SELEÇÃO DOS FATORES INFLUENCIADORES DO DESEMPENHO DO NiP

Com base na revisão bibliográfica e nas discussões realizadas com os técnicos das empresas nacionais dos setores de aplicação de NiP e exploração de petróleo, foram selecionados sete fatores que, potencialmente, influenciam o desempenho do NiP. Na Tabela 3.1, são apresentados os fatores e os níveis selecionados .

Tabela 3.1 – Fatores e níveis selecionados para o estudo do desempenho do NiP Níveis Fatores 1 2 3 4 Tipo de substrato (aço COPANT) 1020 4140 - - Estado superficial do substrato (rugosidade) Usinado Jateado - - Idade do banho (MTO) 1,5 a 2,5 4,5 a 5,5 - - Teor de fósforo (% em massa) 7 a 9,5 9,6 a 12 - - Origem do banho

(formulações) Processo A Processo B Processo C - Espessura (µm) 50 75 100 - Tratamento térmico (ºC/10 h) Sem tratamento 200 600 650

Os fatores e níveis foram selecionados com o objetivo de esclarecer as dúvidas quanto suas influências na obtenção de revestimentos de NiP com boa proteção contra corrosão. Tais fatores foram selecionados pelas seguintes razões:

• tipo do substrato: como verificado na literatura, o desempenho do NiP parece ser influenciado pelo substrato, por esta razão, optou-se em verificar o desempenho dos revestimentos de NiP aplicados sobre o aço-carbono e aço baixa

liga. Os aços COPANT 1020 e COPANT 414031 foram selecionados devido ao fato de serem os principais materiais empregados na confecção dos equipamentos utilizados na exploração de petróleo em águas profundas;

• estado superficial do substrato (rugosidade): na literatura foram encontradas poucas citações da influência do estado superficial do substrato. No entanto, o estado superficial do substrato foi considerado devido ao fato de que algumas partes dos equipamentos utilizados na exploração de petróleo são jateadas com microesferas de vidro antes da limpeza química do substrato. Por esta razão, adotaram-se os níveis usinado (como recebido ou não-jateado) e jateado com microesferas de vidro;

• teor de fósforo: atualmente, a indústria nacional de exploração de petróleo exige revestimentos de NiP com alto teor de fósforo, entre 10% e 13% (PETROBRAS, 2002). Na literatura, é consenso que a resistência intrínseca à corrosão do NiP aumenta com o aumento do teor de fósforo, porém é importante saber se isto também se aplica com relação à ação protetora como barreira (porosidade) e, de maneira geral, sobre o desempenho do NiP. Por esta razão, optou-se em considerar o teor de fósforo com níveis de 7% a 9,5% (médio fósforo) e de 9,6% a 12% (alto fósforo). O médio fósforo foi escolhido com o objetivo de comparar o seu desempenho com o alto fósforo, pois os revestimentos com médio teor de fósforo são economicamente mais atrativos que os revestimentos alto fósforo por possuírem maior taxa de deposição;

•

origem do banho (processo): na literatura, é citada a grande influência da composição dos banhos (especialmente do teor dos aditivos e das impurezas). Por esta razão, resolveu-se adotar a origem do banho como uma maneira indireta de verificar tais efeitos. Adotaram-se três níveis (três banhos comerciais diferentes), pois considerou-se que os banhos escolhidos possuem mesma formulação básica contendo sulfato de níquel e hipofosfito de sódio, que muitas vezes são adquiridas de um mesmo fornecedor, porém diferenciam-se quanto aos aditivos específicos que cada empresa utiliza e, por conseqüência, os revestimentos

31

A composição nominal dos aços COPANT 1020 e COPANT 4140 são correspondentes à composição nominal dos aços AISI G1020 e AISI G4140, respectivamente (ASM, 1978).

obtidos diferenciar-se-iam quanto aos contaminantes incorporados no depósito de NiP;

•

idade do banho: na literatura, foram encontradas poucas citações sobre a influência da idade do banho sobre o desempenho do NiP. A indústria nacional de exploração de petróleo especifica que a idade dos banhos não deve ser superior a 5 MTO devido aos seguintes fatos:

- banhos com MTO superior a 5 acarretam a elevação do teor de fósforo no revestimento, porém não na forma de fósforo elementar, que é desejada, mas na forma de ortofosfito;

- para a determinação da composição química dos revestimentos de NiP, deve- se utilizar banhos com, no máximo, 3 MTO e a composição obtida é representativa para banhos de até 5 MTO (PETROBRAS, 2002).

Com o intuito de verificar o efeito da idade do banho sobre o desempenho do NiP, foram selecionados banhos com MTO entre 1,5 a 2,5 (considerados banhos novos) e entre 4,5 a 5,5 (considerados banhos velhos, no final da vida útil);

•

espessura: na literatura, principalmente nas normas internacionais ISO 4527, ASTM B733 e DIN 50 966, não há um consenso sobre a espessura de NiP a ser adotada para a proteção contra corrosão em condições de extrema agressividade como as condições de exploração de petróleo em águas profundas (ISO, 1987; ASTM, 1997; DIN, 1988). Por esta razão, resolveu-se incluir a espessura como um fator, sendo escolhidos três níveis: 50 µm, 75 µm e 100 µm. As espessuras de 75 µm e 100 µm foram escolhidas porque são exigidas atualmente pela indústria nacional de exploração de petróleo (PETROBRAS, 2002). Incluiu-se a espessura mais baixa de 50 µm para verificar a necessidade de aplicação de 75 µm ou 100 µm, uma vez que o custo da aplicação do NiP pode ser reduzido se a espessura mais baixa garantir boa ação protetora. Convém citar que durante a elaboração do planejamento dos experimentos, as normas vigentes de especificação dos revestimentos de NiP ainda não sugeriam a espessura de 125 µm para a condição de agressividade extrema (ISO, 2003);

•

tratamento térmico (TT): conforme citado no item 2.5.1.5, o NiP sofre muitas alterações em suas propriedades devido ao tratamento térmico. Por este motivo, o

tratamento térmico foi considerado como um fator com quatro níveis: sem tratamento térmico, 200°C/10 h, 600°C/10 h e 650°C/10 h. Atualmente, a indústria nacional de exploração de petróleo exige que os revestimentos de NiP sejam tratados termicamente por volta de 610°C quando aplicados sobre aço baixa liga e 650°C quando aplicados sobre aço-carbono (PETROBRAS, 2002). Adotou-se o tratamento térmico de 650°C com o objetivo de verificar se o desempenho do NiP, quando aplicado sobre aço baixa liga, é melhorado com o aumento da temperatura devido à formação de uma camada de interdifusão maior. O tratamento à temperatura de 600°C foi adotado com o objetivo de verificar se o desempenho do NiP, aplicado sobre aço baixa liga e aço-carbono, é similar ao desempenho dos revestimentos tratados a temperaturas maiores significando redução de custos. O tratamento de 200°C foi considerado, pois na literatura é citado como um tratamento no qual o desempenho do NiP é melhorado. A condição sem tratamento térmico foi incluída para comparar o desempenho dos revestimentos sem e com tratamento térmico.

É interessante comentar que a adoção de alguns níveis com valores inferiores ao atualmente exigidos pela indústria nacional de exploração de petróleo foram considerados devido à possibilidade de que, por meio de interações entre fatores, possam melhorar o desempenho do NiP.

No documento Revestimentos de níquel químico para proteção contra corrosão (páginas 127-130)