Materiais, técnicas de soldagem e conexões alternativas

A evolução recente na tecnologia de aços estruturais gerou a possibilidade do emprego de aços de alta resistência em tubulações. Isso é particularmente benéfico para o caso de linhas submarinas na indústria de óleo e gás, como risers e flowlines, devido aos seguintes aspectos:

 Redução no peso das estruturas, com consequentes benefícios nos processos de transporte e instalação.

 Redução no tempo de solda devido à diminuição da espessura das estruturas, o que é importante para o caso de solda em campo.

 Maior segurança contra cargas acidentais sofridas pelos equipamentos.

Portanto, dutos fabricados com aço de alta resistência podem ser empregados em campos cujo desenvolvimento é desafiador, assim como em ambientes hostis, onde as unidades de produção flutuantes estão sujeitas a grande movimentação, e as lâminas d’água são profundas. Entretanto, embora apresente estas vantagens, o uso de aço de alta resistência enfrenta oposição devido a dúvidas quanto ao comportamento de suas juntas soldadas. Isto levou o

European Research Area (ERA) a criar o projeto Fathoms, que investigou o comportamento à fadiga de juntas soldadas em aço de alta resistência. Os procedimentos de solda mais seguros definidos pelo programa são apresentados a seguir:

 LH (solda híbrida a laser/GMAW): foi percebido comportamento promissor à fadiga quando a solda LH é aplicada no passe de raiz. Embora se trate de uma solda de um só lado – técnica geralmente condenada pelas normas –,seu desempenho foi comparável a soldas de dois lados de boa qualidade. Isto ocorre pela fina geometria obtida com este método na raiz da solda, região mais crítica para falha por fadiga. Este método atualmente é viável para aplicação em no campo e disponível em embarcações de lançamento de linhas.

 FCAW + ultrassonic peening: o processo de solda pelo método tradicional flux-cored arc welding (FCAW) seguido de tratamento ultrassonic peening levou a uma performance de vida à fadiga ainda superior à da solda LH. No que tange ao tratamento ultrassonic peening na raiz da solda, pode-se dizer que ainda não tem grande disponibilidade no mercado. Entretanto, caso requerido por contratantes do setor offshore, poderia se tornar viável em pouco tempo.

É importante salientar que, embora esses métodos tenham sido objeto de estudos que comprovaram sua viabilidade, é grande o descompasso entre a evolução dos procedimentos de solda e a normatização desses procedimentos. Esforços no sentido de aproximar as normas para juntas soldadas dos métodos atuais de solda devem, portanto, ser efetuados.

(b) Materiais alternativos de alta resistência e baixa condutividade térmica

Em desenvolvimentos de campos de águas profundas, um dos grandes desafios é a garantia de escoamento nas tubulações. É necessário evitar a formação de hidratos e parafinas, além de garantir um tempo razoável de resfriamento das linhas em caso de shutdown.

Dutos isolados termicamente têm sido aplicados com este intuito em flowlines e risers, empregando tanto isolamento seco quanto molhado. No sistema seco, o material isolante não entra em contato com o meio marinho e fica confinado entre dutos concêntricos, como nos casos pipe-in-pipe (PIP) ou sandwich pipe (SP). Já o isolamento molhado consiste de um único duto e material isolante diretamente exposto à água.

Principalmente para os casos de isolamento molhado e SP, os requisitos para resistência mecânica e isolamento térmico crescem na medida em que aumenta a lâmina d’água. Assim, materiais isolantes tradicionais utilizados em águas rasas podem não ser aplicáveis em projetos de águas profundas. Uma série de materiais encontra-se em desenvolvimento para preenchimento desta lacuna de aplicação. Entre eles destacam-se o copolímero de polipropileno com HMS-PP (high melt strength polypropylene polymers) e as espumas sintéticas.

O copolímero de polipropileno compõe uma nova geração de materiais de polímeros de polipropileno (PP) baseada no balanço entre rigidez, resistência mecânica e boa resistência de deformação sob carga permanente. Este material heterofásico de PP contém uma fase contínua altamente cristalina com uma fase dispersa de borracha de etileno-polipropileno. Essa mistura garante resistência mecânica em um grande intervalo de temperaturas e boa resistência química. Já o HMS-PP possui alta resistência combinada com boa elongação quando derretido. Além dessas características, para melhorar as condições de formação da espuma, polímeros de longa cadeia ramificada são introduzidos no PP. Esta modificação leva a um crescimento de bolhas controlado, deixando a espuma estável e homogênea. A combinação desses dois

com bolhas menores e bem distribuídas (Figura 30), com alta resistência à compressão e à deformação sob carga permanente.

