Corrosão sob isolamento: estratégias de inspeção baseada em risco para tubulações de processo envelhecidas

A corrosão sob isolamento (CUI) é perigosa porque a tubulação parece estar em boas condições pelo lado de fora. A jaqueta está intacta, a pintura do revestimento é aceitável e nada transparece até que um vazamento por furo ou uma medição de espessura de parede diga o contrário. Em tubulações de processo mais antigas, a exposição é pior. O encamisamento sofreu desgaste, o selante envelheceu, os revestimentos originais sob o isolamento podem estar degradados e os registros do que está isolado, com o quê e a que temperatura, são frequentemente incompletos. O custo manifesta-se de duas formas. Uma é uma liberação não planejada de hidrocarbonetos ou parada de manutenção. A outra é a campanha de remoção total do isolamento, que consome andaimes, mão de obra de isolamento e tempo de indisponibilidade, e ainda assim ignora os piores pontos se não for direcionada para as linhas corretas.

A maioria dos operadores lida com isso através da inspeção baseada em risco (RBI). Este artigo aborda os mecanismos, onde o risco se concentra e como construir um programa para ativos envelhecidos.

Contexto de normas e requisitos

Vários documentos aplicam-se a um programa de CUI em tubulações:

• O API 570 abrange a inspeção em serviço, classificação, reparo e alteração de sistemas de tubulação. É a estrutura do código de inspeção sob a qual a maioria dos programas de CUI em tubulações se baseia.
• O API 580 e o API 581 abrangem a inspeção baseada em risco e sua metodologia.
• O API 583 aborda a corrosão sob isolamento e proteção passiva contra fogo.
• O NACE SP0198 aborda o controle da corrosão sob isolamento térmico e materiais de proteção passiva contra fogo usando uma abordagem de sistemas.
• DNV-RP-G109 é uma prática recomendada cujo objetivo declarado é uma metodologia prática, econômica e baseada em risco para gerenciar a CUI.

Verifique a sua jurisdição e as normas da empresa para saber quais destes são obrigatórios. O programa deve declarar qual documento rege os intervalos de inspeção e qual rege o método de risco.

Como a CUI se desenvolve

A CUI é uma corrosão externa localizada sob o isolamento térmico. Começa quando a água ultrapassa o sistema de isolamento e atinge a parede do tubo (Kasko Makine). A partir daí, o isolamento retém essa água contra o aço, muitas vezes com cloretos e outros contaminantes, e esconde o que está acontecendo por baixo.

Fontes de água típicas em plantas mais antigas:

• Juntas da jaqueta falhas ou deslocadas, e selante que endureceu e rachou.
• Penetrações como suportes, conexões de instrumentos, respiros, drenos e entradas de traço térmico.
• Vazamento em tubulações de vapor ou de traço térmico.
• Condensação em serviços frios.
• Lavagem, testes de dilúvio e chuva impulsionada para dentro do revestimento danificado.

Dois modos de dano são importantes em uma planta de materiais mistos. Aços carbono e de baixa liga sofrem corrosão externa geral ou por pites, frequentemente como perda de parede localizada que os métodos de grade de espessura podem perder. Aços inoxidáveis austeníticos não estão imunes. Sob a mistura certa de umidade, cloretos e temperatura moderadamente elevada, eles podem trincar por corrosão sob tensão por cloretos externos, e os levantamentos de perda de parede não detectarão isso. Trate estes como mecanismos de dano separados com diferentes métodos de detecção.

Faixas de temperatura e serviço de maior risco

A temperatura decide se a água líquida permanece em contato com o metal. A água ferve a 100 °C à pressão atmosférica, e esse ponto é um limite prático:

• Bem acima do ponto de ebulição da água em serviço contínuo: a parede do tubo tende a expulsar a umidade, então o isolamento tende a permanecer seco. O risco aumenta onde a linha é interrompida, operada em taxa reduzida ou possui um trecho morto (dead leg) que opera mais frio que o processo principal.
• Em torno e moderadamente acima do ponto de ebulição, e descendo até a temperatura ambiente: a água líquida pode persistir ou ciclar entre úmido e seco, concentrando espécies corrosivas na parede. É aqui que a CUI em aço carbono é mais ativa, e onde as preocupações com trincas em aço inoxidável se situam na extremidade quente.
• Abaixo da temperatura ambiente: a condensação e a formação de gelo podem manter o isolamento úmido, especialmente quando a barreira de vapor está danificada.
• Serviços cíclicos ou intermitentes: linhas que oscilam através do ponto de ebulição da água ou que ficam ociosas frequentemente apresentam risco consistentemente maior do que linhas em estado estacionário.

