AVALIAÇÃO DA CORROSÃO INTERNA DE UM DUTO DE GÁS NATURAL. Jussara de Mello Silva Telma Villela Eduardo Cavalcanti Instituto Nacional de Tecnologia

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1 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).

2 SINOPSE O gás natural, ao ser explorado, possui alguns contaminantes como água, H 2 S, O 2 e CO 2. 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, H 2 S e CO 2, taxa de corrosão interna.

3 1 - INTRODUÇÃO O gás natural passa por um processo de remoção de contaminantes como água, H 2 S, O 2 e CO 2 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.

4 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 maior 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

5 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 (2) Silva, J. M., Cavalcanti, E., Villela, T., Pimenta, G., Monitoramento da Corrosão Interna de Dutos e Instalações de Gás Natural Estado da Arte, 5 ª COTEQ, XXI CONBRASCORR, Trabalho 109, São Paulo, Setembro (3) Ferreira, P. A., Sólidos em Linhas de Gás Natural e GLP: Tipos e Problemas Causados, XX Congresso Brasileiro de Corrosão, agosto / (4) Sun, Y,H, Hong, T., Jepson, W. P., Corrosion under Wet Gas Conditions, Corrosion 2001, Paper No. 1034, NACE.

6 (5) Dougherty, J. A., Stegmann, D. W., The Effects of Flow on Corrosion Inhibitor Performance, Materials Performance, pp , april (6) Gunaltun, Y.M., Larrey, D., Correlation of Cases of Top of Line Corrosion with Calculated Water Condensation Rates, Corrosion / 2000, Paper No 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 pelo apoio financeiro e ao MCT pelos recursos do Tesouro disponibilizados.

7 Taxa de Corrosão (mm/ano) mm/y 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) Feb 01 Apr 01 Jun 01 Aug 01 Oct 01 Dec 01 Feb 02 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

8 Taxa de Corrosão (mm/ano) mm/y 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 PROFUNDIDADE (%) KM Figura 4 Perda de espessura local (% da espessura do duto) na extensão do duto desde a REDUC até a REGAP

9 COMPRIMENTO DO DEFEITO ENCONTRADO NA EXTENSÃO DO DUTO DESDE A REDUC ATÉ A REGAP COMPRIMENTO (MM) 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 10:00 POSIÇÃO HORÁRIA 8:00 6:00 4:00 2:00 0: KM Figura 6 Localização horária do defeito encontrado na extensão do duto desde a REDUC até a REGAP.