N-2098

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-PÚBLICO-
N-2098 REV. F 04 / 2014 
 
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 1 página 
CONTEC 
Comissão de Normalização
Técnica 
 
 
SC-13 
 
Oleodutos e Gasodutos 
Inspeção de Dutos 
Terrestres em Operação 
 1a Emenda 
 
Esta é a 1a Emenda da PETROBRAS N-2098 REV. F, e se destina a modificar o seu texto na(s) 
parte(s) indicada(s) a seguir: 
 
NOTA 1 A(s) nova(s) página(s) com a(s) alteração(ões) efetuada(s) está(ão) colocada(s) na(s) 
posição(ões) correspondente(s). 
NOTA 2 A(s) página(s) emendada(s), com a indicação da data da emenda, está(ão) colocada(s) no 
final da norma, em ordem cronológica, e não devem ser utilizada(s). 
 
 
CONTEÚDO DA 1ª EMENDA - 04/2014 
 
 
- Seção 2 
 
Exclusão da API STD 6D. 
 
Inclusão da ASME B16.34. 
 
 
- Subseção 4.6.3, enumeração a): 
 
Alteração do texto. 
 
 
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N-2098 REV. F 12 / 2011 
 
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 19 páginas, Índice de Revisões e GT 
Inspeção de Dutos 
Terrestres em Operação 
 Procedimento 
Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior. 
 
Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do 
texto desta Norma. A Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma é a 
responsável pela adoção e aplicação das suas seções, subseções e 
enumerações. 
CONTEC 
Comissão de Normalização 
Técnica 
 
Requisito Técnico: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que 
deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma 
eventual resolução de não segui-la (“não-conformidade” com esta Norma) deve 
ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pela 
Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de 
caráter impositivo. 
Prática Recomendada: Prescrição que pode ser utilizada nas condições 
previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de 
alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A 
alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pela Unidade da 
PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter 
não-impositivo. É indicada pela expressão: [Prática Recomendada]. 
SC - 13 
Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma, que possam 
contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a 
CONTEC - Subcomissão Autora. 
As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC - 
Subcomissão Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, a 
seção, subseção e enumeração a ser revisada, a proposta de redação e a 
justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os 
trabalhos para alteração desta Norma. 
 
Oleodutos e Gasodutos 
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO 
S.A. - PETROBRAS, de uso interno na PETROBRAS, e qualquer 
reprodução para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e 
expressa autorização da titular, importa em ato ilícito nos termos da 
legislação pertinente, através da qual serão imputadas as 
responsabilidades cabíveis. A circulação externa será regulada mediante 
cláusula própria de Sigilo e Confidencialidade, nos termos do direito 
intelectual e propriedade industrial.” 
 
 
Apresentação 
 
As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho 
- GT (formados por Técnicos Colaboradores especialistas da Companhia e de suas Subsidiárias), são 
comentadas pelas Unidades da Companhia e por suas Subsidiárias, são aprovadas pelas 
Subcomissões Autoras - SC (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as 
Unidades da Companhia e as Subsidiárias) e homologadas pelo Núcleo Executivo (formado pelos 
representantes das Unidades da Companhia e das Subsidiárias). Uma Norma Técnica PETROBRAS 
está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a 
cada 5 anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As Normas Técnicas PETROBRAS são 
elaboradas em conformidade com a Norma Técnica PETROBRAS N-1. Para informações completas 
sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS. 
.
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2 
1 Escopo 
 
 
1.1 Esta Norma fixa as condições mínimas exigíveis na inspeção de dutos terrestres (oleodutos e 
gasodutos), em operação, construídos em aço-carbono, de acordo com a abrangência constante do 
Regulamento Técnico ANP No 2/2011, Regulamento Técnico de Dutos Terrestres para Movimentação 
de Petróleo, Derivados e Gás Natural (RTDT). 
 
 
1.2 Esta Norma abrange a inspeção dos dutos, complementos e componentes. 
 
 
1.3 Para os dutos fora da abrangência do RTDT, o órgão responsável deve elaborar um 
procedimento de inspeção específico ou aplicar esta Norma. 
 
 
1.4 Para os dutos fora de operação ou desativados deve ser consultada as PETROBRAS N-2689 e 
N-2246. 
 
 
1.5 Esta Norma se aplica a partir da data de sua edição. 
 
 
1.6 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas. 
 
 
2 Referências Normativas 
 
Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Para 
referências datadas, aplicam-se somente as edições citadas. Para referências não datadas, 
aplicam-se as edições mais recentes dos referidos documentos. 
 
Regulamento Técnico ANP N° 2/2011 - Regulamento Técnico de Dutos Terrestres para 
Movimentação de Petróleo, Derivados e Gás Natural (RTDT); 
 
PETROBRAS N-464 - Construção, Montagem e Condicionamento de Duto Terrestre; 
 
PETROBRAS N-505 - Lançador e Recebedor de “Pig” para Dutos Submarinos e Terrestres; 
 
PETROBRAS N-1594 - Ensaio Não Destrutivo - Ultrassom em Solda; 
 
PETROBRAS N-1597 - Ensaio Não Destrutivo Visual; 
 
PETROBRAS N-2246 - Operação de Gasoduto Terrestre e Submarino; 
 
PETROBRAS N-2298 - Proteção Catódica de Dutos Terrestres; 
 
PETROBRAS N-2368 - Inspeção, Manutenção, Calibração e Teste de Válvulas de 
Segurança e/ou Alívio; 
 
PETROBRAS N-2634 - Operações de Passagem de “Pigs” em Dutos; 
 
PETROBRAS N-2689 - Operação de Oleoduto Terrestre e Submarino; 
 
PETROBRAS N-2726 - Dutos; 
 
PETROBRAS N-2737 - Manutenção de Oleoduto e Gasoduto Terrestre; 
 
PETROBRAS N-2775 - Inspeção e Manutenção de Faixas de Dutos Terrestres e Relações 
com a Comunidade; 
 
PETROBRAS N-2785 - Monitoração, Interpretação e Controle da Corrosão Interna em 
Dutos; 
 
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PETROBRAS N-2786 - Avaliação de Defeitos e Modos de Falha em Oleodutos e Gasodutos 
Terrestres e Submarinos Rígidos em Operação; 
 
ABNT NBR 12712 - Projeto de Sistemas de Transmissão Distribuição de Gás Combustível; 
 
ABNT NBR 15280-1 - Dutos Terrestres, Parte 1: Projeto; 
 
API RP 1110 - Pressure Testing of Steel Pipelines for the Transportation of Gas, Petroleum 
Gas, Hazardous Liquids, Highly Volatile Liquids or Carbon Dioxide; 
 
ASME B16.5 - Pipe Flanges and Flanged Fittings; 
 
ASME B16.34 - Valves - Flanged, Threaded, and Welding End; 
 
ASME B31.8 - Gas Transmission and Distribution Piping Systems; 
 
ASME B31G - Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines; 
 
BSI PD 8010-1 - Code of Practice for Pipelines - Part 1: Steel Pipelines on Land. 
 
 
3 Termos e Definições 
 
Para os efeitos deste documento aplicam-se os termos e definições da PETROBRAS N-2726. 
 
 
4 Condições Específicas 
 
 
4.1 Inspeção da Faixa de Dutos 
 
A inspeção da faixa de dutos deve ser realizada de acordo com a PETROBRAS N-2775. 
 
 
4.2 Inspeção Externa do Duto 
 
Consiste na avaliação das condições de integridade estrutural do duto e de seus complementos e 
componentes conforme descritos em 4.2.1 a 4.2.5. 
 
