Inspeção baseada em risco: medição de espessura em dutos

UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA

CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO

FLÁVIA PEREIRA SOARES

INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO: MEDIÇÃO DE ESPESSURA EM DUTOS

NITERÓI 2017

FLÁVIA PEREIRA SOARES

INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO: MEDIÇÃO DE ESPESSURA EM DUTOS

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à Escola de Engenharia da Universidade Federal Fluminense, como parte dos requisitos necessários à obtenção do grau de bacharel em Engenharia de Petróleo.

Orientador: Juliana Souza Baioco

NITERÓI 2017

DEDICATÓRIA

Dedico este trabalho a minha família, que sempre auxiliou no meu crescimento profissional, e aos meus amigos, que me apoiaram e me incentivaram, ao longo desses anos de graduação.

RESUMO

A complexidade das operações e os riscos envolvidos no setor de Óleo e Gás promovem a necessidade de acompanhamento do desempenho de equipamentos, frente às atividades que exercem. O seguinte estudo pauta a importância das avaliações periódicas do condicionamento do material, delineando a metodologia de Inspeção Baseada em Risco, com foco em dutos submarinos. A partir da análise dos perigos associados ao funcionamento das tubulações, verifica-se que o seu desempenho eficaz é limitado pela corrosão. A Medição de Espessura em dutos, através da técnica de Ultrassom, é, então, utilizada como meio de observação regular da condição do material, e seu funcionamento e características são esclarecidos no desenvolvimento deste trabalho. Em seguida, sete diferentes tubos são selecionados, para a realização de uma avaliação de seus comportamentos frente à corrosão, com o intuito de demonstrar como distintas linhas de serviço portam-se perante a influência desse fator, ao longo do tempo, e identificar quais atingirão a degradação total primeiro, e quais resistirão por um período maior. Conclui-se, dessa forma, que a linha responsável pelo transporte de Água Salgada levará mais tempo para tornar-se totalmente corroída, enquanto as linhas responsáveis pela condução de Vapor Superaquecido e Gás Natural, serão as primeiras a atingirem a condenação total.

ABSTRACT

The complexity of operations and risks involved in Oil and Gas industry leads to the need of monitoring equipment performance. The present study includes the relevance of periodic inspections of material conditions, using the Risk Based Inspection methodology, focusing on submarine pipes. After annalysing the hazards associated to pipeline operation, it is possible to verify that its performance is limited by corrosion. The measurement of duct walls thickness, through ultrassonic technics is, therefore, used as a way of regular inference of the material conditions and its behaviour and characteristics are enlighted through this text. Seven different pipes are selected to the evaluation of its components behaviour under corrosion, aiming to show how diferent service lines work under the influence of this factor, during aging and to indentify which ones will first achieve total degradation and which ones will resist for longer periods. It is concluded that the pipeline devoted to seawater transpor will take longer to become completelly corroded, while lines devoted to superheated steam and natural gas will be the first ones to be condemned.

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 - Fluxograma de Inspeção Baseada em Risco...13

Figura 2 - Matriz de risco...15

Figura 3 – Gráfico para determinação do intervalo de inspeção...18

Figura 4 – Componentes do sistema pulso-eco...24

Figura 5 - Funcionamento dos mecanismos de propagação de onda...25

Figura 6 - Atividade utilizando a técnica de Ultrassom...27

Figura 7 - Funcionamento dos transdutores pizoelétricos...28

Figura 8 - Material Ensaiado...31

Figura 9 – Leitura de resultados no formato A-Scan...31

Figura 10- Leitura de resultados no formato B-Scan...32

Figura 11- Leitura de resultados no formato C-Scan...33

Figura 12- Esquema representativo da "reflexão da primeira perna"...34

Figura 13- Esquema representativo da "reflexão da segunda perna"...35

Figura 14- Bloco de Calibração - Modelo IIW - Tipo I e Bloco Escalonado...37

Figura 15- Direções medidas do duto...39

Figura 16 - Comportamento dos dutos frente à corrosão...49

Figura 17 - Tabela de dimensões - Tubo ASTM A106 - Mercante Tubos...55

Figura 18 - Tabela de dimensões - Tubo NBR 5580 - Mercante Tubos...56

Figura 19 - Tabela de dimensões - Tubo de Aço Carbono com e sem costura - Cemil..57

Figura 20 - Análise do Comportamento da Espessura - Tubo ASTM A106 ...58

Figura 21 - Análise do Comportamento da Espessura - Tubo NBR 5580...59

Figura 22 - Análise do Comportamento da Espessura – Tubo Aço Carbono – DNVGL-OS-D101 – Linha de Vapor Superaquecido...60

Figura 23- Análise do Comportamento da Espessura – Tubo Aço Carbono – DNVGL-OS-D101 – Linha de Água Salgada...61

Figura 24 - Análise do Comportamento da Espessura – Tubo Aço Carbono – DNVGL-OS-D101 – Linha de Água Doce...62

Figura 25 Análise do Comportamento da Espessura – Tubo Aço Carbono – DNVGL-OS-D101 – Linha de Gás Natural...63

Figura 26- Análise do Comportamento da Espessura – Tubo Aço Carbono – DNVGL-OS-D101 – Linha de Óleo Combustível...64

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 - Categorização da Pof em relação à corrosão externa dos Risers em função do

resultado da inspeção...20

Tabela 2 - Aumento de um ponto na categorização da probabilidade de falha por corrosão externa e o impacto nos anos de operação...20

Tabela 3 – Classificação das conseqüências à segurança...22

Tabela 4 – Análise qualitativa do risco...22

Tabela 5 - Redução de espessura anual para os pontos demarcados na tubulação...40

Tabela 6 - Composição Química (%) do Tubo ASTM A106...42

Tabela 7 - Propriedades Mecânicas do Tubo ASTM A106...42

Tabela 8 - Diminuição máxima permitida da espessura em função do fluído transportado...45

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ... 12

2 INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO (IBR) ... 14

2.1 PLANO DE INSPEÇÃO: ABORDAGEM TRADICIONAL X ABORDAGEM MODERNA ... 14

2.2 METODOLOGIA DE INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO ... 14

2.3 IBR EM EQUIPAMENTOS SUBMARINOS ... 16

2.3.1 Fluxograma de IBR Submarina ... 16

2.3.2 Critério de Aceitação de Risco ... 17

2.3.3 Determinação do Risco em Equipamentos Submarinos ... 18

2.3.3.1 Identificação da Probabilidade de Falha (Pof) ... 19

2.3.3.2 Identificação das Consequências da Falha (Cof) ... 20

2.3.4 Plano de Inspeção ... 20

2.4 IBR EM DUTOS ... 21

2.4.1 Pof associada à corrosão interna ... 22

2.4.2 Pof associada à corrosão externa ... 22

2.4.3 Pof associada ao impacto externo ... 24

2.4.4 Análise da Cof ... 24

3 MEDIÇÃO DE ESPESSURA EM DUTOS E A TÉCNICA DE ULTRASSOM... ... 26

3.1 PRINCÍPIO BÁSICO DE FUNCIONAMENTO ... 26

3.2 PRINCÍPIOS FÍSICOS ... 27

3.2.1 Tipos de propagação da onda sonora ... 27

3.2.2 Propriedades das ondas acústicas ... 28

3.2.3 O comprimento de onda e a detecção da descontinuidade ... 29

3.3 EQUIPAMENTOS ... 29 3.3.1 Transdutores pizoelétricos ... 31 3.3.2 Tipos de Transdutores ... 32 3.3.2.1 Transdutor de Contato ... 32 3.3.2.2 Transdutor de Imersão ... 32 3.3.3 Acoplantes ... 32 3.3.4 Transdutores eletromagnéticos ... 33 3.3.5 Pulsador/ Receptor ... 33

3.4 LEITURA DOS RESULTADOS ... 33

3.4.1 A-scan ... 34

3.4.2 B-scan ... 35

3.4.3 C-scan ... 36

3.5 TÉCNICAS DE MEDIÇÃO E CALIBRAÇÃO DE EQUIPAMENTOS ... 36

3.5.1 Inspeção por feixe normal ... 36

3.5.2 Inspeção por feixe angular ... 37

3.5.3 Inspeção de juntas soldadas ... 38

3.5.4 Definição do tamanho da trinca ... 39

3.5.5 Calibração ... 39

4 RELATÓRIOS DE MEDIÇÃO DE ESPESSURA ... 41

4.1 COMPORTAMENTO DE TUBULAÇÕES DISTINTAS EM FUNÇÃO DA CORROSÃO ... 42

4.1.1 Tubos ASTM A106 ... 44

4.1.2 Tubos NBR 5580 ... 46

4.1.3 Tubos de Aço Carbono sem costura sob análise da DNVGL-OS-D101 ... 47

5 ANÁLISE DE RESULTADOS ... 51

6 CONCLUSÃO ... 53

REFERÊNCIAS...52

ANEXO I – Tabelas...54

ANEXO II – Dimensões do Fabricante de Dutos...55

1 INTRODUÇÃO

A Indústria de Óleo e Gás abrange o gerenciamento de operações em instalações de alto risco, envolvendo processos de grande complexidade, o que incita a promoção de um equilíbrio entre o comportamento da produção e os requisitos para a segurança do procedimento. A necessidade de um controle maior da incidência de acidentes relacionados à área acarretou em um aumento do monitoramento das atividades ligadas a esse setor.

