Apesar da resistência inerente à corrosão dos tubos de aço inoxidável, aqueles instalados em ambientes marinhos sofrem diferentes tipos de corrosão durante sua vida útil. 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 tubulação mais resistentes, que ofereçam melhor resistência à corrosão. Posteriormente, devem permanecer vigilantes ao inspecionar linhas de injeção química, hidráulicas e de impulso, bem como equipamentos de instrumentação e sensores de processo, para garantir que a corrosão não ameace a integridade da tubulação instalada e comprometa a segurança.
A corrosão localizada pode ser encontrada em muitas plataformas, embarcações, navios e tubulações em instalações offshore. Essa corrosão pode ocorrer na forma de corrosão por pites ou corrosão em frestas, ambas capazes de erodir a parede da tubulação e causar vazamento de fluido.
O risco de corrosão é maior quando a temperatura de operação da aplicação aumenta. O calor pode acelerar a destruição da película protetora passiva de óxido externa do tubo, promovendo assim a formação de corrosão por pite.
Infelizmente, a corrosão por pite e em frestas localizadas pode ser difícil de detectar, tornando esses tipos de corrosão mais difíceis de identificar, prever e projetar. Diante desses riscos, proprietários, operadores e responsáveis ​​por plataformas devem ter cautela ao selecionar o melhor material para tubulações em sua aplicação. A seleção do material é a primeira linha de defesa contra a corrosão, portanto, acertar na escolha é fundamental. Felizmente, eles podem escolher usando uma medida muito simples, porém muito eficaz, de resistência à corrosão localizada: o Número Equivalente de Resistência à Corrosão por Pite (PREN). Quanto maior o valor de PREN de um metal, maior sua resistência à corrosão localizada.
Este artigo analisará como identificar corrosão por pite e corrosão em frestas e como otimizar a seleção de materiais para tubos em aplicações de petróleo e gás offshore com base no valor PREN do material.
A corrosão localizada ocorre em pequenas áreas, em contraste com a corrosão generalizada, que é mais uniforme na superfície do metal. A corrosão por pite e em frestas começa a se formar em tubos de aço inoxidável 316 quando a película passiva externa de óxido rica em cromo se rompe devido à exposição a fluidos corrosivos, incluindo água salgada. Ambientes marinhos ricos em cloreto, tanto em alto-mar quanto em terra, bem como altas temperaturas e até mesmo a contaminação da superfície da tubulação, aumentam o potencial de degradação dessa película passiva.
A corrosão por pite ocorre quando a película de passivação em um trecho de tubo é destruída, formando pequenas cavidades ou pites na superfície do tubo. Esses pites tendem a crescer à medida que reações eletroquímicas ocorrem, fazendo com que o ferro presente no metal se dissolva na solução no fundo do pite. O ferro dissolvido então se difunde em direção ao topo do pite e oxida, formando óxido de ferro ou ferrugem. Conforme o pite se aprofunda, as reações eletroquímicas se aceleram, a corrosão se intensifica e pode levar à perfuração da parede do tubo e a vazamentos.
A tubulação é mais suscetível à corrosão por pite quando sua superfície externa está contaminada (Figura 1). Por exemplo, a contaminação proveniente de operações de soldagem e esmerilhamento pode danificar a camada de óxido passivante do tubo, formando e acelerando a corrosão por pite. O mesmo ocorre com a simples remoção de contaminantes dos tubos. Além disso, à medida que as gotículas de salmoura evaporam, os cristais de sal úmidos que se formam nos tubos também protegem a camada de óxido e podem levar à corrosão por pite. Para evitar esses tipos de contaminação, mantenha seus tubos limpos, lavando-os regularmente com água doce.
Figura 1 – Tubo de aço inoxidável 316/316L contaminado com ácido, salmoura e outros depósitos é altamente suscetível à corrosão por pite.
Corrosão por frestas. Na maioria dos casos, a corrosão por pite pode ser facilmente identificada pelo operador. No entanto, a corrosão por frestas não é fácil de detectar e representa um risco maior para os operadores e o pessoal. Geralmente ocorre em tubulações que possuem espaços estreitos entre os materiais circundantes, como tubulações fixadas com grampos ou tubulações instaladas lado a lado com muita pressão. Quando a salmoura penetra na fresta, uma solução acidificada de cloreto férrico (FeCl3), quimicamente agressiva, se forma na área ao longo do tempo e causa corrosão por frestas acelerada (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 pite.
Figura 2 – A corrosão por fresta pode desenvolver-se entre o tubo e o suporte do tubo (acima) e quando o tubo é instalado perto de outras superfícies (abaixo) devido à formação de uma solução acidificada de cloreto férrico quimicamente agressiva na fresta.
