CORROSÃO EM SOLOS

Denise Souza de Freitas Engª de Corrosão, Ph.D.

AVALIAÇÃO DA INTEGRIDADE E

REABILITAÇÃO DE DUTOS

Corrosão em Estruturas Enterradas - Abordagem -

¤ Fatores influentes na corrosão em solos ¤ Descolamento catódico ¤ Ambiente favorável a ocorrência de

fratura

SOLOS

Fatores influentes na corrosão em solos

¨  Tipo de solo – textura e estrutura ¨  Teor de água e posição do lençol freático ¨  Aeração e difusão de oxigênio ¨  Resistividade do solo ¨  pH ¨  Sais solúveis presentes no solo ¨  Presença de microrganismos

Tipo de solos

¨  Distribuição do tamanho das partículas do solo n Permeabilidade → movimento de fluidos ou gases na

matriz

n  Composição n  Argila→ distribuição de

partículas pequenas → restritivo

n  Areia → grande fluxo de fluidos e gases, silica, inerte

n  Carbonatos → tampona o solo em pH neutro a alcalino

Tipos de solo

n Argila

n Areia n Lodo

n  A aeração determina o acesso de oxigênio e umidade às estruturas enterradas.

n  É dependente das características físicas do solo. n  continuidade e porosidade no solo Exemplo: n  Solo argiloso encolhe em volume quando seca,

produzindo fendas que são canais para o oxigênio.

Aeração

Corrosão localizada cerca de 15 cm abaixo da superfície do solo

Vicente Gentil, Corrosão, 2000

Corrosão por aeração diferencial

n  A principal função do eletrólito é transportar corrente e promover as reações eletroquímicas no processo de corrosão

n  O solo contém uma variedade de cátions e ânions n  Na+, K+, Ca2+, Mg2+, SO4

2-, Cl-, CO32-

n  A presença de íons promove a condutividade elétrica e determina as propriedades químicas do solo.

Eletrólito

n  Este fator está associado a diferentes secções de solo no mesmo duto devido à mudanças de meio ambiente:

n  Estas variações podem ser causadas por: n  condições climáticas n  emprego de fertilizantes n  despejos industriais n  movimentação do solo

n  Conseqüências: n  variação de potencial, aeração, reações químicas

Heterogeneidade dos solos

Solos com quantidades grandes de sais solúveis, tem resistividade baixa, atuando como ânodo. Os solos com baixos teores de sais solúveis atuam como cátodo.

Vicente Gentil, Corrosão, 2000

Variação da composição dos solos SOIL PARAMETERS SAMPLES Kilometer 39.353 Kilometer 48.316 Kilometer 55.000

Cl- 0,07 ppm 9,04 ppm 5,92 ppm SO4 0,067 ppm 0,029 ppm 0,012 ppm Na 8,97 ppm 14,26 ppm 23,23 ppm

Ca++ 120 ppm 1020 ppm 280 ppm Mg++ 72 ppm 84 ppm 132 ppm Al+++ 144 ppm 0,0 90 ppm

P 1 ppm 9 ppm 51 ppm K 25 ppm 156 ppm 62 ppm

Conductivity 0,1 mS/cm 0,26 mS/cm 0,2 mS/cm % Sand 72 62 79 %Clay 6 22 18 %Silt 22 16 3

SOIL SAMPLES – AS RECEIVED

Kilometer 39.353 Kilometer 48.316 Kilometer 55.000 Humidity Content (%) 27,81 28,78 29,34

Resistivity (Ω.cm) 87000 4950 31500 pH 6,40 7,16 5,71

Composição do solo no trecho do Olapa /PR

Correlação entre as Variáveis Físico-Químicas Resistividade vs. Teor de Umidade

0

200

400

600

800

1000

1200

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40%

Teor de Umidade

Res

isti

vid

ad

e (k

ohm

.cm

) Km 54

Km 57

Km 60

OLAPA

Funil+papel Funil+papel Agua Porcentagem +amostra seca +amostra úmida Retenida de retenção

KM-60A 90,2864 138,73 48,4436 152,0197 61,7333 13,2897 21,5276KM-60B 94,8207 141,36 46,5393 154,36 59,5393 13,0000 21,8343KM-60C 0 0 0,0000 #DIV/0!

KM-54A 90,4233 133,41 42,9867 146,16 55,7367 12,7500 22,8754KM-54B 95,1716 138,9 43,7284 152,09 56,9184 13,1900 23,1735KM-54C 0 0 0,0000 #DIV/0!

