CENTRO UNIVERSITÁRIO ESTADUAL DA ZONA OESTE
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CENTRO UNIVERSITÁRIO ESTADUAL DA ZONA OESTE PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA E TECNOLOGIA DE MATERIAIS Revisão sobre a utilização de aços 9% níquel em substituição aos aços API aplicados aos sistemas de processamento de CO2 na indústria de petróleo e gás Leonardo Bruno Fonseca Rio de Janeiro 2016
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CENTRO UNIVERSITÁRIO ESTADUAL DA ZONA OESTE
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA E TECNOLOGIA DE MATERIAIS
Revisão sobre a utilização de aços 9% níquel em substituição aos
aços API aplicados aos sistemas de processamento de CO2 na indústria de petróleo e gás
Leonardo Bruno Fonseca
Rio de Janeiro 2016
CENTRO UNIVERSITÁRIO ESTADUAL DA ZONA OESTE
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA E TECNOLOGIA DE MATERIAIS
Revisão sobre a utilização de aços 9% níquel em substituição aos
aços API aplicados aos sistemas de processamento de CO2 na indústria de petróleo e gás
Dissertação de mestrado apresentada ao Programa de Pós-graduação em Ciências e Tecnologia de Materiais, do Centro Universitário Estadual da Zona Oeste, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Mestre em Ciências e Tecnologia de Materiais.
Orientado(a): Leonardo Bruno Fonseca
Orientador(a): DSc. Ana Isabel de Carvalho Santana
Rio de Janeiro 2016
AUTORIZO A REPRODUÇÃO E DIVULGAÇÃO TOTAL OU PARCIAL DESTE
TRABALHO, POR QUALQUER MEIO CONVENCIONAL OU ELETRÔNICO, PARA
FINS DE ESTUDO E PESQUISA, DESDE QUE CITADA A FONTE.
_________________________________ ________________________________ DATA Leonardo Bruno Fonseca
X000 Fonseca, Leonardo B.
Revisão sobre a utilização de aços 9% níquel em substituição aos aços API aplicados aos sistemas de processamento de CO2 na indústria de petróleo e gás Leonardo Bruno Fonseca.
Orientadora: Ana Isabel Santana.
Dissertação (Mestrado) – Centro Universitário Estadual da Zona Oeste, Rio de Janeiro.
Leonardo Bruno Fonseca
Revisão sobre a utilização de aços 9% níquel em substituição aos aços API aplicados aos sistemas de processamento de CO2 na
indústria de petróleo e gás
Dissertação de mestrado apresentada ao Programa de Pós-graduação em Ciências e Tecnologia de Materiais, do Centro Universitário Estadual da Zona Oeste, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Mestre em Ciências e Tecnologia de Materiais.
Aprovado em:
Examinadores:
_____________________________________________________ Prof. DSc. Ana Isabel de Carvalho Santana
Centro Universitário Estadual da Zona Oeste – UEZO
_____________________________________________________ Prof. DSc. Wilma Clemente de Lima Pinto
Centro Universitário Estadual da Zona Oeste – UEZO
_____________________________________________________ DSc. Gisele Duarte Caboclo Antolin
Rio de Janeiro
2016
Dedicatória Dedico esse trabalho a minha mãe Irialber de Oliveira Fonseca in memoriam
Agradecimento Primeiramente agradeço a Deus por tudo. Aos meus pais Jorge e Irialber por sempre me incentivarem e apoiarem meus estudos. À minha amada esposa Gabrielli por sua
paciência, compreensão, apoio e principalmente amor. Ao meu enteado Igor, que ajudou nas pesquisas a distância. À minha orientadora professora Dra. Ana Isabel
de Carvalho Santana que não desistiu de mim e sempre acreditou que esse momento seria possível apesar de todas as dificuldades. Ao amigo Luiz Paes, pelos
debates durante os cafezinhos do trabalho e pelo apoio.
Epígrafe ”Não há vitória sem sacrifício”
i
RESUMO
FONSECA, Leonardo B. Revisão sobre a utilização de aços 9% níquel em substituição aos aços API aplicados à indústria de petróleo e gás. 2016. Dissertação (Mestrado Profissional). Programa de Pós-Graduação em Ciência e Tecnologia de Materiais – Centro Universitário Estadual da Zona Oeste 2016.
A indústria de petróleo e gás vem exigindo cada vez mais desenvolvimento tecnológico em virtude dos desafios impostos pela exploração/produção de petróleo e gás em campos do pré-sal em águas ultra profundas. Os equipamentos empregados nos sistemas submarinos para produção dessas reservas, estão expostos a diversos desafios como: incidência de baixas temperaturas, presença de gases corrosivos, altas pressões de trabalho, correntes marinhas, etc. Dentre esses equipamentos, os risers são responsáveis pelo escoamento/transporte do petróleo e gás do leito marinho às unidades de produção. Com isso, novas tecnologias e novos materiais têm sido estudados e/ou desenvolvidos para atender os diversos desafios impostos por esse ambiente. Entre esses desafios, estão o processamento de CO2 nos poços injetores. Os aços de alta resistência e baixa liga (ARBL), especificados pela norma API vem sendo aplicados para fabricação desses equipamentos, porém existe uma preocupação quanto à resistência desses materiais caso ocorra uma descompressão e temperaturas da ordem de -70°C possam ser atingidas fragilizando os aços ARBL. Em decorrência dessas condições, este trabalho visou através de uma revisão da literatura, apresentar e levantar informações dos aços com 9% de Ni, também conhecidos como aços criogênicos, como possíveis materiais a serem aplicados em substituição aos aços API. Esses aços apresentam excelentes propriedades mecânicas, onde pode ser destacado, a excelente tenacidade a baixas temperaturas (-196°C). Porém, normas aplicadas a indústria de petróleo e gás como API, DNV e ISO não enquadram estes materiais para aplicação em risers, sendo necessário um estudo mais aprofundado sobre a utilização desses aços na indústria de petróleo e gás.
Palavras-chave: Aços X65, 9% Ni e risers.
ii
ABSTRACT
FONSECA, Leonardo B. Review of the use of 9% nickel steel to replace the API steels applied to the oil and gas industry 2016. Dissertation (Master). Programa de Pós-Graduação em Ciência e Tecnologia de Materiais – Centro Universitário Estadual da Zona Oeste 2016.
The oil and gas industry has increasing the demand of technological development because of the challenges posed by the exploration / production of oil and gas in the pre-salt fields in ultra-deep waters. The equipment used in subsea production’s systems of these reserves are exposed to various challenges such as: incidence of low temperatures, presence of corrosive gases, high working pressures, ocean currents, etc. Among these devices, the risers are responsible for the flow of oil and gas from the seabed to the production units, with it, new technologies and new materials have been studied and / or developed to achieve the various challenges posed by this environment. Among these challenges are the CO2 processing in injection wells. The high-strength steels and low-alloy (HSLA), specified by the API standard has been applied to the manufacture of such equipment, but there is a concern about the strength of these materials in the event of a decompression and temperatures of -70 ° C can be achieved causing HSLA steels embrittlement. Due to these conditions, this study aimed through a literature review, present and collects information of steels with 9% Ni, also known as cryogenic steels, as possible materials to be applied to replace the API steels. These steels have excellent mechanical properties, which can be detached, excellent toughness at low temperatures (-196 ° C). However, rules applied to the oil and gas industry as API, DNV and ISO does not fit these materials for use in risers, requiring further study on the use of these steels in the oil and gas industry.
