EXPERIÊNCIA DE CAMPO COM A APLICAÇÃO DE TÉCNICAS DE
MONITORAÇÃO NO CONTROLE DA CORROSÃO INTERNA DE OLEODUTOS
COM INIBIDORES
PEDRO ALTOÉ FERREIRA (1) , DÉCIO GOMES PEIXOTO (2) E CRISTINA
VELLOSO MOTA FERREIRA (3)
(1) Petrobras- Cenpes – Gerência de Tecnologia de Equipamentos, Materiais e Corrosão,
CEP: 21949-900 - Rio de Janeiro- RJ - Brasil
Tel.: (0xx21) 3865-6529 Fax.: (0xx21) 3865-6790
e-mail: [email protected]
(2) Petrobras- UN-RNCE – Natal – RJ – Brasil
Tel : (0xx84) 235-3285
e-mail : [email protected]
(3) Fundação COPPETEC – UFRJ
CEP: 21949-900 - Rio de Janeiro- RJ - Brasil
Tel.: (0xx21) 3865-6529 Fax.: (0xx21) 3865-6790
email : [email protected]
EVENTO: XXI CONBRASCORR
Centro de Convenções São Camilo
São Paulo – S.P. – Brasil
20 a 22 de agosto de 2001.
As informações e opiniões contidas neste trabalho são de exclusiva responsabilidade dos
autores.
SINOPSE
O presente trabalho tem como objetivo apresentar os resultados obtidos com a monitoração da
corrosão interna na avaliação da inibição da corrosividade de um oleoduto terrestre. São
apresentados os resultados obtidos com a monitoração antes e depois da aplicação de um
inibidor de corrosão comercial, selecionado para minimizar a corrosividade do oleoduto. É
feita uma discussão sobre a sensibilidade das respostas obtidas com as técnicas usadas em
relação às variações das condições operacionais.
Palavras chaves: Inibidor, Dutos, Corrosão, Monitoração
1 - INTRODUÇÃO
A aplicação de programas de controle de corrosão é cada vez mais comum na indústria do
petróleo. A Petrobras, em suas regiões de produção, em conjunto com o seu centro de
pesquisa, tem particularmente priorizado a atenção e trabalho nesta área (1). O presente
trabalho procura ilustrar o trabalho desenvolvido pela Petrobras em uma das áreas de
produção envolvendo seus oleodutos terrestres.
Neste trabalho são apresentados os resultados obtidos com a monitoração da corrosão interna
antes e depois da aplicação de um inibidor de corrosão comercial nos oleodutos da região sul
de produção da unidade de negócios do Rio Grande do Norte e Ceará.
Estes oleodutos apresentaram, desde o início de sua operação, um grande histórico de falhas
por corrosão interna associado a diversos contaminantes presentes na água produzida. O
presente trabalho mostra os resultados obtidos com a monitoração antes e depois da solução
adotada para minimizar a corrosividade, ou seja, a injeção de um inibidor de corrosão e faz
uma análise crítica da sensibilidade da resposta obtida com as técnicas usadas em relação às
variações das condições operacionais.
2- DESCRIÇÃO DO SISTEMA DE COLETA E TRANSFERÊNCIA DE ÓLEO,
INIBIÇÃO E MONITORAMENTO DA CORROSÃO
A figura 01 (ver anexo) mostra o desenho esquemático da malha terrestre de oleodutos da
unidade de negócio da Petrobras no Rio Grande do Norte e Ceará (UN-RNCE). O estudo em
questão foi realizado na região sul de produção, compreendendo os oleodutos de Livramento
(LV) /Lorena (LOR), Três Marias (TM)/Lorena (LOR), Lorena (LOR) /Upanema (UPN) e
Upanema (UPN) /Estreito-B (ET-B). Isto engloba a monitoração dos pontos 1, 2, 3, 4, 5, 25 e
28. Entretanto, neste trabalho são apresentados somente os resultados onde já foi iniciada a
injeção do inibidor de corrosão.