Atualmente, preza-se pela manutenção preventiva da segurança, com base em normas regulatórias e globais, colocando em alta o conceito de um alinhamento entre segurança, meio ambiente e saúde (SMS). Essa ideologia compreende na proteção do trabalhador, na conservação da integridade dos equipamentos e instalações, na redução da poluição ambiental e na promoção do bem-estar da sociedade.

A realização de um estudo prévio sobre os possíveis riscos associados a uma instalação, ou a um equipamento, é uma maneira eficaz de reduzir a possibilidade de ocorrência de falha, ou de amenizar o impacto promovido pela mesma. Através da avaliação do risco, percebe-se a necessidade da execução de inspeções periódicas nos instrumentos, e não apenas quando os mesmos apresentam um comportamento irregular.

Surge então, o conceito de Inspeção Baseada em Risco (IBR), um método que compreende, primeiramente, na realização de uma análise do histórico do equipamento inspecionado, com o intuito de identificar os riscos que ele representa, e, posteriormente, na implementação de planos de inspeção para monitoramento de tais riscos. Estes são avaliados tanto do ponto de vista qualitativo, como quantitativo, e, para a obtenção dos resultados dessa análise, fatores como a probabilidade de falha e a consequência da falha, são considerados.

Em equipamentos submarinos, a adoção da metodologia de IBR, proporciona a identificação dos tipos de falha mais corriqueiros, o que favorece a criação de planos de controle e mitigação, maximizando a confiabilidade e garantindo a integridade do sistema, reduzindo, então, a frequência de resultados indesejados.

Dentre os instrumentos submarinos inspecionados, estão incluídos os sistemas de dutos. Fatores como a corrosão interna e externa, erosão interna, impacto externo e espaços livres, promovem a degradação das tubulações submarinas e são avaliados durante a IBR.

A corrosão interna em dutos é o agente crítico para a sua deterioração, e uma das principais causas para as falhas ocorridas nestes aparatos, que podem acarretar na ocorrência de vazamentos. Os impactos da corrosão são observados nos gastos e no que se refere à

segurança, meio ambiente e saúde. Os custos podem estar associados tanto a prevenção, na escolha de materiais e de métodos de proteção na fase de projeto do dispositivo, quanto à administração, em um ineficiente controle da corrosão.

Essa instabilidade gerada pela corrosão demonstra a importância da inspeção periódica de medição de espessura em tubulações, através da técnica de Ultrassom. O acompanhamento dos resultados obtidos para a espessura do duto, ao longo do tempo, viabiliza a identificação da existência de corrosão, ou a possibilidade de uma futura ocorrência.

O comportamento dos diferentes tipos de linhas, frente à corrosão, de um sistema de dutos submarino é distinto. Fatores como o fluido contido, a temperatura, a pressão e a velocidade, influenciam na variação da resistência a essa condição, o que implica em uma análise específica para cada tipo de situação.

2 INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO (IBR)

Através da necessidade de garantia de segurança, surge o conceito de Inspeção Baseada em Risco (IBR), em que o risco é avaliado, antes da definição dos planos de inspeção.

2.1 PLANO DE INSPEÇÃO: ABORDAGEM TRADICIONAL X ABORDAGEM MODERNA

Na abordagem tradicional de um plano de inspeção, o critério para definir o intervalo entre a realização das inspeções é determinado em função do tempo e, majoritariamente, controlado por regulações estatais. O intervalo para realização do shutdown (parada de produção) é fixo e, independente da necessidade, a abertura, limpeza e inspeção do equipamento são realizadas regularmente. A ideologia desse tipo de abordagem é focada na realização do máximo de inspeções e na conservação dos equipamentos, deixando à margem a dedicação em relação à avaliação dos custos (SANTOS e HAJRI, 2000).

Em contrapartida, devido a uma maior ênfase na redução de dispêndios e as mudanças que tornaram as regulações ambientais e de segurança mais severas, o critério adotado pela abordagem moderna para determinar o intervalo entre inspeções é definido em função das condições do equipamento, e não mais em função do tempo, desenvolvendo-se, dessa forma, a metodologia de Inspeção Baseada em Risco (IBR).

Na configuração renovada das legislações, os especialistas em inspeção passaram a ser responsáveis por manter a segurança das operações e das instalações, devido ao alto nível de conhecimento que agregaram na área e ao grau de especialização desenvolvido pelo setor. Por conseguinte, tais especialistas desenvolveram uma abordagem mais racional e flexível para os planos de inspeção, a abordagem moderna (SANTOS e HAJRI, 2000).

2.2 METODOLOGIA DE INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO

A Inspeção Baseada em Risco (IBR) é uma metodologia que consiste em realizar uma análise detalhada do histórico do equipamento inspecionado, levando em consideração seu material de composição, índice de corrosão e o processo em que ele está inserido, com o objetivo de identificar os riscos que ele representa e desenvolver planos de inspeção para a

administração de tais riscos, aprimorando, assim, a manutenção do equipamento (POULASSISHIDIS, 2009). Esse mecanismo permite o aumento no foco e na otimização das atividades de inspeção em regiões de alto risco, acarretando em uma queda nos custos gerados pelo processo e em uma maior atenção à preservação da segurança humana, das instalações e do meio ambiente (SANTOS e HAJRI, 2000).

Nessa metodologia, a inspeção gera informações atualizadas sobre as condições do instrumento, tais como o comparativo entre o valor esperado e o observado para a corrosão, e a dimensão do dano que é previsto ao equipamento no futuro. Os riscos à integridade mecânica do equipamento são consideravelmente reduzidos quando se estuda o potencial de falha do mesmo, e define-se o método de inspeção ideal a ser adotado para determinada localização do dispositivo.

Algumas atividades que podem estar inseridas, de diferentes maneiras, em um plano de ação para redução do risco gerado por um equipamento são:

 Monitoramento do equipamento;

 Inspeção de acompanhamento;

 Troca de equipamento;

 Utilização de materiais aprimorados;

 Mudanças no processo operacional;

 Aprimoramento dos instrumentos.

A IBR aperfeiçoa o planejamento da inspeção de equipamentos por quantificar de maneira mais precisa a extensão da inspeção, assim como, por estabelecer níveis econômicos ideais, em função da redução dos riscos.

A adoção da metodologia de IBR na indústria de Óleo e Gás é vantajosa por promover uma economia de custos, como também por aperfeiçoar o programa de inspeção de equipamentos. A queda de dispêndios está associada principalmente à eliminação da realização de trabalhos de inspeção excessivos, e a redução de inspeções internas e seus respectivos tempos de shutdown. O sucesso da Inspeção Baseada em Risco está atrelado não somente às razões citadas anteriormente, visto que para certos equipamentos, ao reduzir o número de inspeções internas, os seguintes benefícios também podem ser observados:

 Evita-se a necessidade de isolamento e limpeza do equipamento para realizar a inspeção;

 Reduz-se o potencial de perturbação do processo (desligamento e arranque do equipamento) (POULASSICHIDIS, 2009).