Figura 30 - Fotografia de microscópio eletrônico de copolímero PP e copolímero de PP com HMS-PP (OTC 14212)

As espumas sintéticas são materiais compósitos feitos de pequenas esferas de vidro ocas embebidas em uma matriz polimérica (Figura 31). Em alguns casos, outros reforços são adicionados para modificar as características dos polímeros. Seu emprego na indústria do petróleo originalmente se deu como flutuadores, devido à alta resistência à compressão e baixa densidade. A baixa condutividade térmica a princípio foi um coproduto de sua construção. Atualmente, devido a sua resistência à água e eficiência térmica, a espuma sintática começa a ser explorada como material de isolamento para equipamentos submarinos.

Algumas mudanças, no entanto, foram requeridas para este novo campo de aplicação, visto que a baixa densidade não é mais uma propriedade vital, e o foco se tornou a estabilidade térmica a longo prazo. As opções viáveis de matrizes poliméricas, por exemplo, são reduzidas pelo uso a altas temperaturas. Além disso, as esferas de vidro são fortemente reforçadas pelo material que as cerca e, a altas temperaturas, a resistência do compósito é afetada de maneira difícil de prever.

Uma das alterações importantes em seu design para isolamento é o uso de microesferas de vidro de grão refinado. Microesferas de vidro com diâmetros de tipicamente 100 a 200 mícrons são preferíveis a microesferas plásticas, pois mantêm mais eficientemente sua resistência a elevadas temperaturas. A escolha da química do vidro também é importante, com borosilicatos sendo superiores aos mais comuns vidros com alto teor de sódio, que podem ter problemas de solubilidade. Esferas maiores, com diâmetro de 6mm a 12mm, são usadas comumente em flutuadores por proporcionarem menores densidades e custos. Entretanto, as paredes dessas esferas são afetadas por altas temperaturas e têm seu uso limitado a valores de cerca de 100°C. As matrizes preferíveis para espumas isolantes incluem vários materiais como tipos rígidos e semirrígidos de epóxi e plásticos elastoméricos, como poliuretano. Quanto mais rígida é a matriz, melhor é o reforço das esferas de vidro e a manutenção de suas propriedades a elevadas temperaturas. Por outro lado, uma matriz flexível tem melhor resistência à fratura, permitindo ao duto fletir e, em alguns casos, ser instalado pelo método carretel. Outro fator importante é o grau de adesão da matriz no duto, aumentando a resistência à abrasão e ao impacto.

Testes de longa duração devem ser desenvolvidos de modo a validar a escolha dos materiais para a espuma, principalmente para uso em isolamento molhado. Devem ser investigados o envelhecimento hidrotérmico das matrizes e sua propensão à hidrólise (quebra gradual das cadeias dos polímeros, resultando em perda de propriedades), a estabilidade das esferas de vidro, principalmente de vidros com íons solúveis em água, e a flexibilidade.

Situação mundial e brasileira:

Dutos isolados com o copolímeros e HMS-PP foram desenvolvidos pela empresa Brendero Shaw, desde 2006, para emprego no Mar do Norte, nos campos operados pela Statoil de Skuld, Hyme, Skarv, Vega, Morvin, Tyrihans e FramØst, bem como no campo da EniNorge AS, de Goliat. No Brasil a mesma empresa desenvolveu dutos com espuma sintática para steel catenary riser (SCR) e flowlines em P55, no campo de Roncador da Petrobras; P56, no campo de Marlim Sul da mesma empresa; e no campo de BC-10/Parque das Conchas, operado pela Shell.

(c) Materiais alternativos para risers

A produção de óleo e gás em águas profundas torna o peso e custos de sistemas de tubulação consideravelmente altos. Além disso, muitos novos campos têm fluidos corrosivos e condições HP/HT (altas pressões e temperaturas), o que leva à necessidade de pesquisa em novos materiais para estruturas submarinas, tais como risers de produção.

Entre os novos materiais viáveis para o panorama apresentado, destacam-se materiais compósitos e ligas de titânio. Segue breve descrição de suas características.