KM-57A 90,2799 135,5 45,2201 149,9934 59,7135 14,4934 24,2716KM-57B 94,6674 139,99 45,3226 155,31 60,6426 15,3200 25,2628KM-57C 0 0 0,0000 #DIV/0!

Amostra Úmida MÉDIAAMOSTRA Funil+papel Amostra seca

Retenção de água - OLAPA

23,0245

24,7672

21,6810

Teor de Umidade vs. pH

pH Teor de Umidade Amostras

Km 54 Km 57 Km 60 Como recebida 6,69 6,17 5,81

0% - - - 5% 4,36 6,63 5,55 10% 5,11 6,82 5,26 15% 5,13 5,54 5,10 20% 4,94 5,34 4,45 25% 4,73 5,24 4,42 30% 4,51 4,60 4,35 35% 4,05 4,46 4,29

n  pH do solo varia ± de 3,5 a 10

n  Solos contendo matéria orgânica úmida tendem a ser ácidos

n  Solos minerais tendem a ser ácidos devido a lixiviação dos cátions básicos (Ca+, Mg+2, Na+2 e K+) e do CO2

n  Algumas argilas adsorvem e trocam ambos, cátions e anions (especialmente fosfatos) tamponando o pH do solo

Avaliação da corrosividade dos solos ALGUNS CRITÉRIOS PROPOSTOS:

n Índice de Steinrath (resistividade, potencial redox, pH, umidade, cloreto, sulfato e sulfeto)

n Índice de Steinrath modificado (tudo acima mais contagem de bactérias)

n Critério de Robinson (resistividade)

n Critério da Acidez (resistividade e pH)

n Critério de Starkey e Wight (potencial redox)

n Critério de Booth (resistividade, potencial redox e umidade)

n Critério de Girard (umidade de saturação, resistividade do extrato aquoso e acidez total)

n Critério de Gotlieb e Vieira (resistividade, sais solúveis, acidez total e coeficiente de despolarização)

n Norma DIN 50929 (conteúdo de argila, matéria orgânica, condutividade elétrica, pH, capacidade de tamponamento e teor de cloreto e sulfato)

n  São determinantes do tamanho, número e locação de áreas anódicas como também da quantidade de corrente que flui do duto para o solo.

n  Fatores determinantes: (1) Variação local do suprimento de oxigênio.

(2) Diferenças de potencial causadas por: -Contato entre diferentes metais -Inclusões nos metais -Presença de correntes de fuga -Relação entre áreas anódicas e catódicas.

As diferenças de potencial são influenciados pela resistividade do eletrólito e pela polarização da superfície do metal

Fatores elétricos

Trecho de tubulação evidenciando o contato com a malha de aterramento

Contato entre metais diferentes

Correntes de Fuga

São correntes elétricas de interferência que abandonam seu circuito normal para fluir por uma região de menor resistência.

n  Podem ter um efeito devastador em estruturas

enterradas, em particular em dutos. n  A principal complicação é que a corrosão pode ser

desenvolver a longas distancias. n  É dependente de praticamente todos os parâmetros do solo

Corrosão por Corrente de Fuga

n Cabo aéreo

n solo

Corrosão por Corrente de Fuga

Potencial de Oxi-redução do Solo

¨  Indica a capacidade de oxidação e redução do solo através da determinação da concentração de oxigênio

Corrosão Microbiológica n  As bactérias aceleram a velocidade das reações anódicas e

catódicas n  Promovem a formação de meio corrosivo. n  Degradam o filme protetor devido ao produto do

metabolismo microbiano.

Uligh´s Corrosion Handbook, Ed.Revie, R.W., p.341, 2000

Biocorrosão Kang et al, Corrosion, Vol 57, No 9, 2001 Estudo realizado em linhas de transmissão de gás na Korea

Decolamento de uma Manta Termocontrátil Filme de FeS dentro da região descolada

Corrosão encontrada

Perda da adesão de revestimentos orgânicos sob a influência de potencial ou corrente catódica (Proteção Catódica)

Água, Potencial Catódico, Oxigênio, Cátion

Descolamento catódico

Pourbaix e a proteção catódica

Superproteção

2H2O + 2e-è2OH- + H2ñ

Teorias sugeridas para o Descolamento Catódico

Natureza Química n  Separação interfacial do revestimento

n  Devido à água ou solução alcalina na interface do metal/revestimento.

n  Dissolução de óxido n  Atribuído à alcalinidade da solução interfacial que leva a dissolução

anódica do ferro.

n  Falha coesiva e de degradação

n  Causado pela saponificação do revestimento devido ao aumento do pH.

n  Descolamento causado pelos produtos intermediários da redução do oxigênio.

