Sair
6ª Conferência sobre
Tecnologia de Equipamentos
AVALIAÇÃO DA CORROSÃO INTERNA DE UM DUTO DE GÁS NATURAL
Jussara de Mello Silva
Telma Villela
Eduardo Cavalcanti
Instituto Nacional de Tecnologia
José Carlos S. Cobucci
Gutemberg Pimenta
Pedro Altoé Ferreira
CENPES / PETROBRAS
6°° COTEQ – conferência sobre Tecnologia de Equipamentos
22°° CONBRASCORR – Congresso Brasileiro de Corrosão
Salvador - Bahia
19 a 21 de agosto de 2002
As informações e opiniões contidas neste trabalho são de exclusiva responsabilidade
do(s) autor(es) .
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SINOPSE
O gás natural, ao ser explorado, possui alguns contaminantes como água, H2 S, O2 e CO2.
Estas substâncias, além de comprometerem a qualidade do gás para o consumo, são
corrosivas e devem ser eliminadas do gás, até que atinjam limites aceitáveis. A
condensação de água residual presente no gás seco pode iniciar um processo corrosivo
localizado, colocando em risco a estrutura dos gasodutos. Devido à grande extensão dos
dutos, a quantidade de produtos de corrosão pode ser tal que também possa
comprometer a qualidade do gás para a venda, além de causar grandes transtornos
operacionais. Este trabalho apresenta a evolução da perda de metal de um gasoduto de
357 km de extensão, 16" de diâmetro nominal e aço API 5LX 65, determinada por
sondas de resistência elétrica instaladas em três locais ao longo do duto, sendo um na
saída da REDUC, no Rio de Janeiro, um outro a meio caminho, localizado na estação
intermediária de bombeamento de Paraíba do Sul (ESTAP) e, finalmente, na chegada em
Betim. Neste sentido, será também discutida a questão do posicionamento relativo das
sondas (posições 12h e 6h). Estes resultados são também comparados com dados de
inspeção.
Palavras-chave: duto de gás natural, H2 S e CO2 , taxa de corrosão interna.
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1 - INTRODUÇÃO
O gás natural passa por um processo de remoção de contaminantes como água, H2 S, O2
e CO2 até que atinjam limites aceitáveis (1). A presença de umidade, associada às
variações de temperatura decorrentes do processo, ou da queda da temperatura externa,
favorecem a condensação de água no interior da tubulação. Mesmo os resíduos de
contaminantes presentes no gás podem se dissolver na água residual condensada,
favorecendo o início de um processo corrosivo localizado, apresentando vários tipos de
corrosão (2).
Apesar disso, o gás natural seco apresenta taxas de corrosão muito baixas. Porém,
devido à grande extensão dos gasodutos, a área superficial exposta ao gás transportado é
também muito grande e, por isso, uma quantidade considerável de produtos de corrosão
sólidos (pó preto) desprendidos é transportada ao longo da extensão do duto, trazendo
transtornos operacionais na medição de vazão para venda e na qualidade do gás (3).
A velocidade do gás no interior do duto pode variar conforme a demanda, gerando
diferentes perfis de escoamento, o que torna o estudo em campo bastante complexo. Para
velocidades extremamente altas, é possível que se forme uma névoa de umidade, que
pode se condensar tanto na parte inferior como na superior do duto. A velocidades altas,
o líquido pode tomar um espaço anular próximo à parede interna do duto com o gás
passando no meio. A velocidades mais baixas, o líquido tende a se concentrar na parte
inferior do duto (4-6).
Desta forma, o processo corrosivo pode se instalar em qualquer posição interna do duto,
dependendo das condições de fluxo. Para minimizar os danos ocasionados pelo processo
corrosivo, várias medidas devem ser tomadas. A remoção dos resíduos sólidos é
importante, mas deve-se tentar minimizar a sua ocorrência, sempre que possível. A
injeção de inibidores de corrosão é também uma alternativa importante.
Para se acompanhar a evolução do processo corrosivo no interior de dutos, é comum a
instalação de sondas de corrosão, que permitem o monitoramento da taxa de corrosão
interna, sendo possível identificar o processo corrosivo e associá- lo às alterações no
processo de escoamento do fluido. No caso de gasodutos, as sondas de resistência
elétrica (ER) são as mais adequadas, já que a quantidade de condensado pode ser muito
pequena para a aplicação de técnicas eletroquímicas, como por exemplo resistência a
polarização (RP).
Este trabalho apresenta resultados obtidos pelo uso de sondas de resistência elétrica em
três pontos de um gasoduto brasileiro de 357 km de extensão, 16" de diâmetro nominal e
aço API 5LX 65. As sondas foram instaladas na posição 12h, ou seja, no topo do duto.
Foram usadas sondas “flush mounted”, ou seja, tangentes à superfície interna do duto,
para não interferir na passagem de pigs.