Ligas de titânio apresentam uma combinação única de alta resistência mecânica, baixos módulos de elasticidade e densidade e excelente resistência química e resistência à fadiga. Atualmente são muito empregadas em stress joints na terminação superior de steel catenary risers (SCR) e em cabeças de poço de top tensioned risers (TTR). Nesses casos as ligas são destinadas às regiões de maiores cargas e propensão à fadiga dos risers.

Com o avanço da produção em águas profundas e ambientes hostis, a aplicação de ligas de titânio, como a ASTM Grade 29, pode ser estendida ao próprio riser, principalmente na touchdown zone (TDZ). Com isso, melhoras substanciais poderiam ser obtidas em relação ao aço quanto à vida à fadiga e performance em HP/HT com fluidos corrosivos. Além disso,

a operação com SCRs onde o emprego de aço não proporcionaria resistência suficiente, e a única opção viável seriam risers flexíveis de pequeno diâmetro.

Tecnologias críticas para uso de risers com ligas de titânio:

 Desenvolvimento de normas para uso de ligas de titânio em risers.

 Desenvolvimento de conectores para transição entre metais dissimilares.

 Estudo de fragilização em risers com proteção catódica.

Em relação aos risers compósitos, as vantagens seriam a combinação de baixo peso e elevada resistência mecânica e rigidez, boa resistência a corrosão e excelentes propriedades de fadiga. Há entre os compósitos uma vasta gama de opções de materiais a serem aplicados, entre reforço e matriz. Os mais comuns são fibras de vidro ou carbono e matrizes epóxi ou termoplásticas. Comentar todas as composições possíveis para compósitos é, portanto, inviável. Como exemplo, será discutido o duto compósito desenvolvido em associação pelas empresas Doris Engineering, Freyssinet, Total e Soficar, manufaturado com fibras de carbono em matriz termoplástica de poliamida 11.

 Compósito estrutural: o corpo do compósito estrutural (Figura 32) é composto de reforços alternados axiais e circunferenciais. As propriedades mecânicas do riser nas direções principais podem ser adaptadas de acordo com o seu design, como a razão entre camadas axiais e circunferenciais. As fibras podem ser de carbono ou vidro com matriz termoplástica de poliamida ou polietileno. Fibras de vidro têm menor módulo de elasticidade e resistência em comparação com carbono, mas são mais baratas e possuem resistência superior ao impacto. Portanto, fibras de vidro podem ser utilizadas no núcleo central para aumentar a resistência a o colapso. A solução apropriada é determinada de acordo com parâmetros técnicos e econômicos.

 Liner: o liner é a primeira barreira ao fluido interno e é usado como base para confecção do duto com as camadas de fibras. Ele é obtido por extrusão de um duto termoplástico. Os materiais para liner e matriz são idênticos, o que assegura melhor coesão por termofusão. O material termoplástico deve ser escolhido de acordo com a aplicação.

 Seleção da resina: a resina é selecionada de acordo com sua resistência à absorção de água, óleo, gás e possíveis químicos injetados, como metanol para prevenção de hidratos. A vulnerabilidade à fratura deve também ser investigada.

 Espessura e orientação das camadas de compósito com carbono: espessura e orientação apropriadas são baseadas nos requisitos para resistência ao colapso, explosão e tração. O duto é submetido a uma série de carregamentos como pressão interna, externa e seu próprio peso. O objetivo é desenvolver dutos baseados nessas cargas para lâminas d’água entre 2.000m e 3.000m.

 Terminações: terminações de metal (Figura 33) foram desenvolvidas para assegurar a conexão segura entre os segmentos de tubulação compósita.

Figura 32 - Compósito estrutural (OTC 19111) Figura 33 - Terminação de metal

Como resultado do estudo da JIP, estas empresas obtiveram um riser com massa específica de 1,5g/cm³, em comparação com 7,85g/cm³ do aço, e resistência mecânica suficiente para a comprovação da viabilidade na substituição de risers tradicionais.

Tecnologias críticas para risers compósitos:

 Estudo da compatibilidade dos diversos componentes com fluidos produzidos e água do mar.

 Método de transporte e instalação específicos para os segmentos longos de tubulação compósita.