A corrosão por frestas geralmente simula a corrosão por pites inicialmente na fresta formada entre um trecho de tubo e a braçadeira de suporte. No entanto, devido ao aumento da concentração de Fe++ no fluido dentro da fratura, a cratera inicial aumenta progressivamente até cobrir toda a fratura. Por fim, a corrosão por frestas pode perfurar o tubo.
Fissuras estreitas representam o maior risco de corrosão. Portanto, abraçadeiras que envolvem a maior parte da circunferência do tubo tendem a apresentar um risco maior do que abraçadeiras abertas, que minimizam a superfície de contato entre o tubo e a abraçadeira. Os técnicos de manutenção podem ajudar a reduzir a probabilidade de corrosão por frestas causar danos ou falhas, abrindo regularmente as abraçadeiras e inspecionando a superfície do tubo em busca de corrosão.
A corrosão por pites e frestas pode ser melhor prevenida com a escolha da liga metálica adequada para a aplicação. Os especificadores devem ter o devido cuidado na seleção do material ideal para tubulações, a fim de minimizar o risco de corrosão, considerando o ambiente operacional, as condições do processo e outras variáveis.
Para ajudar os especificadores a otimizar a seleção de materiais, eles podem comparar os valores 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 teor dos elementos resistentes à corrosão cromo, molibdênio e nitrogênio na liga. A relação do PREN baseia-se na temperatura crítica de pite (TCP) – a temperatura mais baixa na qual a corrosão por pite é observada – para vários aços inoxidáveis ​​em relação à composição química. Essencialmente, o PREN é proporcional à TCP. Portanto, valores de PREN mais altos indicam maior resistência à corrosão por pite. Um pequeno aumento no PREN equivale apenas a um pequeno aumento na TCP em comparação com a liga, enquanto um grande aumento no PREN indica uma melhoria significativa no desempenho, resultando em uma TCP significativamente maior.
A Tabela 1 compara os valores de PREN de várias ligas comumente usadas em aplicações de petróleo e gás offshore. Ela mostra como a especificação pode melhorar significativamente a resistência à corrosão selecionando uma liga de tubulação de grau superior. O PREN aumenta apenas ligeiramente na transição do aço inoxidável 316 para o 317. Para um aumento significativo de desempenho, o aço inoxidável super austenítico 6 Mo ou o aço inoxidável super duplex 2507 são ideais para uso.
Concentrações mais elevadas de níquel (Ni) no aço inoxidável também aumentam a resistência à corrosão. No entanto, o teor de níquel no aço inoxidável não faz parte da equação PREN. De qualquer forma, muitas vezes é vantajoso especificar aços inoxidáveis ​​com concentrações mais elevadas de níquel, pois esse elemento ajuda a repassivar superfícies que apresentam sinais de corrosão localizada. O níquel estabiliza a austenita e previne a formação de martensita durante a curvatura ou trefilação a frio de tubos rígidos de 1/8". A martensita é uma fase cristalina indesejável em metais que reduz a resistência do aço inoxidável à corrosão localizada, bem como à fissuração por tensão induzida por cloretos. Um teor de níquel mais elevado, de pelo menos 12% no aço 316/316L, também é desejável para aplicações que envolvem hidrogênio gasoso em alta pressão. A concentração mínima de níquel exigida para o aço inoxidável 316/316L na norma ASTM é de 10%.
A corrosão localizada pode ocorrer em qualquer ponto de tubulações utilizadas em ambientes marinhos. No entanto, a corrosão por pite é mais provável em áreas já contaminadas, enquanto a corrosão por fresta é mais provável em áreas com espaços estreitos entre a tubulação e os acessórios de fixação. Utilizando o PREN como base, o especificador pode selecionar a liga de tubulação mais adequada para minimizar o risco de qualquer tipo de corrosão localizada.
No entanto, lembre-se de que existem outras variáveis ​​que podem afetar o risco de corrosão. Por exemplo, a temperatura afeta a resistência à corrosão por pite do aço inoxidável. Para climas marítimos quentes, tubos de aço inoxidável super austenítico com 6% de molibdênio ou super duplex 2507 devem ser seriamente considerados, pois esses materiais apresentam excelente resistência à corrosão localizada e à fissuração por tensão induzida por cloretos. Para climas mais frios, tubos de aço inoxidável 316/316L podem ser suficientes, especialmente se houver um histórico de uso bem-sucedido.
Os proprietários e operadores de plataformas offshore também podem tomar medidas para minimizar o risco de corrosão após a instalação da tubulação. Devem manter os tubos limpos e lavá-los regularmente com água doce para reduzir o risco de corrosão por pite. Devem também solicitar aos técnicos de manutenção que abram as braçadeiras da tubulação durante as inspeções de rotina para verificar a presença de corrosão por fresta.
Seguindo os passos descritos 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, além de reduzir a probabilidade 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 de referência sobre avanços em tecnologia de exploração e produção, questões da indústria de petróleo e gás e notícias sobre a SPE e seus membros.