Keywords: X65 steels, 9% Ni, and risers.
iii
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Camada Pré-Sal ......................................................................................... 4
Figura 2 - Árvore de natal molhada (ANM) da FMC Technologies Brasil para pré-sal
.................................................................................................................................... 5
Figura 3 - Manifold em processo de instalação ........................................................... 6
Figura 4 - - Riser rígido ............................................................................................... 7
Figura 5 - Algumas configurações de risers ................................................................ 7
Figura 6 - Riser flexível ............................................................................................... 8
Figura 7 - Seção de um umbilical eletro-hidráulico ..................................................... 8
Figura 8 - PLET (Pipeline End Termination) ................................................................ 9
Figura 9 - PLEM (Pipeline End Manifold) .................................................................... 9
Figura 10 - Desenvolvimento dos aços API 5L desde a década de 50. .................... 12
Figura 11 - Desenvolvimento dos aços API 5L, elementos de liga e rota de produção
. ................................................................................................................................. 13
Figura 12 - Constituintes microestruturais predominantes em aços API ................... 18
Figura 13 – Microestruturas típicas aços API (a) Normalizado; (b) TMCP
convencional e (c) TMCP seguido de resfriamento rápido ........................................ 19
Figura 14 - Esquemático expansão BuBi .................................................................. 20
Figura 15 - Tenacidade x %Ni chapa de aço de 1/2” normalizada e revenida .......... 23
Figura 16 - Diagrama de fases Fe-Ni ........................................................................ 25
Figura 17 - Diagrama CCT para o aço 9% Ni ............................................................ 26
Figura 18 - Efeito da temperatura de revenimento na tenacidade de uma aço 9% Ni
temperado e revenido ............................................................................................... 29
Figura 19 - Microestrutura martensítica típica de chapa do aço 9% Ni ..................... 30
Figura 20 - Relação Expansão lateral x energia absorvida aço ASTM A 553 Tipo I
(9% Ni) ...................................................................................................................... 31
Figura 21 - Relação do volume de austenita retida x tenacidade nos aços 9% Ni a -
196°C ........................................................................................................................ 31
Figura 22 - Expectativa de energia absorvida pelos aços 9% Ni de acordo com o
tratamento térmico .................................................................................................... 32
iv
Lista de Tabelas
Tabela 1 - Limite de composição química para tubos PSL 1 com espessura de
parede t ≤ 25mm ...................................................................................................... 15
Tabela 2 - Limite de composição química para tubos PSL 2 com espessura de
parede t ≤ 25mm ...................................................................................................... 16
Tabela 3 - Requisitos de resultados do ensaio de tração para tubos PSL 2 ............. 21
Tabela 4 - Requisitos de energia absorvida CVN (0°C) para corpo do tubo
especificação PSL 2 ................................................................................................. 21
Tabela 5 - Normas ASTM aços 9% de Ni .................................................................. 24
Tabela 6 - Composição típica para os aços 9% Ni segundo norma ASTM .............. 27
Tabela 7 - Faixa de temperatura tratamento térmico de têmpera e revenido segundo
norma ASTM ............................................................................................................ 27
Tabela 8 - Faixa de temperatura tratamento térmico de normalização dupla e
revenimento segundo norma ASTM ......................................................................... 28
Tabela 9 - Influência da taxa de resfriamento e espessura da chapa na
microestrutura nos aços 9% Ni ................................................................................. 29
Tabela 10 - Limites de escoamento e resistência aços 9% Ni segundo ASTM ......... 33
Tabela 11 - Efeito da elevação de temperatura na resistência mecânica dos aços 9%
Ni .............................................................................................................................. 34
v
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
α Ferrita
γ Austenita
ANM Árvore de natal molhada
API American Petroleum Institute
ARBL Aços de alta resistência e baixa liga
ASTM American Society for Testing and Materials
CCT Continuous Cooling Transformation
CE Carbono equivalente
CFC Cúbica de face centrada
CO2 Dióxido de carbono (Gás carbônico)
CRA Corrosion Resistent Alloys
DNV Det Norske Veritas
GNL Gás natural liquefeito
H2S Sulfeto de hidrogênio
ISO International Organization for Standardization
OIE Oferta Interna de Energia
PLET Pipeline End Termination
PLEM Pipeline End Manifold
PSL Product Specification Levels
SAE Society of Automotive Engineers
SCR Steel Catenary Riser
SSC Sulfide stress cracking
TMCP Thermo-mechanically Controlled Processed
UEP Unidade estacionária de produção
vi
SUMÁRIO
Resumo i
Abstract ii
Lista de figuras iii
Lista de tabelas iv
Listade abreviaturas e siglas v
1. INTRODUÇÃO ...................................................................................................... 1
2. OBJETIVOS .......................................................................................................... 3
2.1 OBJETIVO GERAL ........................................................................................ 3
2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS .......................................................................... 3
3. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ................................................................................. 4
3.1 PRÉ-SAL ........................................................................................................ 4
3.2 EQUIPAMENTOS SUBMARINOS APLICADOS À PRODUÇÃO DE
PETRÓLEO E GÁS .................................................................................................. 5
3.3 AÇOS DE ALTA RESISTÊNCIA E BAIXA LIGA (ARBL) .............................. 10
3.4 AÇOS PARA TUBOS API 5L ....................................................................... 11
3.4.1 HISTÓRICO DE DESENVOLVIMENTO DOS AÇOS ARBL (API) ......... 11
3.4.2 COMPOSIÇÃO QUÍMICA DE AÇOS API 5L ......................................... 13
3.4.3 MICROESTRUTURA TÍPICA DOS AÇOS API 5L ................................. 18
3.4.4 APLICAÇÕES DO AÇO API 5L X65 NA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO E
GÁS 19
3.5 ELEMENTO NÍQUEL ................................................................................... 22
3.6 AÇOS 9% NÍQUEL....................................................................................... 23
3.7 METALURGIA .............................................................................................. 24
3.8 TRATAMENTO TÉRMICO E PROPRIEDADES DOS AÇOS 9% NÍQUEL .. 26
vii
3.8.1 COMPOSIÇÃO QUÍMICA ...................................................................... 26
3.8.2 TRATAMENTO TÈRMICO .................................................................... 27
3.8.3 TENACIDADE........................................................................................ 30
3.8.4 RESISTÊNCIA MECÂMICA .................................................................. 33
3.8.5 SOLDABILIDADE .................................................................................. 34
4. DISCUSSÃO E CONCLUSÃO ............................................................................ 36
5. SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS .................................................. 38
6. BIBLIOGRAFIA ................................................................................................... 39
1
1. INTRODUÇÃO
. Hoje o pré-sal é uma realidade, e leva o Brasil a uma posição estratégica
frente à grande demanda de energia mundial. De acordo com (MINISTÉRIO DE
MINAS E ENERGIA, 2016) a matriz energética mundial baseada na oferta interna de
energia (OIE), é composta por 85,7% de fontes não-renováveis e 14,3% de fontes
renováveis onde a produção de petróleo e gás responde por aproximadamente
52,2% das fontes nao-renováveis de todo o mundo.
Atualmente, o país produz em média 1 milhão de barris diários de campos
provenientes do pré-sal e a meta é que em 2019, aproximadamente 50% de todo
petróleo produzido no país seja de campos localizados na área do pré-sal
(PETROBRAS, 2016).
A produção de petróleo a partir de campos do pré-sal, localizados a 7 mil
metros de profundidade, exige pesquisa e desenvolvimento contínuo de tecnologias
devido às condições adversas de exploração e produção e, assim, leva a
necessidade de estudos buscando o desenvolvimento de novos materiais ou,
avaliações para diferentes situações impostas aos materiais já existentes. Os
equipamentos, utilizados em aplicações Offshore, principalmente em sistemas
submarinos, sofrem ações associadas ao meio no qual se encontram expostos,
entre essas ações, podem-se destacar, ações das correntes marinhas, altas
pressões de trabalho (550 bar), possibilidade de incidência de baixa temperatura na
descompressão de gás (cerca de -70°C) e ambientes corrosivos contendo CO2 e
H2S (PETROBRAS, 2016).
