N 0115

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N-115 REV. H 07 / 2016 
 
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 120 páginas, Índice de Revisões e GT 
 
Fabricação e Montagem de Tubulações 
Metálicas 
 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. 
SC - 17 
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]. 
Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma, que possam 
contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a 
CONTEC - Subcomissão Autora. 
 
Tubulação 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. 
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO 
S. A. - PETROBRAS, de aplicação interna na PETROBRAS e Subsidiárias, 
devendo ser usada pelos seus fornecedores de bens e serviços, 
conveniados ou similares conforme as condições estabelecidas em 
Licitação, Contrato, Convênio ou similar. 
A utilização desta Norma por outras empresas/entidades/órgãos 
governamentais e pessoas físicas é de responsabilidade exclusiva dos 
próprios usuários.” 
 
 
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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Sumário 
1 Escopo ............................................................................................................................................... 10 
2 Referências Normativas .................................................................................................................... 10 
3 Termos e Definições .......................................................................................................................... 14 
4 Condições Gerais .............................................................................................................................. 17 
4.1 Introdução ............................................................................................................................ 17 
4.2 Qualificação de Procedimentos e Inspetores ...................................................................... 17 
4.3 Reparos e Dispositivos Auxiliares de Montagem ................................................................. 18 
4.4 Rastreabilidade .................................................................................................................... 19 
4.5 Requisitos Gerais de Qualidade .......................................................................................... 20 
4.6 Tolerância Dimensional ........................................................................................................ 21 
4.7 Intervenção em Tubulações em Serviço ou em Operação .................................................. 23 
5 Recebimento, Armazenamento e Preservação de Materiais ............................................................ 23 
5.1 Controle do Material Recebido ............................................................................................. 23 
5.2 Inspeção por Amostragem ................................................................................................... 24 
5.3 Tubos ................................................................................................................................... 25 
5.4 Flanges ................................................................................................................................. 25 
5.5 Conexões ............................................................................................................................. 26 
5.6 Válvulas ................................................................................................................................ 27 
5.7 Purgadores ........................................................................................................................... 29 
5.8 Juntas de Vedação............................................................................................................... 30 
5.9 Juntas de Expansão ............................................................................................................. 30 
5.10 Filtros .................................................................................................................................. 31 
5.11 Peças de Inserção entre Flanges - PETROBRAS N-120 .................................................. 32 
5.12 Parafusos e Porcas ............................................................................................................ 32 
5.13 Suportes de Mola ............................................................................................................... 33 
5.14 Outros Componentes de Tubulação .................................................................................. 34 
6 Fabricação ......................................................................................................................................... 34 
6.1 Especificação dos Spools .................................................................................................... 34 
6.2 Soldagem, END e TT ........................................................................................................... 35 
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6.3 Inspeção Dimensional .......................................................................................................... 35 
6.4 Rastreabilidade .................................................................................................................... 35 
6.5 Fabricação dos Suportes ..................................................................................................... 35 
6.6 Armazenamento, Preservação e Transporte ....................................................................... 36 
6.7 Curvamento ..........................................................................................................................36 
7 Montagem .......................................................................................................................................... 40 
7.1 Geral ..................................................................................................................................... 40 
7.2 Suportes, Apoios e Restrições Metálicas - PETROBRAS N-1758 ...................................... 44 
7.3 Flanges ................................................................................................................................. 44 
7.4 Válvulas e Discos de Ruptura .............................................................................................. 45 
7.5 Juntas de Vedação............................................................................................................... 46 
7.6 Montagem de Ligações Parafusadas................................................................................... 46 
7.7 Ligações Roscadas .............................................................................................................. 47 
7.8 Juntas de Expansão ............................................................................................................. 47 
7.9 Purgadores de Vapor ........................................................................................................... 48 
7.10 Linha de Aquecimento a Vapor (“Steam Tracing”) ............................................................ 48 
7.11 Tubulações Enterradas ...................................................................................................... 48 
7.12 Limpeza Química ............................................................................................................... 49 
7.12.1 Contaminação ............................................................................................................ 49 
7.12.2 Oxidação Devido à Soldagem (”Heat Tint”) ............................................................... 49 
7.12.3 Método de Limpeza Química ..................................................................................... 49 
7.13 Instalação de Conexões para Instrumentação .................................................................. 49 
8 Soldagem........................................................................................................................................... 50 
8.1 Requisitos Gerais de Soldagem ........................................................................................... 50 
8.2 Soldagem de Tubulações em Serviço com H2S .................................................................. 51 
8.3 Soldagem de Tubulações em Serviço com H2..................................................................... 51 
8.4 Soldagem de Tubulações em Aço Liga com Cromo (“P-Number” 3, 4, 5 e 15) .................. 51 
9 Inspeção ............................................................................................................................................ 52 
9.1 Ensaios Não Destrutivos (END) ........................................................................................... 52 
9.2 Teste de Reconhecimento de Aços e Ligas Metálicas ........................................................ 52 
9.3 Teste de Estanqueidade ...................................................................................................... 53 
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9.4 Medição de Dureza .............................................................................................................. 53 
9.4.1 Condições Gerais ......................................................................................................... 53 
9.4.2 Aço-Carbono em Serviço com H2S .............................................................................. 55 
9.4.3 Aço-Carbono em Serviço com H2 ................................................................................ 55 
9.4.4 Aço Liga com Cromo (P-Number 3, 4, 5A, 5B, 5C e 15E) ........................................... 55 
9.4.5 Demais Materiais em Serviço Especial ........................................................................ 55 
9.5 Medição de Ferrita ............................................................................................................... 55 
10 Tratamentos Térmicos ..................................................................................................................... 56 
10.1 Requisitos Gerais ............................................................................................................... 56 
10.2 TT em Forno ....................................................................................................................... 57 
10.3 TT Localizado ..................................................................................................................... 57 
11 Teste de Pressão ............................................................................................................................ 57 
11.1 Considerações de Segurança ............................................................................................ 58 
11.2 Preliminares do Teste ........................................................................................................ 58 
11.3 Temperatura de Teste ........................................................................................................ 61 
11.4 Fluido de Teste ................................................................................................................... 61 
11.5 Pressão de Teste ............................................................................................................... 62 
11.6 Aplicação da Pressão, Constatação de Vazamentos e Final de Teste ............................. 62 
11.7 Teste de Tubulações Durante a Manutenção .................................................................... 63 
12 Condicionamento ............................................................................................................................. 64 
12.1 Verificações Finais ............................................................................................................. 64 
12.2 Limpeza dos Sistemas ....................................................................................................... 64 
12.2.1 Geral .......................................................................................................................... 64 
12.2.2 Limpeza com Água .................................................................................................... 65 
12.2.3 Limpeza de Sistemas de Ar de Instrumentos ............................................................ 65 
12.2.4 Limpeza com Vapor ................................................................................................... 66 
12.2.5 Limpeza Química ....................................................................................................... 66 
12.2.6 Limpeza com Óleo (“Flushing”) .................................................................................. 67 
12.3 Secagem ............................................................................................................................ 67 
13 Documentação ................................................................................................................................ 68 
14 Atendimento à NR-13 (Redação dada pela Portaria MTE n.º 594, de 28 de abril de 2014) .......... 69 
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Anexo A - Exames Requeridos na Inspeção de Solda de Tubulações................................................. 71 
A.1 Objetivo .......................................................................................................................................... 71 
A.2 Classes de Inspeção ......................................................................................................................71 
A.3 Exames das Juntas Soldadas ........................................................................................................ 71 
A.4 Amostragem ................................................................................................................................... 75 
Anexo B - Amostragem ......................................................................................................................... 76 
B.1 Objetivo .......................................................................................................................................... 76 
B.2 Amostragem ................................................................................................................................... 76 
B.3 Roteiro para Determinação do Tamanho da Amostra e Limites de Aceitação e Rejeição ........... 76 
Anexo C - Procedimentos de Execução ................................................................................................ 79 
C.1 Objetivo .......................................................................................................................................... 79 
C.2 Conteúdo ....................................................................................................................................... 79 
C.2.1 Procedimento de Inspeção de Recebimento de Materiais de Tubulação ........................ 79 
C.2.2 Procedimento de Armazenamento e Preservação de Materiais de Tubulação ............... 79 
C.2.3 Procedimentos de Fabricação, Montagem e Condicionamento de Tubulações .............. 79 
C.2.4 Procedimento de Pré-Tensionamento de Tubulações ..................................................... 80 
C.2.5 Procedimento de Fabricação e Montagem de Suportes .................................................. 80 
C.2.6 Procedimento de Transporte de Materiais de Tubulação ................................................ 80 
C.2.7 Procedimento de TT em Juntas de Tubulação ................................................................ 80 
C.2.8 Procedimento de Teste de Válvulas ................................................................................. 81 
C.2.9 Procedimento de Teste Hidrostático de Tubulações........................................................ 81 
C.2.10 Procedimento de Teste Pneumático de Tubulações...................................................... 81 
C.2.11 Procedimento de Lavagem de Tubulações .................................................................... 82 
C.2.12 Procedimento de Sopragem e Limpeza com Vapor....................................................... 82 
C.2.13 Procedimento de Limpeza Química de Tubulações....................................................... 82 
Anexo D - Identificação por Cores ........................................................................................................ 83 
D.1 Forma de Identificação .................................................................................................................. 83 
D.2 Localização da Identificação .......................................................................................................... 84 
D.2.1 Chapas ............................................................................................................................. 84 
D.2.2 Tubos e Barras ................................................................................................................. 84 
D.2.3 Conexões e Acessórios .................................................................................................... 84 
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D.2.4 Válvulas ............................................................................................................................ 86 
D.2.5 Demais Peças e Componentes ........................................................................................ 87 
D.3 Padrões das Cores de Identificação dos Materiais ....................................................................... 87 
Anexo E - Classificação das Padronizações da PETROBRAS N-76 em Relação ao Tipo de Fluido da 
NR-13, à Categoria de Serviço do ASME B31.3, e da Classe de Inspeção da 
PETROBRAS N-115 ............................................................................................................ 90 
E.1 Classificação Segundo a NR-13 (Redação dada pela Portaria MTE n.º 594, de 28 de Abril de 
2014) .............................................................................................................................................. 90 
E.2 Classificação Segundo o ASME B31.3 .......................................................................................... 91 
Anexo F - Procedimentos de Execução de Teste Pneumático ............................................................. 98 
F.1 Objetivo .......................................................................................................................................... 98 
F.2 Definições ....................................................................................................................................... 98 
F.2.1 Teste Hidrostático ............................................................................................................. 98 
F.2.2 Teste Pneumático ............................................................................................................. 98 
F.2.3 Pressão de Projeto ........................................................................................................... 98 
F.2.4 Temperatura Mínima de Projeto para o Sistema de Tubulação ....................................... 98 
F.2.5 Área de Exclusão .............................................................................................................. 98 
F.3 Considerações Gerais .................................................................................................................... 98 
F.4 Requisitos de Qualidade dos Materiais Utilizados no Teste Pneumático ...................................... 99 
F.4.1 Instrumentos ..................................................................................................................... 99 
F.4.2 Equipamentos de Pressurização ...................................................................................... 99 
F.4.3 Sistema de Conexão do Equipamento de Pressurização ao Sistema de Tubulação a Ser 
Testado ............................................................................................................................. 99 
F.5 Requisitos Mínimos de Segurança para Serem Seguidos no Teste Pneumático ....................... 100 
F.5.1 Requisitos Mínimos para Execução de Teste Pneumático ............................................ 100 
F.5.2 Cálculo da Energia Armazenada .................................................................................... 100 
F.5.3 Área de Exclusão ............................................................................................................ 100 
F.6 Análise de Risco ........................................................................................................................... 101 
F.7 Comunicação para Público Externo ............................................................................................. 101 
F.8 Procedimento de Pressurização/Despressurização .................................................................... 102 
Anexo G - Gerenciamento e Execução de Ligações Aparafusadas ................................................... 103 
G.1 Objetivo ........................................................................................................................................ 103 
G.2 Definições .................................................................................................................................... 103 
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G.2.1 Junta de Vedação .......................................................................................................... 103 
G.2.2 Ligação Flangeada ......................................................................................................... 103 
G.2.3 Estojo .............................................................................................................................. 103 
G.3 Documentos de Referência ......................................................................................................... 104 
G.4 Competência e Treinamento ....................................................................................................... 104 
G.5 Classificação das Ligações Flangeadas ..................................................................................... 104 
G.6 Procedimentos, Registros e Identificação de Juntas Flangeadas .............................................. 105 
G.6.1 Procedimento de Aperto de Junta Aparafusada ............................................................ 105 
G.6.2 Procedimento de Aperto de Junta Aparafusada ............................................................ 105 
G.6.3 Identificação de Ligações Flangeadas ........................................................................... 105 
G.6.3.1 Identificações Permanentes ................................................................................... 106 
G.6.3.2 Identificações Temporárias .................................................................................... 106 
G.7 Métodos de Aperto ...................................................................................................................... 106 
G.7.1 Seleção ........................................................................................................................... 106 
G.7.2 Aperto de Estojos com Torque Controlado .................................................................... 106 
G.7.3 Tensionamento de Estojos ............................................................................................. 107 
G.8 Cálculo de Torque e Tensão de Estojos ..................................................................................... 107 
G.9 Inspeção Antes do Aperto ........................................................................................................... 108 
G.9.1 Geral ............................................................................................................................... 108 
G.9.2 Verificação Dimensional ................................................................................................. 108 
G.9.3 Limpeza e Exame ........................................................................................................... 110 
G.9.4 Instalação da Junta ........................................................................................................ 110 
G.9.5 Lubrificação .................................................................................................................... 110 
G.9.6 Instalações de Estojos ................................................................................................... 112 
G.10 Aperto de Ligações Flangeadas ................................................................................................ 112 
G.10.1 Estágios do Aperto ....................................................................................................... 112 
G.10.2 Sequência de Aperto .................................................................................................... 113 
G.10.3 Tensionadores Hidráulicos de Estojo ........................................................................... 113 
G.10.4 Supervisão do Aperto ................................................................................................... 113 
G.11 Teste de Estanqueidade Após Montagem ................................................................................ 113 
G.11.1 Juntas Comuns............................................................................................................. 113 
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G.11.2 Juntas Especiais .......................................................................................................... 113 
G.12 Informações Complementares .................................................................................................. 114 
G.12.1 Isolamento Térmico ...................................................................................................... 114 
G.12.2 Desmontagem de Ligações Flangeadas ...................................................................... 114 
G.12.3 Sistemas de Controle de Carga ................................................................................... 114 
G.12.3.1 Medida Direta do Comprimento ........................................................................... 114 
G.12.3.2 Medida do Comprimento por Ultrassom .............................................................. 114 
G.12.3.3 Sensores de Monitoramento de Cargas .............................................................. 114 
G.12.3.4 Estojos Indicadores de Carregamento Mecânico ................................................ 115 
 
Figuras 
 
Figura 1 - Tolerâncias Dimensionais ..................................................................................................... 22 
Figura 2 - Boca-de-Lobo Penetrante ..................................................................................................... 37 
Figura 3 - Boca-de-Lobo Sobreposta .................................................................................................... 38 
Figura 4 - Montagem dos “Cachorros” .................................................................................................. 42 
Figura 5 - “Batoque” .............................................................................................................................. 43 
Figura 6 - Folga em Junta Tipo Encaixe para Solda ............................................................................. 51 
Figura 7 - Exemplo de Perfil de Medição de Dureza ............................................................................ 54 
Figura D.1 - Faixas ................................................................................................................................ 83 
Figura D.2 - Chapas .............................................................................................................................. 84 
Figura D.3 - Tubo ou Barra .................................................................................................................... 84 
Figura D.4 - Joelho ................................................................................................................................ 85 
Figura D.5 - Tê para Solda de Topo ...................................................................................................... 85 
Figura D.6 - Luva ................................................................................................................................... 85 
Figura D.7 - Tê para Encaixe de Solda ................................................................................................. 85 
Figura D.8 - Flange ................................................................................................................................ 86 
Figura D.9 - Curva ................................................................................................................................. 86 
Figura D.10 - Válvula ............................................................................................................................. 86 
Figura G.1 - Lubrificação na Montagem .............................................................................................. 111-PÚBLICO-
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Tabelas 
 
Tabela 1 - Rastreabilidade Requerida para os Componentes da Tubulação ....................................... 19 
Tabela 2 - Classificação dos Fluidos Conforme NR-13 ........................................................................ 69 
Tabela A.1 - Classes de Inspeção para Tubulações conforme ASME B31.3 ....................................... 72 
Tabela A.2 - Tipo e Extensão do Exame por Tipo de Solda ................................................................. 73 
Tabela B.1 - Codificação de Amostragem ............................................................................................. 76 
Tabela B.2 - Plano de Amostragem Simples - Baseado na Qualidade Limite para o Risco do 
Consumidor Aproximadamente Igual a 5 % ..................................................................... 77 
Tabela D.1 - Código de Cores para Identificação de Materiais de Tubulação ..................................... 88 
Tabela E.2 - Classificação dos Serviços e Fluidos, Conforme a ASME B31.3 ..................................... 91 
Tabela E.3 – Classificação das Padronizações da PETROBRAS N-76 conforme NR-13, ASME B31.3 
e Anexo A desta Norma ................................................................................................. 92 
Tabela G.1 - Tolerância Dimensional (conforme o ASME PCC-1) ..................................................... 109 
Tabela G.2 - Classe de Pressão #150 ................................................................................................ 115 
Tabela G.3 - Classe de Pressão #300 ................................................................................................ 116 
Tabela G.4 - Classe de Pressão #600 para Junta Espiralada ............................................................ 117 
Tabela G.5 - Classe de Pressão #600 para Junta RTJ ...................................................................... 117 
Tabela G.6 - Classe de Pressão #900 para Junta Espiralada ............................................................ 118 
Tabela G.7 - Classe de Pressão #900 para Junta RTJ ...................................................................... 118 
Tabela G.8 - Classe de Pressão #1 500 ............................................................................................. 119 
Tabela G.9 - Classe de Pressão #2 500 ............................................................................................. 120 
Tabela G.10 - Estojos em Aço Inox ASTM A193 B8 CL2 ................................................................... 120 
 
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1 Escopo 
 
 
1.1 Esta Norma fixa as condições mínimas exigíveis para a fabricação, montagem, manutenção, 
condicionamento, inspeção e testes de tubulações metálicas em unidades industriais, 
compreendendo: instalações de exploração e produção em plataformas marítimas, áreas de 
processo, áreas de utilidades, parques de armazenamento e instalações auxiliares, terminais, bases 
de armazenamento, estações de bombeamento, estações de compressão e estações reguladoras de 
pressão e de medição de vazão de gás (“city-gates”), além de instalações de superfície de dutos, tais 
como: 
 
a) instalações de válvulas intermediárias de bloqueio e/ou retenção; 
b) instalações de lançadores/recebedores de PIGs. 
 
 
1.2 Esta Norma não se aplica a: 
 
a) tubulações não metálicas; 
b) tubulações metálicas que sejam específicas de sistemas de instrumentação e controle, 
conforme o estabelecido na PETROBRAS N-57; 
c) tubulações de despejos sanitários; 
d) tubulações de drenagem industrial de instalações terrestres normalizadas pela 
PETROBRAS N-38; 
e) tubulações pertencentes a equipamentos fornecidos pelo sistema de “pacote” 
(compactos), conforme estabelecido na PETROBRAS N-57; 
f) oleodutos e gasodutos, exceto às instalações de dutos citadas em 1.1 (ver PETROBRAS 
N-464 e N-462). 
 
 
1.3 Esta Norma se aplica às atividades previstas em 1.1 iniciadas a partir da data de sua edição. 
 
 
1.4 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. 
 
NR-13 - Caldeiras, Vasos de Pressão e Tubulações; 
 
NR-15 - Atividades e Operações Insalubres; 
 
NR-18 - Condições e Meio Ambiente de Trabalho na Indústria da Construção; 
 
NR-20 - Segurança e Saúde no Trabalho com Inflamáveis e Combustíveis; 
 
NR-26 - Sinalização de Segurança; 
 
PETROBRAS N-12 - Embalagem e Preservação de Válvulas; 
 
PETROBRAS N-38 - Critérios para Projetos de Drenagem, Segregação, Escoamento e 
Tratamento Preliminar de Efluentes Líquidos de Instalações Terrestres; 
 
PETROBRAS N-42 - Projeto de Sistema de Aquecimento Externo de Tubulação, 
Equipamento e Instrumentação, com Vapor; 
 
PETROBRAS N-57 - Projeto Mecânico de Tubulações Industriais; 
 
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PETROBRAS N-76 - Materiais de Tubulação para Instalações de Refino e Transporte; 
 
PETROBRAS N-116 - Sistemas de Purga de Vapor em Tubulações e Equipamentos; 
 
PETROBRAS N-118 - Filtro Temporário e Filtro Gaveta para Tubulação; 
 
PETROBRAS N-120 - Peças de Inserção entre Flanges; 
 
PETROBRAS N-133 - Soldagem; 
 
PETROBRAS N-462 - Fabricação, Construção, Montagem, Instalação e 
Pré-Comissionamento de Dutos Rígidos Submarinos; 
 
PETROBRAS N-464 - Construção, Montagem e Condicionamento de Duto Terrestre; 
 
PETROBRAS N-0858 - Construção, Montagem e Condicionamento de Instrumentação; 
 
PETROBRAS N-1438 - Terminologia Soldagem; 
 
PETROBRAS N-1591 - Ligas Metálicas e Metais - Identificação através de Testes pelo Ímã 
e por Pontos; 
 
PETROBRAS N-1593 - Ensaio Não Destrutivo - Estanqueidade; 
 
PETROBRAS N-1594 - Ensaio Não Destrutivo - Ultrassom em Solda; 
 
PETROBRAS N-1595 - Ensaio Não Destrutivo - Radiografia; 
 
PETROBRAS N-1596 - Ensaio Não Destrutivo - Líquido Penetrante; 
 
PETROBRAS N-1597 - Ensaio Não Destrutivo - Visual; 
 
PETROBRAS N-1598 - Ensaio Não Destrutivo - Partículas Magnéticas; 
 
PETROBRAS N-1693 - Diretrizes para Elaboração de Padronização de Material de 
Tubulação para Instalações de Refino e Transporte; 
 
PETROBRAS N-1758 - Suporte, Apoio e Restrição para Tubulação; 
 
PETROBRAS N-1882 - Critérios para Elaboração de Projetos de Instrumentação; 
 
PETROBRAS N-2163 - Soldagem e Trepanação em Equipamentos, Tubulações Industriais 
e Dutos em Operação; 
 
PETROBRAS N-2555 - Inspeção em Serviço de Tubulação; 
 
PETROBRAS N-2820 - Ensaio Não Destrutivo - Radiografia Industrial - Medição de 
Espessura em Serviço de Tubulações e Acessórios com Uso de Radiografia 
Computadorizada; 
 
PETROBRAS N-2821 - Ensaio Não Destrutivo - Radiografia Computadorizada em Juntas 
Soldadas; 
 
ABNT NBR 5425 - Guia para Inspeção por Amostragem no Controle e Certificação de 
Qualidade; 
 
ABNT NBR 5426 - Planos de Amostragem e Procedimentos na Inspeção por Atributos; 
 
ABNT NBR 5427 - Guia para Utilização da Norma ABNT NBR 5426; 
 
ABNT NBR 6494 - Segurança nos Andaimes; 
 
-PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016 
 
12 
ABNT NBR 14842 - Soldagem - Critérios para a Qualificação e Certificação de Inspetores 
para o Setor de Petróleo e Gás, Petroquímico, Fertilizantes, Naval e Termogeração (exceto 
nuclear); 
 
ABNT NBR 15218 - Critérios para Qualificação e Certificação de Inspetores de Pintura 
Industrial; 
 
ABNT NBR 15523 - Qualificação e Certificação de Inspetor de Controle Dimensional; 
 
ABNT NBR 16165 - Dutos Terrestres - Curvas por Indução para Tubulações de Processo; 
 
ABNTNBR 16212 - Estocagem em Área Descoberta; 
 
ABNT NBR 16137 - Ensaios Não Destrutivos - Teste por Pontos - Identificação de Materiais; 
 
ABNT NBR 17505-1 - Armazenamento de Líquidos Inflamáveis e Combustíveis - Parte 1: 
Disposições Gerais; 
 
ABNT NBR NM ISO 9712 - Ensaios Não Destrutivos - Qualificação e Certificação de 
Pessoal; 
 
ISO 8249 - Welding - Determination of Ferrite Number (FN) in Austenitic and Duplex Ferritic-
Austenitic Cr-Ni Stainless Steel Weld Metals; 
 
ISO 12944-2 - Paints and Varnishes - Corrosion Protection of Steel Structures by Protective 
Paint Systems - Part 2: Classification of Environments; 
 
ISO 15156-1 - Petroleum and Natural Gas Industries - Materials for Use in H2S-Containing 
Environments in Oil and Gas Production - Part 1: General Principles for Selection of 
Cracking-Resistant Materials; 
 
ISO 15156-2 - Petroleum and Natural Gas Industries - Materials for Use in H2S-Containing 
Environments in Oil and Gas Production - Part 2: Cracking-Resistant Carbon and Low-Alloy 
Steels, and the Use of Cast Irons; 
 
ISO 15156-3 - Petroleum and Natural Gas Industries - Materials for Use in H2S-Containing 
Environments in Oil and Gas Production - Part 3: Cracking-Resistant CRAs (Corrosion-
Resistant Alloys) and Other Alloys. 
 
ISO 17024 - Conformity Assessment - General Requirements for Bodies Operating 
Certification of Persons; 
 
ISO 17945 - Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Metallic Materials 
Resistant to Sulfide Stress Cracking in Corrosive Petroleum Refining Environments; 
 
API 570 - Piping Inspection Code: In-Service Inspection, Rating, Repair, and Alteration of 
Piping Systems; 
 
API RP 578 - Material Verification Program for New and Existing Alloy Piping System; 
 
API RP 686 - Recommended Practices for Machinery Installation and Installation Design; 
 
API RP 945 - Avoiding Environmental Cracking in Amine Units; 
 
API RP 1110 - Recommended Practice for the Pressure Testing of Steel Pipelines for the 
Transportation of Gas, Petroleum Gas, Hazardous Liquids, Highly Volatile Liquids or Carbon 
Dioxide; 
 
API RP 1111 - Design, Construction, Operation, and Maintenance of Offshore Hydrocarbon 
Pipelines; 
 
API SPEC 6A - Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment; 
-PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016 
 
13 
 
API STD 936 - Refractory Installation Quality Control-Inspection and Testing Monolithic 
Refractory Linings and Materials; 
 
API TR 938C - Use of Duplex Stainless Steels in the Oil Refining Industry; 
 
ASME BPVC Section V - Nondestructive Examination; 
 
ASME BPVC Section VIII, Division 1 - Rules for Construction of Pressure Vessels; 
 
ASME BPVC Section IX - Qualification Standard for Welding and Brazing Procedures, 
Welders, Brazers, and Welding and Brazin Operators Welding and Brazin Qualifications; 
 
ASME B1.1 - Unified Inch Screw Threads; 
 
ASME B1.20.1 - Pipe Threads, General Purpose; 
 
ASME B16.1 - Gray Iron Pipe Flanges and Flanged Fittings Classes 25, 125, and 250; 
 
ASME B16.5 - Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS 1/2 through NPS 24Metric/Inch 
Standard; 
 
ASME B16.11 - Forged Fittings, Socket-Welding and Threaded; 
 
ASME B16.20 - Metallic Gaskets for Pipe Flanges Ring-Joint, Spiral-Wound, and Jacketed; 
 
ASME B16.21 - Nonmetallic Flat Gaskets for Pipe Flanges; 
 
ASME B16.34 - Valves-Flanged, Threaded, and Welding End; 
 
ASME B16.47 - Large Diameter Steel Flanges NPS 26 through NPS 60 Metric/Inch 
Standard; 
 
ASME B31.1 - Power Piping; 
 
ASME B31.3 - Process Piping; 
 
ASME B31.4 - Pipeline Transportation Systems for Liquids and Slurries; 
 
ASME B31.8 - Gas Transmission and Distribution Piping Systems; 
 
ASME PCC-1 - Guidelines for Pressure Boundary Bolted Flange Joint Assembly; 
 
ASME PCC-2 - Repair of Pressure Equipment and Piping; 
 
ASTM A53/A53M - Standard Specification for Pipe, Steel, Black and Hot-Dipped, Zinc-
Coated, Welded and Seamless; 
 
ASTM A106/A106M - Standard Specification for Seamless Carbon Steel Pipe for High-
Temperature Service; 
 
ASTM A193/A193M - Standard Specification for Alloy-Steel and Stainless Steel Bolting for 
High Temperature or High Pressure Service and Other Special Purpose Applications; 
 
ASTM A262 - Standard Practices for Detecting Susceptibility to Intergranular Attack in 
Austenitic Stainless Steels; 
 
ASTM A380/A380M - Standard Practice for Cleaning, Descaling, and Passivation of 
Stainless Steel Parts, Equipment, and Systems; 
 
ASTM A1038 - Standard Test Method for Portable Hardness Testing by the Ultrasonic 
Contact Impedance Method; 
-PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016 
 
14 
AWS D10.10/D10.10M - Recommended Practices for Local Heating of Welds in Piping and 
Tubing; 
 
DNV OS F101 - Submarine Pipeline Systems; 
 
MSS SP-25 - Standard Marking System for Valves, Fittings, Flanges and Unions; 
 
MSS SP-44 - Steel Pipeline Flanges; 
 
MSS SP-55 - Quality Standard for Steel Castings for Valves, Flanges, Fittings and Other 
Piping Components - Visual Method for Evaluation of Surface Irregularities; 
 
NACE MR0103/ISO 17945 - Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Metallic 
Materials Resistant to Sulfide Stress Cracking in Corrosive Petroleum Refining 
Environments; 
 
NACE SP0472 - Methods and Controls to Prevent In-Service Environmental Cracking of 
Carbon Steel Weldments in Corrosive Petroleum Refining Environments; 
 
NFPA-30 - Flammable and Combustible Liquids Code; 
 
SSPC PAINT 20 - Zinc-Rich Coating Type I Inorganic and Type II Organic. 
 
 
3 Termos e Definições 
 
Para os efeitos deste documento aplicam-se os seguintes termos e definições. 
 
 
3.1 
certificado de qualidade de material 
registro dos resultados de ensaios, testes e exames, exigidos pelas normas e realizados pelo 
fabricante do material 
 
 
3.2 
chapa de bloqueio 
chapa de aço da mesma especificação do material da tubulação, soldada na extremidade da 
tubulação, de acordo com qualquer dos detalhes de soldagem de tampos planos da 
ASME BPVC Section VIII, Division 1, usada para bloquear o fluido no teste de pressão 
 
 
3.3 
condicionamento 
conjunto de operações prévias necessárias para deixar as tubulações, equipamentos e sistemas em 
condições apropriadas para iniciar as atividades de pré-operação, operação ou hibernação 
 
 
3.4 
dispositivos auxiliares de montagem 
dispositivos, soldados ou não à tubulação, usados provisoriamente, com a finalidade de garantir o 
alinhamento e ajuste das diversas partes a serem soldadas 
 
 
3.5 
END 
Ensaio Não Destrutivo 
 
 
3.6 
EV (Exame Visual) 
END de EV, conforme PETROBRAS N-1597 
-PÚBLICO-
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15 
 
3.7 
fabricação 
montagem de peças (“spools”) de tubulações em fábricas ou oficinas de campo (“pipe shop”) 
 
 
3.8 
inspeção de recebimento 
inspeção realizada, segundo critério de amostragem preestabelecido, onde são verificadas as 
características principais dos diversos materiais de tubulação, antes de sua aplicação 
 
 
3.9 
junta de vedação definitiva 
junta que se prevê ficar definitivamente instalada na tubulação desde a montagem até a operação 
 
 
3.10 
junta de vedação provisória 
junta que se prevê ser substituída antes da entrada da tubulação em operação 
 
 
3.11 
lote para amostragem 
conjunto de peças idênticas, entregues numa mesma data, do mesmo fabricante e, quando for o 
caso, de uma mesma corrida 
 
 
3.12 
LP (Líquido Penetrante) 
END com LP, conforme PETROBRAS N-1596 
 
 
3.13 
MS 
Metal de Solda, conforme definido pela PETROBRAS N-1438 
 
 
3.14 
PM (Partícula Magnética) 
END com partículas magnéticas, conforme PETROBRAS N-1598 
 
 
3.15 
PMI (Positive Material Identification) 
teste de reconhecimento de aços e ligas metálicas, conforme ABNT NBR 16137 
 
 
3.16 
“P-number” 
agrupamento de materiais de base parasoldagem baseado em sua soldabilidade conforme definido 
pelo ASME BPVC Section IX 
 
 
3.17 
procedimento de execução 
documento emitido pela empresa executante dos serviços que define os parâmetros e as suas 
condições de execução 
 
3.18 
RX (Radiografia) 
END com radiografia, conforme PETROBRAS N-1595 ou N-2820 e N-2821 
-PÚBLICO-
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16 
 
3.19 
sobrecomprimento 
comprimento adicional deixado nos “spools” fabricados visando permitir eventuais ajustes no campo 
 
 
3.20 
“spool” 
subconjunto de uma linha, formado pelo menos por uma conexão e um trecho de tubo, ou 
2 conexões, que é montado em fábricas ou oficinas de campo (“pipe shop”) 
 
 
3.21 
temperatura de teste 
temperatura do líquido de teste, definida pela média de uma série de medições efetuadas no 
reservatório. Para teste pneumático, é a temperatura do material da tubulação durante o teste 
 
 
3.22 
teste de pressão 
teste realizado ao final da montagem da tubulação, de forma a verificar a sua estanqueidade e sua 
integridade. Podem ser de três tipos: 
 
a) teste hidrostático (TH): teste realizado com fluido essencialmente incompressível, na 
forma líquida (geralmente água), em pressões superiores às de projeto (normalmente 1,5 
vezes a pressão de projeto); 
b) teste pneumático: teste realizado com fluido compressível, gasoso (geralmente ar ou 
nitrogênio), em pressões superiores às de projeto (normalmente 1,1 vezes a pressão de 
projeto). Requer considerações de segurança adicionais dada à elevada energia 
armazenada pela compressão de fluidos gasosos; 
c) teste hidropneumático: teste realizado com mistura de fluido líquido e gasoso, nas 
mesmas condições de pressão do teste hidrostático e sujeito às restrições de segurança 
do teste pneumático. 
 
 
3.23 
teste operacional (“initial service leak test”) 
teste realizado quando a tubulação é colocada em operação, com fluido, pressão e temperatura de 
operação. Esse teste está restrito às tubulações em Categoria de Serviço D (conforme ASME B31.3) 
 
 
3.24 
TT 
Tratamento Térmico 
 
 
3.25 
tubulação em serviço 
tubulação não desativada que já tenha operado, podendo estar ou não em operação no momento 
considerado 
 
 
3.26 
US (Ultrassom) 
END com ultrassom, conforme PETROBRAS N-1594 
 
 
3.27 
ZAC 
Zona Afetada pelo Calor, conforme definido pela PETROBRAS N-1438 
 
 
-PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016 
 
17 
4 Condições Gerais 
 
 
4.1 Introdução 
 
 
4.1.1 Os serviços de recebimento, armazenamento, fabricação, montagem, manutenção, 
condicionamento, TT, limpeza, inspeção e testes em sistemas e componentes de tubulação devem 
ser executados de acordo com os procedimentos correspondentes de execução, elaborados em 
conformidade com esta Norma. Devem também estar em conformidade com os documentos de 
projeto, com as padronizações de material de tubulação da PETROBRAS aplicáveis, com a NR-13, e 
com os requisitos de segurança previstos na ABNT NBR 6494, na NR-18 e nas normas PETROBRAS 
de segurança aplicáveis. Para obras fora do Brasil a legislação de segurança pertinente deve ser 
seguida, além dos requisitos contratuais referentes à segurança. 
 
 
4.1.2 Os requisitos listados nessa Norma são essencialmente complementares aos das normas de 
tubulação ASME B31.1 e ASME B31.3. O uso dessa norma em trechos projetados como dutos 
(ASME B31.4 e ASME B31.8, por exemplo) deve ser cercado de cuidados adicionais, de forma que 
não haja conflito com os requisitos dessas normas. 
 
