CURSO SUPERIOR DE TECNOLOGIA EM MANUTENÇÃO...
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CURSO SUPERIOR DE TECNOLOGIA EM MANUTENÇÃO INDUSTRIAL ANDERSON SANTANA FREIRE WASHINGTON LONTRA FLORIDO CONTROLE DA CORROSÃO NOS DUTOS DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO Campos dos Goytacazes 2016
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CURSO SUPERIOR DE TECNOLOGIA EM MANUTENÇÃO
INDUSTRIAL
ANDERSON SANTANA FREIRE
WASHINGTON LONTRA FLORIDO
CONTROLE DA CORROSÃO NOS DUTOS DA INDÚSTRIA DO
PETRÓLEO
Campos dos Goytacazes
2016
ANDERSON SANTANA FREIRE
WASHINGTON LONTRA FLORIDO
CONTROLE DA CORROSÃO NOS DUTOS DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Trabalho de conclusão de curso apresentado ao
Instituto Federal Fluminense, Campus Campos
Centro, como requisito de conclusão do Curso
Superior de Tecnologia em Manutenção
Industrial.
Orientadora: Prof. Amanda Monteiro Pinto
Barreto.
Campos dos Goytacazes
2016
ANDERSON SANTANA FREIRE
WASHINGTON LONTRA FLORIDO
CONTROLE DA CORROSÃO NOS DUTOS DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Trabalho de conclusão de curso apresentado ao
Instituto Federal Fluminense, Campus Campos
Centro, como requisito de conclusão do Curso
Superior de Tecnologia em Manutenção
Industrial.
Aprovada em ........de...................de 2016.
Banca Avaliadora:
..................................................................................................................................................
Prof. Amanda Monteiro Pinto Barreto (Orientadora)
Especialista em Educação Ambiental
Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia Fluminense – Campus Campos Centro
..................................................................................................................................................
Prof. Sérgio Vasconcellos Martins
Doutor em Ciências da Engenharia/UENF
Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia Fluminense – Campus Campos Centro
..................................................................................................................................................
Prof. Sérgio Luiz Gonçalves Batista
Mestre em Engenharia e Ciência dos Materiais/UENF
Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia Fluminense – Campus Campos Centro
Dedico o desenvolvimento deste trabalho aos meus
pais, a minha Tia Alcilenys Santana Gomes Mesquita,
meus irmãos Cleitor Gomes Mesquita, Robson Scafura
Mesquita Filho e Zandor Gomes Mesquita e minha
companheira Layla Cucco Barroso Porto, pois sempre
me deram o suporte necessário para cursar esta
graduação (Anderson Santana Freire).
Dedico este trabalho de conclusão da
graduação a minha mãe Suely Fiuza Lontra e amigos
que de muitas formas me incentivaram e ajudaram
para que fosse possível a concretização deste trabalho
(Washington Lontra Florido).
AGRADECIMENTOS
Primeiramente a Deus que conduziu-nos todo tempo na busca do conhecimento, pois
sem fé e a certeza de sua companhia, nada teria sido realizado.
Em especial, a Professora Amanda Monteiro Pinto Barreto, pela sua paciência, ajuda,
comprometimento e todo o empenho para a conclusão deste trabalho.
Aos professores que gentilmente participaram desta banca, pois além de professores
são também eternos amigos que moldam o rumo da história de nossas vidas.
Aos nossos familiares, pois sem este apoio e amor incondicional não teríamos trilhado
e chegado ao final desta caminhada. E que nos perdoem por toda nossa ausência.
A todos os nossos professores pela definição dos caminhos que participaram desta
etapa de crescimento profissional.
Aos colegas e em especial aos colegas Alexandre Barcellos, Brayan Arruda Jorgov e
José Cláudio da Costa, pela troca de informações durante o curso.
Ao Instituto Federal Fluminense que através da Biblioteca nos ajudou com os livros
de pesquisa e de seus funcionários administrativos.
A todos aqueles que, direta ou indiretamente, colaboraram para a conclusão deste
trabalho.
Nosso carinho, admiração e respeito.
Industrializar aceleradamente o país; transferir
do exterior para nosso território as bases do
desenvolvimento autônomo; fazer da indústria
manufatureira o centro dinâmico das atividades
econômicas nacionais – isso resumiria o meu
propósito, a minha opção.
Juscelino Kubistchek.
RESUMO
A corrosão é um tipo de deterioração que pode ser facilmente encontrada em obras metálicas,
necessitando de cuidados para prolongar sua durabilidade. Ela é uma das principais causas de
falhas em equipamentos e tubulações, sendo prejudiciais ao processo. Podendo provocar desta
forma atraso no cronograma operacional de produção, gerando altos custos de manutenção,
além de promover riscos à saúde e ao meio ambiente. Na indústria do petróleo não é diferente,
tornando-se necessário um monitoramento da corrosão interna dos dutos de óleo, água, gás e
fluidos, para direcionar e gerenciar as ações a serem tomadas no caso de um agravamento de
um processo corrosivo. Isso requer algum tipo de manutenção operacional para que possam
auxiliar na diminuição dos custos de reparação e substituição. Com o propósito de identificar o
atual nível de pesquisa documentada acadêmica, foram selecionados vários trabalhos para
confrontar as pesquisas acadêmicas na área, que tinham por escopo demonstrar o estudo dos
métodos de controle da corrosão nos dutos na indústria do petróleo através da manutenção
preditiva, fazendo uso de cupons e sensores de corrosão, mitigando os prejuízos.
Palavras chave: Corrosão. Manutenção. Indústria do petróleo.
ABSTRACT
The corrosion is a type of deterioration which can be easily found in works of metal, needing
care to prolong its durability. It is one of the main causes of failures in equipment and piping
being harmful to the process. Being able to cause delay in the operational timeline of
production, generating high maintenance costs, in addition to promoting the risks to health and
the environment. In the oil industry is no different, making it require a monitoring of internal
corrosion of oil pipelines, water, gas and fluids, to direct and manage the actions to be taken in
case of an aggravation of a corrosive process. This requires some sort of operational
maintenance so they can assist in reducing repair and replacement costs. In order to identify the
current level of academic documented research, several studies have been selected to confront
the academic research in the area that had the scope to demonstrate the study of corrosion
control methods in the ducts in the oil industry through predictive maintenance, causing use of
coupons and corrosion sensors, mitigating losses.
Key words: Corrosion. Maintenance. Oil Industry.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Ciclo dos Metais .................................................................................................... 14
Figura 2 - As quatro gerações da Manutenção ................................................................................ 19
Figura 3 - Mecanismo químico de formação de ferrugem ...................................................... 24
Figura 4 - Concreto com corrosão avançada e armadura exposta .......................................... 25
Figura 5 - Processo de corrosão eletrolítica em tubulação de água e petróleo ....................... 26
Figura 6 - Representação esquemática das diferentes formas de corrosão ............................. 28
Figura 7 - Funcionamento e aplicação do plano de monitoramento ............................................... 37
Figura 8 - Esquema de instalação de cupons de corrosão em tubulação ................................ 38
Figura 9 - Cupons utilizados no processo de avaliação da corrosão ...................................... 39
Figura 10 - Cupom retirado do sistema operacional e após sofrer limpeza química para
determinação da taxa de corrosão ......................................................................... 40
Figura 11 - Sonda de resistência elétrica .......................................................................................... 41
Figura 12 - Fluorescência de raios X ...................................................................................... 43
Figura 13 - Técnica de difração de raios X ...................................................................................... 44
Figura 14 - Espectro de ondas ................................................................................................. 44
Figura 15 - Microscopia Eletrônica de Varredura .................................................................. 45
Figura 16 - Ilustração de um PIG em um duto ....................................................................... 49
Figura 17 - PIG instrumentado ......................................................................................................... 51
ABREVIATURAS
AAS - Atomic Absorption Spectrum (Espectro de Absorção Atômica)
AIE - Agência Internacional de Energia
AISI - American Iron and Steel Institute (Instituto Americano de Aço e Ferro)
BRS - Bactérias Redutoras de Sulfatos
CE - Controle de Carbono Equivalente
DDP - Diferença de Potencial
FA - Análise em Fluxo
MEV - Microscopia Eletrônica de Varredura
MFL - Magnetic Flux Leakage (Fuga de Fluxo Magnético)
MIC - Microbiológica
pH - Potencial Hidrogeniônico
PIB - Produto Interno Bruto
PMCI - Plano de Monitoração da Corrosão Interna
RCM - Reliability Centred Maintenance (Manutenção Centrada na Confiabilidade)
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ...................................................................................................... 13
1.1 Problema ................................................................................................................... 16
1.2 Objetivos ................................................................................................................. 16
1.3 Metodologia.............................................................................................................. 16
1.4 Motivação ................................................................................................................ 16
1.5 Apresentação ........................................................................................................... 17
2 HISTÓRICO DA MANUTENÇÃO INDUSTRIAL ............................................ 18
2.1 A Primeira Geração ................................................................................................. 19
2.2 A Segunda Geração .................................................................................................. 20
2.3 A Terceira Geração .................................................................................................. 20
2.4 A Quarta Geração ....................................................................................................21
3 CORROSÃO ........................................................................................................... 23
3.1 Tipos de Corrosão .................................................................................................... 23
3.1.1 Corrosão Eletroquímica ........................................................................................... 23
3.1.2 Corrosão Química .................................................................................................... 25
3.1.3 Corrosão Eletrolítica ............................................................................................... 26
3.2 Formas de Corrosão.................................................................................................. 27
4 CORROSÃO EM PLATAFORMAS DE EXPLORAÇÃO DE PETROLEO E
OS PRINCIPAIS AGENTES CORROSIVOS.................................................... .32
5 PARAMÊTRO DE MONITORAMENTO E CONTROLE DA CORROSÃO 36
5.1 Corrosão Interna dos Equipamentos em Plataformas de Petróleo............................36
5.2 Cupons de Corrosão Instalados nos Dutos ............................................................... 38
5.3 Sondas de Resistência Elétrica.................................................................................40
5.4 Análises de resíduos e fluidos para monitorar o processo corrosivo .......................42
6 METODOS DE CONTROLE DA CORROSÃO ............................................... 46
6.1 Revestimentos Anticorrosivos .................................................................................. 46
6.2 Técnicas de Modificação do Meio ........................................................................... 47
6.3 Inibidores Corrosivos................................................................................................48
6.4 PIGs .......................................................................................................................... 48
7 CONSIDERAÇÕES FINAIS................................................................................. 52
8 SUGESTÕES .......................................................................................................... 53
9 REFERÊNCIAS ..................................................................................................... 54
13
1 INTRODUÇÃO
Desde o início dos tempos quando o homem começou a trabalhar com metais, a corrosão
vem sendo um problema, e desde então, vem enfrentando transtornos em diversas atividades,
ocorrendo não só prejuízos materiais, mas afetando ainda a saúde e o meio ambiente (GENTIL,
2007).