2.3 IBR EM EQUIPAMENTOS SUBMARINOS

A importância de garantir o desenvolvimento de uma IBR em equipamentos submarinos, que garanta a integridade das instalações está associada ao fato das operações estarem ocorrendo em águas cada vez mais profundas, o que provoca um crescimento dos gastos e dos desafios.

2.3.1 Fluxograma da IBR Submarina

O fluxograma que representa a Inspeção Baseada em Risco em equipamentos submarinos é estruturado conforme descrito na Figura 1.

Figura 1 - Fluxograma de Inspeção Baseada em Risco

Fonte: Y. Bai and Q.Bai, 2010 Coleta de Dados Avaliação Inicial Nível do Risco Aceitável Avaliação Detalhada Aceitável Plano de Inspeção mais apropriado Implementação do IRP e do MRP CoF PoF Sim Sim Não Não Plano de Inspeção preliminar Plano de Inspeção adicional

O fluxograma inicia com a coleta de informações, que varia dependendo do nível de detalhamento da avaliação da IBR. Dentre esses dados coletados para a análise da IBR, podem constar: as condições operacionais, o tipo de equipamento, o material de construção, os registros de inspeção, troca ou reparo, o inventário de fluidos, os custos com a troca de equipamentos, dentre outros.

A avaliação inicial, realizada após o recolhimento dos dados, é definida como qualitativa, pois não estuda detalhadamente o sistema. Nessa etapa o risco é calculado a partir dos valores de probabilidade de falha (Pof) e das consequências econômicas da falha (Cof), o que será detalhado a frente.

O nível do risco é avaliado através de uma matriz de risco, e, caso o mesmo seja aceitável, é possível realizar um plano de inspeção preliminar. Em casos onde não há disponibilidade de modelos ou informações detalhadas, ou os recursos financeiros disponíveis não encobrem os custos com uma avaliação mais completa, é comum que o plano de inspeção seja realizado logo nessa fase.

Enquanto a avaliação inicial considera o equipamento submarino como um componente individual, a avaliação detalhada realiza um delineamento das diferentes seções que compõem o equipamento, e analisa o motivo para a ocorrência de cada mecanismo de degradação individualmente. Dessa maneira, a última fornece resultados responsáveis por desenvolver um plano de inspeção aprimorado. A avaliação detalhada abrange avançados métodos de previsão de alta precisão, e é realizada em diferentes níveis de detalhamento.

Finalmente, após a execução dos planos de inspeção preliminar e adicional, ou do plano de inspeção mais apropriado, caso a avaliação detalhada não seja aceitável, são preparadas as documentações de IRP (Inspection Reference Plan – Plano de Inspeção de Referência) e MRP (Maintenance Reference Plan – Plano de Manutenção de Referência). O IRP é um documento que explica de que maneira deve ser implementada a avaliação inicial e o MRP compreende o plano de ação para itens de alto risco presentes na avaliação detalhada da IBR (BAI e BAI, 2010).

2.3.2 Critério de Aceitação de Risco

As probabilidades aceitáveis de falha, ou a confiabilidade de um equipamento, dependem das consequências do evento de falha considerado. A avaliação dessas consequências é realizada levando em consideração riscos pessoais, econômicos e ao meio ambiente (LANDET, ET AL., 2000).

O critério de aceitação de risco consiste nos limites de tolerância de risco, em uma instalação, que não devem ser extrapolados. Dependendo da tipologia do risco a ser avaliado, esse critério sofre variações.

Fatores, como, legislações nacionais, especificações de projeto, análises de risco e experiência prévia, são utilizados para definir o critério de aceitação, que varia de acordo com a categoria da consequência (BAI e BAI, 2010).

Para representar o critério de aceitação de risco de cada processo ou item, levando em consideração o impacto ambiental, econômico ou pessoal, é formulada uma matriz de risco, conforme ilustrado na Figura 2.

Figura 2 – Matriz de risco

Fonte: Y. Bai and Q.Bai, 2010

2.3.3 Determinação do Risco em Equipamentos Submarinos

A determinação do risco é feita através da identificação da probabilidade de falha (Pof) e das consequências da falha (Cof). O risco pode ser tanto qualitativo, como quantitativo, sendo a expressão que o define demonstrada na equação 1.

2.3.3.1 Identificação da Probabilidade de Falha (Pof)

A seleção de informações do banco de dados de confiabilidade offshore, conhecidos como “Offshore Reliability Data” (OREDA), é um possível ponto de partida para o cálculo da taxa de falha do equipamento submarino. O processo consiste em uma análise da base de dados de falha da OREDA, seguida da avaliação das condições de operação do equipamento, e, posteriormente, da execução das modificações necessárias do citado banco de dados e, finalmente, da identificação da probabilidade de falha (Pof) do componente do equipamento submarino e cálculo da Pof desse dispositivo. Dentre as condições operacionais examinadas, estão incluídas: as taxas de erosão e corrosão, as características e propriedades do aparato e a adversidade da garantia do fluxo.

Outras bases de dados também podem ser adotadas em casos específicos, como a U.K. PARLOC, que é utilizada para identificar a taxa de falhas de dutos.

A Probabilidade de falha (Pof) é definida por uma frequência de falha genérica (ffg) corrigida por dois fatores, um de gerenciamento do sistema (Fgs)e um de danos totais (Fdt). A frequência de falha genérica (ffg) é uma taxa média de falha da indústria especifica para cada tipo de equipamento. O fator de danos totais (Fdt) define o quanto a mais, ou a menos, é a probabilidade de ocorrência da falha de uma instalação, quando comparada à média descrita pela indústria. Enquanto, o fator de gerenciamento do sistema (Fgs) ajusta a influência da administração dos equipamentos na integridade mecânica da instalação. Dessa forma, a expressão que define a Pof, é descrita na equação 2.

𝑃𝑜𝑓 = 𝑓_𝑓𝑔 × 𝐹_𝑔𝑠× 𝐹_𝑑𝑡 (2)

O fator de danos totais (Fdt) representa a soma entre o fator de dano externo (Fde), o fator de dano interno (Fdi), o fator de dano de fratura (Fdf) e o fator de dano mecânico (Fdm) (POULASSICHIDIS, 2009). O Fdt é uma expressão que engloba os mecanismos de danos de corrosão ativos do equipamento, e é representado pela equação 3.

2.3.3.2 Identificação das Consequências da Falha (Cof)

A principal consequência causada pela falha de um equipamento submarino é a perda econômica. A mesma é resultante de atrasos de produção devido a pausas para a realização de reparos, e dos gastos com consertos. O vazamento é outro resultado da falha de instrumentos submarinos, todavia, menos corriqueiro, já que este é contido pela ação instantânea de válvulas e sensores.

Os parâmetros base para a análise das consequências econômicas de falha são: a taxa de fluxo, o tipo do produto, o tempo de atraso da produção e, até mesmo, o tempo de reparo do instrumento submarino.

2.3.4 Plano de Inspeção

A avaliação da Inspeção Baseada em Risco é concluída com a implantação de um plano de inspeção para o sistema de equipamentos submarinos.

Essa etapa consiste na formulação de planos de inspeção para cada item do sistema e na alocação dos mesmos em diferentes intervalos de tempo. Ademais, são criadas instruções, que fornecem recomendações sobre o agendamento da inspeção, onde estão contidas informações como:

 Onde inspecionar e quais itens inspecionar;

 Quando inspecionar (tempo de inspeção);

 Como inspecionar (métodos de inspeção e o nível de precisão).

Duas diferentes metodologias de caracterização do dano têm impacto sobre o comportamento da probabilidade de falha e consequentemente sobre o plano de inspeção. Em uma delas a causa do dano é baseada no tempo, enquanto na outra, é baseada em algum evento. Ambas foram consideradas no gráfico da Figura 3, que é utilizado para determinação dos intervalos de inspeção.

A primeira metodologia abrange casos em que a Pof cresce com o tempo. Nesse caso, quando um nível aceitável de risco é excedido, dá-se início a inspeção. Ao passo que o risco aumenta, a probabilidade de falha cresce, e o momento de inspeção é determinado como o ponto, no gráfico, em que o risco excede o limite aceitável. Na figura 3, as curvas A e B representam o dano baseado no tempo.

