Apesar da resistência inerente à corrosão dos tubos de aço inoxidável, estes instalados em ambientes marinhos estão sujeitos a diversos tipos de corrosão durante sua vida útil esperada. Essa corrosão pode levar a emissões fugitivas, perdas de produto e riscos potenciais. Proprietários e operadores de plataformas offshore podem reduzir o risco de corrosão especificando, desde o início, materiais de tubulação mais resistentes à corrosão. Posteriormente, devem manter-se vigilantes na inspeção de linhas de injeção química, linhas hidráulicas e de impulso, e instrumentação de processo, para garantir que a corrosão não ameace a integridade da tubulação instalada nem comprometa a segurança.
A corrosão localizada pode ser encontrada em muitas plataformas, navios e oleodutos submarinos. Essa corrosão pode ocorrer na forma de corrosão por pites ou corrosão em frestas, ambas capazes de erodir a parede do tubo e causar vazamento de líquido.
O risco de corrosão aumenta com o aumento da temperatura de operação da aplicação. O calor pode acelerar a degradação da película protetora de óxido passiva externa do tubo, promovendo assim a formação de pites.
Infelizmente, a corrosão por pite e em frestas localizadas é difícil de detectar, o que dificulta a identificação, a previsão e o projeto desses tipos de corrosão. Diante desses riscos, os proprietários, operadores e responsáveis ​​pela aplicação de plataformas devem ter cautela ao selecionar o melhor material para dutos. A seleção do material é a primeira linha de defesa contra a corrosão, portanto, acertar na escolha é crucial. Felizmente, eles podem usar 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 abordará 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 sobre a superfície do metal. A corrosão por pites e por frestas começa a se formar em tubos de aço inoxidável 316 quando a película passiva externa de óxido rica em cromo do metal é rompida pela exposição a líquidos corrosivos, incluindo água salgada. Ambientes marinhos ricos em cloretos, bem como altas temperaturas e até mesmo a contaminação da superfície do tubo, aumentam a probabilidade de degradação dessa película passiva.
A corrosão por pite ocorre quando a película de passivação em uma seção do tubo se rompe, formando pequenas cavidades ou pites na superfície do tubo. Esses pites tendem a crescer à medida que as reações eletroquímicas prosseguem, resultando na dissolução do ferro presente no metal na solução no fundo do pite. O ferro dissolvido então se difunde para a superfície do pite e oxida, formando óxido de ferro ou ferrugem. Conforme o pite se aprofunda, as reações eletroquímicas se aceleram, a corrosão aumenta, o que pode levar à perfuração da parede do tubo e a vazamentos.
Os tubos são mais suscetíveis à corrosão por pite se a sua superfície externa estiver contaminada (Figura 1). Por exemplo, contaminantes provenientes de operações de soldagem e esmerilhamento podem danificar a camada de óxido passivante do tubo, formando e acelerando a corrosão por pite. O mesmo ocorre com a simples remoção de poluentes dos tubos. Além disso, à medida que as gotículas de sal evaporam, os cristais de sal úmidos que se formam nos tubos 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. Tubos de aço inoxidável 316/316L contaminados com ácido, solução salina e outros depósitos são altamente suscetíveis à corrosão por pite.
Corrosão por frestas. Na maioria dos casos, a corrosão por pites pode ser facilmente detectada pelo operador. No entanto, a corrosão por frestas não é fácil de detectar e representa um risco maior para os operadores e demais funcionários. Geralmente, ocorre em tubulações com espaços estreitos entre os materiais circundantes, como tubulações fixadas com braçadeiras ou tubulações muito próximas umas das outras. Quando a salmoura penetra na fresta, com o tempo, forma-se uma solução acidificada de cloreto férrico (FeCl3) quimicamente agressiva nessa área, o que causa corrosão acelerada da fresta (Fig. 2). Como a corrosão por frestas, por sua natureza, aumenta o risco de corrosão, ela 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 (acima) e quando o tubo é instalado próximo a outras superfícies (abaixo) devido à formação de uma solução acidificada quimicamente agressiva de cloreto férrico na fresta.
