N-1487

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N-1487 REV. G 04 / 2014 
 
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 64 páginas, Índice de Revisões e GT 
 
Inspeção de Dutos Rígidos Submarinos 
 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 - 13 
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. 
 
Oleodutos e Gasodutos 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. 
 
../link.asp?cod=N-0001
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Sumário 
1 Escopo ................................................................................................................................................. 5 
2 Referências Normativas ...................................................................................................................... 5 
3 Termos e Definições ............................................................................................................................ 6 
4 Condições Gerais e Específicas ......................................................................................................... 9 
5 Requisitos para Qualificação de Pessoal e Procedimento ............................................................... 11 
6 Requisitos de Segurança, Meio Ambiente, Eficiência Energética e Saúde ...................................... 11 
7 Inspeções do Duto ............................................................................................................................. 11 
7.1 Inspeção Visual do Trecho Emerso (Regiões 5 e 4) ........................................................... 11 
7.1.1 Inspeção dos Lançadores e Recebedores de “PIGs” .................................................. 12 
7.1.2 Inspeção Visual de Trecho Emerso, sob Isolamento Térmico .................................... 12 
7.1.3 Inspeção Visual de Válvulas de Bloqueio e de Segurança ......................................... 12 
7.1.4 Inspeção Visual dos Instrumentos ............................................................................... 13 
7.1.5 Inspeção Visual da ZVM (Região 4) ............................................................................ 13 
7.1.6 Inspeção Visual da “Flexjoint”® (Região 4) .................................................................. 13 
7.2 Medição de Espessura de Parede do Trecho Emerso (Regiões 5 e 4) .............................. 13 
7.3 Detecção de Trincas no Trecho Emerso (Regiões 5, 4 e 3) ................................................ 14 
7.4 Inspeção Externa do Trecho Submerso (Regiões 3, 2, 1 e “Shore Approach”) .................. 14 
7.4.1 Inspeção Visual ............................................................................................................ 14 
7.4.1.1 Aspectos do Solo Marinho ................................................................................... 14 
7.4.1.2 Condições de Enterramento ................................................................................ 15 
7.4.1.3 Estado dos Revestimentos .................................................................................. 15 
7.4.1.4 Presença de Incrustações e Sucata .................................................................... 15 
7.4.1.5 Amassamentos .................................................................................................... 15 
7.4.1.6 Corrosão Externa ................................................................................................. 16 
7.4.1.7 Estado dos Anodos .............................................................................................. 16 
7.4.1.8 Existência de Vazamentos ................................................................................... 16 
7.4.1.9 Cruzamento de Dutos .......................................................................................... 16 
7.4.1.10 Existência de Vãos Livres .................................................................................. 16 
7.4.1.11 Estado da Região TDZ ...................................................................................... 16 
7.4.1.12 Condição do Calçamento................................................................................... 16 
7.4.1.13 Movimentação de Duto não Aquecido ............................................................... 17 
7.4.1.14 Dutos que Operam com Produtos Aquecidos ................................................... 17 
7.4.2 Inspeção do Sistema de Proteção Catódica (SPC) ..................................................... 17 
7.4.3 Inspeção Submarina nas Regiões 1 e “Shore-Approach” ........................................... 19 
7.4.4 Inspeção Geológica e Geotécnica (Regiões 1 e “Shore Approach”) ........................... 19 
7.4.4.1 Inspeções Periódicas ........................................................................................... 19 
7.4.4.2 Inspeções Geológica e Geotécnica - Específicas ............................................... 21 
7.4.4.3 Levantamento do Traçado ................................................................................... 22 
7.5 Inspeção por “PIG” Instrumentado .......................................................................................23 
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7.5.1 Planejamento e Habilitação das Inspeções com “PIG” Instrumentado ....................... 23 
7.5.2 Relatório de Inspeção do “PIG” Instrumentado ........................................................... 23 
8 Monitoração da Corrosão Interna ...................................................................................................... 24 
9 Ensaio Hidrostático ............................................................................................................................ 24 
10 Reparos ........................................................................................................................................... 24 
11 Qualificação de Risco ...................................................................................................................... 25 
12 Documentação ................................................................................................................................ 25 
12.1 Prontuário ........................................................................................................................... 25 
12.2 Relatório de Inspeção ........................................................................................................ 25 
Anexo A - Aplicação das Técnicas de Inspeção nas Regiões dos Dutos Rígidos Submarinos ........... 27 
Anexo B - Requisitos para Elaboração da Carta Temática ................................................................... 35 
Anexo C - Classificação e Medição de Áreas Corroídas ...................................................................... 38 
Anexo D - Inspeção de Amassamento .................................................................................................. 46 
Anexo E - Ensaio Hidrostático em Oleodutos e Gasodutos Submarinos em Operação ...................... 48 
 