Esta malha de oleodutos transporta diferentes fluidos produzidos por vários reservatórios,
cada um com uma condição diferente em relação às suas propriedades físico-químicas e de
corrosividade.Nestes pontos foram instaladas sondas de resistência elétrica do tipo tangencial
com sensibilidade de 0.125 milésimo de mm (5 mils) e cupons de perda de massa tangenciais.
Os dispositivos de monitoração foram todos instalados na posição 6 horas, geratriz inferior,
possuindo uma válvula lateral que possibilita aos técnicos a amostragem de fluido para análise
química e acompanhamento do tratamento de separação de água das estações de coleta e
bombeio. As figuras 2 e 3 ilustram os dispositivos utilizados e a figura 4 a operação de
amostragem de fluido para análise química (ver anexo).
Esses pontos foram inicialmente instalados e monitorados para rastrear a origem dos
principais fluidos corrosivos, detectar anormalidades no processo nas estações que
favorecessem, por exemplo, a molhabilidade preferencial do duto pelo aumento do teor de
água e posteriormente permitir o acompanhamento das ações de controle, como a injeção de
produtos químicos (ex: inibidores de corrosão).
O inibidor de corrosão foi injetado inicialmente no início do oleoduto, na estação de
Livramento e sua aplicação está atualmente estendida para outros pontos da malha terrestre,
como por exemplo, o duto Três Marias/Lorena, com base no progresso da monitoração
implantada.
O inibidor de corrosão comercial foi selecionado com base no histórico da sua eficácia em
testes laboratoriais, em condições teoricamente mais agressivas, em relação a parâmetros
como a pressão parcial de CO2, temperatura e velocidade. O inibidor é do tipo fílmico, sendo
uma mistura de álcool, compostos quaternários de amônia, sais derivados de imidazolina e
compostos orgânicos sulforados. Além disso, o inibidor é totalmente solúvel em água, possui
densidade 0.95 a 15.6 °C, pH 6.0 e é estável nas condições normais de temperatura e pressão.
A dosagem inicial recomendada e praticada foi de 20 ppm ou seja de 44 a 50 litros/dia para
uma vazão bruta de 2.200 a 2.500 m3/dia.
O óleo que é bombeado com a água produzida na estação de Livramento recebe uma adição
complementar ao passar pela estação de Lorena com o próprio óleo produzido pelo campo
desta estação e os dos campos de Fazenda Malaquias (FMQ), Três Marias (TM) e Balsamo
(BM), que são recebidos nos tanques de Lorena pelo duto TM/LOR. Portanto, a injeção feita
em Livramento tem como objetivo controlar o processo corrosivo desde Livramento até
Upanema, contemplando a vazão total escoada, isto é com a contribuição do que vem
bombeado de Livramento mais Lorena e Três Marias. O residual de inibidor presente no óleo
na chegada da estação de Upanema pode vir a reduzir o processo corrosivo no trecho
Upanema/Estreito, porém isto não é obrigatório, pois o residual de inibidor pode ser
consumido nas partes internas dos tanques da estação de Upanema antes do óleo ser
rebombeado junto com a produção desta estação.
Atualmente a monitoração do processo corrosivo com inibidor está concentrada nos pontos 2
e 4 (ver figura 1 do anexo), que equivalem aos trechos Livramento/Lorena e Lorena/Upanema
da malha de oleodutos. A influência da contribuição da corrente vinda de Três Marias está
sendo acompanhada pelos pontos 25 e 3. A coleta dos dados de cada ponto monitorado não
pode ser feita de forma igual pois muitos deles foram instalados em períodos diferentes, fruto
dos resultados obtidos ao longo da monitoração dos primeiros pontos e também da
necessidade de um melhor rastreamento para uma melhor análise e controle do processo de
outros trechos.
3 - RESULTADOS E DISCUSSÃO DOS DADOS
As figuras 5 e 6 do anexo apresentam os gráficos da taxa de corrosão obtidos ao longo do
tempo via sonda de resistência elétrica no ponto 2 (trecho Livramento/Lorena) e da taxa via
cupom de perda de massa. As figuras 7 e 8 apresentam o mesmo tipo de informação, porém
para o ponto 4, isto é, para o trecho Lorena/Upanema.
