Apesar da resistência inerente à corrosão dos tubos de aço inoxidável, os tubos de aço inoxidável instalados em ambientes marinhos estão sujeitos a diferentes tipos de corrosão durante sua vida útil esperada. Essa corrosão pode levar a emissões fugitivas, perda de produtos e riscos potenciais. Proprietários e operadores de plataformas offshore podem reduzir o risco de corrosão especificando materiais de tubo mais fortes que fornecem melhor resistência à corrosão. Posteriormente, 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.
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 pite ou em fresta, qualquer uma das quais pode corroer a parede do tubo e causar liberação de fluido.
O risco de corrosão é maior quando a temperatura de operação da aplicação aumenta. O calor pode acelerar a destruição do filme de óxido passivo protetor externo do tubo, promovendo assim a formação de corrosão por pites.
Infelizmente, a corrosão localizada por pites e fendas pode ser difícil de detectar, tornando esses tipos de corrosão mais difíceis de identificar, prever e projetar. Dados esses riscos, os proprietários de plataformas, operadores e encarregados devem ter cuidado ao selecionar o melhor material de tubulação para sua aplicação. A seleção do material é sua primeira linha de defesa contra a corrosão, por isso é importante acertar. maior sua resistência à corrosão localizada.
Este artigo revisará como identificar a corrosão por pites e fendas 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 áreas pequenas em comparação com a 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 o filme externo de óxido passivo rico em cromo do metal se rompe devido à exposição a fluidos corrosivos, incluindo água salgada.
A corrosão por pite ocorre quando o filme de passivação em um comprimento de tubo é destruído, formando pequenas cavidades ou buracos na superfície do tubo.Tais buracos tendem a crescer à medida que ocorrem reações eletroquímicas, fazendo com que o ferro no metal se dissolva na solução no fundo do poço. O ferro dissolvido se difundirá em direção ao topo do poço e oxidará para formar óxido de ferro ou ferrugem. a vazamentos.
A tubulação é mais suscetível à corrosão por pite quando sua superfície externa está contaminada (Figura 1). Por exemplo, a contaminação das operações de soldagem e esmerilhamento pode danificar a camada de óxido passivante do tubo, formando e acelerando a corrosão por pite. água doce.
Figura 1 – O tubo de aço inoxidável 316/316L contaminado com ácido, salmoura e outros depósitos é altamente suscetível à corrosão por pite.
corrosão em frestas.Na maioria dos casos, o pitting pode ser facilmente identificado pelo operador.No entanto, a corrosão em frestas não é fácil de detectar e representa um risco maior para operadores e pessoal.Ela geralmente ocorre em tubos que têm espaços apertados entre os materiais circundantes, como tubos mantidos no lugar com clipes ou tubos que são instalados firmemente lado a lado. Como eles próprios aumentam o risco de corrosão, a corrosão em frestas pode ocorrer a temperaturas muito mais baixas do que a corrosão por pite.
Figura 2 – A corrosão em fresta pode se desenvolver entre o tubo e o suporte do tubo (topo) e quando o tubo é instalado próximo a outras superfícies (fundo) devido à formação de uma solução de cloreto férrico acidificado quimicamente agressivo na fresta.
A corrosão em fresta geralmente simula a corrosão por pites primeiro na fenda formada entre um comprimento de tubo e o clipe de suporte do tubo. No entanto, devido ao aumento da concentração de Fe++ no fluido dentro da fratura, a cratera inicial torna-se cada vez maior até cobrir toda a fratura. Em última análise, a corrosão em fresta pode perfurar o tubo.
Rachaduras apertadas são o maior risco de corrosão. Portanto, as braçadeiras de tubo que envolvem a maior parte da circunferência do tubo tendem a apresentar um risco maior do que as braçadeiras abertas, que minimizam a superfície de contato entre o tubo e a braçadeira. Os técnicos de manutenção podem ajudar a reduzir a probabilidade de corrosão em frestas causando danos ou falhas abrindo regularmente as braçadeiras e inspecionando a superfície do tubo em busca de corrosão.
A corrosão por pites e frestas pode ser melhor evitada escolhendo a liga metálica certa 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, 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), como segue:
O PREN aumenta com o teor dos elementos resistentes à corrosão cromo, molibdênio e nitrogênio na liga.A relação PREN é baseada na temperatura crítica de pite (CPT) - a temperatura mais baixa na qual a corrosão por pite é observada - para vários aços inoxidáveis ​​em relação à composição química.Essencialmente, PREN é proporcional ao CPT.Portanto, valores mais altos de PREN indicam maior resistência à pite.Um pequeno aumento em PREN é equivalente apenas a um pequeno aumento em CPT em comparação com a liga, enquanto um grande aumento em PREN indica uma melhoria significativa no desempenho para um CPT significativamente maior.
A Tabela 1 compara os valores 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 ao selecionar uma liga de tubo de grau superior. O PREN aumenta apenas ligeiramente ao fazer a transição de aço inoxidável 316 para 317. Para um aumento significativo de desempenho, o aço inoxidável super austenítico 6 Mo ou o aço inoxidável super duplex 2507 é idealmente usado.
Concentrações mais altas 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, é frequentemente benéfico especificar aços inoxidáveis ​​com concentrações mais altas de níquel, pois esse elemento ajuda a repassivar superfícies que mostram sinais de corrosão localizada. s que reduz a resistência do aço inoxidável à corrosão localizada, bem como à fissuração por tensão induzida por cloreto. Um teor de níquel mais alto de pelo menos 12% em 316/316L também é desejável para aplicações envolvendo 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 marítimos. No entanto, a corrosão por pites é mais provável de ocorrer em áreas que já estão contaminadas, enquanto a corrosão em frestas é mais provável 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, lembre-se de que existem outras variáveis ​​que podem afetar o risco de corrosão. Por exemplo, a temperatura afeta a resistência à picada do aço inoxidável. Para climas marinhos quentes, tubos de aço inoxidável super austenítico 6 molibdênio ou 2507 super duplex devem ser seriamente considerados porque esses materiais têm excelente resistência à corrosão localizada e rachadura por tensão de cloreto. Para climas mais frios, o tubo 316/316L pode ser suficiente, 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 tubos limpos e enxaguados com água doce regularmente para reduzir o risco de corrosão por pite. Eles também devem fazer com que os técnicos de manutenção abram as braçadeiras da tubulação durante as inspeções de rotina para procurar a presença de corrosão nas fendas.
Seguindo as etapas descritas acima, os proprietários e operadores de plataformas podem reduzir o risco de corrosão da tubulação e vazamentos relacionados em ambientes marítimos, 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 recursos oficiais sobre os avanços na tecnologia de exploração e produção, questões da indústria de petróleo e gás e notícias sobre a SPE e seus membros.