 
4.1.3 Devem também ser atendidos os requisitos dos seguintes Anexos desta Norma: 
 
a) Anexo A: define os critérios para seleção do tipo e extensão dos exames não destrutivos; 
b) Anexo B: contém as orientações para o exame por amostragem dos componentes da 
tubulação; 
c) Anexo C: apresenta o conteúdo básico dos procedimentos de execução; 
d) Anexo D: determina a codificação por cores para identificação dos materiais; 
e) Anexo E: lista a classificação das padronizações de materiais e fluidos da PETROBRAS 
N-76 segundo as NR-13 e ASME B31.3, além da indicação da classe de inspeção 
aplicável; 
f) Anexo F: contém requisitos suplementares para a execução de teste pneumático das 
linhas; 
g) Anexo G: contém os requisitos para o gerenciamento e execução de ligações 
flangeadas. 
 
 
4.2 Qualificação de Procedimentos e Inspetores 
 
 
4.2.1 A qualificação e a certificação dos inspetores de soldagem devem obedecer a ABNT 
NBR 14842. Para serviços executados fora do Brasil, a qualificação e certificação devem obedecer a 
ABNT NBR 14842 ou entidades independentes que atendam aos requisitos da ISO 17024. No caso 
de inspetor de soldagem nível 2 é requerida a qualificação pela norma de projeto aplicável. Os 
mesmos devem ser submetidos à aprovação da PETROBRAS. 
 
 
4.2.2 Os ENDs devem ser executados por pessoal qualificado pelo Sistema Nacional de Qualificação 
e Certificação (SNQC) em ENDs conforme ABNT NBR NM ISO 9712. Para modalidades de ENDs 
não contempladas pelo SNQC, utilizar sistema de qualificação definido no procedimento interno de 
qualificação de pessoal estabelecido pela área de certificação e inspeção do SEQUI. Para serviços 
executados fora do Brasil a qualificação e certificação devem ser de acordo com o estabelecido 
acima ou via entidades independentes que atendam aos requisitos da ISO 17024 e que operem em 
conformidade com a ABNT NBR NM ISO 9712. Neste caso a aprovação prévia da PETROBRAS é 
requerida. 
-PÚBLICO-
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18 
 
4.2.3 A pintura e isolamento térmico devem seguir as prescrições das normas PETROBRAS 
aplicáveis ao projeto. Para executar inspeção de pintura no Brasil, a qualificação e a certificação 
devem ser pelo Sistema Brasileiro de Qualificação e Certificação em Corrosão e Proteção – 
ABRACO, conforme ABNT NBR 15218, pelo Sistema Nacional de Qualificação e Certificação – 
Corrosão e Proteção (SNQC-CP). Para serviços executados no exterior, a qualificação e certificação 
devem ser conforme estabelecido acima ou por entidades internacionais independentes que atendam 
aos requisitos da ISO/IEC 17024, sendo neste caso requerida a aprovação prévia da PETROBRAS. 
Técnicos de qualidade em isolamentos térmicos e refratários. para executar atividades relacionadas 
com isolamentos térmicos e refratários, devem ser treinados e qualificados conforme API STD 936. 
 
 
4.2.4 Para executar controle dimensional no Brasil, na área de tubulação, a qualificação e a 
certificação devem ser pelo Sistema Brasileiro de Qualificação e Certificação de Pessoal em END - 
ABENDI, conforme ABNT NBR 15523. Para serviços executados no exterior, a qualificação e 
certificação devem ser conforme estabelecido acima ou por entidades internacionais independentes 
que atendam aos requisitos da ISO/IEC 17024, sendo neste caso requerida a aprovação prévia da 
PETROBRAS; 
 
 
4.3 Reparos e Dispositivos Auxiliares de Montagem 
 
 
4.3.1 A superfície de todo reparo por solda deve ser submetida a exame por LP ou partículas 
magnéticas (PETROBRAS N-1596 ou N-1598), para assegurar a remoção total dos defeitos. 
 
 
4.3.1.1 O reparo das juntas soldadas deve ser executado de acordo com o procedimento de 
soldagem aprovado e soldadores qualificados, e somente após a remoção total dos defeitos. 
 
 
4.3.1.2 As juntas reparadas devem ser reinspecionadas por LP ou PM, além de serem inspecionadas 
por US ou RX nos casos assim especificados (conforme Anexo A). 
 
 
4.3.1.3 Após a execução do reparo a junta deve ser submetida a novo TT, nos casos assim 
especificados. 
 
 
4.3.2 A remoção de soldas de suportes provisórios e dos dispositivos auxiliares de montagem 
soldados deve ser feita de modo a evitar o arrancamento de material. No caso de necessidade de 
reparo por solda, esse deve ser feito conforme 4.3.1. 
 
 
4.3.2.1As áreas de soldas de suportes provisórios e de dispositivos auxiliares de montagem devem 
ser esmerilhadas e examinadas visualmente de acordo com a PETROBRAS N-1597 após a remoção 
desses dispositivos. 
 
 
4.3.2.2 Deve ser feito exame complementar por meio de LP ou partículas magnéticas (PETROBRAS 
N-1596 ou N-1598). 
 
 
4.3.3 A limpeza e remoção de escória das soldas, bem como a remoção e inspeção das áreas de 
soldas de suportes provisórios e de dispositivos auxiliares de montagem, devem ser completadas 
antes do teste de pressão da tubulação. 
 
 
4.3.4 A remoção dos reforços das soldas de topo pode ser feita por esmerilhamento, tomando-se o 
cuidado de não reduzir a espessura do tubo ou acessório adjacente. 
 
 
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4.4 Rastreabilidade 
 
 
4.4.1 Todas as juntas soldadas devem ser identificadas com o código do(s) soldador(es) ou 
operador(es) de soldagem conforme a PETROBRAS N-133, sendo que a mesma identificação deve 
constar dos mapas de controle. 
 
 
4.4.2 As juntas devem também ter identificada a Instrução de Execução e Inspeção de Soldagem 
(IEIS) utilizada. As juntas devem ser identificadas também quando liberadas para soldagem e após a 
soldagem. As juntas devem ter numeração sequencial de modo a permitir a rastreabilidade de cada 
junta, por conjunto de tubulação. 
 
 
4.4.3 Em obras em que forem utilizados sistemas informatizados para o controle de execução de 
ENDs nas juntas soldadas, é suficiente a indicação da Especificação do Procedimento de Soldagem 
(EPS) a ser empregada em cada junta, sendo dispensável a emissão de IEIS. 
 
 
4.4.4 A menos que especificado de forma diferente pela PETROBRAS, deve ser atendido o seguinte 
requisito de rastreabilidade para os componentes de tubulação: 
 
 
Tabela 1 - Rastreabilidade Requerida para os Componentes da Tubulação 
 
Materiais / Equipamentos Rastreabilidade total Origem reconhecida 
Tubos X (Notas) - 
Flanges X (Notas) - 
Conexões X (Notas) - 
Demais acessórios e Componentes X (Notas) - 
Válvulas X (Notas) - 
Juntas de Expansão X 
Suportes de Mola X 
Estojos e porcas - X, com certificado 
Juntas não metálicas - X 
Juntas metálicas X, com certificado 
 
NOTA 1 A Rastreabilidade Total é obrigatória para esses componentes nos seguintes 
casos: 
 
a) linhas em aço carbono para baixa temperatura (<-29°C); 
b) linhas de fluidos categoria “M” (conforme ASME B31.3); 
c) materiais ligados (baixa, média e alta liga / P-number diferente de 1). 
 
NOTA 2 Para as demais condições deve ser empregada Rastreabilidade Limitada. 
 
 
 
4.4.5 Para fins de aplicação de rastreabilidade devem ser seguidas as seguintes definições: 
 
a) Rastreabilidade Total (RT) – para os itens classificados com rastreabilidade total, deve 
ser assegurada uma exata correlação entre cada item e seus dados fundamentais (por 
exemplo: certificados, exames, ensaios, lotes, data de fabricação, corrida, validade) 
desde a matéria-prima até o produto acabado, voltada à utilização a qualquer momento. 
A rastreabilidade é geralmente realizada através de marcação física dos componentes, e 
assegurada durante toda a duração do trabalho do contrato e também após a montagem 
e testes finais. 
b) Rastreabilidade Limitada (RL) – para os itens classificados com rastreabilidade limitada, 
estão envolvidas todas as fases do processo produtivo desde o recebimento até sua 
montagem e teste finais. Não é necessário, entretanto, manter a rastreabilidade após o 
término do trabalho relativo ao contrato. 
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c) Origem Reconhecida (OR) – para os itens classificados com origem reconhecida, deve 
ser assegurado que a aquisição tenha sido realizada em um fornecedor qualificado. A 
rastreabilidade é assegurada através das marcações efetuadas nos itens, conforme 
requisitos normativos. Podem ser requeridos certificados, mas não é requerida a 
correlação entre os certificados e cada item individual. 
 
 
4.4.6 É considerada satisfatória a realização da rastreabilidade da aplicação de tubos, conexões e 
acessórios de tubulação através de relatórios associados e desenhos de fabricação (em detrimento 
da necessidade da marcação física dos componentes). Nesse caso a metodologia de rastreabilidade 
deve ser detalhada em procedimento de rastreabilidade específico aprovado pela PETROBRAS. Os 
relatórios devem ser elaborados pelo Inspetor Dimensional certificado. 
 
 
4.5 Requisitos Gerais de Qualidade 
 
 
4.5.1 A soldagem deve ser planejada e executada conforme PETROBRAS N-133 e a Seção 8 desta 
Norma. 
 
 
4.5.2 Os ENDs devem ser planejados e executados conforme procedimentos elaborados de acordo 
com as PETROBRAS N-1591, N-1593, N-1594, N-1595, N-1596, N-1597, N-1598 e ABNT NBR 16137. 
Para o ensaio de identificação de ligas deve ser atendida também a API RP 578. 
 
 
4.5.3 Somente os materiais corretamente identificados, aprovados e liberados pela inspeção de 
recebimento podem ser empregados na fabricação e montagem. 
 
 
4.5.4 As peças, os tubos e os acessórios da tubulação devem ser limpos interna e externamente 
imediatamente antes da fabricação e da montagem. 
 
 
4.5.4.1 As extremidades a serem soldadas devem ser limpas e protegidas de acordo com a 
PETROBRAS N-133. 
 
 
4.5.4.2 As extremidades roscadas e flangeadas devem estar limpas e isentas de corrosão, tintas, 
graxas, terra, mossas e serrilhados. Para ligações flangeadas, a remoção de tintas e graxas deve ser 
feita com solvente. 
 
 
4.5.5 As plaquetas de identificação de equipamentos e acessórios devem ser protegidas durante a 
montagem, e não podem ser encobertas por tinta ou isolamento térmico. 
 
 
4.5.6 No curvamento a frio dos tubos devem ser seguidos os requisitos da norma de projeto, porém o 
raio mínimo da linha de centro deve estar conforme a PETROBRAS N-57. Para tubos com 
revestimento, o revestimento só pode ser aplicado após o curvamento. 
 
 
4.5.7 Os suportes devem ser montados, soldados e tratados termicamente de acordo com o projeto e 
a norma de projeto. 
 
 
4.5.8 Em tubulações encamisadas devem ser seguidos os requisitos da norma de projeto. Deve-se 
atentar para a necessidade de inspeção e teste das soldas do tubo interno, antes da montagem da 
camisa, e para o novo teste das ligações flangeadas, após a montagem do conjunto no campo. 
 
 
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4.5.9 Na entrada de vasos, compressores, turbinas, bombas e outros equipamentos que possam ser 
prejudicados por detritos e que não tenham sido isolados do sistema devem ser colocados filtros 
temporários de acordo com a PETROBRAS N-118. Estes filtros devem ficar no sistema durante o 
teste de pressão, limpeza, pré-operação e início de operação. 
 
 
4.5.10 Em casos especiais em que não seja admitida qualquer contaminação pelo fluido de limpeza 
ou de teste, devem ser instalados dispositivos de isolamento considerando os limites dos 
subsistemas na entrada e saída dos equipamentos. 
 
 
4.6 Tolerância Dimensional 
 
As tubulações devem ser fabricadas e montadas de acordo com o projeto e dentro das tolerâncias 
dimensionais estabelecidas pela norma de projeto, ou, na falta desta, pela Figura 1. 
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4.7 Intervenção em Tubulações em Serviço ou em Operação 
 
 
4.7.1 A inspeção das tubulações em serviço deve ser realizada conforme PETROBRAS N-2555. 
 
 
4.7.2 Para reparo, alteração ou reclassificação de tubulações em serviço, recomenda-se adotar as 
orientações da API 570. [Prática Recomendada] 
 
 
4.7.3 Para reparos em tubulações em operação, ou sua interligação com tubulações novas, devem 
ser seguidos os requisitos da PETROBRAS N-2163. 
 
 
5 Recebimento, Armazenamento e Preservação de Materiais5.1 Controle do Material Recebido 
 
 
5.1.1 É obrigatória uma estrutura de recebimento e armazenamento dos materiais que tenha no 
mínimo: 
 
a) pessoal apto para realizar o manuseio, conferência e arquivamento da documentação de 
recebimento dos materiais; 
b) pessoal qualificado para execução dos testes de recebimento que forem exigidos nesta 
Norma e aqueles requeridos na documentação de compra ou no procedimento de 
recebimento; 
c) sistema de arquivamento da documentação de compra e recebimento de materiais; 
d) infra-estrutura adequada para armazenamento adequado dos materiais, sendo requerido: 
área coberta ao abrigo de intempéries ou uso de medidas para evitar o contato do 
material com a atmosfera agressiva ou acompanhamento periódico da corrosão dos 
equipamentos, para ambientes classificados como C5-I e C5-M de acordo com a 
ISO 12944-2; 
e) sistema de controle de acesso às áreas de armazenamento que evite o trânsito de 
pessoal não autorizado. Esse sistema deve incluir obrigatoriamente a existência de 
barreiras físicas como muros, cercas ou telas. 
 
 
5.1.2 Cabe a estrutura de recebimento e armazenamento dos materiais as tarefas de: 
 
a) verificar se a documentação do fornecedor está de acordo com os requisitos de compra; 
b) verificar se a embalagem/suportação do produto apresenta avarias. Em caso de avarias 
deve ser avaliado e registrado o estado do produto, procedendo ao armazenamento ou à 
devolução conforme o caso; 
c) proceder a identificação de materiais, de acordo com o 5.1.3 desta Norma, de forma a 
permitir a rastreabilidade dos materiais com os documentos de recebimento; 
d) proceder o armazenamento físico dos materiais, de acordo como 5.1.4 desta Norma; 
e) proceder a liberação dos materiais para as frentes de trabalho, de acordo com 
procedimento que permita a rastreabilidade do material nas frentes de trabalho. 
 
 
5.1.3 A identificação de materiais no recebimento envolve as seguintes etapas: 
 
a) inspeção dos materiais de acordo com 5.3 a 5.14 desta Norma, além dos requisitos de 
compra ou decorrentes do procedimento de recebimento. Esta inspeção deve ser feita 
antes de sua aplicação na fabricação ou montagem. O relatório dessa inspeção de 
recebimento deve explicitar as corridas ou lotes inspecionados, as características da 
amostragem realizada conforme Anexo B, e as grandezas medidas, conforme aplicável a 
cada componente; 
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b) identificação dos materiais recebidos de acordo com o procedimento aplicável. A 
identificação deve permitir rastreabilidade com o certificado; 
c) todos os materiais devem ser identificados também com código de cores, seguindo as 
orientações do Anexo D. “Tubings” e conexões específicas dos sistemas de 
instrumentação ou de traço de vapor, e os “tubings” de troca térmica para trocadores de 
calor não devem receber pintura de identificação; 
d) inspeção visual dos materiais fundidos conforme MSS SP-55; 
e) teste de reconhecimento de aços e ligas metálicas, conforme API RP 578, para todos os 
materiais (exceto os de aço-carbono). Deve ser utilizado um método quantitativo, sendo 
permitido, entretanto, o método qualitativo de teste por pontos conforme 
PETROBRAS N-1591. Em ambos os casos os resultados devem permitir o confronto 
com a composição química requerida do material; 
f) teste de medição de ferrita, para todos os componentes aços inoxidáveis duplex e 
superduplex; 
g) teste de verificação de sensitização (ASTM A 262 prática A) por amostragem (5.2) para 
os componentes forjados em aços inoxidáveis da série 300 (através de réplica 
metalográfica); 
h) teste de verificação por amostragem (5.2) de revestimentos aplicados, sejam eles 
metálicos ou não metálicos (incluindo revestimentos de estojos). 
 
 
5.1.4 Cuidados mínimos requeridos no armazenamento: 
 
a) os materiais de aço inoxidável, ligas de níquel ou titânio e suas ligas devem ser 
armazenados, manuseados e processados totalmente segregados dos demais materiais, 
de forma a evitar o risco de contaminação; 
b) os materiais em aço inoxidável não devem ser armazenadas em contato com peças 
galvanizadas; 
c) os materiais rejeitados nas inspeções feitas conforme o 5.1.3 devem ser identificados e 
segregados dos demais materiais para evitar risco de uso indevido; 
d) materiais e componentes mantidos em áreas abertas, sem cobertura, devem sempre ser 
armazenados de forma a evitar o acúmulo de água e afastados do piso. Materiais e 
equipamentos sensíveis devem sempre ser armazenados em área abrigada. 
 
 
5.1.5 Se durante o período de armazenamento for observada falha na preservação de quaisquer 
materiais e componentes, essas falhas devem ser imediatamente corrigidas e o procedimento de 
armazenamento devidamente ajustado de forma a evitar a repetição da falha. 
 
 
5.2 Inspeção por Amostragem 
 
 
5.2.1 Nos itens onde for requerida a inspeção por amostragem, esta deve ser executada conforme 
estabelecido na ABNT NBR 5426. As ABNT NBR 5425 e ABNT NBR 5427 apresentam informações 
complementares visando facilitar a aplicação da inspeção por amostragem da ABNT NBR 5426, 
podendo ser empregadas como ferramentas auxiliares. 
 
 
5.2.2 O tamanho da amostra para verificação das características dos componentes deve ser dado 
pelo nível geral de inspeção II, QL10, plano de amostragem simples e risco do consumidor 5 %, 
exceto para os casos citados a seguir: 
 
a) tubos ASTM A53/A53M: adotar QL 15; 
b) juntas com enchimento e juntas de anel: adotar QL 4. 
 
 
5.2.3 O Anexo B desta Norma resume os dados necessários para a seleção do código literal da 
amostra, determinação do seu tamanho, e os valores limites de aceitação e rejeição, todos para o 
plano de amostragem simples. 
 
 
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5.2.4 Para os casos em que se supõe que a qualidade do produto é superior àquela especificada, o 
uso de planos de amostragem dupla ou múltipla podem reduzir o tamanho da amostra. Para sua 
aplicação devem ser consultadas as tabelas de planos de amostragem duplo ou múltiplo baseadas na 
qualidade-limite, para o risco de consumidor 5 %, constantes na ABNT NBR 5427, para a seleção do 
tamanho das amostras e os valores limites de aceitação e rejeição. [Prática Recomendada] 
 
 
5.3 Tubos 
 
 
5.3.1 Devem ser verificados se todos os tubos estão identificados, por pintura, de acordo com o 
Anexo D e com as seguintes informações: especificação completa do material, diâmetro e espessura. 
Se o lote possuir apenas um tubo identificado, esta identificação deve ser transferida para os demais. 
 
NOTA A identificação por cores de tubos de aços carbono para uso comum não é obrigatória nas 
obras de manutenção de unidades em operação, em serviços sendo executados sob a 
responsabilidade das próprias Unidades de Negócio (ver nota explicativa no Anexo D). 
 
 
5.3.2 Devem ser verificados certificados de qualidade do material de todos os tubos, inclusive o 
laudo radiográfico de tubos com costura e o certificado do TT, quando exigido, em confronto com a 
especificação aplicável. Deve-se verificar a rastreabilidade entre os certificados de usina e as corridas 
anotadas nos tubos. 
 
 
5.3.3 Devem ser verificadas, por amostragem (ver 5.2) se as seguintes características dos tubos 
estão de acordo com as especificações, normas e procedimentos aplicáveis: 
 
a) espessura; 
b) diâmetro; 
c) circularidade em ambas as extremidades; 
d) chanfro ou extremidades roscadas; 
e) reforço das soldas; 
f) estado das superfícies internas e externas (mossa e corrosão); 
g) empenamento; 
h) estado do revestimento; 
i) perpendicularidade do plano de boca. 
 
 
5.3.4 Os tubos devem ser armazenados de acordo com a ABNT NBR 16212. Adicionalmente, o 
armazenamento dos tubos revestidos internamente deve seguir a orientaçãodo fabricante. 
 
 
5.3.5 Os biséis dos tubos devem ser protegidos, no recebimento, contra corrosão, com aplicação de 
uma fina película de revestimento orgânico transparente e removível. 
 
 
5.3.6 As extremidades rosqueadas devem ser protegidas, no recebimento, com graxa anticorrosiva e 
com luva plástica, luva de aço ou tiras de borracha, devendo ser esta proteção verificada a cada 
6 meses. 
 
 
5.4 Flanges 
 
 
5.4.1 Devem ser verificados se todos os flanges estão identificados, por pintura, de acordo com o 
Anexo D e têm identificação estampada de acordo com a especificação dos ASME B16.5, 
ASME B16.47 e MSS SP-25 ou MSS SP-44 e com as seguintes características: tipos de face, 
especificação do material, diâmetro nominal, classe de pressão, espessura, placa (TAG) do 
instrumento (para flanges de orifício) e marca do fabricante. 
 
 
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5.4.2 Devem ser verificados os certificados de qualidade de material de todos os flanges, em 
confronto com a especificação aplicável. Deve-se verificar a rastreabilidade entre os certificados de 
usina e as corridas anotadas nos flanges. 
 
 
5.4.3 Deve ser verificado, por amostragem (ver 5.2), se as seguintes características dos flanges 
estão de acordo com as especificações, normas e procedimentos aplicáveis: 
 
a) diâmetro interno e externo; 
b) espessura do pescoço; 
c) altura e diâmetro externo do ressalto; 
d) profundidade, tipo e passo de ranhura e rugosidade; 
e) estado da face dos flanges; 
f) espessura da aba; 
g) chanfro ou encaixe para solda ou rosca (tipo e passo); 
h) rebaixo para junta de anel; 
i) estado das roscas quanto a amassamentos, corrosão e rebarbas, e se estão 
devidamente protegidas; 
j) estado dos revestimentos quanto a falhas ou falta de aderência; 
k) furação; 
l) dureza das faces dos flanges para juntas tipo anel (FJA), conforme PETROBRAS 
N-1693. 
 
 
5.4.4 Deve ser verificado em todos os flanges se existem trincas ou deformações bem como o 
estado geral da face, se está em bom estado, sem mossas ou corrosão. 
 
 
5.4.5 Os biséis dos flanges devem ser protegidos no recebimento contra corrosão, utilizando uma 
fina película de revestimento orgânico transparente e removível. 
 
 
5.4.6 As faces e roscas devem ser protegidas contra corrosão e avarias mecânicas via: 
 
a) revestimento anticorrosivo ou graxa anticorrosiva; e 
b) placa de material não metálico afixada ao flange por meio de parafusos/arame 
galvanizado. 
 
NOTA A proteção anticorrosiva descritas em a) ou b) deve ser feita no recebimento e a cada 
90 dias. 
 
 
5.5 Conexões 
 
 
5.5.1 Deve ser verificado se todas as conexões estão identificadas, por pintura, de acordo com o 
Anexo D e se estão identificadas com os seguintes dados: 
 
a) especificação completa do material; 
b) diâmetro; 
c) classe de pressão ou espessura; 
d) tipo e marca do fabricante. 
 
 
5.5.2 Devem ser verificados os certificados de qualidade do material, inclusive o laudo radiográfico e 
o certificado de TT de todas as conexões, quando exigido, em confronto com as especificações 
aplicáveis. Deve-se verificar a rastreabilidade entre os certificados de usina e as corridas anotadas 
nas conexões. 
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5.5.3 Deve ser verificado, por amostragem (ver 5.2), se as seguintes características das conexões 
estão de acordo com as especificações, normas e procedimentos aplicáveis: 
 
a) diâmetro nas extremidades; 
b) circularidade; 
c) distância centro-face; 
d) chanfro, encaixe para solda, ou rosca (tipo e passo); 
e) espessura; 
f) angularidade das curvas; 
g) estado da superfície quanto a amassamentos, corrosão, trincas e soldas provisórias; 
h) estado geral da galvanização ou revestimento quanto a falhas. 
 
 
5.5.4 Os biséis das conexões devem ser protegidos, no recebimento, contra corrosão, com aplicação 
de uma fina película de revestimento orgânico transparente e removível. 
 
 
5.5.5 As roscas das conexões devem ser protegidas, no recebimento, utilizando graxa anticorrosiva 
ou uma fina película de revestimento orgânico transparente e removível. 
 
 
5.5.6 O armazenamento deve ser feito de modo a evitar acúmulo de água dentro das conexões e 
contato direto entre elas e com o solo. 
 
 
5.6 Válvulas 
 
 
5.6.1 Verificação da Embalagem 
 
 
5.6.1.1 Para válvulas embaladas conforme Anexo A da PETROBRAS N-12 no ato do recebimento 
deve se realizar a abertura da embalagem e se proceder com a inspeção de recebimento e 
preservação conforme 5.6.2 e 5.6.3. 
 
 
5.6.1.2 Para válvulas embaladas conforme Anexo B da PETROBRAS N-12 deve-se realizar o 
seguinte: 
 
 
5.6.1.2.1 As válvulas que tenham sido embaladas de forma individualizada devem preferencialmente 
ser mantidas dentro da embalagem original, tomando-se o cuidado de não danificá-la. Deve-se 
verificar a embalagem quanto à integridade, a identificação da válvula e a documentação descrita em 
5.6.2.4. 
 
 
5.6.1.2.2 As válvulas embaladas em caixas, com embalagem individualizada por válvula, podem ser 
removidas da caixa e guardadas em prateleira (mantendo-se a proteção da embalagem 
individualizada). 
 
 
5.6.1.2.3 A abertura da embalagem individualizada deve ser retardada até a iminência da instalação 
da válvula. Uma vez aberta a embalagem que protege a válvula, proceder com a inspeção de 
recebimento e a preservação da válvula da maneira descrita em 5.6.2 e 5.6.3. 
 
 
5.6.2 Inspeções e Testes no Recebimento 
 
 
5.6.2.1 No recebimento não é requerida a repetição de testes de pressão de corpo ou testes de 
estanqueidade, nem com gás nem com líquido, similares aos testes de aceitação em fábrica (FAT). 
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5.6.2.2 Não é recomendada a desmontagem de válvulas no recebimento. 
 
 
5.6.2.3 Na inspeção de recebimento deve ser verificado: 
 
a) certificado de teste no fabricante, identificando a norma de fabricação, a norma de teste, 
e os resultados dos testes de aceitação de fábrica (FAT). Deve estar explicita a 
identificação do (s) inspetor(es) de fabricação que acompanhou(aram) a fabricação e os 
testes finais (conforme definido no 5.6.2.8). Essa identificação deve obrigatoriamente ser 
individualizada por válvula (por número serial); 
b) certificados de qualidade de todos os componentes submetidos à pressão e dos internos, 
bem como o relatório do teste de reconhecimento de aços e ligas metálicas dos internos 
(PMI) realizado pelo fabricante, em confronto com a especificação aplicável; 
c) estado da pintura; 
d) estado geral da válvula quanto à corrosão e limpeza interna; 
e) identificação dos materiais por código de cores de acordo com o Anexo D (não aplicável 
aos internos da válvula); 
f) identificação da válvula, de acordo com a codificação de projeto; 
g) conformidade das informações contidas na plaqueta de identificação da válvula 
(materiais, classe de pressão, diâmetro, pressão de teste, etc). 
 
 
5.6.2.4 Deve ser realizado no recebimento o teste de reconhecimento de aços e ligas metálicas 
(PMI) do corpo da válvula incluindo também as soldas submetidas à pressão (em todos os materiais 
exceto aço carbono). 
 
 
5.6.2.5 Deve ser verificada a existência de danos devido a falhas no manuseio ou preservação. 
Deve-se verificar pelo menos os seguintes itens: 
 
a) estado das roscas e superfícies usinadas; 
b) estado da superfície do corpo da válvula quanto a corrosão ou amassamento; 
c) existência de empenamento da haste e o aspecto geral do volante ou atuadores; 
d) estado de preservação dos internos e dos revestimentos (onde aplicável). 
 
 
5.6.2.6 Deve ser verificado, por amostragem, se as seguintes características das válvulas estão de 
acordo com as especificações, normas e procedimentos aplicáveis: 
 
a) diâmetro das extremidades;b) tipo de extremidade (flanges, chanfro, encaixe para solda, rosca); 
c) classe de pressão; 
d) distância face a face; 
e) tipo de passagem (plena ou reduzida); 
f) revestimento interno; 
g) indicação de sentido de fluxo no corpo da válvula. 
 
 
5.6.2.7 Válvulas e atuadores recebidos separadamente podem ser montados como conjunto válvula-
atuador fora das instalações do fabricante. Nesse caso o conjunto deve ser testado quanto ao seu 
funcionamento após essa integração. 
 
 
5.6.2.8 Todas as válvulas devem ser fornecidas com a documentação de fabricação e o laudo de 
liberação em fábrica conforme Plano de Inspeção e Testes Padrão PETROBRAS e Requisito de 
Inspeção Padrão de Válvulas PETROBRAS N009. A documentação de fabricação e o laudo devem 
estar assinados pelo Inspetor de Fabricação da modalidade IF-AT qualificado conforme Sistema 
Nacional de Qualificação e Certificação de Pessoal. 
 
 
5.6.2.9 Válvulas que não atendem a algum dos critérios descritos em 5.6.2.3 a 5.6.2.8 devem ser 
rejeitadas no recebimento. 
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5.6.3 Armazenamento e Preservação 
 
 
5.6.3.1 O armazenamento deve ser feito em local seco e abrigado. As válvulas devem ser mantidas 
afastadas do piso. 
 
 
5.6.3.2 Acessórios externos de válvulas atuadas devem ser protegidos contra danos mecânicos. 
 
 
5.6.3.3 Deve ser emitido um procedimento específico, detalhando o método de preservação das 
válvulas, identificando a periodicidade de renovação em função das características da válvula e das 
condições de armazenagem (temperatura, insolação, umidade, poeira e particulados, etc). 
 
 
5.6.3.4 A preservação deve garantir: 
 
a) proteção de todas as superfícies roscadas e usinadas; 
b) proteção de todos os componentes da válvula contra corrosão e danos mecânicos; 
c) proteção da válvula contra a entrada de poeira e umidade com a aplicação de tampo não 
metálico. 
 
 
5.6.3.5 Para o método de preservação das válvulas com graxa deve-se repetir essa preservação no 
mínimo a cada 180 dias. 
 
 
5.6.3.6 As válvulas de segurança devem ter sua pressão de abertura verificada antes da instalação. 
Os lacres de calibração do fabricante somente devem ser removidos caso haja necessidade de novo 
ajuste de calibração, devendo-se após este ajuste instalar novo lacre e emitir laudo de calibração. 
 
 
5.6.3.7 O sistema de armazenamento e preservação deve garantir que as válvulas estejam íntegras 
no momento de sua instalação. As válvulas devem ser inspecionadas visualmente antes de sua 
aplicação no campo e em caso de evidência de danos que possam afetar seu correto funcionamento, 
ou da não realização da preservação descrita nos itens 5.6.3.1 a 5.6.3.5, as mesmas devem ser 
rejeitadas. 
 
 
5.7 Purgadores 
 
 
5.7.1 Deve ser verificado se todos os purgadores estão identificados por plaqueta, contendo as 
seguintes características: tipo do purgador, classe de pressão, material e existência de filtro. Deve-se 
verificar a rastreabilidade entre os certificados do fabricante e os purgadores. 
 
 
5.7.2 Deve ser verificado se consta no corpo de todos os purgadores a indicação do sentido do fluxo. 
No caso de falta, esta indicação deve ser providenciada. 
 
 
5.7.3 Devem ser verificadas, por amostragem (ver 5.2), as seguintes características do purgador: 
 
a) dimensões do purgador, principalmente a distância entre as extremidades, devendo 
estar de acordo com o catálogo do fabricante; 
b) estado geral e limpeza do purgador. 
 
 
5.7.4 O armazenamento de purgadores deve ser feito em local abrigado em sua embalagem original 
ou em prateleiras, protegidos contra avarias mecânicas e oxidação. 
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5.8 Juntas de Vedação 
 
 
5.8.1 Deve ser verificado se todas as juntas estão identificadas, contendo as seguintes 
características: material, tipo de junta, material do enchimento, diâmetros, classe de pressão, padrão 
dimensional de fabricação e marca do fabricante. 
 
 
5.8.2 Deve ser verificado em todas as juntas tipo anel o estado da superfície, quanto à corrosão, 
amassamento, avarias mecânicas e trincas. 
 
 
5.8.3 Deve ser verificado, por amostragem (ver 5.2), se as seguintes características da junta estão 
de acordo com as especificações, normas e procedimentos aplicáveis: 
 
a) espessura; 
b) diâmetro interno e externo; 
c) passo (juntas espiraladas ou corrugadas); 
d) espaçadores das juntas metálicas (diâmetro externo e espessura); 
e) todas as dimensões da junta; 
f) dureza da junta tipo anel (JA), conforme PETROBRAS N-1693. 
 
 
5.8.4 Deve ser verificada a compatibilidade do certificado de qualidade do material de todas as juntas 
de vedação com a especificação aplicada. 
 
 
5.8.5 O armazenamento das juntas deve ser feito em local abrigado de modo a evitar 
amassamentos, avarias mecânicas e trincas. As juntas metálicas devem, também, ser protegidas 
contra corrosão. 
 
 
5.9 Juntas de Expansão 
 
 
5.9.1 Deve ser verificado se todas as juntas de expansão estão identificadas por plaqueta de acordo 
com a codificação do projeto. 
 
 
5.9.2 Deve ser verificado em todas as juntas de expansão se as seguintes características estão de 
acordo com as especificações, normas e procedimentos aplicáveis: 
 
a) distância entre extremidades; 
b) extremidades (flanges e solda de topo); 
c) diâmetro de extremidades; 
d) tirantes; 
e) travamento; 
f) anéis de equalização; 
g) pantógrafo; 
h) soldas; 
i) estado geral das peças da junta quanto a trincas, amassamentos e corrosão, 
principalmente na região do fole, onde não são admitidos quaisquer defeitos; 
j) estado das gaxetas das juntas de expansão; 
k) alinhamento; 
l) marcação do sentido de fluxo; 
m) verificação de pré-deformação, conforme valores de projeto; 
n) memória de cálculo; 
o) compatibilidade com as condições de projeto (pressão, temperatura e deslocamento); 
p) refração interna; 
q) isolamento externo. 
 
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5.9.3 Deve ser verificada a compatibilidade dos certificados de qualidade do material de todas as 
juntas de expansão com a especificação aplicada. Deve-se verificar a rastreabilidade entre os 
certificados do fabricante e as juntas. 
 
 
5.9.4 As faces usinadas dos flanges das juntas de expansão devem ser protegidas contra corrosão 
conforme recomendado no 5.4.6. 
 
 
5.9.5 Os biséis das extremidades das juntas de expansão devem ser protegidos contra corrosão no 
recebimento, utilizando uma fina película de revestimento orgânico transparente e removível. 
 
 
5.9.6 O armazenamento das juntas de expansão deve ser feito em área abrigada de modo a evitar 
danos, com especial atenção à proteção do fole, mantendo-se tirantes ou outros dispositivos 
provisórios de travamento fornecidos pelo próprio fabricante, a fim de protegê-lo. 
 
 
5.9.7 As roscas dos tirantes de travamento, as ligações aparafusadas dos anéis de equalização 
(quando existirem) e as articulações das juntas de expansão devem ser protegidas contra corrosão 
da mesma forma conforme determinado no 5.4.6. 
 
 
5.10 Filtros 
 
 
5.10.1 Devem ser verificados se todos os filtros estão identificados de acordo com a codificação do 
projeto. 
 
 
5.10.2 Devem ser verificadas, por amostragem (ver 5.2), se as seguintes características do filtro 
estão de acordo com as normas adotadas pelo projeto: 
 
a) distância entre as extremidades; 
b) dimensões dos suportes; 
c) extremidades; 
d) concordância do elemento filtrante com as normas de projeto e o seu estado; 
e) estado geral do filtro; 
f) certificação de teste. 
 