3.1- Trecho Livramento/Lorena
A injeção do inibidor de corrosão iniciou-se em 12 de setembro de 2000. No início da injeção
houve descontinuidade no processo, com vários períodos sem injeção. Este fato foi detectado
pela sonda corrosimétrica sendo constatada a normalização em meados de outubro/00. Isto
pode ser observado na figura 05, onde a taxa de corrosão cai sensivelmente de 0,100 mm/ano
para um valor estabilizado menor que 0,020 mm/ano, ou seja, abaixo da meta perseguida que
é uma taxa de corrosão máxima de 0,025 mm/ano. De outubro até os dias atuais, o sistema
tem apresentado oscilações entre controlado e descontrolado, com variações identificadas
pelas taxas de corrosão detectadas pela sonda.
O histórico das taxas generalizadas usando cupons de corrosão também está indicando falhas
na atuação do inibidor. Apenas na primeira campanha (06/10 a 07/12/00) foi registrada taxa
de corrosão baixa, compatível com a especificação do inibidor. A segunda e terceira
campanha apresentaram taxas muito severa e moderada, respectivamente.
Em maio de 2001 foi efetuada uma campanha de coleta de fluido e análises de contaminantes
(O2, CO2, Sulfeto, Ferro, etc.) através de Kits portáteis, visando identificar possíveis agentes
que possam interferir na eficiência do inibidor de corrosão, no trecho LIV/LOR (ver tabela 1
do anexo). Também foi feito um rastreamento para averiguar a taxa relacionada ao tempo de
aplicação do inibidor, isto é, se o inibidor foi continuamente injetado na dosagem
recomendada ou se ocorreram períodos de sub-dosagem ou interrupção da injeção.
3.2 -Trecho Lorena/Upanema
Para este trecho, tanto no gráfico de taxas de corrosão registradas por sondas corrosimétrica,
como no gráfico de cupons de corrosão, é observada a atenuação do processo corrosivo após a
implementação do programa de inibidor de corrosão, em 12/09/00. Apesar da constatação de
redução das taxas de corrosão com o inibidor, a monitoração por cupons indicou um período
de descontrole, com indicação de taxas de corrosão moderadas em duas campanhas. Já na
última campanha (02/02 a 21/03/01) o resultado obtido na monitoração com cupom de perda
de massa acusou a normalização da inibição da corrosão.
3.3 - Sensibilidade das Técnicas aplicadas em relação à variação das condições de
corrosividade devido a mudanças no processo
Desde o início do bombeio ocorreram períodos onde a dosagem injetada foi inferior à
desejada e também períodos em que o sistema ficou sem injeção (falha mecânica da bomba
dosadora, etc..). Por exemplo, no início da injeção em 12 de agosto de 2000, o sistema ficou
sem injeção de 26 a 29/09/00, 06 a 07/10/00, 22 a 29/12/00, 05 a 09/01/01, 20 a 22/01/01, 24
a 28/02/01 e 08 a 10/03/01. Algumas dessas interrupções foram sentidas pelo sensor de
resistência elétrica, pois a persistência do filme do inibidor não é adequada para manter o
sistema sobre controle por mais de 12 horas sem renovação. Como a corrosividade do meio
em questão é muito elevada, para a sensibilidade de 5 mils, foi possível detectar um aumento
na taxa de corrosão em 24 horas.