 
Figuras 
 
Figura A.1 - Plataforma Fixa com “Riser” Flexível ................................................................................ 27 
Figura A.2 - Plataforma Fixa com “Riser” Rígido .................................................................................. 28 
Figura A.3 - Plataforma Flutuante de Produção ou UEP com SCR ...................................................... 29 
Figura A.4 - Plataforma Flutuante de Produção ou UEP com “Spool” Rígido e “Riser” Flexível .......... 30 
Figura A.5 - Plataforma Flutuante de Produção ou UEP com “Riser” Flexível ..................................... 31 
Figura B.1 - Modelo de Ficha de Inspeção ........................................................................................... 37 
Figura C.1 - Geometria da Região Corroída ......................................................................................... 39 
Figura C.2 - Interação entre Dois Defeitos ............................................................................................ 39 
Figura C.3 - Corrosão Alveolar Leve Generalizada (Foto 1) ................................................................. 40 
Figura C.4 - Corrosão Alveolar Leve Dispersa (Foto 2) ........................................................................ 40 
Figura C.5 - Corrosão Alveolar Média Localizada (Foto 3) ................................................................... 41 
Figura C.6 - Corrosão Alveolar Média Generalizada (Foto 4) ............................................................... 41 
Figura C.7 - Corrosão Alveolar Média Dispersa (Foto 5) ...................................................................... 42 
Figura C.8 - Corrosão Alveolar Severa Localizada (Foto 6) ................................................................. 42 
Figura C.9 - Corrosão Alveolar Severa Localizada (Foto 7) ................................................................. 43 
Figura C.10 - Corrosão Alveolar Severa Generalizada (Foto 8) ........................................................... 43 
Figura C.11 - Corrosão Alveolar Severa Dispersa (Foto 9) .................................................................. 44 
Figura C.12 - Corrosão Uniforme (Foto 10) .......................................................................................... 44 
Figura C.13 - Corrosão Uniforme (Foto 11) .......................................................................................... 45 
Figura C.14 - Corrosão Uniforme (Foto 12) .......................................................................................... 45 
Figura D.1 - Exemplo de Dimensionamento de Amassamento ............................................................ 46 
Figura D.2 - Medição de Mossa (Foto 13) ............................................................................................. 47 
Figura D.3 - Medição de Mossa ( Fotos 14) .......................................................................................... 47 
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Figura E.1 - Representação Esquemática das Pressões em Dutos ou Trecho de Duto Constituído por 
um só Tramo ..................................................................................................................... 51 
Figura E.2 - Medição Gráfica do Volume de Ar Residual ..................................................................... 60 
 