Se no passado o grande desafio estava na obtenção dos aços com
características especiais, através de uma perfeita combinação da composição
química (elementos de liga x teor de carbono), hoje o desafio é assegurar a
simultaneidade de propriedades como: soldabilidade, alta resistência mecânica,
tenacidade, dureza controlada, resistência a corrosão, fadiga etc.
Atualmente, os aços classificados como alta resistência e baixa liga (ARBL),
são aços que possuem baixo teor de carbono (inferior a 0,30%) e baixo teor de
2
elementos de liga. Esses aços são muito utilizados nas indústrias de óleo e gás,
principalmente no escoamento da produção de sistemas submarinos (tubulações de
longos trechos) também conhecidos como risers e flowlines. Estes aços são
concebidos não apenas através da adição dos elementos de liga, como também da
combinação de processos termomecânicos ao longo da rota de fabricação,
objetivando o refino da microestrutura, precipitação e/ou favorecendo a formação da
martensita, ou seja, mecanismos básicos de aumento de resistência de aços.
Porém, devido as condições adversas de trabalho, outros materiais como
aços inoxidáveis e ligas a base de níquel, têm sido aplicados juntamente com os
aços ARBL. Dentre esses materiais, podemos dar um maior destaque às ligas a
base de níquel, cromo e molibdênio, também conhecidos como inconel®. Essas ligas
têm sido utilizadas para maximizar a vida útil dos diferentes equipamentos aplicados
aos sistemas submarinos, principalmente os risers, devido a uma associação de alta
resistência mecânica e excelente resistência à corrosão.
Mais recentemente em projetos do pré-sal, como o projeto Sapinhoá-Lula,
foram aplicados, principalmente para os risers, uma combinação de dos aços ARBL
e Inconel® nas linhas de produção e injeção de água e para linha da injeção de gás
foram aplicados somente os aços ARBL. Porém, existe a preocupação de aplicação
desses aços para linha de injeção de gás devidos aos riscos envolvidos,
principalmente uma descompressão do sistema que pode fazer com que este
equipamento atinja temperaturas de aproximadamente -70°C, aços com 9% de Ni,
também conhecidos como aços criogênicos, vem sendo testados para aplicação na
linha de injeção de gás, em substituição aos aços ARBL.
3
2. OBJETIVOS
2.1 OBJETIVO GERAL
O objetivo geral deste trabalho é fazer uma revisão da literatura e reunir
informações sobre as aplicações dos aços 9% Ni, na indústria de petróleo e gás,
propondo estudos e avaliações para estes materiais e/ou adequar esses materiais
às condições de uso e às normas aplicáveis a projetos do ambiente offshore, mais
precisamente do pré-sal.
2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Fazer uma revisão da literatura, citando os materiais atualmente utilizados na
exploração e produção de petróleo e gás, destacando as aplicações em
campos da região do pré-sal;
Identificar os principais desafios da indústria de petróleo e gás associados
aos campos do pré-sal;
Citar os materiais que estão sendo estudados com finalidade de serem
aplicados aos equipamentos submarinos, destacando os risers;
Fazer uma abordagem dos requisitos impostos pelas normas aplicadas na
fabricação dos risers
Propor estudos futuros de materiais que podem se adequar às novas
necessidades da indústria de petróleo e gás;
4
3. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
3.1 PRÉ-SAL
De acordo com (PETROBRAS, 2016), o pré-sal é uma sequência de rochas
sedimentares formadas há mais de 100 milhões de anos localizadas abaixo de uma
extensa camada de sal. Essa camada se extende por aproximadamente 800 km
com uma largura de aproximadamente 200 km ao longo do litoral dos estados de
Santa Catarina, Paraná, São Pauço, Rio de Janeiro e Espírito Santo. A camada de
pré-sal, como foi denominada, situa-se em lâmina d’água que varia de 1.500 a 3.000
metros e a 3.000 a 5.000 metros abaixo do leito marinho (figura 1).
Figura 1 - Camada Pré-Sal Fonte: Wikigeo, 2012
5
3.2 EQUIPAMENTOS SUBMARINOS APLICADOS À PRODUÇÃO DE
PETRÓLEO E GÁS
Atualmente, os sistemas submarinos empregados na produção de petróleo e
gás, consistem de sofisticadas soluções tecnológicas e com equipamentos bastante
específicos que permitem transportar o petróleo e o gás natural do leito marinho até
às unidades de produção na superfície. Dentre esses equipamentos podemos
destacar como principais:
Árvore de natal molhada (ANM);
Manifold;
Risers;
Flowline;
Umbilicais;
PLET (Pipeline End Termination);
PLEM (Pipeline End Manifold);
Árvore de natal molhada (AMN) – é um equipamento, instalado na cabeça do poço
submarino, fabricado a partir de peças forjadas em aços especiais, com diversas
válvulas e conectores que são utilizados para controlar o fluxo de fluidos extraídos
ou injetados no poço, monitorar e controlar parâmetros como: pressão e temperatura
do fluido, ver figura 2 (PETROBRAS, 2016).
Figura 2 - Árvore de natal molhada (ANM) da FMC Technologies Brasil para pré-sal (TNPETRÓLEO, 2014)
6
Manifold – é um equipamento (figura 3) composto por um conjunto de válvulas e
acessórios que serve para direcionar a produção recebida de várias árvores de natal
molhadas em determinado campo, para um duto coletor, o qual conduz a produção
total para uma unidade de produção. Os manifolds também são capazes de operar
com injeção de água ou gas lift (elevação de petróleo e gás até a superfície por meio
de gás pressurizado) para poços de injeção. Uma vantagem atribuída a esse
equipamento, é o fato de reduzir o número de linhas (dutos) conectadas à UEP,
diminuindo o comprimento total das linhas de poços usadas num sistema de
produção (PETROBRAS, 2016).
Figura 3 - Manifold em processo de instalação (PETROBRAS, 2016)
Risers - Os risers de produção são os trechos suspensos das tubulações que
interligam as linhas de produção submarinas (vindas de uma árvore de natal
molhada ou de um manifold) à superfície, para ser separado em petróleo, gás e
água. Podem também ser utilizados para conduzir fluidos da superfície até o leito
marinho, como os risers de injeção e de exportação Podem ser classificados
essencialmente em rígidos ou flexíveis, quanto a sua constituição estrutural, porém
podem ser chamados de híbrido quando aplicados de forma combinada Os risers
7
rígidos podem ser subdivididos em verticais e em forma de catenária, que são
denominados de SCR (Steel Catenary Riser). O SCR foi estudado e viabilizado para
utilização com o objetivo de substituir o riser flexível com grande diâmetro em
profundidade onde o riser flexível não é viável tecnicamente, até o momento (BAI et
al, 2001; PETROBRAS, 2016).
Figura 4 - - Riser rígido (PEREIRA et al, 2016)
Figura 5 - Algumas configurações de risers (OILSTATES, 2016)
8
Figura 6 - Riser flexível (PEREIRA et al, 2016)
Flowline - O flowline de produção são os trechos de tubulações horizontais apoiadas
sobre o leito marinho que interligam os equipamentos submarinos como: árvore de
natal molhada, manifold, PLET, PLEM, etc. Estão sujeitos a pressões hidrostáticas
maiores que os risers porém, não estão sujeitos às cargas dinâmicas. Igualmente
aos risers podem ser classificados em rígidos ou flexíveis, quanto a sua constituição
estrutural (PETROBRAS, 2016).