 
4.2.1 Inspeção Visual e Medição de Espessura 
 
 
4.2.1.1 Inspecionar visualmente, de acordo com os requisitos da PETROBRAS N-1597, as condições 
físicase de conservação de dutos aéreos ou trechos aéreos de dutos enterrados, transição 
aéreo/enterrado, suportes, plataformas, luminárias e escadas de acesso, válvulas e acessórios, 
quanto à corrosão externa, danos mecânicos, vazamentos, pintura, revestimento e isolamento 
térmico. 
 
 
4.2.1.2 Recomenda-se que a inspeção visual seja realizada com intervalo igual ou inferior a 24 
meses entre duas inspeções consecutivas. Esta periodicidade pode ser alterada desde que justificada 
tecnicamente e documentada. [Prática Recomendada] 
 
 
4.2.1.3 A medição de espessura deve ser realizada quando houver evidência de perda de espessura 
na inspeção visual, para determinação da espessura remanescente. 
 
NOTA Em caso de medição de espessura por ultrassom, o ensaio deve ser de acordo com os 
requisitos da PETROBRAS N-1594. 
 
 
4.2.1.4 A avaliação das descontinuidades e danos na parede do duto deve ser realizada de acordo 
com a PETROBRAS N-2786. Caso seja necessário, o reparo deve ser executado de acordo com a 
PETROBRAS N-2737. 
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4.2.2 Inspeção das Válvulas de Bloqueio 
 
 
4.2.2.1 Inspecionar as válvulas de bloqueio visualmente, de acordo com os requisitos da 
PETROBRAS N-1597, quanto às condições físicas e operacionais, vazamentos, pintura, 
revestimento, acesso e limpeza da caixa de válvulas. 
 
 
4.2.2.2 Recomenda-se que a inspeção seja realizada com intervalo igual ou inferior a 24 meses entre 
duas inspeções consecutivas. Esta periodicidade pode ser alterada desde que justificada 
tecnicamente e documentada. [Prática Recomendada] 
 
 
4.2.3 Inspeção das Válvulas de Segurança e/ou Alívio 
 
A inspeção, manutenção, calibração e teste das válvulas de segurança e/ou alívio devem ser 
realizados de acordo com a PETROBRAS N-2368. 
 
 
4.2.4 Inspeção dos Instrumentos 
 
 
4.2.4.1 Inspecionar os instrumentos e acessórios visualmente, de acordo com os requisitos da 
PETROBRAS N-1597, quanto às condições externas, danos mecânicos, vazamentos, pintura, 
revestimento e verificar o prazo de calibração. 
 
 
4.2.4.2 Recomenda-se que a inspeção dos instrumentos seja realizada com intervalo igual ou inferior 
a 24 meses entre duas inspeções consecutivas. Esta periodicidade pode ser alterada desde que 
justificada tecnicamente e documentada. [Prática Recomendada] 
 
 
4.2.5 Inspeção dos Lançadores e Recebedores de “Pigs” 
 
 
4.2.5.1 Inspecionar os lançadores e recebedores de “pigs” visualmente, de acordo com os requisitos 
da PETROBRAS N-1597, quanto às condições físicas, corrosão externa e interna, danos mecânicos, 
vazamentos, válvulas, acessórios, identificações, plataformas e escadas de acesso, aterramentos e 
luminárias. 
 
 
4.2.5.2 A medição de espessura deve ser realizada quando houver evidência de perda de espessura 
na inspeção visual, para determinação da espessura remanescente. 
 
NOTA Em caso de medição de espessura por ultrassom, o ensaio deve ser de acordo com os 
requisitos da PETROBRAS N-1594. 
 
 
4.2.5.3 As características construtivas devem estar de acordo com a PETROBRAS N-505, 
respeitando-se a revisão utilizada no projeto do equipamento. 
 
NOTA Os acessórios e equipamentos de segurança devem atender a revisão atual da 
PETROBRAS N-505. 
 
 
4.2.5.4 A avaliação das descontinuidades e danos na parede dos lançadores e recebedores deve ser 
realizada de acordo com a PETROBRAS N-2786. Caso seja necessário, o reparo deve ser executado 
de acordo com a PETROBRAS N-2737. 
 
 
4.2.5.5 Recomenda-se que a inspeção dos lançadores e recebedores de “pigs” e de esferas seja 
realizada com intervalo igual ou inferior a 24 meses entre duas inspeções consecutivas. Esta 
periodicidade pode ser alterada desde que justificada tecnicamente e documentada. [Prática 
Recomendada] 
 
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4.3 Inspeção do Duto com “Pig” Instrumentado 
 
 
4.3.1 Recomenda-se que todo duto novo seja inspecionado com "pig" de perda de espessura, até 
2 anos após entrada em operação. Os resultados desta inspeção, incluindo a diretriz do duto, devem 
ser georreferenciados. [Prática Recomendada] 
 
 
4.3.2 Recomenda-se que as inspeções com “pig” instrumentado geométrico e de perda de espessura 
sejam realizadas com periodicidade de 5 anos entre inspeções consecutivas. Esta periodicidade pode 
ser alterada desde que justificada tecnicamente e documentada. [Prática Recomendada] 
 
 
4.3.3 A inspeção com “pig” instrumentado requer a habilitação prévia do duto com a passagem de 
"pig" de placa calibradora incluindo a limpeza necessária para realizar a inspeção. 
 
 
4.3.4 As operações de lançamento, acompanhamento da corrida e recebimento de “pigs” devem ser 
realizadas de acordo com os requisitos da PETROBRAS N-2634. 
 
 
4.3.5 Recomenda-se que seja realizada uma análise crítica do relatório final da inspeção com "pigs" 
instrumentados, para que seus resultados possam ser utilizados de forma adequada e confiável na 
avaliação posterior da integridade do duto. Nessa análise podem ser usadas, dentre outras, as 
informações resultantes de: correlação de campo de não conformidades geométricas e de perda de 
espessura relevantes indicadas no relatório da inspeção; investigação de indicações relevantes 
tratadas ou não após as inspeções anteriores, como por exemplo, as indicações nos locais de 
instalação de dupla calha, corrosão externa e troca de trechos. [Prática Recomendada] 
 
 
4.3.6 Recomenda-se que as indicações de perda de espessura acima de 50 % sejam avaliadas com 
correlação de campo. [Prática Recomendada] 
 
 
4.3.7 Os critérios para avaliação e reparo das anomalias indicadas na inspeção com “pigs” 
instrumentados devem ser conforme as prescrições contidas nas PETROBRAS N-2786 e N-2737, 
respectivamente. 
 
 
4.3.8 Recomenda-se que sejam implementadas ações visando à monitoração e controle da corrosão, 
a partir dos resultados obtidos na inspeção com “pig” instrumentado de perda de espessura, de 
acordo com as seguintes diretrizes: [Prática Recomendada] 
 
a) no caso de corrosão interna, recomenda-se planejar e implantar um sistema de 
monitoração de acordo com a PETROBRAS N-2785 e avaliar a necessidade de reduzir o 
intervalo entre inspeções com “pig” instrumentado; 
b) no caso de corrosão externa, recomenda-se implementar as ações previstas na 
PETROBRAS N-2298; 
c) armazenar os resultados da avaliação de indicações, reparadas ou não, para 
comparação com inspeções futuras; 
d) comparar os resultados obtidos com os da inspeção anterior, caso aplicável; 
e) avaliar as indicações resultantes de trechos substituídos após inspeções anteriores, caso 
a substituição tenha sido motivada por corrosão externa ou interna. 
 