Já a segunda mencionada, refere-se a situações em que a Pof e o risco são ambos constantes no tempo (assumindo que não haja variações na consequência). Sendo assim, o limite aceitável de risco, para esse caso, nunca será excedido, logo, não haverá uma data específica para realização da inspeção. Este cenário é representado no gráfico pela reta D. Porém, para situações em que o risco esteja acima de certo grau, inspeções em intervalos regulares devem ser efetuadas, o que é o caso do dano descrito pela reta C (BAI e BAI, 2010).

Figura 3 – Gráfico para determinação do intervalo de inspeção

Fonte: Y. Bai and Q.Bai, 2010

2.4 IBR EM DUTOS

Os danos relacionados à vida útil de um duto são detectados através de mecanismos de inspeção e podem ser baseados:

 Em algum evento (como a queda de objetos, deslizamento de terra, e outros);

 Em alguma condição (como a mudança nos parâmetros de operação, mudança de características físicas, como o pH, e outros);

 No tempo (como a corrosão, fadiga ou erosão).

A avaliação da IBR em dutos associa a degradação dos mesmos à fatores como: corrosão interna e externa, erosão interna, impactos externos e vãos livres. As probabilidades e consequências de falha relacionadas à alguns desses elementos serão apresentadas a seguir.

2.4.1 Pof associada à corrosão interna

A principal causa para a perda de espessura da parede de tubulações é a corrosão interna. Na indústria de óleo e gás, a utilização de aços de baixa liga para a construção de oleodutos, e demais equipamentos, torna-se vantajosa do ponto de vista econômico, porém implica em uma maior exposição dos instrumentos à corrosão (PAPAVINASAM, ET AL., 2006).

A classificação da probabilidade de falha por corrosão interna, do ponto de vista qualitativo, baseia-se em informações como: o intervalo de tempo desde a última inspeção, o resultado obtido através da última inspeção, o índice de corrosão e o nível de manutenção e monitoramento do aparato.

O nível de dano, provocado pela corrosão, é considerado uma descoberta da inspeção e varia entre insignificante, moderado ou significante. Essa categorização é usada para definir a Pof, numericamente, no momento da inspeção. Uma irregularidade insignificante terá um valor de probabilidade de falha inferior, quando comparada a uma significante.

Nesse caso, a probabilidade de falha cresce com o tempo, já que as imperfeições causadas pela corrosão aumentam gradualmente.

Analisando por uma perspectiva quantitativa, a corrosão interna de tubulações de hidrocarbonetos é causada pela presença de CO2, H2S, e, até mesmo, microorganismos no sistema. Para determinar o fator probabilidade de falha, os parâmetros de maior importância avaliados são a taxa de corrosão e o local onde o processo ocorre. O grau de corrosão é influenciado por fatores como temperatura, tipologia do produto, material, regime de fluxo e a pressão parcial de gás carbônico. A Pofé calculada considerando os seguintes dados: pressão interna e máxima pressão operacional permitida (MPOP), diâmetro externo, espessura nominal da parede do duto, resistência do material e ano de teste do equipamento (BAI e BAI, 2010).

2.4.2 Pof associada à corrosão externa

A corrosão externa não é considerada um fator de extrema influência na degradação de dutos, como a interna, citada anteriormente. Esse fato pode ser atribuído a utilização de uma capa externa contra corrosão em tubulações submarinas, que proporciona a proteção de toda a sua superfície, criando-se uma maior resistência ao meio exterior. Apesar desse cuidado

reforçado, danos externos ainda podem ser gerados através de impactos provocados por âncoras ou vasos.

Em relação à análise qualitativa, nesse caso, a probabilidade de falha pode ser categorizada em função do resultado da última inspeção, do intervalo de tempo desde a última inspeção e da temperatura de inspeção. A Tabela 1 exemplifica a relação entre o resultado da inspeção e o fator de falha proveniente da corrosão externa dos Risers.

A probabilidade de falha atrelada à corrosão externa aumenta com o tempo, já que os danos resultantes aumentam de maneira potencial, da mesma forma como ocorre com a Pof referente à corrosão interna (BAI e BAI, 2010).

Tabela 1 – Categorização da Pof em relação à corrosão externa dos Risers em função do resultado da inspeção

Descoberta da

Inspeção Pof Descrição

Não há inspeção Tempo de inspeção é igual à

data de instalação/teste

Insignificante 1

Nenhum dano inspecionado consegue atingir a marca de 50% do valor da MPOP do

duto

Moderada 3

O dano mais severo encontrado pode atingir a marca de 50%

do valor da MPOP do duto

Significante 5

O dano mais severo encontrado pode atingir a marca de 80%

do valor da MPOP do duto Fonte: Y. Bai and Q.Bai, 2010

Tabela 2 -Aumento de um ponto na categorização da probabilidade de falha por corrosão externa e o impacto nos anos de operação

Descoberta da Inspeção

Tempo de Operação (em anos) antes e depois do aumento de um ponto da Pof para uma temperatura

menor que 40ºC Antes Depois Não há inspeção 3 2 Insignificante 4 3 Moderada 3 2 Significante 2 1

Um aumento de apenas um ponto na probabilidade de falha relacionada à corrosão externa, pode provocar uma mudança no tempo de duração de uma operação, dependendo da temperatura e dos resultados obtidos na última inspeção. A Tabela 2 demonstra esse impacto, em anos, considerando uma temperatura operacional de 40ºC.

2.4.3 Pof associada ao impacto externo

Diferente dos dois fatores descritos à cima, o impacto externo é baseado em um evento, como a queda de objetos, impactos durante a ancoragem, arraste, dentre outros. Dessa forma, se a probabilidade anual de um impacto for constante, a probabilidade de falha também será praticamente constante. Nesse caso, conforme descrito, a inspeção causará pequeno, ou nenhum, impacto na Pof, todavia, é ideal que ainda seja realizada periodicamente.

A probabilidade de falha devido ao impacto externo pode ser categorizada em função: dos resultados da última inspeção, do diâmetro da tubulação e da espessura da sua cobertura, do comportamento do arraste e das atividades marinhas.

2.4.4 Análise da Cof

Segurança, perda econômica, e poluição ambiental, são os fatores determinantes para mensurar a consequência da falha.

As consequências ao meio ambiente estão associadas ao impacto que o lançamento de rejeitos causa. O volume de óleo despejado no mar e o quanto a localidade é afetada, por exemplo, são os parâmetros utilizados para determinar a gravidade da poluição ambiental. A avaliação adotada para definir a severidade das sequelas da contaminação é feita em função do tempo (em anos) de recuperação dos recursos naturais do local. A Tabela 9, do Anexo I, mostra um exemplo de ranking de poluição ambiental.

A perda econômica está associada, principalmente, ao volume de vazamento de rejeito e aos custos com reparos. Todavia, nos casos em que a produção necessita ser interrompida para que seja efetuada a restauração de algum equipamento, o intervalo improdutivo é considerado como prejudicial, em aspectos financeiros.

As consequências do ponto de vista de segurança são classificadas conforme apresentado na Tabela 3. A ocorrência de lesões corporais e o número de fatalidades são os aspectos observados para avaliar a seguridade.

Tabela 3 - Classificação das consequências à segurança

Fator Cof Classificação da Cof Descrição

A Muito baixo Lesão corporal improvável

B Baixo

Lesão mínima potencial, sem atrasos devido a lesões ou

fatalidades

C Médio

Potencial atraso devido a lesões limitadas à não mais que uma ou algumas pessoas.

Sem potencial para fatalidades.

D Alto

Potenciais atrasos múltiplos devido às lesões. Potencial

para uma fatalidade

E Muito Alto Potencial para múltiplas

fatalidades Fonte: Y. Bai and Q.Bai, 2010

A Tabela 4 associa a Pof e a Cof para chegar a um resultado qualitativo de risco.