Umbilicais – são sistemas multifuncionais compostos por tubos (termoplásticos ou de
aço), cabos de energia e cabos, utilizados para operar remotamente equipamentos e
válvulas submarinas, injetar produtos químicos e monitorar parâmetros operacionais
(temperatura e pressão) de poços a partir das plataformas (PETROBRAS, 2016).
Figura 7 - Seção de um umbilical eletro-hidráulico ( PETROBRAS, 2016)
9
PLET (Pipeline End Termination) - são equipamentos que possibilitam a interligação
submarina entre dutos rígidos e dutos flexíveis ou entre um duto e um equipamento
submarino em regiões cuja profundidade de água não permite intervenção humana
através de mergulho (SCHMID, 2009; PETROBRAS, 2016).
Figura 8 - PLET (Pipeline End Termination) (OCEANEERING, 2016)
PLEM (PipeLine End Manifold) – são equipamentos que possibilitam interligações
futuras e/ou conexões com outras linhas já existentes. Também pode ser usado para
manobras de fluxo (SCHMID, 2009; PETROBRAS, 2016).
Figura 9 - PLEM (Pipeline End Manifold) (PETROBRAS, 2016)
10
3.3 AÇOS DE ALTA RESISTÊNCIA E BAIXA LIGA (ARBL)
Aços de alta resistência e baixa liga ou, microligados são aços baixo carbono,
ou seja, com máximo 0,3% de carbono, formulados com pequenas adições de
elementos de liga que variam de 2% a 5%, com o objetivo de obter como resultado
um aumento de resistência mecânica, melhores tenacidade, soldabilidade e
resistência à corrosão em meios específicos quando comparado com os aços ao
carbono para a mesma resistência (JUNIOR et al, 2013).
Aços ARBL são utilizados principalmente na condição como laminados ou
normalizados, apresentando limite de escoamento acima de 40ksi (276Mpa), e têm
suas propriedades mecânicas melhoradas através da combinação de mecanismos
de endurecimento presentes em sua estrutura, podendo-se destacar o
endurecimento por solução sólida, o refino do tamanho de grão, o endurecimento
por precipitação de compostos intermetálicos, o endurecimento por segunda fase e
endurecimento por discordâncias (CHEN et al, 2004; JUNIOR et al, 2013).
Os aços ARBL possuem composição química muito similar aos aços carbono
se diferenciando pela adição de pequenas quantidades de elementos de liga como
Nb, Ti ou V. A adição desses elementos microligantes combinados com o controle
termomecânico de fabricação, assegura uma microestrutura final que apresenta um
aumento simultâneo da resistência mecânica e tenacidade (JUNIOR et al, 2013).
Aços ARBL são aplicados em vários seguimentos industriais como: indústria
de petróleo e gás, construção civil, indústria naval, indústria automobilística, dentre
outras. Várias normas (ASTM, ASME, API, DNV SAE e MIL), determinam os
requisitos como composições químicas, propriedades mecânicas, testes e ensaios
adicionais de acordo com cada aplicação.
11
3.4 AÇOS PARA TUBOS API 5L
Para utilização na indústria de petróleo e gás, os aços destinados à
fabricação de tubos são especificados segundo a norma API (American Petroleum
Institute) e devem atender à especificação API 5L (Specification for Line Pipe Steel)
para fabricação de tubos aplicados aos sistemas de transporte e produção. A
especificação API 5L classifica os tubos de acordo com o limite de escoamento,
precedido das letras A, B e X, sendo definido que as especificações precedidas
pelas letras A e B correspondem aos aços aplicados em tubulações de baixa
pressão e a letra X correspondem a um aço de alta resistência e baixa liga, ou seja,
aços aplicados para altas pressões. Os tubos fabricados segundo essa
especificação, são fornecidos em dois níveis de especificação de produto: PSL 1 e
PSL 2. Os requisitos técnicos como: carbono equivalente (CE), tenacidade, limite de
escoamento e resistência máximos são mais rigorosos para produtos de
especificação PSL 2 que ainda solicitam requisitos de impacto e outros requisitos de
acordo com o produto (TSUKADA et al, 2007; API 6A, 2011; JUNIOR et al., 2013).
3.4.1 HISTÓRICO DE DESENVOLVIMENTO DOS AÇOS ARBL (API)
O desenvolvimento dos aços ARBL iniciou-se entre as décadas de 1950 e
1960 na Europa e até os anos 70, esses aços como o X52 e X60 eram produzidos
através de laminação a quente seguida de tratamento térmico de normalização.
No início dos anos 70, conforme o aperfeiçoamento das técnicas de
produção, chamada de laminação controlada, ou pela sigla TMCP, foi possível obter
uma microestrutura com tamanho de grão reduzido, aliado a baixos teores de
carbono, conferindo maior soldabilidade, tenacidade e, melhorando as propriedades
mecânicas em relação aos aços produzidos pela laminação a quente e
normalização. Com esta nova técnica de produção possibilitou o desenvolvimento de
aços X65 e X70, microligados com nióbio e vanádio. Uma combinação de tratamento
termomecânico e resfriamento acelerado permitiu a produção dos aços X80 mais
12
resistentes, com menores teores de carbono, maiores níveis de tenacidade e
soldabilidade. Adições de Mo, Cu, Ni, Nb e Ti aliados a tratamentos termomecânicos
com resfriamento acelerado, tonaram possível o desenvolvimento dos aços X100 e
X120. As figuras 10 e 11 apresenta o desenvolvimento dos aços de acordo com a
especificação API 5L ao longo do tempo (HILLENBRAND et al, 2001; JUNIOR et al.,
2013).
Figura 10 - Desenvolvimento dos aços API 5L desde a década de 50 (JUNIOR et al., 2013).
13
Figura 11 - Desenvolvimento dos aços API 5L, elementos de liga e rota de produção (adaptado de HILLENBRAND et al., 2001).
3.4.2 COMPOSIÇÃO QUÍMICA DE AÇOS API 5L
A composição química, combinada com os métodos de produção, determina
as propriedades dos aços ARBL. Os principais elementos de liga, bem como os
efeitos provocados nos aços ARBL são apresentados de forma sucinta abaixo:
Carbono – Atua na formação de carbonetos tipo MC, M6C3 e M23C6. Um aumento no
teor de carbono eleva a resistência mecânica, dureza, porém, compromete a
tenacidade e a soldabilidade. É o elemento mais importante nos aços e determina a
microestrutura final (COSTA e SILVA, 2006; JUNIOR et al., 2013).
Silício – Atua como desoxidante, reduzindo a porosidade e restringindo a formação
da austenita. Aumenta a resistência mecânica e resistência a corrosão, porém, reduz
a soldabilidade dos aços. Se apresenta em solução sólida na ferrita (COSTA e
SILVA, 2006; JUNIOR et al., 2013).
Manganês – Reduz a temperatura de transformação da austenita em ferrita,
promovendo o refinamento do grão ferrítico aumentando a resistência e a
tenacidade. Além de sua função na desoxidação, o manganês combina-se com o
enxofre produzindo inclusões que podem reduzir a tenacidade. Altos teores de Mn
14
diminuem a ductilidade e a soldabilidade (mas em menor grau que o C) (COSTA e
SILVA, 2006; JUNIOR et al., 2013).