 
5.10.3 Deve ser verificada a compatibilidade dos certificados de qualidade do material de todos os 
filtros com a especificação aplicada. Deve-se verificar a rastreabilidade entre os certificados do 
fabricante e osfiltros. 
 
 
5.10.4 As faces usinadas dos filtros devem ser protegidas contra corrosão conforme determinado no 
5.4.6. 
 
 
5.10.5 Os biséis das extremidades dos filtros devem ser protegidos contra corrosão, no recebimento, 
utilizando uma fina película de revestimento orgânico transparente e removível. 
 
 
5.10.6 O armazenamento dos filtros deve ser feito em suas embalagens originais, em local abrigado, 
de modo a evitar danos. 
 
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5.11 Peças de Inserção entre Flanges - PETROBRAS N-120 
 
 
5.11.1 Deve ser verificado se todas as peças de inserção estão identificadas por marcação indelével 
com as seguintes características: especificação completa do material, classe de pressão e diâmetro 
nominal. 
 
 
5.11.2 Devem ser verificados os certificados de qualidade do material de todas as peças de inserção, 
em confronto com a especificação aplicável. Deve-se verificar a rastreabilidade entre os certificados 
do fabricante e as peças de inserção. 
 
 
5.11.3 Deve ser verificado em todas as peças de inserção o estado geral da superfície, 
principalmente das ranhuras, quanto à existência de mossa, corrosão e se estão devidamente 
protegidas. 
 
 
5.11.4 Deve ser verificado, por amostragem (ver 5.2), se as seguintes características das peças de 
inserção estão de acordo com as especificações adotadas pelo projeto: 
 
a) diâmetro interno e externo na região da junta; 
b) profundidade, tipo e passo das ranhuras; 
c) espessuras; 
d) rebaixo para junta tipo anel; 
e) posição do furo de rotação; 
f) diâmetro do furo de rotação; 
g) diâmetro do ressalto. 
 
 
5.11.5 As faces das peças de inserção devem ser protegidas contra corrosão utilizando graxa 
anticorrosiva ou uma fina película de revestimento orgânico transparente e removível, no recebimento 
e a cada 90 dias. 
 
 
5.11.6 As faces das peças de inserção devem ser protegidas no recebimento contra avarias 
mecânicas utilizando-se discos de madeira prensada impregnada com resina. 
 
 
5.12 Parafusos e Porcas 
 
 
5.12.1 Deve ser verificado se todos os lotes de parafusos, porcas e barras roscadas estão 
identificados com as características de material, diâmetro, tipo de rosca, processo de fabricação e 
marca do fabricante. 
 
 
5.12.2 Devem ser verificados os certificados de qualidade do material de todos os lotes de parafusos, 
porcas e barras roscadas, em confronto com as especificações aplicáveis. 
 
 
5.12.3 Deve ser verificado, por amostragem (ver 5.2), em cada lote, se as seguintes características 
das porcas, parafusos e barras roscadas estão de acordo com as especificações, normas e 
procedimentos aplicáveis: 
 
a) grau de identificação da especificação do material estampado no parafuso, na porca e na 
barra roscada; 
b) comprimento do parafuso; 
c) diâmetro do parafuso, da porca e da barra roscada; 
d) altura e distância entre faces e arestas da porca; 
e) tipo e passo da rosca; 
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33 
f) estado geral quanto a amassamentos, trincas, corrosão e acabamento em geral e se 
estão devidamente protegidos; 
g) estado e tipo de revestimento; 
h) dureza. 
 
 
5.12.4 Para estojos e porcas: caso o resultado do teste de dureza realizado no recebimento seja 
inferior (diferença superior a 10 %) àquele indicado no certificado original, deve-se realizar a retirada 
de uma amostra da corrida com baixa dureza de forma a serem realizados todos os testes 
determinados na especificação de material aplicável (composição química, tração, dureza). 
 
 
5.12.5 Para as barras roscadas: independentemente do exame de dureza no recebimento deve ser 
removida uma amostra de cada corrida de barra roscada para realização dos testes determinados na 
especificação de material aplicável (composição química, tração, dureza). 
 
 
5.12.6 Os ensaios indicados em 5.12.4 e 5.12.5 devem ser complementados com ensaio de impacto 
nos casos aplicáveis. 
 
 
5.12.7 Para estojos, porcas e barras roscadas valores de dureza superiores ao máximo permitido 
pela norma implicam na rejeição do lote. 
 
 
5.12.8 Os parafusos, porcas e barras roscadas devem ser protegidos contra a corrosão, no 
recebimento, e sempre que necessário utilizando graxa anticorrosiva. 
 
 
5.12.9 Os parafusos, porcas e barras roscadas devem ser armazenados em local protegido contra 
intempéries. 
 
 
5.12.10 Ao se realizar o corte da barra roscada deve-se proceder com os seguintes cuidados: 
 
a) os comprimentos cortados devem atender aos comprimentos estabelecidos na 
padronização em que o mesmo será empregado; 
b) deve-se transferir a cada comprimento cortado a identificação original contida na 
extremidade da barra roscada; 
c) deve-se repetir o exame de dureza por amostragem, de forma semelhante ao realizado 
no recebimento de lote de estojos. 
 
 
5.13 Suportes de Mola 
 
 
5.13.1 Deve ser verificado se todos os suportes de mola estão identificados por plaqueta de acordo 
com a codificação do projeto. 
 
 
5.13.2 Deve ser verificado em todos os suportes de mola e seus componentes o estado geral quanto 
à corrosão, existência de amassamento e trincas. 
 
 
5.13.3 Deve ser verificados se as cargas e o curso especificado na plaqueta dos suportes 
correspondem às especificações de projeto. 
 
 
5.13.4 Deve ser verificado se as posições a quente e a frio estão devidamente indicadas. 
 
 
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5.13.5 As articulações dos suportes de mola do tipo carga constante devem ser lubrificadas no 
recebimento, de acordo com as recomendações do fabricante. 
 
 
5.13.6 Os suportes de mola devem ser armazenados em local abrigado e seguro sem que sejam 
retirados seus limitadores temporários. 
 
 
5.14 Outros Componentes de Tubulação 
 
Devem ser verificados para os outros componentes de tubulação se: 
 
a) estão identificados, por pintura, de acordo com o Anexo D e estão identificados como 
requerido pelo projeto; 
b) os certificados de material e de testes estão de acordo com as especificações; 
c) suas características estão de acordo com as normas adotadas no projeto, fazendo-se 
inspeção por amostragem conforme 5.2; 
d) a rastreabilidade entre os certificados do fabricante e os componentes. 
 
 
6 Fabricação 
 
 
6.1 Especificação dos Spools 
 
 
6.1.1 A divisão das linhas em “spools” deve seguir as recomendações expressas nessa Norma, 
exceto quando os desenhos de fabricação dos “spools” forem executados pela Projetista. 
 
 
6.1.2 Todas as derivações, bocas-de-lobo e cortes em ângulo devem ser incluídas nos “spools” (as 
soldas no campo devem preferencialmente estar limitadas a soldas de topo ou de encaixe). Os 
detalhes dos cortes em chanfros para bocas-de-lobo devem estar conforme as Figuras 2 ou 3. A 
fabricação e inspeção devem ser conforme 7.1.11. 
 
 
6.1.3 Para cada linha a ser dividida, devem ser previstos, sempre que possível, graus de liberdade 
nas 3 direções ortogonais, a fim de facilitar as ajustagens de campo. 
 
 
6.1.4 As dimensões e pesos dos “spools” devem ser limitados em função da capacidade dos meios 
de transporte e elevação de cargas disponíveis. 
 
 
6.1.5 Deve ser incluído o maior número possível de soldas nos “spools”, a fim de minimizar a 
quantidade de soldas de campo, principalmente as que devem sofrer TT. 
 
 
6.1.6 A distância mínima permitida entre soldas de penetração (inclui soldas circunferenciais e de 
derivações) deve ser de 4 vezes a espessura do tubo ou 100 mm, o que for maior. Soldas em 
distâncias menores devem ser submetidas à aprovação prévia da PETROBRAS e inspecionadas 
conforme o A.3.3 desta Norma. 
 
 
6.1.7 A distância mínima entre derivações deve respeitar o disposto no projeto. 
 
 
6.1.8 Quando previsto o ensaio de US nas soldas de campo, estas soldas não devem serlocalizadas 
nas ligações entre tubo e conexão. 
 
 
6.1.9 Na fabricação dos “spools”, deve ser analisada a necessidade de sobrecomprimento. 
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35 
 
6.2 Soldagem, END e TT 
 
 
6.2.1 Todas as operações de soldagem, END e TT devem estar concluídas antes liberação do spool 
para o campo. Excetua-se a essa regra somente as juntas não finalizadas (somente ponteadas), 
assim especificadas nos desenhos dos spools de forma a facilitar o ajuste dos mesmos no campo. 
 
 
6.2.2 Os materiais de aço inoxidável, ligas de níquel ou titânio e suas ligas devem ser armazenados, 
manuseados e processados totalmente segregados dos demais materiais, de forma a evitar o risco 
de contaminação. 
 
 
6.2.3 Quando possível, o ponteamento deve ser realizado direto no chanfro; caso contrário, devem 
ser utilizados dispositivos auxiliares de montagem, que permitam a contração transversal da solda, 
principalmente nos aços-liga, visando minimizar a possibilidade do aparecimento de trincas no passe 
de raiz (conforme 7.1.15 e 7.1.16). 
 
 
6.3 Inspeção Dimensional 
 
 
6.3.1 Os spools devem ser avaliados quanto às dimensões finais antes de sua liberação definitiva 
(conforme 4.6). 
 
 
6.3.2 Todas as cotas relevantes devem ser registradas em relatório específico, devendo-se explicitar 
nesse relatório quaisquer sobrecomprimentos adicionados (conforme 6.1.9), bem como todas as 
soldas não finalizadas (ponteadas, conforme 6.2.1). 
 
 
6.4 Rastreabilidade 
 
 
6.4.1 Todas as soldas e a numeração dos “spools” nos quais o sistema está dividido devem ser 
assinaladas nos isométricos pela executante dos serviços. A numeração deve permitir adequada 
rastreabilidade. 
 
 
6.4.2 Os “spools” devem ser identificados de modo claro e durável e de acordo com o sistema de 
identificação especificado no procedimento de execução. A identificação deve conter no mínimo o 
número do isométrico e o número do “spool”. 
 
 
6.5 Fabricação dos Suportes 
 
 
6.5.1 Devem estar de acordo com a PETROBRAS N-1758, ou conforme padrão de suportes 
aprovado para o projeto. 
 
 
6.5.2 O uso de materiais não metálicos na suportação da tubulação somente pode ser realizado 
mediante aprovação da PETROBRAS. 
 
 
6.5.3 Os suportes devem ser fabricados com os materiais indicados na PETROBRAS N-1758 ou no 
padrão de suporte aprovado para o projeto. Para as partes de suportes diretamente soldadas à 
tubulação o material deve ser da mesma liga metálica desta. 
 
 
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6.5.4 As selas adicionadas à suportação com a função de reforço (distribuição da tensão) ou 
proteção contra desgaste devem ser fabricadas com material com grau de resistência igual ou 
superior ao material do tubo. 
 
 
6.5.5 Todo suporte deve ser identificado por código alfanumérico referente ao seu tipo (conforme 
PETROBRAS N-1758), além de uma identificação sequencial individualizada (TAG). Essa 
identificação deve ser empregada para dar a devida rastreabilidade aos materiais, às operações de 
soldagem e aos ensaios não destrutivos realizados. 
 
 
6.5.6 A conformação dos materiais dos suportes, a frio ou a quente, deve ser realizada conforme as 
orientações do código de projeto da tubulação no que diz respeito aos limites de temperatura, limites 
de deformação e necessidade de Tratamentos Térmicos de Alívio de Tensão (TTAT) ou ensaios 
adicionais. 
 
 
6.5.7 Soldadores e procedimentos de soldagem devem ser qualificados conforme ASME BPVC 
Seção IX. 
 
 
6.5.8 A inspeção da fabricação dos suportes deve ser como segue: 
 
a) aço carbono – 100 % exame visual em todas as soldas; 
b) aços liga e aços inoxidáveis – 100 % exame visual e 100 % de exame por LP ou PM em 
todas as soldas. 
 
 
6.6 Armazenamento, Preservação e Transporte 
 
 
6.6.1 A movimentação de “spools” somente ponteados deve ser cercada de cuidados especiais, para 
evitar rompimento dos pontos ou surgimento de trincas. Deve ser realizada uma inspeção visual dos 
pontos após a movimentação e antes do início da soldagem. 
 
 
6.6.2 Os “spools” fabricados devem ser limpos e preservados atendendo às mesmas recomendações 
da Seção 5 desta Norma, conforme aplicável aos itens que compõem os “spools”. 
 
 
6.6.3 Os “spools” prontos devem ser estocados de modo que nenhum dano possa ocorrer aos tubos 
ou acessórios, bem como evitar acúmulo de detritos e/ou água de chuva. Devem ser estocados 
afastados do solo e, preferencialmente, separados por área de aplicação, identificados por plaquetas. 
A posição de estocagem deve ser tal que permita fácil visualização de identificação e movimentação 
dos “spools”. 
 
 
6.6.4 Devem ser previstos recursos adequados durante o transporte dos “spools” para não danificá-
los. Cuidados especiais devem ser tomados principalmente para “spools” de pequenos diâmetros. 
 
 
6.7 Curvamento 
 
 
6.7.1 O uso de curvamento a frio em substituição à fabricação soldada de spools somente pode ser 
empregado com aprovação da PETROBRAS. 
 
 
6.7.2 O uso de curvamento por indução em substituição à fabricação soldada de spools pode ser 
realizada conforme ABNT NBR 16165. Deve ser apresentado procedimento aprovado de curvamento 
para aprovação da PETROBRAS. 
 
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7 Montagem 
 
 
7.1 Geral 
 
 
7.1.1 As tubulações não devem ser montadas fora das tolerâncias recomendadas em 4.6., exceto 
quando previsto no projeto o pré-tensionamento (“cold spring”), que deve ser detalhado em 
procedimento específico. 
 
 
7.1.2 Os parafusos e as porcas empregados na montagem devem ser os especificados em projeto e 
devem estar perfeitamente identificados. Não devem ser empregados elementos de fixação 
temporários que não estejam de acordo com o especificado em projeto. 
 
 
7.1.3 Antes da montagem deve ser verificado, topograficamente, se os suportes de tubulação 
(metálicos ou de concreto) estão de acordo com o projeto. 
 
 
7.1.4 O estado geral da superfície dos “spools” vindos da fabricação deve ser inspecionado antes da 
montagem, quanto a avarias no transporte. 
 
 
7.1.5 O desalinhamento das juntas soldadas de campo deve estar conforme procedimento de 
soldagem qualificado. 
 
 
7.1.6 Tubos ou conexões fabricados no campo devem ser avaliados conforme os requisitos do 
código de projeto aplicável, de acordo com o escopo de aplicação dos ASME na Figura 1 da 
PETROBRAS N-57. 
 
 
7.1.7 Ligações entre tubos, ou entre tubos e conexões, que apresentem variações dimensionais fora 
dos limites tolerados, principalmente com relação aos diâmetros, devem ser verificados previamente 
conforme a norma de projeto aplicável. 
 
 
7.1.8 A utilização de conexões fabricadas no campo, tais como curvas em gomos, bocas-de-lobo e 
reduções, só é permitida quando indicado no projeto. 
 
 
7.1.9 Todas as soldas de conexões fabricadas no campo devem ser examinadas conforme a classe 
de inspeção aplicável à tubulação (ver Anexo A desta Norma). 
 
 
7.1.10 Os detalhes dos cortes em chanfros para bocas-de-lobo devem estar conforme as Figuras 2 
ou 3. 
 
 
7.1.11 A soldagem e inspeção das bocas-de-lobo devem obedecer à seguinte sequência: 
 
a) o anel de reforço, caso seja previsto, só deve ser montado após a conclusão e exame da 
solda entre os tubos de ligação: 
— este anel de reforço deve possuir um furo de 1/4”, roscado NPT, para permitir teste de 
estanqueidade e desgaseificação; 
— o furo deve ser preenchido com graxa após o teste; 
b) o comprimento máximo da derivação, medido a partir da geratriz superior do tubo 
principal, deve ser tal que permita a inspeção visual da penetração do passe de raiz da 
solda com o tubo principal; 
c) o comprimento mínimo deve estar de acordo com o 6.1.6 desta Norma; 
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d) o passe de raiz da solda deve ser inspecionado visualmente, incluindo sua penetração, 
sem que esta interrupção comprometa o procedimento de soldagem; 
e) após a conclusão da solda entre os tubos, devem ser realizados exames conforme a 
classe de inspeção aplicável à tubulação (ver Anexo A desta Norma); 
f) concluídas satisfatoriamente as etapas anteriores, deve ser montado o anel de reforço, 
quando previsto, atendidas as dimensões mínimas das soldas em ângulo conforme a 
norma de projeto, de acordo com o escopo de aplicação dos ASME na Figura 1 da 
PETROBRAS N-57. 
 
 
7.1.12 As curvas em gomos devem atender aos requisitos da norma de projeto aplicável. 
 
 
7.1.13 A correção de desalinhamentos do eixo de tubulação de até 20 mm pode ser feita pelo 
método de aquecimento localizado com chama, utilizando maçarico tipo chuveiro, desde que 
atendidas às exigências dos 7.1.13.1 a 7.1.13.5. 
 
 
7.1.13.1 A temperatura máxima deve ser controlada por meios apropriados e deve ser limitada a 
600 °C. 
 
 
7.1.13.2 Caso seja aplicado o martelamento, deve ser utilizada uma chapa intermediária para 
proteção da peça. 
 
 
7.1.13.3 Exame com partículas magnéticas ou LP deve ser executado na região que foi aquecida, 
após correção do desalinhamento. 
 
 
7.1.13.4 Para materiais não enquadrados pela norma de projeto aplicável em “P-number” 1, este 
método de correção só pode ser empregado mediante aprovação da PETROBRAS. Nestes casos, ou 
quando exigido pela norma de projeto aplicável, deve ser medida a dureza nas áreas aquecidas. Os 
resultados devem estar dentro dos limites permitidos pela norma de projeto aplicável, caso contrário 
deve ser realizado TT de acordo com a Seção 10 desta Norma. 
 
 
7.1.13.5 O método de aquecimento localizado com chama para correção de desalinhamento não 
pode ser empregado nos casos abaixo: 
 
a) quando é exigido o teste de impacto para o material do tubo ou acessório; 
b) em tubulações para serviço com H2S, H2, NaOH, HF, monoetanolamina (MEA), 
Dietanolamina (DEA) ou categoria M do ASME B31.3; 
c) em tubulações de aços inoxidáveis ou ligas de níquel; 
d) para materiais normalizados ou temperados e revenidos. 
 
 
7.1.14 Quando possível, o ponteamento deve ser realizado direto no chanfro; caso contrário, devem 
ser utilizados dispositivos auxiliares de montagem, que permitam a contração transversal da solda, 
principalmente nos aços-liga, visando minimizar a possibilidade do aparecimento de trincas no passe 
de raiz. 
 
 
7.1.15 Quando forem utilizados dispositivos auxiliares de montagem do tipo “cachorro” devem ser 
atendidos os requisitos dos 7.1.15.1 a 7.1.15.4. 
 
 
7.1.15.1 A espessura do “cachorro” deve ser no máximo igual ao do maior dos seguintes valores: a 
metade da espessura do tubo, ou 5 mm. 
 
 
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7.1.15.2 Os “cachorros” devem ser de material similar ao do tubo (mesmo “P-number”). Caso isto 
não seja possível, deve ser feito um revestimento, na região de contato com o tubo, com metal 
depositado de composição química compatível com o tubo. A espessura do revestimento deve ser 
igual ou maior que a altura do cordão usado no ponteamento. 
 
 
7.1.15.3 Cada “cachorro” deve ser montado com uma inclinação de 30º em relação à linha de centro 
da tubulação e soldado alternadamente conforme Figura 4. 
 
 
7.1.15.4 A remoção do “cachorro” seja feita através de esmerilhamento da solda com o disco de 
corte, evitando-se o uso da talhadeira ou martelamento que podem levar ao arrancamento de material 
da espessura do tubo. 
 
30°
 
 
 
Figura 4 - Montagem dos “Cachorros” 
 
 
7.1.16 Quando forem utilizados dispositivos auxiliares de montagem do tipo “batoque” devem ser 
atendidos os requisitos dos 7.1.16.1 a 7.1.16.3. 
 
 
7.1.16.1 O “batoque” deve ser utilizado somente para espessuras de tubulação acima de 12,5 mm. 
 
 
7.1.16.2 O “batoque” deve ser tal que seu ponto de contato esteja preferencialmente na região média 
do chanfro conforme Figura 5. 
 
 
7.1.16.3 Os “batoques” empregados devem ser de aço-carbono e sua utilização é restrita a material 
base de aço-carbono (“P-number” 1), e que não requeiram preaquecimento. 
 
 
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7.1.17 A quantidade de dispositivos auxiliares de montagem ou de ponteamento direto por junta 
soldada deve ser no máximo [Prática Recomendada]: 
 
a) 3, para diâmetro até 4”; 
b) 4, para diâmetro acima de 4” até 14”; 
c) 5, para diâmetro acima de 14” até 24”; 
d) para diâmetro acima de 24”, distância de 300 mm entre dispositivos. 
 
 
7.1.18 A soldagem dos dispositivos auxiliares de montagem, ponteamento e outras soldas 
provisórias devem atender aos requisitos da PETROBRAS N-133. 
 
 
7.2 Suportes, Apoios e Restrições Metálicas - PETROBRAS N-1758 
 
 
7.2.1 Durante a montagem devem ser previstos suportes provisórios, de modo que a linha não sofra 
tensões exageradas e não transmita esforços elevados não previstos no projeto para os 
equipamentos, mesmo que por pouco tempo. As soldas dos suportes (provisórios ou definitivos) nas 
tubulações devem estar de acordo com os procedimentos qualificados da executante. 
 
 
7.2.2 Para linhas que requeiram TT, as soldas entre os apoios e o tubo devem ser tratadas 
termicamente, conforme norma de projeto aplicável. 
 
 
7.2.3 As ancoragens só devem ser feitas após a conclusão dos trabalhos de montagem, alinhamento 
e nivelamento e antes do teste de pressão. 
 
 
7.2.4 As ancoragens dos sistemas de tubulações somente podem ser executadas nos locais 
previstos pelo projeto, devendo ser retiradas as soldas provisórias usadas na montagem dos suportes 
deslizantes. 
 
 
7.2.5 Os suportes para linhas sujeitas à dilatação térmica podem ser montados centrados ou 
descentrados em relação à linha de centro do apoio, conforme indicado no projeto. 
 
 
7.2.6 Os suportes de mola e as juntas de expansão devem permanecer travados até a conclusão do 
teste de pressão e lavagem do sistema. 
 
 
7.2.7 Deve ser verificado se os suportes de tubulação próximos a bocais de equipamentos rotativos e 
bocais inferiores do equipamento de caldeiraria são de tipo regulável, conforme estabelecido na 
PETROBRAS N-57. 
 
 
7.3 Flanges 
 
 
7.3.1 Os flanges devem ter suas faces protegidas contra choques mecânicos e corrosão conforme o 
5.4.6 e, após a remoção desta proteção, devem ser examinados criteriosamente. 
 
 
7.3.2 Salvo indicação em contrário, os flanges são montados no tubo, de maneira que os planos 
vertical ou horizontal que contêm a linha de centro da tubulação dividam igualmente a distância entre 
os furos dos parafusos do flange. 
 
 
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7.3.3 Quando usados flanges sobrepostos, estes flanges devem ser soldados interna e externamente 
na tubulação, de maneira que a extremidade do tubo fique afastada da face do flange de uma 
distância igual à parede do tubo mais 3 mm. A solda interna deve ser executada de maneira que a 
face do flange não exija reusinagem. 
 
 
7.3.4 Os flanges de orifício devem ser montados com as tomadas posicionadas conforme a 
PETROBRAS N-1882. 
 
 
7.3.5 A solda interna dos tubos com os flanges de orifício deve ter o seu reforço interno esmerilhado 
rente com o tubo. No caso de linhas já existentes deve-se procurar uma sequência de montagem que 
permita o esmerilhamento da solda, principalmente no flange a montante da placa. 
 
 
7.3.6 Flanges de aço acoplados com flanges de ferro fundido devem ser montados com cuidado para 
evitar que se danifique o flange de ferro fundido. Nestas montagens devem ser usadas juntas de face 
inteira (“full face”). 
 
 
7.3.7 Não é permitido o acoplamento de flange de face com ressalto com flange de face plana. 
 
 
7.3.8 As peças de inserção entre flangesdevem ter suas faces compatíveis com as faces dos 
flanges entre os quais são montados. 
 
 
7.4 Válvulas e Discos de Ruptura 
 
 
7.4.1 As válvulas devem ser montadas corretamente verificando-se sua identificação e o sentido de 
fluxo, bem como se os acionadores estão colocados conforme o projeto e de forma a facilitar a 
operação. 
 
 
7.4.2 As válvulas somente podem ser montadas nas linhas após a lavagem das mesmas (aplicável 
às válvulas manuais, de segurança e/ou alívio, de controle e válvulas atuadas em geral). De forma a 
viabilizar a sequencia de montagem da tubulação recomenda-se o uso de carreteis, ou dispositivos 
com a mesma função, nos locais onde deveriam ser instaladas as válvulas. Não se recomenda o uso 
de barras roscadas como espaçadores, dada a falta de rigidez desse sistema. 
 
 
7.4.2.1 Como exceção ao 7.4.2, as válvulas podem ser montadas antes da lavagem das linhas se 
forem empregadas juntas provisórias cegas, com o intuito de proteger contra a entrada de sujeira na 
válvula (que poderia comprometer seu funcionamento e sua estanqueidade). Não se aplica essa 
exceção às válvulas que são soldadas ou roscadas às linhas. 
 
 
7.4.2.2 A remoção das juntas provisórias cegas que protegem as válvulas somente pode ser 
realizada após a lavagem das linhas, que deve ser feita com a remoção das válvulas e antes do teste 
hidrostático. 
 
 
7.4.3 Os discos de ruptura somente devem ser instalados após o teste hidrostático e a limpeza da 
tubulação. 
 
 
7.4.4 Os flanges, biséis ou roscas das válvulas devem receber os mesmos cuidados de preservação 
citados nos itens específicos desta Norma (ver Seção 5). 
 
 
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7.4.5 Todas as válvulas, exceto esfera e macho, devem ser transportadas, armazenadas e montadas 
na posição fechada. As válvulas soldadas à tubulação devem, entretanto, estar abertas quando da 
execução da solda. 
 
 
7.4.6 As válvulas que possuam elementos passíveis de destruição pelo aquecimento, como válvulas 
esfera de pequeno diâmetro, devem ter esses elementos desmontados antes do início da soldagem e 
tratamento térmico, exceto quando prevista extensão para soldagem. 
 
 
7.4.7 No momento da montagem as válvulas devem estar devidamente preservadas conforme 
procedimento específico aprovado. 
 
 
7.5 Juntas de Vedação 
 
 
7.5.1 As juntas de vedação definitivas das ligações flangeadas devem estar de acordo com as 
especificações de material do projeto de tubulação. 
 
 
7.5.2 Em teste hidrostático de tubulação, todas as juntas de vedação sujeitas à pressão de teste, 
inclusive as provisórias, devem estar de acordo com as especificações de material do projeto. 
 
 
7.5.3 Sempre que forem utilizadas juntas de vedação provisórias, as ligações flangeadas nas quais 
as juntas são colocadas devem ser indicadas no campo de forma facilmente identificável. 
 
 
7.5.4 Todas as juntas devem ser instaladas limpas, sem sulcos, riscos, mossas ou quaisquer 
deformações visíveis. 
 
 
7.6 Montagem de Ligações Parafusadas 
 
 
7.6.1 Na montagem as porcas devem ficar completamente roscadas no corpo do parafuso ou estojo, 
deixando passar pelo menos um fio de rosca. 
 
 
7.6.1.1 Recomenda-se que a extensão dos estojos além da porca não seja superior a 3 fios de rosca 
para cada lado, de modo a evitar que a corrosão das roscas dificulte a desmontagem [Prática 
Recomendada]. 
 
 
7.6.1.2 Para apertos com uso de máquinas tensionadoras é necessário adequar à extensão dos 
estojos além da porca, conforme recomendação do fabricante do equipamento. 
 
 
7.6.2 Os furos dos flanges devem estar alinhados, independentemente de qualquer esforço e sem 
que tenha sido inserido entre os flanges qualquer material que não seja a junta especificada, salvo 
peças de inserção previstas no projeto. Os parafusos devem passar pelos furos livremente após a 
linha estar soldada. As peças de inserção devem atender às exigências da PETROBRAS N-120. 
 
 
7.6.3 A montagem e o gerenciamento das ligações flangeadas devem ser realizados conforme 
preconizado no Anexo G desta Norma. 
 
 
7.6.4 Em nenhuma hipótese é permitido o ponteamento com solda das porcas nos parafusos ou 
peças. 
 
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7.7 Ligações Roscadas 
 
 
7.7.1 No instante da execução da ligação roscada, as roscas devem estar conforme previsto na 
Seção 5 desta Norma. Não devem ser montadas roscas cujos filetes apresentem sinais de corrosão 
ou mossas capazes de comprometer estanqueidade da ligação roscada. Neste caso, a ponta 
roscada deve ser removida e nova rosca deve ser aberta imediatamente antes da montagem. 
 
 
7.7.2 Nos casos de abertura de roscas no campo, estas devem sempre obedecer à especificação do 
projeto e o seu perfil deve ser verificado com um gabarito, logo após a execução. 
 
 
7.7.3 Após a abertura da rosca, havendo impossibilidade de montagem imediata, a superfície 
exposta da rosca deve ser protegida contra corrosão e avarias mecânicas, conforme recomendado na 
Seção 5 desta Norma. 
 
 
7.7.4 Após o rosqueamento do tubo, proteger a ligação roscada conforme os 7.7.4.1 e 7.7.4.2. 
 
 
7.7.4.1 Tubos revestidos externamente: proteger a região exposta com revestimento similar ao do 
tubo. 
 
 
7.7.4.2 Tubos galvanizados: aplicar na região exposta duas demãos de uma tinta rica em zinco 
conforme SSPC PAINT 20, “level” I, de modo a obter espessura seca mínima de 35 m por demão. A 
aplicação da primeira demão deve ser feita imediatamente após a execução da ligação roscada. 
 
 
7.7.5 Em caso de utilização de vedante nas ligações roscadas, este deve atender às especificações 
de projeto. Não é permitida a utilização de zarcão, estopa ou barbante. 
 
 
7.7.6 O vedante a ser aplicado deve ser capaz de suportar a temperatura máxima de operação da 
linha, inclusive quando a purga com vapor for permitida. 
 
 
7.7.7 Antes da aplicação do vedante deve ser verificada a limpeza da rosca, que deve estar livre de 
rebarbas, limalhas e outros resíduos. 
 
 
7.7.8 O aperto das roscas deve ser feito com ferramentas adequadas, não se permitindo o uso de 
extensões. 
 
 
7.7.9 As soldas de selagem das ligações roscadas só podem ser executadas quando indicadas no 
projeto. A solda de selagem deve cobrir toda a rosca exposta. 
 
 
7.7.9.1 Quando for empregada a solda de selagem, não deve ser permitida a aplicação de vedantes. 
 
 
7.7.9.2 Não é permitida a solda de selagem em tubos galvanizados. 
 
 
7.8 Juntas de Expansão 
 
 
7.8.1 As juntas de expansão devem ser montadas de modo que não sejam submetidas a qualquer 
esforço para o qual não foram projetadas como, por exemplo, alinhamento forçado. 
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7.8.2 As juntas de expansão devem ser montadas protegidas, mantidas travadas e 
convenientemente suportadas até a conclusão do teste hidrostático. 
 
 
7.8.3 As juntas de expansão devem ter sua parte corrugada protegida por madeira, após a 
montagem. Esta proteção deve só ser removida antes do início da operação do sistema. 
 
 
7.9 Purgadores de Vapor 
 
 
7.9.1 A montagem dos purgadores de vapor deve ser conforme a PETROBRAS N-116. 
 
 
7.9.2 Os purgadores devem ser montados obedecendo ao sentido do fluxo e somente após a 
limpeza das tubulações. 
 
 
7.9.3 A descarga dos purgadores, quando para a atmosfera, deve ser dirigida de modo que não 
atinja pessoas, equipamentos, estruturas e outras linhas. 
 
 
7.10 Linha de Aquecimento a Vapor (“Steam Tracing”) 
 
 
7.10.1 Os detalhes de instalação de linhas de aquecimento e a sua disposição geométrica em 
relação à linha principal devem ser executados de acordo com o projeto e com a PETROBRAS N-42. 
 
 
7.10.2 A soldagem das ancoragens e guias do tubo de aquecimento na linha principal deve ser feita 
antes do testede pressão de ambas as linhas e segundo o procedimento de soldagem qualificado da 
executante. 
 
 
7.10.3 Os tubos de aquecimento só devem ser fixados à linha principal depois de concluída a 
soldagem e o exame das juntas da linha principal. 
 
 
7.10.4 Os tubos de aquecimento devem ser fixados conforme a PETROBRAS N-42. 
 
 
7.10.5 As linhas de aquecimento junto a flanges e válvulas da linha principal devem ser montadas 
conforme requisitos da PETROBRAS N-42. 
 
 
7.10.6 Na alimentação das linhas de aquecimento (vapor e condensado) devem ser instalados 
suspiros em todos os pontos altos e drenos em todos os pontos baixos que não possuírem 
purgadores, mesmo que não sejam indicados no projeto. 
 
 
7.11 Tubulações Enterradas 
 
 
7.11.1 Todas as tubulações enterradas devem ser revestidas, conforme indicação do projeto. Devem 
ser adotadas as recomendações da PETROBRAS N-464 no que se refere aos cuidados para 
preservação do revestimento e também para abaixamento e cobertura da vala. 
 
 
7.11.2 O teste de pressão das juntas soldadas deve ser realizado antes que as tubulações sejam 
revestidas. 
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49 
7.11.3 Após a conclusão do revestimento, a vala deve ser re-aterrada com material adequado, isento 
de pedras soltas, raízes, restos de eletrodos ou outras impurezas que possam danificar o 
revestimento da tubulação. 
 
 
7.11.4 A vala da tubulação deve ser perfeitamente compactada, a fim de evitar deformações futuras. 
 
 
7.11.5 Quando da compactação, o tubo deve estar apoiado para evitar deformações ou esforços 
excessivos devidos à própria compactação. 
 
 
7.12 Limpeza Química 
 
 
7.12.1 Contaminação 
 
Todo e qualquer sinal de contaminação deve ser removido das superfícies internas e externas de 
componentes e das soldas em aço inoxidável, seja por meio de limpeza mecânica ou limpeza 
química. O teste de sulfato de cobre (ASTM A380/A380M) pode ser empregado para detecção dos 
locais contaminados com ferro ou óxido de ferro. 
 
 
7.12.2 Oxidação Devido à Soldagem (”Heat Tint”) 
 
 
7.12.2.1 A face externa das soldas (acabamento) deve ser limpa após a soldagem, independente do 
grau de oxidação obtido. A face interna das soldas (raiz) nos locais prontamente acessíveis também 
deve ser limpa (p.e. solda de flange com tubo). 
 
 
7.12.2.2 Para as demais soldas (cujas superfícies internas não são prontamente acessíveis para 
limpeza pós soldagem) deve se verificar através de exame visual o grau de oxidação obtido ao 
término da soldagem. Uma correta proteção durante a soldagem (aplicação do gás de purga, 
conforme PETROBRAS N-133) deve ser evidenciada através do grau de oxidação obtido nessas 
superfícies (padrão visual estabelecido na PETROBRAS N-133). Caso haja evidência de grau de 
oxidação que exceda o máximo permitido deve ser realizada a limpeza química das soldas. 
 