Mesmo detectando a variação em 24 horas após a interrupção da injeção, esta análise é difícil
e sempre dúbia, pois outros fatores podem às vezes estar também contribuindo para isto. No
caso em questão, como a interrupção durou mais que 24 horas (chegou algumas vezes a até 7
dias – ex: final de dezembro de 2000), este efeito pode ser melhor observado. Em geral, em
oleodutos onde existe um variação grande da vazão, teor de água, etc.. devido ao dinamismo
do sistema é extremamente difícil manter a concentração de inibidor constante em um sistema
que não esteja automatizado. Como a taxa de injeção de inibidor está sendo mantida constante
e a vazão bruta de óleo e líquida de água está variando com o tempo, ocorrem flutuações na
concentração do inibidor no meio e consequentemente na taxa de corrosão, mesmo que o
sistema esteja sobre controle. Assim sendo, variações na taxa de corrosão com pequenos
aumentos ou diminuições são esperados para as condições específicas deste sistema em
questão. Por este motivo, é fundamental o acompanhamento sistemático de todos os
parâmetros que influenciam este processo, como as vazões transportadas, taxa de injeção de
inibidor, percentual de disponibilidade do inibidor no sistema, ou melhor dizendo, percentual
de continuidade na aplicação do inibidor no meio ao longo do tempo, para que uma análise
mais apurada possa ser feita pelos técnicos encarregados do duto. No nosso caso, devido a
esses condicionantes, é importante que seja feita uma análise considerando a tendência da
taxa de corrosão porém, com base nos parâmetros que estão sendo rastreados (ex: vazão bruta
de óleo). Como é sabido, existe um atraso na resposta a partir do momento em que o sensor
começa a corroer em relação ao tempo em que ele começa a dar o sinal de variação na taxa de
corrosão e isto varia de acordo com a velocidade, ou seja, a cinética de dissolução do açocarbono do sensor de resistência elétrica que está exposto no meio.
A complexidade da avaliação de um sistema de transporte de óleo como este é ainda maior se
considerarmos que concomitantemente ao processo corrosivo uniforme, o qual estamos
discutindo através dos dados da monitoração obtidos com os sensores de resistência elétrica,
existe o ataque localizado. No sistema monitorado isto foi avaliado pelos cupons de perda de
massa instalados. Como no período monitorado não foi observado nenhum ataque localizado
significativo, não iremos discutir este efeito. Entretanto, a perda de massa que ocorre por
processo localizado é um dos motivos para a discrepância entre os valores absolutos da taxa
de corrosão obtidos por resistência elétrica versus perda de massa. Pela experiência obtida
comparando os resultados obtidos em períodos iguais em vários oleodutos de produção
chegou-se a conclusão que a técnica de resistência elétrica normalmente sinaliza a mesma
classificação de severidade da corrosão que o cupom de perda de massa, porém os valores
quantificados diferem em termos absolutos. Nos caso onde um ataque localizado ocorre de
forma mais intensa, os valores obtidos com base na corrosão generalizada dada pelas sondas
normalmente subestimam a corrosividade do meio.
4- CONCLUSÕES
Foi possível controlar a corrosão em um oleoduto de produção com a aplicação de um
inibidor de corrosão comercial do tipo fílmico. Entretanto, este controle só foi efetivo nos
períodos em que o inibidor foi adequadamente injetado. A monitoração da taxa de corrosão
via resistência elétrica e cupons de perda de massa indicaram esses resultados quando
analisamos a tendência da taxa com o tempo. A ação do inibidor foi inadequada durante
vários períodos, o que acarretou no aumento da taxa de corrosão em alguns períodos,
principalmente quando a sua injeção foi interrompida ou sua concentração reduzida abaixo do
valor recomendado. Existem alguns parâmetros que podem comprometer a eficácia do
inibidor, como a contaminação com oxigênio. A análise feita com kits químicos detectou a
presença de oxigênio em um dos trechos. Tal informação só foi obtida devido a possibilidade
de acesso ao fluido para análise. Isto corrobora com o ponto de vista de que devemos utilizar
técnicas diferentes, complementares, para monitorarmos e avaliarmos o processo corrosivo
interno de um duto.
Apesar das dificuldades de uma análise a curto prazo (24 horas), foi visto que os sensores de
resistência elétrica detectaram mudanças na taxa de corrosão com a interrupção da injeção do
inibidor. Entretanto, temos que enfatizar que tal resposta foi obtida rapidamente porque a taxa
de corrosão do meio isento de inibidor é severa, o que contribui para uma variação da resposta
do sensor de resistência elétrica em período de tempo menor. As diferenças nos valores
absolutos e na qualidade da informação gerada por cada técnica usada (perda de massa versus
resistência elétrica) na quantificação da taxa de corrosão ao longo do tempo demonstra mais
uma vez a necessidade de monitorarmos oleodutos com técnicas diferentes e complementares.