Fósforo – Impureza indesejável nos aços e, portanto deve ser controlada. Promove a
segregação durante a solidificação do aço e fragilização acima de certos teores. Em
aços de baixo carbono aumenta a dureza e resistência à tração, resistência à
corrosão e a usinabilidade (COSTA e SILVA, 2006; JUNIOR et al., 2013).
Enxofre – é uma impureza muito difícil de ser eliminada e prejudicial aos aços.
Reduz a dutilidade, soldabilidade e tenacidade à fratura. Tende a se combinar com o
ferro e formar o sulfeto ferroso (FeS), que faz o aço se romper, com facilidade ao ser
laminado, forjado ou vergado em temperaturas acima de 1.000ºC. Assim, o teor
máximo de enxofre permitido é de 0,05% (COSTA e SILVA, 2006; JUNIOR et al.,
2013).
Vanádio – O vanádio é um formador de carbonetos (forma VC) que precipita a
baixas temperaturas. Em pequenas quantidades aumenta a tenacidade pela redução
do tamanho de grão, aumenta resistência mecânica e aumenta a resistência à fadiga
(COSTA e SILVA, 2006; JUNIOR et al., 2013).
Nióbio – Em teores adequados, promove o aumento da resistência mecânica e da
tenacidade devido ao controle dos grãos austenítico e ferrítico pela precipitação de
carboneto de nióbio (COSTA e SILVA, 2006; JUNIOR et al., 2013).
Titânio – Em teores adequados o titânio combina com o nitrogênio e forma
precipitados de nitreto de titânio (TiN), estáveis em altas temperaturas, que atuam
como inibidores do crescimento do grão austenítico. O controle do crescimento do
grão e da redução da quantidade de nitrogênio em solução sólida, melhora a
tenacidade dos aços (COSTA e SILVA, 2006; JUNIOR et al., 2013).
Faixas representativas de composição química e propriedades para oleodutos
fabricados de acordo com as especificações API são apresentadas nas tabelas 2 e 3
a seguir.
15
Tabela 1 - Limite de composição química para tubos PSL 1 com espessura de parede t ≤ 25mm (API 5L 44th, 2007)
Grau
Fração em massa % a
C
máx.b
Mn
máx.b
P S
máx.
V
máx.
Nb
máx.
Ti
máx. mín. máx.
Tubos sem costura
X56 0,28 1,40 - 0,030 0,030 c c c
X60 0,28d 1,40d - 0,030 0,030 e e e
X65 0,28d 1,40d - 0,030 0,030 e e e
X70 0,28d 1,40d - 0,030 0,030 e e e
Tubos com costura
X56 0,26 1,40 - 0,030 0,030 c c c
X60 0,26d 1,40d - 0,030 0,030 e e e
X65 0,26d 1,40d - 0,030 0,030 e e e
X70 0,26d 1,40d - 0,030 0,030 e e e
a 0,50% máximo para cobre; 0,50% máximo para níquel; 0,50% máximo como cromo; e 0,15% máximo para molibdênio.
b Para cada redução de 0,01% abaixo da máxima concentração de carbono especificado, um aumento de 0,05% acima da
concentração máxima especificada de manganês é permitida, até um máximo de 1,65% para grau X-52; até um máximo de
1,75% para graus > X-52, porém < X-70; e até um máximo de 2,00% para grau X-70.
c A soma das concentrações de nióbio, vanádio e titânio deve ser ≤ 0,15%.
d Salvo acordado.
e Salvo acordado, a soma das concentrações de nióbio, vanádio e titânio deve ser ≤ 0,15%.
16
Tabela 2 - Limite de composição química para tubos PSL 2 com espessura de parede t ≤ 25mm (API 5L 44th, 2007)
Grau
Fração em massa % máxima
Carbono
equivalentea
% máx.
C b Si Mn b P S V Nb Ti Outros CEIIW CEPcm
Tubos sem costura
X-56N 0,24 0,45 1,40 0,025 0,015 0,10f 0,05 0,04 d,e 0,43 0,25
X60N 0,24f 0,45f 1,40f 0,025 0,015 0,10f 0,05f 0,04f g,h acordado
X56Q 0,18 0,45 1,50 0,025 0,015 0,07 0,05 0,04 d,e 0,43 0,25
X60Q 0,18f 0,45f 1,70f 0,025 0,015 g g g h 0,43 0,25
X65Q 0,18f 0,45f 1,70f 0,025 0,015 g g g h 0,43 0,25
X70Q 0,18f 0,45f 1,80f 0,025 0,015 g g g h 0,43 0,25
X80Q 0,18f 0,45f 1,90f 0,025 0,015 g g g i,j acordado
Tubos com costura
X56M 0,22 0,45 1,40 0,025 0,015 d d d e 0,43 0,25
X60M 0,12f 0,45f 1,60f 0,025 0,015 g g g h 0,43 0,25
X65M 0,12f 0,45f 1,60f 0,025 0,015 g g g h 0,43 0,25
X70M 0,12f 0,45f 1,70f 0,025 0,015 g g g h 0,43 0,25
X80M 0,12f 0,45f 1,85f 0,025 0,015 g g g i 0,43f 0,25
X90M 0,10 0,55f 2,10f 0,020 0,010 g g g i
-
0,25
X100M 0,10 0,55f 2,10f 0,020 0,010 g g g i,j 0,25
X120M 0,10 0,55f 2,10f 0,020 0,010 g g g i,j 0,25
a Limite de carbono equivalente de acordo com CEIIW para frações de carbono > 0,12% e carbono equivalente de acordo com
CEPcm para frações de carbono ≤ 0,12%.
b Para cada redução de 0,01% abaixo da máxima concentração de carbono especificado, um aumento de 0,05% acima da
concentração máxima especificada de manganês é permitida, até um máximo de 1,65% para grau X52; até um máximo de
1,75% para graus > X52, porém < X70; e até um máximo de 2,00% para graus ≥ X70,.porém ≤ X80; e até máximo de 2,20%
para graus > X80
c Salvo acordo, a soma das concentrações de nióbio e vanádio deve ser ≤ 0,06%.
17
d Salvo acordo, a soma das concentrações de nióbio, vanádio e titânio deve ser ≤ 0,15%.
e Salvo acordo, 0,50% máximo de cobre, 0,30% máximo de níquel, 0,30% máximo de cromo e 0,15% máximo de molibdênio.
f Salvo acordo.
g Salvo acordo, a soma das concentrações de nióbio vanádio e titânio deve ser ≤ 0,15%.
h Salvo acordo, 0,50% máximo de cobre, 0,50% máximo de níquel, 0,50% máximo de cromo e 0,50% máximo de molibdênio.
i Salvo acordo, 0,50% máximo de cobre, 1,00% máximo de níquel, 0,50% máximo de cromo e 0,15% máximo de molibdênio.
j 0,004% máximo de boro.
18
3.4.3 MICROESTRUTURA TÍPICA DOS AÇOS API 5L
A microestrutura dos aços API varia de acordo com o processo de produção
caraterizando às especificações API (figura 12). A figura 13 apresenta três
microestruturas típicas para três tipos de aços API. A micrografia (a) apresenta
faixas de ferrita e perlita e grãos mais grosseiros de ferrita com tamanho de grão
(ASTM 7-8) caracterizando os aços obtidos pelo processo convencional de laminado
e normalizado, conhecidos como os aços X60. A micrografia (b) apresenta um aço
da classe X70, produzido a partir do tratamento termomecâmico convencional,
garantindo uma microestrutura ferrítica com grãos mais refinados (ASTM 10-11).
Uma microestrutura mais uniforme e extremamente fina (ASTM 12-13) é alcançada
através de um resfriamento rápido após o tratamento termomecânico. Neste caso, o
incremento nas propriedades mecânicas deste aço é atribuído à microestrutura
ferrítica-bainítica. Essa microestrutura pode ser observada nos aços X80
(HILLENBRAND et al., 2001).