 
Tabelas 
 
Tabela 1 - Classificação do Nível de Enterramento .............................................................................. 15 
Tabela 2 - Sugestão da Frequência das Inspeções Periódicas dos Traçados e Áreas Adjacentes aos 
Dutos Submarinos de Acordo com a Suscetibilidade da Área a Processos 
Geológico-Geotécnicos ...................................................................................................... 21 
Tabela A.1 - Periodicidade das Inspeções Segundo as Regiões dos Dutos Rígidos Submarinos ...... 32 
Tabela B.1 - Classificação das Ocorrências Geológico-Geotécnicas quanto a Suscetibilidade .......... 36 
Tabela E.1 - Valor da Pressão de Ensaio Hidrostático ......................................................................... 50 
 
 
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1 Escopo 
 
 
1.1 Esta Norma estabelece os requisitos técnicos de inspeção interna e externa aplicáveis aos dutos 
rígidos submarinos de transporte e transferência, de hidrocarbonetos construídos em aço-carbono e 
que se encontrem em operação. 
 
NOTA 1 Os Gasodutos e Oleodutos submarinos desativados devem ser inspecionados de acordo 
com os requisitos das PETROBRAS N-2246 e N-2689, respectivamente. 
NOTA 2 Esta Norma abrange os trechos rígidos de dutos híbridos e trechos submarinos de dutos 
mistos. 
NOTA 3 Os trechos terrestres e seus acessórios de dutos mistos devem ser inspecionados de 
acordo com a PETROBRAS N-2098. 
NOTA 4 Os requisitos desta Norma podem ser aplicados a dutos de injeção de água, a critério da 
UO responsável pela operação, considerando para definição deste critério aspectos de 
impacto a segurança, meio ambiente e perdas de produção. 
 
 
1.2 Esta Norma estabelece diretrizes básicas em relação às técnicas aplicadas à inspeção visando à 
avaliação da integridade estrutural do duto. 
 
 
1.3 Esta Norma se aplica à inspeção de dutos rígidos submarinos a partir da data de sua publicação. 
 
 
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. 
 
PETROBRAS N-462 - Fabricação, Construção, Montagem, Instalação e Pré-
Comissionamento de Dutos Rígidos Submarinos; 
 
PETROBRAS N-505 - Lançador e Recebedor de “PIG” para Dutos Submarinos e Terrestres; 
 
PETROBRAS N-1594 -Ensaio Não Destrutivo - Ultrassom em Solda; 
 
PETROBRAS N-1597 - Ensaio Não-Destrutivo Visual; 
 
PETROBRAS N-1598 - Ensaios Não-Destrutivos - PartículasMagnéticas; 
 
PETROBRAS N-1710 - Codificação de Documentos Técnicos de Engenharia; 
 
PETROBRAS N-1814 - Inspeção Submarina - Medição de Potencial Eletroquímico; 
 
PETROBRAS N-2098 - Inspeção de Dutos Terrestres em Operação; 
 
PETROBRAS N-2162 - Permissão para Trabalho; 
 
PETROBRAS N-2246 - Operação de Gasoduto Terrestre e Submarino; 
 
PETROBRAS N-2298 - Proteção Catódica de Dutos Terrestres; 
 
PETROBRAS N-2368 - Inspeção, Manutenção, Calibração e Teste de Válvulas de 
Segurança e/ou Alívio; 
 
PETROBRAS N-2634 - Operações de Passagem de “PIGs” em Dutos; 
../link.asp?cod=N-2246
../link.asp?cod=N-2689
../link.asp?cod=N-2098
../link.asp?cod=N-0462
../link.asp?cod=N-0505
../link.asp?cod=N-1594
../link.asp?cod=N-1597
../link.asp?cod=N-1598
../link.asp?cod=N-1710
../link.asp?cod=N-1814
../link.asp?cod=N-2098
../link.asp?cod=N-2162
../link.asp?cod=N-2246
../link.asp?cod=N-2298
../link.asp?cod=N-2368
../link.asp?cod=N-2634
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PETROBRAS N-2689 - Operação de Oleoduto Terrestre e Submarino; 
 
PETROBRAS N-2726 - Terminologia de Dutos; 
 