 
7.12.2.3 Se especificada em projeto, a limpeza química das linhas deve ser realizada 
independentemente do grau de oxidação obtido ao final das operações de soldagem. As seguintes 
linhas são exemplos de situações em que a limpeza deve sempre ser realizada: sistemas hidráulicos, 
sucção de compressores alternativos, sucção de turbinas, e sucção de bombas. 
 
 
7.12.3 Método de Limpeza Química 
 
A limpeza das linhas deve ser realizada conforme ASTM A 380. Soluções e métodos alternativos 
podem ser empregados somente mediante autorização da PETROBRAS. 
 
 
7.13 Instalação de Conexões para Instrumentação 
 
 
7.13.1 Atividades relacionadas à instrumentação que envolva a realização de conexões à tubulação 
devem ser executadas, inspecionadas e testadas conforme determinado nessa norma. 
 
 
7.13.2 Todas as conexões necessárias à instalação dos instrumentos devem ser finalizadas (soldadas 
e inspecionadas) antes da realização do teste de pressão da tubulação. A realização de novas 
conexões após a realização do teste de pressão implica em necessidade de repetição desse teste. 
 
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7.13.3 Todas as conexões necessárias à instalação de instrumentos devem ter classe de pressão 
compatível com a das linhas onde serão instaladas. 
 
 
7.13.4 A instalação dos instrumentos deve ser realizada conforme PETROBRAS N-858. 
 
NOTA Recomenda-se que a instalação somente seja realizada após as etapas de teste de pressão 
e limpeza das linhas, uma vez que durante a execução dessas etapas os instrumentos devem 
ser removidos. [Prática Recomendada] 
 
 
8 Soldagem 
 
 
8.1 Requisitos Gerais de Soldagem 
 
 
8.1.1 A soldagem deve estar de acordo com a PETROBRAS N-133. Os consumíveis de soldagem 
devem ser manuseados de acordo com a PETROBRAS N-133. 
 
 
8.1.2 Os cortes e o biselamento para solda devem ser usinados ou esmerilhados. Para os 
aços “P-number” 1, 3 e 4, é aceitável o oxicorte, desde que seja feita uma limpeza posterior do bisel. 
 
 
8.1.3 Defeitos de laminação e deformações nas extremidades dos tubos e conexões devem ser 
verificados visualmente, antes da soldagem, devendo ser retirada a parte do tubo defeituosa ou 
reparada a extremidade. 
 
 
8.1.4 Os pontos de solda podem ser incorporados à solda final quando utilizado o processo 
“Tungsten Inert Gas” (sigla em inglês, TIG). Para os demais processos os pontos de solda devem ser 
removidos. Caso sejam incorporados devem ser inspecionados visualmente, de acordo com a 
PETROBRAS N-1597 quanto à correta penetração, e devem estar isentos de qualquer defeito. No 
caso de “spools” que forem transportados com componentes apenas ponteados, este exame deve ser 
feito no campo, imediatamente antes da soldagem. 
 
 
8.1.5 Não são permitidos depósitos de cobre nas soldas, chanfros, tubos ou outros acessórios. 
Devem ser providenciados meios de ligação de cabos de solda e fixação de terra de modo a evitar 
centelhamentos. 
 
 
8.1.6 Não é permitida a interrupção da soldagem antes que se tenha completada, pelo menos, a 
segunda camada de solda. 
 
 
8.1.7 Em juntas do tipo encaixe para solda deve ser deixada uma folga entre o tubo e as conexões 
com cerca de 1,5 mm (ver Figura 6), antes do início da soldagem. 
 
 
8.1.8 O excesso de penetração de solda não deve ultrapassar os valores da norma de projeto 
aplicável. Para os casos de serviço com HF, H2, H2S, NaOH, MEA, DEA ou categoria M do 
ASME B31.3 o excesso de penetração não deve ser maior que 1,5 mm. 
 
 
8.1.9 Para fluidos enquadrados na categoria M do ASME B31.3 não é permitida a utilização de 
matajunta fixo ou removível, nem de inserto consumível para juntas soldadas de topo. 
 
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1,5 mm 
e
C
C
Aproximadamente antes da solda
 
 
 
Figura 6 - Folga em Junta Tipo Encaixe para Solda 
 
 
8.2 Soldagem de Tubulações em Serviço com H2S 
 
 
8.2.1 Para serviços com H2S enquadrados na ISO 17945 ou ISO 15156-1 ou ISO 15156-2 ou 
ISO 15156-3 a qualificação do procedimento deve atender, além dos requisitos da PETROBRAS 
N-133, os requisitos da norma de serviço aplicável. 
 
 
8.2.2 Para aços carbono o executante deve qualificar o procedimento de soldagem em duas 
condições distintas: sem TT e com teste de medição de dureza, e com TT e medição de dureza. 
Devem ser empregados os mesmos parâmetros de soldagem em ambas as peças de teste. 
 
 
8.2.3 Para serviços enquadrados na ISO 17945, a soldagem deve atender também aos requisitos da 
NACE SP0472 (para aços carbono, P-Number 1), sendo que a dureza máxima na qualificação do 
procedimento de soldagem de aços carbono deve ser de 220 HV10. 
 
 
8.3 Soldagem de Tubulações em Serviço com H2 
 
 
8.3.1 Para serviço com H2 as tubulações em aço carbono ou aço liga devem sofrer tratamento 
térmico de alívio de tensões nas soldas e nas regiões trabalhadas mecanicamente a frio, a menos 
que especificadode outra forma pelo projeto. 
 
 
8.3.2 Para tubulações em aço-carbono que irão operar com H2, na qualificação do procedimento de 
soldagem deve-se adotar o limite superior de 210 HV. 
 
 
8.4 Soldagem de Tubulações em Aço Liga com Cromo (“P-Number” 3, 4, 5 e 15) 
 
 
8.4.1 Para os aços ligados com cromo e/ou molibdênio (“P-Number” 3, 4, 5 e 15), mesmo quando o 
TT após soldagem não for requerido, a verificação da dureza da junta soldada deve obrigatoriamente 
ser feita na qualificação do procedimento de soldagem. 
 
 
8.4.2 O ensaio de dureza deve ser realizado conforme a PETROBRAS N-133. 
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52 
 
9 Inspeção 
 
 
9.1 Ensaios Não Destrutivos (END) 
 
 
9.1.1 Antes da realização de qualquer END, todas as juntas soldadas do trecho liberado devem ser 
examinadas visualmente para ser verificado se o estado da superfície está de acordo com a 
preparação requerida pelo ensaio a ser realizado e isenta de defeitos superficiais. 
 
 
9.1.2 As soldas devem ser ensaiadas quanto ao tipo de ensaio e quanto à extensão previstos na 
norma de projeto aplicável. Para tubulações projetadas conforme ASME B31.1 ou ASME B31.3 os 
exames devem ser complementados conforme indicado no Anexo A. Todo reparo deve estar 
concluído e reensaiado antes da realização do teste de pressão. 
 
 
9.1.3 Os critérios de aceitação dos resultados dos ensaios realizados devem ser os estabelecidos 
pela norma de projeto aplicável. 
 
 
9.1.4 Os ENDs devem ser executados conforme procedimentos elaborados de acordo com as 
PETROBRAS N-1591, N-1593, N-1594, N-1595, N-1596, N-1597, N-1598 e ABNT NBR 16137, e 
conforme normas de projeto aplicáveis. 
 
 
9.1.5 Para os materiais de P-number 3, 4, 5A, 5B, 5C e 15E os ENDs que aprovam a junta devem 
ser realizados após o TT aplicável (se aplica aos ensaios volumétricos, como US e RX, e aos ensaios 
superficiais, como LP e PM). 
 
 
9.1.6 Quando indicado ensaios por amostragem, deve ser atendido, no caso de rejeição do ensaio, o 
critério de aumento da amostragem (penalização) da norma de projeto aplicável. Quando inexistente 
um critério de penalização no código de projeto, adotar o critério do código ASME B31.3. 
 
 
9.1.7 Para a soldagem de materiais P-number 3, 4, 5A, 5B, 5C e 15E, quando for realizado END por 
amostragem e o resultado indicar necessidade de reparo devido a defeito característico de trinca de 
reaquecimento, deve ser aumentada a amostragem de END da seguinte forma: 
 
a) para cada junta reprovada mais duas juntas devem ser inspecionadas. As novas juntas a 
serem inspecionadas devem ser selecionadas dentre as que possuem maior similaridade 
com aquela que apresentou a trinca de reaquecimento, preferencialmente buscando a 
mesma corrida do consumível de soldagem; 
b) caso alguma das novas juntas inspecionadas mostre o mesmo fenômeno de trinca de 
reaquecimento, todas as juntas soldadas com o mesmo consumível devem ser 100 % 
inspecionadas; 
c) a seleção das novas juntas a serem radiografadas deve ser realizada pelo inspetor de 
soldagem nível 2 e aprovada pela fiscalização da PETROBRAS. 
 
 
9.2 Teste de Reconhecimento de Aços e Ligas Metálicas 
 
 
9.2.1 O teste de reconhecimento de ligas metálicas deve ser executado conforme a API RP 578. 
Deve ser utilizado um método quantitativo, sendo permitido, entretanto, o método qualitativo de teste 
por pontos conforme PETROBRAS N-1591. 
 
 
 
 
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53 
 
9.2.2 O teste de reconhecimento de aços e ligas metálicas deve ser realizado em 100 % dos tubos e 
acessórios de tubulação (menos para os aços carbono) após a montagem completa da linha ou 
sistema e antes da execução do teste hidrostático. 
 
 
9.2.3 O teste de reconhecimento de liga deve abranger também a verificação do metal depositado 
em todas as juntas soldadas dos materiais indicados acima. 
 
 
9.3 Teste de Estanqueidade 
 
Deve ser aplicado teste de estanqueidade nas chapas de reforço de derivações tipo boca-de-lobo, de 
acordo com a PETROBRAS N-1593. Após o teste os furos devem receber uma proteção que evite a 
penetração de água entre a chapa e o tubo (por exemplo empregar graxa ou massa plástica). Essa 
proteção não pode ser feita de forma a reter a pressão no local (não podem ser empregados, por 
exemplo, bujões roscados). 
 
 
9.4 Medição de Dureza 
 
 
9.4.1 Condições Gerais 
 
 
9.4.1.1 A medição de dureza das juntas soldadas deve ser realizada quando especificado por essa 
Norma, quando especificado pelo código de projeto aplicável, ou quando requerido pela norma de 
serviço especial da tubulação. 
 
 
9.4.1.2 Quando a medição de dureza for realizada de forma a verificar a eficácia do TT, a seguinte 
extensão deve ser seguida: 
 
a) quando o TT é localizado, todas as juntas devem ser ensaiadas; 
b) quando os “spools” forem tratados termicamente em fornos, o número de juntas ensaiadas 
é de 10 % do total tratado em cada fornada. Nesta amostragem devem ser incluídas, 
obrigatoriamente, as juntas de maior espessura. 
 
 
9.4.1.3 Quando for empregado aparelho portátil de dureza, o mesmo deve estar conforme ASTM A 1038. 
A adequação deste aparelho à execução do ensaio deve ser realizada conforme Anexo B da 
PETROBRAS N-133. 
 
 
9.4.1.4 Quando requerida a medição de dureza em juntas em ângulo, deve ser qualificado 
procedimento específico para medição no campo. Nesse caso deve-se realizar o seguinte: 
 
a) soldar uma junta equivalente à que será encontrada no campo (por exemplo uma solda de 
encaixe); 
b) realizar o teste de dureza com o durômetro portátil devidamente qualificado (9.4.1.3); 
c) remover um corpo de prova para realizar o teste de dureza de bancada (conforme Figura 7); 
d) sendo aceitáveis os valores de dureza obtidos no teste de bancada, os valores obtidos nas 
medições de dureza de campo posteriores devem sempre ser comparados com aqueles 
obtidos conforme b) acima. 
 
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1,5 ± 0,5
2
3 10
12
 6
 7
1
4
5
13
11
9
8
 
 
Figura 7 - Exemplo de Perfil de Medição de Dureza 
 
 
9.4.1.5 Na falta de um critério específico estabelecido em projeto, para as tubulações projetadas 
conforme ASME B31.1 e ASME B31.3, deve-se empregar os seguintes valores máximos de dureza: 
 
a) P-Number 3 e 4: 225 HB; 
b) P-Number 5A, 5B, 5C e 6: 241 HB; 
c) P-Number 10H: de acordo com o API TR 938 C; 
c) P-Number 15E: 250 HB. 
 
 
9.4.1.6 As juntas nas quais os valores medidos de dureza superem os máximos estabelecidos 
devem ser rejeitadas. Um novo TT como alternativa à rejeição somente pode ser realizado se o 
tempo somado dos TTs realizados na junta estiver coberto pelo Registro da Qualificação do 
Procedimento de Soldagem (RQPS). 
 
 
9.4.1.7 Quando possível, a medida de dureza deve ser realizada pelo lado da solda que é exposta ao 
fluido de processo. 
 
 
9.4.1.8 A medição da dureza das soldas de fabricação ou campo deve ser: 
 
a) 3 pontos no MS; 
b) 3 pontos em cada ZAC (à exceção da junta de ângulo). 
 
 
9.4.1.9 A remoção máxima de metal permitida, no preparo da superfície, deve corresponder a uma 
camada de 0,5 mm de espessura. A posição do ponto da Zona Termicamente Afetada (ZTA) deve ser 
no máximo a 0,5 mm da Linha de Fusão (LF). 
 
 
9.4.1.10 O executante deve apresentar previamente o procedimento de medição de dureza para 
aprovação pela PETROBRAS. 
 
-PÚBLICO-
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55 
9.4.2 Aço-Carbono em Serviço com H2S 
 
 
9.4.2.1 Efetuar medição de dureza em 100 % das soldas de fabricação ou campo (juntas de topo, de 
derivação e juntas de ângulo). 
 
 
9.4.2.2 As juntas soldadas estarão dispensadas de TT após soldagem, desde que a dureza das 
soldas esteja dentro dos critérios definidos nas normasde serviço aplicáveis (ISO 15156-1 ou ISO 
15156-2 ou ISO 15156-3 ou ISO 17945). Essa dispensa não se aplica ao TT que seja requerido por 
outras normas ou códigos aplicáveis à solda (por exemplo, o TT requerido pelo código ASME B 31.3 
para soldas de elevada espessura). 
 
 
9.4.2.3 As soldas que apresentem dureza acima do critério definido devem receber TT conforme 
Seção 10. Após o TT, efetuar medição de dureza em 100 % das soldas tratadas. 
 
 
9.4.3 Aço-Carbono em Serviço com H2 
 
 
9.4.3.1 Efetuar medição de dureza em 100 % das soldas de fabricação ou campo (juntas de topo, de 
derivação e juntas de ângulo). 
 
 
9.4.3.2 Para todas as soldas de produção deve-se adotar o limite de 220 HV. 
 
 
9.4.4 Aço Liga com Cromo (P-Number 3, 4, 5A, 5B, 5C e 15E) 
 
 
9.4.4.1 Para os aços ligados com cromo e/ou molibdênio (P-Number 3, 4, 5A, 5B, 5C e 15E), mesmo 
quando o TT após soldagem não for requerido, a verificação da dureza da junta soldada deve 
obrigatoriamente ser feita nas juntas de campo. 
 
 
9.4.4.2 Deve-se testar 10 % do total de cada soldador, por processo, devendo ser verificadas a solda 
e a ZAC, adotando-se como referência que as soldas de produção devem ter seu valor de dureza 
dentro do limite de ±15 % do valor obtido na qualificação do procedimento de soldagem. Nesta 
amostragem devem ser incluídas, obrigatoriamente, as juntas de maior espessura. 
 
 
9.4.4.3 A cada solda reprovada outras 2 soldas de mesmo soldador devem ter a dureza medida. Se 
pelo menos uma solda for reprovada nesta segunda amostragem, todas as soldas do lote do soldador 
devem ser reprovadas. 
 
 
9.4.5 Demais Materiais em Serviço Especial 
 
Para outros materiais submetidos a serviços especiais devem-se adotar os limites de dureza 
previstos nas normas adicionais aplicáveis (por exemplo, as ISO 15156-1, ISO 15156-2, ISO 15156-3 
ISO 17945, NACE MR0103, NACE SP0472 ou API RP 945). 
 
 
9.5 Medição de Ferrita 
 
 
9.5.1 Para os aços inoxidáveis duplex e superduplex deve-se realizar a medição do teor de ferrita 
nas juntas soldadas. 
 
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56 
 
9.5.2 A verificação deve ser realizada por amostragem (10 %). Os lotes devem ser agrupados por 
procedimento de soldagem e por soldador. Em caso de rejeição de uma solda outras duas juntas do 
mesmo lote devem ser avaliadas. Caso haja nova rejeição, todo o trabalho do soldador deve ser avaliado. 
 
 
9.5.3 Devem ser realizadas pelo menos três medidas por junta, nas posições 0 º, 90 º e 180 º, no 
centro da solda. Deve-se complementar a medição com uma medição realizada nos metais de base 
adjacentes à solda. 
 
 
9.5.4 Os teores de ferrita devem estar conforme especificado em projeto. Na ausência de um 
requisito específico (técnico ou contratual) deve estar na faixa entre 35 % e 65 %. 
 
 
9.5.5 O equipamento empregado na medição deve estar calibrado para medições na faixa 
especificada. Devem ser atendidos os requisitos da ISO 8249 para a calibração do equipamento. 
 
 
10 Tratamentos Térmicos 
 
 
10.1 Requisitos Gerais 
 
 
10.1.1 Deve ser efetuado TT nas juntas soldadas onde requerido pelas normas de projeto ou em 
função de serviço especial. 
 
 
10.1.2 Nas tubulações em serviço com H2S, deve ser efetuado o TT, dependendo do valor de dureza 
obtido na condição “como soldado” da junta, conforme critérios definidos em 9.4. 
 
 
10.1.3 Para tubulações de aço carbono e aço Cr-Mo em serviço com H2, soda cáustica e com DEA 
deve ser efetuado o TT nas regiões de solda e nas regiões trabalhadas mecanicamente a frio, a 
menos que especificado de outra forma pelo projeto. Os parâmetros do TT devem ser conforme 
norma aplicável. 
 
 
10.1.4 Os tratamentos térmicos podem ser feitos em fornos ou localizados, estes através de indução 
ou com resistência elétrica. Para promover o aquecimento não é permitido o uso de reações 
exotérmicas que não permitem o controle dos parâmetros do tratamento, como taxa de aquecimento 
e resfriamento e temperatura de patamar (por exemplo, o uso de reações como a aluminotermia ou 
termite). 
 
 
10.1.5 Os termopares e os aparelhos de registro e controle de temperatura, empregados nos 
tratamentos térmicos, devem estar calibrados. 
 
 
10.1.6 As taxas de aquecimento e resfriamento, bem como a temperatura e o tempo do patamar, 
devem estar de acordo com o requerido pela norma de projeto aplicável. Para o TT de aços-carbono 
(“P-Number” 1) em serviço com H2S a temperatura de patamar deve ser 630 ºC ±10 ºC. 
 
 
10.1.7 Os “spools” de aço Cr-Mo que passarão por TT não podem ser movimentados no período 
compreendido entre o término da soldagem e a realização do tratamento, exceto quando for aplicado 
o pós-aquecimento. 
 
 
10.1.8 Após a remoção dos termopares as áreas devem ser inspecionadas por LP ou PM. 
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57 
 
10.2 TT em Forno 
 
 
10.2.1 Antes do TT deve-se proteger as faces dos flanges contra a oxidação acelerada pelo aumento 
de temperatura. Deve-se também suportar convenientemente a tubulação, evitando tensões 
indevidas. 
 
 
10.2.2 Deve ser fixado um termopar a cada peça a ser tratada no forno, e esse termopar deve ser 
instalado ao lado de uma das juntas. No caso de peças com componentes de espessuras diferentes, 
devem ser instalados termopares em ambos os lados da junta. 
 
 
10.2.3 A atmosfera do forno deve ser controlada durante o tratamento, de forma a evitar alterações 
metalúrgicas dos materiais sendo tratados. 
 
 
10.3 TT Localizado 
 
 
10.3.1 Antes da realização de qualquer TT localizado deve ser emitido um procedimento específico 
para esse fim, devidamente aprovado por inspetor de soldagem nível 2. 
 
 
10.3.2 Devem ser seguidos os requisitos da AWS D10.10/D10.10M para a determinação das 
grandezas relativas ao TT para cada junta a ser tratada, a saber: 
 
a) largura da região tratada; 
b) largura da região aquecida; 
c) largura da região de controle do gradiente; 
d) gradiente axial máximo admissível durante o tratamento; 
e) número de zonas de controle de temperatura, além do número e localização de 
termopares de controle e de acompanhamento, em função da posição da tubulação 
(horizontal ou vertical) e do seu diâmetro. 
 
 
10.3.3 Quando for usado aquecimento por resistência elétrica, o termopar deve ser devidamente 
protegido contra esta fonte de calor, através de isolamento adequado. 
 
 
10.3.4 Antes do TT deve-se tamponar os tubos para evitar correntes de ar, bem como proteger 
contra oxidação acelerada as faces dos flanges que venham a ser aquecidos. Deve-se também 
suportar convenientemente a tubulação, evitando tensões indevidas nas regiões aquecidas. As 
válvulas envolvidas devem permanecer abertas. 
 
 
10.3.5 Deve ser emitido relatório individual para os tratamentos térmicos localizados, listando todas 
as grandezas do 10.3.2. 
 
 
11 Teste de Pressão 
 
Antes de ser iniciada a operação, e após a conclusão da fabricação ou montagem, todas as linhas 
devem ser submetidas a um teste de pressão. Linhas projetadas conforme ASME B31.3, e 
enquadradas como fluido categoria M, devem, além do teste de pressão, ser submetidas a um teste 
de estanqueidade conforme ASME Section V Article 10 (“sensitive leak test”). Linhas que devem 
sofrer limpeza química devem ser limpas antes da execução do teste de pressão. Tubulações 
enquadradas na classe de inspeção I (fluidos Categoria D) não precisam ser submetidas a teste de 
pressão, devendo, nesse caso, ser submetidas ao teste operacional (3.22) 
 
 
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11.1 Considerações de Segurança 
 
 
11.1.1 Antes dos testes de pressão, hidrostático ou pneumático, devem ser executadas Análises 
Preliminares de Risco (APR) detalhando as necessárias medidas de segurança principalmente onde, 
em caso de falha, haja perigopara o pessoal ou para as instalações adjacentes. O teste pneumático 
é aceitável para as linhas de ar de instrumentos e de serviço, porém, nos demais casos só pode ser 
realizado com autorização da PETROBRAS, conforme procedimento específico previamente 
aprovado. Considerações adicionais de segurança para o teste pneumático estão listadas no 
Anexo F. 
 
 
11.1.2 Durante a APR os seguintes itens devem ser avaliados: 
 
a) mecanismos de dano previstos ou identificados durante as inspeções em serviço ou por 
meio de análise dos registros operacionais; 
b) temperatura mínima de projeto de cada componente do sistema de tubulação, 
comparando os valores obtidos com os valores previstos de temperatura durante o teste 
pneumático, visando avaliar o risco de fratura frágil; 
c) níveis de tensão a que o sistema de tubulação deve ser submetido durante o teste 
hidrostático ou pneumático; 
d) ENDs (tipo e extensão) executados nas juntas que não tenham sido previamente 
submetidas a teste hidrostático ou pneumático; 
e) energia armazenada no sistema de tubulação durante a pressurização no teste 
pneumático (ver Anexo F); 
f) definição da área de isolamento recomendada para pessoal e equipamentos, que deve 
ser calculada em função da energia armazenada no sistema (ver Anexo F). 
 
 
11.1.3 Mangotes flexíveis devem ser providos de dispositivos de contenção (correntes, cabos ou 
similar) e cuidados devem ser tomados para evitar dano ao flexível, como pessoas caminhando por 
cima dos mangotes. 
 
 
11.1.4 Na área de isolamento estabelecida em torno do sistema em teste somente pode ocorrer o 
acesso de pessoal relacionado ao teste. 
 
 
11.1.5 Os dispositivos de teste de pressão devem ser de classe de pressão igual ou superior à da 
linha a ser testada e devem atender ao ASME B31.3. Conexões roscadas ou de encaixe para solda 
devem atender ao critério de equivalência de classe e espessura do ASME B16.11. Estes dispositivos 
devem ser enquadrados para fins de inspeção na Classe IV da Tabela A.1 desta Norma. Estas 
exigências também se aplicam aos dispositivos provisórios utilizados no teste. 
 
 
11.1.6 Nenhum trabalho a quente pode ser executado no sistema em teste. 
 
 
11.1.7 Em nenhuma circunstância deve-se reapertar parafusos em ligações flangeadas, com o 
sistema em teste. 
 
 
11.1.8 Linhas de comunicação dedicadas devem estar à disposição do(s) inspetor(es) 
encarregado(s) do teste e da equipe envolvida no mesmo. 
 
 
11.2 Preliminares do Teste 
 
 
11.2.1 Antes de se iniciar o teste de pressão de qualquer sistema de tubulações, deve ser realizado 
um EV ao longo de todas as linhas que compõem o sistema, observando-se no mínimo: 
 
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a) conformidade com o projeto; 
b) acabamento externo quanto a respingos de soldas provisórias, escória de eletrodos e outros 
defeitos; no caso de aberturas de arco e soldas provisórias executar EV, conforme 
PETROBRAS N-1597, complementado com exame por LP ou PM, conforme PETROBRAS 
N-1596 ou N-1598; 
c) os locais de ancoragem e guias das linhas de aquecimento soldadas à linha principal; 
d) as soldas dos suportes, para verificar a ausência de defeitos na linha principal; 
e) embicamento. 
 
 
11.2.2 Os suportes provisórios, utilizados apenas para fins de montagem, devem ser removidos 
antes do teste de pressão do sistema de tubulações, exceto os suportes provisórios não soldados às 
linhas e necessários à execução do teste hidrostático (exemplo: linhas de gás). 
 
 
11.2.3 O teste de pressão deve ser executado preferencialmente por sistemas de tubulações, ao 
invés de tubulações individuais. A quebra de continuidade, através da instalação de peças de 
inserção, deve ser reduzida ao mínimo, mantendo interligadas as tubulações e equipamentos 
passíveis de se submeterem à mesma pressão de teste. 
 
 
11.2.4 No caso do sistema estender-se além dos limites da construção e nesses limites não houver 
flanges, ligação roscada, ligação soldada ou válvula de bloqueio, o teste deve ser aplicado até o 
acessório de bloqueio mais próximo. 
 
 
11.2.5 Onde não houver possibilidade de execução de teste hidrostático, devem ser executados os 
ensaios alternativos previstos na norma de projeto aplicável. Toda dispensa de teste de pressão deve 
ser fundamentada pelo executante e aprovada pela PETROBRAS. 
 
 
11.2.6 Alguns equipamentos, tais como vasos, trocadores de calor, separadores, filtros, bombas, 
turbinas ou outro qualquer equipamento instalado na linha, já testados, que não causem dificuldades 
ao teste do sistema de tubulações, podem ser retestados simultaneamente com o sistema de 
tubulações a que estão conectados. A pressão de teste não deve exceder, em nenhum ponto, a 
pressão de teste permitida para os equipamentos e deve atender à norma de projeto da tubulação 
específica. 
 
 
11.2.7 Antes do teste, devem ser removidos os seguintes equipamentos e acessórios: purgadores, 
separadores de linha, instrumentos (inclusive válvulas de controle e válvulas atuadas em geral), 
controladores pneumáticos e todos os dispositivos que causem restrição ao fluxo (tais como placa de 
orifício e bocal de mistura). Os discos de ruptura, válvulas de segurança e de alívio devem ser 
isolados do sistema ou removidos. Todas as partes retiradas devem ser substituídas por peças 
provisórias, onde necessário. 
 
 
11.2.8 Deve ser prevista a instalação de filtros temporários, conforme descrito em 4.5.9. 
 
 
11.2.9 Em tubulações que possuam linhas de aquecimento, estas devem ser testadas 
preferencialmente com vapor, a fim de se verificar a estanqueidade e a garantia de fluxo em todos os 
pontos do sistema, além de sua flexibilidade. 
 
 
11.2.10 Nos limites do sistema de teste, o fluido de teste deve ser bloqueado através de flange cego, 
raquete, tampão, chapa de bloqueio ou bujão. Os bloqueios devem ser executados nos pontos 
indicados pelo projeto. As raquetes devem ser selecionadas de acordo com a PETROBRAS N-120. 
As chapas de bloqueio (ver 3.2) devem ser dimensionadas através do ASME Section VIII - Division 1, 
conforme o detalhe utilizado. 
 
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NOTA Para linhas de classe 150 pode se empregar as válvulas de bloqueio instaladas na linha 
para delimitar o sistema de teste hidrostático. Ressalta-se que nesse caso a pressão de 
teste hidrostático não pode exceder a pressão de teste de estanqueidade da válvula 
(segundo o certificado da mesma), e a linha a jusante da válvula deve estar aberta para a 
atmosfera. 
 
 
11.2.11 As ligações flangeadas refeitas após o teste hidrostático, nos limites do sistema de teste, 
após a remontagem de equipamentos e acessórios removidos para o teste, e na entrada de 
equipamentos isolados para o teste, devem ser verificadas quanto à sua estanqueidade durante a 
pré-operação. 
 
 
11.2.12 Todas as válvulas, com exceção daquelas mencionadas no 11.2.7, devem estar sujeitas ao 
teste de pressão, inclusive as de bloqueio situadas nos limites do sistema, que devem ser 
raqueteadas no flange à jusante do sistema em teste. No teste de pressão são verificados a ligação 
da válvula com a linha, o corpo e o engaxetamento. 
 
 
11.2.13 As válvulas de retenção devem ser pressurizadas no sentido da abertura; se isto não for 
possível, deve-se travar a parte móvel na posição aberta, manter a pressurização via “by-pass” da 
válvula de retenção ou remover os internos. As válvulas do tipo esfera devem ser mantidas 
parcialmente abertas. Todas as outras válvulas devem ser mantidas na posição totalmente aberta 
durante o teste. 
 
 
11.2.14 As juntas de expansão, quando se constituem no elemento mais fraco do sistema do ponto 
de vista de resistência à pressão de teste, devem ser isoladas ou substituídas por carretel temporário. 
Quando submetidas ao teste, devem ser travadas e suportadastemporariamente, para evitar 
excessiva distensão e abaulamento do fole. 
 
 
11.2.15 Todas as partes estruturais definitivas (suportes, apoios e restrições, incluindo os pendurais, 
guias, batentes e âncoras, conforme 7.2) devem estar montadas e ligadas ao sistema de tubulações 
antes do teste de pressão. 
 
 
11.2.16 Deve-se fazer uma inspeção de todo o sistema de suportes das tubulações para se avaliar 
previamente o seu comportamento quando da aplicação do fluido de teste que, por ser 
frequentemente mais pesado que o fluido circulante constitui a maior carga estática que age sobre os 
mesmos. Quando não houver certeza de que a suportação da tubulação foi projetada para os 
esforços resultantes do teste hidrostático, uma análise da suportação deve ser realizada. 
 
 
11.2.17 Tubulações projetadas para vapor ou gás, e que sejam testadas com água, em geral 
necessitam que se usem suportes provisórios adicionais. A verificação de necessidade ou não desta 
suportação adicional deve fazer parte da APR mencionada em 11.1.1. 
 
 
11.2.18 Suportes de molas ou de contrapeso devem estar travados durante o teste. 
 
 
11.2.19 Devem ser instalados, no mínimo, 2 manômetros, sendo um no ponto de maior elevação e 
outro no ponto de menor elevação do sistema. 
 
 
11.2.20 Devem ser usados manômetros adequados à pressão de teste de tal forma que a leitura da 
pressão esteja entre 1/3 e 2/3 da escala, que as divisões sejam, no máximo, de 5 % da pressão do 
teste, com mostrador de diâmetro mínimo igual a 75 mm. Os manômetros devem estar em perfeitas 
condições, testados e aferidos, sendo que o prazo de validade da aferição deve ser no máximo de 
3 meses. 
 
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11.2.21 Todas as junções de sistemas de tubulação (por exemplo: juntas soldadas, flangeadas e 
roscadas) devem ser deixadas expostas, sem isolamento ou revestimento, para exame durante o 
teste. É permitida a pintura das juntas soldadas nos casos de sistemas de tubulação não enterradas. 
A pintura deve estar restrita à aplicação da tinta de fundo, não podendo ser à base de epóxi. As 
tubulações enterradas devem ficar com as ligações expostas (e sem pintura), exceto as ligações 
enclausuradas em concreto que já tiverem sido testadas previamente de acordo com esta Norma. No 
entanto, as tubulações que operam enterradas devem, durante o teste, ser adequadamente 
suportadas. 
 
NOTA Sistemas que devem ser submetidos a teste de estanqueidade não podem ter suas juntas 
pintadas antes dessa etapa. 
 
 
11.2.22 As juntas de vedação a serem utilizadas no teste hidrostático devem atender o prescrito em 
7.5 desta Norma. 
 
 
11.3 Temperatura de Teste 
 
 
11.3.1 A temperatura de teste (ver 3.14) mínima para o teste de pressão é de 10 °C ou a temperatura 
mínima de projeto, o que for maior. A temperatura máxima para o teste hidrostático é 40 °C e para o 
teste pneumático é 50 °C. Quando algum equipamento for testado em conjunto com as tubulações 
deve ser respeitada a temperatura mínima especificada para o fluido de teste do equipamento. 
 
 
11.3.2 Quando a temperatura de teste for inferior a 10 °C deve ser seguida uma das alternativas 
descritas a seguir. 
 
 
11.3.3 O fluido de teste deve ser aquecido, mas não deve ultrapassar a temperatura de 40 °C. 
 
 
11.3.4 Verificar, através de resultados de teste de impacto “Charpy V” constante nos certificados de 
usina e nos procedimentos de soldagem, se os materiais da tubulação e suas soldas possuem 
comportamento dúctil na temperatura de teste. 
 
 
11.4 Fluido de Teste 
 
 
11.4.1 O fluido a ser usado deve ser água doce, com teor de cloretos limitado a no máximo 50 ppm, 
com certificado de análise, limpa, não agressiva ao tubo e internos de válvulas, isenta de 
hidrocarbonetos, a não ser que isso seja explicitamente contra indicado pelo projeto. Sempre que 
necessário, devem ser adicionados à água inibidores de corrosão e bactericidas, levando-se em 
conta o local de descarte. 
 
 
11.4.2 Fluidos de teste alternativos, como água salgada, hidrocarbonetos, gás inerte ou ar podem ser 
utilizados quando não for possível o uso da água doce como descrita em 11.4.1. Estas, ou outras 
alternativas, só são admitidas mediante elaboração de APR e aprovação da fiscalização da 
PETROBRAS. 
 
 
11.4.3 Caso seja usado o teste com hidrocarbonetos, devem ser observadas as condições descritas 
em 11.4.3.1 a 11.4.3.4. 
 
 
11.4.3.1 Antes de iniciar o teste, deve ser feito um teste preliminar com ar ou gás inerte, a uma 
pressão não superior a 0,15 MPa (1,5 kgf/cm2), com o objetivo de localizar os defeitos maiores. 
 
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11.4.3.2 O fluido deve ter ponto de fulgor maior ou igual ao maior dos seguintes valores: 
 
a) 0 °C; 
b) temperatura do teste acrescida de 10 °C; 
c) temperatura ambiente acrescida de 10 ºC. 
 
 
11.4.3.3 O fluido deve ter ponto de congelamento igual ou menor que a temperatura de teste 
subtraída de 25 °C. 
 
 
11.4.3.4 Caso seja necessário fazer reparos evidenciados pelo teste, deve ser dada especial atenção 
à desgaseificação e inertização da linha antes do início do reparo. 
 
 
11.5 Pressão de Teste 
 
 
11.5.1 A pressão de teste deve ser aquela indicada no projeto. Na falta desta informação, deve ser 
calculada de acordo com a norma de projeto aplicável. 
 
 
11.5.2 Quando, devido à coluna hidrostática, a pressão atuante durante o teste for ultrapassar a 
pressão máxima admissível para algum componente, este não deve ser incluído no sistema ou a 
pressão de teste deve ser reduzida convenientemente. 
 
 
11.5.3 Sistemas não pressurizados ou trabalhando com pressão interna de no máximo 0,02 MPa 
(0,2 kgf/cm2), em drenagem e serviços de pouca responsabilidade, podem ser testados 
permanecendo cheios de água durante 24 horas para verificar vazamentos, sem aplicar pressão. 
 
