A malha dutoviária sofre processos degenerativos estruturais provocados pela ação de corrosão, fadiga, impactos, defeitos de fabricação, dentre outros. Além disto, o material transportado encontra-se muitas vezes em condições químicas e termodinâmicas danosas para integridade estrutural do duto. Essas condições geram defeitos por corrosão interna que precisam ser detectados, localizados e inspecionados, pois colocam a operação do duto em risco (Peaboy, 2001).
Nas décadas de 80 e 90 no Brasil, os dutos terrestres (onshore) tiveram investimentos significativos para adaptação a inspeções com PIG (Pipeline Inspection Gauge). Atualmente os PIGs instrumentados são equipamentos altamente especializados para detecção de defeitos em tubulações e representam a solução técnica mais usada no mundo (Schmidt, 2004).
No Brasil existem esforços por parte da Petrobrás para o desenvolvimento de PIGs com tecnologia nacional, tendo em vista que existem mais de 30 mil quilômetros de dutos espalhados somente em território brasileiro. Desde 1992, a Petrobrás, através do CENPES (Centro de Pesquisas da Petrobrás), vem desenvolvendo PIGs instrumentados para suas próprias aplicações (Oliveira e Camerin, 2002).
Os PIGs são equipamentos amplamente utilizados nas inspeções internas de dutos. Deslocam-se em seu interior, frequentemente impulsionados pelo próprio fluido que está sendo transportado, o que viabiliza a inspeção com os dutos em funcionamento (Kanaikin et al., 2009).
São classificados em duas categorias: Utility PIGs, que realizam a função de limpeza, separação de produtos e remoção de água e In-line Inspection tools, também conhecidos como PIGs
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instrumentados, que fornecem informações das condições da linha, bem como da extensão e localização de algum problema.
Após percorrer todo o trajeto da tubulação o PIG é expelido e posto em comunicação com um computador externo, a fim de coletar todos os dados obtidos em seu trajeto. Estes dados são plotados, dando informações precisas das descontinuidades, defeitos e outros problemas ao longo da linha.
Os PIGs possuem grande capacidade de captação de dados através dos sensores, espalhados em todo o seu corpo. Estes podem ser: mecânicos, magnéticos ou ultrassônicos, caracterizando a técnica. Essa tecnologia possue vantagens, desvantagens e limitações diversas que dependem das características do duto e do tipo de defeito esperado na inspeção (Berto Jr. e Lourenço, 2006). Todavia, novos métodos vêm sendo desenvolvidos, como o método por contato mecânico (PIG espinho ou PIG palito) e o método óptico (Optopig) (Buschinelli, 2007).
O PIG Magnético M.F.L. (Magnetic Flux Leakage) é a ferramenta mais difundida para inspeção de corrosão de dutos. Utiliza alterações no campo magnético para detectar mudanças na espessura do duto. Pode ser usado tanto em dutos de óleo como de gás. No entanto, sua sensibilidade diminui com o aumento da espessura do duto (maiores que meia polegada), e piora ainda mais quando o diâmetro do duto é menor que 14 polegadas. A combinação desses dois fatores limita a capacidade de magnetização do PIG, pois o volume interno dentro do duto restringe a quantidade de magnetos presos ao corpo do PIG (Jiang et al., 2006). A Figura 3.1a mostra um PIG magnético sendo inserido em uma tubulação.
Outro sistema muito utilizado para inspeções de corrosão de dutos é o PIG equipado com transdutores ultrassônicos, também chamados de PIG de ultrassom (PIG US), conforme Figura 3.1b. Os transdutores ultrassônicos medem a diferença do tempo de propagação dos ecos refletidos nas interfaces das superfícies da parede interna e externa do duto (Reber et al., 2002). No entanto, esses sistemas possuem uma limitação importante, pois para esse tipo de transdutor é necessário um fluido homogêneo para o acoplamento acústico, o que dificulta sua aplicação em campo.
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(a) (b)
Figura 3.1 - PIG (a) magnético e (b) ultrassônico (Salcedo, 2009).
Uma vasta quantidade de dutos offshore (submersos) é encontrada com diferentes tipos de obstáculos que inviabilizam o uso dos PIGs instrumentados convencionais, como os Pigs Magnéticos M.F.L. e Ultrassônicos. Os fatores relevantes que dificultam a inspeção, especialmente em dutos offshore, são o fato de que os dutos possuem mais de um diâmetro ao longo do seguimento de dutovia, a dificuldade de acoplamento, os raios de curvatura acentuados, os equipamentos instalados ao longo do duto, a elevada espessura da parede, dentre outros (Salcedo, 2009).
O PIG de contato mecânico, também conhecido como PIG espinho ou PIG palito, é uma tecnologia que utiliza o contato mecânico como meio de medição e foi criado com o objetivo de superar algumas das limitações descritas (Veritas, 2003). Possui dezenas de hastes que são arrastadas ao longo da superfície interna do duto e assim descrevem seu interior. Portanto, não há limite para a espessura da parede do duto e seu emprego independe do fluido transportado (Camerini, Silva e Freitas, 2003; Camerini et al., 2008).