Natureza mecânica n  Descolamento do revestimento devido a evolução de hidrogênio.

n  Falha mecânica devido à pressão interna do gás

Freitas et al., Rio Oil and Gas Conference, IBP 1026_06, Rio de

Janeiro, 2006

56,941 (356) ↑ Pipeline B 0 ↓ ↓ 94,000 54,215 60.851 (224) (101) ⊕ ⊕ ⊕ ⊕ ⇓ ⇓ ⇓ ⇓ 346 26,000 63,000 90,000

Pipe Characteristics

Pipe diameter = 12”

Distance anode/pipeline = 100 m

Deep of pipe = 2,008 m length unit = meters

Aging coating (80%efficiency) New coating segments (99.9%efficiency) ⊕ Pipe repairing localization (pipe repairing extension)

Representação esquemática de tubulação com substituição de trechos de dutos

Sistema de proteção catódico dimensionado para revestimentos de baixa eficiência

52000 54000 56000 58000 60000 62000Pipeline coordinate (m)

-1.80

-1.60

-1.40

-1.20

-1.00

-0.80

Pote

ntia

l (Vs

ce)

PIPELINE B

old pipeline coating efficiency

70%

80%

90%

Influência de revestimentos antigos nos trechos novos em solo com resistividade de 4.000 Ωm

Montagem dos ensaio de descolamento catódico utilizando potenciais da simulação numérica

Aspecto dos revestimentos após 30 dias de ensaio utilizando-se solo retirado dos trechos substituídos

Manta Termocontrátil

Ambiente favorável • Descolamento do revestimento • Umidade e CO2 • Nível da proteção catódica • Condições do solo • Temperatura

Susceptibilidade do material •  Condições de superfície •  Microestrutura do aço

Tensionamento • Tensão de fabricação • Tensão de serviço:

• Pressão de operação • Carregamento cíclico • Taxa de deformação • Carregamento secundário

Corrosão sob Tensão em dutos(CST) ou Stress Corrosion Cracking (SCC)

Corrosão sob Tensão em Dutos

Principais condições para ocorrência: ¨  Tubulação enterrada sob proteção catódica ¨  Meio aquoso de carbonato/bicarbonato (SCC

clássico) ¨  Alta tensão de tração ¨  Descolamento do revestimento ¨  Potenciais entre –600 mv a –700 mv vs. SCE ¨  Temperatura é importante

Ambiente Favorável ao Trincamento

Deterioração dos revestimentos

Revestimento isolantes

Ex: Polietileno tripla camada (PE3L)

Manta Termocontrátil

CO2 H2O O2

Ruptura de tubulação de gás devido à CST

Aspecto visual da falha por SCC em tubulação de óleo 14 polegadas

Propagação irregular na origem da falha Falhas secundárias próximas a fratura próxima a estação de compressor

Aparência do CST

Inspeção por Fluorescência- Partícula magnética

Trincas paralelas ao plano de fratura

CST clássica: pH elevado

Trinca típica de CST, amostra polida

n Tipo de trinca: Intergranular Orientação: Longitudinal

Circuferencial Caminho de propagação da trincas intergranular

pH 9 a 12

Trincas Intergranulares

CST em pH próximo neutro

¤ Tipo de trinca: Transgranular

Trincas Transgranulares

pH 5,5 a 8,8

¤  Potencial de corrosão: -760mV a -790mV (Cu/CuSO4)

¤  Solução no interior da fenda: -solução de bicarbonato diluído

Principais áreas de ocorrência de SCC

Relatório: “Stress Corrosion Cracking on Canadian Oil and Gas Pipelines”, MH-2-95, 1996

Falabella et al., TGS, World Gas Conference (WGC), Amsterdan, 2006

Observações interessantes:

• 80% dos casos de SCC são encontrados nos primeiros 20Km das plantas de compressão de gás;

• A temperatura é a principal variável e, na Argentina o solo é refratário fazendo que o calor seja dissipado lentamente;

•  A proximidade dos retificadores é uma das variáveis mais importantes para a ocorrência de SCC devido á excessiva produção de H2 e a blindagem da corrente de PC.

King et al, NRTC, International Pipeline Conference (IPC), Calgary 2004

Observações interessantes:

Ocorrência em regiões do revestimento descolado;

• High Density Polyethilene (HDPE) e efeito de blindagem

• Em poucos dias o pH na interface do revestimento/metal caiu de 9 para 5.