PETROBRAS N-2727 - Manutenção de Dutos Rígidos Submarinos; 
 
PETROBRAS N-2737 - Manutenção de Oleoduto e Gasoduto Terrestre; 
 
PETROBRAS N-2785 - Monitoração, Interpretação e Controle da Corrosão Interna em 
Dutos; 
 
PETROBRAS N-2786 - Avaliação de Defeitos e Modos de Falha em Oleodutos e Gasodutos 
Terrestres e Submarinos Rígidos em Operação; 
 
ABNT NBR 15248 - Ensaios Não Destrutivos - Inspeção por ACFM - Procedimento; 
 
ABNT NBR 15824 - Ensaios Não Destrutivos - Ultrassom - Medição de Espessura; 
 
ABNT NBR16244 - Ensaios Não Destrutivos - Ensaio Visual - Inspeção Subaquática; 
 
ABENDI NA-003 - Qualificação e Certificação de Pessoal em Ensaios Não Destrutivos; 
 
ISO 14313 - Petroleum and Natural Gas Industries - Pipeline Transportation System - 
Pipeline Valves; 
 
API RP 1160 - Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines; 
 
API SPEC 6D - Specification for Pipeline Valves; 
 
API SPEC 17D - Design and Operation of Subsea Production Systems - Subsea Wellhead 
and Tree Equipment; 
 
API STD 1163 - In-Line Inspection Systems Qualification Standard; 
 
ASME B16.5 - Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS 1/2 Through NPS 24 Metric/Inch 
Standard; 
 
ASME B31.8S - Managing System Integrity of Gas Pipelines; 
 
ASME BPVC Section V - Nondestructive Examination - Article 15; 
 
BSI BS 8010-2.5 - Code of Practice for Pipelines - Part 2: Pipelines on Land: Design, 
Construction and Installation - Section 2.5 Glass Reinforced Thermosetting Plastics; 
 
DNV-OS-F101 - Submarine Pipeline Systems; 
 
DNV RP F116 - Integrity Management of Submarine Pipeline Systems; 
 
NACE SP0102 - In-Line Inspection of Pipelines. 
 
 
3 Termos e Definições 
 
Para os efeitos deste documento aplicam-se os termos e definições da PETROBRAS N-2726 e os 
seguintes. 
 
../link.asp?cod=N-2689
../link.asp?cod=N-2726
../link.asp?cod=N-2727
../link.asp?cod=N-2737
../link.asp?cod=N-2785
../link.asp?cod=N-2786
../link.asp?cod=N-2726
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3.1 
ADCP 
“Acustic Doppler Current Profiler” (Perfilador de Correntes Marinhas) 
 
 
3.2 
AUV 
“Autonomous Underwater Vehicle” (veículo submarino autônomo) 
 
 
3.3 
Datum Sirgas 2000® 
é um Sistema de Referência Geocêntrico para as Américas do IBGE. 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. 
 
 
3.4 
Flexjoint”® 
é uma Junta flexível instalada em SCR com o objetivo de reduzir esforços dinâmicos, da Oil States. 
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. 
 
 
3.5 
Gerenciamento de Integridade 
Conjunto de ações, de acompanhamento e de controle, incluindo inspeção, monitoração e reparo, 
que buscam assegurar a integridade estrutural e a disponibilidade operacional do duto com 
segurança, ao longo de todo o seu ciclo de vida 
 
 
3.6 
GIS 
“Geographic Information System” (Sistema de Informações Geográficas) 
 
 
3.7 
MBES 
“Multi-Beam Echo Sounder” (Ecobatímetro de feixes múltiplos) 
 
 
3.8 
PAI 
Parecer de Análise de Integridade 
Documento técnico consolidado de integridade que apresenta a condição de disponibilidade 
operacional do duto 
 
 
3.9 
PTI 
Parecer Técnico de Inspeção 
Documento técnico que contém a análise dos resultados de uma inspeção ou de qualquer técnica de 
avaliação efetuada no duto submarino 
 