Em 2005, o Centro de Pesquisa em Tecnologia de Inspeção (CPTI) apresentou o MICROPIG MULTISIZE, mostrado na Figura 3.2. O equipamento usa uma variação da técnica de inspeção conhecida como Pig Palito. Sua criação foi uma parceria entre o Centro de Pesquisas da Petrobrás (CENPES) e o Centro de Estudos em Telecomunicações da PUC-Rio (CETUC/PUC-Rio). O grupo avaliou alguns transdutores comerciais e concebeu um com vantagens, como por exemplo: adaptável a variações dimensionais permitindo a inspeção de dutos multi-diâmetros (entre 4 a 7 polegadas), grande espectro de medição permitindo o uso em dutos de paredes espessas, independe do fluido que está
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sendo transportado, pode inspecionar tanto oleodutos como gasodutos e menos exigente em relação à limpeza (Camerini et al., 2005).
Figura 3.2 - MICROPIG MULTISIZE (MICROPIG, 2012).
Em 2006, foi desenvolvido o PIG cobra palito (Figura 3.3) que usa a tecnologia convencional do PIG palito, porém é montado em estrutura flexível de poliuretano. A inspeção pioneira com este dispositivo foi realizada na bacia de Campos e teve como objetivo verificar a presença de corrosão interna do trecho rígido de um oleoduto misto, que interliga duas plataformas. Define-se duto misto como o duto composto por trechos de linhas flexíveis e trechos de duto rígido. A inspeção desta linha implicava na passagem em curvas com raios acentuados e tubulações com duplo diâmetro (8 e 10 polegadas). Além destas características geométricas, uma válvula não totalmente aberta no fundo do mar representava um grande desafio principalmente para os PIGs convencionais, superados pelo equipamento. Desta forma, a operação foi considerada bem sucedida, com a integridade física da ferramenta preservada e os dados armazenados na eletrônica embarcada (Salcedo et al., 2007).
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Outra novidade no setor são os PIGs com transdutores ópticos, também conhecidos como
Optopigs. Ainda são pouco utilizados na inspeção de dutos, devido à necessidade de um meio com
certa visibilidade, limitando seu uso aos dutos que transportam gases ou líquidos transparentes (Buschinelli, 2007). Além disto, esta abordagem requer uma pré-limpeza de alta qualidade do duto (Palmer e King, 2008).
A Pipecare em parceria com a Universidade de Stanford criou o projeto e hoje é fornecedora de
Optopigs. A eletrônica do PIG foi desenvolvida pela empresa Norueguesa Norsk Elektro Optikk AS. O
projeto mecânico e a estrutura multi-diâmetro, pela Statoil e suas sub-contratadas: FTL Seal Ltd e Pipeline Pigging Technology Ltd (NORSK ELEKTRO OPTIKK AS, 2012).
O sistema é dotado de oito transdutores ópticos por triangulação laser que estão dispostos ao redor do seu corpo. Cada transdutor tem um chip de lógica programável, que controla a aquisição e processamento de imagens. A fusão dos dados obtidos por estes transdutores gera uma imagem a laser e o resultado de medição de cada secção do duto em 360°. A Figura 3.4 mostra a unidade de inspeção do Optopig (Buschinelli, 2007; NORSK ELEKTRO OPTIKK AS, 2012).
Figura 3.4 - (a) Câmeras a 45°; (b) laser (Buschinelli, 2007).
A Figura 3.5 mostra a unidade de inspeção montada sobre um transportador de 42 polegadas.
(a)
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(a) (b)
Figura 3.5 - Montagem e passagem do Optopig dentro do duto respectivamente (NORSK ELEKTRO OPTIKK AS, 2012).
Uma das grandes vantagens do método é a facilidade de interpretação, pois gera imagens e perfis de todo o duto em 3D, conforme Figura 3.6, capaz de mostrar claramente a forma do defeito, além de conseguir determinar o tamanho e profundidade do mesmo.
Figura 3.6 - Gráfico 3D (NORSK ELEKTRO OPTIKK AS, 2012).
Buschinelli (2007) com o apoio da Agência Nacional do Petróleo (ANP) desenvolveu um sistema óptico por triangulação cônica para inspeção do perfil interno de dutos, conforme Figura 3.7. Pode ser considerado um Optopig com tecnologia nacional, pois o sistema óptico desenvolvido utiliza como princípio de medição a triangulação laser. Introduz em seu trabalho o uso de espelhos cônicos, o que viabiliza o uso de apenas uma câmera e um laser para medir. Com esta instrumentação, consegue
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em uma única imagem a medição do perfil da seção interna do duto (6 polegadas) ao longo de 360°. Essa configuração possui vantagens, como a simplicidade da tarefa de inspeção, apesar de gerar ainda imagens apenas em 2D. Acredita-se no potencial de compactação deste sistema, para operar em dutos com dimensões a partir de 50 mm (2 polegadas) de diâmetro, bem como em dutos de grandes dimensões (acima de 50 polegadas) (Buschinelli, Gonçalves Jr. e Fantin, 2007).
Figura 3.7 - Protótipo montado (Buschinelli, 2007).