 
4.3.9 Os “pigs” instrumentados devem ser selecionados de acordo com o tipo de ocorrência que se 
procura, tais como: perda de massa, trinca, amassamentos, acessórios. Na Tabela 1 estão listados 
os principais tipos de anomalias que podem ser encontradas nos dutos e os "pigs" instrumentados 
capazes de detetá-las e dimensioná-las. 
 
 
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Tabela 1 - Tipos de “Pigs” Instrumentados e Anomalias 
 
Ferramentas de perda de massa Ferramentas de deteção de trincas 
Anomalia Vazamento 
de fluxo 
magnético 
Ultrassom 
(ondas de 
compressão
(Nota 1) 
Perfilagem 
dimensional 
direta 
Ultrassom 
(ondas 
transversais) 
(Nota 1) 
Vazamento de 
fluxo magnético 
transversal 
Ferramentas 
geométricas
Corrosão 
Externa 
Cava ou 
Sulco 
Não Deteta
Perda de 
Massa 
Corrosão 
Interna 
Deteta 
(Nota 2) e 
Dimension
a (Nota 3) 
Deteta 
(Nota 2) e 
Dimensiona 
(Nota 3) 
Deteta 
(Nota 2) e 
Dimensiona 
(Nota 3) 
Deteta (Nota 2) 
e Dimensiona 
(Nota 3) 
Deteta (Nota2) 
e Dimensiona 
(Nota 3) 
Não Deteta 
Corrosão 
Externa Axial 
Estreita 
Deteta 
(Nota 2) 
Deteta 
(Nota 2) 
Deteta (Nota 2) 
e Dimensiona 
(Nota 3) 
Trinca de 
Corrosão sob 
Tensão 
Trinca de 
Fadiga 
Trinca, 
Corrosão e 
outras 
Anomalias na 
Solda de 
Costura 
Não Deteta 
Deteta (Nota 2) 
e Dimensiona 
(Nota 3) 
Deteta 
(Notas 2 e 4) e 
Dimensiona 
(Nota 3) 
Trinca 
Circunferencial 
Deteta 
(Nota 4) e 
Dimensiona 
(Nota 3) 
Não Deteta 
Deteta (Nota 2) 
e Dimensiona 
(Notas3 e 5) 
Anomalia 
Tipo Trinca 
Trinca 
Induzida por 
Hidrogênio 
Não Deteta Deteta (Nota 2) 
Não Deteta
Deteção 
Limitada 
Não Deteta 
Não Deteta 
Mossas, 
Flambagem, 
Enrugamento 
Deteta 
(Nota 6) 
Deteta 
(Nota 6) 
Deteta 
(Nota 2) e 
Dimensiona 
(Nota 3) 
Deteta (Nota 6) Deteta (Nota 6) 
Deformação 
Ovalização Não Deteta Não Deteta Deteta Não Deteta Não Deteta 
Deteta 
(Notas 2 e 7) 
e Dimensiona 
(Nota 3) 
Válvulas e 
Acessórios Deteta Deteta Deteta Deteta Deteta 
Tubo Camisa 
Deteta 
Não Deteta Não Deteta Não Deteta Deteta Não Deteta 
Curvas Deteção Limitada 
Deteção 
Limitada 
Deteção 
Limitada 
Deteção 
Limitada 
Deteção 
Limitada 
Deteta 
(Nota 8) e 
Dimensiona 
(Nota 8) 
Derivações e 
Tomadas Deteta Deteta Deteta Deteta 
 
Componentes 
Contato com 
Objeto 
Metálico 
Deteta 
Não Deteta Não Deteta Não Deteta 
Deteta 
Não Deteta 
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Tabela 1 - Tipos de “Pigs” Instrumentados e Anomalias (Continuação) 
 
Ferramentas de perda de massa Ferramentas de deteção de trincas 
Anomalia Vazamento 
de fluxo 
magnético 
Ultrassom 
(ondas de 
compressão
(Nota 1) 
Perfilagem 
dimensional 
direta 
Ultrassom 
(ondas 
transversais) 
(Nota 1) 
Vazamento de 
fluxo magnético 
transversal 
Ferramentas 
geométricas
Dupla Calha 
sem Solda 
Circunferencial 
Deteta Deteta 
Luva de 
Compósito Não Deteta 
 
Não Deteta Não Deteta 
Não Deteta 
Dupla Calha 
com Solda 
Circunferencial 
Reparos 
Bacalhau e 
Calha 
Simples 
Deteta Deteta 
Não Deteta 
Deteta Deteta 
Não Deteta 
Dupla 
Laminação 
Inclusão 
Deteção 
Limitada 
Deteta e 
Dimensiona 
(Nota 3) 
Deteção 
Limitada 
Deteção 
Limitada 
Marcas de 
Esmerilhamento 
Deteção 
Limitada 
(Nota 2) 
Deteção 
(Notas 2 e 3) 
Deteção 
(Notas 2 e 3) 
Deteção 
Limitada 
(Notas 2 e 3) 
Anomalias 
em Solda 
Circunferencial 
Deteta Deteta Deteção (Nota 5) Não Deteta 
 
Não Deteta 
Outros 
Carepa, 
Empolamento, 
Dupla 
Laminação 
Superficial 
Deteção 
Limitada 
Deteção 
(Notas 2 e 3) 
Não Deteta 
Deteção 
(Notas 2 e 3) 
Deteção 
Limitada 
(Nota 2) 
Deteção 
Limitada 
 
NOTA 1 Tecnologias de inspeção interna que podem ser utilizadas apenas em ambientes líquidos, isto é, 
dutos de líquidos ou gasodutos com acoplante líquido. 
NOTA 2 Definido pela probabilidade de deteção especificada pela ferramenta. 
NOTA 3 Definido pela acurácia de dimensionamento especificada pela ferramenta. 
NOTA 4 Probabilidade de deteção reduzida para trincas fechadas. 
NOTA 5 Os transdutores devem ser girados de 90º. 
NOTA 6 Probabilidade de deteção reduzida dependendo do tamanho e forma. 
NOTA 7 Fornece a posição circunferencial se a ferramenta estiver configurada para tal. 
NOTA 8 Se a ferramenta estiver equipada para medir raios de curvatura. 
 
 
 
4.3.10 O georreferenciamento das indicações e traçado do duto podem ser obtidos com a utilização 
de "pig" inercial ou de módulo inercial acoplado aos "pigs" indicados na Tabela 1. 
 
 
4.4 Monitoração da Corrosão Interna 
 
 
4.4.1 Recomenda-se que todos os dutos sejam monitorados quanto à corrosão interna. [Prática 
Recomendada] 
 
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4.4.2 A monitoração, interpretação e controle da corrosão interna em dutos devem ser realizados de 
acordo com a PETROBRAS N-2785. 
 
 
4.5 Inspeção do Sistema de Proteção Catódica e do Revestimento Externo 
 
A inspeção do sistema de proteção catódica e do revestimento externo deve ser realizada de acordo 
com a PETROBRAS N-2298. 
 
 
4.6 Teste Hidrostático 
 
 
4.6.1 Recomenda-se efetuar teste hidrostático nos dutos existentes, visando assegurar que o duto, 
no trecho testado, suporta as condições de Pressão Máxima de Operação Admissível (PMOA), nos 
seguintes casos: [Prática Recomendada] 
 
a) dutos que tenham permanecido mais de 5 anos desativados temporariamente de acordo 
com a PETROBRAS N-2689 ou PETROBRAS N-2246 e que tenham necessidade de 
operar novamente; 
b) para a elevação da PMOA corrente, em gasodutos, nos casos previstos na PETROBRAS 
N-2246; 
 
NOTA Caso a tensão devido à nova pressão de operação não ultrapasse 30 % do limite de 
escoamento do duto, o teste hidrostático pode ser dispensado. 
 
c) para a manutenção da PMOA corrente, em gasodutos, nos casos em que haja mudança 
na classe de locação, conforme prescreve o ASME B31.8. 
 
