Corrosão sob tensão: o que é, onde ocorre e como os revestimentos a previnem

A corrosão sob tensão (SCC) é um mecanismo de falha em que um metal trinca sob o efeito combinado de uma tensão de tração sustentada e da exposição a um ambiente corrosivo específico, e nenhum dos dois, atuando isoladamente, faria o material falhar no mesmo nível de tensão. A SCC é particularmente insidiosa porque pode ocorrer em tensões bem abaixo do limite de escoamento do material, produz fratura de aspecto frágil em materiais que são dúcteis em condições normais e muitas vezes é difícil de detectar antes da falha. Nas indústrias de petróleo e gás, offshore e de processamento químico, a SCC é uma causa significativa de falhas de oleodutos e vasos de pressão, com graves consequências para a segurança e o meio ambiente. Para aço enterrado e imerso, os revestimentos de proteção, trabalhando em conjunto com a proteção catódica, são a principal defesa contra a fissuração assistida pelo ambiente. Este artigo explica as condições, os tipos de SCC que importam para o aço industrial e os requisitos de revestimento e de preparação de superfícies que impedem o início da fissuração.

As três condições necessárias para a corrosão sob tensão

A SCC exige que três condições estejam presentes simultaneamente. Eliminar qualquer uma delas impede a SCC:

1. Material suscetível: nem todos os materiais são suscetíveis à SCC em todos os ambientes. O aço-carbono é suscetível à SCC em ambientes específicos, incluindo hidróxido concentrado (SCC cáustica), soluções de carbonato-bicarbonato e ambientes contendo H₂S (fissuração por tensão em sulfeto). Os aços inoxidáveis austeníticos são suscetíveis à SCC por cloretos. Os aços de maior resistência e dureza geralmente são mais suscetíveis que os de menor resistência.
2. Tensão de tração: deve estar presente uma tensão aplicada (de cargas de serviço, pressão) ou residual (de soldagem, conformação ou tratamento térmico). As tensões residuais de tração em soldas são um local de início de SCC particularmente comum, porque são difíceis de eliminar e se situam onde a microestrutura também pode ter sido alterada pela zona afetada pelo calor.
3. Ambiente corrosivo específico: a SCC é específica da combinação ambiente-material. A espécie química que causa SCC em um material pode ser inofensiva em outro. A concentração e a temperatura da espécie corrosiva também importam; a SCC costuma ser mais severa acima de concentrações e temperaturas limite.

Tipos de corrosão sob tensão relevantes para o aço industrial

Fissuração por tensão em sulfeto (SSC): ambientes com H₂S

A fissuração por tensão em sulfeto (SSC) afeta aços-carbono e de baixa liga de alta resistência e dureza na presença de sulfeto de hidrogênio (H₂S) e água. O H₂S promove a absorção de hidrogênio pelo aço, de modo que a SSC é, a rigor, uma forma de fragilização por hidrogênio, que reduz a ductilidade e causa fissuração em concentrações de tensão e em zonas duras, como as zonas afetadas pelo calor das soldas. A SSC é o mecanismo de fissuração mais significativo em sistemas de produção de petróleo e gás ácidos e é regida pela NACE MR0175 / ISO 15156, que especifica requisitos de material, limites de dureza e requisitos de tratamento térmico para equipamentos em serviço ácido (com H₂S). A ISO 15156-2 abrange os aços-carbono e de baixa liga resistentes à fissuração, incluindo a resistência à SSC e à fissuração induzida por hidrogênio (HIC); ocupa-se apenas da fissuração, e não da corrosão generalizada ou localizada.

SCC em pH quase neutro (NNpH SCC): oleodutos enterrados

A SCC em pH quase neutro afeta aços de oleodutos enterrados em pontos de descolamento do revestimento, onde o eletrólito retido tem pH de aproximadamente 5,5–7,5, condições que decorrem do CO₂ dissolvido em água subterrânea diluída sob um revestimento descolado, tipicamente onde o revestimento também blinda o aço da proteção catódica. É caracterizada por fissuração predominantemente transgranular, frequentemente em colônias no corpo do tubo e próximo a soldas longitudinais. A NNpH SCC causou falhas de oleodutos no Canadá e nos Estados Unidos, principalmente em linhas de transmissão de gás de alta pressão. O mecanismo exige um revestimento descolado que retenha o eletrólito; revestimentos íntegros e aderidos, que deixam a corrente de proteção catódica alcançar qualquer defeito, negam a ele esse ambiente.