 
3.10 
PSV 
“Pressure Safety Valve” (Válvula de segurança) 
 
 
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3.11 
RI 
Relatório de Inspeção 
documento técnico que apresenta a descrição de todos os eventos conformes e não conformes 
estabelecidos na especificação ou plano de inspeção 
 
 
3.12 
RTI 
Recomendação Técnica da Inspeção 
indicação de providências necessárias para correção de anomalias detectadas durante uma inspeção 
ou outro tipo de verificação 
 
 
3.13 
responsável pelo Gerenciamento da Integridade 
pessoa ou gerência formalmente designada como Responsável pelo Gerenciamento da Integridade 
dos Dutos Rígidos Submarinos da Unidade Operacional (UO) 
 
 
3.14 
responsável técnico pela inspeção 
pessoa ou gerência com responsabilidade técnica pelas inspeções previstas no plano de inspeção 
dos Dutos Rígidos Submarinos da UO 
 
 
3.15 
ROV 
“Remote Operated Vehicle” (Veículo submarino operado remotamente) 
 
 
3.16 
SBP 
“Sub-Bottom Profiler” (Gerador de perfil sub-profundo) 
 
 
3.17 
SCR 
“Steel Catenary Riser” (“riser” em catenária livre) 
 
 
3.18 
“Sleepers” 
suportes para dutos aquecidos, que possibilitam seu deslocamento de forma segura 
 
 
3.19 
SLWR 
“Steel Lazy Wave Riser” (“riser” em catenária com corcova) 
 
 
3.20 
SMYS 
“Specified Minimum Yield Strength” (Tensão mínima de escoamento especificada) 
 
 
3.21 
TDP 
“Touch Down Point” 
Ponto de contato do duto submarino com o leito marinho, quando em configuração de catenária 
 
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3.22 
TDZ 
"Touch Down Zone" 
trecho do duto submarino que pode conter todas as posições de TDP possíveis de ocorrer ao longo 
de toda a vida operacional do duto, considerando condições “meteocean”, carregamento e 
posicionamento da plataforma dentro do diagrama de “off set” 
 
 
3.23 
THPS 
Tetrakis (Hydroxymethal) Phosphonium Sulfate (Sulfato de Tetrakis (hidroximetil) fosfônio) 
 
 
3.24 
TOG 
Teor de Óleos e Graxas 
 
 
3.25 
UEP 
Unidade Estacionária de Produção 
 
 
3.26 
UO do Negócio ou Operador 
Gerência responsável pela operação do duto, por exemplo, UO da Exploração e Produção (E&P) ou 
Regional ou Terminal da TRANSPETRO 
 
 
3.27 
ZDT 
Zona de Transição (“Splash Zone”) 
Região da estrutura que está sujeita a ficar molhada temporariamente devido à ação das ondas e 
calado 
 
 
3.28 
ZVM 
Zona de Variação da Maré 
Região da estrutura intermitentemente molhada devido à variação periódica da maré astronômica 
 
 
4 Condições Gerais e Específicas 
 
 
4.1 Todo duto rígido submarino deve possuir um plano de inspeção estabelecendo a periodicidade e 
os tipos de inspeção para cada trecho do duto, incluindo uma ou mais técnicas prescritas nesta 
Norma. As inspeções devem ser executadas de acordo com procedimentos previamente aprovados, 
nos quais são apresentadas as técnicas, os recursos necessários, os critérios de avaliação, bem 
como, a forma de apresentação e registro dos resultados. 
 
 
4.2 Para fins de inspeção, o duto rígido submarino pode ser dividido em regiões definidas em função 
do arranjo submarino, lâmina d’água e das técnicas de inspeção aplicáveis. O Anexo A apresenta 
desenhos mostrando a configuração típica das regiões. 
 