 
11.6 Aplicação da Pressão, Constatação de Vazamentos e Final de Teste 
 
 
11.6.1 A execução do teste hidrostático deve obedecer às seguintes etapas: 
 
a) elevar a pressão até 50 % da pressão de teste; 
b) proceder a inspeção preliminar da tubulação; 
c) elevar a pressão até atingir a pressão de teste hidrostático e, após a estabilização, 
desconectar a bomba do sistema em teste; 
d) permanecer nesse patamar, no mínimo, durante 30 minutos e, por motivo de segurança, 
não executar inspeção nesta pressão, mantendo pessoal e equipamentos em local 
seguro; 
e) reduzir a pressão até a pressão de projeto e executar nova inspeção; 
f) reduzir gradativamente até a pressão atmosférica e abrir os suspiros nos pontos altos da 
tubulação para evitar vácuo no esvaziamento. 
 
NOTA 1 Em qualquer etapa do teste, caso seja detectado algum vazamento, a tubulação deve ser 
despressurizada, corrigido o vazamento e em seguida reiniciado o teste. 
NOTA 2 Em todas as etapas de pressurização ou despressurização, a taxa máxima de variação de 
pressão deve ser de 20 % da pressão de teste por minuto. 
NOTA 3 Durante a pressurização, e enquanto o sistema estiver a 100 % da pressão de teste, todas 
as pessoas devem manter-se afastadas, em local seguro. 
 
 
11.6.2 Quando o sistema de tubulações e os equipamentos forem preenchidos com líquido de teste, 
suas válvulas de suspiro devem estar completamente abertas. Na falta de válvulas de suspiro nos 
pontos altos, devem ser colocadas válvulas provisórias para garantir a completa remoção do ar. 
 
 
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11.6.3 Quando é necessária a manutenção da pressão por um período de tempo durante o qual o 
fluido empregado possa sofrer expansão térmica devido à insolação, devem ser tomadas precauções 
para o alívio da pressão. 
 
 
11.6.4 Não é permitido o martelamento de tubulações durante o teste de pressão. 
 
 
11.6.5 No caso de detecção de defeitos no testede pressão, o sistema deve ser despressurizado, 
drenado, e o local do defeito secado, antes do início do reparo. Em tubulações verticais é aceitável 
reduzir o nível do líquido de teste abaixo do local do reparo, desde que aprovado pela PETROBRAS, 
exceto no caso previsto no 11.4.3.4. Toda a tubulação reparada deve ser reinspecionada e retestada. 
 
 
11.6.6 Antes do enchimento ou do esvaziamento do sistema, os suspiros devem ser abertos para 
evitar respectivamente a formação de bolsões de ar ou de vácuo no interior da tubulação. 
 
 
11.6.7 O teste pneumático, quando autorizado, deve ser realizado conforme Anexo F desta Norma. 
 
 
11.6.8 Após o teste e remoção dos bloqueios, a tubulação deve ser identificada como “testada”, em 
local de fácil visualização. 
 
 
11.6.9 Após o teste, deve ser complementada a proteção (pintura/isolamento/revestimento) das 
ligações expostas. 
 
 
11.6.10 Devem ser remontados os elementos e acessórios que foram retirados para execução do 
teste de pressão e removidos os travamentos das juntas de expansão, das válvulas de retenção, dos 
suportes de mola e demais dispositivos auxiliares de teste. 
 
 
11.6.11 O reaterro de ruas e diques, abertos para passagem de tubulações, somente pode ser 
iniciado após o teste de pressão e o revestimento da tubulação. 
 
 
11.7 Teste de Tubulações Durante a Manutenção 
 
 
11.7.1 Durante a manutenção das tubulações, o teste de pressão se faz necessário sempre quando 
houver reparo, alteração ou reclassificação, atendendo os mesmos requisitos de teste utilizados em 
instalações novas. 
 
 
11.7.2 Em casos excepcionais, onde não houver possibilidade de execução de teste hidrostático, 
devem ser executados ensaios alternativos. Toda dispensa de teste de pressão deve ser 
fundamentada pelo executante considerando todos os riscos envolvidos e ser aprovada pela 
PETROBRAS. 
 
 
11.7.3 Para dispensa de teste de pressão, alternativamente à aplicação dos requisitos do código de 
projeto aplicável, podem ser seguidos os requisitos de teste de pressão da API 570. [Prática 
Recomendada] 
 
 
11.7.4 Para os componentes das tubulações com testes de pressão previamente executados, as 
juntas soldadas de campo, para interligações ou ajustes, não necessitam ser testadas se forem 
atendidos os seguintes itens: 
 
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a) as soldas de topo forem radiografadas ou examinadas por ultrassom, com os critérios de 
aceitação da norma de projeto; 
b) as soldas em ângulo forem executadas com, no mínimo, 2 camadas de solda e 
inspecionadas por EV/dimensional e LP na raiz e acabamento, tendo como critério de 
aceitação zero indicação. É obrigatório o registro das dimensões especificadas e 
medidas nas juntas; 
c) A dispensa do teste for aprovada pela PETROBRAS. 
 
 
11.7.5 Os manômetros empregados em teste de pressão durante a manutenção (executados pela 
Unidade Operacional) devem ter seu prazo de calibração determinado pelo sistema de qualidade da 
UO, porém esse prazo não deve ser superior a 12 meses. 
 
 
12 Condicionamento 
 
 
12.1 Verificações Finais 
 
 
12.1.1 As válvulas devem ser re-engaxetadas nos seguintes casos: 
 
a) quando especificado pela projetista a utilização de gaxetas especiais diferentes das 
existentes na válvula; 
b) após uma estocagem ou preservação deficiente, com longa duração ou com algum 
condicionante operacional. 
 
 
12.1.2 O sistema de tubulações deve ser inspecionado para verificar se a execução da limpeza está 
de acordo com o 12.2. Recomenda-se o uso de videoscopia (boroscopio) para essa atividade. 
 
 
12.1.3 As ligações entre tubo previstas para serem eletricamente isoladas devem ter seus elementos 
isolantes (juntas, buchas e arruelas) verificados quanto à correta identificação e localização nas 
instalações. 
 
 
12.1.4 Deve ser verificado se todas as juntas de vedação provisórias foram substituídas pelas 
definitivas especificadas pelo projeto. 
 
 
12.2 Limpeza dos Sistemas 
 
 
12.2.1 Geral 
 
Antes da limpeza da tubulação, deve ser elaborada uma APR, considerando a captação do fluido, o 
descarte para o ambiente e o plano de contingência para o caso de falha ou acidentes. A limpeza das 
tubulações deve ser executada de acordo com procedimento de limpeza que atenda, pelo menos, às 
seguintes recomendações gerais: 
 
a) a limpeza das linhas deve ser executada, de preferência, por conjunto ou sistema de 
tubulações, visando a remoção de depósitos de ferrugem, pontas de eletrodos, salpicos 
de solda, escórias, poeiras, rebarbas e outros corpos estranhos do interior das 
tubulações; 
b) o sistema de limpeza deve incluir todos os pontos internos da tubulação, inclusive locais 
onde existam drenos e suspiros; 
c) a limpeza interna pode ser realizada com água, ar comprimido, vapor, nitrogênio, 
produtos químicos (tais como solução de detergentes, ácidos inibidos e soluções 
alcalinas), ou com óleo, incluindo ou não dispositivos tipo “PIG”, conforme o 
procedimento da executante; 
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d) antes da limpeza, deve-se verificar se foram removidos os seguintes equipamentos e 
acessórios: 
— purgadores; 
— raquetes; 
— válvulas de controle e demais válvulas atuadas; 
— instrumentos; 
— discos de ruptura; 
— válvulas de segurança e de alívio; 
— válvulas de sede resiliente; e 
— todos os componentes que causem restrições ao fluxo como, por exemplo, placas de 
orifício; 
e) todos os acessórios que forem removidos devem ser limpos em separado e, quando 
necessário, substituídos por carretéis; 
f) os suspiros e drenos das tubulações devem ser abertos; 
g) as válvulas devem ficar totalmente abertas; 
h) as válvulas de retenção, quando o suprimento de fluido de limpeza for à jusante das 
mesmas, devem ser retiradas ou travadas na posição aberta; 
i) as tubulações de sucção de compressores e seu sistema de lubrificação e de 
alimentação de vapor ou gás de turbina devem ter toda sua superfície interna limpa por 
processo mecânico ou químico até o metal branco; 
j) deve ser prevista instalação de linhas provisórias para atender ao abastecimento e 
drenagem do fluido para a execução da limpeza das tubulações; 
k) antes de iniciar a limpeza deve-se verificar a compatibilidade dos materiais de 
revestimentos e internos de válvulas com o processo a ser utilizado; 
l) as válvulas só podem ser acionadas após a conclusão da limpeza da linha; 
m) algumas válvulas, consideradas essenciais à operação, podem ser retiradas para 
verificação da possível existência de detritos depositados em suas sedes, decorrentes 
do arraste durante a lavagem das linhas; 
n) o primeiro acionamento deve ser realizado cuidadosamente objetivando detectar a 
existência de possíveis detritos na sede; 
o) todos os equipamentos e acessórios, removidos para a limpeza das tubulações, devem 
ser remontados em suas posições corretas; 
p) incluir preservação quando necessário; 
q) o procedimento de limpeza deve mencionar os cuidados com relação ao descarte para o 
meio ambiente do fluido e produtos envolvidos e removidos na limpeza; 
r) o procedimento de limpeza deve estabelecer um critério eficaz para se decidir pela 
conclusão da limpeza na qualidade requerida; 
s) prever a instalação de filtros provisórios conforme o 4.5.7; 
t) prever, quando aplicável, procedimento de secagem e inertização. 
 
 
12.2.2 Limpeza com Água 
 
a) antes da limpeza com água deve ser verificado, no projeto, se as tubulações podem ser 
enchidas com água e, caso permitido, se são necessários suportes provisórios que 
devam ser construídos e montados nos pontos indicados; 
b) em tubulações de aço inoxidável é permitida limpeza com água, desde que o teor de 
halogenetos seja controlado, com concentração máxima de 50 ppm a 25 °C; 
c) os suportes de mola devem estar travadosdurante a limpeza; 
d) deve ser verificado se os pontos de saída de água de lavagem não causam danos ao 
isolamento e/ou prejuízo a execução de outros trabalhos, como por exemplo o TT. 
 
 
12.2.3 Limpeza de Sistemas de Ar de Instrumentos 
 
a) as linhas de ar para instrumentos devem ser limpas com ar de instrumentos ou gás 
inerte; 
b) a limpeza com ar de serviço deve ser usada apenas quando permitido pelo projeto. 
 
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12.2.4 Limpeza com Vapor 
 
a) antes da limpeza com vapor deve ser verificado se este procedimento é permitido nos 
documentos de projeto; 
b) os dispositivos provisórios de limpeza com vapor devem ter flexibilidade e classe de 
pressão compatíveis com as condições de serviço e atender ao código de projeto 
aplicável; 
c) para linha nova, antes da limpeza com vapor, o sistema deve ser lavado com água, 
conforme descrito em 12.2.2; 
d) as válvulas e acessórios que contêm elementos de vedação resilientes devem ser 
removidas dos sistemas exceto quando a temperatura do vapor for inferior a 180 °C; 
e) retirar as travas dos suportes de mola, verificar e registrar a sua posição a frio; 
f) retirar o travamento das juntas de expansão; 
g) deve ser verificado se foram instalados silenciadores; 
h) deve ser verificado se foram instalados corpos de prova de acordo com a API RP 686; 
i) a sopragem deve ser executada no sentido do fluxo, com vazão mínima igual à de 
operação, iniciando pelo tronco e depois pelos ramais; 
j) verificar nos pontos de dilatação máxima da linha se não estão ocorrendo interferências 
com outras linhas e perda de suportação; 
k) após a remontagem dos equipamentos e acessórios removidos antes da lavagem, a 
tubulação deve ser pressurizada com vapor e verificado o funcionamento individual de 
cada purgador; 
l) quando requerido, a tubulação deve ser mantida com N2 ou água desmineralizada; neste 
último caso, travar os suportes de mola. 
 
 
12.2.5 Limpeza Química 
 
a) antes da limpeza química a tubulação deve estar totalmente liberada dos ENDs e deve 
ser lavada com água conforme descrito em 12.2.2; 
b) deve ser efetuado estudo preliminar das características do processo, visando a 
elaboração do procedimento de limpeza abrangendo, além das recomendações gerais 
do descrito em 12.2.1, os itens abaixo indicados: 
— identificação da(s) tubulações a serem limpa(s), assinaladas nos fluxogramas; 
— identificação dos tipos de depósitos a serem removidos; 
— definição da finalidade da limpeza em função das características operacionais; 
— identificação da especificação de material da tubulação; 
— definição do método de limpeza (imersão, circulação térmica ou mecânica e fase 
vapor); 
— definição dos pontos de injeção, drenagem e suspiro; 
— definição dos dispositivos auxiliares de limpeza a serem fabricados (tais como 
conexões e carretéis); 
— definição da compatibilidade entre as soluções de limpeza e do material do sistema 
de tubulação; 
— definição dos pontos de inspeção final; 
— definição dos locais de despejo, prevendo neutralização e destino; 
— definição dos acessórios a serem removidos, devido à incompatibilidade metalúrgica 
com as soluções de limpeza; 
— definição dos locais de armazenamento dos produtos químicos a serem utilizados; 
— estudo da compatibilidade entre as velocidades de circulação nos vários pontos da 
tubulação e a eficiência do inibidor de corrosão; 
— cuidados necessários para o manuseio, transporte e descarte dos produtos químicos, 
visando a preservação da saúde, da segurança e do meio ambiente; 
— verificar se existem pontos baixos, não drenáveis, no sistema; 
— efetuar APR; 
— definir, sempre que possível, pontos de corte para retirada de amostra da tubulação 
para verificação da eficácia da limpeza; 
c) nas soluções ácidas é obrigatória a substituição da solução quando o teor de íons de 
ferro for superior a 0,4 %; 
d) deve ser efetuado acompanhamento da concentração da solução ácida, de modo a 
verificar se é o momento de concluir a fase ácida ou de renovar a solução. 
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12.2.6 Limpeza com Óleo (“Flushing”) 
 
a) em tubulações onde exigida limpeza com óleo deve ser instalado um filtro, antes do 
início dos serviços, visando recolher os detritos do interior da linha e permitir análise do 
grau de remoção destes ao longo do processo; 
b) a graduação da tela deve ser selecionada em função das características dos 
equipamentos ligados às tubulações; 
c) para este caso específico o procedimento de limpeza deve considerar a tubulação limpa 
quando o óleo estiver dentro dos parâmetros de impureza aceitáveis pelo fabricante do 
equipamento ou, se estes parâmetros não estiverem disponíveis, quando não for 
detectada presença de impurezas depositadas no filtro, após circulação do óleo, por um 
período mínimo de 6 horas, a uma velocidade mínima de 3 m/s. 
 
 
12.3 Secagem 
 
 
12.3.1 As linhas devem ser secas com a passagem de ar seco ou nitrogênio sempre que a 
possibilidade de água retida no sistema comprometer a qualidade do produto ou a integridade dos 
equipamentos, quando da entrada em operação. 
 
NOTA Linhas de gás natural ou de CO2 requerem obrigatoriamente uma etapa de secagem. Para 
outros serviços, a necessidade de secagem deve ser verificada conforme projeto. 
 
 
12.3.2 Após a aceitação do teste hidrostático, deve ser realizado o esvaziamento da tubulação, 
mantendo-se abertos os drenos e os suspiros. Válvulas e equipamentos, sujeitos à acumulação de 
água, devem ser tratados adequadamente. 
 
 
12.3.3 Em linhas de gás natural, o esvaziamento deve ser feito por meio de ar comprimido, para 
outros produtos deve ser conforme projeto ou procedimento. 
 
NOTA A passagem de PIGs espuma deve ser avaliada em caso de esvaziamento de trechos 
longos. 
 
 
12.3.4 A secagem deve ser iniciada após o esvaziamento da tubulação e monitorada via 
acompanhamento do ponto de orvalho em pontos previamente definidos no projeto ou no 
procedimento. A secagem deve ser considerada concluída quando o ponto de orvalho medido for 
igual ou inferior ao estabelecido no projeto, estabelecido no procedimento de secagem ou o 
especificado para o fluido da linha; o que for menor. 
 
NOTA A secagem de linhas de gás natural deve ser feita com o emprego de ar super seco (ponto 
de orvalho igual ou inferior a -50 °C) ou emprego de nitrogênio (ponto de orvalho igual ou 
inferior a -60°C) até que o ponto de orvalho medido seja igual ou inferior a -39 °C. 
 
 
12.3.4.1 Durante a secagem, devem ser feitas medições até que o ponto de orvalho se aproxime 
assintoticamente da temperatura de ponto de orvalho do gás seco empregado, quando então a 
sopraqem com ar seco ou nitrogênio deve ser interrompida. Depois de concluída esta etapa, deve ser 
realizada uma nova medição após período especificado em procedimento ou no projeto, a fim de 
verificar se houve estabilização do ponto de orvalho no valor especificado. Para linhas de gás natural, 
o período entre medições dever ser de 24 horas. 
 
 
12.3.4.2 Caso o ponto de orvalho não se estabilize após este período, fazer novas medições 
considerando o mesmo período de tempo, enquanto o ponto de orvalho apresentar valor inferior ao 
especificado até que ocorra a estabilização. Se o ponto de orvalho se elevar acima do valor 
especificado, refazer o processo de secagem. 
 
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12.3.4.3 Após a estabilização do ponto de orvalho, o sistema deve ser inertizado com gás inerte 
compatível com o fluido para aguardar a pré-operação. Caso a pré-operação não ocorra 
imediatamente após a inertização, novas medições de ponto de orvalho devem ser executadas antes 
do início da operação. 
 
 
12.3.4.4 O ponto de orvalho deve ser medido na pressão atmosférica, utilizandoum medidor 
eletrônico, com faixa de medição compatível com o ponto de orvalho do fluido utilizado na secagem e 
provido de certificado de calibração emitido pelo fabricante. 
 
 
13 Documentação 
 
 
13.1 O certificado de aceitação, emitido por conjunto de tubulações, deve conter, no mínimo, as 
seguintes informações: 
 
a) identificação das tubulações integrantes; 
b) certificado de conclusão de montagem emitido por conjunto de tubulações testado (ver 
13.2); 
c) registro das não conformidades geradas na montagem; 
d) identificação dos certificados de pintura; 
e) identificação dos certificados de teste (ver 13.3); 
f) registro de execução da limpeza e condicionamento; 
g) identificação dos certificados de isolamento térmico. 
 
 
13.2 O certificado de conclusão de montagem, emitido por conjunto de tubulações testado, deve 
conter, no mínimo, as seguintes informações: 
 
a) identificação das tubulações integrantes do conjunto de tubulações testado e número do 
fluxograma de teste; 
b) indicação dos materiais empregados (permitindo rastreabilidade ao certificado de 
qualidade); 
c) indicação do procedimento de montagem utilizado; 
d) indicação dos procedimentos de soldagem utilizados; 
e) indicação do registro de inspeção utilizado (contendo número das juntas, dos 
soldadores, dos procedimentos de END e percentuais de ensaio); 
f) indicação dos registros e certificados de TT e ensaios correspondentes; 
g) indicação dos registros e certificados de pré-tensionamento. 
 
 
13.3 O certificado de teste deve conter, no mínimo, as seguintes informações: 
 
a) data do teste; 
b) conjunto de tubulações testado; 
c) fluxograma de teste, indicando a localização dos manômetros e limites do sistema em 
teste; 
d) condições de teste (fluido, pressão e temperatura); 
e) resultado do teste, com os respectivos registros de acompanhamento; 
f) procedimento utilizado. 
 
 
13.4 O certificado de TT deve conter, no mínimo, as seguintes informações: 
 
a) data da execução; 
b) identificação das linhas, “spools” ou juntas tratadas; 
c) curva de TT (temperatura X tempo); 
d) resultado de ensaios de dureza após o tratamento; 
e) registro de acompanhamento; 
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f) registro das grandezas calculadas segundo a AWS D10.10/D10.10M, no caso de TT 
localizado. 
 
 
13.5 O certificado de pré-tensionamento deve conter, no mínimo, as seguintes informações: 
 
a) data de realização; 
b) identificação das linhas; 
c) deformação aplicada; 
d) temperatura da linha; 
e) aprovação da conformidade com o projeto; 
f) procedimento utilizado. 
 
 
14 Atendimento à NR-13 (Redação dada pela Portaria MTE n.º 594, de 28 de abril de 
2014) 
 
 
14.1 São consideradas no escopo da NR-13 as tubulações ou sistemas de tubulação interligados a 
caldeiras ou vasos de pressão, que contenham fluidos de classe A ou B conforme 13.5.1.2 a) da 
NR-13, reproduzido na Tabela 2. 
 
 
14.2 Para fins de aplicação da NR-13 considera-se como tubulação toda linha dentro da área 
industrial, independente do código de projeto (ASME B31.1, ASME B31.3, ASME B31.4, ASME 
B31.8, etc). 
 
 
Tabela 2 - Classificação dos Fluidos Conforme NR-13 
 
Classe A 
- Fluidos inflamáveis; 
- Fluidos combustíveis com temperatura superior ou igual a 200 ºC; 
- Fluidos tóxicos com limite de tolerância igual ou inferior a 20 ppm; 
- Hidrogênio; 
- Acetileno. 
Classe B 
- Fluidos combustíveis com temperatura inferior a 200 ºC; 
- Fluidos tóxicos com limite de tolerância superior a 20 ppm. 
Classe C - Vapor de água, gases asfixiantes simples ou ar comprimido. 
Classe D - Outro fluido não enquadrado acima. 
 
 
14.3 Relatório de Inspeção de Segurança Inicial (RISI) 
 
Deve ser emitido um RISI para as linhas enquadradas na NR-13. O RISI emitido deve compor a pasta 
do sistema, e conter as informações requeridas no 13.6.3.9 da NR-13, além das seguintes: 
 
a) identificação e dados principais da linha (TAG, Fluido de Serviço, Classificação do Fluido 
conforme NR-13, Temperatura de Operação, Pressão de Operação, Classe de Pressão, 
Pressão Máxima Admissível, Padronização de Material, Classe de Inspeção, Norma de 
Projeto, Norma de Fabricação, P&ID, Isométrico, Cor de Identificação conforme NR-26, 
Identificação da Linha conforme Padrão); 
b) relatórios de fabricação e montagem aplicáveis, identificando os números dos 
relatórios/certificados aplicáveis (Relatório de Identificação de Ligas Metálicas, Relatório 
de Inspeção Dimensional, Relatório de Montagem de Ligações Flangeadas, Relatório de 
Limpeza da Linha, Relatório de Teste Hidrostático); 
c) componentes de Segurança instalados (PSVs, discos de ruptura, indicadores de 
pressão); 
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d) componentes especiais instalados (componentes instalados sem classe de pressão 
definida, com espessura calculada conforme indicado na padronização de materiais, ou 
componentes não padronizados ou patenteados, juntas de expansão, suportes de mola, 
ou outros instrumentos); 
e) identificação das juntas soldadas do sistema e das inspeções e ensaios realizados; 
f) laudo do Profissional Habilitado; 
g) data recomendada da próxima inspeção; 
h) identificação, assinatura e CREA do Profissional Habilitado. 
 
 
14.4 Pasta dos Sistemas 
 
 
14.4.1 Equivale ao prontuário de atendimento à NR-13 para a tubulação. Deve ser elaborado por 
sistema ou por linha e conter no mínimo os seguintes documentos: 
 
a) Relatórios de Inspeção de Segurança Inicial (RISI); 
b) cópia das padronizações de tubulação aplicáveis (spec); 
c) desenhos Isométricos; 
d) fluxogramas de processo (P&ID); 
e) memórias de cálculo (quando aplicável); 
f) folha de dados e certificados de calibração dos dispositivos de segurança instalados e 
dos indicadores de pressão; 
g) relatório de teste hidrostático; 
 
 
14.4.2 Havendo alteração de projeto ou intervenção estrutural de alguma linha existente durante a 
montagem, a executante deve emitir um Projeto de Alteração e Reparo (PAR), e o mesmo deve 
constar na respectiva Pasta de Sistema. O reparo ter sua descrição no respectivo RISI. 
 
 
14.4.3 Nos casos em que a medição de espessura inicial for realizada como parte do programa de 
inspeção inicial, o relatório deve ser adicionado à Pasta do Sistema. Nesse caso os pontos de 
medição de espessura devem ser indicados nos desenhos isométricos. 
 
 
14.4.4 Os seguintes documentos de fabricação devem ser disponibilizados em uma pasta específica 
para consulta do PH e do pessoal da operação, manutenção e inspeção da Unidade: 
 
a) documentação de soldagem, incluindo todas as IEIS’s, EPS’s e RQPS’s empregadas na 
soldagem da tubulação; 
b) procedimentos de END, incluindo os procedimentos de Exame de Dureza, Identificação 
de Ligas Metálicas, e quaisquer outros que tenham sido empregados durante a 
fabricação e montagem das linhas (medição de teor de ferrita, boroscopia, etc); 
c) procedimentos de Fabricação, Montagem e Condicionamento de Tubulações; 
d) procedimento de TTAT; 
e) procedimento de teste hidrostático. 
f) folha de dados dos Suportes de Mola; 
g) folha de dados das Juntas de Expansão; 
h) tabela contendo a relação dos dispositivos de segurança (e respectivos dispositivos 
contra bloqueio inadvertido), indicando os respectivos isométricos que são protegidos por 
cada dispositivo; 
i) tabela contendo a relação dos indicadores de pressão com os respectivos isométricos 
que são atendidos pelo indicador. 
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71 
 
Anexo A - Exames Requeridos na Inspeção de Solda de Tubulações 
 
 
A.1 Objetivo 
 
 
A.1.1 Definir o tipo e a extensão mínima dos exames não destrutivos a que devem ser submetidas as 
soldas de tubulações construídas de acordo com esta Norma e projetadas conformeo ASME B31.3 e 
o ASME B31.1. 
 
 
A.1.2 Para outras normas de projeto de tubulação, que não o ASME B31.3 e o ASME B31.1, devem 
ser utilizados os critérios específicos de cada norma. 
 
 
A.2 Classes de Inspeção 
 
As classes de inspeção devem ser determinadas de acordo com a Tabela A.1, em função da 
categoria de serviço (“fluid service”) definido no ASME B31.3 (ver Anexo E), do material e da classe 
de pressão definida no ASME B16.5. 
 
 
A.3 Exames das Juntas Soldadas 
 
 
A.3.1 O tipo e a extensão dos exames devem estar de acordo com a Tabela A.2. Soldas entre 
materiais dissimilares devem ser examinadas pelo método e na extensão requerida para o material 
com os critérios mais exigentes. 
 
 
A.3.2 Exceto para “Fluidos Categoria D” do ASME B31.3, todas as soldas em juntas de diâmetros 
menores ou iguais a 1 1/2” devem ser inspecionadas por LP em 100 %. Caso seja requerido TT, o 
ensaio deve ser realizado após este tratamento. 
 
 
A.3.3 As soldas que não atendem as distâncias mínimas previstas em 6.1.6 devem ser 100 % 
radiografadas (solda de topo) ou inspecionadas por PM (soldas de derivação). 
 
 
A.3.4 Quaisquer juntas longitudinais soldadas, que não aquelas de fabricação dos componentes 
(cuja inspeção é prevista nas normas dos próprios), devem ser totalmente inspecionadas por US ou 
radiografia, PM e ensaio visual. Esse requisito também é aplicável ao reparo das juntas longitudinais 
e helicoidais na obra. 
 
 
A.3.5 O acompanhamento da soldagem por inspetor de soldagem não é aceito como substituto de 
qualquer exame não destrutivo previsto para a junta soldada, embora permitido pelo código de projeto 
(“in process examination”). 
 
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Tabela A.1 - Classes de Inspeção para Tubulações conforme ASME B31.3 
 
“Fluid Service” ASME B31.3 / Material 
(Nota 1) P-No 
Classe de Pressão Serviço 
a Alta 
Pressão 150# 300# 600# 900# 1500# 2500# 
Fluido Categoria D Todos I --- --- --- --- --- --- 
Fl
ui
do
 N
or
m
al
 
Aço carbono (Nota 2) 1 II II II II IV IV IV 
Aço C-1/2Mo e 1/2Cr-1/2Mo 3 II II II II IV IV IV 
Aço 1...2Cr-Mo 4 II II II II IV IV IV 
Aço 21/4...9Cr-Mo 5 II II II II IV IV IV 
Aço 9Cr-Mo-V 15E IV IV IV IV IV IV IV 
Aço inoxidável martensítico (tipo 
410) 6 II II II II IV IV IV 
Aço inoxidável ferrítico (tipo 405) 7 II II II II IV IV IV 
Aço 21/4Ni 9A II II II II IV IV IV 
Aço 31/2Ni 9B II II II II IV IV IV 
Aço 5Ni 11A-SG2 IV IV IV IV IV IV IV 
Aço 9Ni 11A-SG1 IV IV IV IV IV IV IV 
Aço inoxidável austenítico 8 II II II II IV IV IV 
Aço inoxidável duplex/superduplex 10H II II II II IV IV IV 
Ligas de Níquel 41...45 II II II II IV IV IV 
Ligas de Cobre 31...35 II II --- --- --- --- --- 
- Linhas de gás inflamável em 
instalações marítimas/navais Todos II II IV IV IV IV IV 
- Linhas com hidrogênio (Nota 3) Todos III III IV IV IV IV IV 
Serviço a Temperatura Elevada Todos IV IV IV IV IV IV --- 
Fluido Categoria M (Nota 4) Todos IV IV IV IV IV IV --- 
Condição Cíclica Severa Todos IV IV IV IV IV IV --- 
 
NOTA 1 Para materiais não listados a PETROBRAS deve ser consultada quanto à classe de inspeção a ser 
utilizada. 
NOTA 2 Para serviços com H2S (conforme definido na ISO 17945 ou ISO 15156-1 ou ISO 15156-2 ou ISO 
15156-3 e para serviços em baixa temperatura (<-29ºC) deve-se adotar a classe de inspeção III para as 
classes de pressão 150# a 900#. 
NOTA 3 Linhas cujo fluido transportado contenha hidrogênio, em qualquer concentração e temperatura. 
NOTA 4 Exemplos de Fluido Categoria M: fluidos na fase gás com 500 ppm ou mais de H2S, fluidos na fase 
liquido com 30 000 ppm (3 %) ou mais de H2S, ácido sulfúrico e ácido fosfórico. A designação do fluido 
nessa categoria deve ser informada ou ratificada pela Unidade. 
 
 
 
A.3.6 Para as linhas projetadas conforme ASME B31.3 e enquadradas na classe de inspeção IV, o 
EV deve atender aos critérios de aceitação do código, adicionando-se que são considerados 
inaceitáveis os seguintes tipos de descontinuidades: trinca, falta de fusão e falta de penetração. 
 
 
A.3.7 Quando houver impossibilidade técnica de aplicação de partículas magnéticas (como em 
soldas de encaixe em pequeno diâmetro) conforme percentual aplicável indicado na Tabela A.2, o 
exame por LP pode ser usado na mesma extensão. 
 
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73 
A.3.8 Quando aprovado pela PETROBRAS, o exame por US pode ser usado em substituição ao 
radiográfico, desde que atendidos os requisitos da norma de projeto aplicável, bem como os 
seguintes requisitos específicos: 
 
a) deve ser adotado o critério de aceitação de projeto aplicável, adicionando-se que 
descontinuidades planares com nível de refletividade maior que 20 % de amplitude 
avaliadas como trinca, FF ou FP devem ser reprovadas independentes do comprimento; 
b) para Serviço Cíclico Severo e Alta pressão: deve-se utilizar a tabela K341.3.2. do 
ASME B31.3 e adotar a técnica de ultrassom computadorizada com registro conforme 
item K344.6.3 do ASME B31.3. 
 
 
A.3.9 A inspeção por ultrassom de soldas com microestrutura austenítica, de granulação grosseira, e 
materiais com fenômeno de anisotropia deve atender ao seguinte: 
 
a) devem ser utilizados blocos de referência soldados com refletores do tipo furo cilíndrico 
(SDH). A solda do bloco de referência deve ser realizada com o mesmo processo de 
soldagem e respectivos parâmetros da solda a ser inspecionada. O certificado de 
calibração do bloco deve referenciar a EPS utilizada em sua fabricação; 
b) para a qualificação do procedimento de inspeção deve ser previsto corpo de prova 
contendo descontinuidades representativas do processo de soldagem com dimensões 
próximas ao limite de aceitação. Esse requisito é dispensável para a condição de 
inspeção em junta de topo “tubo x tubo” com acesso pelos dois lados; 
c) antes de seu uso deve ser feita a demonstração do procedimento de inspeção à 
PETROBRAS. 
 
 
A.3.10 A aplicação usual do US envolve a inspeção de juntas tubo x tubo com diâmetro  2” e 
espessura  5 mm e para juntas tubo x conexão com diâmetro  8” e espessura  5 mm. Para solda 
fora das faixas especificadas acima, bem como para a inspeção em materiais de média e alta liga 
(> 5% em peso de elementos de liga) deve ser elaborado procedimento específico, respaldado em 
ensaios em corpos-de-prova representativo, que deve ser aceito pela PETROBRAS. 
 
 
Tabela A.2 - Tipo e Extensão do Exame por Tipo de Solda 
 
Classe “P-Number” 
Tipos de exame 
exigidos 
Extensão exigida para cada tipo de solda 
Circunferenciais
(Notas 2 e 5) 
Derivações 
(Notas 1, 2 e 5)
Em Ângulo 
(Nota 3) 
De Suporte 
(Nota 4) 
I 1 EV 100 % 100 % 100 % 100 % 
II 
1 
EV 100 % 100 % 100 % 100 % 
RX 10 % - - - 
US (Nota 6) - 10 % - - 
PM 10% 10 % 10 % - 
Dureza Conforme 9.4 
3, 4 
(Nota 7) 
EV 100 % 100 % 100 % 100 % 
RX 10 % - - - 
US (Nota 6) - 10 % - - 
PM 10% 10 % 10 % 10% 
Dureza Conforme 9.4 
PMI Conforme 9.2 
5, 6, 7, 
15E 
(Nota 7) 
EV 100 % 100 % 100 % 100 % 
RX 10 % - - - 
US (Nota 6) - 10 % - - 
PM 100 % 100 % 100 % 100 % 
Dureza Conforme 9.4 
PMI Conforme 9.2 
8, 9A, 9B, 
10H, 
41-45, 
31-35 
EV 100 % 100 % 100 % 100 % 
RX 10 % - - - 
US (Nota 6) - 10 % - - 
LP 10 % 10 % 10 % 10 % 
Dureza Conforme 9.4 
PMI Conforme 9.2 
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74 
Tabela A.2 - Tipo e Extensão do Exame por Tipo de Solda (Continuação) 
 
Classe “P-Number” 
Tipos de exame 
exigidos 
Extensão exigida para cada tipo de solda 
Circunferenciais
(Notas 2 e 5) 
Derivações 
(Notas 1, 2 e 5)
Em Ângulo 
(Nota 3) 
De Suporte 
(Nota 4) 
III 
1 
EV 100 % 100 % 100 % 100 % 
RX 25 % - - - 
US (Nota 6) - 25 % - - 
PM 25% 25 % 25 % - 
Dureza Conforme9.4 
3, 4 
(Nota 7) 
EV 100 % 100 % 100 % 100 % 
RX 25 % - - - 
US (Nota 6) - 25 % - - 
PM 25% 25 % 25 % 25% 
Dureza Conforme 9.4 
PMI Conforme 9.2 
5, 6, 7, 
15E 
(Nota 7) 
EV 100 % 100 % 100 % 100 % 
RX 25 % - - - 
US (Nota 6) - 25 % - - 
PM 100 % 100 % 100 % 100 % 
Dureza Conforme 9.4 
PMI Conforme 9.2 
8, 9A, 9B, 
10H, 
41-45, 
31-35 
EV 100 % 100 % 100 % 100 % 
RX 25 % - - - 
US (Nota 6) - 25 % - - 
LP 25 % 25 % 25 % 25 % 
Dureza Conforme 9.4 
PMI Conforme 9.2 
IV 
1 
EV 100 % 100 % 100 % 100 % 
RX 100 % - - - 
US (Nota 6) - 100 % - - 
PM 100 % 100 % 100 % 100 % 
Dureza Conforme 9.4 
3, 4, 5, 6, 
7, 15E 
(Nota 7) 
EV 100 % 100 % 100 % 100 % 
RX 100 % - - - 
US (Nota 6) - 100 % - - 
PM 100 % 100 % 100 % 100 % 
Dureza Conforme 9.4 
PMI Conforme 9.2 
8, 9A, 9B, 
10H 
11A-SG1, 
11A-SG2, 
41-45 
EV 100 % 100 % 100 % 100 % 
RX 100 % - - - 
US (Nota 6) - 100 % - - 
LP 100 % 100 % 100 % 100 % 
Dureza Conforme 9.4 
PMI Conforme 9.2 
NOTA 1 Como soldas de boca-de-lobo e outras derivações entende-se, para efeito da Tabela A.2: 
 
a) soldas entre o tubo principal e o tubo de derivação; 
b) soldas entre o tubo principal e a chapa de reforço; 
c) soldas entre o tubo de derivação e a chapa de reforço; 
d) soldas entre o tubo principal e os elementos forjados, como meia-luva, luvas, colares 
(“sockolets”, “weldolets”, “threadolets”). 
 
NOTA 2 Quando utilizados detalhes suscetíveis a exame radiográfico (soldas de topo com penetração, 
como “te”, selas, conexão extrudada ou integral para solda de topo) as soldas devem ser 
inspecionadas como as circunferenciais, e não de derivação. 
NOTA 3 Soldas em ângulo incluem, entre outras, as soldas de encaixe, soldas de selagem de conexões 
rosqueadas e soldas de flanges sobrepostos. 
NOTA 4 Solda entre o suporte e a superfície do tubo. 
NOTA 5 Para aços inoxidáveis do tipo Duplex e Superduplex, após o passe de raiz da solda deve ser 
realizado o EV (necessário emitir relatório). 
NOTA 6 Válido para as soldas das Nota 1 a) e c). 
NOTA 7 Para os materiais P-Number 3, 4, 5A, 5B, 5C e 15E, todos os ensaios previstos devem ser 
executados após TT, exceto o EV de solda. 
 
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A.4 Amostragem 
 
 
A.4.1 Quando for indicado o exame por amostragem na Tabela A.2, deve ser examinada toda a 
circunferência ou todo o comprimento do número de juntas que corresponderem ao percentual 
indicado, em relação ao número total de juntas do lote. 
 
 
A.4.2 Um lote é definido como sendo o número total de juntas executadas em um período não maior 
do que 3 meses, agrupadas por soldador, por processo de soldagem e por metal de base 
(“P-Number”). 
 
 
A.4.2.1 As juntas de fabricação e de campo devem ser agrupadas em lotes separados. 
 
 
A.4.2.2 No caso de penalidades, a amostragem progressiva deve ser aplicada ao mesmo soldador e 
dentro do mesmo lote onde foi detectada a solda com defeito. Cada amostra adicional corresponde à 
inspeção de uma junta inteira. 
 
 
A.4.3 Se o índice de reprovação das juntas inspecionadas exceder o limite de 5 % (índice da obra, 
medido semanalmente) então todos os percentuais de inspeção da Tabela A.2 passam a ser 100 %. 
Os percentuais de inspeção podem voltar ao valor da Tabela somente se o índice de reprovação da 
obra cair para menos de 2,5 % em 3 medições semanais consecutivas. 
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Anexo B - Amostragem 
 
 
B.1 Objetivo 
 
Fornecer um roteiro para determinação do tamanho da amostra e dos limites de aceitação e rejeição, 
apresentado, de forma simplificada, as tabelas mais aplicáveis das ABNT NBR 5425, 
NBR 5426 e NBR 5427, para a amostragem solicitada pelo em 5.2 desta Norma. 
 
 
B.2 Amostragem 
 
 
B.2.1 A amostragem deve ser executada conforme estabelecido na ABNT NBR 5426. As ABNT 
NBR 5425 e NBR 5427 apresentam informações complementares visando facilitar a aplicação da 
inspeção por amostragem da ABNT NBR 5426, podendo ser empregadas como ferramentas 
auxiliares. 
 
 
B.2.2 Os tamanhos da amostra e os critérios de aceitação e rejeição devem ser definidos, para cada 
componente de tubulação, de acordo com as características de amostragem estabelecidas em 5.2 
desta Norma e em função do tamanho do lote. 
 
 
B.2.3 Os tamanhos da amostra e os critérios de aceitação e rejeição podem ser obtidos através das 
Tabelas B.1 e B.2. 
 
 
B.3 Roteiro para Determinação do Tamanho da Amostra e Limites de Aceitação e 
Rejeição 
 
 
B.3.1 Entrar na Tabela B.1 com o tamanho do lote, obtendo-se o código literal de amostragem. 
 
 
Tabela B.1 - Codificação de Amostragem 
 
Tamanho do lote Código literal de amostragem 
2 a 8 A 
9 a 15 B 
16 a 25 C 
26 a 50 D 
51 a 90 E 
91 a 150 F 
151 a 280 G 
281 a 500 H 
501 a 1 200 J 
1 201 a 3 200 K 
3 201 a 10 000 L 
10 001 a 35 000 M 
35 001 a 150 000 N 
150 001 a 500 000 P 
acima de 500 000 Q 
 
 
B.3.2 Entrar na Tabela B.2 com o código literal de amostragem obtido em B.3.1 e com a Qualidade 
Limite (QL), obtendo-se então: 
 
a) o tamanho da amostra; 
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b) limites de aceitação e rejeição: 
— número de peças defeituosas que ainda permite aceitar o lote : Ac; 
— número de peças defeituosas que implica na rejeição do lote : Re. 
 
 
B.3.3 Se na entrada da Tabela B.2 encontrar-se a seta deve-se: 
 
a) seta para baixo () : utilizar os valores de Ac, Re e tamanho da amostra fornecidos pelo 
primeiro plano abaixo de seta; caso esse novo tamanho de amostra seja maior que o 
tamanho do lote, deve ser feita inspeção em 100 %; 
b) seta para cima () : utilizar os valores de Ac, Re e tamanho da amostra fornecidos pelo 
primeiro plano acima da seta. 
 
 
B.3.4 Exemplo 1: 
 
a) válvulas gaveta de 3/4”, classe de pressão 800, encaixe para solda; 
b) tamanho do lote: 200; 
c) características de amostragem: conforme descrito em 5.2; 
d) QL = 10. 
 
 
B.3.4.1 O código literal do tamanho de amostra é obtido na Tabela B.1 baseado no tamanho do 
lote (200): código “G”. 
 
 
B.3.4.2 Utilizando a Tabela B.2, para QL = 10 e para o código “G” conclui-se que: 
 
a) tamanho de amostra = 32; 
b) Re = 1; 
c) Ac = 0. 
 
 
Tabela B.2 - Plano de Amostragem Simples - Baseado na Qualidade Limite para o 
Risco do Consumidor Aproximadamente Igual a 5 % 
 
Código de 
amostra 
Tamanho 
da amostra
Qualidade limite 
4,0 10 15 
Ac Re Ac Re Ac Re 
A 2 
B 3 
C 5 
D 8 
E 13 
F 20 0 1 
G 32 0 1 1 2 
H 50 1 2 3 4 
J 80 0 1 3 4 7 8 
K 125 1 2 7 8 12 13 
L 200 3 4 12 13 21 22 
M 315 5 6 21 22 
N 500 12 13 
P 800 21 22 
Q 1 250 
 
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Onde: 
 usar o primeiro plano abaixo da seta. Se a nova amostragem requerida for igual ou 
maior do que o número de peças constituintes do lote, inspecionar 100 %; 
 usar o primeiro plano acima da seta; 
Ac é o número de peças defeituosas (ou falhas) que ainda permite aceitar o lote; 
Re é o número de peças defeituosas (ou falhas) que implica na rejeição do lote. 
 
 
B.3.5 Exemplo 2: 
 
a) tubos ASTM A106/A106M Gr B, 10”, Schedule 80; 
b) tamanho do lote: 70; 
c) características de amostragem: conforme descrito em 5.2; 
d) QL = 10. 
 
 
B.3.5.1 O código literal do tamanho de amostra é obtido na Tabela B.1 baseado no tamanho do 
lote (70): código “E”. 
 
 
B.3.5.2 Utilizando a Tabela B.2, para QL = 10 e para o código “E” conclui-se que: 
 
a) a tabela indica uma amostra de 13 tubos para a inspeção por amostragem. Ela também 
indica, porém, que o plano deve ser alterado, pois para esse QL encontramos uma seta 
para baixo nessa linha. Deve-se adotar o primeiro plano abaixo da seta; 
b) novo tamanho deamostra = 32; 
c) Re = 1; 
d) Ac = 0. 
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Anexo C - Procedimentos de Execução 
 
 
C.1 Objetivo 
 
Apresentar exemplos para elaboração dos procedimentos de execução, listando os itens básicos que 
compõem estes procedimentos. 
 
 
C.2 Conteúdo 
 
 
C.2.1 Procedimento de Inspeção de Recebimento de Materiais de Tubulação 
 
a) objetivo; 
b) definições; 
c) normas aplicáveis; 
d) análise da documentação de controle de qualidade correspondente; 
e) descrição dos itens, de cada material, a serem inspecionados; 
f) definição da abrangência da inspeção, por tipo e material: percentual de peças 
examinadas; 
g) descrição do processo de inspeção, por item a ser inspecionado (visual, dimensional); 
h) relação dos padrões de aceitação de cada material: exigências das normas 
correspondentes; características das RMs; 
i) indicação de material liberado/rejeitado: 
— forma de identificação; 
— local de armazenamento. 
 
 
C.2.2 Procedimento de Armazenamento e Preservação de Materiais de Tubulação 
 
a) objetivo; 
b) definições; 
c) normas aplicáveis; 
d) definição do local de armazenamento, por tipo e características dos materiais; 
e) condições de armazenamento, por tipo, de material: empilhamento máximo; inclinação 
quando necessário; distância entre as peças e/ou entre estas e piso; tipos de apoio; 
f) proteção contra queda e/ou avarias mecânicas: cuidados; suportação; amarração; 
g) preservação, por tipo de material: tamponamento; proteção de superfícies com graxa, 
tinta ou uma fina película de revestimento orgânico transparente e removível; proteção 
contra chuva e/ou calor. 
 
 
C.2.3 Procedimentos de Fabricação, Montagem e Condicionamento de Tubulações 
 
a) objetivo; 
b) definições; 
c) normas aplicáveis; 
d) equipamentos auxiliares de montagem: tipos, descrição, capacidade e quantidade; 
e) instrumentos utilizados: tipos, faixa de utilização e quantidade; 
f) dispositivos auxiliares de montagem e de ajustagem para solda: tipos, descrição, função, 
quantidade; cuidados na fixação e remoção; 
g) características dos processos de corte empregados; 
h) sequência de fabricação e de montagem de áreas e sistemas de tubulação: linhas 
envolvidas; material de base; faixas de diâmetro e espessura; 
i) método de controle de execução de junta soldada por soldador; 
j) método de identificação e rastreabilidade de materiais e “spools”; 
k) relação dos procedimentos de soldagem que devem ser utilizados em função das 
variáveis do material, espessura; 
l) relação dos procedimentos de inspeção que devem ser utilizados; 
 
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m) características particulares do projeto e do processo de fabricação: tolerâncias; 
sobrecomprimento; ajuste montagem; utilização de acessórios especiais (curvamento de 
tubos, curvas em gomos, bocas-de-lobo, reduções); tubulações roscadas; tubulações 
encamisadas; preparação para revestimento); 
n) características de montagem dos acessórios: montagem de juntas, válvulas, filtros; 
o) requisitos de condicionamento nas diversas fases do processo: proteção mecânica; 
proteção anticorrosiva; limpeza; 
p) requisitos de segurança para proteção pessoal. 
 
 
C.2.4 Procedimento de Pré-Tensionamento de Tubulações 
 
a) objetivo; 
b) definições; 
c) normas aplicáveis; 
d) definição dos locais a serem tensionados; 
e) equipamentos utilizados: tipo e capacidade; 
f) método de execução: características particulares: aplicação da carga; medição dos 
esforços e deslocamentos; 
g) cuidados com materiais, equipamentos e pessoal: prevenção quanto a sobrecarga e 
proteção pessoal. 
 
 
C.2.5 Procedimento de Fabricação e Montagem de Suportes 
 
a) objetivo; 
b) definições; 
c) normas aplicáveis; 
d) características dos suportes: tipos, materiais e dimensões básicas; 
e) características dos equipamentos empregados: tipos; capacidade e quantidade; 
f) características do processo de fabricação: corte; solda; ensaios e tolerâncias; 
g) características de montagem: posicionamento; montagem e solda; tolerâncias; 
ajustagem dos suportes de mola e selagem em suportes tipo berço. 
 
 
C.2.6 Procedimento de Transporte de Materiais de Tubulação 
 
a) objetivo; 
b) definições; 
c) normas aplicáveis; 
d) içamento de peças e “spools”: meios de içamento; material empregado; locais de 
amarração; equipamentos de içamento e carga máxima admissível; 
e) equipamentos de transporte; 
f) arrumação para transporte: posicionamento relativo das peças e “spools”, amarração e 
proteção mecânica; 
g) aspecto de segurança: cuidados; proteção de equipamentos e pessoal. 
 
 
C.2.7 Procedimento de TT em Juntas de Tubulação 
 
a) objetivo; 
b) definições; 
c) normas aplicáveis; 
d) equipamentos, materiais e dispositivos auxiliares empregados: tipos; características; 
função e quantidade; 
e) instrumentos utilizados: tipos; quantidade local e modo de instalação; faixa de utilização; 
f) preparação dos serviços: posicionamento das peças, “spools” e equipamentos; 
interligações elétricas das fontes de aquecimento; 
g) preparação das juntas: posicionamento e forma de fixação dos termopares; montagem 
das fontes de aquecimento; montagem e fixação do isolamento; 
 
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h) descrição dos parâmetros de TT: temperatura; velocidade de aquecimento e 
resfriamento; tempo de tratamento; início e fim do controle de temperatura; 
i) método de execução: aquecimento e controle e temperatura; registro das variáveis e 
gráfico de TT; 
j) precaução durante o TT: segurança pessoal; cuidados com equipamentos materiais; 
suportação das peças; 
k) providências após o TT: remoção de equipamentos e controle de espessura. 
 
 
C.2.8 Procedimento de Teste de Válvulas 
 
a) objetivo; 
b) definições; 
c) normas aplicáveis; 
d) equipamentos de teste e dispositivos auxiliares: tipos, características; função e 
quantidade; 
e) instrumentos utilizados: tipos, quantidade e faixa de utilização e aferição; 
f) descrição dos componentes a serem testados: corpo; sede; contravedação; 
g) fluido de teste: tipo; temperatura e grau de pureza; 
h) pressões de teste: mínima empregada e máxima admissível; 
i) preparativos e precauções quanto aos aspectos de segurança: bloqueios; equipamentos 
e cuidados para proteção pessoal; 
j) meios de execução do teste: pressurização; duração, verificações e critérios de 
aceitação; 
k) características particulares do método do teste; 
l) providências após a realização do teste: secagem; proteção anticorrosiva e proteção 
mecânica. 
 
 
C.2.9 Procedimento de Teste Hidrostático de Tubulações 
 
a) objetivo; 
b) definições; 
c) normas aplicáveis; 
d) equipamentos de teste e dispositivos auxiliares: 
— tipos, características; função e quantidade; 
— drenos e suspiros; 
e) instrumentos utilizados: tipos quantidade; local de instalação e faixa de utilização; 
f) definição dos sistemas de teste: limites; linhas envolvidas; equipamentos e válvulas 
incluídos e excluídos ou modificados; 
g) fluido usado no teste: tipo; temperatura; grau de limpeza e salinidade; volume; local de 
captação e descarte; compatibilidade com o meio ambiente; 
h) pressões de teste: a mínima admissível e máxima permitida; 
i) preparativos e precauções quanto aos aspectos de segurança: bloqueios; suportação 
provisória; acessos; interligações para enchimento, pressurização; drenagem; 
equipamentos e cuidados para proteção pessoal; 
j) meios de execução do teste: pressurização; duração; verificações; aceitação e rejeição; 
k) características particulares do método de teste; 
l) providências após a realização do teste: drenagem; remoção de dispositivos auxiliares e 
preservação; lavagem da tubulação; 
m) coordenador ou responsável técnico.C.2.10 Procedimento de Teste Pneumático de Tubulações 
 
Análogo ao C.2.9, onde aplicável. 
 
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C.2.11 Procedimento de Lavagem de Tubulações 
 
a) objetivo; 
b) definições; 
c) normas aplicáveis; 
d) equipamentos de lavagem e dispositivos auxiliares: tipo; características; capacidade; 
quantidade e função; 
e) instrumentos utilizados: tipos; quantidade; local de instalação e faixa de utilização; 
f) definição dos sistemas de lavagem: limites; linhas envolvidas; equipamentos incluídos e 
excluídos; 
g) fluido de lavagem: tipo; temperatura e grau de pureza; 
h) critério de execução: vazão e duração; 
i) preparativos e precauções quanto aos aspectos de segurança: bloqueios; acessos; 
suportação provisória; interligações; equipamentos e cuidados para proteção pessoal; 
j) meios de execução da lavagem: evolução do processo; verificações no fluído e na 
tubulação e critérios de aceitação; 
k) características particulares do processo de lavagem; 
l) providências após execução da lavagem: drenagem; remoção de equipamentos e 
dispositivos auxiliares e preservação. 
 
 
C.2.12 Procedimento de Sopragem e Limpeza com Vapor 
 
Análogo ao C.2.11, onde aplicável. 
 
 
C.2.13 Procedimento de Limpeza Química de Tubulações 
 
a) objetivo; 
b) definições; 
c) normas aplicáveis; 
d) fluxograma do(s) sistema(s) com respectivos bloqueios; 
e) fases da limpeza (alcalina, ácida, neutralizante, apassivante); 
f) soluções de limpeza (natureza química, concentração, temperatura e tempo) para cada 
fase; 
g) métodos de limpeza contendo informações tais como: pontos de injeção, drenagem 
sentido e velocidade de fluxo para cada fase; 
h) equipamentos e instrumentos auxiliares (tais como: bombas mangotes, tanques, 
termômetros); 
i) forma de diluição e injeção das soluções; 
j) controle da qualidade a ser feito em cada fase (periodicidade, métodos de análise 
critérios de aceitação); 
k) método e local para drenagem das soluções, bem como forma de neutralização e 
cuidados implementados para evitar que partículas soltas, removidas do sistema, se 
depositem nos pontos baixos da tubulação ou em longos trechos horizontais; 
l) cuidados de segurança a serem observados (tais como: isolamento da área, 
equipamentos de proteção e pontos de água corrente); 
m) método de preservação do(s) sistema(s) limpo e desmontagem dos dispositivos 
auxiliares de limpeza; 
n) quando a preservação for feita por pressurização com nitrogênio, definir a pressão a ser 
mantida no(s) sistema(s). 
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83 
 
Anexo D - Identificação por Cores 
 
 
D.1 Forma de Identificação 
 
 
D.1.1 A identificação de peças e componentes deve ser feita através de 2 faixas coloridas de cores 
distintas ou não, aplicadas nos próprios materiais, em local de fácil visualização. A primeira faixa, 
mais larga e denominada de faixa primária, identifica o grupo de materiais e deve ter uma largura 
2 vezes maior que a segunda faixa, denominada de faixa secundária, que identifica a liga específica 
(ver Tabela D.1). 
 
NOTA Nos casos em que a cor primária e a cor secundária são idênticas, as faixas primárias e 
secundárias devem apresentar um distanciamento entre ambas. 
 
 
1 2
 
 
Onde: 
1 - Cor primária: faixa com largura de 20 mm; 
2 - Cor secundária: faixa com largura de 10 mm. 
 
Figura D.1 - Faixas 
 
 
D.1.2 Para as peças de pequeno porte, com até 2” de diâmetro, devem ser usadas faixas com 
largura de 10 mm para a cor primária e 5 mm para a cor secundária. 
 
 
D.1.3 Para peças de médio e grande porte, acima de 2” de diâmetro, usar faixas de largura de 
20 mm para a cor primária e 10 mm para a cor secundária. 
 
 
D.1.4 Para chapas usar faixas de 20 mm para a cor primária e 10 mm para a cor secundária, 
conforme localização definida no D.2.1. 
 
 
D.1.5 A identificação definida nesta Norma não substitui outras marcações permanentes dos 
fabricantes como as requeridas pelas especificações aplicáveis do código ASTM. 
 
 
D.1.6 A pintura não deve cobrir superfícies onde houver soldagem. 
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84 
 
D.2 Localização da Identificação 
 
 
D.2.1 Chapas 
 
Para chapas de qualquer espessura, a identificação deve ter início na lateral frontal e fim na lateral 
posterior e se estender ao longo do maior comprimento conforme a Figura D.2. 
 
 
 
 
Figura D.2 - Chapas 
 
 
D.2.2 Tubos e Barras 
 
Devem ser pintadas as faixas de identificação em todo o seu comprimento, conforme a Figuras D.3. 
 
 
 
Figura D.3 - Tubo ou Barra 
 
 
D.2.3 Conexões e Acessórios 
 
 
D.2.3.1 Para peças com diâmetro até 2”, pintar as faixas de identificação como nas Figuras D.4, D.5, 
D.6 e D.7. 
 
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85 
 
 
 
Figura D.4 - Joelho 
 
 
 
 
Figura D.5 - Tê para Solda de Topo 
 
 
 
 
Figura D.6 - Luva 
 
 
 
 
Figura D.7 - Tê para Encaixe de Solda 
 
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86 
D.2.3.2 Para peças e componentes com diâmetro maior que 2”, pintar as faixas de identificação no 
dorso da peça, como nas Figuras D.8 e D.9. 
 
 
 
 
 
Figura D.8 - Flange 
 
 
 
 
 
 
Figura D.9 - Curva 
 
 
D.2.4 Válvulas 
 
Devem ser pintadas as faixas na lateral do corpo, conforme a Figura D.10. 
 
 
 
 
Figura D.10 - Válvula 
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87 
 
D.2.5 Demais Peças e Componentes 
 
As demais peças e componentes em que seja aplicável a identificação por cores segundo o critério 
deste padrão, mas não mencionados neste Anexo, devem seguir como base os critérios já 
mencionados em D.2.1 a D.2.4 para a identificação por código de cores, procurando ajustá-los à sua 
semelhança. 
 
 
D.3 Padrões das Cores de Identificação dos Materiais 
 
Devem ser empregadas as cores indicadas na Tabela D.1 para os materiais ali listados. Outros 
materiais não constantes da tabela também devem ser identificados por cores, sendo que nesse caso 
a executante deve complementar a tabela com as cores que forem empegadas para essa 
identificação. 
 
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Tabela D.1 - Código de Cores para Identificação de Materiais de Tubulação 
 
Material CorPrimária 
Cor 
Secundária 
Aço Carbono 
(ver Nota 1) 
Tubos 
API 5L Grau B Nota 1 
Branco 
Branco 
ASTM A 106 Grau B Verde 
ASTM A 671 CC 60 
 
Amarelo 
ASTM A 333 Grau 6 Laranja 
API 5LX-52 Azul 
API 5LX-60 Vermelho 
API 5LX-65 Cinza 
API 5LX-70 Preto 
Acessórios 
ASTM A 216 WCB 
Nota 1 
Branco 
ASTM A 234 WPB Verde 
ASTM A 105 Vermelho 
ASTM A 350 LF2 Laranja ASTM A 234 WPL6 Amarelo 
Aço liga 
C - 0,5 % Mo - P1 - WC1 
Amarelo 
Branco 
0,80 % Cr - 0,65 % Mo - 1.1Ni - WC4 Cinza 
0,90 % Cr - 1,20 % Mo - 1.0Ni - WC5 Azul 
1,00 % Cr - 0,50 % Mo - P12 - WC6 Laranja 
1,25 % Cr - 0,50 % Mo - P11 - WC11 Verde 
2,25 % Cr – 1,00 % Mo - P22 - WC9 Rosa 
3,00 % Cr – 1,00 % Mo - P21 Roxo 
5,00 % Cr – 0,50 % Mo - P5 - C5 Amarelo 
7,00 % Cr – 0,50 % Mo - P7 Vermelho 
9,00 % Cr – 1,00 % Mo - P9 - C12 Marrom 
5% Ni Bege 
9% Ni Preto 
A
ço
s 
In
ox
id
áv
ei
s 
A
us
te
ní
tic
os
 
AISI 304 
Azul 
Azul 
AISI 304 Gr.L Amarelo 
AISI 304 Gr.H Laranja 
AISI 308 Branco 
AISI 309 Cinza 
AISI 310 Preto 
AISI 310 Gr.S Alumínio 
AISI 316 Verde 
AISI 316 Gr.L Rosa 
AISI 317 Bege 
AISI 317 Gr.L Roxo 
AISI 321 Vermelho 
AISI 347 Marrom 
Fe
rr
íti
co
s/
 
M
ar
te
ns
íti
co
s AISI 405 
Verde 
Branco 
AISI 410 Verde 
AISI 410 Gr.S Alumínio 
AISI 420 Rosa 
AISI 430 Vermelho 
AISI 440 Gr.C Azul 
Duplex UNS 32750/32760 Amarelo UNS 31803 Preto 
Aço liga/barras 
AISI 4140Laranja 
Laranja 
AISI 4340 Amarelo 
AISI 8620 Verde 
AISI D6 Rosa 
 
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Tabela D.1 - Código de Cores para Identificação de Materiais de Tubulação 
(Continuação) 
 
 
Material CorPrimária 
Cor 
Secundária 
Ligas de níquel 
Inconel® (1) 600® 
Vermelho 
Laranja 
Inconel 625® Verde 
MONEL(2) 400® Marrom 
HASTELLOY(3 ALLOY B-2® Branco 
HASTELLOY ALLOY C-276® Azul 
HASTELLOY ALLOY C-22® Amarelo 
HASTELLOY ALLOY G® Rosa 
INCOLOY(4 800® Cinza 
INCOLOY 800H® Roxo 
INCOLOY 825® Preto 
Ferro fundido Rosa Rosa 
 
NOTA A identificação desses materiais por meio de código de cores é obrigatória somente nos casos de obras e 
serviços executados por empresas contratadas para os projetos de investimento da PETROBRAS. Para 
obras e serviços sob a responsabilidade das próprias Unidades de Negócio, envolvendo a manutenção 
das unidades em operação, a identificação por cores desses materiais é optativa. 
 
 
 
 
1) INCONEL é o nome comercial do tipo adequado à fabricação de liga metálica de boa resistência à corrosão, 
tensão de ruptura e estabilidade térmica. É uma marca registrada da Special Metals Corporation. Esta 
informação é dada para facilitar aos usuários desta Norma e não constitui um endosso por parte da 
PETROBRAS ao produto citado. Podem ser utilizados produtos equivalentes, desde que conduzam aos mesmos 
resultados. 
2) MONEL é uma marca comercial da Special Metals Corporation. Esta informação é dada para facilitar aos 
usuários desta Norma e não constitui um endosso por parte da PETROBRAS ao produto citado. Podem ser 
utilizados produtos equivalentes, desde que conduzam aos mesmos resultados. 
3) HASTELLOY é registada a marca de nome de Haynes International. Esta informação é dada para facilitar aos 
usuários desta Norma e não constitui um endosso por parte da PETROBRAS ao produto citado. Podem ser 
utilizados produtos equivalentes, desde que conduzam aos mesmos resultados. 
4) INCOLOY é marca registrada do grupo de empresas Special Metals Corporation. Esta informação é dada para 
facilitar aos usuários desta Norma e não constitui um endosso por parte da PETROBRAS ao produto citado. 
Podem ser utilizados produtos equivalentes, desde que conduzam aos mesmos resultados. 
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90 
 
Anexo E - Classificação das Padronizações da PETROBRAS N-76 em Relação ao Tipo 
de Fluido da NR-13, à Categoria de Serviço do ASME B31.3, e da Classe de 
Inspeção da PETROBRAS N-115 
 
A classificação dada por esse Anexo busca fazer uma correspondência entre a PETROBRAS N-76, 
NR-13, ASME B31.1 e esta Norma. A classificação final deve ser definida pela Projetista e ratificada 
pela PETROBRAS. 
 
 
E.1 Classificação Segundo a NR-13 (Redação dada pela Portaria MTE n.º 594, de 28 de 
Abril de 2014) 
 
 
E.1.1 Para efeito da NR-13, os fluidos transportados são classificados em categorias segundo a 
classe de fluido e o potencial de risco, da forma detalhada na Tabela E.1. 
 
 
Tabela E.1 - Classificação dos Fluidos Conforme a NR-13 
 
Classe A 
a) fluidos inflamáveis; 
b) fluidos combustíveis com temperatura superior ou igual a 200°C; 
c) fluidos tóxicos com limite de tolerância igual ou inferior a 20 ppm; 
d) hidrogênio; 
e) acetileno. 
Classe B Fluidos combustíveis com temperatura inferior a 200°C; Fluidos tóxicos com limite de tolerância superior a 20 ppm. 
Classe C Vapor de água, gases asfixiantes simples ou ar comprimido. 
Classe D Outro fluido não enquadrado acima. 
 
 
E.1.2 Quando se tratar de mistura deve ser considerado para fins de classificação o fluido que 
apresentar maior risco aos trabalhadores e instalações, considerando-se sua toxicidade, 
inflamabilidade e concentração. 
 
 
E.1.3 Os requisitos da NR-13 devem ser atendidos para as tubulações ou sistemas de tubulação 
interligados a caldeiras ou vasos de pressão, que contenham fluidos de classe A ou B. 
 
 
E.1.4 A classificação dos fluidos em inflamáveis ou combustíveis deve ser realizada conforme ABNT 
NBR 17505-1, NFPA-30 e NR-20,da seguinte forma: 
 
a) líquido inflamável: aquele que possui ponto de fulgor ≤ 37,8° C; 
b) gás inflamável: entra em ignição com ar a 20° C e pressão atmosférica de 101,3 kPa 
(1 ATM); 
c) fluido combustível: aquele que possui ponto de fulgor > 37,8° C; 
 
 
E.1.5 A determinação da toxicidade dos fluidos deve ser feita conforme NR-15 - Atividades e 
Operações Insalubres, Anexo 11. Na ausência de informações na NR-15 acerca do fluido pode-se 
alternativamente consultar a ficha de informações de segurança de produtos químicos (FISPQ) 
aplicável. 
 
 
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91 
 
E.2 Classificação Segundo o ASME B31.3 
 
 
E.2.1 Segundo o código ASME B31.3, que serve de base para o projeto das padronizações da 
PETROBRAS N-76, o proprietário é responsável pela designação da categoria de serviço da 
tubulação. A seleção da categoria do fluido segundo o ASME B31.3 tem o potencial de afetar a 
seleção de materiais, componentes e tipos de juntas. 
 
 
E.2.2 Essa categorização de serviço deve ser feita conforme as diretrizes listadas na Tabela E.2. 
 
 
Tabela E.2 - Classificação dos Serviços e Fluidos, Conforme a ASME B31.3 
 
Categoria D Deve atender às seguintes premissas: 
a) fluido não inflamável, não tóxico, e não prejudicial se em contato com tecido 
humano (Nota 1); 
b) a pressão de projeto não excede 1035 kpa (10,55 kgf/cm2); 
c) a temperatura de projeto não excede 186°C; 
d) a temperatura do fluido não é inferior a -29°C. 
Categoria M Deve atender às seguintes premissas: 
 
a) o fluido é tão altamente tóxico que uma pequena exposição a uma pequena 
quantidade do mesmo, causada por vazamento, pode produzir danos 
irreversíveis às pessoas mesmo quando medidas restauradoras imediatas são 
tomadas; 
b) após considerações acerca do projeto das linhas, experiência, condições de 
serviço e localização, o proprietário determina que os requisitos aplicáveis aos 
fluidos normais não são suficientes para prover a estanqueidade necessária 
para garantir a proteção das pessoas. 
Alta 
Temperatura 
Condição de serviço em que a temperatura da tubulação é mantida em patamar 
igual ou superior à temperatura crítica [Tcr (Nota 2)] do material base das linhas. 
Alta Pressão Condição de serviço para a qual é indicado o uso do Capítulo IX do ASME B31.3. 
Alta Pureza Condição de serviço que requer métodos alternativos de fabricação, inspeção, 
exame e teste, de forma a promover um nível de pureza acentuado no fluido 
conduzido. 
Fluido Normal Condição de serviço para todo e qualquer fluido que não tenha sido enquadrado 
em uma das classes descritas acima. 
 
NOTA 1 Para o propósito do código considera-se que é prejudicial ao tecido humano se, havendo 
a exposição ao fluido causada por uma condição operacional esperada, pode ocorrer 
danos à pele, aos olhos, ou outras mucosas, e que isso pode ocasionar dano irreversível 
a menos que medidas restaurativas imediatas sejam tomadas (como lavar com água, 
administrar antídotos ou medicação). 
NOTA 2 A temperatura crítica dos materiais é dada pelo código ASME B31.3, que basicamente 
indica que é a temperatura 25°C abaixo daquela em que as propriedades do materiais 
são dependentes do tempo conforme indicado nas tabelas de propriedades mecânicas 
do próprio código. 
 
 
 
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Tabela E.3 – Classificação das Padronizações da PETROBRAS N-76 conforme NR-13, 
ASME B31.3 e Anexo A desta Norma 
 
 
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Aa 125 0 80 AC 
Água clarificada, água de máquinas, água 
industrial, água de incêndio, solução de 
espuma em água. 
D 
D I Nota 1 
Nitrogênio, gases inertes, ar de serviço, C 
Ab 125 0 80 AC Água de refrigeração, água bruta. D 
Ac 125 0 65 AC Galvanizado 
Ar e Nitrogênio para instrumentação. C 
Sistema de dilúvio. D 
Ad 125 0 80 AC c/ Concreto 
Água salgada e solução de espuma em 
água salgada. D 
Ae 125 0 80 AC c/ Epoxi Água salgada e solução de espuma em água salgada. D 
Af 125 0 38 AC c/ Ebonite 
Água decationizada. D 
Solução diluída de ácido sulfúrico e 
hipoclorito de sódio. D N II - 
Ag 125 0 38 AC c/ Epoxi Água deanionizada e desmineralizada. D D I Nota 1. 
 