 
4.6.2 Deve-se efetuar teste hidrostático nos dutos existentes, visando assegurar que o duto, no 
trecho testado, suporta as condições de PMOA, nos seguintes casos: 
 
a) dutos existentes quando, durante sua manutenção, os trechos inseridos não forem pré-
testados hidrostaticamente (em separado) ou que não tenham suas soldas 
circunferenciais inspecionadas 100 % por radiografia ou ultrassom; 
b) dutos existentes que necessitem operar a pressões superiores àquela qualificada pelo 
último teste hidrostático realizado, limitado à pressão de projeto; 
c) dutos existentes, quando indicado a partir de estudos de integridade estrutural. 
 
 
4.6.3 A pressão de teste de resistência mecânica em qualquer ponto do duto não deve ser superior 
ao menor dos seguintes valores: 
 
a) 1,5 vez a pressão máxima admissível para a classe de pressão dos acessórios, válvulas 
e flanges, conforme ASME B16.34 e ASME B16.5; 
b) a pressão que induzir uma tensão circunferencial equivalente a 100 % da tensão de 
escoamento, calculada pela fórmula de “Barlow”, considerando a espessura nominal do 
duto no ponto; 
c) pressão admissível nas áreas corroídas obtida por método de cálculo recomendado pela 
PETROBRAS N-2786 ou ASME B31.G, com fator de segurança de projeto igual a 1,0. 
 
 
4.6.4 Para oleodutos, a pressão de teste de resistência mecânica em qualquer ponto do duto deve 
ser, no mínimo, igual ao maior dos seguintes valores, respeitado o 4.6.3: 
 
a) 1,25 vez a PMO no ponto, em condições de escoamento em regime permanente ou a 
pressão em condição estática; 
b) 1,136 vez a PMO no ponto, em condições anormais de escoamento (alívio, transientes 
de pressão). 
 
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NOTA Utilizar o fator 1,5 e 1,364 em a) e b) respectivamente, para oleodutos projetados segundo a 
ABNT NBR 15280-1, conduzindo produtos Categoria II. 
 
 
4.6.5 Para gasodutos a pressão de teste de resistência mecânica em qualquer ponto do duto deve 
ser, no mínimo, igual aos valores a seguir, estabelecidos em função da classe de locação conforme 
ABNT NBR 12712, onde o duto estiver instalado, respeitado o 4.6.3: 
 
a) classe 1 1,25 vez a PMO; 
b) classe 2: 1,25 vez a PMO; 
c) classe 3: 1,50 vez a PMO; 
d) classe 4: 1,50 vez a PMO. 
 
 
4.6.6 O valor da pressão de teste hidrostático a ser adotado deve estar compreendido entre os 
valores estabelecidos em 4.6.3 e 4.6.4 ou 4.6.5. 
 
NOTA Recomenda-se a adoção do maior valor de pressão de teste hidrostático dentro da faixa 
estabelecida. [Prática Recomendada] 
 
 
4.6.7 O teste de estanqueidade deve ser realizado a uma pressão correspondente ao menor dos 
seguintesvalores: 
 
a) 88 % da pressão do teste de resistência; 
b) a pressão que produzir uma tensão circunferêncial equivalente a 80 % da tensão de 
escoamento. 
 
 
4.6.8 O teste hidrostático deve ser executado de acordo com os requisitos e procedimento 
estabelecido no Anexo A desta Norma. 
 
 
4.6.9 Garantias do Teste Hidrostático 
 
 
4.6.9.1 O teste hidrostático habilita o duto para operar a uma pressão interna igual ou inferior à 
pressão de teste dividida pelo fator de teste, limitada à pressão de projeto. Este valor deve ser 
estabelecido como a PMOA do duto. 
 
 
4.6.9.2 A garantia do teste hidrostático é puramente mecânica; entretanto pequenos defeitos podem 
vir a falhar após sua execução, por não ter sido estancado o processo corrosivo. Isto reforça a 
necessidade de associação do teste hidrostático a um sistema de controle do processo corrosivo 
interno e/ou externo do duto. 
 
 
4.6.10 Pressão de Teste Hidrostático - Memorial de Cálculo e Diagrama de Teste 
 
Todo duto deve possuir um memorial de cálculo demonstrando as premissas que conduziram a 
determinação dos valores máximo e mínimo da pressão de teste ao longo do duto, verificando para 
cada ponto a sua cota no perfil longitudinal e a espessura nominal, indicando o 
ponto/equipamento/acessório determinante da pressão de teste (ponto mais restritivo, que para uma 
seção de teste de mesmo material e espessura, corresponde ao ponto de menor cota do perfil). Deve 
possuir, também, um desenho de perfil longitudinal com indicação da(s) pressão(ões) de teste 
hidrostático - diagrama de teste hidrostático. 
 
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5 Registro das Inspeções e Recomendações 
 
 
5.1 Os relatórios, recomendações técnicas de inspeção, bem como as conclusões quanto à 
integridade estrutural do duto, devem ser arquivados em meio físico ou digital, de modo a compor seu 
histórico de inspeção e manutenção e facilitar a consulta e verificação das condições atuais do duto. 
 
 
5.2 Relatório de Inspeção 
 
Recomenda-se que conste no relatório de inspeção: [Prática Recomendada] 
 
a) identificação da área e do equipamento, título, número do relatório, período da inspeção 
e data do relatório; no caso de serviços executados por empresa contratada, 
recomenda-se identificar o nome da empresa e número do contrato; 
b) objetivo ou referência, histórico do equipamento, dados técnicos do equipamento, dados 
da inspeção realizada abordando o critério de aceitação, documentos complementares e 
condições físicas do equipamento, resultado de testes ou ensaios executados, serviços 
de manutenção executados, conclusão, recomendações e informações adicionais, tais 
como: número de vias e destinatários, indexação com recomendação de inspeção 
emitida, observações para inspeções futuras e relação de documentos anexados; 
c) identificação e assinatura com data, dos técnicos e engenheiros responsáveis pela 
inspeção. 
 
 
6 Reavaliação ou Revalidação da PMOA 
 
A PMOA do duto deve ser reavaliada e revalidada (ou revisada), observando-se os requisitos desta 
Norma e da PETROBRAS N-2246 (gasodutos) ou PETROBRAS N-2689 (oleodutos). 
 
 
 
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Anexo A - Teste Hidrostático de Dutos Terrestres Existentes (Procedimento) 
 
 
A.1 Preparação para o Teste Hidrostático 
 
 
A.1.1 Planejamento do Teste 
 
Devem ser considerados no planejamento do teste hidrostático os fatores descritos em A.1.1.1 a 
A.1.1.12. 
 
 
A.1.1.1 As pressões de teste em qualquer ponto do duto ou da seção de teste devem ficar situadas 
dentro dos limites estabelecidos em 4.6.3 a 4.6.7 desta Norma. 
 
 
A.1.1.2 Exame detalhado da documentação de projeto do duto ou da seção de teste 
(complementado, eventualmente, por levantamentos de campo) visando identificar o componente que 
limita a pressão de teste, considerando os registros de testes anteriores, distribuição dos materiais e 
espessuras de parede dos tubos, perfil de elevações, classe de pressão dos acessórios. Devem 
também ser identificados os equipamentos e instrumentos que devem ser isolados/desconectados 
durante o teste e os pontos a serem raqueteados. 
 