 
4.3 Recomenda-se que a periodicidade de inspeção para cada região do duto esteja de acordo com 
a Tabela A.1 do Anexo A. [Prática Recomendada] 
 
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4.4 O responsável pelo gerenciamento da integridade do duto rígido submarino deve proceder à 
análise de integridade do duto, após aplicação de cada técnica de inspeção empregada de modo a 
permitir que o RI ou PTI indique a condição de integridade e a sua disponibilidade para continuar 
operando de forma segura até a próxima inspeção. 
 
NOTA Cabe ressaltar que todo o duto submarino deve ser submetido ao processo de 
Gerenciamento da Integridade. Caso a UO não tenha diretrizes específicas para o processo 
de Gerenciamento da Integridade pode estabelecer seu processo tendo como referência as 
DNV RP F116, API STD 1160 ou ASME B31.8S. 
 
 
4.5 O responsável pelo gerenciamento da integridade dos dutos rígidos submarinos da UO pode, por 
sua responsabilidade técnica, ajustar a periodicidade de inspeção ao longo da vida do duto a partir da 
análise dos fatores que afetam a sua integridade, considerando, no mínimo, os dados do projeto, 
histórico operacional, histórico de intervenção e os resultados das inspeções. As justificativas 
técnicas para alteração da periodicidade e/ou requisito de inspeção devem ser devidamente 
registradas no prontuário do duto ou no sistema de gestão de inspeção corporativo. 
 
 
4.6 Recomenda-se que seja feita inspeção por “PIG” instrumentado geométrico, nos seguintes 
casos: [Prática Recomendada] 
 
a) após a instalação do duto, conforme PETROBRAS N-462; 
 
NOTA Esta inspeção deve ser realizada antes da entrega do duto para a UO, isto é, ainda na fase 
de empreendimento. Esta inspeção pode ocorrer antes da interligação do duto com os 
“risers” ou com o terminal. 
 
b) periodicamente conforme Tabela A.1 do Anexo A; 
c) sempre que houver suspeita de alteração dimensional do duto 
 
 
4.7 Recomenda-se que todo o duto rígido submarino deva ter sua avaliação de perda de massa 
realizada por “PIG” instrumentado, conforme a periodicidade estabelecida na Tabela A.1 do Anexo A. 
[Prática Recomendada] 
 
NOTA Recomenda-se, para dutos rígidos submarinos novos, que seja feita inspeção inicial por 
“PIG” instrumentado de perda de massa no primeiro ano após a entrada em operação. 
[Prática Recomendada] 
 
 
4.8 Todo duto deve ter uma Carta Temática, onde estejam identificados e registrados os processos 
de natureza geológica, geotécnica e oceanográfica que representem risco à integridade estrutural do 
duto, conforme requisitos mínimos especificados no Anexo B. 
 
NOTA A Carta Temática deve ser elaborada na fase de projeto e instalação do duto. Para dutos 
que não tenham Carta Temática, esta deve ser elaborada com base nos requisitos mínimos 
estabelecidos no Anexo B. 
 
 
4.9 O resultado da inspeção do trecho submerso pode levar à necessidade de uma inspeção 
geológica e geotécnica específica. 
 
 
4.10 A localização das áreas de interesse para inspeção deve ser determinada tomando-se a 
distância em metros, em relação ao ponto de origem do duto e a referência mais próxima, e/ou 
coordenadas UTM (“Universal Transversal Mercator”) com base no Datum Sirgas 2000®. 
 
../link.asp?cod=N-0462
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4.11 Recomenda-se que antes do início de qualquer serviço de inspeção, a equipe responsável 
disponha das informações dimensionais e operacionais do duto atualizadas. [Prática 
Recomendada]. 
 