De uma forma geral os resultados sinalizaram duas características importantíssimas que os
técnicos devem considerar sempre no acompanhamento e controle da corrosão interna de
dutos :
- a influência da disponibilidade do inibidor de corrosão no meio na taxa de corrosão;
- a monitoração da taxa de corrosão usando técnicas complementares, pois cada uma, devido
às suas limitações e sensibilidade, geram respostas diferentes em tempos diferentes;
4 - AGRADECIMENTOS
- Aos Srs. José Flávio e Ricardo Albuquerque, da gerência de manutenção e inspeção da
unidade de negócios da Petrobras no Rio Grande do Norte e Ceará, que criaram as facilidades
e priorizaram a implementação do trabalho de campo.
5 – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
1 – Pedro Altoé Ferreira, C. V .M. Ferreira, D. G. Peixoto, E. D. C. da Silva, H. A. S.
Junior,“Experiência de Campo na Avaliação da Corrosão Interna de Oleodutos Terrestres :
Estratégias e Técnicas Utilizadas” – 20º Congresso Brasileiro de Corrosão, ABRACO.
Fortaleza, CE, 2000.
ANEXO
Figura 1– Mapa esquemático da malha terrestre dos oleodutos da Petrobras no R.N.
Figura 2 – Caixa de monitoração mostrando a instalação, na geratriz inferior, dos
provadores de perda de massa e resistência elétrica. A foto apresenta o técnico de
inspeção fazendo a medida da taxa de corrosão via sensor de resistência elétrica
Figura 3– Retirada do cupom Figura 4- Coleta de fluido para análise química
mm/y
0.10
0.08
0.06
0.04
0.02
0.00
Oct
Nov
Dec
Jan
Feb
Mar
27/09/00 to 30/03/01
LV/LOR-ML (Leituras Remotas - mm/ano)
MultiTrend for Windows © 1997 CorrOcean ASA
Figura 5 – Taxa de corrosão via resistência elétrica do oleoduto Livramento/Lorena
TAXAS
(mm/ano)
HISTÓRICO DE TAXAS DE CORROSÃO GENERALIZADA
cupons do ponto 02
0,4000
TAXAS DE CORROSÃO
0,3500
LIMITE SUPERIOR
0,3000
0,2500
0,2000
0,1500
0,1000
0,0500
0,025
0,0000
Dez/00
Jan/01
Fev/01
Mar/01
Figura 6 – Taxa de corrosão via perda de massa do oleoduto Livramento/Lorena
mm/y
0.12
0.10
0.08
0.06
0.04
0.02
0.00
Jun
Jul
Aug
Sep
Oct
Nov
Dec
Jan
Feb
Mar
Apr
03/05/00 to 14/04/01
LOR/UPN-ML Corrosion Rate
(mm/y)
MultiTrend for Windows © 1997 CorrOcean ASA
Figura 7 – Taxa de corrosão via resistência elétrica do oleoduto Lorena/Upanema
HISTÓRICO DE TAXAS DE CORROSÃO GENERALIZADA
cupons do ponto 04
TAXAS
(mm/ano)
0,3
TAXAS DE CORROSÃO
0,25
LIMITE SUPERIOR
0,2
0,15
0,1
0,05
0,025
/0
1
01
M
ar
n/
Ja
0
N
ov
/0
0
t/0
Se
0
l/0
/0
Ju
M
M
ai
ar
/0
0
0
00
n/
Ja
9
N
ov
/9
9
t/9
Se
Ju
l/9
9
0
Figura 8 – Taxa de corrosão via perda de massa do oleoduto Lorena/Upanema
Tabela 01 – Resultado da análise química dos fluidos de alguns oleodutos do R.N.
Ponto de
Amostragem
PT.2
LV/LOR
PT.5
(novo)
UPN/ET-B
PT.28
(novo)
LV/UPN
6,82
O2
(ppb)
40-50
E redox
(mv)
-142,6
CO2
(ppm)
15,5
Fe sol
(ppm)
10-15
Fe total
(ppm)
15
Alcalinidade
(ppm)
60
S=
(ppm)
<0,1
33,7
7,29
0
-243,9
16
30
50
105
<0,1
30,3
7,14
0
-259,6
N.R
30
40
100
0-2,5
T
(°C)
32,4
pH