Quanto à utilização de compósitos em componentes submarinos, a instalação de uma junção compósita de risers de produção, no Heidrum TLP no Mar do Norte em 2002, é considerada a primeira aplicação de sucesso. Nos anos de 2002 e 2003 foi publicada pela DNV uma normatização para design de riser compósito.

Já o uso de ligas de titânio em SCR foi implementado em diversos campos, por exemplo pela Shell no campo de Macaroni em 2000, pela BP no campo de King em 2002, pela Anadarko no campo de GC518 em 2005, e pela Chevron/Texaco em 2007 no campo de Blind Faith.

(d) Materiais com alta resistência a corrosão

Muitos campos de petróleo explorados recentemente apresentam altos teores de componentes corrosivos em seus efluentes, além de condições HP/HT (elevadas pressões e temperaturas). Considerando a severidade desses serviços, duas linhas de desenvolvimento de tubulações se apresentam como viáveis para os operadores. A primeira consiste em se substituírem os materiais tradicionais de confecção de dutos, tais como aço carbono, por materiais resistentes, como corrosion resistant alloys (CRA). A segunda prevê a manutenção do emprego de aço-carbono e a busca de alternativas, como uso de inibidores de corrosão. Entretanto, a segunda só é possível para operadores com elevado nível de disponibilidade de inibidores e além do uso de inibidores de corrosão resistentes a temperaturas elevadas.

encontram-se a temperaturas muito altas. Este foi o caso dos campos de Forvie/Jura da empresa Total, em que o uso de CRAs ocorreu do poço ao manifold e, a partir deste ponto, com temperaturas abaixo de 90°C, inibidores de corrosão foram utilizados.

Algumas alternativas de CRAs para tubulações HP/HT são apresentadas a seguir. Super modified martensitic stainless steel (SMMSS): o SMMSS soldável com 13% de cromo é uma das CRAs mais utilizadas. Este material apresenta ótima performance em termos de corrosão, desde que a salinidade dos fluidos não seja alta e que a presença de gases corrosivos se limite a CO2, com baixa tolerância a H2S. Relativamente, o SMMSS apresenta baixo custo. Seu uso, entretanto, enfrenta oposição devido a uma série de falhas ocorridas em serviço associadas a diversos mecanismos de fratura. Estudos comprovaram susceptibilidade à corrosão intergranular na área termicamente afetada pela solda. Avanços no procedimento de solda do SMMSS são atualmente empregados para mitigação dessas falhas. Além disso, a presença de H2S, mesmo em baixas concentrações, leva a fratura, quando o material encontra-se sob tensão. Na região externa, este material é muito vulnerável à fragilização por hidrogênio, principalmente quando o duto está sob proteção catódica. Uma solução para este problema utilizada no campo de Devenick, operado pela BP no Mar do Norte, é o emprego do conceito pipe-in-pipe, com duto externo de aço-carbono protegido catodicamente e duto interno de SMMSS.

Aço-carbono com cladeamento de 316L: uma alternativa ao SMMSS, o aço-carbono cladeado com 316L possui resistência mecânica provida pelo aço-carbono e resistência à corrosão pela camada de 3mm a 5mm de aço inoxidável 316L. Esse material tem propriedades de resistência à corrosão superiores às do SMMSS, devido à maior resistência a corrosão por pits e maior tolerância a H2S. Entretanto, devido à falta de normas especificando as condições de seu emprego, o uso deste material na presença de H2S é limitado à temperatura de 60°C, o que é considerado muito conservador por diversos operadores. Outra desvantagem potencial é a possibilidade de erosão da camada de 316L, que poderia expor o aço-carbono aos efluentes corrosivos do reservatório. O aço-carbono com cladeamento de 316L foi recentemente empregado pela empresa BP, no campo de Rhum, para ligar o manifold à plataforma central.

