A TGP (Transportadora de Gás do Peru), por meio da Companhia Operadora de Gás do Amazonas (COGA), promete colocar em funcionamento, ainda este ano, um sistema inovador de monitoramento de danos causados por terceiros a gasodutos. O projeto, que está em fase de licitação, será implantado no gasoduto de Camisea, o único em operação no Peru. A ideia é que a comunicação dos riscos se dê por meio de fibra ótica, o que, de acordo com Carlos Del Rio Astorayme, da COGA, deve tornar o processo mais rápido e eficaz. “Esperamos que até dezembro consigamos monitorar as ações em um raio de pelo menos 100 quilômetros”, conta Astorayme, durante apresentação na Rio Pipeline 2013. 

Localizado na região Centro-Sul do Peru, entre a cidade de Cusco e a costa do Pisco, o gasoduto sofre com a rasa legislação e com a falta de conscientização da população, ressalta Astorayme. Segundo ele, construções, plantações e escavações são alguns dos motivos mais comuns de ameaças de danos ao gasoduto, que tem mais de 500 quilômetros de extensão. “Também acontecem tentativas de furtos de óleo, o que, além de prejudicar o gasoduto em si, põe em risco a população”, salienta. Hoje, a TGP conta com programas de conscientização e prevenção desses riscos, além de uma equipe de patrulhamento que monitora periodicamente alguns trechos do gasoduto. “No ano passado contabilizamos 481 casos de riscos, sendo que, destes, 84 se encaixam na categoria de prioridade 1, na qual é preciso agir quase que imediatamente por conta da iminência da ameaça”, explica. 

A Petrobras também traz inovações para o campo de dutos submarinos. Tecnologias para melhorar o funcionamento dos risers, dutos em elevação, tem sido estudadas e colocadas em prática pela companhia. Marcelo Brack, da área de Exploração & Produção da empresa, destacou a necessidade de atenção com o aumento da pressão na capa externa dos dutos, que eventualmente pode causar ruptura na estrutura dos risers. E explicou que para evitar esse tipo de contratempo é fundamental ter um sistema de alívio prévio. “O mais importante é equacionar a pressão de abertura da válvula e a capacidade da camada externa de se deformar. A maior preocupação é não provocar a corrosão por penetração de água marinha“, explica Brack. 

Já Rafael dos Santos, também da Petrobras, tratou da avaliação dos risers em zonas de variação de marés. O palestrante mostrou que a corrosão é a principal causa de falhas e que, no Golfo do México, por exemplo, 92% das corrosões em risers são externas. Para diminuir e avaliar esses danos, foram propostas e avaliadas diversas soluções, entre elas ondas guiadas, sondas PEC e o sistema SOLFEC (Corrente Saturada de Baixa Frequência).  Rafael explicou as vantagens e desvantagens de cada sistema. “Ondas guiadas fazem uma varredura rápida que pode ser realizada com o equipamento em operação. Mas são atrativas apenas para risers de baixa viscosidade. Já as sondas PEC não precisam de contato direto com a superfície do tubo. Só que são as que têm maior influência do revestimento da detectabilidade de danos”, diz Rafael, que exaltou as qualidades do sistema SOLFEC:

“Apesar de precisar de calibragem constante, percorre oito metros em até 20 segundos. E já é capaz de definir se o problema é interno ou externo. Além disso, detecta qualquer defeito acima de 40 milímetros, independentemente da espessura. E busca até 200 metros de profundidade”, concluiu.