SCC em pH alto (SCC clássica): oleodutos enterrados

A SCC em pH alto afeta oleodutos enterrados em soluções concentradas de carbonato-bicarbonato (pH acima de cerca de 9) que se formam em revestimentos descolados quando a proteção catódica gera hidróxido que reage com o CO₂ do solo. Produz trincas intergranulares, ocorre dentro de uma faixa estreita de potencial próxima ao potencial da proteção catódica e depende fortemente da temperatura, razão pela qual é encontrada com mais frequência nos trechos mais quentes da tubulação, a jusante das estações de compressão.

SCC por cloretos: aços inoxidáveis austeníticos

Os aços inoxidáveis austeníticos (séries 304 e 316) são suscetíveis à SCC em ambientes que contêm cloretos, geralmente acima de aproximadamente 60 °C. Isso é relevante principalmente no processamento químico, em trocadores de calor e em equipamentos de processamento offshore: não diretamente relevante para aplicações estruturais em aço-carbono, mas importante para sistemas de materiais mistos.

Onde a SCC ocorre na infraestrutura industrial

Como os revestimentos de proteção previnem a corrosão sob tensão

Os revestimentos previnem a SCC externa excluindo as espécies corrosivas da superfície do aço, rompendo o terceiro lado do triângulo da SCC (material suscetível + tensão + ambiente corrosivo). A eficácia da prevenção da SCC baseada em revestimento depende da integridade do revestimento: um revestimento descolado ou danificado cria exatamente o microambiente (eletrólito retido na superfície do aço sob uma película não aderida, parcialmente blindado da proteção catódica) em que a SCC em pH quase neutro e outras formas de fissuração assistida pelo ambiente se iniciam.

Principais requisitos dos revestimentos usados na prevenção da SCC:

• Alta aderência: o revestimento deve manter a aderência sob as tensões mecânicas, térmicas e químicas do ambiente operacional. A perda de aderência é a precondição da SCC em oleodutos enterrados.
• Resistência ao descolamento catódico: os oleodutos enterrados sob proteção catódica são suscetíveis ao descolamento catódico, o processo pelo qual a corrente de proteção catódica em defeitos do revestimento gera íons hidroxila que atacam a interface entre o revestimento e o aço. A série de normas ISO 21809 para revestimentos externos de tubulações inclui ensaios de descolamento catódico para qualificar sistemas de revestimento para serviço enterrado; a NACE SP0169 (agora AMPP SP0169) estabelece o controle da corrosão externa de tubulações enterradas, incluindo revestimentos e proteção catódica.
• Não blindar a proteção catódica: onde um revestimento se descola, ele não deve impedir que a corrente de proteção catódica alcance o aço por baixo. A blindagem é o que permite que um eletrólito de pH quase neutro persista sob o descolamento.
• Resistência a tensões do solo e a movimentos do terreno: os revestimentos de tubulações devem manter a aderência sob a sobrecarga do solo, o movimento do terreno e a expansão e contração térmicas da tubulação.
• Preparação de superfícies adequada: a ligação entre revestimento e aço que resiste ao descolamento é estabelecida no momento da aplicação. Sa 2½ / SSPC-SP 10 é o mínimo típico para sistemas de revestimento de tubulações e estruturas usados na prevenção da SCC; confirme sempre com a ficha técnica do produto.

Preparação de superfícies para aplicações críticas quanto à SCC

O revestimento de juntas de campo em oleodutos está entre as aplicações de preparação de superfícies mais críticas quanto à SCC: a junta de campo combina uma concentração de tensões (a solda circunferencial) com o ponto mais provável de descontinuidade do sistema de revestimento. O fluxo de trabalho completo é tratado em preparação de superfícies para juntas de campo de oleodutos e soldas corroídas. Requisitos típicos:

• Sa 2½ / SSPC-SP 10 no mínimo para a maioria dos sistemas de revestimento de juntas de campo; verifique com a ficha técnica específica do produto.
• Perfil de ancoragem: dentro da faixa da ficha técnica do revestimento. Muitos sistemas epóxi líquidos e FBE para juntas de campo pedem um perfil da ordem de 40–75 µm ou mais, e alguns sistemas de três camadas têm seus próprios requisitos; consulte o fabricante.
• Contaminação por sais solúveis: abaixo do limite de cloretos definido na especificação do projeto ou na ficha técnica, medida no local (por exemplo, pelo método Bresle, ISO 8502-6 / 8502-9). Atenção às unidades: 1 µg/cm² = 10 mg/m². O sal sob um revestimento enterrado causa empolamento osmótico e descolamento, criando condições de início de SCC. Veja contaminação por sais solúveis e falha do revestimento.
• Preparação da sobreposição: a zona de transição entre o revestimento da junta de campo e o revestimento adjacente aplicado em fábrica deve ser preparada mecanicamente para garantir a aderência ao longo da junta.