 
A.1.1.3 As pressões máximas de operação previstas, tanto para o regime permanente como para o 
regime transiente, devem ser consideradas no estabelecimento das pressões de teste. 
 
 
A.1.1.4 Eventuais inspeções internas com “pigs” instrumentados realizadas devem ser 
cuidadosamente analisadas, considerando os aspectos de integridade estrutural remanescente do 
duto e distribuição das espessuras de parede registrada pelo “pig”. 
 
 
A.1.1.5 Água para a realização do teste hidrostático - os cuidados necessários com a fonte e o 
descarte - coleta de amostra e envio para análise em laboratório especializado, inclusive para o caso 
de vazamento. 
 
 
A.1.1.6 Precauções e procedimentos de segurança para o pessoal envolvido na execução do teste. 
 
 
A.1.1.7 Uma avaliação de responsabilidades dos envolvidos na organização e execução do teste, 
especialmente aqueles que devem preparar documentos. 
 
 
A.1.1.8 Equipes, equipamentos e ferramentas para apoio ao teste hidrostático. 
 
 
A.1.1.9 Identificação dos trechos críticos ou sensíveis. 
 
 
A.1.1.10 Precauções e procedimentos para minimizar o risco ao público e ao meio ambiente. 
 
 
A.1.1.11 Notificação às autoridades competentes, agências de fiscalização e grupos de combate de 
emergências, bem como aos donos de propriedades ao longo da faixa, sobre a execução do teste. 
 
 
A.1.1.12 Necessidade do emprego de corante e/ou inibidor de corrosão. 
 
 
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A.1.2 Procedimento Básico de Teste 
 
Deve ser elaborado, previamente ao início da execução do teste hidrostático propriamente dito, um 
procedimento básico de teste abordando, no mínimo, os seguintes itens: 
 
a) descrição resumida do duto; 
b) diagrama de teste hidrostático, consistindo de desenho de perfil do duto, contendo, pelo 
menos, as seguintes informações: 
— classes de locação (gasoduto), espessuras de parede e materiais, válvulas, suspiros, 
rodovias e rios mais importantes; 
— gradiente de teste hidrostático em Metros de Coluna d’Água (MCA); 
c) ponto onde a pressão de teste deve ser aplicada (km e cota); 
d) pressão de teste de resistência mecânica e de estanqueidade a ser aplicada em cada 
ponto de teste; 
e) pressões e correspondentes tensões circunferenciais máximas e mínimas desenvolvidas 
e localização (km e cota dos pontos); 
f) método de limpeza e enchimento do duto ou trecho com água - vazão e tempo de 
enchimento; 
g) especificação dos “pigs” de limpeza/enchimento e calibração - sequência de lançamento 
e espaçamento entre “pigs”; 
h) métodos de isolamento dos segmentos em teste, indicando localização de flanges 
cegos, raquetes e plugues a instalar, válvulas por remover e retificadores de proteção 
catódica a ser desenergizados; 
i) definição dos locais de instalação dos equipamentos de pressurização e dos 
instrumentos de controle e registro, incluindo os de registro permanente e os de leitura 
periódica; 
j) teste hidrostático conforme requisitos mínimos da Seção A.2; 
k) vazão máxima e mínima de água a ser injetada na pressurização; 
l) gráfico PV (pressão x volume de água injetada) teórico; 
m) volume requerido e vazão de injeção de corante ou inibidor de corrosão (quando 
aplicável); 
n) descrição do sistema de comunicação a ser utilizado; 
o) descrição do plano de comunicação prévia às autoridades competentes e grupos de 
combate de emergências, bem como às comunidades existentes ao longo da faixa; 
p) o condicionamento de gasoduto após a conclusão do teste hidrostático deve atender aos 
requisitos apresentados na PETROBRAS N-464. 
 
 
A.1.3 Procedimento Executivo de Teste 
 
A empresaexecutante do teste hidrostático deve apresentar um procedimento executivo detalhado, 
com base nas informações relacionadas no A.1.2. 
 
 
A.2 Teste Hidrostático 
 
 
A.2.1 O teste hidrostático deve atender aos seguintes requisitos mínimos: 
 
a) o trecho do duto a ser testado deve estar limpo internamente e inteiramente cheio de 
água; 
b) restrições para acesso (isolamento) e sinalização devem ser providenciadas, durante o 
teste hidrostático, principalmente em trechos expostos, ou áreas em que houver riscos 
para as pessoas que estejam localizadas no entorno do duto; 
c) a primeira parte do teste hidrostático do duto deve consistir num teste de resistência 
mecânica, conforme definido no A.2.3, visando verificar a integridade estrutural e 
resistência mecânica do trecho em teste, bem como aliviar as tensões decorrentes de 
trechos substituídos; 
d) a segunda parte do teste hidrostático do duto deve consistir num teste de estanqueidade 
conforme definido no A.2.4, realizado logo após o teste de resistência mecânica; 
e) o gráfico pressão x tempo (P x t) para os testes hidrostáticos de resistência mecânica e 
estanqueidade, deve ter o aspecto conforme a Figura A.1. 
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12 h
Teste de
resistência Teste de
estanqueidade
4 h 30 min
tempo em horas
0 5 10 15 20 25
%
 d
a 
pr
es
sã
o 
de
 te
st
e
0
20
40
60
100
80
4 h 30 min
 
 
Figura A.1 - Gráfico Pressão X tempo (P X t) 
 
 
A.2.2 Os equipamentos e instrumentos requeridos para a execução do teste hidrostático devem 
atender aos requisitos da API RP 1110. Os instrumentos necessários ao teste, acompanhados dos 
respectivos certificados de calibração (dentro do prazo de validade), devem também atender às 
seguintes recomendações: 
 
a) balança de peso morto ou um equivalente dispositivo sensor de pressão, que seja capaz 
de medir incrementos de pressão menores ou iguais a 0,07 kgf/cm2 (1 psi); o dispositivo 
deve possuir um certificado de calibração, cuja data de emissão possua antecedência 
inferior a 1 ano da data do início do teste, ou deve ser calibrado na própria obra, de 
acordo com as recomendações do fabricante; 
b) medidor e transmissor de vazão que forneça na cabine de teste a indicação da vazão 
instantânea; 
c) dispositivo totalizador de vazão que permita a leitura de incrementos de volume para 
incrementos de 0,1 kg/cm2 da pressão de teste; 
d) dispositivo de registro contínuo da pressão (tal como um registrador de carta) que 
forneça um registro permanente da pressão em função do tempo; este dispositivo deve 
ser calibrado imediatamente antes de cada utilização (através da balança de peso morto) 
ou calibrado de acordo com as recomendações do fabricante; deve ter resolução mínima 
de 0,07 kgf/cm2 (1 psi); 
e) manômetros com resolução mínima de 0,5 kgf/cm2 e faixa de medição no segundo terço 
da escala; 
f) dispositivos de registro de temperatura, que forneça um registro permanente da 
temperatura do duto em função do tempo; deve ter resolução mínima de 0,1 ºC; 
g) termômetro de leitura direta, para determinação da temperatura ambiente; 
h) válvula de alívio de pressão, a ser instalada no sistema de pressurização, com ajuste 
igual ou inferior a 5 % da pressão máxima prevista durante o teste, no ponto específico 
do duto em que a válvula de alívio for instalada. 
 