As metodologias RBI, incluindo DNV-RP-G109, usam a temperatura operacional como um fator-chave de classificação. Aplique-a ao envelope operacional real, incluindo partida, parada de manutenção, purga de vapor e condições de surto. A temperatura de projeto na lista de linhas não é suficiente.

Comparação de serviço e configuração

Locais que repetidamente produzem achados

Qualquer que seja a classe da linha, concentre-se em:

• Terminações de isolamento em flanges, válvulas e conexões de equipamentos.
• Penetrações e pontos de suporte.
• Pontos baixos, cotovelos e a parte inferior de trechos horizontais, onde a água se acumula.
• Trechos verticais abaixo de uma seção danificada da jaqueta.
• Qualquer área onde a jaqueta esteja amassada ou deslocada, ou o selante tenha falhado visivelmente.

Furos de dreno na parte inferior do isolamento do tubo são uma forma reconhecida de liberar água retida (revisão MDPI). Eles precisam de manutenção. Um dreno bloqueado dá uma falsa sensação de proteção.

Construindo o programa baseado em risco para ativos antigos

1. Estabelecer a população e preencher as lacunas de dados

Comece pela lista de linhas, P&IDs e isométricos. Para cada linha ou circuito isolado, registre o material, o envelope de temperatura operacional, o tipo de isolamento, o tipo de jaqueta, a idade do sistema de isolamento e qualquer revestimento sob o isolamento. Adicione o histórico de vazamentos, resultados de remoções anteriores e qualquer histórico de traçado de vapor.

Em ativos antigos, esses dados são frequentemente incompletos. O material do ICorr Annual Corrosion Forum inclui orientações sobre o que fazer quando não há dados. Na prática, assuma o pior caso para o campo ausente, registre que o fez e deixe que as descobertas de campo substituam a suposição ao longo do tempo.

2. Avaliar a probabilidade e a consequência separadamente

A inspeção baseada em risco combina a probabilidade de danos por CUI com a consequência da falha, para que o esforço de inspeção se concentre onde é mais importante (iFactory). Isso não significa que cada tubulação com isolamento úmido precise de remoção imediata.

Direcionadores de probabilidade:

• Temperatura operacional em relação ao ponto de ebulição da água e o grau de ciclagem.
• Condição da jaqueta, selante e barreira de vapor.
• Idade e tipo do sistema de isolamento, e se ele retém água.
• Condição do revestimento sob o isolamento, quando conhecida.
• Presença de traçado, fontes de água próximas e o ambiente local.
• Descobertas anteriores no mesmo circuito ou em um similar.

Direcionadores de consequência:

• Risco do fluido (inflamável, tóxico, alta pressão).
• Local de liberação em relação ao pessoal, fontes de ignição e equipamentos críticos.
• Impacto ambiental e dependência da produção.

Classifique as linhas em grupos e defina o escopo e a frequência da inspeção para corresponder ao risco combinado. A metodologia API 581 e a DNV-RP-G109 fornecem formas estruturadas de fazer isso. Um artigo anterior sobre o uso de resultados de RBI para justificar e gerenciar um programa de CUI (ETCE, 2002) defende o mesmo ponto: a saída do RBI deve direcionar o escopo do programa, não ficar ao lado dele.

3. Corresponder o método de inspeção ao mecanismo de dano

Use uma abordagem em níveis:

1. Levantamento externo da condição da jaqueta e do isolamento, no nível de detalhe de uma inspeção externa API 570.
2. Triagem não intrusiva, como radiografia de perfil ou correntes parasitas pulsadas, para encontrar onde o isolamento está úmido ou onde a perda de parede é provável. A HOIS-G-023 cobre a inspeção de CUI in-situ.
3. Remoção direcionada de isolamento nos locais sinalizados pela triagem e pelas configurações de alto risco acima, com inspeção visual e medição direta de espessura ou detecção de trincas no metal exposto.
4. Remoção total do circuito, mas apenas onde as descobertas mostram que o dano é generalizado.

4. Reconhecer o que o RBI não pode fazer

Uma revisão de CUI em óleo e gás observa que o RBI é amplamente procurado para previsão e mitigação de CUI, mas onde a falha por corrosão tem consequências graves, ele pode não ser confiável o suficiente (revisão MDPI). Para linhas de alta consequência com dados fracos, uma pontuação de baixa probabilidade não substitui a inspeção física. Trate o modelo como uma ferramenta de priorização e verifique-o em relação às descobertas.