Para a preparação de juntas de campo em locais remotos, onde o equipamento de jateamento abrasivo não é logisticamente viável, o Bristle Blaster® produz limpeza comparável a Sa 2½ / SSPC-SP 10 e um perfil de ancoragem Rz de 65–85 µm em aço padrão de oleodutos em testes documentados, sem abrasivo nem confinamento de jateamento; a versão pneumática é avaliada conforme ATEX para a zona 1 de gás e a zona 21 de poeira. Os resultados variam conforme o tipo de aço, o grau de ferrugem, a correia e a técnica, e a aceitação em relação à especificação do revestimento é confirmada pelo inspetor. É amplamente usado na preparação de juntas de campo e reparos onde o jateamento é impraticável.

Um ponto relacionado: como as pontas das cerdas golpeiam e retornam, o bristle blasting encrua a superfície e deixa tensão residual de compressão, documentada em um estudo da NACE sobre tensão residual. A tensão superficial de compressão geralmente resiste ao início de trincas, como no shot peening, mas não se afirma aqui que ela previna a SCC em qualquer sistema específico; o revestimento e a proteção catódica continuam sendo a principal defesa.

Principais conclusões

• A corrosão sob tensão exige três condições simultâneas: material suscetível, tensão de tração e um ambiente corrosivo específico. Eliminar qualquer uma impede a SCC.
• Os principais tipos de SCC que afetam a infraestrutura de aço-carbono são a fissuração por tensão em sulfeto (SSC) em ambientes com H₂S, a SCC em pH quase neutro (transgranular) e a SCC em pH alto (intergranular) em oleodutos enterrados, e a SCC cáustica em ambientes de processo alcalinos.
• Os revestimentos com proteção catódica previnem a SCC externa excluindo as espécies corrosivas da superfície do aço. O descolamento do revestimento em juntas de campo, áreas de solda e pontos de dano mecânico é a principal condição de início de SCC em sistemas de oleodutos enterrados.
• A qualidade da preparação de superfícies em aplicações de revestimento críticas quanto à SCC, particularmente em juntas de campo de oleodutos, controla diretamente a aderência e a resistência ao descolamento. Sa 2½ / SP 10 como mínimo usual, controle rigoroso de sais e um perfil de ancoragem verificado são essenciais.
• A NACE MR0175 / ISO 15156 rege a seleção de materiais para serviço ácido; a série ISO 21809 e a AMPP SP0169 regem os revestimentos externos de tubulações e o controle da corrosão. Tratam de partes diferentes do problema e se complementam.

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Perguntas frequentes

Quais três condições causam a corrosão sob tensão?

Um material suscetível, uma tensão de tração (aplicada ou residual, por exemplo de soldagem) e um ambiente corrosivo específico, todos presentes ao mesmo tempo. Eliminar qualquer um impede a SCC. Por isso a mitigação combina a seleção de materiais, o controle de tensões, como o tratamento térmico pós-soldagem, e revestimentos com proteção catódica que mantêm o ambiente longe do aço.

Qual é a diferença entre a SCC em pH quase neutro e em pH alto?

Ambas afetam oleodutos enterrados sob revestimentos descolados. A SCC em pH quase neutro forma-se em água subterrânea diluída com CO₂ dissolvido, em pH de aproximadamente 5,5–7,5, e produz principalmente trincas transgranulares. A SCC em pH alto forma-se em eletrólito concentrado de carbonato-bicarbonato acima de cerca de pH 9, é intergranular e é mais comum onde as temperaturas da tubulação são mais altas, como a jusante de estações de compressão.

Os revestimentos podem prevenir a fissuração por tensão em sulfeto?

Não por si sós. A fissuração por tensão em sulfeto é controlada principalmente pela seleção de materiais, pelos limites de dureza e pelo tratamento térmico conforme a NACE MR0175 / ISO 15156. Os revestimentos externos protegem contra ambientes externos ao tubo ou vaso, mas o fluido de processo ácido está dentro, de modo que o material qualificado é a barreira principal.

Por que as juntas de campo de oleodutos são um local comum de início de SCC?

A solda circunferencial acrescenta tensão residual de tração, e o revestimento da junta de campo é aplicado no local em condições menos controladas que o revestimento de fábrica. Se a preparação for ruim, o revestimento se descola, retém eletrólito e pode blindar o aço da proteção catódica, criando as condições em que a SCC em pH quase neutro se inicia.