NOTA 1 Como alternativa, um sistema computadorizado pode ser utilizado para monitorar pressão, 
vazão, volume injetado e temperatura, desde que os sensores pertinentes ao sistema 
tenham resolução compatível com os instrumentos acima listados e possam ser calibrados 
de modo similar. 
NOTA 2 Os instrumentos de leitura do teste devem ser instalados em ambiente fechado, com 
temperatura controlada e livre de intempéries. 
 
 
A.2.3 Teste Hidrostático de Resistência Mecânica 
 
 
A.2.3.1 Após a conclusão da limpeza, do completo enchimento e do recebimento do “pig” calibrador 
com a placa sem amassamentos, o duto deve ser submetido ao teste hidrostático de resistência 
mecânica. 
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14 
 
A.2.3.2 Inicialmente, deve ser feita uma verificação de eventual volume de ar remanescente no duto, 
utilizando-se o gráfico PV (pressão x volume de água injetada), de acordo com o seguinte 
procedimento: 
 
a) a pressurização deve ter início a partir da pressão estática da coluna de água à taxa 
máxima de 1 kgf/cm2 por minuto; 
b) a pressão no ponto de teste deve ser elevada até que alcance o valor que resulta em 
50 % da pressão de teste prevista para o ponto mais elevado do trecho; 
c) enquanto a pressão é aumentada deve ser desenhado um gráfico PV; deste gráfico, por 
extrapolação, deve ser estimado o volume residual de ar dentro do duto; 
d) o volume de ar deve ser determinado na interseção do prolongamento do segmento reto 
do gráfico PV com o eixo do volume; a Figura A.2 ilustra a metodologia proposta; 
e) medidas corretivas devem ser tomadas se o conteúdo de ar (Var) exceder 0,2 % do 
volume total do trecho de teste (Vi), ou seja, se Var > 0,002.Vi, incluindo uma nova 
purga completa de ar ou até mesmo um novo enchimento total do duto, considerando a 
alínea a) deste item. 
 
 
50 % da pressão de teste
de resistência mecânica
[ver b) A.2.3.2]
Pressão de
coluna estática
Volume de ar Volume de água
adicionada
Extrapolação
Linha elástica
Pressão
Linha teórica
 
 
 
Figura A.2 - Medição Gráfica do Volume de Ar Residual 
 
 
A.2.3.3 A sequência, intensidade, duração e controle da pressurização, descritos nos 
A.2.3.4 a A.2.3.11, constituem o prosseguimento do teste hidrostático de resistência mecânica cujo 
início foi tratado no A.2.3.2. 
 
 
A.2.3.4 A pressão deve permanecer por, pelo menos, 12 horas no valor de 50 % da pressão de teste. 
Durante este período devem ser feitos todos os ajustes necessários para permitir que a sequência de 
operações do teste possa ter início e prosseguir sem interrupções. 
 
 
A.2.3.5 Após o período inicial de 12 horas a 50 % da pressão de teste, o trecho deve ser 
pressurizado em taxa não superior a 1 kgf/cm2 por minuto, de forma a permitir que o controle das 
variáveis pressão e volume garanta um traçado preciso do gradiente ∆P/∆V, até atingir 70 % da 
pressão de teste, definindo nitidamente a linha reta de um novo gráfico PV cuja origem das 
ordenadas corresponde à pressão de 50 % da pressão de teste. 
 
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15 
 
A.2.3.6 O bombeamento deve evitar grandes variações de pressão a partir dos 70 % da pressão de 
teste, garantindo que incrementos de 1 kgf/cm² sejam perfeitamente lidos e registrados; tais 
incrementos devem ser efetuados com um intervalo mínimo de 3 minutos até a pressão atingir 95 % 
da pressão de teste. 
 
 
A.2.3.7 Ler a pressão de teste efetuando os ajustes finos pela balança de peso morto e prosseguir a 
pressurização até atingir, com exatidão, 100 % da pressão de teste, mantendo a mesma taxa de 
incremento do A.2.3.6. 
 
 
A.2.3.8 Atingida a pressão de teste observar um período de 30 minutos para a estabilização de 
pressão no duto. 
 
 
A.2.3.9 Mantendo a pressão em 100 % da pressão de teste iniciar a contagem de tempo 
recuperando ou aliviando a pressão sempre que esta variar fora da faixa de  1 % da pressão de 
teste. 
 
 
A.2.3.10 O teste hidrostático de resistência mecânica é dado por concluído e o duto ou trecho de 
duto considerado aprovado (quanto à resistência mecânica) quando, após um período contínuo de 
4 horas, a pressão de teste se mantiver dentro dos limites de  1 % com eventual injeção ou purga de 
água. 
 
 
A.2.3.11 A sequência de operações e controles descrita em A.2.3.4 a A.2.3.10, corresponde a um 
teste hidrostático no qual o limite de escoamento dos tubos no trecho emteste não deve ser atingido. 
Assim, o gráfico da Figura A.2 deve permanecer totalmente linear. 
 
 
A.2.3.12 O desvio máximo admitido na linearidade do gráfico da Figura A.2 é aquele em que o 
volume de água injetada no duto dobra para incrementos de pressão de 1 kgf/cm2 (2 ∆V para um ∆P) 
ou se houver um desvio volumétrico de 0,2 % do volume total de enchimento da seção de teste na 
pressão atmosférica, conforme ilustrado na Figura A.3. 
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Vn
P (bar)
V (litro)
Gradiente no trecho de transição
entre proporcionalidade e início de
plastificaçãoP
V n
V = 2
V
P Gradiente no trechoproporcionalidade
 
 
NOTA A proximidade do limite elástico a, durante a pressurização de uma seção de teste estabelecida 
quando o volume de água ΔVn injetado para produzir um incremento de pressão de 1 bar, torna-se 
duas vezes superior ao volume ΔV que vinha sendo injetado para obtenção do mesmo incremento 
de pressão durante o traçado do segmento reto do gráfico PV. 
 
 
Figura A.3.1 - Controle do Limite Elástico pela Relação ΔV / ΔP 
 
 
P (bar)
Py
Desvio de 0,2 % Vi V 0,2
V (litro)
 
 
NOTA 1 A indicação de que o limite elástico σy, foi atingido, durante a pressurização de uma seção de teste 
estabelecida ao ser determinada a pressão Py, tirada no gráfico PV,correspondente a um desvio (do 
trecho reto deste gráfico) igual 0,2 % do volume de água de teste. 
NOTA 2 Parâmetro do gráfico: 
Py é a pressão que produz uma tensão correspondente ao limite elástico σy; 
ΔV0,2 é o incremento volumétrico numericamente igual a 0,2 % Vi 
ΔV é o incremento volumétrico do tubo sob efeito da água injetada e comprimida; 
Vi é a pressão inicial de água na seção; 
P é a pressão (medida) correspondente ao incremento ao incremento volumétrico ΔV. 
 
 
Figura A.3.2 - Controle do Limite Elástico p elo Desvio de 0,2 % do Volume 
 
 
Figura A.3 - Gráfico Pressão X Incremento Volumétrico do Tubo Sob Efeito da Água 
Injetada e Comprimida 
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A.2.3.13 O bombeamento deve ser interrompido, em qualquer estágio da pressurização, se for 
observado desvio do gráfico da Figura A.3 tendendo para o limite estabelecido no A.2.3.12; a pressão 
deve ser mantida no último patamar atingido, observando-se a eventual ocorrência de vazamento. 
 
 
A.2.3.14 O teste de resistência mecânica pode vir a detectar um eventual vazamento que 
impossibilite a sua aprovação dentro dos critérios apresentados no A.2.3.10. Constatada esta 
ocorrência e não tendo ainda sido localizado vazamento, deve-se parar de injetar água e observar o 
comportamento da queda de pressão, que pode dar um indicativo do tipo de defeito ou anomalia. 
 