Neste trabalho também são apresentados alguns resultados da inspeção pela técnica de
ultrasom neste gasoduto, comparando os dados obtidos de perda de espessura com as
taxas de corrosão fornecidas pelas sondas de ER.
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2 - RESULTADOS E DISCUSSÃO
Os gráficos (figuras 1 a 3) mostram os resultados das taxas de corrosão obtidas para os
três pontos do gasoduto.
As taxas de corrosão para todas as estações são muito baixas. As sondas de ER
instaladas na REDUC e na ESTAP forneceram taxas de corrosão menores que 0,1
mm/ano. A sonda instalada em Betim registrou taxas menores que 0,01 mm/ano. Entre
setembro de 2001 e janeiro de 2002 não foram registradas medidas devido a falha na
bateria do equipamento. Tão logo foram substituídas estas baterias, as medições
voltaram a ser efetuadas, acompanhando o perfil da curva da taxa de corrosão
anteriormente obtida. Entretanto, as sondas estão instaladas na posição 12h, ou seja, na
geratriz superior do duto. Em velocidades de fluxo baixas, como já mencionado, a água
residual condensada tende a se acumular na posição 6h, ou seja, na geratriz inferior do
duto. Para garantir um monitoramento eficaz para situações como essa, sondas na
geratriz inferior também devem ser instaladas. Infelizmente, por falta de condições
técnicas, essas sondas não foram, ainda, instaladas.
As figuras 4 a 6 apresentam resultados da inspeção por ultrasom no gasoduto. O
quilômetro zero representa o ponto onde a primeira sonda foi instalada, na REDUC. A
segunda está aproximadamente a 155 km da primeira, na estação intermediária de
bombeamento de Paraíba do Sul (ESTAP), e a terceira a 340 km, aproximadamente, na
chegada do gasoduto em Betim (REGAP).
O gráfico da figura 4 mostra que a perda de espessura local na extensão do duto
distribui de maneira relativamente uniforme em torno de 20 %. Há um ponto
aproximadamente em 94,5 km em que a perda de espessura foi de 35%. É possível
observar um maior número de defeitos até aproximadamente 200 km, o que corresponde
a um defeito a cada 8 km, aproximadamente. No trecho seguinte, há um número menor
de defeitos, correspondendo a um defeito a cada 11 km.
A figura 5 mostra o comprimento dos defeitos. É possível notar que os defeitos possuem
comprimento ma ior que 5mm e menor que 48mm. No entanto, o maior número de
defeitos está compreendido entre 10 e 25mm. A figura 6 mostra o posicionamento
horário dos defeitos no interior do duto.
É possível observar que há vários defeitos localizados entre 2 e 4h, mas um maior
número de defeitos foi encontrado entre 8 e 12h. Estes pontos se concentram quase
totalmente na metade superior da seção transversal do duto.
Os resultados da inspeção por ultrasom mostram que o número de defeitos encontrados é
pequeno para a grande extensão do duto. A profundidade e o comprimento dos defeitos
não comprometem a integridade interna do gasoduto. Apesar da baixa taxa de corrosão
determinada pelas sondas ER, a maior parte dos defeitos está localizada na geratriz
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superior do duto e, portanto, pode-se afirmar que as sondas ER estão, neste caso,
instaladas na posição adequada, tendo em vista que o processo corrosivo que o duto vem
sofrendo, até o momento, se concentra naquela região.
Este trabalho mostra, além dos resultados quantitativos das taxas de corrosão, número e
medidas dos defeitos no gasoduto, a importância da inspeção associada ao
monitoramento da corrosão. Uma técnica complementa a outra, permitindo concluir com
mais segurança sobre o processo corrosivo. A taxa de corrosão é calculada
considerando-se corrosão uniforme. A inspeção interna do duto fornece dados sobre a
localização e dimensão do defeito, seja ele um ponto de corrosão ou não. Desta forma, é
de extrema importância que as ferramentas de inspeção estejam associadas ao
monitoramento da corrosão, para garantir a integridade interna dos gasodutos.
3 - CONCLUSÕES
•
•
•
•
•
•
•
As taxas de corrosão obtidas pelas sondas ER instaladas nos três pontos do gasoduto
foram baixas: menores que 0,1 mm/ano para as sondas instaladas na REDUC e na
ESTAP, e menores que 0,01 mm/ano para a sonda instalada na REGAP;
Os defeitos encontrados possuem profundidade de aproximadamente 20% da
espessura do duto, sendo o maior defeito com 35%.;
Há aproximadamente um defeito a cada 8 km até o trecho entre a REDUC e 200 km
após, e aproximadamente um defeito a cada 11 km no trecho seguinte;
Os defeitos possuem comprimento maior que 5mm e menor que 48mm, sendo que
um maior número de defeitos está entre 10 e 25%;
A maior parte dos defeitos está entre as posições 2 e 4 h e, mais ainda, entre as
posições 8 e 12h. Estes defeitos estão localizados na metade superior da parede
interna do duto;
A localização horária dos defeitos sugere que as sondas ER estão devidamente
localizadas para este gasoduto;
Os resultados da inspeção do gasoduto complementam os dados fornecidos pelas
sondas ER.