Figura 12 - Constituintes microestruturais predominantes em aços API ( ARAÚJO et al 2001)
19
Figura 13 – Microestruturas típicas aços API (a) Normalizado; (b) TMCP convencional e (c) TMCP seguido de resfriamento rápido (adaptado de HILLENBRAND et al., 2001).
3.4.4 APLICAÇÕES DO AÇO API 5L X65 NA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO E
GÁS
Com base na mais recente aplicação de risers rígidos para o pré-sal, como o
projeto Sapinhoá-Lula, neste capítulo será abordado principalmente o aço do grau
X65. Pois, esse aço foi aplicado na fabricação dos risers de produção, injeção de
água e injeção de gás (gas lift). Para os risers de produção e injeção de água foram
aplicados tubos de aço X65 revestidos internamente com Inconel®, aliando a
excelente resistência mecânica e a tenacidade do aço X65 com a alta resistência a
corrosão da liga de Ni. Esses tubos, conhecidos comercialmente como BuBi® são
produzidos a partir da expansão hidráulica à pressão uniforme de um tudo de
20
inconel® no interior de um tudo API. A figura 12 apresenta um esquemático do
processo de fabricação dos tubos BuBi® (BUTTING, 2016).
Figura 14 - Esquemático expansão BuBi (BUTTING, 2016)
Para fabricação dos risers de injeção de gás, foi aplicado o aço X65. A norma
API 5L especifica alguns requisitos mínimos para esses aços conforme apresentado
nas tabelas 3 e 4 abaixo.
21
Tabela 3 - Requisitos de resultados do ensaio de tração para tubos PSL 2 (API 5L 44th, 2007)
Grau
Corpo de tubos sem e com costura
Limite de escoamentoa
Rt0,5
MPa
Limite de resistênciaa
Rm
MPa
Taxa
Rt0,5/Rm
Alongamento
Af
%
Limite de resistência
MPa
mínimo máximo mínimo máximo máximo mínimo mínimo
X65Q
X65M
450 600 535 760 0,93 a 520
a o alongamento mínimo especificado deve ser determinado de acordo com a equação abaixo:
9,0
2,0
U
AxcCAf
onde:
C – constante igual a 1940 para cálculos usando unidades de acordo com SI e 625000 usando
unidades de acordo com o sistema americano;
AXC – tensão aplicada na área da seção transversal do corpo de prova, expressa em mm2 (in2);
U – mínimo limite de resistência especificado, expresso em Mpa (libras por polegada quadrada)
Tabela 4 - Requisitos de energia absorvida CVN (0°C) para corpo do tubo especificação PSL 2 (API 5L 44th, 2007)
Diâmetro externo especificado
D
mm
(in)
Corpo de tubos sem e com costura
Energia absorvida CVN
Mínimo
Kv
J
Grau
X65
≤ 508
(20) 27
22
Analisando os requisitos mínimos da norma API 5L para o grau X65, verifica-
se que para os risers de produção e injeção de água, esse aço apresenta
propriedades suficientes para sua condição de trabalho, ou seja, pressões máximas
da ordem de 50 Mpa (500 Bar), temperaturas máximas da ordem de 55°C e elevada
resistência a corrosão devido a presença de um revestimento de materiais
resistentes à corrosão. Porém, quando analisamos o mesmo aço para aplicação em
risers de injeção de gás, verificamos que as condições de trabalho podem ser mais
agressivas, ou seja, pressões máximas da ordem de 55Mpa (550 Bar) e
temperaturas variando da ordem de 45°C à -70°C considerando uma contingência
para caso de descompressão repentina da linha de injeção de gás. Outra
complicação é a presença de CO2 devido o mesmo ser utilizado como fluido injetado
nos poços. O CO2 reage com a água formando o ácido carbônico que é altamente
corrosivo.
Com objetivo de atender às condições citadas acima, a PETROBRAS tem
executado vários estudos para aplicação de aços ao níquel, especificamente os
aços com 9% de Ni, aos sistemas de processamento de CO2. Esses aços são
largamente conhecidos por suas aplicações criogênicas como as ligas de alumínio,
aços inoxidáveis austeníticos e ligas de níquel.
3.5 ELEMENTO NÍQUEL
O elemento níquel possui símbolo químico Ni, número atômico 28, densidade
de 8,9 g/cm³, na temperatura de 20ºC, ponto de fusão de 1453ºC e estrutura
cristalina cúbica de faces centradas (CFC) (ASM MATERIALS INFORMATION,
2016).
Uma das características do níquel é melhorar as propriedades da maioria dos
metais e ligas a que associa. Ao todo, mais de três mil ligas de níquel encontram
aplicação industrial ou doméstica. Cerca de metade da produção do metal é utilizada
em ligas de ferro. Os compostos de níquel são úteis na proteção de materiais, em
23
forma de niquelados, e na fabricação de polos elétricos em cubas eletrolíticas,
esmaltes e recipientes de armazenamento dos derivados de petróleo.
3.6 AÇOS 9% NÍQUEL
A adição de pequenas quantidades de níquel ao aço carbono e aços baixas
ligas melhoram consideravelmente a tenacidade desses materiais conforme figura
13 (SHILLMOLLER et al, 1987).
Figura 15 - Tenacidade x %Ni chapa de aço de 1/2” normalizada e revenida (adaptado de SHILLMOLLER et al, 1987)
Os aços com 9% de Ni foram desenvolvidos para atender aplicações
criogênicas com temperaturas da ordem de -196°C, mas especificamente na
construção de tanques utilizados para armazenamento e transporte de gases
liquefeitos (oxigênio e nitrogênio) e GNL (AVERY et al, 1995).
Esses aços são fabricados baseados nas normas ASTM que especificam
composição química, processos de fabricação e propriedades mecânicas. A tabela 5
apresenta as normas aplicáveis de acordo com a aplicação final dos aços.
24
Tabela 5 - Normas ASTM aços 9% de Ni (ASTM A 333/A 333M, 1999; ASTM A 353/A 353M, 1999; ASTM A 420/A 420M, 1999; ASTM A 522/A 522M, 1995; ASTM A 553/A 553M, 1995)
Designação Normas ASTM Aplicação
A333/A333M Tubos de aço com e sem costura para serviços
de baixa temperatura
A353/A353M Conexões de tubulação forjadas de aço carbono e aço ligado para serviços de baixa temperatura
A420/A420M Flanges, conexões e válvulas de aço 8% e 9% Ni forjadas ou laminadas para serviços de baixa temperatura
A522/A522M Especificação de chapas para vaso de pressão, de aço 9 % Ni duplamente normalizado e revenido
A553/A 553M
Type I Especificação de chapas para vaso de pressão, de aço 8% e 9 % Ni temperado e revenido
3.7 METALURGIA
Conforme pode ser observado no diagrama de fases do sistema binário Fe-Ni
na figura 14, a adição de Ni ao Fe, promove uma redução progressiva na
temperatura de transformação da austenita em ferrita. A faixa da temperatura A3
amplia conforme a adição de níquel ao aço sendo que, acima de 7% Ni, os aços não
são completamente ferrítico, pois o Ni possui um reticulado CFC assim como a
austenita. A presença de 0,10% – 0,15% de carbono altera as relações de fase, isso
ocorre devido, principalmente, pela formação de carbonetos nos domínios de
temperatura e composição onde a fase ferrítica predomina. O Ni é um endurecedor
por solução sólida da fase ferrita e aumenta a resistência mecânica do aço (PENSE
et al, 2013).