NOTA Após a localização e reparo do defeito, um novo período de teste deve ser iniciado, 
devendo ser repetida toda a sequência de teste anteriormente executada. 
 
 
A.2.4 Teste de Estanqueidade 
 
 
A.2.4.1 O teste de estanqueidade visa comprovar a inexistência de pequenos vazamentos no duto ou 
trecho de duto. 
 
 
A.2.4.2 Após a realização do teste de resistência, a pressão deve ser reduzida para o valor definido 
para o teste de estanqueidade. Observar um período de 30 minutos para a estabilização da pressão 
no duto. 
 
 
A.2.4.3 A duração mínima do teste de estanqueidade deve ser de 4 horas. 
 
 
A.2.4.4 O critério de aceitação do teste de estanqueidade não admite a injeção ou a purga de água 
do trecho em teste. 
 
 
A.2.4.5 O teste de estanqueidade é dado por concluído e o duto ou trecho de duto é considerado 
aprovado (quanto a vazamentos) quando, após um período contínuo de 4 horas à pressão de teste, 
não for observado qualquer indício de vazamento e se a variação na pressão entre início e término do 
teste puder ser justificada por cálculos de efeito térmico, conforme critério do A.2.5. 
 
 
A.2.4.6 O trabalho para corrigir possíveis defeitos detectados deve ser executado de imediato e o 
teste de estanqueidade refeito. Eventuais reparos devem ser executados de forma a não exigir novo 
teste de resistência mecânica. 
 
 
A.2.4.7 Concluído e aceito o teste de estanqueidade, o duto deve ser despressurizado e mantido 
completamente cheio d’água. 
 
 
A.2.5 Correção da Pressão em Função da Temperatura 
 
Para cálculo da variação de pressão por efeito térmico utilizar a fórmula a seguir: 
 
  T .100 D/t
Tf . 264,7ΔP 
 
Onde: 
ΔP é a variação teórica da pressão, em bar; 
ΔT é a variação real da temperatura durante o teste, em °C; 
D é a diâmetro nominal do duto, em pol; 
t é a espessura nominal de parede do duto, em pol; 
Tf é o fator de temperatura conforme Tabela A.1, em bar/°C. 
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Tabela A.1 - Fator de Correção para o Efeito da Temperatura 
 
Temperatura média 
de teste (oC) 
Fator de temperatura 
(bar/oC) 
Temperatura média 
de teste (oC) 
Fator de temperatura 
(bar/oC) 
8 0,35 19 1,34 
9 0,45 20 1,44 
10 0,55 21 1,51 
11 0,66 22 1,58 
12 0,74 23 1,66 
13 0,83 24 1,75 
14 0,93 25 1,82 
15 1,02 26 1,88 
16 1,09 27 1,95 
17 1,18 28 2,03 
18 1,26 29 2,09 
19 1,34 30 2,16 
 
NOTA 1 A Tabela A.1 é baseada na BSI BS 8010-1. 
NOTA 2 Devem ser instalados dispositivos de registro permanente da temperatura da superfície 
externa do duto enterrado. Os dispositivos devem ser localizados nas extremidades e ao 
longo do trecho em teste, em um espaçamento máximo de 10 km, para permitir avaliação 
mais precisa do efeito da temperatura. 
NOTA 3 A temperatura média deve ser calculada pela média aritmética da variação de cada ponto 
monitorado. 
 
A.2.6 Gráfico Pressão x Volume (PV) 
 
O gráfico PV, para duto enterrado, totalmente cheio de água (isento de ar) deve ser elaborado a partir 
da seguinte correlação teórica de variação de pressão com o incremento de água: 
 
510 4,5 
t
D 0,044 V ΔP
ΔV 


 

 
 
Onde: 
ΔP é a variação incremental de pressão, em bar; 
ΔV é a variação incremental de água, em m3; 
V é o volume da seção de teste, em m3; 
D é o diâmetro nominal do duto, em pol; 
t é a espessura nominal de parede do duto, em pol. 
 
 
A.2.7 Relatório do Teste Hidrostático 
 
Um relatório deve ser emitido para o teste hidrostático do duto e suas facilidades contendo, pelo 
menos, os seguintes registros: 
 
a) todos os documentos relacionados nos A.1.2 e A.2.6; 
b) data e hora de todos os eventos; 
c) registro de todos os aspectos ambientais, tais como: temperatura do ar, chuva, vento e 
outros; 
d) identificação de cada trecho testado; 
e) gráfico contínuo de pressão x tempo; 
f) gráfico contínuo de temperatura x tempo; 
g) gráfico de pressão x volume com curva de deformação teórica e real; 
h) descrição de eventuais vazamentos, defeitos, indicando sua precisa localização, 
possíveis causas e descrição dos métodos de reparos; 
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i) lista de instrumentos utilizados e seus certificados de calibração; descrição de tais 
instrumentos com relação a precisão, resolução e outros; 
j) planilha de cálculo das pressões e tensões circunferenciais calculadas para os pontos de 
interesse do trecho de teste, com todos os cálculos relevantes; 
k) certificado de teste hidrostático, assinado pelos profissionais executantes habilitados na 
entidade de classe. 
 
 
A.3 Recomendações de Segurança 
 
 
A.3.1 O teste hidrostático deve ser desenvolvido, preferencialmente, durante a luz do dia para 
facilitar possível identificação de vazamento, para assegurar a integridade física dos técnicos 
envolvidos no teste devido à extensão a ser percorrida e pela facilidade de mobilização de recursos 
para solução de eventuais problemas. 
 
 
A.3.2 Todos pontos sensíveis em termos de integridade,cruzamentos com rodovias, ferrovias, 
passagens aéreas e áreas de acesso ao público, devem ser patrulhadas durante o período de teste e 
os responsáveis devem estar munidos de sistema de comunicação compatível para acionamento 
rápido do plano de contingência. 
 
 
A.3.3 Todo pessoal envolvido no teste deve estar utilizando EPIs adequados. 
 
 
A.3.4 Deve ser provido um sistema eficiente de comunicação para todos envolvidos no teste nos 
pontos de patrulhamento e central de controle do teste. 
 
 
A.3.5 Os serviços devem ser executados dentro dos níveis máximos de ruído estabelecidos pela 
autoridade competente. Em caso de proximidade com comunidades, medidas para atenuação de 
ruídos podem vir a ser necessários em determinadas fases do trabalho. 
 
 
A.3.6 Nos procedimentos executivos devem estar indicados os requisitos de segurança, meio 
ambiente e saúde a serem seguidos, em cada uma das atividades de sua abrangência. 
 
 
A.3.7 Todos os equipamentos estacionários devem ser instalados de modo a evitar contaminação do 
solo e dos cursos d’água, como por exemplo a sua instalação em bacias de contenção 
impermeabilizadas para impedir que eventuais derramamentos de óleo ou combustível venham a 
atingir o meio ambiente. 
 
 
A.3.8 As áreas de teste, lançamento e recebimento de “pig”, captação e descarte de água, devem 
ser isoladas e sinalizadas, de modo a se evitar acesso de pessoas não autorizadas, providas de 
sistema de iluminação artificial e possuir sistema de comunicação com um canal ou linha exclusiva. 
 
 
A.3.9 As tubulações, mangueiras de alta pressão e acessórios provisórios devem ser fornecidos com 
certificado de qualidade, inspecionados e pré-testados, antes de sua utilização. 
 