A corrosão por frestas geralmente simula a corrosão por pite, iniciando-se inicialmente na fenda formada entre a seção do tubo e o colar de suporte. No entanto, devido ao aumento da concentração de Fe++ no fluido dentro da fratura, o funil inicial se expande progressivamente até cobrir toda a fratura. Em última instância, a corrosão por frestas pode levar à perfuração do tubo.
Fissuras densas representam o maior risco de corrosão. Portanto, abraçadeiras que envolvem uma grande parte da circunferência do tubo tendem a ser mais arriscadas do que abraçadeiras abertas, que minimizam a superfície de contato entre o tubo e a abraçadeira. Os técnicos de serviço podem ajudar a reduzir a probabilidade de danos ou falhas por corrosão em frestas, abrindo regularmente as conexões e inspecionando as superfícies dos tubos em busca de corrosão.
A corrosão por pites e frestas pode ser evitada com a escolha da liga metálica adequada para a aplicação específica. Os especificadores devem ser criteriosos 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 escolha 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 teor de elementos resistentes à corrosão, como cromo, molibdênio e nitrogênio, na liga. O índice PREN é baseado na temperatura crítica de pite (TCP) – a temperatura mais baixa na qual ocorre a corrosão por pite – para diversos aços inoxidáveis, dependendo da 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 a um pequeno aumento na TCP em comparação com a liga, enquanto um grande aumento no PREN indica uma melhoria significativa no desempenho em relação a uma TCP muito mais alta.
A Tabela 1 compara os valores de PREN para várias ligas comumente usadas na indústria de petróleo e gás offshore. Ela mostra como a especificação pode melhorar significativamente a resistência à corrosão, selecionando uma liga de tubo de maior qualidade. O valor de PREN aumenta ligeiramente do aço inoxidável 316 para o 317. O aço inoxidável super austenítico 6Mo ou o aço inoxidável super duplex 2507 são ideais para ganhos de desempenho significativos.
Concentrações mais elevadas 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. De qualquer forma, é frequentemente vantajoso escolher aços inoxidáveis ​​com maior teor de níquel, pois esse elemento ajuda a repassivar superfícies que apresentam sinais de corrosão localizada. O níquel estabiliza a austenita e impede 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. O teor de níquel mais elevado, de pelo menos 12% no aço 316/316L, também é desejável para aplicações com gás hidrogênio de alta pressão. A concentração mínima de níquel exigida para o aço inoxidável ASTM 316/316L é de 10%.
A corrosão localizada pode ocorrer em qualquer ponto de uma tubulação utilizada em ambiente marinho. 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 o tubo e o equipamento de instalação. Utilizando o PREN como base, o especificador pode selecionar a classe 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 do aço inoxidável à corrosão por pites. Para climas marítimos quentes, tubos de aço super austenítico 6 molibdênio ou aço inoxidável super duplex 2507 devem ser seriamente considerados, pois esses materiais apresentam excelente resistência à corrosão localizada e à fissuração por cloretos. Para climas mais frios, um tubo de aço inoxidável 316/316L pode ser suficiente, 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 pites. Devem também solicitar que os técnicos de manutenção abram as braçadeiras durante as inspeções de rotina para verificar a presença de corrosão por frestas.
Seguindo os passos acima, os proprietários e operadores de plataformas podem reduzir o risco de corrosão de tubulações e vazamentos relacionados no ambiente marinho, melhorar a segurança e a eficiência e reduzir a probabilidade de perda de produto ou emissões fugitivas.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
O Journal of Petroleum Technology, a principal publicação da Society of Petroleum Engineers (SPE), oferece resumos e artigos de referência sobre avanços na tecnologia de exploração e produção, questões da indústria de petróleo e gás, e notícias sobre a SPE e seus membros.