Segundo Paz (2013), atualmente estimativas apontam que cerca de 3% do Produto
Interno Bruto (PIB) mundial vem sendo utilizado no combate à corrosão, dentro dessa
porcentagem incluem as horas paradas na manutenção de equipamentos, instalações industriais
e todos os outros elementos também expostos à ação corrosiva.
Na indústria do petróleo não poderia ser diferente, diante do processo corrosivo os
desgastes gerados afetam os aspectos físicos e econômicos, trazendo assim grandes prejuízos
(GENTIL, 2007).
A corrosão presente na indústria do petróleo ataca a superfície metálica de tubulações,
linhas de dutos, tanques e outros equipamentos. Os problemas relacionados à corrosão podem
surgir do petróleo contendo água e gás sulfídrico (H2S), água de formação com alta salinidade,
problemas na extração do óleo e gás, durante o transporte, em operações de refino e na
estocagem dos produtos finais (OLIVEIRA, 2014).
Pode-se assim definir corrosão como a deterioração de materiais por ação química ou
eletroquímica do meio ambiente aliada ou não a esforços mecânicos. O processo da corrosão,
em geral, é espontâneo e está constantemente transformando os materiais metálicos reduzindo
assim a sua vida útil e desempenho para qual se destinam. Quando o material e o meio interagem
física e quimicamente é caracterizada a deterioração levando as alterações do material que sofre
desgaste, transformações químicas ou mudanças em sua estrutura, sendo considerado assim
inadequado para o uso. Em alguns casos, pode-se admitir como a corrosão sendo o inverso do
processo metalúrgico (Figura 1), na qual o objetivo principal é a extração do metal a partir de
seus minérios ou de outros compostos, visto que a corrosão tende a oxidar o metal (GENTIL,
2007).
14
Figura 1. Ciclo dos metais
Fonte: https://sites.google.com/site/scientiaestpotentiaplus/_/rsrc/1326911349236/corrosao/corrosao-
galvanica/ciclo-metais1.jpg
De acordo com Martins (2012), ao longo dos anos estão sendo desenvolvidos muitos
estudos por se tratar a corrosão um fenômeno que ao destruir os materiais metálicos e não
metálicos entram em contato com o meio ambiente e causam grandes problemas em suas
atividades, acarretando muitos prejuízos financeiros, principalmente para grandes indústrias
químicas e petrolíferas. Os custos diretos e principalmente os indiretos atingem somas
astronômicas.
A manifestação de corrosão em metais ocorre em diversos tipos de meios, porém o meio
em que ocorre com maior frequência é o aquoso. Nesse meio o mecanismo da corrosão é
essencialmente eletroquímico (WOLYNEC, 2003).
Por ser um processo espontâneo a corrosão eletroquímica ocorre quando o metal ou liga
entra em contato com um eletrólito onde acarretam as reações anódicas (oxidação) e catódicas
(redução) que causam a deterioração do mesmo. Tem-se como eletrólitos a água do mar, ar
atmosférico com umidade, o solo, entre outros (MAINIER; SANDRES; TAVARES, 2007).
Segundo os autores acima, para melhor entendimento, um condutor elétrico faz a
transferência dos elétrons da região anódica para a catódica e depende da quantidade de cargas
que os íons descarregam e a quantidade de elétrons que migram de uma região para a outra,
para que se possa avaliar a intensidade do processo de corrosão.
15
A corrosão é uma das principais causadoras de falhas na indústria petrolífera, sendo os
equipamentos e as tubulações os que mais sofrem com esse fenômeno. Essas falhas geram
problemas operacionais prejudicando o processo e atrasando todo o cronograma, geram altos
custos de manutenção e além gerar riscos à saúde e ao meio-ambiente. Devido ao fato de que a
maioria dos equipamentos, dutos e tubulações das plataformas de produção serem constituídas
de aço, ou seja, liga formada de ferro e carbono, a indústria de exploração de petróleo estará
sempre convivendo com os processos corrosivos (MAINIER; TERZI, 2008).
De acordo com Ramanathan (1990), para se conter a corrosão, deve-se controlar a
reação do metal com o seu meio, ou seja, de forma com que as propriedades físicas e mecânicas
do metal sejam preservadas durante seu tempo de vida útil. O controle verdadeiro da corrosão
não é apenas a aplicação de um revestimento de tinta sobre uma máquina ou equipamento, mas
inclui todas as medidas tomadas em cada etapa, desde o projeto até a fabricação, instalação e
uso. Os diferentes métodos de controle da corrosão podem ser discutidos sob as seguintes
categorias: controle no estágio de projeto; controle pela influência do metal; controle pela
influência do meio e controle com revestimentos.
A maioria das tubulações e equipamentos requerem algum tipo de manutenção
operacional para que possam auxiliar na diminuição dos custos de reparação e substituição;
incidências de poluição; destruição e vida humana; perdas de produção e outros
(RAMANATHAN, 1990).
A manutenção preditiva é um método aplicado na área de manutenção com a finalidade
de demonstrar as condições reais de funcionamento, fornecendo dados que informam o seu
desgaste. Desta forma a proposta da manutenção preditiva é fazer o monitoramento regular das
condições no processo e o rendimento operacional de equipamentos e instalações. Assim, trata-
se de uma modalidade de manutenção que prediz o tempo de vida útil dos componentes,
equipamentos e as condições para que esse tempo de vida seja bem aproveitado (KARDEC;
NASCIF, 2006).
A realização deste trabalho tem a preocupação de demonstrar os métodos de controle
da corrosão nos dutos na indústria do petróleo através da manutenção preditiva fazendo uso de
cupons e sensores de corrosão, mitigando prejuízos diretos e indiretos.
Os autores deste trabalho optaram tratar este assunto por ter grande relevância na área
da manutenção industrial, assim como na indústria do petróleo.
16
1.1 Problema
A corrosão é um problema existente há anos e vem acarretando prejuízos econômicos
gigantescos à grandes indústrias de petróleo. Desde então, muitos estudos vem sendo
elaborados. Sem o devido tratamento a corrosão acaba gerando falhas, prejudicando o processo
e consequentemente atrasando o cronograma operacional de produção. Estimativas apontam
que 3% do Produto Interno Bruto (PIB) mundial estão sendo usados no combate à corrosão,
nessa porcentagem também estão incluídas as horas paradas na manutenção de equipamentos.
1.2 Objetivo
O presente estudo tem por objetivo demonstrar os métodos de controle da corrosão nos
dutos na indústria do petróleo através da manutenção preditiva fazendo uso de cupons e
sensores de corrosão. Com a identificação e consequentemente com o conhecimento das
características responsáveis por tais deteriorações, basta aplicar os métodos de controle com
um monitoramento eficaz, que consequentemente acarretará em menos paralisações, prejuízos
econômicos, a saúde e ao meio ambiente.
Inicialmente identificaremos os principais agentes corrosivos na indústria do petróleo,
bem como conhecer suas características responsáveis pela deterioração dos materiais, monitorá-
los e consequentemente descrever os métodos eficazes para combater a corrosão destes
contaminantes, ou seja, a busca por um conhecimento científico mais recente.
1.3 Metodologia
Esta pesquisa se acerca de estudos acadêmicos. Inicialmente é realizada uma revisão
bibliográfica do histórico da manutenção, corrosão e suas formas, a corrosão nos dutos da
indústria petrolífera, monitoramento e controle. Ou seja, uma identificação de seus
entrelaçamentos e a importância da manutenção neste contexto.
As análises que servem para fundamentação teórica foram investigadas em textos
científicos, também de sites acadêmicos e congressos, para que a pesquisa não seja neutra
quanto ao conceito acadêmico, mas baseada em investigação de dados atualizados.
1.4 Motivação
17
Este estudo é motivado inicialmente pelos estudos acadêmicos no transcurso do 4º e 6º
períodos, como as disciplinas de Exploração e Produção de Petróleo; Manutenção Preditiva;
Química e Corrosão.
É importante entender como o processo corrosivo ocorre na indústria do petróleo, suas
formas e métodos de controle, já que os custos são relativamente altos no mundo todo.
1.5 Apresentação
Esta monografia está dividida em seis capítulos, além das considerações finais. O
capítulo dois traça o histórico da manutenção industrial e conceitua a manutenção preditiva e
no capítulo três, relata-se a corrosão seguida de suas características. O capítulo quatro aborda a
corrosão em plataformas de petróleo e seus agentes corrosivos. No capítulo cinco apresentamos
os parâmetros de monitoramento e no seis destacam-se os métodos de controle da corrosão.