5. Fechar o ciclo

Cada descoberta, incluindo "nenhum dano encontrado", deve atualizar a classificação de probabilidade para linhas semelhantes. Registre o local, a condição do isolamento, o dano encontrado e a fonte de água aparente. O artigo da AMPP sobre RBI para CUI e corrosão sob proteção passiva contra fogo (2024) cobre ambas as ameaças sob uma única abordagem de RBI. Se a sua planta possui aço com proteção contra fogo e tubulações isoladas, gerencie-os juntos.

Segurança ao abrir o isolamento em tubulações em serviço

Remover o isolamento de linhas de hidrocarbonetos vivas não é uma tarefa trivial. Antes de qualquer trabalho que possa expor a parede do tubo ou envolver acesso intrusivo:

• Confirme o status da linha através do sistema de permissão de trabalho e identifique a classificação de área classificada da zona de trabalho.
• Se a inspeção ou qualquer reparo significar a abertura do limite do processo, isole a linha, despressurize, ventile para um local seguro e verifique a energia zero antes do início do trabalho.
• Aplique bloqueio e etiquetagem (lock-out/tag-out) aos pontos de isolamento.
• Use detecção de gás calibrada durante todo o processo e controle as fontes de ignição, incluindo ferramentas usadas para remoção da jaqueta.
• Assuma que uma parede corroída pode estar mais fina que a nominal. Não aplique cargas, martele ou use alavanca contra uma seção onde a perda de parede não foi avaliada.
• Restaure o isolamento, a jaqueta e o selante para um padrão que drene a água. Não deixe coberturas temporárias no local.

Cenário ilustrativo

Este cenário é ilustrativo, não um caso relatado. Uma unidade legada de processamento de gás possui tubulações de aço carbono e aço inoxidável austenítico, isolamento original e isométricos incompletos. A equipe avalia todas as linhas isoladas por envelope de temperatura, ciclagem e condição da jaqueta. Um grupo de linhas de aço carbono de uso intermitente com falhas visíveis nas costuras da jaqueta ocupa a classificação mais alta, junto com um conjunto de trechos mortos (dead-legs) que aparecem nos P&IDs, mas não no banco de dados de inspeção. Uma linha de aço inoxidável em serviço quente perto de uma área exposta à costa é classificada separadamente pela suscetibilidade à trinca.

A equipe aplica o método escalonado. O levantamento externo e a triagem não intrusiva cobrem o grupo de alta classificação, e o isolamento é removido apenas onde a triagem indica umidade ou perda de parede. Suponha que as primeiras remoções nos trechos mortos mostrem perda de parede no ponto baixo onde a água se acumula. Essas descobertas elevam os trechos mortos restantes na classificação e os adicionam à próxima campanha. Linhas triadas e consideradas secas com jaquetas intactas caem na classificação, e seu intervalo é estendido de acordo com API 570 e o procedimento de RBI da planta.

Checklist prático

• Todas as linhas isoladas estão no banco de dados de inspeção, incluindo trechos mortos e derivações?
• O envelope de temperatura operacional é baseado na operação real, incluindo paradas e ciclagens?
• Campos de dados ausentes receberam premissas conservadoras e foram sinalizados para correção?
• A perda de parede em aço carbono e a trinca em aço inoxidável são tratadas como mecanismos distintos?
• Terminações, penetrações, pontos baixos e áreas de jaqueta danificadas estão no escopo de inspeção?
• Cada linha de alta consequência possui inspeção física, e não apenas uma pontuação de modelo?
• Os furos de dreno, onde instalados, são verificados e mantidos abertos?
• Os achados, inclusive os negativos, são realimentados na classificação de risco?
• Os pacotes de trabalho para remoção de isolamento incluem isolamento, despressurização, verificação de energia zero, LOTO, detecção de gás e controles de área classificada?
• A qualidade da recomposição da jaqueta e do selante é verificada e aprovada?

Conclusão

Um programa eficaz de CUI em tubulações antigas começa com um inventário completo, classifica as linhas pelo comportamento de temperatura, condição da jaqueta e consequência, e então utiliza o método mais barato capaz de encontrar o mecanismo de dano em questão. Trate o RBI como uma forma de direcionar a inspeção, não como um substituto para ela, particularmente onde a falha seria dispendiosa e os dados são escassos.

Como próximos passos, audite seu inventário de linhas isoladas para trechos mortos ausentes e temperaturas desconhecidas, classifique a população usando DNV-RP-G109 ou sua implementação de API 581, e agende triagens direcionadas e remoções no grupo de maior classificação. Em seguida, use os achados para revisar a classificação antes da próxima campanha.