 
A.3.10 As tubulações provisórias ou mangueiras utilizadas para pressurização, captação ou 
descarte, devem ser adequadamente ancoradas visando suportar os esforços gerados pelo fluxo e 
evitar movimentos que possam causar acidentes. 
 
 
A.3.11 Deve ser analisado o impacto ambiental causado pelo volume, vazão e qualidade da água 
captada e descartada. 
 
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IR 1/1 
 
ÍNDICE DE REVISÕES 
REV. A, B, C e D 
Não existe índice de revisões 
REV. E 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
Todas Revisadas 
REV. F 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
1.1 Revisada 
1.2 e 1.3 Incluídas 
2 Revisada 
4.2, 4.2.1.1, 4.2.1.2 Revisadas 
4.2.2 a 4.2.4 Renumeradas 
4.2.5 Renumerada e revisada 
4.3 Incluída 
Tabela 1 Incluída 
4.4 a 4.4.2, 4.5, 4.6 a 
4.6.2 Renumeradas 
4.6.3 a 4.6.5 Renumeradas e revisadas 
4.6.7 Renumerada 
4.6.8 Renumerada e revisada 
4.6.9 Renumerada 
4.6.9.1 e 4.6.9.2 Renumeradas e revisadas 
4.6.10 Renumerada 
6 Incluída 
Anexo A Renumerada e revisada 
A.1.1.1 Renumerada e revisada 
A.1.1.2 a A.1.12 Renumeradas 
A.1.2 e A.1.3 Renumeradas e revisadas 
A.2 a A.3.11 Renumeradas 
 
 
 
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PETROBRAS N-2786 - Avaliação de Defeitos e Modos de Falha em Oleodutos e Gasodutos 
Terrestres e Submarinos Rígidos em Operação; 
 
ABNT NBR 12712 - Projeto de Sistemas de Transmissão Distribuição de Gás Combustível; 
 
ABNT NBR 15280-1 - Dutos Terrestres, Parte 1: Projeto; 
 
API RP 1110 - Pressure Testing of Steel Pipelines for the Transportation of Gas, Petroleum 
Gas, Hazardous Liquids, Highly Volatile Liquids or Carbon Dioxide; 
 
API STD 6D - Pipeline Valves (Steel Gate, Plug, Ball and Check Valves); 
 
ASME B16.5 - Pipe Flanges and Flanged Fittings; 
 
ASME B31.8 - Gas Transmission and Distribution Piping Systems; 
 
ASME B31G - Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines; 
 
BSI PD 8010-1 - Code of Practice for Pipelines - Part 1: Steel Pipelines on Land. 
 
 
3 Termos e Definições 
 
Para os efeitos deste documento aplicam-se os termos e definições da PETROBRAS N-2726. 
 
 
4 Condições Específicas 
 
 
4.1 Inspeção da Faixa de Dutos 
 
A inspeção da faixa de dutos deve ser realizada de acordo com a PETROBRAS N-2775. 
 
 
4.2 Inspeção Externa do Duto 
 
Consiste na avaliação das condições de integridade estrutural do duto e de seus complementos e 
componentes conforme descritos em 4.2.1 a 4.2.8. 
 
 
4.2.1 Inspeção Visual e Medição de Espessura 
 
 
4.2.1.1 Inspecionar visualmente, de acordo com os requisitos da PETROBRAS N-1597, as condições 
físicas e de conservação de dutos aéreos ou trechos aéreos de dutos enterrados, transição 
aéreo/enterrado, suportes, plataformas, luminárias e escadas de acesso, válvulas e acessórios, 
quanto à corrosão externa, danos mecânicos, vazamentos, pintura, revestimento e isolamento 
térmico. 
 
 
4.2.1.2 Recomenda-se que a inspeção visual seja realizada com intervalo igual ou inferior a 24 
meses entre duas inspeções consecutivas. Esta periodicidade pode ser alterada desde que justificada 
tecnicamente e documentada. [Prática Recomendada] 
 
 
4.2.1.3 A medição de espessura deve ser realizada quando houver evidência de perda de espessura 
na inspeção visual, para determinação da espessura remanescente. 
 
NOTA Em caso de medição de espessura por ultrassom, o ensaio deve ser de acordo com os 
requisitos da PETROBRAS N-1594. 
 
 
4.2.1.4 A avaliação das descontinuidades e danos na parede do duto deve ser realizada de acordo 
com a PETROBRAS N-2786. Caso seja necessário, o reparo deve ser executado de acordo com a 
PETROBRAS N-2737. 
 
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4.4.2 A monitoração, interpretação e controle da corrosão interna em dutos devem ser realizados de 
acordo com a PETROBRAS N-2785. 
 
 
4.5 Inspeção do Sistema de Proteção Catódica e do Revestimento Externo 
 
A inspeção do sistema de proteção catódica e do revestimento externo deve ser realizada de acordo 
com a PETROBRAS N-2298. 
 
 
4.6 Teste Hidrostático 
 
 
4.6.1 Recomenda-se efetuar teste hidrostático nos dutos existentes, visando assegurar que o duto, 
no trecho testado, suporta as condições de Pressão Máxima de Operação Admissível (PMOA), nos 
seguintes casos: [Prática Recomendada] 
 
a) dutos que tenham permanecido mais de 5 anos desativados temporariamente de acordo 
com a PETROBRAS N-2689 ou PETROBRAS N-2246 e que tenham necessidade de 
operar novamente; 
b) para a elevação da PMOA corrente, em gasodutos, nos casos previstos na 
PETROBRAS N-2246; 
 
NOTA Caso a tensão devido à nova pressão de operação não ultrapasse 30 % do limite de 
escoamento do duto, o teste hidrostático pode ser dispensado. 
 
c) para a manutenção da PMOA corrente, em gasodutos, nos casos em que haja mudança 
na classe de locação, conforme prescreve o ASME B31.8. 
 
 
4.6.2 Deve-se efetuar teste hidrostático nos dutos existentes, visando assegurar que o duto, no 
trecho testado, suporta as condições de PMOA, nos seguintes casos: 
 
a) dutos existentes quando, durante sua manutenção, os trechos inseridos não forem pré-
testados hidrostaticamente (em separado) ou que não tenham suas soldas 
circunferenciais inspecionadas 100 % por radiografia ou ultrassom; 
b) dutos existentes que necessitem operar a pressões superiores àquela qualificada pelo 
último teste hidrostático realizado, limitado à pressão de projeto; 
c) dutos existentes, quando indicado a partir de estudos de integridade estrutural. 
 
 
4.6.3 A pressão de teste de resistência mecânica em qualquer ponto do duto não deve ser superior 
ao menor dos seguintes valores: 
 
a) 1,5 vez a pressão máxima admissível para a classe de pressão dos acessórios, válvulas 
e flanges, conforme API STD 6D e ASME B16.5; 
b) a pressão que induzir uma tensão circunferencial equivalente a 100 % da tensão de 
escoamento, calculada pela fórmula de “Barlow”, considerando a espessura nominal do 
duto no ponto;c) pressão admissível nas áreas corroídas obtida por método de cálculo recomendado pela 
PETROBRAS N-2786 ou ASME B31.G, com fator de segurança de projeto igual a 1,0. 
 
 
4.6.4 Para oleodutos, a pressão de teste de resistência mecânica em qualquer ponto do duto deve 
ser, no mínimo, igual ao maior dos seguintes valores, respeitado o 4.6.3: 
 
a) 1,25 vez a PMO no ponto, em condições de escoamento em regime permanente ou a 
pressão em condição estática; 
b) 1,136 vez a PMO no ponto, em condições anormais de escoamento (alívio, transientes 
de pressão). 
 
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