 
4.12 Os resultados da inspeção devem ser analisados com base na PETROBRAS N-2786. 
 
 
5 Requisitos para Qualificação de Pessoal e Procedimento 
 
 
5.1 O inspetor submarino deve ser qualificado de acordo com a ABENDI NA-003. 
 
 
5.2 Os procedimentos de inspeção submarina a serem empregados, devem estar de acordo com as 
normas citadas na ABENDI NA-003. 
 
 
6 Requisitos de Segurança, Meio Ambiente, Eficiência Energética e Saúde 
 
 
6.1 No planejamento dos serviços de inspeção objeto desta Norma, os riscos de segurança 
operacional devem ser avaliados com base em Análise Preliminar de Risco (APR), além de que os 
procedimentos de inspeção devem atender aos requisitos de SMS tais como obtenção de Permissão 
de Trabalho, de acordo com PETROBRAS N-2162. 
 
 
6.2 Os profissionais envolvidos nos trabalhos definidos no escopo desta Norma devem seguir os 
requisitos de SMES vigentes na UO responsável pela operação do duto. 
 
 
6.3 Em serviços que possam gerar resíduos, estes resíduos devem ser tratados de acordo com o 
procedimento específico do órgão operacional. 
 
 
7 Inspeções do Duto 
 
A inspeção do duto deve ser realizada por meio das técnicas listadas na Tabela A.1 e que são 
aplicáveis em função das regiões do duto representadas nas Figuras A.1 a A.5 do Anexo A. 
 
 
7.1 Inspeção Visual do Trecho Emerso (Regiões 5 e 4) 
 
A inspeção visual do trecho emerso compreende o lançador ou o recebedor, trecho de superfície, 
flanges, válvulas de bloqueio, suportes, válvula de segurança e acessórios até a ZVM. Esta inspeção 
deve ser realizada e registrada de acordo com os requisitos da PETROBRAS N-1597. A classificação 
das anomalias de corrosão deve ser conforme os critérios definidos do Anexo C, bem como a 
inspeção e medição de amassamentos conforme o Anexo D. Devem ser verificados os seguintes 
itens: 
 
a) ocorrência de vazamentos, amassamentos, corrosão, desgaste, deformações e trincas, 
especialmente em regiões de restrição, tais como: suportes rígidos e ligações com 
válvulas e em dutos com histórico de vibração; 
b) corrosão por aeração diferencial, principalmente nas regiões com possibilidade de 
acúmulo de resíduos (regiões dos suportes e braçadeiras); 
c) as condições do revestimento externo do duto quanto a defeitos, tais como: - 
empolamento, falta de aderência, descascamento, riscos, trincas, fendilhamento e 
impregnação de impurezas; 
d) adequação dos lançadores e recebedores quanto aos requisitos da PETROBRAS N-505. 
 
../link.asp?cod=N-2786
../link.asp?cod=N-2162
../link.asp?cod=N-1597
../link.asp?cod=N-0505
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7.1.1 Inspeção dos Lançadores e Recebedores de “PIGs” 
 
 
7.1.1.1 Devem ser verificados nos lançadores e recebedores de “PIG” os seguintes itens: 
 
a) válvulas: verificar se há vazamento nos pontos de vedação. As seguintes técnicas 
indiretas de verificação podem ser utilizadas: termografia e emissão acústica; 
b) manômetros: verificar a adequação da escala (“zero” e fundo de escala), cumprimento e 
validade do prazo da calibração e condições físicas; 
c) drenos e respiros: verificar a existência de processo corrosivo, a fixação dos suportes e 
grampos e a localização segura da descarga dos fluídos por eles escoados; 
d) indicador de passagem de “PIG”: verificar sua existência e seu funcionamento, conforme 
a PETROBRAS N-2634; 
e) PSV: verificar sua existência, o cumprimento da calibração e validade da mesma e suas 
condições físicas, conforme a PETROBRAS N-2634; 
f) tampa de abertura do canhão: verificar suas vedações, funcionamento e condições dos 
estojos, atracadores, mecanismo de sustentação, giro e de segurança. 
 