Tabela 4 – Análise qualitativa do risco

Classificação da Pof Probabilidade anual de falha 5 Falha Esperada M A A MA MA 4 Alta M M A A MA 3 Média B M M A A 2 Baixa MB B M M A 1 Muito Baixa MB MB B M M Classificação da Cof A B C D E

MB- Muito baixo; B- Baixo; M – Médio; A- Alto; MA – Muito Alto Fonte: Y. Bai and Q.Bai, 2010

3 MEDIÇÃO DE ESPESSURA EM DUTOS E A TÉCNICA DE ULTRASSOM

A Medição de Espessura em dutos, através do teste Ultrassônico, é uma técnica de inspeção baseada em risco, de Ensaio Não Destrutivo, utilizada para identificar o nível de corrosão no material ensaiado. Este método é predominante aplicado, pois o procedimento de Ultrassom é caracterizado por ser não-intrusivo, preciso e econômico. Um dos requisitos de funcionamento dessa metodologia é que o transdutor ou o cabeçote esteja em contato direto com a superfície externa da tubulação, o que, às vezes, exige a escavação, remoção de revestimentos ou isolamento do material (UZELAC, ET AL., 2004).

O Teste Ultrassônico utiliza a energia de ondas sonoras, de alta frequência (entre 0.5 e 15 MHz), para a realização de medições. Trata-se, de maneira geral, da captura e quantificação das ondas refletidas (pulso-eco) ou das ondas transmitidas, aplicando-se com mais frequência o sistema pulso-eco, já que este requer que o objeto inspecionado seja acessado apenas por um de seus lados. Esse método de inspeção pode ser utilizado para diversos fins, como detecção e avaliação de falhas, caracterização do material e medições dimensionais (BARSHINGER, ET AL., 2016). O enfoque nesse projeto será a aplicação dessa técnica para medir a espessura de tubulações Offshore.

3.1 PRINCÍPIO BÁSICO DE FUNCIONAMENTO

O sistema de Teste Ultrassônico típico, conhecido como pulso-eco, esquematizado na figura 4, é formado pelas seguintes unidades operacionais:

 Pulsador/Receptor

 Transdutor

 Dispositivo de exibição

O Pulsador/Receptor, aparato eletrônico responsável por produzir pulsos eletrônicos de alta voltagem, comanda o Transdutor, que gera energia Ultrassônica de alta frequência, propagada pelo material em forma de ondas. Caso a superfície possua alguma descontinuidade, como uma falha, parte da energia emanada será refletida de volta. O Transdutor transforma o sinal da onda refletida em sinal eletrônico, apresentado na tela do dispositivo de exibição. Identificando a velocidade das ondas, o tempo de trânsito pode ser correlacionado diretamente com a distância percorrida pelo sinal. Dessa forma, alguns

aspectos como a localização do refletor, o tamanho, a orientação, dentre outras informações, podem ser identificadas (HIZAJI, 2008).

Figura 4 – Componentes do sistema pulso-eco

Fonte: Dr. Ala Hizaji, 2008

3.2 PRINCÍPIOS FÍSICOS

3.2.1 Tipos de propagação da onda sonora

Os dois principais tipos de propagação de onda sonora em materiais sólidos, aplicados na técnica de Ultrassom, são representados pelas ondas longitudinais e transversais. Essa classificação faz referência à direção da vibração. A figura 5 representa o funcionamento desses dois mecanismos.

A oscilação, em ondas longitudinais, ocorre na direção de propagação da onda (direção longitudinal). Estas podem ser também definidas como ondas de pressão, ou compressão, já que estão sujeitas a forças de compressão e expansão ao longo do seu curso, ou como ondas de densidade, pelo fato da densidade do material flutuar, ao passo que a onda se movimenta. O meio de propagação pode ser líquido, sólido ou gasoso.

Pulsador / Receptor Pulso Inicial Eco da Trinca Eco de Retorno na Superfície utor LATERALPla ca SUPERI ORTrin ca

Figura 5 – Funcionamento dos mecanismos de propagação de onda

Fonte: Dr. Ala Hizaji, 2008

Já em ondas transversais, conhecidas também como cisalhantes, a oscilação das partículas forma um ângulo de 90°em relação à direção da propagação, ou seja, é transversal a esta. Nesse caso, o meio de propagação efetivo é representado por materiais acústicos sólidos, sendo ineficaz em meios gasosos ou líquidos.

3.2.2 Propriedades das ondas acústicas

O comprimento de onda, a velocidade e a frequência são algumas das principais propriedades da propagação de ondas acústicas em materiais sólidos isotrópicos, e estão correlacionadas pela equação 4. O comprimento de onda é diretamente proporcional a velocidade, e inversamente proporcional a frequência. Sendo assim, ao aumentar a frequência, o comprimento de onda é reduzido.

𝜆=

𝑓 (4) Onde:

𝜆: comprimento de Onda (m); V: velocidade (m/s) ; f: frequência (Hz)

TESTADADIREÇÃO DA PROPAGAÇÃO DE ONDA DIREÇÃO DO MOVIMENTO DA PARTÍCULA ONDA LONGITUDINAL

PARTÍCULA EM POSIÇÃO DE DESCANSO

DIREÇÃO DA PROPAGAÇÃO DE ONDA ONDA CISALHANTE DIREÇÃO DO MOVIMENTO DA PARTÍCULA

A velocidade das ondas sonoras é específica para cada meio em que se propaga. A velocidade de ondas longitudinais em aços tem seu igual a 5850 m/s, por exemplo (HIZAJI, 2008).

3.2.3 O comprimento de onda e a detecção da descontinuidade

O comprimento de onda tem importância significativa para detecção da descontinuidade do meio, já que, para ter chance efetiva de ser identificada, a descontinuidade deve ser maior que 50% do comprimento de onda (HIZAJI, 2008). Sendo assim, o inspetor, em testes Ultrassônicos, deve definir a frequência do transdutor com o objetivo de controlar a medida de 𝜆.

A frequência de onda influencia na eficácia da inspeção, de diversas maneiras. A Sensibilidade e a Resolução do teste Ultrassônicos têm seus resultados afetados por essa propriedade. A Sensibilidade, que é a capacidade de localizar pequenas falhas, aumenta à medida que a frequência é elevada, e, consequentemente, o comprimento de onda é reduzido. A Resolução, que é a capacidade do sistema em localizar falhas próximas, dentro do material ou na superfície, também aumenta ao elevar-se a frequência.

A seleção da frequência a ser aplicada, leva em consideração fatores como o tipo, tamanho e provável localização da descontinuidade, assim como a estrutura dos grãos que compõem o material e suas espessuras. Quando se trata de grãos grosseiros, o som tende a dispersar, assim como, quando há alguma pequena imperfeição no meio. Dessa forma, materiais fundidos, que são formados por grãos grosseiros, são avaliados sobre baixa frequência de onda, enquanto materiais forjados, com estrutura de grãos direcional e refinada, são inspecionados sob o uso de transdutores de alta frequência. A profundidade de penetração (máxima profundidade em que a falha pode ser detectada) é reduzida quando o ensaio é realizado em altas frequências, devido, também, a dispersão de parte da energia do som. A propagação do feixe Ultrassônico, é mais um agente que sofre alterações em função da frequência.

3.3 EQUIPAMENTOS

O principal mecanismo de funcionamento do teste Ultrassônico, executado pelo transdutor, baseia-se na conversão de pulsos elétricos em vibrações mecânicas e a conversão

das vibrações mecânicas retornadas, novamente, em energia elétrica. A presença de material piezoelétrico (material polarizado composto por moléculas carregadas positivamente e negativamente) e de eletrodos, localizados nos extremos do equipamento, são responsáveis pela ocorrência de tal fenômeno.

O processo, conhecido como efeito piezoelétrico, inicia-se com a criação de um campo elétrico no entorno do material, provocando um alinhamento das moléculas polarizadas em relação ao campo elétrico, o que causa uma mudança nas dimensões do material. Em seguida, a matéria permanentemente polarizada, presente no meio, podendo ser um quartzo (SiO2), produzirá um campo elétrico quando a mudança de dimensão ocorrer, devido à força mecânica gerada.

A capacidade de ser reduzido a diversos tamanhos influencia na escolha do elemento ativo a ser utilizado, pois ao ser cortado em diferentes dimensões, a variedade dos formatos de onda gerados aumenta. Por essa razão, a cerâmica piezoelétrica, que tem seu formato facilmente alterado, é o elemento ativo mais comum. A determinação da espessura deste elemento é dependente da frequência desejada. Quanto mais fino o elemento ativo, maior a frequência do transdutor. Cristais piezoelétricos são cortados a uma espessura que corresponde à metade do comprimento de onda que se deseja obter, pois um elemento fino vibra com um 𝜆 equivalente ao dobro de sua espessura.