18
2 HISTÓRICO DA MANUTENÇÃO INDUSTRIAL
A Manutenção existe há séculos, mesmo em épocas remotas quando ainda não era
reconhecida. Passou a ser conhecida pelo nome Manutenção na Europa Central a partir do
século XVI, na mesma época em que surgia o relógio mecânico e junto dele os primeiros
técnicos em assistência e montagem. Ao longo da Revolução Industrial perceberam a sua
necessidade e a aperfeiçoaram, na Segunda Guerra Mundial a sua necessidade era incontestável
(MORO; AURAS, 2007).
Moro e Auras (2007), complementam que manutenção é atuar de uma forma geral no
sistema tendo por objetivo evitar falhas na produção, garantindo assim a qualidade esperada do
produto.
Com o aumento da concorrência nos últimos anos, os prazos de entrega dos produtos
passaram a ser muito importantes para todas as empresas. Devido a esse fato as empresas
ficaram mais motivadas a prevenir possíveis falhas de equipamentos e máquinas, que atrasariam
o processo e consequentemente a entrega. Além disso, o que contribuiu bastante para o avanço
da manutenção foi a exigência por mais qualidade do produto. Essas motivações deram ao
surgimento a uma manutenção mais planejada, que conhecemos hoje em dia como manutenção
preventiva (MORO; AURAS, 2007).
Visto para Kardec e Nascif (2012), a evolução da manutenção a partir dos anos 30 pode
assim ser dividida em quatro gerações, entendidas da seguinte forma e ilustrada na figura 2:
19
Figura 2. As quatro gerações de evolução da Manutenção
Fonte: Kardec e Nascif (2012), Manutenção Função Estratégica – adaptado
2.1 A Primeira Geração
A Primeira Geração, entre de 1930 à 1940, envolve todo o período em que antecede a
Segunda Guerra Mundial, quando as industriais eram pouco mecanizadas, possuíam
equipamentos simples e em sua maioria superdimensionados. Nessa época devido a situação
econômica, a produtividade não era uma prioridade. Não havia necessidade de uma manutenção
sistematizada, realizavam os serviços de limpeza, lubrificação e reparo após quebra, ou seja, a
manutenção era corretiva não planejada. Tinham a visão de que com o tempo os equipamentos
iriam se desgastar vindo a sofrer falhas ou quebras, sendo inevitável. A capacidade que
buscavam era a do executante em realizar o reparo com sucesso.
20
2.2 A Segunda Geração
No período da guerra, 1940 à 1970, houve um aumento na demanda de todos os tipos
de produtos, ao mesmo em que a quantidade de mão de obra diminuiu consideravelmente, tendo
por consequência nesse período um grande aumento da mecanização e complexidade das
instalações industriais.
O resultado acabou sendo o surgimento do conceito da Manutenção Preventiva, pois
estava claro a necessidade de maior disponibilidade, assim como uma maior confiabilidade,
possibilitando uma maior produtividade. A indústria já estava muito dependente de um correto
funcionamento das máquinas, portanto perceberam que as falhas dos equipamentos poderiam e
deveriam ser evitadas.
A Manutenção Preventiva por volta da década de 60 consistia em realizar paradas nos
equipamentos em intervalos de tempo fixos.
Os Sistemas de Planejamento e Controle da Manutenção, que nos dias atuais são parte
integrante da manutenção moderna, tiveram um grande aumento, pois começaram a levar em
conta que os custos da manutenção começaram a se elevar muito em relação aos outros custos
operacionais.
2.3 A Terceira Geração
A Terceira Geração começa a partir da década de 70 quando houve um processo de
aceleração de mudança nas indústrias. Com a paralisação da produção que por consequência
diminui a capacidade de produção, acabava gerando um aumento nos custos e afetando a
qualidade dos produtos, isso era uma preocupação generalizada. Devido a tendência mundial
de fazer uso do sistema Just-in-time, no qual estoques reduzidos para produção em andamento
tem sentido de que apenas pausas na produção ou na entrega naquele momento poderiam
paralisar a fábrica, os efeitos dos períodos de paralisações na manufatura foram se agravando.
Com o crescimento da automação e da mecanização ficou evidenciado que a
confiabilidade e a disponibilidade haviam se tornado primordiais em setores totalmente
diferentes como a saúde, telecomunicações, processamento de dados e gerenciamento de
edificações.
Na Terceira Geração: o conceito e a utilização da manutenção preditiva foram
reforçados; devido ao avanço da informática, foi permitida a criação de computadores pessoais
21
velozes e a criação de softwares potentes para o controle, planejamento e acompanhamentos
dos serviços de manutenção; o conceito da confiabilidade começa a ser cada vez mais aplicado
pela Engenharia e na Manutenção; o Processo de Manutenção Centrada na Confiabilidade
(RCM), tem sua implementação iniciada na década de 90 no Brasil.
2.4 A Quarta Geração
Na Quarta Geração continuam a existir algumas expectativas a Manutenção
relacionadas à Terceira Geração. A confiabilidade continua sendo uma das medidas de
performance mais importantes da Manutenção, tanto que a confiabilidade dos equipamentos é
um fator de incansável busca pela Manutenção. A consolidação das atividades de Engenharia
da Manutenção, dentro da estrutura organizacional da Manutenção, tem na garantia da
disponibilidade, da confiabilidade e da manutenibilidade as três maiores justificativas de sua
existência.
Devido ao fato de terem o objetivo de cada vez menos intervirem nas plantas, as práticas
de manutenção preditiva e monitoramento de condição de equipamentos e do processo, estão
sendo cada vez mais utilizadas. Desde então há uma tendência de redução na utilização da
manutenção preventiva ou programada, pois com a mesma há a necessidade da paralisação dos
equipamentos e sistemas, impactando negativamente a produção. O mesmo acontece com a
manutenção corretiva não planejada, que se torna um indicador de ineficiência da manutenção.
A manutenção preditiva, conhecida também por Manutenção Sob Condição ou
Manutenção com base no Estado do Equipamento é a primeira grande quebra de paradigma na
Manutenção e quanto mais se intensifica o conhecimento tecnológico, mais se desenvolve
equipamentos que permitam avaliação confiável das instalações e sistemas operacionais em
funcionamento. Tem por objetivo prevenir falhas nos equipamentos ou sistemas através de
acompanhamento por parâmetro diversos, permitindo a operação contínua do equipamento pelo
maior tempo possível. A manutenção preditiva dá preferência a disponibilidade à medida que
não promove a intervenção nos equipamentos ou sistemas, pois as medições e verificações são
efetuadas com o equipamento produzindo (KARDEC; NASCIF, 2012).
Segundo Almeida (2012), a ideia principal da manutenção preditiva é a realização de
um monitoramento regular das condições exatas do equipamento, além do rendimento
operativo de todo o sistema de processo, possibilitando a garantia de um intervalo máximo entre
22
os reparos. Por consequência minimizará a quantidade de paradas e os custos relacionados por
paradas não programadas ocorridas devido a alguma falha, havendo uma melhora na
disponibilidade.
Kardec e Nascif (2012), complementam que quando o grau de degradação já pré-
estabelecido é atingido ou está próximo, é tomada a decisão de intervenção. Podemos dizer que
a Manutenção Preditiva prediz as condições dos equipamentos e quando há a intervenção o que
se faz é uma manutenção corretiva planejada.
Ainda segundo os autores descritos acima, as condições básicas para se adotar a
Manutenção Preditiva e os fatores indicados para análise da adoção da mesma são os seguintes:
Condições básicas para adotar a Manutenção Preditiva:
O equipamento, sistema ou instalação devem permitir algum tipo de
monitoramento/medição;
O equipamento, sistema ou instalação devem merecer esse tipo de ação devido aos
custos envolvidos;
As falhas devem ser oriundas de causas que possam ser monitoradas e ter sua
progressão acompanhada e
Seja estabelecido um programa de acompanhamento, análise e diagnóstico,
sistematizado.
Os fatores indicados para análise da adoção de política de Manutenção Preditiva:
Aspectos relacionados com a segurança pessoal e operacional;
Redução de custos pelo acompanhamento constante das condições dos
equipamentos, evitando intervenções desnecessárias e
Manter os equipamentos operando, de modo seguro, por mais tempo.
23
3 CORROSÃO
Pode-se definir corrosão como a deterioração dos materiais pela ação química ou
eletroquímica do meio, podendo estar ou não associada a esforços mecânicos (GENTIL, 2007).
O estudo da corrosão vem se tornando cada dia mais significativo devido as falhas e
danos ocorridos em vários setores da indústria. A corrosão se manifesta em diversos graus
dependendo do ambiente em que o corpo a ser analisado se encontra. As interações entre o meio
e o material (metálico) resultam em deterioração de suas propriedades mecânicas, físicas e/ou
sua aparência (CALLISTER; RETHWISCH, 2002).
3.1 Tipos de Corrosão
De acordo com Wolynec (2003), apesar de uma grande variedade de mecanismos, os
fenômenos de corrosão de metais, no entanto, podem ser reunidos em quatro grupos, como por
exemplo: Corrosão em meios aquosos (90%), oxidação e corrosão quente (8%), corrosão em
meios orgânicos (1,8%) e corrosão por metais líquidos (0,2%). A incidência de cada um dos
tipos de corrosão está indicada entre parênteses de forma estimada.
A ação corrosiva está presente em nossa sociedade e acarreta enormes prejuízos
econômicos; uma vez que a corrosão está relacionada a diminuição do tempo de vida útil do
material (FOGAÇA, 1994).