4 - BIBLIOGRAFIA
(1) – Portaria ANP (Agência Nacional do Petróleo) No. 42 de 15 de Abril de 1998.
(2) Silva, J. M., Cavalcanti, E., Villela, T., Pimenta, G., “Monitoramento da Corrosão
Interna de Dutos e Instalações de Gás Natural – Estado da Arte”, 5ª COTEQ, XXI
CONBRASCORR, Trabalho 109, São Paulo, Setembro 2001.
(3) Ferreira, P. A., “Sólidos em Linhas de Gás Natural e GLP: Tipos e Problemas
Causados”, XX Congresso Brasileiro de Corrosão, agosto / 2000.
(4) Sun, Y,H, Hong, T., Jepson, W. P., “Corrosion under Wet Gas Conditions”,
Corrosion 2001, Paper No. 1034, NACE.
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(5) Dougherty, J. A., Stegmann, D. W., “The Effects of Flow on Corrosion Inhibitor
Performance”, Materials Performance, pp. 47-53, april 1996.
(6) Gunaltun, Y.M., Larrey, D., “Correlation of Cases of Top of Line Corrosion with
Calculated Water Condensation Rates”, Corrosion / 2000, Paper No. 71.
5 - AGRADECIMENTOS
Os autores agradecem à PETROBRAS pela parceria e por ter possibilitado a coleta e/ou
fornecido alguns dados.
Os autores agradecem ao Programa CTPETRO convênio FINEP / FUNCATE No.
65.0016.00 pelo apoio financeiro e ao MCT pelos recursos do Tesouro disponibilizados.
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Taxa de Corrosão (mm/ano)
mm/y
0.2
0.1
0.0
-0.1
-0.2
-0.3
-0.4
Mar 01
May 01
Jul 01
Sep 01
Nov 01
Jan 02
Mar 02
01/02/2001 to 05/03/2002
Figura 1 – Taxas de corrosão (mm/ano) obtidas das sondas ER instaladas na REDUC
ER REDUC Corrosion Rate (mm/y)
MultiTrend for Windows © 1997 CorrOcean ASA
mm/y
Taxa de Corrosão (mm/ano)
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0
-0.2
Feb 01
Apr 01
Jun 01
Aug 01
Oct 01
Dec 01
30/01/2001 to 05/03/2002
Figura 2 – Taxas de corrosão (mm/ano) obtidas das sondas ER instaladas na
ER ESTAP Corrosion Rate (mm/y)
Estação Paraíba do Sul (ESTAP).
MultiTrend for Windows © 1997 CorrOcean ASA
Feb 02
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0.10
0.08
0.06
0.04
0.02
0.00
-0.02
-0.04
Apr 01
Jun 01
Aug 01
Oct 01
Dec 01
Feb 02
31/01/2001 to 26/02/2002
Figura 3 – Taxas de corrosão (mm/ano) obtidas das sondas ER instaladas na Estação de Betim.
ER BETIM Corrosion Rate (mm/y)
MultiTrend for Windows © 1997 CorrOcean ASA
PERDA DE ESPESSURA LOCAL (% DA ESPESSURA DO DUTO) NA EXTENSÃO
DO DUTO DESDE A REDUC ATÉ A REGAP
60
50
PROFUNDIDADE (%)
Taxa de Corrosão (mm/ano)
mm/y
40
30
20
10
0
0
50
100
150
200
250
300
350
KM
Figura 4 – Perda de espessura local (% da espessura do duto) na extensão do duto
desde a REDUC até a REGAP
400
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COMPRIMENTO DO DEFEITO ENCONTRADO NA EXTENSÃO
DO DUTO DESDE A REDUC ATÉ A REGAP
60
COMPRIMENTO (MM)
50
40
30
20
10
0
0
50
100
150
200
250
300
350
400
KM
Figura 5 – Comprimento do defeito encontrado na extensão do duto desde a REDUC
até a REGAP.
LOCALIZAÇÃO HORÁRIA DO DEFEITO ENCONTRADO NA EXTENSÃO
DO DUTO DESDE A REDUC ATÉ A REGAP
14:00
12:00
POSIÇÃO HORÁRIA
10:00
8:00
6:00
4:00
2:00
0:00
0
50
100
150
200
250
300
350
KM
Figura 6 – Localização horária do defeito encontrado na extensão do duto desde a
REDUC até a REGAP.
400