Figura 6 – Atividade utilizando a Técnica de Ultrassom

3.3.1 Transdutores piezoelétricos

A figura 7 representa a estrutura típica de um transdutor de contato. Dentre as camadas que formam esse sistema, encontra-se a camada de combinação de impedância, que favorece o fornecimento do máximo de energia possível para fora do transdutor, sendo esta revestida por uma placa de proteção. Quando a espessura dessa camada corresponde a 1

4 do comprimento de onda desejado, as ondas que são refletidas na mesma continuam em fase ao sair desta, proporcionando assim uma combinação ótima de impedância (HIZAJI, 2008).

A impedância acústica dessa camada, quando se tratando de transdutores de contato, deve possuir um valor entre o correspondente para o elemento ativo e para o aço. Todavia, quando se tratando de transdutores de imersão, esse valor deve estar entre o elemento ativo e a água.

Já a camada traseira, que tem como função promover o amortecimento do equipamento, quando se encontra sob uma impedância acústica similar a do elemento ativo, aumenta sua capacidade em amortecer.

Quanto mais amortecido for o transdutor, maiores serão as variações de frequência, e maior será sua capacidade de resolução. Quanto menos amortecido, as variações de frequência serão menores, assim como a capacidade de resolução, todavia, a penetração será maior.

Analisando a frequência do transdutor, é possível também definir sua capacidade. Enquanto a altas frequências (15 MHz a 25 MHz) a sensibilidade a pequenas falhas é melhor e a penetração no material é reduzida, a baixas freqüências (0.5 MHz a 2.25 MHz) mais energia é promovida e a penetração é maior (HIZAJI, 2008).

Figura 7 – Funcionamento dos transdutores piezoelétricos

Fonte: Dr. Ala Hizaji, 2008

1 2 3 4 5 8 6 7 9 10 11 12 13

Legenda: 1- Capa; 2- Cabo de Epóxi; 3- Material Traseiro; 4- Eletrodos; 5- Elemento Piezoelétrico; 6- Conector do Cabo Coaxial; 7- Cabo de Sinal; 8- Cabo de Fundo; 9- Placa de Revestimento; 10- Camada Traseira; 11-

Elemento Ativo; 12- Camada de Combinação de Impedância; 13- Ondas em Fase

3.3.2 Tipos de Transdutores

3.3.2.1 Transdutor de Contato

Os transdutores de contato são, normalmente, manipulados manualmente e utilizados em inspeções em que existe o contato direto com o meio a ser examinado. Seu formato foi idealizado para favorecer sua movimentação ao longo da superfície. É protegido por uma capa resistente e possui a opção de troca das placas de proteção, o que fornece a estes uma maior durabilidade. Com o objetivo de impedir que se forme um espaço com ar entre o equipamento inspecionado e o transdutor, adota-se o uso de materiais de acoplamento.

3.3.2.2 Transdutor de Imersão

Os transdutores de imersão são utilizados em ambientes líquidos, e não fazem contato direto com o componente ensaiado. Possuem uma camada de combinação de impedância que favorece a propagação da energia do som tanto no ambiente aquoso, quanto no material inspecionado.

3.3.3 Acoplantes

O desencontro da impedância acústica entre o ar e o sólido, torna fundamental o uso de acoplantes entre o transdutor de contato e o material testado, para auxiliar na transmissão de energia ultrassônica ao longo destes. Normalmente apresentam-se na fase líquida, como óleo, glicerina ou água. Para ondas sonoras cisalhantes, o fluído utilizado tem características viscosas.

Nos transdutores de imersão, ambas as partes e o transdutor são mergulhados no acoplante, que é representado pela água.

3.3.4 Transdutores eletromagnéticos

Os transdutores eletromagnéticos, assim como os pizoelétricos, são utilizados para medição de espessura e detecção de falhas, porém diferenciam-se, principalmente, pelo fato dos eletromagnéticos não entrarem em contato com a superfície ensaiada, funcionarem com base em um princípio físico distinto, e não exigirem o uso de acoplantes.

O mecanismo desse tipo de transdutor é caracterizado pela geração de correntes parasitas na superfície de um objeto condutor, ao aplicar-se uma corrente elétrica, em uma frequência ultrassônica desejada, sob um arame próximo a este objeto. Na presença de um campo magnético estático, essas correntes parasitas produzirão forças, chamadas “forças de Lorentz”, originando ondas de pressão que serão propagadas pelo material.

3.3.5 Pulsador/ Receptor

O Pulsador/Receptor é mais um elemento do sistema Ultrassônico, que se encontra associado a um dispositivo de exibição nos equipamentos de inspeção, formando uma unidade movida a bateria.

Como Pulsador, transmite pulsos elétricos para os transdutores, que os transforma em correntes ultrassônicas. O comprimento do pulsamento (tempo que é aplicado ao transdutor) e sua energia (Voltagem aplicada, variando entre 100 e 800 volts), são as funções controladas por esse circuito.

Como Receptor, tem o objetivo de ampliar os sinais de voltagem vindos do transdutor, por forma de pulsos Ultrassônicos. Tal sinal pode ser tanto exibido quanto armazenado como dado. A amplificação do sinal, ou ganho, a retificação do sinal e a rejeição, são funções que esse circuito pode monitorar.

3.4 LEITURA DOS RESULTADOS

Os dados obtidos durante a inspeção Ultrassônica são apresentados em três diferentes formatos, sendo estes: A-scan, B-scan e C-scan. Dispositivos modernos conseguem expor os resultados nos três sistemas citados, simultaneamente. A diferença entre os formatos está no modo como detectam e avaliam a região inspecionada. Já o dispositivo de exibição utilizado para a técnica de Medição de Espessura apresenta em sua tela o valor da espessura medida.

3.4.1 A-scan

Este formato, representado pela figura 9 apresenta a quantidade de energia ultrassônica recebida (eixo vertical), em função do tempo (eixo horizontal). A distância com que o sinal atravessa o material é relacionada com o tempo de transito.

A posição do sinal no eixo horizontal define a profundidade do refletor (quanto mais à direita no eixo, maior o tempo de trânsito, logo, a uma maior profundidade este se encontrará). Enquanto, o tamanho da descontinuidade pode ser obtido comparando-se a amplitude medida entre um refletor conhecido e um desconhecido.

Figura 8 – Material ensaiado

Fonte: Dr. Ala Hizaji, 2008

Figura 9 - Leitura de resultados no formato A-Scan

Fonte: Dr. Ala Hizaji, 2008

A figura 8 representa o material que está sendo ensaiado. Em sua superfície, demonstra-se a direção em que o material é escaneado, partindo da lateral esquerda em direção à direita. A superfície A, e as falhas B e C, são pontos importantes durante a inspeção, e estão presentes no gráfico do tipo A-scan, demonstrado na figura 9.

O pulso inicial produzido pelo transdutor é representado pela sigla IP, e aparece no gráfico próximo ao tempo zero. Quando o transdutor está posicionado na extremidade esquerda, o dispositivo apresentará em sua tela, apenas os sinais de IP e A. No momento em que transdutor é direcionado para o lado direito, surgirá o sinal refletido pela superfície mais profunda (a parede de trás), BW, na posição mais distante no eixo do tempo. Como a falha B está posicionada entre as laterais do material, quando escaneada, o sinal B obtido estará basicamente na metade do eixo horizontal, entre IP e BW. Finalmente, quando o transdutor passar pela falha C, que está a uma profundidade menor que B, o sinal C aparecerá no início do eixo temporal, após IP, e B irá desaparecer da tela, já que este não refletirá mais o som.

3.4.2 B-scan

Nesse tipo de apresentação, informações, como as dimensões lineares do refletor na direção do escâner e sua profundidade, podem ser obtidas. O dispositivo plota um gráfico em que o tempo de trânsito da onda sonora é representado pelo eixo vertical, e a posição linear do transdutor pelo eixo horizontal. Quando o transdutor passa pelas falhas B e C, o B-scan desenha uma linha do tamanho das descontinuidades e a uma profundidade similar a que estas se encontram no material, conforme indicado pela figura 10.