Na divisão corrosiva existem três formas do meio agir sobre o material e assim o
degradar, por essa razão ela é classificada em eletroquímica, química e eletrolítica.
3.1.1 Corrosão Eletroquímica
Segundo Gentil (2007), a corrosão eletroquímica é a que ocorre nos metais e geralmente
na presença de água. Ela pode acontecer quando:
O metal entra em contato com um eletrólito, ou seja, uma solução
condutora que envolve áreas anódicas e catódicas ao mesmo tempo, formando
uma pilha de condução.
24
A formação de ferrugem é um exemplo de corrosão eletroquímica. O ferro se oxida
facilmente quando exposto ao ar úmido que contém O2 e H2O. Essa oxidação resulta no cátion
Fe2+, formando o polo negativo (que perde elétrons) da pilha:
Ânodo: Fe(s) → Fe2+ + 2e-
Entre os vários processos de redução que podem ocorrer, a mais significativa é a da
água:
Cátodo: 2H2O + 1
2O2 + 2e- → 2OH–
Enquanto os cátions Fe2+ migram para o polo negativo (cátodo), os ânions OH- migram
para o polo positivo (ânodo) e ocorre a formação do hidróxido ferroso [Fe(OH)2].
Fe2+ + 2OH– → Fe(OH)2
Na presença de oxigênio, esse composto é oxidado a hidróxido de ferro III (Fe(OH)3),
que depois perde água e se transforma no óxido de ferro (III) mono-hidratado (Fe2O3.H2O), que
é um composto que possui coloração castanho-avermelhada, isto é, a ferrugem que
conhecemos:
2Fe(OH)2 + H2O + 1/2O2→ 2 Fe(OH)3, 2Fe(OH)3→ Fe2O3.H2O + 2H2O
Figura 3. Mecanismo químico de formação de ferrugem
Fonte: http://qnint.sbq.org.br/sbq_uploads/layers/imagem1947.png
25
Quando dois metais são ligados por um eletrólito, formando uma pilha
galvânica.
Se colocarmos uma placa de cobre e uma de ferro, ambas mergulhadas num eletrólito
neutro aerado e postas em contato, formando um circuito elétrico, cada placa se tornará um
eletrodo. Quem sofre redução é a água junto ao eletrodo de cobre. O eletrodo de cobre na
verdade funciona como um eletrodo suporte de elétrons que vem do anodo.
3.1.2 Corrosão Química
Enquanto isso a corrosão química ocorre devido ao ataque de algum agente químico
sobre o material, podendo ser ou não um metal. Não necessita da presença de água e não ocorre
transferência de elétrons (GENTIL, 2007).
Exemplos:
Solventes ou algum agente oxidante que podem quebrar moléculas de polímeros e
degradando-as;
Ácido sulfúrico em contato com zinco metálico;
Concreto armado de construções sofrendo corrosão por agentes poluentes.
Em sua constituição existem silicatos, aluminatos de óxido de ferro e cálcio que são
decompostos por ácidos, como mostrado na reação a seguir (MARTINS, 2012):
3CaO.2SiO2.3H2O + 6HCl → 3CaCl2 + 2SiO2 + 6H2O
Figura 4.Concreto com corrosão avançada e armadura exposta
Fonte: http://www.aecweb.com.br/tematico/img_figuras/armadura-exposta$$5401.jpg
26
Na corrosão química não existem transferências de elétrons ou cargas elétricas, logo não
há formação de corrente elétrica. O que ocorre é um ataque de algum agente químico
diretamente sobre o material. Sua reação se dá entre o meio corrosivo e o material exposto,
resultando assim na formação de um produto de corrosão na superfície do material oxidado. É
muito comum acontecer em locais expostos a altas temperaturas como unidades de processo,
caldeiras, fornos industriais (GENTIL, 2007).
3.1.3 Corrosão Eletrolítica
Na corrosão eletrolítica verifica-se como consequência da diferença de potencial
elétrico entre dois pontos (ou áreas) de uma superfície metálica. A diferença de potencial
estabelecido pode estar relacionada a diversos fatores, tais como: diferença de natureza química,
diferença de composição, diferença de tamanho cristalino, diferença de aeração,
descontinuidade em filmes superficiais, tensões diferenciais, etc. Esta diferença de potencial
elétrico provoca a migração de elétrons da área de potencial de oxidação mais alto (área
anódica) para a de potencial de oxidação mais baixo (área catódica). Este par, formado pelas
áreas anódicas e catódicas, em presença de meio corrosivo, constituem uma chamada célula de
corrosão eletrolítica (GENTIL, 2007).
De acordo com Fogaça (2014), este processo não ocorre espontaneamente ao contrário
dos outros tipos mencionados anteriormente. Quando não há um isolamento, aterramento ou
quando há alguma deficiência em um destes forma-se uma corrente de fuga e quando elas
escapam para o solo formam-se vários furos nas instalações. Isso acontece em tubulações de
água, petróleo, cabos telefônicos e postos de gasolina, conforme ilustra a figura 5.
Figura 5. Processo de corrosão eletrolítica em tubulação de água e de petróleo
Fonte: http://s3.static.brasilescola.uol.com.br/img/2013/01/corrosao-eletrolitica.jpg
27
A proporção do processo de corrosão é avaliada pela carga ou quantidade de íons que
desprendem do catodo ou pelo número de elétrons que migram do anodo em direção ao catodo.
A DDP (diferença de potencial) da pilha eletroquímica tenderá a ser mais intensa uma vez que
estiver mais distante dos metais apresentadas na tabela 1 a seguir (NUNES; LOBO, 1990).
Tabela 1: Tabela de potenciais de eletrodo
Fonte:http://s2.glbimg.com/uuGqPsjYP2vois4mNjMCnLyJMEs=/0x0:1255x1191/620x588/s.glbimg.co
m/po/ek/f/original/2013/11/25/potenciais-reducao_1.jpg
3.2 Formas de Corrosão
Segundo Gentil (2007), os processos de corrosão são vistos como reações
eletroquímicas ou reações químicas heterogêneas que geralmente se passam na superfície de
separação entre o metal e o meio corrosivo. Todas as reações químicas que consistem em
receber ou ceder elétrons considera-se como oxidação-redução, pode-se considerar os processos
de corrosão como reações de oxidação dos metais, ou seja, o metal age como redutor, cedendo
elétrons que são recebidos por uma substância, o oxidante existente no meio corrosivo. Assim,
a corrosão é um modo de destruição do metal, evoluindo através de sua superfície.
28
O conhecimento da corrosão é muito importante no estudo dos processos corrosivos,
pois a mesma pode ocorrer sob diferentes formas ou tipos. As formas ou tipos de corrosão
podem ser apresentados considerando-se a forma de ataque ou a aparência e as diferentes causas
da corrosão e seus mecanismos.
Há a possibilidade de que em alguns processos corrosivos os técnicos de inspeção e/ou
manutenção tenham dificuldades para caracterizar se as cavidades formadas, pois podem estar
sob a forma de placas, alvéolos ou pites. Porém, deve ser considerada de grande importância a
determinação das dimensões dessas cavidades, a fim de se verificar a extensão do processo
corrosivo. O esclarecimento do mecanismo e as medidas adequadas de proteção são auxiliados
pela caracterização da forma de corrosão. A seguir são apresentadas as características
fundamentais das diferentes formas de corrosão e ilustradas na figura 6 (GENTIL, 2007):
Figura 6. Representação esquemática das diferentes formas de corrosão
Fonte: http://images.slideplayer.com.br/11/3480744/slides/slide_6.jpg
29
Tais morfologias são entendidos da seguinte forma (GENTIL, 2007):
UNIFORME
Esta corrosão se processa em toda a extensão da superfície, ocorrendo perde uniforme
de espessura. Alguns a chamam de corrosão generalizada, mas essa terminologia não deve ser
usada somente para corrosão uniforme, pois pode-se ter também a corrosão por pite ou alveolar
generalizadas, ou seja, em toda a extensão da superfície corroída.
POR PLACAS
A corrosão localiza-se em regiões da superfície metálica e não em toda a extensão,
formando placas com escavações.
ALVEOLAR
A corrosão de processa na superfície metálica produzindo sulcos ou escavações
semelhantes a alvéolos, apresentando fundo arredondado e profundidade geralmente menor que
o seu diâmetro.
PUNTIFORME OU POR PITE
A corrosão se processa em pontos ou pequenas áreas localizadas na superfície metálica
gerando pites, ou seja, cavidades que apresentam o fundo em forma angulosa e profundidade
geralmente maior do que o seu diâmetro.
INTERGRANULAR
A corrosão se processa entre os grãos da rede cristalina do material metálico, o qual
perde suas propriedades mecânicas e pode fraturar quando solicitado por esforços mecânicos,
gerando então a corrosão sob tensão fraturante.
30
INTRAGRANULAR
A corrosão se processa nos grãos da rede cristalina do material metálico, o qual,
perdendo suas propriedades mecânicas, poderá fraturar à menor solicitação mecânica, tendo-se
também corrosão sob tensão fraturante.
FILIFORME
A corrosão processa-se sob a forma de finos filamentos não profundos, que se
propagam em diferentes direções e que não se ultrapassam, pois o produto que sofre este tipo
de corrosão apresenta carga positiva, daí a repulsão.
De acordo com Ferreira et. al. (2002), a corrosão filiforme ocorre mais facilmente em
superfícies metálicas revestidas com tintas. É observada com mais frequência, quando a
umidade relativa do ar é maior que 85% e em revestimentos mais permeáveis à penetração de
oxigênio e água ou que apresentem falhas, como riscos, ou, ainda, em regiões de arestas.
