Um estudo de pesquisadores do Laboratório de Corrosão e Proteção do Instituto de Pesquisas Tecnológicas (IPT) e de profissionais da Petrobras apontou que equipamentos não intrusivos (NIEs) de monitoramento da corrosão interna de oleodutos,
Monitoramento da corrosão em oleodutos é medida essencial para a segurança de processos na exploração de petróleo e derivados
em geral de instalação e manutenção mais simples e registro de resultados mais rápido do que os verificados para métodos convencionais, podem ser boas opções para a indústria.
A corrosão interna é um dos muitos problemas relacionados à integridade de oleodutos, sendo dependente tanto do tipo de material utilizado em sua fabricação quanto da composição química do líquido que neles circula. As técnicas convencionais de monitoramento, baseadas sobretudo no uso de cupons de corrosão e em sondas de resistência elétrica, são custosas e apresentam problemas de logística e segurança já que, sendo intrusivas, são instaladas dentro dos dutos. A principal vantagem relacionada ao uso dos NIEs é justamente a ausência de intervenção nos sistemas, uma vez que os equipamentos são instalados externamente aos oleodutos, minimizando riscos operacionais e custos.
Os pesquisadores do IPT Anna Ramus e Neusvaldo Almeida, coautores do estudo, ressaltam que as técnicas convencionais são sensíveis à corrosão generalizada, mas suas respostas à corrosão localizada limitadas. “Os problemas de corrosão localizada, como na parte inferior da linha e/ou no topo da linha, se tornaram problemas de foco da corrosão interna de oleodutos, e são mais bem identificados pelos equipamentos não intrusivos de monitoramento”, explicam eles.
No estudo em circuito fechado (loop), foram testados seis tipos de NIEs comerciais, em comparação com métodos convencionais de cupons de corrosão e sondas de resistência elétrica, durante dez meses. Neste período, soluções com diferentes níveis de agressividade em relação à corrosão circularam pelo interior dos tubos de aço-carbono que compõem o loop. Os resultados obtidos mostram que equipamentos não intrusivos podem ser uma boa escolha para o gerenciamento da corrosão interna.
Outro resultado importante foi a verificação de que mudanças de diâmetro de tubo, aliadas à presença de curvas de 90°, podem resultar na formação de zonas de turbulência. A turbulência aumentaria a taxa de corrosão, o que também deve ser considerado no gerenciamento dos processos.
“Saber como os métodos de monitoramento funcionam em diferentes circunstâncias é fundamental para a escolha correta do equipamento ou técnica a ser utilizado. E, por sua vez, para a escolha do método de controle e mitigação da corrosão mais adequado (revestimento protetor, injeção de inibidor de corrosão ou outros), o monitoramento da corrosão interna é de suma importância, no sentido de fornecer informações sobre o processo corrosivo”, pontuam eles.
Um artigo escrito a partir do estudo, de co-autoria dos pesquisadores Anna Ramus e Neusvaldo Almeida, do IPT, e de Victor Silva, Gustavo Vaz e Pedro Ferreira, da Petrobras, foi apresentado em setembro no International Pipeline Conference & Exposition 2018, em Calgary, no Canadá. No mesmo mês, ainda foi escolhido como o melhor trabalho técnico no tema ‘Processos’ apresentado nos eventos promovidos pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) no período de junho de 2016 a julho de 2018, tendo, por isso, recebido o Prêmio Plínio Cantanhede no Rio Oil & Gas 2018.