Figura 10 - Leitura de resultados no formato B-Scan

3.4.3 C-scan

Nesta metodologia o padrão de escâner do transdutor deve ser paralelo ao plano da imagem. Para isso, esta técnica é usada em sistemas de escâner bidimensional, o que proporciona uma visão plana do local e do tamanho da amostra testada. Possuem, também, um sistema de aquisição de dados. O tempo de trânsito e a amplitude, nesse caso, são apresentados com tons de cinza variando com o local onde o dado foi registrado. Na apresentação, forma-se uma imagem da característica que provocou reflexão ou dispersão da onda produzida, conforme figura 11.

Figura 11 - Leitura de resultados no formato C-Scan

Fonte: Dr. Ala Hizaji, 2008

3.5 TÉCNICAS DE MEDIÇÃO E CALIBRAÇÃO DE EQUIPAMENTOS

3.5.1 Inspeção por feixe normal

Conforme explicado anteriormente, para localizar uma descontinuidade em uma estrutura, mede-se o tempo de trânsito do pulso ultrassônico do transdutor no material, e reflexão de volta para o mesmo. A equação 5 é utilizada para representar esse processo. Onde

PEÇA DEFEITOTransd VISTA VISTA MODELO DO ESCANÊR APRESENTAÇÃO C-SCAN

d é a distância entre a superfície e a falha do equipamento testado (m), V é a velocidade da onda sonora no material (m/s) e t é o tempo do movimento de ida e volta do pulso (s).

𝑑 =

2 (5)

3.5.2 Inspeção por feixe angular

Os transdutores que emitem o som através de feixes angulares, introduzem no equipamento testado, ondas cisalhantes refratadas. Uma de suas vantagens, é que o fato do caminho percorrido pelo som formar uma angulação, e vir da parte interior do material, aumenta a possibilidade de encontrarem-se falhas nas zonas soldadas ou em seu entorno.

A principal diferença entre as duas técnicas citadas, é que na inspeção por feixe normal, o eco reproduzido pela parede de fundo sempre será detectado, e quando alguma falha for encontrada, entre este eco e o pulso inicial, outro eco será mostrado no display. Já na inspeção por feixe angular, o eco só será reproduzido caso apareça alguma descontinuidade no caminho, ou um refletor.

Quando a onda sonora é refletida antes de atingir a parede de fundo, usa-se a expressão “reflexão da primeira perna” para definir o ocorrido, o que é demonstrado na figura 12. As equações 6, 7 e 8 são aplicadas nesses casos, para determinar, respectivamente, o caminho do som, a distância superficial e a profundidade da falha.

Figura 12 – Esquema representativo da “reflexão da primeira perna”

Fonte: Dr. Ala Hizaji, 2008

𝐶𝑎𝑚𝑖𝑛ℎ𝑜 𝑑𝑜 𝑆𝑜𝑚 = 𝑉𝑡 𝑡 2 (6) 𝐷𝑖𝑠𝑡â𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑆𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 = 𝐶𝑎𝑚𝑖𝑛ℎ𝑜 𝑑𝑜 𝑆𝑜𝑚 𝑥 𝑠𝑒𝑛 𝜃𝑅 (7) Distância da Superfície Caminho do Som Distância Angular Profundidade

𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒_{1ª 𝑃𝑒𝑟𝑛𝑎} = 𝐶𝑎𝑚𝑖𝑛ℎ𝑜 𝑑𝑜 𝑆𝑜𝑚 𝑥 𝑐𝑜𝑠 𝜃_𝑅 (8) Onde:

Vt = Velocidade da onda cisalhante no material (m/s); 𝜃_𝑅 = ângulo de refração (°)

Quando o feixe de som encontra a parede de fundo e reflete, e logo após encontra o refletor, como demonstrado na figura 13, usa-se a expressão “reflexão da segunda perna” para definir este processo.

A única expressão que se diferencia da utilizada para a reflexão da segunda perna, é a referente à profundidade, que passa ser definida pela equação 9.

𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒2ª 𝑃𝑒𝑟𝑛𝑎= 2𝑇 − (𝐶𝑎𝑚𝑖𝑛ℎ𝑜 𝑑𝑜 𝑆𝑜𝑚 𝑥 𝑐𝑜𝑠) 𝜃𝑅 (9)

Figura 13 – Esquema representativo da “reflexão da segunda perna”

Fonte: Dr. Ala Hizaji, 2008

3.5.3 Inspeção de juntas soldadas

O teste ultrassônico em soldas utiliza transdutores de feixe direto simultaneamente aos de feixe angular. O primeiro passo nesse tipo de teste utiliza o transdutor de feixe de som normal, para detectar a localização de alguma laminação na zona afetada pelo aquecimento, ou próximo a ela, através da incidência de ondas longitudinais no equipamento. A segunda etapa consiste na utilização dos transdutores de feixe sonoro angulares, para inspecionar a solda, de fato. Para isso, a zona ao seu redor é escaneada, sendo então a equação 10 utilizada para definir a área ideal a passar por esse processo, em relação aos dois lados da solda.

𝐷𝑖𝑠𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑝𝑢𝑙𝑜 = 2 𝑇 𝑥 𝑡𝑎𝑛 𝜃𝑅 (10)

Distância da Superfície

Caminho do Som – Perna 1 Caminho do Som – Perna 2

Onde:

T = Espessura do Material (mm)

3.5.4 Definição do tamanho da trinca

É possível determinar o tamanho de uma trinca originada na parte de trás de uma placa plana, ao escanear a peça utilizando um transdutor de feixe de som angular. Quando o transdutor passa pela área da falha, o feixe de onda sonora é refletido na base da trinca, e produz um eco no dispositivo de exibição. Segundos depois, com o movimento do equipamento de medição, um novo eco, mais fraco, é detectado, devido à difração da onda sonora na ponta da trinca. No gráfico do display, o eco originado pela base da trinca aparece depois, pois seu tempo de transito é maior, enquanto o originado pela sua extremidade superior, encontra-se à frente.

A equação 11 é utilizada para definir a altura da trinca:

𝛼 = (𝑉𝑡𝑑𝑡

2 ) 𝑥 𝑐𝑜𝑠 𝜃𝑅 (11)

Onde:

𝛼 = altura da trinca (mm); dt = distância entre o tempo de trânsito dos dois sinais (s).

3.5.5 Calibração

Para ajustar a precisão e a veracidade do equipamento de medição, este deve ser calibrado. O usuário deve calibrar o sistema, como um todo, o que inclui os transdutores, as configurações do equipamento e as configurações de teste.

Na inspeção, utilizando a técnica de Ultrassom, utilizam-se padrões de referência para ajudar na quantificação e interpretação das informações adquiridas pelos sinais recebidos e para promover um nível de consistência nas medições. O uso dos padrões de referência tem como objetivo garantir que os resultados das medições sejam iguais, mesmo que realizadas em momentos distintos, e que diferentes sistemas obtenham valores finais similares, além de auxiliar com que o inspetor consiga estimar o tamanho da falha. O tamanho da fissura e a distância entre o transdutor e esta, são fatores que influenciam na potência do sinal, para

configurações pulso-eco. Para estimar o comprimento da descontinuidade, o inspetor pode usar um padrão de referência para induzir uma falha e comparar o sinal recebido desta, com o da falha real que está sendo avaliada.

Além de utilizadas para a calibração realizada anteriormente a inspeção, as normas de referência são adotadas com objetivos, como:

 Avaliar o desempenho do instrumento

 Checar a performance dos transdutores em relação a fatores como sensibilidade e resolução.

 Calibrar a distância do caminho percorrido pelo som

 Identificar o ângulo refratado produzido

Os blocos de calibração utilizados nos equipamentos de Ultrassom possuem diferentes formatos e sistemas de unidade, e são selecionados de acordo com as características do objeto que será testado. Os blocos de calibração padrão mais adotados, para o teste ultrassônico, são os fornecidos pelo Internacional Institute of Welding (IIW) e pela American Society of Testing and Materials (ASTM). E o bloco de calibração mais utilizado, para a medição de espessura através da técnica de Ultrassom, é o bloco escalonado.

A figura 14 apresenta o bloco de calibração de modelo IIW- Tipo 1, à esquerda, e o bloco de calibração escalonado, à direita.