ESFOLIAÇÃO
Esfoliação é um tipo de corrosão subsuperficial, que se inicia em uma superfície limpa,
mas se espalha abaixo dela.
Visto por Ferreira et. al. (2002), a corrosão é detectada de forma paralela à superfície
metálica. Ocorre em chapas ou componentes extrudados, que tiveram seus grãos alongados e
achatados, de forma a criar condições para que inclusões ou segregações, presentes no material,
sejam transformadas, devido ao trabalho mecânico, em plaquetas alongadas. Ao se iniciar um
processo corrosivo na superfície de ligas de alumínio, com essas características, o ataque pode
atingir as inclusões ou segregações alongadas e a corrosão ocorrerá através de planos paralelos
à superfície metálica e, mais frequentemente, em frestas. O produto de corrosão, volumoso,
ocasiona a separação das camadas contidas entre as regiões que sofrem a ação corrosiva e, como
consequência, ocorre à desintegração do material em forma de placas paralelas à superfície.
GRAFÍTICA
31
A corrosão evidencia-se no ferro fundido cinzento em temperatura ambiente. O ferro
metálico é convertido em produtos de corrosão, enquanto a grafite permanece intacta. Nota-se
que a área corroída fica com aspecto escuro, característico do grafite, que pode ser facilmente
retirada com auxílio de uma espátula.
DEZINCIFICAÇÃO
É a corrosão que ocorre em ligas de cobre zinco (latões), em que se observa o surgimento
de regiões com coloração avermelhada em contraste com a característica coloração amarela dos
latões. Ocorre uma corrosão preferencial do zinco, e o cobre restante destaca-se com sua
característica cor avermelhada.
Segundo Ferreira et. al. (2002), a dezincificação e a corrosão grafítica são exemplos de corrosão
seletiva, pois há a corrosão preferencial de zinco e ferro, respectivamente.
EMPOLAMENTO PELO HIDROGÊNIO
O hidrogênio atômico se entranha no material metálico e, como tem pequeno volume
atômico, propaga-se rapidamente e em regiões com descontinuidades, como inclusões e vazios,
transformando-se em hidrogênio molecular, H2. A molécula formada exerce pressão e origina
bolhas, daí o nome de empolamento.
CORDÃO DE SOLDA
Forma de corrosão que se observa em torno de cordão de solda. Ocorre em aços
inoxidáveis não-estabilizados ou com teores de carbono maiores que 0,03%. A corrosão é
evidenciada intergranularmente.
32
4 CORROSÃO EM PLATAFORMAS DE EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO E OS
PRINCIPAIS AGENTES CORROSIVOS
De acordo com Frauches et. al. (2014), a corrosão que o processamento do petróleo
provoca começou a receber a devida atenção no final dos anos 40 e início dos anos 50, com a
necessidade de refino dos petróleos com teor mais elevado de componentes ácidos, o que
proporcionou no aumento das perdas pelos processos corrosivos. Dentre a diversidade de
materiais que podem sofrer a corrosão o aço carbono é o material mais utilizado na indústria de
maneira geral e cerca de 20% do aço produzido destina-se a reposição de partes de
equipamentos, peças ou instalações corroídas. O aço carbono pode sofrer corrosão das seguintes
formas: uniforme, galvânica, por frestas e por pite.
O autor acima afirma ainda que durante todas as etapas de produção de óleo e/ou gás na
indústria do petróleo, incluindo extração e as operações de refino; transporte e estocagem
diversos equipamentos sofrem ataques corrosivos (sejam elas causadas pelo meio ou por ação
química direta). Na indústria petrolífera a corrosão eletroquímica é a que mais causa danos
devido à influência do fluido de perfuração e da água de produção. Esses fluidos são compostos
de sais, gases dissolvidos e micro-organismos, aliados com a pressão e temperatura.
Na produção de petróleo ainda encontramos gases como H2S (ácido sulfídrico) e o CO2
(dióxido de carbono) e esses causam o aumento da acidez e a corrosão. Com o aumento da
concentração desses gases o pH (potencial hidrogeniônico) diminui e a taxa de corrosão
aumenta. Entre os fatores que afetam a corrosão por gás ácido temos: a composição das fases
(água, óleo e gás) presentes no sistema; a composição química da água produzida; a
temperatura; a vazão; a composição e condições das hastes que estruturam o poço. Estes fatores
causam preocupação com o aumento da transformação de óxidos de enxofre que são produzidos
durante sua extração e seu refino na presença de H2SO4 concentrado, sendo estes contaminantes
do ar pela emissão de gases da queima de combustíveis fósseis segundo a AIE (Agência
Internacional de Energia) (FRAUCHES et. al. 2014).
Frauches et. al. (2014) afirma que na fase de extração, ocorre o processo de acidificação
da matriz para que os minerais presentes na formação rochosa sejam parcialmente dissolvidos,
aumentando ou recuperando a permeabilidade da estrutura. Geralmente, as soluções ácidas
utilizadas são de ácido clorídrico (HCl) ou fluorídrico (HF), promovendo o desgaste antecipado
do revestimento de produção pelo ataque do ácido.
33
Para os autores acima mencionados a perfuração offshore apresenta muitos problemas
de corrosão. Grande parte dos equipamentos atualmente utilizados na indústria de petróleo e
gás offshore chega ao final de sua vida útil e acarreta alta possibilidade de falha do equipamento
sem aviso significativo. Vazamentos de óleo e falhas de equipamentos recentemente tem
demonstrado esse perigo. Dissolvendo na água o dióxido de carbono forma-se o ácido carbônico
(H2CO3), reduzindo o pH. Embora não seja tão corrosivo quanto o oxigênio, o mesmo leva a
corrosão através da formação de pites. Vem sendo reconhecido nos últimos anos como um dos
mais importantes agentes corrosivos, especialmente em operações em que o gás é o material de
alimentação, ou de matérias-primas.
Alguns autores relatam a influência de fatores que aceleram o processo corrosivo, entre
eles:
INFLUÊNCIA DA UMIDADE RELATIVA
Para Gentil (2007), a influência da umidade na ação corrosiva da atmosfera é acentuada,
pois o ferro em atmosfera de baixa umidade relativa praticamente não sofre corrosão. O
processo corrosivo em umidade relativa em torno de 60% é lenta, já acima de 70% o seu
processo se torna acelerado. A umidade relativa é a relação entre o teor de vapor d'água
encontrado no ar e o teor máximo que pode existir no mesmo.
INFLUÊNCIA DO OXIGÊNIO
A influência do oxigênio e oxidantes sobre a velocidade de corrosão depende de outros
fatores além de sua concentração e depende muito também do metal. O comportamento
característico de metais e ligas que não apresentam transição ativo-passivo há um aumento na
corrosão com teor de oxigênio ou de oxidantes a baixos níveis. Metais que demonstram
comportamento ativo-passivo passivam somente corroem se uma quantidade suficiente de
oxigênio ou oxidante estiver presente. No caso do aço inoxidável AISI 301, a velocidade de
corrosão aumenta inicialmente com o teor de oxigênio, e então diminui rapidamente. No estado
passivo, o comportamento é independente da concentração de oxigênio. Às vezes, a exposição
de certos metais a oxidantes muito poderosos leva a um aumento na velocidade de corrosão
(RAMANATHAN, 1990).
34
INFLUÊNCIA DO CO2
A corrosão por CO2 é um processo complexo que ocorre basicamente com a presença
de gás carbônico no fluído circulante. A grande dificuldade e complexidade do processo está
relacionada com o grande número de variáveis envolvidas, tais como, pressão de CO2,
temperatura, tipo de fluxo, velocidade, teor de acetato e teor de bicarbonato entre outras. A
presença de componentes e variáveis diversas, leva a ocorrência de reações eletroquímicas
complexas, que resultam em corrosão localizada (JESUS, 2012).
INFLUÊNCIA DO H2S
A corrosão por H2S (ácido sulfídrico), basicamente ocorre pela presença ou geração de
gás sulfídrico devido ao fluído circulante ou do meio ambiente em que o equipamento se
encontra em operação. Este gás é cada vez mais presente na indústria do petróleo, obrigando a
utilização do materiais chamados "comuns ou convencionais" (aço carbono) com alguns
requisitos especiais, tais como: controle de carbono equivalente (CE), controle de S (enxofre)
e controle de P (fósforo). Este tipo de corrosão pode se apresentar de maneira uniforme ou
localizada. Possíveis formas de abrandamento de ação do H2S podem incluir o uso de
sequestrantes de H2S e uso de metalurgia especial (JESUS, 2012).
INFLUÊNCIA DE MICRO-ORGANISMOS
De acordo com Albuquerque, Andrade e Neves (2014), os micro-organismos
encontrados nos sistemas de petróleo são capazes de sobreviver sob condições de elevada
temperatura, salinidade e pressão com a capacidade de se reativarem ao encontrarem condições
favoráveis para o seu crescimento.
Os micro-organismos usualmente encontrados nos sistemas de óleo podem ser bactérias,
fungos e/ou algas. Em geral, a maior ênfase é dada às bactérias, uma vez que a formação de um
consórcio bacteriano facilita a interação e o crescimento de outros grupos de micro-organismos
e sua permanência nos diferentes sistemas sob a forma de biofilmes. Essas bactérias redutoras
de sulfato (BRS) são as principais responsáveis pelos problemas de geração biogênica de H2S
e pelos processos de corrosão microbiológica (MIC) em superfícies metálicas da indústria do
35
petróleo. É difícil avaliar os custos relacionados com processos corrosivos atribuídos à
atividade dos micro-organismos (BRS e outras bactérias). Estima-se que milhões de dólares são
gastos pelas companhias de petróleo anualmente com a intenção de minimizar efeitos
econômicos e ambientais atribuídos à corrosão, incluindo a corrosão micro-biológica
(ALBUQUERQUE; ANDRADE; NEVES, 2014).
36
5 PARAMÊTRO DE MONITORAMENTO E ACOMPANHAMENTO DA CORROSÃO
INTERNA DE DUTOS
Para Nóbrega et. al. (2002), os fluidos de processo da indústria petroquímica passam
por uma vasta gama de equipamentos e rede de dutos fabricados por aço carbono. Normalmente
o fluido conduzido por esta rede passa por plantas de tratamento para desidratação e/ou retirada
de agentes corrosivos como O2 presente na água condensada ou mesmo a produzida em contato
com superfícies metálicas, ocasionando formação de ferrugem, o óxido de ferro III (Fe2O3). Já
o dióxido de carbono (CO2) dissolve-se na água condensada levando a formação do ácido
carbônico (H2CO3) e a solução ácida em contato com o metal favorece sua dissolução,
formando uma película pouco aderente e pouco protetora de carbonatos (FeCO3), podendo ser
também carreados. O H2S, quando dissolvido no condensado e em contato com o aço, formam
sulfetos de ferro de composição variada (FexSy), pouco aderentes e protetores. Quando
totalmente seco ou inteiramente isento de CO2, O2 e de gás sulfídrico (H2S) o fluido não se
apresenta caráter corrosivo em relação ao aço carbono e em consequência do processo
corrosivo, há certa redução da espessura das paredes de equipamentos e dos dutos, possível
aparecimento de ataque localizado em regiões de condensação e retenção de água e a formação
de grande quantidade de resíduo sólido, devido à larga área superficial dos equipamentos e
dutos que entram em contato com o fluxo.
Muitas das vezes o resíduo tem características abrasivas sendo capaz de danificar
equipamentos, entupir válvulas e elementos filtrantes em geral; acarretando assim diversos
problemas operacionais e danos muitas vezes críticos as unidades que processam o fluido
(NÓBREGA et. al. 2002).
5.1 Plano de Monitoramento da Corrosão
Segundo Mainier e Terzi (2008), o Plano de Monitoração da Corrosão (PMCI) tem por
objetivo gerenciar as informações coletadas relacionadas às taxas de corrosão. Essas
informações são obtidas através de corpos de prova de perda de massa e/ou sondas de
resistência elétrica que são instalados em diversos pontos. Essas informações coletadas são
analisadas junto com informações de dados operacionais e análises físico-químicas. O plano
tem por finalidade desenvolvimentos de novos métodos de minimização, correção e mitigação
37
dos efeitos operacionais. Visa também a mitigação de problemas operacionais relacionados à
saúde e meio ambiente, conforme o esquema apresentado na figura 7.
Para Simor e Novais (2002), os cupons de corrosão são chapas em aço carbono pequenas
que são introduzidas nas tubulações e dutos através de orifícios próprios ou comumente
chamados de pontos provadores de corrosão. A detecção e monitoramento da corrosão são
realizados através de cupons de perda de massa e/ou coleta de resíduos de fluidos. No caso de
uso da técnica de monitoração gravimétrica, ou seja, uso dos cupons por perda de massa, a
mesma consiste basicamente na avaliação da taxa de corrosão, tal corrosão que é determinada
através de perda de massa sofrida por cupons ou provadores de corrosão por tempo
Figura 7 - Funcionamento e aplicação do plano de monitoramento
Fonte:https://encryptedtbn1.gstatic.com/images?q=tbn:ANd9GcRXPDRdhFOMRs5Ql3_KfVkD7YQ7l
TVMN_7QVQ6w6fien_B1MNj2Bw
Mainier e Terzi (2008), complementam que os cupons de corrosão devem ser instalados
em diferentes pontos das tubulações ou em locais próximos a equipamentos importantes no
segmento operacional com o objetivo de registrar e avaliar os eventos corrosivos e obter as
seguintes informações de análises visuais, cálculos da taxa de corrosão proveniente da perda de
38
massa, avaliação da ação dos inibidores e dados sobre os resíduos sedimentados provenientes
da corrosão.
Além desses cupons existem os dispositivos de resistência elétrica que atuam
dimensionando os dutos e medindo a taxa de corrosão de acordo com a sua resistência elétrica.
Esses dispositivos informam as mudanças nos dados de processo e seus efeitos na perda de
metal; avaliação contínua da corrosão; avaliação dos efeitos dos esforços para controle da
corrosão; e informações para seleção de materiais em sistemas de equipamentos.
Os resultados obtidos serão analisados e relacionados a problemas de corrosão
observados durante todo processo de inspeção que geram relatórios com finalidade e
identificação, qualificação das causas e os mecanismos de corrosão (ou até incrustação),
favorecendo assim soluções emergenciais a médio e longo prazo (MAINIER; TERZI, 2008).
5.2 Cupons de Corrosão Instalados nos dutos
Tendo por fim o monitoramento do processo corrosivo, devem ser instalados cupons de
corrosão em pontos estratégicos das tubulações nos principais equipamentos, para fornecer
informações das taxas de corrosão. Na figura 8, observa-se um esquema de fixação dos cupons
(retangulares ou na forma de disco) no interior de tubulação (MAINIER; TERZI, 2008).
Figura 8: Esquema de instalação de cupons de corrosão em tubulação
Fonte: http://www.iecengenharia.com/fotos_representacao/servicos_instalacao-de-provador2.jpg
Ainda segundo os autores, os cupons para avaliação do processo corrosivo, são corpos-
de-prova confeccionados com o mesmo material da tubulação, na forma retangular ou na forma
39
de disco conforme mostra, a seguir, a figura 9. Os cupons podem ser fixados na parte superior,
no meio ou na geratriz inferior da tubulação. Para maior e melhor confiabilidade do resultado,
o cupom deve ficar exposto ao meio corrosivo por um período de no mínimo de três meses e
no máximo de seis meses. Após a exposição dos cupons nesse período pré-estabelecido, obtém-
se a taxa de corrosão uniforme e com o auxílio de microscópio óptico determina-se a
profundidade dos pites, se existentes, determinando a taxa de corrosão localizada.
Figura 9: Cupons utilizados no processo de avaliação da corrosão
Fonte: https://encrypted-
tbn1.gstatic.com/images?q=tbn:ANd9GcRnGcS71Px5IQgopuuuuKy3TOXv7CZaj6wdjBZp9M8expuL7TG5Tg
Na obra mencionada, afirmam que os dados necessários para o cálculo da taxa de
corrosão uniforme dos cupons de perda de massa são: o tempo de exposição, a massa inicial e
a massa final após a limpeza química do cupom. A taxa de corrosão pode ser determinada por
meio da equação:
𝐓𝐚𝐱𝐚 𝐝𝐞 𝐜𝐨𝐫𝐫𝐨𝐬ã𝐨 =𝐤. ( 𝐦𝐢𝐧𝐢𝐜𝐢𝐚𝐥 − 𝐦𝐟𝐢𝐧𝐚𝐥)
𝐒. 𝐭. 𝛒
40
Onde:
Taxa de corrosão = mm/ano;
k (constante) = 8,76 x 104 ;
m inicial – m final (variação de massas) = gramas ;
S (área total dos cupons) = cm2 ;
ρ (massa específica) = g/cm3 ;
t (tempo) = horas
Figura 10: Cupom retirado do sistema operacional e após sofrer limpeza química para determinação da
taxa de corrosão.
Fonte:https://encryptedtbn2.gstatic.com/images?q=tbn:ANd9GcSwJGDhCkdfse2anoZlwGTIcvWId3R
Mijhw8lN2KKytH3Eu8QZtZA
5.3 Sondas de Resistência Elétrica
As sondas de Resistência Elétrica, conforme mostra o esquema da figura 11, medem as
taxas de corrosão com base no aumento da resistência elétrica durante um determinado período,
para um elemento metálico exposto ao meio corrosivo. O aumento na resistência elétrica é
ocasionado pela redução da área da seção transversal do elemento exposto (condutor elétrico)
devido à corrosão. O aumento na resistência elétrica é proporcional à corrosão acumulada para
o período de exposição. A técnica de Resistência Elétrica é aplicável a sistemas que não
possuem fase contínua de água, em meios de baixa condutividade. A monitoração por
resistência elétrica é comum em sistemas de gás. Entretanto, também pode ser utilizada em
sistemas de água. A fim de complementar os resultados de taxa de corrosão e de ter uma
resposta mais rápida as variações do processo, é necessário à medição de taxa de corrosão
através de sondas (probes) de resistência elétrica, na saída e chegada (extremidades) dos dutos
41
rígidos e diversas tubulações dos sistemas. A “sonda” (probe) nada mais é que um dispositivo
utilizado para fornecer informações on-line sobre as mudanças nos dados de processo, na
corrosividade dos fluidos e nos efeitos na perda de metal causados pela corrosão e/ou erosão
(MAINIER; TERZI, 2008).