 
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Tabela E.3 – Classificação das Padronizações da PETROBRAS N-76 conforme NR-13, 
ASME B31.3 e Anexo A desta Norma (Continuação) 
 
 
Pa
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Ba 150 0 400 AC 
Processos gerais com HC, álcool. B 
N II 
Nota 2 
Nitrogênio C Nota 3 
Bb 150 0 80/150 AC 
Gás combustível, GLP, gás natural. A 
N II 
- 
Soda cáustica (limitada temp. de 80 °C). D - 
Bc 150 0 260 AC 
Hidrocarbonetos corrosivos B 
N II 
Nota 2 
DEA (temperatura < 60 °C). D - 
Bd 150 0 260 AC 
Hidrocarbonetos muito corrosivos, 
condensado ácido, tocha ácida. B N II 
Nota 2 
H2SO4 (92 % a 98 % velocidade até 0,5 m/s) D - 
Be 150 0 180 AC Enxofre líquido. D N II - 
Bf 150 0 400 AC 
Vapor de baixa pressão, traço de vapor. C 
N II Nota 3 
Condensado, água. D 
Bg 150 -45 300 AC Gases liquefeitos de petróleo refrigerados. A N III Nota 4 
Bh 150 0 80 AC 
Água clarificada, água de máquinas, água 
industrial, água de incêndio e solução de 
espuma em água. 
D 
N II Nota 3 
Nitrogênio C 
Bj 150 0 80 AC Álcool anidro ou hidratado, B N II - 
Bm 150 -29 400 AC Hidrocarbonetos em baixas temperaturas. B N II Nota 2 
Bo 150 0 260 AC 
Hidrocarbonetos corrosivos B 
N II 
Nota 2 
DEA (60 °C< temperatura < 128 °C). D - 
Serviço com H2S (>50 ppm no gás ou 
0,05 psi no líquido) A Nota 5 
Serviço com H2S Letal (>500 ppm no gás ou 
3 % no líquido) A M IV Nota 6 
Bq 150 0 80 AC Água de refrigeração, água bruta. D N II Nota 3 
 
 
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Tabela E.3 – Classificação das Padronizações da PETROBRAS N-76 conforme NR-13, 
ASME B31.3 e Anexo A desta Norma (Continuação) 
 
 
Pa
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Ca 300 0 400 Ac Processos gerais com HC, álcool. B N II Nota 2 
Cb 300 0 150 AC Gases liquefeitos de petróleo, gás natural. A N II - 
Cc 300 0 260 AC Hidrocarbonetos corrosivos B N II Nota 2 
DEA (temperatura < 60 °C). D N II - 
Cd 300 0 260 AC HC muito corrosivos, condensado ácido. B N II Nota 2 
Ce 300 0 400 AC 
Vapor C 
N II 
Nota 3 Condensado e água. D 
Cf 250 0 100 AC Água. D N II 
Cg 300 -45 300 AC Gás liquefeito de petróleo refrigerado. A N IV Nota 4 
Ch 300 0 204 AC Ácido fluorídrico. A N II - 
Ci 250 0 65 
AC c/ 
Concr
eto 
Água salgada de incêndio. D N II Nota 3 
Cj 250 0 65 AC c/ Epoxi Água salgada de incêndio. D N II Nota 3 
Cm 300 -29 400 AC Hidrocarbonetos a baixas temperaturas. B N II Nota 2 
Co 300 0 260 AC 
Hidrocarbonetos corrosivos B 
N II 
Nota 2 
Serviço com H2S (>50ppm no gás ou 0,05psi 
no líquido) A Nota 5 
Serviço com H2S Letal (>500ppm no gás ou 
3% no líquido) A M IV Nota 6 
DEA (82 °C<temperatura<128 °C). D N II - 
Ea 600 0 400 AC Processos gerais com HC, álcool. Glicol. B N II Nota 2 
Ec 600 0 400 AC 
Vapor (saturado ou superaquecido). C N II - 
Condensado, água D N II - 
Ed 600 0 400 AC HC, álcool anidro ou hidratado. Glicol. B N II Nota 2 
Ee 600 0 260 AC Hidrocarbonetos corrosivos. B N II Nota 2 
Eh 600 0 150 AC Gases liquefeitos de petróleo, gás natural. A N II Nota 8 
Ei 600 0 100 AC Gases liquefeitos de petróleo, gás natural. A N II Nota 8 
Ej 600 -29 400 AC Hidrocarbonetos a baixas temperaturas. B N II Nota 2 
Eo 600 0 260 AC 
Hidrocarbonetos corrosivos B 
N II 
Nota 2 
Serviço com H2S (>50ppm no gás ou 0,05psi 
no líquido) A Nota 5 
Serviço com H2S Letal (>500ppm no gás ou 
3% no líquido) A M IV Nota 6 
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Tabela E.3 - Classificação das Padronizações da PETROBRAS N-76 conforme NR-13, 
ASME B31.3 e Anexo A desta Norma (Continuação) 
 
 
Pa
dr
on
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aç
ão
 
C
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Fa 900 0 400 AC Processos gerais com HC, álcool. B N II Nota 2 
Fb 900 0 400 AC Água de alimentação de caldeira. D N II - 
Fc 900 0 100 AC Gases liquefeitos de petróleo, gás natural. A N II Nota 8 
Fd 900 0 400 AC Processos gerais com HC, álcool. B N II Nota 2 
Ff 900 0 100 AC Gases liquefeitos de petróleo, gás natural. A N II Nota 8 
Fg 900 0 260 AC 
Hidrocarbonetos corrosivos B 
N II 
Nota 2 
Serviço com H2S (>50 ppm no gás ou 
0,05 psi no líquido) A Nota 5 
Serviço com H2S Letal (>500 ppm no gás ou 
3 % no líquido) A M IV Nota 6 
Fo 900 0 260 AC 
Hidrocarbonetos corrosivos B 
N II 
Nota 2 
Serviço com H2S (>50 ppm no gás ou 
0,05 psi no líquido) A Nota 5 
Serviço com H2S Letal (>500 ppm no gás ou 
3 % no líquido) A M IV Nota 6 
Go 1500 0 260 AC 
Hidrocarbonetos corrosivos B 
N IV 
Nota 2 
Serviço com H2S (>50 ppm no gás ou 
0,05 psi no líquido) A Nota 5 
Serviço com H2S Letal (>500 ppm no gás ou 
3 % no líquido) A M IV Nota 6 
La 150 0 540 5% Cr 
HC corrosivos em alta temperatura. B N II Nota 2 
Mistura com hidrogênio. A N IV Nota 7 
Lb 150 -40 425 304L 
Hidrocarbonetos corrosivos B N II Nota 2 
Serviço com Hidrogênio A N IV Nota 7 
Água decationizada e desmineralizada, D N II 
Nota 3 
Ar de Instrumento NPS >6 C N II 
Lubrificação e selagem B N II - 
Lc 150 -60 180 3,5% Ni Gases liquefeitos de petróleo refrigerados A N II - 
Ld 150 0 450 316L HC em serviço com corrosão naftênica. B N II Nota 2 
Le 150 0 450 317L HC em serviço com corrosão naftênica. B N II Nota 2 
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Tabela E.3 - Classificação das Padronizações da PETROBRAS N-76 conforme NR-13, 
ASME B31.3 e Anexo A desta Norma (Continuação) 
 
 
Pa
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Ma 300 0 540 5% Cr Hidrocarbonetos muito corrosivos B N II Nota 2 
Mb 300 0 425 304L 
Hidrocarbonetos em Serviço com hidrogênio A N IV Nota 7 
Água decationizada, deaionizada e 
desmineralizada D N II - 
Mc 300 -60 180 3,5% Ni Gases liquefeitos de petróleo refrigerados A N II - 
Md 300 0 450 316L HC em serviço com corrosão naftênica. B N II Nota 2 
Me 300 0 450 317L HC em serviço com corrosão naftênica B N II Nota 2 
Oa 600 0 510 P11 Vapor de alta pressão. C N II 
Od 600 0 538 347 
Hidrocarboneto Corrosivo B N II Nota 2 
HC Serviço com H2S (>50 ppm no gás ou 
0,05psi no líquido) A N II Nota 5 
HC Serviço com H2S Letal (>500 ppm no 
gás ou 3 % no líquido) A M IV Nota 6 
HC Serviço com H2 a alta temperatura A N IV Nota 7 
Pa 900 0 510 P11 Vapor de alta pressão. C N II 
Pb 900 0 538 347 
Hidrocarbonetos em serviço com hidrogênio A N IV Nota 7 
HC Serviço com H2S (>50 ppm no gás ou 
0,05 psi no líquido) A N IV Nota 5 
HC Serviço com H2S Letal (>500 ppm no 
gás ou 3 % no líquido) A M IV Nota 6 
Pd 900 0 538 347 
Hidrocarbonetos corrosivos em serviço com 
hidrogênio A N IV Nota 7 
HC Serviço com H2S (>50 ppm no gás ou 
0,05 psi no líquido) A N IV Nota 5 
HC Serviço com H2S Letal (>500 ppm no 
gás ou 3 % no líquido) A M IV Nota 6 
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97 
 
Tabela E.3 - Classificação das Padronizações da PETROBRAS N-76 conforme NR-13, 
ASME B31.3 e Anexo A desta Norma (Continuação) 
 
 
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Qa 1500 0 530 P11 Vapor de alta pressão. C N IV - 
Qb 1500 0 538 347 
Hidrocarbonetos em serviço com hidrogênio A N IV Nota 7 
HC Serviço com H2S (>50 ppm no gás ou 
0,05 psi no líquido) A N IV Nota 5 
HC Serviço com H2S Letal (>500 ppm no 
gás ou 3 % no líquido) A M IV Nota 6 
Ra 2500 0 538 347 
Hidrocarbonetos em serviço com hidrogênio A N IV Nota 7 
HC Serviço com H2S (>50 ppm no gás ou 
0,05 psi no líquido) A N IV Nota 5 
HC Serviço com H2S Letal (>500 ppm no 
gás ou 3 % no líquido) A M IV Nota 6 
Xa 15 - 30 PVC Produtos Químicos D N TH Nota 9 
Xb 125 0 200 Cobre Traço de Vapor D D TH Nota 9 
Xe PN16 0 40 PEAD Água de incêndio (enterrada) D D TH Nota 9 
Xf 125 0 60 PRFV Água Industrial D D TH Nota 9 
 
NOTA 1 Se a pressão de projeto for superior a 10,55 kgf/cm2, o fluido deve ser enquadrado como Categoria N da 
ASME B31.3, e Classe de Inspeção II desta Norma. 
NOTA 2 Acima de 200 ºC é classificado como Fluido A na NR-13. 
NOTA 3 Se a pressão de projeto for inferior a 10,55 kgf/cm2, e a temperatura estiver entre -29 °C e 186 °C o 
fluido pode ser enquadrado como Categoria D da ASME B31.3, e Classe de 
Inspeção I desta Norma. 
NOTA 4 Classe de Inspeção III desta Norma devido ao serviço em baixa temperatura 
(<-29ºC). 
NOTA 5 NR-13 classe A considerando-se LT<20ppm. 
NOTA 6 NR-13 classe A considerando-se LT<20ppm. Categoria M da ASME B31.3 em concentração superior a 
500ppm no gás ou 3% no líquido. 
NOTA 7 Classe de Inspeção IV desta Norma devido ao serviço com hidrogênio. 
NOTA 8 Em unidades ou instalações de exploração e produção, as linhas de gás natural com classe de pressão 
igual ou maior que 600 devem ser incluídas na classe de inspeção IV. 
NOTA 9 Sem inspeção de juntas, comente teste hidrostático ao final da montagem. 
 
 
 
 
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Anexo F - Procedimentos de Execução de Teste Pneumático 
 
 
F.1 Objetivo 
 
Apresentar os requisitos mínimos de qualidade e segurança que devem ser observados para 
execução de testes pneumáticos em tubulações projetadas conforme os códigos ASME B31.1 e 
ASME B31.3. Para tubulações não cobertas por estes códigos, seguir os requisitos das normas de 
projeto aplicáveis (API RP 1110, API RP 1111, DNV OS F101, etc). 
 
 
F.2 Definições 
 
 
F.2.1 Teste Hidrostático 
 
Teste com objetivo de avaliar a resistência ou estanqueidade do sistema de tubulação, com uso de 
um fluido de teste essencialmente incompressível, na forma líquida; usualmente água. 
 
 
F.2.2 Teste Pneumático 
 
Teste com objetivo de avaliar a resistência ou estanqueidade do sistema de tubulação, empregando 
um fluido compressível como fluido de teste; geralmente nitrogênio ou ar. 
 
 
F.2.3 Pressão de Projeto 
 
A pressão indicada no documento de projeto e com base na qual o sistema de tubulação foi 
projetado. 
 
 
F.2.4 Temperatura Mínima de Projeto para o Sistema de Tubulação 
 
Mínima temperatura especificada no documento de projeto e com base na qual o sistema de 
tubulação foi projetado. 
 
 
F.2.5 Área de Exclusão 
 
Mínima distância observada entre o pessoal não relacionado diretamente ao teste e o sistema de 
tubulação em teste. Para o pessoal diretamente envolvido no teste, a distância segura é aquela 
discutida no procedimento de teste e validada numa análise de risco. 
 
 
F.3 Considerações Gerais 
 
 
A opção pelo teste pneumático, devido ao grau de risco inerente à utilização de um fluido de teste 
compressível, deve ser uma opção tomada preferencialmente quando: 
 
a) houver grande dificuldade de obtenção de fluido de teste na forma líquida na quantidade 
e/ou de qualidade mínima aceitável para o teste; 
b) a presença de fluido de teste após o ensaio, mesmo tomando cuidados adicionais após o 
teste, impactar negativamente na qualidade dos produtos que vierem a ser bombeados 
pelo sistema de tubulação; 
c) a presença de fluido de teste após o ensaio, mesmo tomando cuidados adicionais após o 
teste, em contato com o produto a ser bombeado resultar na formação de um produto 
corrosivo ao material construtivo do sistema de tubulação. 
 
 
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O teste pneumático é geralmente aceitável para os sistemas de ar de instrumento, podendo também 
ser empregado em outros sistemas que operam com gás, como sistemas de gás inerte, de ar 
comprimido e de exaustão. 
 
 
O teste pneumático deve ser executado se previsto no código construtivo do sistema de tubulação e 
de acordo com a pressão de teste especificada pelo código construtivo do sistema de tubulação. 
 
 
O teste pneumático do Sistema de tubulação pode incorporar um vaso de pressão conectado ao 
sistema, desde que todas as condições abaixo sejam satisfeitas: 
 
a) o vaso de pressão tenha sido previamente testado na pressão de teste do código de 
construção do mesmo; 
b) a pressão de projeto do vaso de pressão seja maior que a pressão de teste pneumático 
do sistema de tubulação; 
c) a temperatura do teste pneumático seja pelo menos 17 ºC acima de temperatura mínima 
de projeto do vaso de pressão; 
d) o volume do vaso seja levado em consideração no cálculo da energia armazenada no 
teste pneumático. 
 
 
F.4 Requisitos de Qualidade dos Materiais Utilizados no Teste Pneumático 
 
 
F.4.1 Instrumentos 
 
 
Todos os instrumentos utilizados na monitoração do teste pneumático devem ter sido calibrados 
previamente num prazo de até no máximo 3 meses da data prevista de execução do teste 
pneumático. A calibração deve ser em laboratóriocertificado pela Rede Nacional de Calibração do 
Brasil, ou em Laboratórios de Calibração acreditados por organismos com os quais o INMETRO 
mantém acordos de reconhecimento mútuo. 
 
 
No caso de calibrações efetuadas fora desta rede ou por laboratórios que não façam parte dos 
acordos de reconhecimento mútuo, deve ser mantida disponível cópia dos certificados de calibração 
dos padrões utilizados, rastreáveis a um padrão nacional ou internacionalmente reconhecido e 
também cópia dos procedimentos documentados utilizados para a execução das calibrações. 
 
 
F.4.2 Equipamentos de Pressurização 
 
Todos os equipamentos de pressurização devem ter sido inspecionados previamente num prazo de 
até no máximo 3 meses da data prevista de execução do teste pneumático. A inspeção deve ser feita 
de acordo com padrão escrito de verificação do fabricante do equipamento de pressurização e 
registrada em relatório emitido por profissional habilitado. 
 
 
F.4.3 Sistema de Conexão do Equipamento de Pressurização ao Sistema de Tubulação a Ser 
Testado 
 
Todo componente do sistema de conexão do equipamento de pressurização ao sistema de tubulação 
devem ser adequados à pressão de teste pneumático envolvida e terem sido inspecionados 
previamente num prazo de até no máximo 3 meses da data prevista de execução do teste 
pneumático. A inspeção deve ser feita de acordo com padrão escrito de verificação e registrada em 
relatório emitido por profissional habilitado. 
 
 
Todo e qualquer componente do sistema de conexão do equipamento de pressurização ao sistema 
de tubulação devem ter certificado de fabricação mencionando o padrão ou norma de fabricação. 
 
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F.5 Requisitos Mínimos de Segurança para Serem Seguidos no Teste Pneumático 
 
 
F.5.1 Requisitos Mínimos para Execução de Teste Pneumático 
 
 
Teste pneumático pode ser executado se as seguintes condições forem satisfeitas: 
 
a) o material do sistema de tubulação seja P number 1 ou P number 8; 
b) o fluido de teste seja ar ou nitrogênio; 
c) o teste executado a uma temperatura de pelo menos 17 °C (30°F) acima da temperatura 
mínima de projeto ou 16 ºC; o que for maior; 
d) os requisitos de teste do código de construção do sistema de tubulação sejam seguidos; 
e) a energia armazenada no teste pneumático deve ser limitado a 1677kJ. Testes com 
energias armazenadas maiores que 1677kJ requerem análise do impacto da onda de 
choque formada em caso de ruptura catastrófica nas estruturas adjacentes; 
f) um dispositivo de alívio de pressão ajustado para a pressão de teste pneumático mais 
345 kPa (50 psi) ou 10% da pressão de teste pneumático, o que for menor. 
 
 
F.5.2 Cálculo da Energia Armazenada 
 
 
O cálculo da energia armazenada no teste pneumático deve ser feito conforme ASME PCC 02, 
Artigo 5.1. 
 
 
Quando é empregado ar ou nitrogênio como fluido de teste a energia pode ser calculada a partir da 
seguinte relação: 
 








0,286
at
a
at P
P
 1 x V P x 2,5E (F.1) 
 
Onde: 
E é a energia armazenada (Joules); 
Pa é a pressão atmosférica absoluta (101 000 Pa); 
Pat é a pressão de teste absoluta (Pa); 
V é o volume total sob teste (m3). 
 
 
A energia armazenada pode ser convertida em quilogramas equivalentes de TNT, através da 
seguinte relação: 
 
4266920
E TNT  (F.2) 
 
 
F.5.3 Área de Exclusão 
 
 
Uma área de exclusão em torno do sistema de tubulação a ser testado pneumaticamente deve ser 
calculada conforme ASME PCC-02 Artigo 5.1. 
 
 
O raio mínimo da área de exclusão deve ser o maior dos seguintes valores: 
 
a) para energias acumuladas inferiores a 135,5 MJ o raio mínimo é de 30 m; 
b) energias acumuladas entre 135,5 MJ e 271 MJ implicam em raio mínimo de 60 m; 
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101 
 
c) o raio obtido através da equação F.3. 
 
R = 20 x (TNT)1/3 (F.3) 
 
 
Uma área de exclusão inferior à calculada pela relação acima pode ser admitida se: 
 
a) for utilizada uma metodologia de cálculo da onda de choque baseada em norma 
internacional, e a pressão da onda de choque no limite da área de exclusão for inferior a 
0,5 psi; 
b) o sistema de tubulação estiver em área confinada e for calculado que as paredes que o 
envolvem podem conter a onde de choque em caso ruptura catastrófica. 
 
 
Pessoal diretamente envolvido no teste pneumático pode ter acesso à área de exclusão, desde que: 
 
a) estejam definidas no procedimento de teste pneumático as funções e as atividades das 
pessoas que podem adentrar na área de exclusão e o tempo de permanência das 
mesmas na área de exclusão; 
b) haja um controle via credenciamento das pessoas diretamente envolvidas no teste 
pneumático, com estas portando em local visível documento ou crachá que as identifique 
como autorizadas para adentrar na área de exclusão; 
c) o acesso não ocorra nos momentos de pressurização. 
 
 
Os instrumentos de controle e monitoramento de pressão do teste pneumático devem estar 
localizados obrigatoriamente fora da área de exclusão. 
 
 
F.6 Análise de Risco 
 
Uma análise de risco deve ser feita antes da execução do teste pneumático e após a elaboração do 
procedimento de teste pneumático. Devem participar da análise de risco: 
 
a) pessoal de segurança industrial da planta ou unidade que contém o sistema de 
tubulação a ser testado. Em caso de mais de uma planta ou unidade, os respectivos 
integrantes de segurança industrial; 
b) o gerente de operação da planta ou unidade que contém o sistema de tubulação a ser 
testado. Em caso de mais de uma planta ou unidade, os respectivos gerentes de 
operação; 
c) o gerente responsável pela manutenção ou construção do sistema de tubulação; 
d) o gerente da equipe de execução do teste pneumático; 
e) o gerente da equipe responsável pela inspeção do sistema de tubulação; 
f) todo pessoal envolvido na execução do teste pneumático; a saber: 
— operador(es) do equipamento de pressurização; 
— responsável(eis) pela inspeção do sistema de tubulação; 
— equipe de controle de acesso à área de exclusão; 
— equipe de montagem do sistema de conexão do equipamento de pressurização ao 
sistema de tubulação a ser testado. 
 
 
F.7 Comunicação para Público Externo 
 
Após a análise de risco concluída uma comunicação formal deve ser feita pelo menos um dia útil 
antes da execução do teste pneumático a todo pessoal não diretamente envolvido no teste 
pneumático, explicando: 
 
a) qual o sistema de tubulação deve ser testado; 
b) quando deve ser executado o teste pneumático; 
c) qual a previsão da duração do teste pneumático; 
d) qual a área de exclusão adotada. 
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102 
 
F.8 Procedimento de Pressurização/Despressurização 
 
 
A pressão de teste deve ser gradualmente aumentada até atingir 170 kPa (25 psi) ou 1/2 da pressão 
de teste pneumático; o que for menor. Nesta pressão uma avaliação preliminar quanto a vazamentos 
deve ser feita, identificando vazamentos o sistema de tubulação deve ser despressurizado e reparos 
feitos de forma a sanar os vazamentos observados. 
 
 
Depois de atingido este primeiro patamar, a pressão deve ser gradualmente aumentada em passos 
controlados até que a pressão de teste pneumático seja alcançada. 
 
 
Após atingir cada patamar de pressão de teste, manter por tempo adequado para equalizar as 
tensões no sistema de tubulação. Após atingida a pressão de teste, esta deve ser mantida durante 
15 minutos sem que haja queda de pressão no manômetro; 
 
 
Ao longo de toda a pressurização uma área de exclusão constante deve ser mantida considerando as 
condições calculadas na Seção F.5. 
 
 
A despressurização deve ser feita de forma controlada para evitar resfriamento indesejado da linha 
(efeito Joule Thompson)e para equalizar as tensões no sistema de tubulação. 
 
 
Se feito o teste pneumático com gás asfixiante (exemplo nitrogênio), um cálculo de área da pluma do 
gás na saída do sistema deve ser feito para evitar risco de asfixia do pessoal. 
 
 
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103 
 
Anexo G - Gerenciamento e Execução de Ligações Aparafusadas 
 
 
G.1 Objetivo 
 
 
Os requisitos aqui citados são aplicáveis a todas as ligações flangeadas, incluindo aquelas de ligação 
das tubulações com vasos de pressão, caldeiras, tanques, equipamentos rotativos, bem como 
ligações flangeadas que são parte integrante de partes de vedação dos equipamentos citados. 
 
 
Este Anexo define os parâmetros de aperto de estojos para montagens de juntas flangeadas e 
requisitos de aperto de estojos de flanges conforme ASME B16.1/B16.5/B16.47. 
 
 
Para montagens de flanges API SPEC 6A e Flanges Compactos requisitos adicionais às normas de 
projeto aplicáveis podem ser aplicáveis. Estes requisitos também devem ser cumpridos e, portanto, 
devem ser contemplados no procedimento de montagem específico a ser fornecido pela 
CONTRATADA. 
 
 
Para montagem de outros tipos de conexões aparafusadas (Tipo Abraçadeira ou outras conexões 
proprietárias, por exemplo) requisitos específicos do fabricante podem ser aplicáveis. Estes requisitos 
também devem ser cumpridos e, portanto, devem ser contemplados no procedimento de montagem 
específico a ser fornecido pela CONTRATADA. 
 
 
Ligações flangeadas que são parte de equipamentos sob pressão (vasos de pressão, trocadores de 
calor e ligações flangeadas em área de vedação de equipamentos rotativos) podem também estar 
sujeitas a diferentes requisitos de qualidade. O fabricante do equipamento deve ser consultado antes 
da aplicação dos requisitos desta especificação. 
 
 
Procedimentos, por escrito, incorporando as recomendações deste anexo devem ser desenvolvidos 
para uso pela CONTRATADA. 
 
 
G.2 Definições 
 
 
G.2.1 Junta de Vedação 
 
Refere-se ao elemento de vedação, inserido entre as superfícies da ligação aparafusada. 
 
 
G.2.2 Ligação Flangeada 
 
 
Refere-se às juntas flangeadas, ou outras formas de ligação da tubulação que confiam no aperto 
dado a parafusos ou estojos para a obtenção da estanqueidade. 
 
 
Uma conexão que consiste em um par de flanges, estojos e uma junta de vedação. 
 
 
G.2.3 Estojo 
 
Onde nesse anexo houver referência a estojo, as recomendações valem também para parafusos ou 
outros elementos de fixação similares. 
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104 
 
G.3 Documentos de Referência 
 
Os seguintes padrões incluem provisões que, por meio de referência neste texto, constituem 
provisões desta especificação técnica. A última publicação dessas referências deve ser utilizada, a 
menos que acordado de outra forma. Outras normas reconhecidas podem ser utilizadas, desde que 
se possa mostrar que as mesmas atendam ou superem as exigências das normas referenciadas 
nesta especificação. 
 
 
API SPEC 6A Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment; 
ASME B1.1 Unified Inch Screw Threads (UN and UNR Thread Form); 
ASME B1.20.1 Pipe Threads, General Purpose (Inch); 
ASME B16.5 Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS 1/2 Through NPS 24 Metric/Inch 
Standard; 
ASME B16.20 Metallic Gaskets for Pipe Flanges Ring-Joint, Spiral-Wound, and Jacketed; 
ASME B16.21 Nonmetallic Flat Gaskets for Pipe Flanges; 
ASME B16.47 Large Diameter Steel Flanges NPS 26 Through NPS 60 Metric/Inch Standard; 
ASME B31.1 Power Piping; 
ASME B31.3 Process Piping; 
ASME BPVC Section VIII Division 1 - Rules for Construction of Pressure Vessels; 
ASME PCC-1 Guidelines for Pressure Boundary Bolted Flange Joint Assembly. 
 
 
G.4 Competência e Treinamento 
 
 
O treinamento e a qualificação de montadores de junta aparafusada devem ser conforme detalhado 
no código ASME PCC-1, Apêndice A. Somente os profissionais que tenham atendido ao treinamento 
e estejam qualificadas em conformidade com os requisitos ali listados têm permissão de executar a 
montagens de ligações flangeadas. 
 
 
Cada equipe de montagem de junta aparafusada deve ter, pelo menos, um Especialista em Aperto 
de Estojos qualificado. A CONTRATADA também deve possuir, pelo menos, um Especialista 
Sênior em Aperto de Estojos qualificado para supervisionar as atividades das equipes de 
montagem. A qualificação desses profissionais também deve atender ao preconizado pelo código 
ASME PCC-1. 
 
 
No processo de qualificação, a organização responsável pela qualificação deve conduzir o 
treinamento, demonstrações, e exames práticos e por escrito para determinar o conhecimento de 
montagem de junta aparafusada e áreas técnicas afins. O treinamento e exame dos profissionais 
devem ser evidenciados por meio de diploma, que deve ser submetido à PETROBRAS. 
 
 
G.5 Classificação das Ligações Flangeadas 
 
 
As juntas devem ser classificadas pela CONTRATADA em junta comum ou especial. No mínimo, os 
seguintes itens devem ser considerados nessa classificação: 
 
a) serviço do sistema (fluido, classe de pressão, temperatura); 
b) histórico de Performances da junta (chance de ocorrer vazamento); 
c) perda de inventário se um vazamento ocorrer; 
d) acesso às medidas corretivas, uma vez iniciado o serviço do ativo; 
e) fatores locais - vibração, ciclos de temperatura, fluxo de líquido-vapor, serviço perigoso, 
etc.; 
f) exposição à fadiga de carregamentos externos. 
 
 
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Na ausência de quaisquer documentos complementares da PETROBRAS indicando a classificação 
das ligações flangeadas, as seguintes devem ser consideradas como juntas especiais: 
 
a) linhas ou equipamentos que devem conter gases inflamáveis em qualquer classe de 
pressão; 
b) linhas ou equipamentos com classe de pressão 600 ou acima (conforme ASME B16.34) 
para todos os outros fluidos. 
 
 
G.6 Procedimentos, Registros e Identificação de Juntas Flangeadas 
 
 
G.6.1 Procedimento de Aperto de Junta Aparafusada 
 
 
A CONTRATADA executando o trabalho deve submeter um Procedimento detalhado de Aperto de 
Ligações flangeadas, para revisão e aprovação, antes da execução de qualquer serviço. 
 
 
Especificidades aplicáveis aos Flanges API SPEC 6A e Flanges Compactos devem ser detalhados no 
Procedimento, bem como o cuidado adicional que deve ser dado a conexões Tipo Abraçadeira e 
outras conexões patenteadas, e requisitos para ligações flangeadas que são parte de equipamentos 
(estáticos ou dinâmicos). 
 
 
G.6.2 Procedimento de Aperto de Junta Aparafusada 
 
 
A CONTRATADA deve emitir um Registro de Montagem de Juntas para cada junta montada 
classificada como especial. 
 
 
O Registro de Montagem da Junta deve incluir as seguintes informações: 
 
a) identificação da junta (TAG), localização e classificação (especial); 
b) classe de pressão e diâmetro da junta; 
c) verificação dimensional da junta (ver Tabela G.1 - deve incluir os valores reais obtidos 
durante a inspeção). Caso o uso de dispositivos de alinhamento tenha sido julgado 
necessário, deve incluir ilustrações (fotos) da preparação da junta mostrando a aplicação 
de todos os dispositivos de alinhamento; 
d) especificação e condições dos componentes da junta (estojos, porcas, arruelas, flanges, 
gaxetas, etc.); 
e) lubrificante utilizado; 
f) procedimento de Montagem, método de aperto e valores de tração/torque aplicados; 
g) informação das ferramentas e certificados de calibração aplicáveis; 
h) controle de Qualidade aplicado (caso haja); 
i) data; 
j) nome dos profissionais executantes (treinados conforme G.4); 
k) nome e assinatura do Especialista Qualificado de Aperto de Estojo. 
 
 
G.6.3 Identificação de Ligações Flangeadas 
 
 
De forma a registrar dados e planejar atividades, cada junta precisa seridentificada de forma clara e 
individual. Isto requer que a junta seja fisicamente identificada de forma que sua identificação esteja 
clara e visível no campo, incluindo um número de identificação individual, de forma que seja 
reconhecido num banco de dados de juntas ou outro sistema de registros. 
 
 
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G.6.3.1 Identificações Permanentes 
 
A finalidade de uma Identificação Permanente é identificar individualmente uma junta ao longo de seu 
ciclo de vida, possibilitando que todas as informações e atividades da junta sejam registradas. Essa 
Identificação Permanente deve estar firmemente afixada à junta e não deve conter outras 
informações além do número de etiqueta individual (TAG da junta). 
 
 
G.6.3.2 Identificações Temporárias 
 
O propósito de uma Identificação Temporária é de indicar individualmente o status da junta durante o 
escopo de trabalho. Pode incluir as seguintes informações: 
 
a) identificação da Junta (Número de Identificação Permanente - TAG); 
b) classe de pressão e diâmetro da junta flangeada; 
c) especificação do Material dos componentes (estojos, porcas, arruelas, flanges, gaxetas, 
etc.); 
d) lubrificante utilizado; 
e) procedimento de Montagem, método de aperto e tração/torque aplicado; 
f) controle de Qualidade aplicado (caso haja); 
g) data; 
h) nome do Especialista Qualificado de Aperto de Estojo. 
 
 
G.7 Métodos de Aperto 
 
 
G.7.1 Seleção 
 
 
A escolha do método de aperto depende da criticidade de cada junta, como segue: 
 
a) chaves de impacto NÃO SÃO PERMITIDAS. Chaves de Impacto expõem o trabalhador a 
riscos considerados inaceitáveis; 
b) ferramentas de aperto manual (chaves de boca, ou outra ferramenta que não possibilite o 
controle do torque) não são recomendadas. O aperto sem controle pode sujeitar a junta a 
tensões e deformações excessivas. Quando aprovado pela PETROBRAS, este método 
pode ser utilizado somente em serviço Categoria D (veja definição do Código ASME 
B31.3); 
c) aperto de estojo com torque controlado (usando ferramentas de torque hidráulicas ou 
manuais) deve ser utilizado para todas as ligações flangeadas especiais e comuns; 
d) tensionamento hidráulico de estojos deve ser utilizado em todas as ligações flangeadas 
críticas, assim definidas pela PETROBRAS em seus documentos de projeto contratuais. 
 
 
O método de aperto de estojos com torque controlado [como em c) acima] associado com controle de 
alongamento do estojo ou medição de controle de carga [ver G.12.3] pode ser utilizado como 
substituto do tensionamento hidráulico de estojos de ligações flangeadas críticas. 
 
 
G.7.2 Aperto de Estojos com Torque Controlado 
 
 
Aperto de estojos por torque deve ser realizado com ferramentas manuais calibradas ou ferramentas 
de torque hidráulico com manômetros de pressão calibrados. 
 
 
Devem ser empregados os valores de torque explicitados nas Tabelas G.2 a G.10, incluída nesse 
Anexo. 
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107 
 
Para os casos em que não existe valor de torque tabelado para as condições específicas de uma 
determinada ligação flangeadas, a CONTRATADA deve calcular o torque a ser aplicado em cada 
montagem, considerando as especificidades de cada junta. Estes valores devem ser incluídos no 
Procedimento de Aperto de Ligações flangeadas e nos Registros de Montagem de Junta (onde 
aplicável). 
 
 
G.7.3 Tensionamento de Estojos 
 
 
O tensionamento hidráulico de estojos deve ser realizado com manômetros de pressão calibrados. 
 
 
A CONTRATADA deve calcular a tração e a pressão equivalente a ser aplicada em cada montagem, 
considerando as especificidades de cada junta aparafusada. Estes valores devem ser incluídos no 
Procedimento de Aperto Ligações flangeadas e nos Registros de Montagem de Junta. 
 
 
G.8 Cálculo de Torque e Tensão de Estojos 
 
 
Tensões de montagens de estojos (casos em que não houver valor de torque tabelado incluído nas 
Tabelas G.2 a G.10) devem ser estabelecidas levando-se em conta as seguintes questões de 
integridade de junta: 
 
a) tensão na junta suficiente para selar a ligação; 
b) danos à junta (excesso de compressão); 
c) danos aos estojos; 
d) danos aos flanges; 
e) tração devido à pressão interna de teste hidrostático; 
f) compensação devido ao aumento de temperatura durante a operação; 
g) cargas externas (exemplo: tubulação, equipamentos); 
h) vibração; 
i) serviço cíclico (pressão e temperatura); 
j) dilatação diferencial entre estojos e flanges; 
k) gradiente de temperatura ao longo do perímetro dos flanges (exemplo.: flanges principais 
de trocadores de calor); 
l) características do lubrificante utilizado entre os estojos e as porcas e entre as porcas e 
os flanges; 
m) condições dos estojos e porcas; 
n) uso de arruelas ou de molas prato (quando aplicável). 
 
 
A determinação do torque deve ser realizada como detalhado na ASME PCC-1, Apêndice O, (“Joint 
Component Approach”). 
 
 
A CONTRATADA deve submeter tabelas de torque que estejam em estreita concordância com esse 
Anexo e com o Procedimento de Aperto de Junta Aparafusada, com atenção especial a possíveis 
variações do lubrificante especificado e do coeficiente de atrito aplicável. 
 
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108 
 
G.9 Inspeção Antes do Aperto 
 
 
G.9.1 Geral 
 
 
O alinhamento adequado de todos os componentes da junta aparafusada é essencial para a garantia 
da estanqueidade da montagem. Isso resulta em máximo contato da superfície de assentamento, 
máxima oportunidade para carregamento uniforme da junta, e melhora a efetividade dos métodos de 
aperto de estojos. As seguintes diretrizes se aplicam para alinhamento de flanges que se acoplam. 
 
NOTA Se uma equipe de montagem de juntas for designada a apertar uma junta que já tenha sido 
previamente pré-montada por profissional sem qualificação, primeiramente esta junta deve 
ser completamente desmontada de forma a executar as atividades de inspeção aqui citadas. 
Depois disso, a junta pode ser remontada e finalmente apertada. 
 
 
G.9.2 Verificação Dimensional 
 
 
A verificação dimensional deve ser realizada antes da montagem de junta aparafusada. As 
tolerâncias devem ser como indicadas na Tabela G.1 abaixo (de acordo com o ASME PCC-1). 
Condições fora da tolerância devem ser corrigidas antes que a junta seja instalada para evitar danos 
à mesma. Somente ajustes mínimos devem ser realizados após a instalação da junta. O alinhamento 
não deve requerer mais força do que possa ser exercida à mão ou com uso ferramentas comuns de 
alinhamento, como chaves de boca manual e pinos de alinhamento. 
 
 
O alinhamento apropriado deve ter como resultado estojos passando pelos flanges em ângulos retos 
e as porcas se assentando de forma plana contra os flanges, antes do aperto. 
 