Figura 14 – Bloco de Calibração – Modelo IIW – Tipo 1 e Bloco Escalonado

4 RELATÓRIOS DE MEDIÇÃO DE ESPESSURA

Com o objetivo de monitorar a diminuição da espessura das tubulações, ao longo dos anos, os dados coletados durante a inspeção são armazenados em bancos de dados. Após a identificação das medidas de espessura, ao longo do duto, os resultados são inseridos em planilhas de controle, apêndice I.

No cabeçalho do Relatório de Análise do Comportamento da Espessura são inseridas as seguintes informações, para identificação e caracterização da tubulação:

 Nome e número da Linha de Fluxo, formada pelo duto

 Material de composição

 Velocidade do som no material

 Norma de Referência

 Schedule (Grau de espessura)

 Classe do tubo

 Grau do Aço

A medição é feita em diferentes pontos demarcados ao longo da linha, nas quatro direções do duto, representadas na figura 15. É importante que estes pontos abranjam toda a área de extensão da tubulação. Em caso de solda, ou presença de válvulas, deve-se garantir que a espessura será medida logo antes e depois das mesmas, sendo assim, são adicionados pontos de mensuração nestes locais.

Para monitorar a redução da espessura, ao longo do tempo, é preciso informar a espessura nominal da tubulação, fornecida pelo fabricante, que varia de acordo com o diâmetro nominal ou externo do duto. Para calcular a espessura mínima, conforme equação 12, é preciso saber a porcentagem máxima de redução permitida. Este dado é um parâmetro de fabricação, e varia de acordo com as características e a funcionalidade do duto.

𝐸𝑀 = 𝐸𝑁 − 𝑅𝑀𝑃 × 𝐸𝑁 (12)

Onde:

EM = Espessura Mínima (mm); EN = Espessura Nominal (mm); RMP = Redução Máxima Permitida (mm)

A medição é realizada anualmente, e os dados de espessura coletados são inseridos na planilha, acompanhados do valor da porcentagem de diminuição correspondente para cada ponto. A porcentagem de diminuição é calculada de acordo com a equação 13.

𝑃𝐷_𝑥 = ((𝐸𝑁−𝐸𝐴𝑥)

𝐸𝑁 ) (13)

Onde:

PD = Porcentagem de Diminuição (%); x = Ponto de medição da espessura; EA = Espessura em determinado ano (mm)

No momento em que a espessura, em determinado ponto da tubulação, é menor que a espessura mínima permitida, considera-se que há corrosão naquele local, e para identificação, este campo aparece em vermelho na planilha. Quando a porcentagem de diminuição em certo ponto está acima da metade da máxima permitida, considera-se a existência de uma corrosão substancial, e o campo da espessura medida torna-se amarelo.

Figura 15 – Direções medidas do duto

Test Point Orientation

A

B

C

B

A

C

4.1 COMPORTAMENTO DE TUBULAÇÕES DISTINTAS EM FUNÇÃO DA CORROSÃO

Tubulações reagem de maneiras distintas frente à corrosão, variando de acordo com o material que as compõe e da atividade que exercem. Com o intuito de demonstrar a influência desses fatores na integridade dos tubos, 7 dutos, de diferentes tamanhos e, em alguns casos materiais, são analisados a seguir, em um cenário de corrosão constante. Dois diferentes fabricantes foram selecionados, Mercante Tubos e Cemil, para o estudo dos seguintes tubos:

 1 duto ASTM A106

 5 dutos de Aço Carbono sem Costura, que exercem diferentes funções, sob análise da norma DNVGL-OS-D101, norma de Sistemas de máquinas e equipamentos submarinos

O duto ASTM A 106 e os cinco dutos de aço sem costura selecionados possuem espessuras de schedule 80, o que significa que são tubulações de espessura elevada, resistentes às adversidades promovidas pelo meio externo. Para os diâmetros adotados nesse estudo de casos, o schedule poderia variar entre os valores de 40, 80 e 160. Em que sch (Schedule) 40 representa uma tubulação padrão (Standard – STD), sch 80 um duto extra forte (Extra Strong – XS) e sch 160 um duto duplo extra forte (Double Extra Strong – XXS), de grande resistência. Já a tubulação NBR 5580 possui seus valores de espessura associados à classe do tubo, que pode ser leve, média ou pesada. A classe pesada foi escolhida para ser estudada, em que os valores de espessura são mais elevados, e possui maior resistência.

A permissão máxima de corrosão para cada um dos dutos em análise varia de acordo com determinações do fabricante e normativas, levando em consideração a matéria prima e o material que estão conduzindo.

Para comparar o tempo que cada uma das tubulações em estudo leva para atingir a corrosão total, considerou-se uma redução de espessura constante, ao longo dos anos, específica para cada um dos 28 pontos de teste adotados, seguindo os valores da tabela 5. Foram determinadas 7 áreas distintas dos dutos para serem examinadas em 4 diferentes posições, sendo estas nomeadas como A, B, C e D.

Tabela 5 - Redução de espessura anual para os pontos demarcados na tubulação

Pontos de Teste Redução de Espessura Anual (mm)

1A 0,3 1B 0,2 1C 0,2 1D 0,1 2A 0,2 2B 0,3 2C 0,4 2D 0,1 3A 0,4 3B 3C 0,2 0,3

3D 0,1 4A 0,2 4B 0,3 4C 0,4 4D 0,3 5A 0,2 5B 0,3 5C 0,1 5D 0,2 6A 0,1 6B 0,4 6C 0,3 6D 0,2 7A 0,1 7B 0,2 7C 0,4 7D 0,3

As características de cada tubulação e como se comportam frente à situação de corrosão estipulada, são explicadas nas seções seguintes.

4.1.1 Tubos ASTM A106

São tubos de aço carbono, sem costura, voltados para serviços de alta temperatura e pressão, que podem ser utilizados em linhas de vapor e em coletores de caldeiras. A temperatura dos fluidos conduzidos pode variar entre 20ºC e 400ºC, e a pressão de teste limite para diâmetros externos menores que 3,5 polegadas (88,9 mm) deve ser de 2500 psi e para diâmetros externos maiores que 3,5 polegadas (88,9 mm) deve ser de 2800 psi. A análise de qualidade do aço baseia-se nos Graus A, B e C, que se diferenciam pelas propriedades químicas e mecânicas apresentadas nas Tabelas 6 e 7.

Tabela 6 - Composição Química (%) do Tubo ASTM A106 GRAU C (Máx.) Mn Si (Mín) P (Máx.) S (Máx.) Cr (Máx.) Cu (Máx.) Mo (Máx.) Ni (Máx.) V (Máx) A 0,25 0,27 - 0,93 0,10 0,035 0,035 0,40 0,40 0,15 0,40 0,08 B 0,30 0,29 - 1,06 0,10 0,035 0,035 0,40 0,40 0,15 0,40 0,08 C 0,35 0,29 - 1,06 0,10 0,035 0,035 0,40 0,40 0,15 0,40 0,08

Fonte: Mercante Tubos

Tabela 7 - Propriedades Mecânicas do Tubo ASTM A106

GRAU Resistência a Tração Mínima Limite de Escoamento Mínimo

(Psi) (MPa) (Psi) (MPa)

A 48.000 330 30.000 205

B 60.000 415 35.000 240

C 70.000 485 40.000 275

Fonte: Mercante Tubos

Em relação ao comprimento, a tubulação pode ser classificada como Single Random Length (SRL), onde a faixa de medida varia de 4,8 a 6,7 m, podendo 5% estar entre 3,6 e 4,8 m, ou, como Double Random Length (DRL), em que o comprimento mínimo corresponde a 6,7 m e a média mínima a 10,7 m, podendo 5% estar entre 4,8 e 6,7 m. Quanto a espessura, deve possuir valor mínimo maior ou igual a 12,5% da espessura nominal especificada.

Com o intuito de identificar o tempo necessário para uma tubulação ASTM A106 atingir a corrosão total, sob o cenário definido na tabela 5, selecionou-se um valor de diâmetro nominal e coletou-se dados dimensionais referentes a esse padrão de dutos, na figura 17, contendo a tabela fornecida pelo fabricante Mercante Tubos, no anexo II, para preenchimento do Relatório de Análise do Comportamento da Espessura. O nome Linha 1 - ASTM A106 foi definido para a identificação, e os seguintes parâmetros foram estipulados: