também é desejável para aplicações que envolvem hidrogênio gasoso de alta pressão. A concentração mínima de níquel exigida para o aço inoxidável 316/316L na especificação padrão ASTM é de 10%.
A corrosão localizada pode ocorrer em qualquer lugar em tubos usados ​​em ambientes marinhos. No entanto, a corrosão por pites tem maior probabilidade de ocorrer em áreas que já estão contaminadas, enquanto a corrosão por frestas tem maior probabilidade de ocorrer em áreas com espaços estreitos entre o tubo e o hardware de montagem. Usando o PREN como base, o especificador pode selecionar a melhor liga de tubo para minimizar o risco de qualquer tipo de corrosão localizada.
No entanto, tenha em mente que há outras variáveis ​​que podem afetar o risco de corrosão. Por exemplo, a temperatura afeta a resistência à corrosão por pites do aço inoxidável. Para climas marítimos quentes, tubos de aço inoxidável super austenítico de 6 molibdênio ou super duplex 2507 devem ser seriamente considerados porque esses materiais têm excelente resistência à corrosão localizada e à fissuração por estresse por cloreto. Para climas mais frios, tubos 316/316L podem ser suficientes, especialmente se um histórico de uso bem-sucedido tiver sido estabelecido.
Proprietários e operadores de plataformas offshore também podem tomar medidas para minimizar o risco de corrosão após a instalação da tubulação. Eles devem manter os canos limpos e lavá-los com água doce regularmente para reduzir o risco de corrosão localizada. Eles também devem solicitar que os técnicos de manutenção abram as braçadeiras da tubulação durante as inspeções de rotina para verificar a presença de corrosão por frestas.
Seguindo as etapas descritas acima, os proprietários e operadores de plataformas podem reduzir o risco de corrosão da tubulação e vazamentos relacionados em ambientes marinhos, melhorando a segurança e a eficiência, ao mesmo tempo em que reduzem a chance de perda de produto ou liberação de emissões fugitivas.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok Company.He can be reached at bradley.bollinger@swagelok.com.
O Journal of Petroleum Technology é a principal revista da Society of Petroleum Engineers, fornecendo resumos e artigos confiáveis ​​sobre avanços em tecnologia de exploração e produção, questões da indústria de petróleo e gás e notícias sobre a SPE e seus membros.