25
Figura 16 - Diagrama de fases Fe-Ni (adaptado de MSCI 301 – MATERIAL SCIENCE, 2004)
Conforme pode ser observado no diagrama CCT (figura 15), é importante
ressaltar que as transformações de fase ocorrem de forma extremamente lentas a
baixas temperaturas e, portanto, as condições de equilíbrio não são geralmente
atingidas (PENSE et al, 2013).
Conforme (PENSE et al, 2013), para grande gama de taxas de resfriamento,
os aços 9% de Ni apresentam uma microestrutura tipicamente martensítica com
traços de austenita retida e com aumento dos teores de bainita a medida que a taxa
de resfriamento é reduzida.
26
Figura 17 - Diagrama CCT para o aço 9% Ni (adaptado de PENSE et al, 2013)
3.8 TRATAMENTO TÉRMICO E PROPRIEDADES DOS AÇOS 9% NÍQUEL
As propriedades mecânicas dos aços 9% Ni estão diretamente ligadas à sua
composição química, às microestruturas produzidas pelo processo de produção,
mais precisamente pelos tratamentos térmicos que fazem parte da rota de produção.
3.8.1 COMPOSIÇÃO QUÍMICA
A tabela 6 apresentam as composições químicas típicas para os aços 9%
segundo a norma ASTM.
27
Tabela 6 - Composição típica para os aços 9% Ni segundo norma ASTM (ASTM A 333/A 333M, 1999; ASTM A 353/A 353M, 1999; ASTM A 553/A 553M, 1995)
Designação
ASTM
Composição %
C Mn P S Si Ni
A333 grau 8 0,13 0,90 0,025 0,025 0,13 – 0,32 8,40 – 9,60
A353 0,13 0,90 0,015 0,015 0,13 – 0,45 8,40 – 9,60
A553 Tipo I 0,13 0,90 0,015 0,015 0,13 – 0,45 8,40 – 9,60
3.8.2 TRATAMENTO TÈRMICO
Normalmente os aços 9% Ni são fornecidos segundo a norma ASTM, na
condição de temperado e revenido ou, duplamente normalizado e revenido. As
tabelas 7 e 8 apresentam as faixas de temperatura e tipo de resfriamento para os
tratamentos.
Tabela 7 - Faixa de temperatura tratamento térmico de têmpera e revenido segundo norma ASTM (ASTM A 333/A 333M, 1999; ASTM A 353/A 353M, 1999; ASTM A 553/A 553M, 1995)
Designação
ASTM
Tratamento térmico Temperado e revenido
Têmpera Revenido
Faixa de
Temperatura
Meio de
resfriamento
Faixa de
temperatura
Meio de
resfriamento
A333 grau 8 800°C ± 15°C Água 565 – 605°C Ar ou águaa
A553 tipo I 800 a 925°C Meio líquido 540 – 615°C Ar ou meio
líquidoa
a Taxa de resfriamento deve ser superior a 165°C/h
28
Tabela 8 - Faixa de temperatura tratamento térmico de normalização dupla e revenimento segundo norma ASTM (ASTM A 333/A 333M, 1999; ASTM A 353/A 353M, 1999; ASTM A 553/A 553M, 1995)
Designação
ASTM
Tratamento térmico normalização dupla e revenido
Normalização Revenido
Faixa de
Temperatura
Meio de
resfriamento
Faixa de
temperatura
Meio de
resfriamento
A353
Primeiro
900°C ± 15°C
Ar 565 – 605°C Ar ou águaa
Segundo
790 ± 15°C
A333 grau 8
Primeiro
800 a 925°C
Ar 565 – 605°C Ar ou águaa
Segundo
790 ± 15°C
a Taxa de resfriamento deve ser superior a 165°C/h
O primeiro tratamento de normalização realizado em temperaturas que variam
de 800°C a 925°C, de acordo com a especificação do aço, tem como objetivo
produzir uma microestrutura de martensita e bainita. O segundo tratamento de
normalização , realizado a uma temperatura de 790°C, tem como objetivo o
refinamento dos grãos de martensita e bainita.(PENSE et al, 2013).
Os aços 9% Ni, podem sofrer tratamento térmico de alívio de tensões quando
requeridos. O tratamento deve ser realizado considerando a faixa de temperatura de
565 – 610°C e resfriamento ao ar com taxas maiores que 165°C/h ou água para
temperaturas não superiores à 315°C. Esse tratamento promve a reversão de 10% -
15% de austenita Os aços 9% Ni estão sujeitos a fragilização por revenimento e/ou
alívio de tensões quando submetidos a faixas de temperatura entre 370 – 540°C por
longos períodos pois, essa exposição causa uma desestabilização da austenita que
se transforma em martensita durante o resfriamento e consequentemente reduz sua
29
tenacidade. Esse efeito pode ser observado na figura 16 conforme apresentado por
(SAITOH et al 1993; PENSE et al, 2013).
Figura 18 - Efeito da temperatura de revenimento na tenacidade de uma aço 9% Ni temperado e revenido (adaptado SAITOH et al 1993)
A tabela 9 apresenta algumas microestruturas dos aços 9% Ni de acordo com
tratamento térmico, espessura da chapa e taxa de resfriamento. A figura 17
apresenta uma micrografia típica para aços 9% Ni.
Tabela 9 - Influência da taxa de resfriamento e espessura da chapa na microestrutura nos aços 9% Ni (PENSE et al, 2013)
Taxa de resfriamento em função da espessura da chapa e tratamento térmico aplicado (°C/s)
Espessura 13 mm 25 mm 51 mm 102 mm
Normalização 1 0,5 0,3 0,14
Têmpera 33 11 4 1,4
Microestrutura produzida aços 9%Ni
Designação ASTM
Tratamento térmico
Espessura
13 mm 25 mm 51 mm 102 mm
A353 - A553 Normalização M, B M, B M, B M, B
Têmpera M, (A) M, (A) M, (A) M, B
F = ferrita próeutetóide, P = perlita, M = martensita, B = bainita, A = austenita retida
30
Figura 19 - Microestrutura martensítica típica de chapa do aço 9% Ni ( ZEEMANN, 2016).
3.8.3 TENACIDADE
Os aços 9% Ni, após o tratamento térmico de revenimento e/ou alívio de
tensões em faixas de temperatura de 565 – 610°C, ou seja, região composta pelas
fases α + γ, apresenta uma microestrutura tipicamente martensítica (figura 19) com
um volume de 5 a 10% de austenita retida e teores de bainita. A presença desta
austenita retida (figura 21) aumenta a tenacidade a baixas temperaturas devido a
limpeza dos interstícios prevenindo a formação de carbonetos e nitretos que
fragilizam o material. Ao analisarem aços com teores de 5,5% de Ni, (KIM et al,1984)
propuseram que a redução efetiva do tamanho de grão da microestrutura é
responsável pela alta tenacidade a temperaturas criogênicas. A figura 18 apresenta
a uma relação entre a energia absorvida e a expansão lateral para um aço ASTM
A553 tipo I (KIM et al,1984; NIPPES et al, 1986; PENSE et al, 2013).
31
Figura 20 - Relação Expansão lateral x energia absorvida aço ASTM A 553 Tipo I (9% Ni) (Adaptado de PENSE et al, 2013)
Figura 21 - Relação do volume de austenita retida x tenacidade nos aços 9% Ni a -196°C (Adaptado de PENSE et al, 2013)
32
De acordo com a norma ASTM os aços 9% Ni designados A333 grau 8, A353
e A553 tipo I apresentam apenas requisitos para expansão lateral, que não pode ser
menor que 0,38 mm. Porém a figura 22 abaixo apresenta uma expectativa de
valores de energia absorvida de acordo com o tratamento térmico para os aços 9%
Ni (ASTM A 333/A 333M, 1999; ASTM A 353/A 353M, 1999; ASTM A 553/A 553M,
1995).