Aço inoxidável duplex e superduplex: quanto à exposição a efluentes corrosivos e erosivos, proporciona um serviço altamente severo, além das capacidades dos materiais anteriormente citados, emprega-se o aço inoxidável duplex com 22% de cromo. A vantagem deste material é a alta resistência à corrosão e à erosão, com possibilidade de operação com H2S a até 232°C. Entretanto, há desvantagens para seu emprego. Seu preço é muito superior à media das CRAs comumente usadas, o que limita seu uso a tubulações curtas. Além disso, esses materiais são susceptíveis à fratura. Internamente, a presença de cloreto pode levar à fratura sob tensão, quando a salinidade é elevada. Externamente, a fragilização por hidrogênio é uma possibilidade quando ocorre o uso de proteção catódica tradicional. Caso o aumento na resistência à corrosão e na tolerância a H2S seja necessário, o aço inoxidável superduplex com 25% de cromo pode ser utilizado. Ele é mais tolerante à salinidade, embora não seja imune a faturamento sob tensão na presença de cloreto. Por outro lado, a desvantagem da fragilização por hidrogênio permanece sob proteção catódica.

Ligas de níquel: ligas de níquel, tanto para confecção de dutos como para cladeamentos, compõem a classe ideal de materiais em termos de resistência à corrosão. Materiais como a liga 825 são altamente resistentes a fraturas na presença de cloretos e sulfuretos. Ligas com maiores teores de cromo e molibdênio, como as 625 e 725, também apresentam excelente resistência à corrosão. O custo excessivamente alto desses materiais faz com que atualmente sejam empregados somente em componentes isolados dos sistemas submarinos, tais como válvulas. Existe uma tendência, entretanto, de que o uso dessas ligas aumente, por permitirem a

combinação requerida de resistência a corrosão e fraturas, além de propriedades mecânicas para sistemas HP/HT.

Aços inoxidáveis austeníticos: materiais tais como a série 300 de aços inoxidáveis têm sido descritos como imunes à fragilização por hidrogênio sob proteção catódica. Sua estrutura cristalina fechada permite pequena taxa de difusão de hidrogênio. Entretanto, eles não são tratáveis termicamente, além de não operarem, geralmente, acima de 45ksi. Por outro lado, o moderno aço inoxidável superaustenítico, com 25% de níquel e 2% de titânio, também apresenta resistência à fragilização por hidrogênio e, por ser tratável termicamente, pode atingir resistência mecânica muito elevada.

(e) Conexões entre materiais dissimilares

Conexões entre metais dissimilares estão comumente presentes em sistemas submarinos na indústria do petróleo. Em geral, elas unem aços ferríticos a austeníticos inoxidáveis e a ligas de níquel, e são realizadas por meio de solda. A ocorrência de conexões dissimilares ocorre predominantemente em serviços corrosivos ou severos, quando materiais especiais são requeridos.

Enquanto a maioria dessas junções encontra-se em operação com sucesso, uma pequena parte apresentou falha em serviço, o que leva à necessidade de mudanças em sua concepção. Como alternativas ao método tradicional de montagem apresentam-se modificações nas configurações das soldas e emprego de conectores mecânicos.

Falhas em soldas tradicionais entre metais diferentes aplicadas na indústria offshore ocorrem pelos seguintes motivos: problemas na liga dos dois metais, como formação de fase frágil e solubilidade mútua limitada; e problemas de corrosão como corrosão galvânica, fratura induzida por hidrogênio e sensitização. A mitigação dessas falhas pode ser obtida com:

 Mudança no material de forjamento de equipamentos submarinos: muitos equipamentos, tais como válvulas e conectores soldados, são confeccionados com AISI 8630, material presente em muitas das soldas que falharam em campo. Projetos como o de ThunderHorse da empresa BP já propõem a troca do AISI 8630 pelo ASTM A336 F22, com níveis controlados de carbono e vanádio para reduzir a precipitação de carbonetos na interface da solda.

 Mudança na liga de buttering (material de enchimento): a liga de buttering é comumente usada em soldas dissimilares em que os materiais apresentam pontos de fusão muito distintos. Uma ou mais camadas dessas ligas, que possuem temperatura de fusão intermediária, são depositadas sobre o metal com maior temperatura de fusão, e a solda é então realizada sobre a liga de buttering e o outro metal. A liga 625, comumente aplicada para este fim em sistemas submarinos, foi identificada como motivo de falha de soldas em campo. Sua troca por um aço ferrítico com carbono e manganês foi também proposta pela BP, no projeto de ThunderHorse, de modo a se prevenir acidentes.

 Aplicação de revestimento: revestimentos de alta qualidade prevenindo o contato entre o aço e a água do mar são sugeridos pela DNV para evitar a fragilização por hidrogênio das soldas dissimilares.

 Controle do potencial de proteção galvânica: outra recomendação da DNV para