Figura 11: Sonda de resistência elétrica
Fonte: http://www.aselco.com.br/wp-
content/uploads/Cupons_Perda_Massa_Bico_Injecao_Recuperador_Mecanico_3.jpg
Os autores afirmam que, cupons por perda de massa devem fornecer resultados em
períodos que variam de três meses a um ano. Já nas sondas de resistência elétrica, os resultados
são fornecidos em períodos de horas ou de dias, dependendo da agressividade dos fluidos e do
programa de monitoração estabelecido para o duto ou sistema em questão possibilitando, assim,
uma correlação entre as alterações de taxa de corrosão com as características do processo. A
determinação da taxa de corrosão é baseada na resistência elétrica de um condutor metálico que
aumenta à medida que a área da seção vai diminuindo (sempre a uma temperatura constante),
ou seja, o aumento na resistência elétrica é proporcional à corrosão acumulada para o período
de exposição, segundo, a equação:
𝐑𝐞𝐬𝐢𝐬𝐭ê𝐧𝐜𝐢𝐚 = 𝛒. 𝐋
𝐀
42
Onde:
L = comprimento
A = Área da seção
ρ = resistividade do material
5.4 Análise de Resíduos e Fluidos para monitorar o processo corrosivo
A coleta de resíduos e fluidos em diferentes pontos e com frequências pré-estabelecidas
para sua caracterização química é de vital importância para verificar e conhecer o mecanismo
de corrosão e propor medidas preventivas de corrosão. A coleta poderá ser realizada em
diferentes pontos do sistema. Uma ressalva é o local de instalação dos provadores de corrosão.
Por isso é necessário que projete e monte um dispositivo para coleta, principalmente a de fluido.
Outro ponto importante é o procedimento de coleta de amostra e forma de preservação da
mesma até a sua chegada aos laboratórios para análise. A amostra deverá estar sendo processada
o mais rápido possível (NÓBREGA et. al. 2002).
A avaliação do processo corrosivo nos internos das tubulações e nos equipamentos, as
análises físico-químicas são utilizadas como ferramentas na identificação e quantificação dos
constituintes geradores, diretos ou indiretos, dos processos corrosivos. A agressividade dos
fluidos depende da sua origem e dos tratamentos realizados (MAINIER; TERZI, 2008).
Nóbrega et. al. (2002), afirmam que dentre as técnicas utilizadas para análise do resíduo
sólido as mais utilizadas são:
FLUORESCÊNCIA DE RAIOS-X
A análise por fluorescência de raios X é um método qualitativo e quantitativo baseado
na medida das intensidades dos raios X característicos emitidos pelos elementos que constituem
a amostra. Os raios X emitidos por tubos de raios X, ou raios X ou gama por uma fonte
radioativa, excitam os elementos que constituintes, os quais, por sua vez, emitem linhas
espectrais com energias características do elemento e cujas intensidades estão relacionadas com
a concentração do elemento na amostra.
43
Figura 12: Fluorescência de raios X
Fonte:http://200.144.182.130/faepah/sites/default/files/Fluoresc%C3%AAncia%20de%20Raio%20X_1.
jpg
DIFRAÇÃO DE RAIOS– X
Em meios do século XX, o método da difração de raios-X tornou-se um dos mais usados
para a identificação e quantificação de minerais em materiais policristalinos (sólido constituído
de uma infinidade de cristais) naturais e industriais. Devido a facilidade de preparação e
operação da técnica e a possibilidade de recuperação de informação de múltiplas naturezas, o
método de difração de raios-X vem aumentando grandemente o seu campo de atuação e com
isso a sua importância como técnica analítica. Nesta técnica não é necessário o uso de
informações adicionais, como dados experimentais da composição e/ou estrutura da amostra
estudada. Esta técnica corresponde à cristalinidade da substância permitindo identificação de
materiais quanto às suas características cristalinas e a quantificação de elementos de
constituição desde que em faixa adequada de concentração, sendo aplicável a substâncias
orgânicas e especialmente à minerais.
44
Figura 13: Técnica de difração de raios – X
Fonte:http://saberciencia.tecnico.ulisboa.pt/imagens/dna/xraydiffraction.gif
ESPECTRO DE ABSORÇÃO ATÔMICA (AAS)
Técnica que revolucionou a determinação de elementos metálicos durante as décadas
de 1950 e 1960. Consiste na introdução de uma solução da amostra num atomizador, através de
um sistema de nebulização e sendo simples se comparada com outras técnicas de espectrometria
atômica. É muito utilizada na determinação de baixas concentrações de elementos, podendo
estar associada a sistemas de análise em fluxo (FA). A utilização de diferentes formas de
atomização (chama, atomização eletrotérmica, etc.) além da AAS, permite a especiação e a
amostragem sólida ou suspensão.
Figura14: Espectro de onda
Fonte:https://encryptedtbn3.gstatic.com/images?q=tbn:ANd9GcSigsdn_HY3zCkRh4dPZrOC_3s9IVklJ
4FyGuo1kwByfN5UTz9S
45
MICROSCOPIA ELETRÔNICA DE VARREDURA (MEV)
Utiliza um feixe de elétrons no lugar de fótons utilizados em um microscópio óptico
convencional, o que permite solucionar o problema de resolução relacionado com a fonte de
luz branca. Esta técnica é baseada no compartilhamento ou a transferência de elétrons que
permite através dos átomos a formação de diversos materiais que conhecemos e novas formas
de matéria. O ideal é que a ponta de prova termine num simples átomo. O MEV é um dos mais
versáteis instrumentos disponíveis para a observação e análise de características micro
estruturais de objetos sólidos. A principal razão de sua utilidade é a alta resolução (2nm a 5nm),
que pode ser obtida quando as amostras são observadas.
Figura 15: Microscopia eletrônica de varredura
Fonte: http://www.mecatronicaatual.com.br/files/image/microscopio_eletronico_figura_03.png
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6 MÉTODOS DE CONTROLE DA CORROSÃO
Frauches et. al. (2014), afirmam que os métodos ou as técnicas de proteção anticorrosiva
usadas em alguns materiais de extensivo uso industrial, de maneira geral, envolvem a
polarização do material ou passivação, incluem os revestimentos, os inibidores de corrosão, as
técnicas de modificação do meio, a proteção catódica e anódica.
6.1 Revestimentos Anticorrosivos
Segundo Frauches et. al. (2014), o revestimento tem como principais requisitos: baixa
permeabilidade, resistência química ao meio agressivo, dilatação térmica compatível com o
substrato, propriedades físicas adequadas aos abusos que receberá por abrasão, impacto, flexão
e etc. Possui características como: monolítico (sem emendas), remota ocorrência de trincas ou
fissuras, não permite infiltrações, aplicação rápida e fácil, aceita reparos localizados,
equipamentos de baixo custo e suporte simples. A proteção dos revestimentos anticorrosivos
podem ser explicados devido a formação de películas de óxidos, hidróxidos e outros compostos
pela reação de metais como alumínio, cromo, níquel e zinco com os oxidantes do meio
corrosivo.
Para Gentil (2007), o revestimento ou recobrimento protetor só terá eficiência caso a
superfície receptora venha sido preparada. A superfície deve estar bem limpa, livre de graxa,
impurezas e livre de ferrugem.
O revestimento metálico é constituído de partículas de metal líquido aplicado sobre a
superfície limpa e rugosa do aço, por exemplo. O metal que está em forma líquida, ao atingir a
superfície se solidifica formando uma camada levemente porosa de lâminas que se acumulam
de modo a obter a máxima resistência à corrosão (FRAUCHES et. al. 2014).
Gentil (2007), os revestimentos metálicos são utilizados com diversos objetivos, como:
decorativo, resistência ao atrito, resistência à oxidação em contatos elétricos, endurecimento
superficial e resistência à corrosão.
Para Quintela (2010), no ambiente atmosférico marinho, o desempenho dos
revestimentos metálicos vão depender de um correto tratamento superficial, da técnica da
aplicação, da espessura aplicada e da capacidade do revestimento atuar como um processo de
sacrifício local. A grande vantagem dos revestimentos metálicos, é o fato de os mesmos
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resistirem relativamente bem ao dano mecânico por impacto, quando comparados aos sistemas
tradicionais de pintura.
De acordo com Frauches et. al. (2014), os revestimentos não metálicos inorgânicos,
constituídos de compostos inorgânicos, são depositados diretamente na superfície metálica ou
formados sobre essa superfície. Os cimentos, porcelanas, óxidos, carbetos, nitretos, siliciletos
e boretos são os mais usados na proteção contra corrosão.
Os revestimentos não metálicos orgânicos (ou tintas), constituem em o método mais
utilizado de controle da corrosão. Aproximadamente 90% de todas as superfícies metálicas são
revestidas por tintas. A variedade dos tipos de pintura, cores, processos de aplicação e a
possibilidade de combinação das tintas com revestimentos metálicos têm aumentado ainda mais
a importância deste tipo de proteção anticorrosiva. A tinta é uma composição líquida que após
a aplicação sobre a superfície, passa por processo de cura e secagem e se transforma em um
filme sólido, aderente, fino, impermeável e flexível (FRAUCHES et. al. 2014).
Quintela, Reis e Garrido (2002), complementam que a utilização da pintura vendo sendo
a técnica de proteção anticorrosiva mais utilizada, sendo capaz de se adaptar a qualquer situação
de desenvolvimento tecnológico, econômico e até mesmo preservação do meio ambiente.
6.2 Técnicas de Modificação do Meio
A corrosão e seu controle não podem ser estudadas de forma alguma separadamente,
devem ser estudados juntos por que o processo corrosivo pode indicar o modo de combate
adequado ao processo de corrosão. (GENTIL, 2007)
De acordo com Frauches et. al. (2014), a corrosão pode ser evitada através da alteração
do meio corrosivo fazendo uso do controle do pH e a desaeração. O pH controlado favorece a
passivação dos metais, o que ocorre com o mesmo ligeiramente básico. Já a desaeração consiste
na retirada de oxigênio do meio, sendo um agente despolarizante, a sua retirada favorece-se a
polarização catódica com a consequente diminuição da intensidade do processo corrosivo. Tal
processo de retirada de oxigênio, podem ser químicos ou mecânicos. O processo químico é
realizado pelos agentes sequestradores de oxigênio, enquanto que a retirada através do processo
mecânico é feita com a desaeração por arraste do oxigênio por outro gás, comumente vapor de
água, ou em câmara de vácuo onde a descompressão propícia a saída de gases.