 
Caso os flanges que necessitam de alinhamento estejam conectados a bombas ou equipamentos 
rotativos (ou qualquer outro equipamento sensível a carregamentos externos), deve ser tomado 
cuidado para se evitar a introdução de deformação nos mancais e alojamentos do equipamento. 
 
 
Uma vez que os flanges estejam alinhados, a junta deve ser instalada e os estojos apertados 
completamente. Os dispositivos de alinhamento devem ser removidos somente após o aperto. 
 
 
-PÚBLICO-
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109 
Tabela G.1 - Tolerância Dimensional (conforme o ASME PCC-1) 
 
1,5 mm máximo
 
 
Linha de Centro Alta Baixa 
- O alinhamento de flanges de forma que as 
superfícies de contato, o diâmetro interno do 
furo, ou diâmetro externo dos flanges, se 
encaixem ou se aproximem com a maior 
quantidade de superfície de contato. 
- A tolerância é geralmente medida colocando-
se um canto reto na face externa de um flange 
e estendendo-o até o flange a ser acoplado. 
Isto é feito em quatropontos ao redor do flange, 
aproximadamente 90° entre os mesmos. A 
tolerância é de 1,5 mm em qualquer ponto. 
0,8 mm máximo de
diferença entre a mais
larga e a mais estreita
 
Paralelismo 
- O alinhamento de flanges de forma que 
existam distâncias iguais entre as faces do 
flange, em todos os pontos em volta da 
circunferência da junta, de forma que as faces 
do flange fiquem paralelas entre si. 
- A tolerância é geralmente determinada 
medindo-se a distância mais longe e mais perto 
entre os flanges, e comparando-se. A tolerância 
é uma diferença não maior que 0,8 mm no 
diâmetro externo da superfície selante, atingida 
usando-se uma força não maior que 10 % do 
máximo torque ou carregamento no estojo, para 
qualquer estojo. 
3 mm máximo
 
Dois Furos - Rotacional 
- O alinhamento de flanges de forma que os 
furos do estojo se alinhem entre si, permitindo 
que os estojos passem perpendicularmente 
pelos flanges. 
- A tolerância é medida observando-se um 
ângulo de 90° onde os estojos passem pelos 
flanges ou os furos estejam dentro de 
3 mm do alinhamento perfeito. 
 
 
Espaço Excessivo ou Folga 
 
- Condição onde dois flanges estão separados 
por uma distância maior que duas vezes a 
espessura da junta, os flanges estiverem em 
repouso e os flanges não se juntarem usando 
força razoável. 
- Quando nenhum dispositivo de alinhamento 
for utilizado, os flanges devem ser colocados 
em contato com a junta não comprimida, 
uniformemente através das faces do flange, 
usando menos que o equivalente a 10 % da 
meta total de carga no estojo em montagem. --
 Quando alinhar os flanges, nenhum estojo 
sozinho deve ser apertado acima de 20 % do 
torque máximo para um único estojo ou da 
meta de carga do estojo. 
- Quando dispositivos de alinhamento externos 
forem utilizados, os flanges devem ser trazidos 
à espessura da junta comprimida, 
uniformemente através das faces do flange, 
usando um carregamento externo equivalente a 
menos que 20 % da meta total de carga no 
estojo em montagem. 
 
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110 
 
G.9.3 Limpeza e Exame 
 
 
Antes de iniciada a montagem, as superfícies de contato dos estojos e dos flanges devem ser limpas 
e inspecionadas. 
 
 
Toda sujeira e resíduos de qualquer instalação anterior de junta devem ser removidos das superfícies 
de contato. Usar solventes aprovados e/ou escovas de fios suaves para limpeza. Não utilizar escovas 
de aço-carbono em flanges de aço inoxidável, para evitar contaminação da superfície e danos ao 
acabamento de superfícies existentes. 
 
 
Examinar as superfícies de contato da junta de ambos os flanges a acoplar, verificando-se o 
acabamento da superfície recomendado (inclusive as ranhuras) e assegurando-se da inexistência de 
danos ao acabamento da superfície, como arranhões, cortes, buracos e rebarbas. Quaisquer 
imperfeições questionáveis devem ser reportadas. 
 
 
Examinar roscas de estojos e porcas e faces de arruelas de porcas para danos como óxido, corrosão 
e rebarbas. Componentes danificados devem ser substituídos/corrigidos. Da mesma forma, 
combinações de estojo/porca, para as quais as porcas não girem livremente à mão, passando do 
local onde as mesmas atingiriam o repouso após o aperto, devem ser substituídas/corrigidas. 
 
 
G.9.4 Instalação da Junta 
 
 
Instalar uma nova junta em posição após verificar a ausência de (ou tendo feito a correção) 
imperfeições inaceitáveis na superfície selante da junta e desvios de tolerância de planicidade, bem 
como considerações de alinhamento da junta aparafusada. 
 
 
A reutilização de juntas (mesmo as metálicas) não é permitida. 
 
 
A reutilização de juntas do tipo RTJ é permitida somente quando aprovada pela fiscalização da 
PETROBRAS. Nesse caso deve ser realizada uma inspeção nos anéis RTJ, tendo como base um 
procedimento de inspeção previamente aprovado. 
 
 
Verifique que as juntas atendam às especificações dimensionais (diâmetro externo, diâmetro interno, 
espessura) e especificação de materiais. Posicione a junta de forma a ficar concêntrica com o 
diâmetro interno do flange, tomando as medidas cabíveis para assegurar que esta esteja suportada 
adequadamente durante o processo de posicionamento. Nenhuma porção da junta deve projetar 
sobre a trajetória do fluxo de produto. 
 
 
Assegure que a junta deve ficar em posição durante o processo de montagem. Pode ser empregado 
spray de adesivo na junta (e não no flange). Não é permitido se utilizar fitas adesivas para manter as 
juntas em posição, tampouco graxa. Certificar-se que o material do adesivo é quimicamente 
compatível com os materiais dos componentes da conexão aparafusada. 
 
 
G.9.5 Lubrificação 
 
 
Nenhuma conexão aparafusada deve ser montada e apertada sem a aplicação de lubrificação 
adequada. Estojos que sejam revestidos com Teflon ou outro revestimento auto-lubrificante devem 
ser montados conforme prescrito pelo fabricante. 
 
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O lubrificante deve ser quimicamente compatível com os materiais dos estojos/porcas/arruelas. Para 
aplicações em que haja componentes em aço inoxidável deve-de garantir que o lubrificante não 
contenha zinco em sua composição. 
 
 
A menos que autorizado pela PETROBRAS, deve ser empregado lubrificante à base de molibdênio. 
Para a elaboração das Tabelas G.2 e G.10 foi considerado um valor de coeficiente de atrito de 
µ=0,12. Valores diferentes de coeficiente de atrito implicam necessariamente na necessidade de 
correção nos valores de torque. 
 
 
Cuidado particular deve ser tomado para evitar que o lubrificante possa contribuir com fratura por 
corrosão sob tensão, corrosão galvânica, ou sofrer autoignição na presença de oxigênio. Também 
deve se assegurar que o lubrificante esteja adequado à faixa esperada de temperatura de serviço. 
 
 
Antes que o lubrificante seja aplicado nas roscas de porcas e arruelas, as porcas devem girar 
livremente à mão passando do local aonde irão se fixar após o aperto. Caso as porcas não girem 
livremente à mão, verifique a causa e faça as correções/substituições necessárias. 
 
 
Deve-se aplicar lubrificante de forma generosa e completamente às faces de contato da porca e nas 
roscas em ambas as extremidades dos estojos, além do local onde as porcas permanecerão fixas 
(Figura G.1). O lubrificante deve ser aplicado depois que os estojos estejam inseridos através dos 
furos dos estojos do flange para evitar possibilidade de contaminação com partículas sólidas que 
possam gerar torque de reação indesejado. Lubrificação deve ser aplicada independentemente do 
método de aperto utilizado. 
 
Superficíes a serem
lubrificadas
 
 
Figura G.1 - Lubrificação na Montagem 
 
 
Na primeira montagem de estojos e porcas auto-lubrificados novos, são requeridas somente 
verificações de giro desimpedido, sem necessidade de aplicação de lubrificante adicional. Na 
segunda e nas subsequentes operações de aperto, deve ser aplicado lubrificante conforme descrito 
acima. 
 
 
Não deve ser aplicado lubrificante na junta ou nas superfícies de contato das juntas. 
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112 
 
G.9.6 Instalações de Estojos 
 
 
Deve ser verificado o atendimento às especificações de porca e estojos (materiais, diâmetro, passo 
da rosca, e espessura da porca igual ao diâmetro nominal do estojo). 
 
 
Só é permitida a instalação de estojos e porcas com as devidas gravações em baixo ou alto relevo de 
tipo e norma. 
 
 
Estojos devem ser verificados quanto ao comprimento adequado. Este comprimento deve considerar 
a presença de arruelas ou de molas-prato, a altura das porcas, e a protrusão mínima exigida da 
rosca. O estojo deve exceder o comprimento das porcas, em ambos os lados, em pelo menos um fio 
de rosca. 
 
 
O uso de tensionadores de estojos exige que aporção rosqueada do estojo estenda além da face 
externa da porca no lado do tensionador. O comprimento da extensão do estojo deve ser verificado 
com o fabricante do tensionador. 
 
 
Estojos e porcas devem ser instalados de forma que as marcas nas extremidades dos estojos e 
porcas estejam localizadas no mesmo lado da junta e faceando para fora para facilitar a inspeção. 
 
 
Protrusão de rosca em excesso pode prejudicar a desmontagem da junta devido à corrosão, pintura 
ou dano. Uma prática que facilita a desmontagem da junta é a de engatar completamente a porca 
num dos lados (apenas uma projeção de fio de rosca de estojo além da porca) de forma que todos os 
fios em excesso remanescentes estejam localizados na extremidade oposta. O excesso de protrusão 
de fios além da porca deve ser minimizado. 
 
 
G.10 Aperto de Ligações Flangeadas 
 
 
G.10.1 Estágios do Aperto 
 
 
Uma vez determinado o valor do torque final para o prisioneiro ou estojo a ser apertado (ver G.8), os 
seguintes estágios de aperto devem ser seguidos: 
 
a) primeiro estágio de aperto deve ser limitado ao máximo de 30 % do valor do torque final; 
b) segundo estágio de aperto deve ser limitado ao máximo de 70 % do valor do torque final; 
c) terceiro estágio de aperto deve ser levado até 100 % do valor ajustado para o torque. 
 
NOTA Os estágios acima devem ser apertados utilizando-se a sequência de aperto diagonal 
(Padrão “Legacy” ou alternado) conforme descrito no ASME PCC-1. 
 
d) na quarta etapa de aperto, mudar de aperto diagonal para aperto no sentido horário, 
repetindo 100 % do valor do torque calculado. Deve-se prosseguir com o aperto em torno 
do flange até que todos os estojos estejam igualmente apertados. 
 
 
O procedimento da CONTRATADA deve conter os valores, em tabelas, de 30 %, 70 % e 100 % do 
valor do torque. 
 
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113 
 
G.10.2 Sequência de Aperto 
 
Deve ser empregado o padrão cruzado (“legacy pattern”) para a sequência de aperto (conforme 
requerido pelo ASME PCC-1). Sequências de aperto alternativas, previstas pelo ASME PCC-1, 
podem ser utilizadas, desde que estejam incluídas no Procedimento de Aperto de Junta Aparafusada 
emitido pela CONTRATADA. 
 
 
G.10.3 Tensionadores Hidráulicos de Estojo 
 
A CONTRATADA deve seguir as instruções do fabricante do equipamento para montagem da junta 
aparafusada e um procedimento específico deve ser emitido, contendo toda informação aplicável 
para operação e controle de qualidade da junta. 
 
 
G.10.4 Supervisão do Aperto 
 
 
A supervisão das operações de aperto de flanges deve ser realizada diariamente pelo Especialista 
Sênior em Aperto de Estojos, de forma que o trabalho realizado por todas as equipes de montagem 
seja verificado. 
 
 
O Procedimento de Aperto de Junta Aparafusada emitido pela CONTRATADA deve detalhar a 
sistemática desta avaliação. 
 
 
G.11 Teste de Estanqueidade Após Montagem 
 
Juntas que não estão sujeitas a testes de pressão subsequentes (teste pneumático ou hidrostático, 
como prescrito no código de projeto aplicável para tubulação ou equipamento) ou que são 
desmontadas após o teste de pressão devem ser submetidas a um teste de estanqueidade antes do 
início da operação. 
 
 
G.11.1 Juntas Comuns 
 
Devem ser submetidas a um teste de estanqueidade a baixa pressão, conforme determinado no 
Artigo 10 do ASME BPVC Seção V. Esta exigência não é aplicável a linhas de Serviço Categoria D 
(veja definição no Código ASME B31.3). 
 
 
G.11.2 Juntas Especiais 
 
 
Devem ser submetidas a um teste de estanqueidade com gás a alta pressão, com uma pressão de 
teste que seja, pelo menos, igual à máxima pressão de operação. Este teste deve seguir às 
exigências do código de projeto aplicáveis ao teste pneumático (ver Anexo F). 
 
 
A CONTRATADA deve emitir um procedimento que estabeleça: 
 
a) tipo de teste de estanqueidade; 
b) fluido de teste; 
c) pressão de Teste; 
d) inspeção durante o teste e critérios de aceitação. 
 
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G.12 Informações Complementares 
 
 
G.12.1 Isolamento Térmico 
 
Geralmente ligações flangeadas não devem ser isoladas. A CONTRATADA deve sempre confirmar 
com a PETROBRAS antes de aplicar isolamento em qualquer junta aparafusada. Para linhas a alta 
temperatura, este isolamento poderá implicar que outra rodada de aperto seja aplicada (reaperto de 
partida, conforme estabelecido no ASME PCC-1). Lubrificantes podem modificar suas propriedades 
devido ao aumento na temperatura da junta; assim um novo torque de aperto deve ser calculado para 
esta operação. 
 
 
G.12.2 Desmontagem de Ligações Flangeadas 
 
Também devem ser realizadas no padrão cruzado. Um estágio intermediário de 50 % do torque 
calculado deve ser aplicado durante a desmontagem. 
 
 
G.12.3 Sistemas de Controle de Carga 
 
Várias técnicas são comercialmente disponíveis para controlar e garantir carregamento de estojo, 
conforme dispostas abaixo: 
 
 
G.12.3.1 Medida Direta do Comprimento 
 
Este método utiliza extensômetro mecânico para medir a deformação do estojo. A acurácia é 
dependente do nível de calibração do teste de carga físico cumprido. Uma técnica prontamente 
disponível é a haste indicadora do tipo de estojo. Uma haste é inserida dentro de um furo mandrilado 
no estojo, que percorre seu comprimento completo. A haste é ancorada na extremidade oposta no 
local onde a medida é tomada. Na extremidade da medida, uma face precisa de referência é usinada 
deixando a extremidade da barra nivelada com a face do estojo. O deslocamento relativo da barra 
comparado ao da face do estojo é medido e calibrado contra a carga do estojo por meio de teste de 
carga físico. 
 
 
G.12.3.2 Medida do Comprimento por Ultrassom 
 
Este método determina a tensão medindo-se o tempo de deslocamento de um pulso acústico 
viajando de uma extremidade do prisioneiro ou estojo até o outro lado. O tempo irá variar 
dependendo da extensão e da tensão no prisioneiro ou estojo. O tempo monitorado é proporcional à 
extensão e tensão no estojo e pode ser convertido de forma a fornecer uma saída como, tração no 
estojo ou tensão, conforme seja requerido. 
 
 
G.12.3.3 Sensores de Monitoramento de Cargas 
 
Existem diversos sensores de monitoramento de carga comercialmente disponíveis. Estes incluem 
capacitância, fibra ótica e técnicas de extensômetro que tomam a forma de insertos de sensores 
colocados dentro de um estojo convertido. Outro tipo é o de célula de carga de compressão que se 
encaixa como uma arruela embaixo da porca ou cabeça do estojo. Outros tipos utilizam 
extensômetros na estrutura da célula. Sinais vindos de todos os tipos de sensores podem ser lidos 
por um dispositivo carregado a mão ou por sistemas de monitoramento conectados; tendo potencial 
futuro para monitoramento remoto de sinal. Os sensores são particularmente úteis onde há 
necessidade de se monitorar continuamente a carga de estojo em serviço. 
 
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115 
 
G.12.3.4 Estojos Indicadores de Carregamento Mecânico 
 
 
Estes compreendem estojos padronizados convertidos para monitorar carga de estojo. O estojo 
possui um pino com um girante, ancorado num furo axial mandrilado. O anular do girante é ajustado 
para girar livremente até que uma carga de estojo especificada seja atingida. O indicador é fechado 
numa capa protetora. 
 
 
O simples tato a dedo desta capa determina a situação da carga no estojo. Tensão é indicada na 
montagem e através da vida útil da junta. Variações desta técnica inclui um sistema de duplo 
indicador máximo/mínimo de faixa. 
 
 
Tabela G.2 - Classe de Pressão #150 
 
Torque [N.m] considerando µ=0,12 
(estojos novos e lubrificados com dissulfeto de molibdênio) 
Estojos em A193 B7, A193 B16 
 Tipo junta EspiraladaMaterial do flange AC e AL Inox 
C
la
ss
e 
NPS do 
flange 
Qtd. 
estojos 
NPS do 
estojo 
Torque 
(30 %)
Torque 
(70 %)
Torque 
final 
Torque 
(30 %)
Torque 
(70 %) 
Torque 
final 
15
0 
1/2 4 1/2 15 30 45 15 30 45 
3/4 4 1/2 15 30 45 15 30 45 
1 4 1/2 15 40 55 15 30 45 
1 1/2 4 1/2 25 65 90 20 45 65 
2 4 5/8 50 130 180 40 90 130 
3 4 5/8 50 130 180 50 130 180 
4 8 5/8 50 130 180 30 80 110 
6 8 3/4 100 220 320 90 200 290 
8 8 3/4 100 220 320 90 210 300 
10 12 7/8 150 350 500 110 250 360 
12 12 7/8 150 350 500 120 270 380 
14 12 1 250 550 800 170 400 570 
16 16 1 250 550 800 140 340 480 
18 16 1 1/8 350 750 1 100 200 500 700 
20 20 1 1/8 350 750 1 100 200 460 660 
24 20 1 1/4 500 1 100 1 600 300 650 950 
 
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Tabela G.3 - Classe de Pressão #300 
 
Torque [N.m] considerando µ=0,12 
(estojos novos e lubrificados com dissulfeto de molibdênio) 
Estojos em A193 B7, A193 B16 
 Tipo junta Espiralada 
 Material do flange AC e AL Inox 
C
la
ss
e 
NPS do 
flange 
Qtd. 
estojos 
NPS do 
estojo 
Torque 
(30 %)
Torque 
(70 %)
Torque 
final 
Torque 
(30 %)
Torque 
(70 %) 
Torque 
Final 
30
0 
1/2 4 1/2 15 35 50 15 30 45 
3/4 4 5/8 25 60 90 25 60 85 
1 4 5/8 30 70 110 25 60 85 
1 1/2 4 3/4 50 130 180 50 110 150 
2 8 5/8 40 100 140 30 65 95 
3 8 3/4 80 190 270 60 130 190 
4 8 3/4 100 220 320 70 170 250 
6 12 3/4 100 220 320 70 170 250 
8 12 7/8 150 350 500 120 270 380 
10 16 1 250 550 800 170 400 570 
12 16 1 1/8 350 750 1100 250 550 800 
14 20 1 1/8 300 650 950 180 410 580 
16 20 1 1/4 400 950 1350 300 650 950 
18 24 1 1/4 450 1 050 1500 300 750 1 050 
20 24 1 1/4 500 1 100 1600 300 750 1 050 
24 24 1 1/2 800 1 800 2600 500 1 150 1 700 
 
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117 
 
Tabela G.4 - Classe de Pressão #600 para Junta Espiralada 
 
Torque [N.m] considerando µ=0,12 
(estojos novos e lubrificados com dissulfeto de molibidenio) 
Estojos em A193 B7, A193 B16 
 Tipo junta Espiralada 
 Material do flange AC e AL Inox 
C
la
ss
e 
NPS do 
flange 
Qtd. 
estojos 
NPS do 
estojo 
Torque 
(30 %)
Torque 
(70 %)
Torque 
final 
Torque 
(30 %)
Torque 
(70 %) 
Torque 
final 
60
0 
1/2 4 1/2 15 40 55 15 30 45 
3/4 4 5/8 30 70 100 25 60 85 
1 4 5/8 40 80 120 25 60 85 
1 1/2 4 3/4 70 160 220 50 110 150 
2 8 5/8 40 100 140 40 100 140 
3 8 3/4 80 190 280 80 190 270 
4 8 7/8 150 350 500 130 310 450 
6 12 1 250 550 800 180 430 610 
8 12 1 1/8 350 750 1 100 300 650 900 
10 16 1 1/4 400 950 1 350 350 800 1 150 
12 20 1 1/4 450 1 000 1 400 350 800 1 150 
14 20 1 3/8 450 1 100 1 550 400 900 1 250 
16 20 1 1/2 700 1 500 2 200 500 1 150 1 700 
18 20 1 5/8 900 2 100 3 000 800 1 900 2 800 
20 24 1 5/8 800 1 900 2 800 700 1 700 2 400 
24 24 1 7/8 1 100 2 600 3 800 1 100 2 600 3 700 
 
 
Tabela G.5 - Classe de Pressão #600 para Junta RTJ 
 
 Tipo junta RTJ 
 Material do flange AC e AL Inox 
C
la
ss
e 
NPS do 
Flange 
Qtd. 
estojos 
NPS do 
Estojo 
Torque 
(30%) 
Torque 
(70%) 
Torque 
Final 
Torque 
(30%) 
Torque 
(70%) 
Torque 
Final 
60
0 
1/2 4 1/2 25 55 75 15 35 50 
3/4 4 5/8 40 90 130 25 65 90 
1 4 5/8 50 110 150 30 70 100 
1 1/2 4 3/4 70 170 240 50 120 170 
2 8 5/8 50 130 180 40 100 140 
3 8 3/4 100 220 320 80 190 270 
4 8 7/8 150 350 500 130 310 450 
6 12 1 250 550 800 180 430 610 
8 12 1 1/8 350 750 1100 300 650 900 
10 16 1 1/4 500 1100 1600 350 800 1150 
12 20 1 1/4 450 1050 1500 350 800 1150 
14 20 1 3/8 500 1200 1750 400 900 1250 
16 20 1 1/2 600 1500 2200 500 1150 1700 
18 20 1 5/8 800 1800 2600 800 1800 2600 
20 24 1 5/8 800 1900 2700 700 1700 2400 
24 24 1 7/8 1400 3200 4600 1100 2600 3700 
 
-PÚBLICO-
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Tabela G.6 - Classe de Pressão #900 para Junta Espiralada 
 
Torque [N.m] considerando µ=0,12 
(estojos novos e lubrificados com dissulfeto de molibidenio) 
Estojos em A193 B7, A193 B16 
 Tipo junta Espiralada 
 Material do flange AC e AL Inox 
C
la
ss
e 
NPS do 
Flange 
Qtd. 
estojos 
NPS do 
estojo 
Torque 
(30 %)
Torque 
(70 %)
Torque 
final 
Torque 
(30 %)
Torque 
(70 %) 
Torque 
final 
90
0 
2 8 7/8 90 200 290 90 200 290 
3 8 7/8 120 280 410 120 270 380 
4 8 1 1/8 200 500 700 200 460 660 
6 12 1 1/8 250 600 850 250 600 850 
8 12 1 3/8 400 900 1250 400 900 1 250 
10 16 1 3/8 350 800 1150 350 800 1 150 
12 20 1 3/8 400 950 1400 400 950 1 400 
14 20 1 1/2 500 1 150 1650 500 1 150 1 650 
16 20 1 5/8 600 1 400 2 000 600 1 400 2 000 
18 20 1 7/8 1 000 2 400 3 400 1 000 2 400 3 400 
20 20 2 1 100 2 500 3 500 1 100 2 500 3 500 
24 20 2 1/2 1 900 4 500 6 500 1 900 4 500 6 500 
 
 
Tabela G.7 - Classe de Pressão #900 para Junta RTJ 
 
 Tipo junta RTJ 
 Material do flange AC e AL Inox 
C
la
ss
e 
NPS do 
Flange 
Qtd. 
estojos 
NPS do 
Estojo 
Torque 
(30 %)
Torque 
(70 %)
Torque 
Final 
Torque 
(30 %)
Torque 
(70 %) 
Torque 
Final 
90
0 
2 8 7/8 130 300 430 90 210 300 
3 8 7/8 150 350 500 120 270 380 
4 8 1 1/8 300 650 950 200 460 660 
6 12 1 1/8 350 750 1 100 250 600 850 
8 12 1 3/8 550 1 300 1 900 450 1 050 1 500 
10 16 1 3/8 500 1 200 1 700 450 1 050 1 500 
12 20 1 3/8 500 1 100 1 600 450 1 050 1 500 
14 20 1 1/2 800 1 900 2 700 600 1 400 2 000 
16 20 1 5/8 1000 2 300 3 300 800 1 900 2 800 
18 20 1 7/8 1500 3 600 5 100 1 300 3 000 4 300 
20 20 2 1800 4 100 5 900 1 600 3 700 5 200 
24 20 2 1/2 3 400 8 000 11 500 2 900 6 800 9 700 
 
-PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016 
 
119 
 
Tabela G.8 - Classe de Pressão #1 500 
 
Torque [N.m] considerando µ=0,12 
(estojos novos e lubrificados com dissulfeto de molibidenio) 
Estojos em A193 B7, A193 B16 
 Tipo junta RTJ 
 Material do flange AC e AL Inox 
C
la
ss
e 
NPS do 
Flange 
Qtd. 
estojos 
NPS do 
estojo 
Torque 
(30 %)
Torque 
(70 %)
Torque 
Final 
Torque 
(30 %)
Torque 
(70 %) 
Torque 
final 
15
00
 
1/2 4 3/4 70 150 220 50 110 150 
3/4 4 3/4 80 190 260 60 130 180 
1 4 7/8 110 250 360 80 180 250 
1 1/2 4 1 170 390 560 120 270 390 
2 8 7/8 140 320 460 90 210 300 
3 8 1 1/8 300 700 1 000 200 460 660 
4 8 1 1/4 500 1 100 1 600 350 800 1150 
6 12 1 3/8 500 1 150 1 700 500 1 150 1600 
8 12 1 5/8 900 2 200 3 200 800 1 900 2 800 
10 12 1 7/8 1 300 3 000 4 300 1 300 3 000 4 300 
12 16 2 1 700 3 900 5 600 1 600 3 700 5 200 
14 16 2 1/4 2 400 5 500 7 900 2 100 4 900 7 000 
16 16 2 1/2 3 300 7 700 11 000 2 900 6 800 9 700 
18 16 2 3/4 4 100 9 500 13 600 3 900 9 100 13 000 
20 16 3 5 400 12 600 18 000 5 100 11 900 16 900 
24 16 3 1/2 8 200 19 100 27 200 7 500 17 500 25 000 
 
-PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016 
 
120 
Tabela G.9 - Classe de Pressão #2 500 
 
Torque [N.m] considerando µ=0,12 
(estojos novos e lubrificados com dissulfeto de molibidenio) 
Estojos em A193 B7, A193 B16 
 Tipo junta RTJ 
 Material do flange AC e AL Inox 
C
la
ss
e 
NPS do 
flange 
Qtd. 
estojos 
NPS do 
estojo 
Torque 
(30 %)
Torque 
(70 %)
Torque 
final 
Torque 
(30 %)
Torque 
(70 %) 
Torque 
final 
25
00
 
1/2 4 3/4 100 220 320 90 220 310 
3/4 4 3/4 100 220 320 100 220 320 
1 4 7/8 150 350 500 150 350 500 
1 1/2 4 1 1/8 350 750 1100 350 750 1100 
2 8 1 200 500 750 160 370 520 
3 8 1 1/4 450 1 000 1 450 350 850 1 250 
4 8 1 1/2 800 1 800 2 600 600 1 400 2 000 
6 8 2 1 700 4 000 5 800 1 600 3 700 5 200 
8 12 2 1 600 3 800 5 500 1 600 3 700 5200 
10 12 2 1/2 3 200 7 500 10 700 3 100 7 300 10 400 
12 12 2 3/4 4 600 10 700 15 400 4 600 10 700 15 200 
 
 
Tabela G.10 - Estojos em Aço Inox ASTM A193 B8 CL2 
 
Torque [N.m] considerando µ=0,12 
(estojos novos e lubrificados com dissulfeto de molibidenio) 
Flanges em inox de tensão escoamento > 25 ksi - Estojos em A193 B8 CL2 
Junta Espiralada RTJ 
NPS CL150 CL300 CL600 CL900 CL1500 CL600 CL900 CL1500 CL2500
1/2 30 35 40 
usar 
CL1500
110 50 
usar 
CL1500
150 300 
3/4 30 60 70 120 90 180 300 
1 35 75 80 190 100 250 380 
1 1/2 65 130 150 340 170 390 680 
2 130 95 140 290 290 140 300 300 520 
3 170 190 270 380 570 270 380 660 1 000 
4 110 250 380 660 900 380 660 1 000 1 350 
6 290 250 610 680 1000 610 680 1 000 
8 300 380 680 1 000 
 
680 1 000 
 
10 360 570 1 000 1 000 1 000 1 000 
12 380 680 1 000 1 000 1 000 1 000 
14 570 580 1 000 1 350 1 000 1 350 
16 480 950 1 350 1 350 
18 680 1 000 
Evitar uso de estojos 
de NPS > 1 1/2 
Evitar uso de estojos 
de NPS > 1 1/2 20 660 1 000 
24 950 1 350 
NOTA Usar passes de 30 %, 70 % e 100 %. 
 
-PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016 
 
IR 1/5 
 
ÍNDICE DE REVISÕES 
REV. A, B, C e D 
Não existe índice de revisões. 
REV. E 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
1.2 Incluído 
Capítulos 2 e 3 Revisados 
4.1 e 4.2 Revisados 
4.5 e 4.6 Revisados 
4.10 e 4.14 Revisados 
4.20.2 Revisado 
4.24 e 4.25 Revisados 
5.3.2, 5.3.4 e 5.3.7 Revisados 
5.4.4 a 5.4.7 Revisados 
5.5.4 e 5.5.6 Revisados 
5.6.2 Revisado 
5.6.3 e 5.6.5 Incluídos 
5.6.5.1 e 5.6.5.2 Incluídos 
5.6.6 Revisado 
5.6.6.2 Revisado 
5.6.7 e 5.6.8 Incluídos 
5.6.9 Revisado 
5.7.1 a 5.7.3 Incluídos 
5.8.1 a 5.8.3 Incluídos 
5.9.4 Incluído 
5.10 e 5.11 Incluídos 
5.12.2 e 5.12.3 Revisados 
5.12.4 e 5.12.5 Incluídos 
5.13.6 Incluído 
6.1 Revisado 
6.1.1 Revisado 
6.1.3 a 6.1.6 Revisados 
7.1.4 e 7.1.7 Revisados 
 
-PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016 
 
IR 2/5 
REV. E 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
FIGURAS 2.1 e 2.2 Revisados 
FIGURAS 3.1 e 3.3 Revisados 
7.1.8.3 e 7.1.8.4 Revisados 
7.1.9.4 e 7.1.9.5 Revisados 
7.2.2 e 7.2.7 Revisados 
7.3.4 Revisado 
7.3.6 a 7.3.8 Revisados 
7.4.1 Revisado 
7.5.2 e 7.5.3 Incluídos 
7.6.6 Revisado 
7.9.4 Revisado 
7.10.1 Revisado 
9.3 a 9.5 Revisados 
9.6.1 e 9.6.2 Revisados 
9.7 Revisado 
9.7.1, 9.7.5 e 9.7.6 Revisados 
9.9 Revisado 
10.2, 10.3 e 10.5 Revisados 
FIGURA 7.1 Revisado 
11.1.1 a 11.1.5 Revisados 
11.1.10, 11.1.13, 11.1.15 e
11.1.20 Revisados 
11.1.15 Revisado 
11.1.19 Incluído 
11.1.20 Revisados 
11.1.21 e 11.1.22 Incluídos 
11.2.1 Revisado 
11.3.1 e 11.3.2 Revisados 
11.3.5.1, 11.3.5.2 e 11.3.5.4 Revisados 
11.4.1 e 11.4.3 Revisados 
11.5.1 e 11.5.5 Revisados 
 
 
-PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016 
 
IR 3/5 
REV. E 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
11.6.2 e 11.6.3 Incluídos 
12.1.2 a 12.1.4 Incluídos 
12.3.1 Revisado 
13.1 e 13.3 Revisados 
ANEXOS A e B Revisados 
REV. F 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
Seção 1 e 2 Revisados 
3.17 a 3.22 Incluídos 
4.1 Revisado 
4.2 Incluído 
4.3 Revisado 
4.4 e 4.5 Incluído 
Figura 1 Revisada 
4.26 Revisado 
5.1 Incluído 
5.2.1 e 5.2.2 Revisados 
5.2.3 Incluído 
5.2.4 Renumerado e revisado 
5.3.1 e 5.3.5 Revisados 
5.3.7 Eliminado 
5.4.4, 5.4.5 e 5.4.6 Revisados 
5.4.7 Eliminado 
5.5.4 e 5.5.5 Revisados 
5.5.6 Eliminado 
5.6.4 e 5.6.5 Revisados 
5.6.12 Incluído 
5.9.5, 5.10.5 5.11.5 Revisados 
6.2 Revisados 
9.1 Renumerado e revisado 
9.1.1 a 9.1.3 Renumerados 
9.1.4 e 9.1.5 Renumerado e revisado 
-PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016 
 
IR 4/5 
 
REV. F 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
9.2 e 9.3 Incluídos 
7.1.11 Revisado 
7.1.11.4 Incluído 
Figura 6 Revisada 
10.1.1, 10.1.2 e 10.1.3 Renumerado e revisado 
10.1.4 Incluído 
10.1.5 Renumerado 
10.2 e 10.3 Incluídos 
Figuras 7.1 e 7.2 Eliminadas 
11.1.1 a 11.1.3 Incluídos 
11.1.4 Renumerado 
11.1.5 a 11.1.7 Incluídos 
11.2.1 Incluído 
11.2.2 a 11.2.10 Renumerados 
11.2.11 Renumerado e revisado 
11.2.12 e 11.2.13 Renumerados 
11.2.15 a 11.2.21 Renumerados 
11.3.1 Renumerado e revisado 
11.3.2 Renumerado 
11.4.1 a 11.4.3 Renumerados 
11.5.1 a 11.5.3 Renumerados 
11.6.1 a 11.6.11 Renumerados 
11.7.1 Renumerado 
11.7.2 a 11.7.4 Renumerado e revisado 
11.7.5 Incluído 
12.3.1 a 12.3.4.4 Incluídos 
Tabela A.1 Revisada 
A.2 Revisado 
Tabela A.2 Revisada 
A.3.2 Renumerado 
A.4.9 e A.4.10 Incluídos 
-PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016 
 
IR 5/5 
 
REV. F 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
B.1 e B.2.1 Revisados 
Tabela B.1 Revisado 
B.3.5 Incluído 
C.2.2, enumeração g) Revisado 
REV. G 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
2 Revisado 
3.24 Incluído 
7.6.1 Revisado 
7.6.1.1 e 7.6.1.2 Incluídos 
7.6.2 a 7.6.8 Revisados 
7.6.8.1 e 7.6.8.2 Incluídos 
8.10 Incluído 
9.1.6 a 9.1.8 Incluídos 
9.1.8.1 a 9.1.8.3 Incluídos 
9.3.1 Revisado 
9.3.1.3 a 9.3.1.11 Incluídos 
9.3.2 Revisado 
9.3.2.1 a 9.3.2.8 Incluídos 
9.3.3 Revisado 
9.3.4 Revisado 
9.3.4.1 a 9.3.4.2 Incluídos 
9.3.5 Revisado 
9.3.6 a 9.3.10 Eliminados 
10.1.1 e 10.1.5 Revisados 
10.1.6 a 10.1.8 Incluídos 
10.3.5 Incluído 
11.7.1, 11.7.2 e 11.7.5 Revisados 
Tabelas A.1 e A.2 Revisadas 
REV. H 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
Todas Revisadas 
 
	Sem nome