Figura 22 - Expectativa de energia absorvida pelos aços 9% Ni de acordo com o tratamento térmico (adaptado de INCO, 1975)
33
3.8.4 RESISTÊNCIA MECÂMICA
A tabela 10 apresenta os requisitos de limite de resistência e escoamento
para os aços 9% Ni conforme norma ASTM.
Tabela 10 - Limites de escoamento e resistência aços 9% Ni segundo ASTM (ASTM A 333/A 333M, 1999; ASTM A 353/A 353M, 1999; ASTM A 553/A 553M, 1995)
Designação
ASTM
Resistência Mecânica
Limite de escoamento
MPa (ksi) mínimo
Limite de resistência
MPa (ksi)
A333 grau 8 515 (75) 690 (100) mín.
A353 515 (75) 690 – 825 (100 – 120)
A553 Tipo I 585 (85) 690 – 825 (100 – 120)
A resistência mecânica dos aços 9% Ni apresentam variações de acordo com
o tratamento térmico que foram submetidos. Esses aços não são utilizados para
elevadas temperaturas de trabalho, porém ciclos moderados de elevação da
temperatura durante sua aplicação podem reduzir a resistência mecânica desses
materiais conforme apresentado na tabela 11.
34
Tabela 11 - Efeito da elevação de temperatura na resistência mecânica dos aços 9% Ni (INCO, 1975)
3.8.5 SOLDABILIDADE
Os aços 9% de Ni apresentam baixo teor de carbono e boa soldabilidade,
porém alguns cuidados devem ser observados. Pois, a soldagem sempre é um
processo que pode gerar vários defeitos e comprometer todo o equipamento. Os
aços 9% Ni podem sofrer fragilização pelo hidrogênio, enxofre ou outras impurezas e
não é necessário ´pré-aquecimento e tratamento térmico pós soldagem (ZEEMANN,
2016).
Temperatura
F (°C)
Limite de
escoamento
MPa (ksi)
Limite de
resistência
MPa (ksi)
Alongamento
(1”)
%
Redução
de área
%
Temperado e revenido
Ambiente 640 (93) 760 (110) 25 74
250 (121) 627 (91) 696 (101) 23 73
450 (232) 627 (91) 696 (101) 23 73
650 (343) 565 (82) 655 (95) 31 78
850 (455) 469 (68) 524 (76) 26 79
Duplamente normalizado e revenido
Ambiente 607 (88) 760 (110) 26 71
250 (121) 531 (77) 689 (100) 24 71
450 (232) 524 (76) 703 (102) 26 69
650 (343) 483 (70) 662 (96) 30 77
850 (455) 414 (60) 524 (76) 30 81
35
36
4. DISCUSSÃO E CONCLUSÃO
Os aços ARBL têm sido largamente aplicados na indústria de petróleo e gás
em sistemas submarinos, mais precisamente, nos risers, que são os equipamentos
responsáveis pelo transporte do petróleo/gás do leito marinho à unidade de
produção, bem como, o transporte de fluidos a serem injetados nos poços pela
unidade de produção. O sucesso do desempenho desses materiais pode ser
atribuído principalmente por sua excelente resistência mecânica aliada a boa
soldabilidade e resistência à corrosão quando comparados com os aços carbono.
Apesar de serem suscetíveis a corrosão esses aços são indicados de acordo com as
principais normas e códigos de projeto de risers aplicáveis como: API, DNV e ISO.
Porém, para meios corrosivos contendo CO2 e H2S, o efeito indesejável da corrosão
deve ser evitado garantindo a vida útil desses aços. Para prevenir a corrosão foram
desenvolvidos processos para revestimento dos mesmos com ligas resistentes à
corrosão (CRA). As ligas mais comuns aplicadas como revestimentos são as ligas a
base de níquel e com maior destaque a liga de Ni-Cr-Mo, conhecidos como Inconel®.
O Inconel® possui excelente resistência à corrosão em meios contendo CO2 e H2S,
pois uma parede de apenas 3 mm de espessura é suficiente para garantir uma vida
útil por mais de 30 anos de operação. Recentemente no projeto Sapinhoá-Lula
foram instalados aproximadamente 105km de risers utilizando a tecnologia dos
tubos Bubi® (tubos de aço ARBL segundo especificação API 5L X65, revestidos
hidraulicamente por Inconel®). Além de aliar uma perfeita combinação entre
resistência mecânica e resistência a corrosão, esses tubos possuem boa
soldabilidade e suportam processos de instalação offshore, entre eles o método de
instalação por reeling. Porém, linhas de injeção de CO2, além de estarem expostas a
altas pressões (550 Bar), ambientes contendo CO2 e H2S, também tem o risco de
atingir temperaturas baixíssimas em torno de -70ºC. Requisito este que o X65, por
exemplo, não atende. Como alternativa aos aços ARBL para esta aplicação, estão
sendo testados os aços com 9% Ni.
Os aços 9% Ni foram selecionados primeiramente, por apresentar resistência
mecânica semelhante aos aços ARBL e excelente tenacidade a baixas temperaturas
(-196ºC). Esses aços, são aplicados, principalmente, para transporte e
37
armazenamento de oxigênio, nitrogênio e GNL e, são conhecidos como aços
criogênicos. Os aços que estão sendo estudados como alternativa aos aços ARBL
são designados conforme norma ASTM. Esses aços não estão pré-qualificados
conforme as principais normas aplicadas à fabricação dos risers para ambientes
contento CO2 e H2S como: API, DNV e ISO. Apesar disso, para avaliar o
comportamento desses aços em ambientes contendo CO2 e H2S, vários testes de
corrosão têm sido executados. Apesar dos testes terem se mostrados favoráveis,
ainda existem algumas incertezas e desafios sobre a aplicação desses aços na
indústria de petróleo e gás, uma delas é quanto a soldagem desses aços. O controle
da dureza é um parâmetro muito importante no controle da fragilização causada pelo
sulfeto (SSC). Conforme (TRESEDER et al, 1968) aços com teores de níquel maior
do que 1% são suscetíveis a fragilização causada por sulfeto para durezas bem
abaixo de 22 Rc. (Valor de referência de normas como API, DNV e ISO para aços
ARBL).
Portanto, concluiu-se que vários pontos ainda devem ser discutidos e
estudados para aplicação dos aços 9% Ni na indústria de petróleo e gás para
ambientes contendo CO2 e H2S. O principal deles é a soldagem desses aços. Pois
apesar de apresentar boa soldabilidade, estudos devem ser executados para avaliar
os processos e os produtos dessa soldagem quando expostos a ambientes
contendo CO2 e H2S, avaliando suas principais variáveis como: variação da
composição química, variação da dureza, relação da variação dos processos de
soldagem, zona termicamente afetada e consumíveis. Também deve ser estudado
se as propriedades desses aços são as mínimas necessárias para atender os
métodos de instalação atuais como reeling.
38
5. SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS
Estudar e avaliar a região de solda dos aços 9% Ni em meios contento CO2 e
H2S variando os processos e as variáveis de soldagem;
Estudar o mecanismo de fragilização por sulfeto dos aços 9% Ni;
Avaliar se os aços 9% Ni são compatíveis com os processos de instalação de
dutos submarinos como reeling.
Estudar o comportamento dos aços com menores teores de Ni Ex.: 7%, 5%,
etc. em ambientes contendo CO2 e H2S.
39
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