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6.3 Inibidores Corrosivos
Para Gentil (2007), os inibidores de corrosão são substâncias, no qual quando estão
presentes em concentrações adequadas no meio corrosivo, reduzem ou eliminam a corrosão.
Tais substâncias com essas características têm sido muito usadas como um dos melhores
métodos para proteção contra a corrosão.
Frauches et. al. (2014), complementam que inibidores são substâncias orgânicas ou
inorgânicas, que quando adicionadas ao meio corrosivo, evitam ou diminuem o
desenvolvimento das reações da corrosão. Esses inibidores geralmente são adsorvidos, fazendo
um filme muito fino e persistente, o qual leva a uma diminuição na taxa de corrosão, devido ao
abrandamento das reações anódicas, catódicas ou ambas.
Segundo Gentil (2007), os inibidores podem ser classificados de diferentes formas,
baseados na composição e no comportamento. Quanto à composição, temos os inibidores
orgânicos e inorgânicos e em relação ao comportamento, temos os inibidores oxidantes, não-
oxidantes, anódicos, catódicos e de adsorção.
Os inibidores de corrosão na indústria do petróleo e gás são utilizados principalmente
para combater os processos corrosivos relacionados à atuação do CO2, H2S e dos ácidos no qual
são utilizados em operações de estimulação de reservatórios e/ou remoção de incrustações nas
tubulações. Os inibidores mais utilizados são de natureza nitrogenada, embora em menor
frequência, os inibidores não nitrogenados que contêm enxofre, fósforo, ou átomos de oxigênio,
também são usados (GARCIA; SANTOS, 2013).
Para uma utilização satisfatória dos inibidores é preciso ser considerado as causas da
corrosão no sistema; o custo da sua utilização; as propriedades e os mecanismos de ação dos
inibidores a serem usados e as condições de aplicação e controle do inibidor (GENTIL, 2007).
6.4 PIGs
Galvão e Silva (2014), os dutos podem sofrer falhas por uma ou várias combinações de
mecanismos falha do material, levando a perdas de espessura de suas paredes, onde estão a
corrosão, erosão e abrasão. Essas perdas de espessura ocorrem na superfície interna ou externa
do tubo e, dependendo da gravidade podem levar a vazamento ou a rompimento. Com um
grande crescimento em relação a preocupação com o meio ambiente, recentemente as
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operadoras de dutos começaram a investir em programas de reabilitação e gerenciamento da
integridade, tendo em vista estender a vida útil de seus dutos. Com o avanço tecnológico e por
consequência uma maior qualidade das ferramentas de inspeção interna, como os PIGs
instrumentados de alta resolução, conseguimos ter o mais fiel possível a existência de corrosão,
trincas, defeitos de fabricação e entre outros, permitindo uma avaliação precisa dos defeitos e
consequentemente reparos desnecessários.
Os autores citados acima ainda complementam que a origem do seu nome possui
algumas versões, sendo as mais aceitas são as que relacionam o dispositivo ao animal de mesmo
nome, tanto pela semelhança devido ao grunhido dos porcos que emite ao se deslocar na linha,
como pela estreita relação entre PIG e detritos. Conforme mostra a Figura 7.
Figura 16. Ilustração de um PIG em um duto.
Fonte: https://encrypted-
tbn2.gstatic.com/images?q=tbn:ANd9GcSKpOISCxkTcNTkPOmkeh0ZLk2x8Gu9KdJylKbIe0aITB_jcB0Z
Segundo Reber et. al. (2002), há uma diversidade de tipos de PIGs com diferentes
finalidades. Podem ser usados desde uma simples limpeza do duto a uma inspeção detalhada
de seu interior. Os PIGs também conhecidos como in-line inspections tools (inspeção em
linha/produção) ou PIGs inteligentes, são dispositivos robóticos que possuem a função de
avaliar o interior do duto. Esse tipo de inspeção teve origem por volta de 45 anos atrás, e teve
grandes evoluções até os dias de hoje, fazendo o uso de diversos princípios de medição e
sistemas extremamente especializados e complexos. Esses PIGs possuem a capacidade de
verificar a espessura, geometria (detectar amassamentos), sinais de corrosão, vazamentos e
outros defeitos ao longo do duto que possam prejudicar seu escoamento e/ou colocar em risco
sua operação.
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Para Carneval e Soares (2000), a inspeção através de PIGs inteligentes tem sido utilizada
para medir espessuras de paredes e indicar os pontos críticos de corrosão. Grande parte dessas
inspeções tem sido realizadas com PIGs magnéticos, pois são eficientes para localizar áreas
corroídas, porém, não são precisos para medir espessura com precisão, desta forma se faz
necessário o uso do ultrassom para medir-se espessura.
Galvão e Silva (2014), acrescentam que os PIGs instrumentados são equipamentos
amplamente utilizados para a realização de diferentes tipos de inspeções interna de dutos. São
introduzidos no duto e se deslocam por toda sua extensão impulsionados pela pressão de
bombeio do fluído, seja óleo ou gás. Em sua maioria, são constituídos por vasos de pressão
sustentados por copos de poliuretano em suas extremidades. Possuem bateria e sensores que
são capazes de identificar anomalias geométricas e perdas de espessura por corrosão.
Estes mesmos autores afirmam que os métodos de detecção de corrosão mais utilizados
são baseados em magnetismo e ondas ultrassônicas. Abaixo segue os detalhamento dos
mesmos:
PIG METÁLICO (MFL)
O PIG MFL, do inglês Magnetic Flux Leakage (Fuga de Fluxo Magnético), é a
ferramenta mais difundida para inspeção de corrosão de dutos. Esta técnica utiliza alterações
no campo magnético para detectar mudanças na espessura do duto. Este PIG é utilizado tanto
em dutos de óleo como de gás. Sua sensibilidade diminui com o aumento da espessura do duto.
Possui pouca tolerância à variação do diâmetro interno. Suas principais características são:
medições indiretas, ou seja, interpretação do resultado depende exclusivamente da experiência
do técnico; a perda do material é detectada de forma grosseira (comprimento, largura e
profundidade); detecta facilmente trincas e rachaduras e seu uso é mais complicado devido ao
peso do aparelho.
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Figura 17. PIG instrumentado.
Fonte: http://www.mindsatwork.com.br/wp-content/uploads/2014/01/PIGprojeto.png
PIG ULTRASOM
Outro sistema muito utilizado para inspeção de corrosão de dutos é o PIG equipado com
sensores ultrassônicos. Esses PIGs podem medir tanto corrosão externa quanto interna, com
excelente nível de detalhes, além disso, possuem a grande vantagem de detectar trincas. Não é
indicado em gasodutos pois se faz necessário o uso em fluidos bem homogêneos. Quando a
inspeção por ultrassom em uma linha de gás se faz realmente necessária, podemos preencher
uma secção da tubulação com água, permitindo, assim, que a inspeção seja realizada. Este tipo
de inspeção não é recomendável a utilização, pois sempre a exige parada do equipamento,
gerando prejuízos e perdas para empresa durante sua realização.
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7 CONSIDERAÇÕES FINAIS
Inicialmente conclui-se que o monitoramento da corrosão em dutos é extremamente
importante, pois existem situações em que o aspecto de confiabilidade e segurança são
primordiais.
A corrosão é um problema encontrado em diversas atividades. Na indústria, não apenas
do petróleo, ela traz grandes prejuízos. Estes não são apenas materiais, mas também de saúde e
de meio ambiente.
Dutos, máquinas e equipamentos sofrem com o processo corrosivo devido fatores da
composição do petróleo, como presença do gás sulfídrico, água e salinidade. Assim
caracterizações químicas das amostras de resíduos sólidos encontrados em dutos mostram-se
de extrema importância por contribuir no estudo da origem do processo corrosivo, bem como
na determinação de agentes contaminantes. Neste contexto, fica clara a necessidade de
controlar as reações causadas pela corrosão, o que ressalta a necessidade de um monitoramento
contínuo, identificando suas causas e métodos para combatê-la.
O monitoramento regular é realizado pela manutenção preditiva que prediz o tempo de
vida útil dos equipamentos e máquinas, o que demonstra sua importância na indústria. Logo,
um plano de monitoramento da corrosão se faz necessário através de informações obtidas por
corpos-de-prova e sondas de resistência elétrica instalados no sistema, que determina a taxa de
corrosão através de cálculos e equações.
Várias técnicas são utilizadas com sucesso para identificação e quantificação dos
constituintes geradores dos processos corrosivos, no qual destacam-se: Fluorescência de Raios-
X, Difração de Raios-X, Espectro de Absorção Atômica e Microscopia Eletrônica de Varredura.
Os métodos de proteção anticorrosiva de uso industrial, de maneira geral, envolvem a
polarização do material ou passivação, incluem os revestimentos, os inibidores de corrosão, as
técnicas de modificação do meio, a proteção catódica e anódica.
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8 SUGESTÕES
A contribuição dessa pesquisa acadêmica definiu um estudo de identificação,
caracterização e controle da corrosão na indústria do petróleo, sendo possível dar continuidade
com outros objetivos referentes a esta temática e ampliando esta proposta em diferentes setores
em que a corrosão se faz presente.
Espera-se que este trabalho possa suscitar a vontade de novos estudos sobre o processo
corrosivo, métodos de controle monitoramento, considerando a importância da manutenção
neste contexto. Permitindo o desenvolvimento de novas técnicas no controle da mesma, a partir
da conscientização dos prejuízos ambientais, econômicos e humanos envolvidos.
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