 
7.1.1.2 Deve ser realizada inspeção visual externa nos lançadores e recebedores de “PIG” de acordo 
com os requisitos da PETROBRAS N-1597, quanto às condições físicas, corrosão externa, danos 
mecânicos, vazamentos, estado da pintura e revestimento dos trechos aéreos, suportes, válvulas, 
acessórios, identificações, plataformas e escadas de acesso, aterramentos e luminárias. A 
classificação de anomalias de corrosão deve ser realizada conforme Anexo C. 
 
 
7.1.1.3 Nos Lançadores, Recebedores e Lançadores/Recebedores que não tenham sido operados 
há mais de 12 meses, deve ser realizado ensaio de funcionamento, operando-os com pressurização, 
escoamento e drenagem de fluidos, observando-se os requisitos de segurança operacional conforme 
a PETROBRAS N-2634. 
 
NOTA O procedimento deste ensaio de funcionamento deve ser elaborado de comum acordo entre 
Operação e Inspeção. 
 
 
7.1.2 Inspeção Visual de Trecho Emerso, sob Isolamento Térmico 
 
Em toda extensão do trecho emerso, sob isolamentotérmico, devem ser verificados os seguintes 
itens: 
 
a) falha no isolamento criando caminho para a permeação de água; 
b) condição de aberturas no isolamento (para respiros, drenos, suportes, válvulas e 
conexões); 
c) condições das extremidades do isolamento. 
 
NOTA Deve ser verificado o estado de conservação da pintura do duto no local de acesso para 
medição de espessura. 
 
 
7.1.3 Inspeção Visual de Válvulas de Bloqueio e de Segurança 
 
 
7.1.3.1 Deve ser realizada inspeção visual externa nas válvulas de bloqueio de acordo com os 
requisitos da PETROBRAS N-1597. Devem ser verificadas suas condições físicas, vazamentos, 
desalinhamentos, indicador de abertura e fechamento, empenamento de hastes, pintura, 
revestimento, limpeza e funcionalidade do atuador, quando existente. 
 
 
7.1.3.2 Verificar o cumprimento da PETROBRAS N-2368 para as válvulas de segurança e/ou alívio. 
 
../link.asp?cod=N-2634
../link.asp?cod=N-2634
../link.asp?cod=N-1597
../link.asp?cod=N-2634
../link.asp?cod=N-1597
../link.asp?cod=N-2368
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7.1.4 Inspeção Visual dos Instrumentos 
 
 
7.1.4.1 Deve ser realizada inspeção visual externa dos instrumentos e acessórios de acordo com os 
requisitos da PETROBRAS N-1597. Devem ser verificadas as condições físicas, verificando 
funcionamento e vazamento. 
 
 
7.1.4.2 Verificar o prazo de validade da calibração dos instrumentos. 
 
 
7.1.5 Inspeção Visual da ZVM ou ZDT e Região 4 
 
Os trechos de “riser” e “spool” rígido na ZVM ou ZDT e Região 4 devem ser inspecionados quanto a 
anomalias, tais como, corrosão, danos ao revestimento e amassamentos do duto etc. Nas regiões 
sob braçadeiras, quando houver indicativo de corrosão externa no duto, a inspeção deve ser 
detalhada podendo levar até mesmo à remoção da braçadeira. 
 
NOTA As regiões da ZVM ou ZDT revestidas ou reparadas com materiais compósitos devem ser 
avaliadas a partir de inspeção visual, visando identificar e dimensionar eventuais danos, 
tais como empolamento e infiltração de umidade, que possam impactar a sua integridade. 
 
 
7.1.6 Inspeção Visual da “Flexjoint”® (Região 4) 
 
A “Flexjoint” deve ser inspecionada quanto a anomalias de pintura, estado de corrosão e condição do 
elastômero na superfície visível, quanto a trincas, extrusão da borracha e cobertura com barreira 
anti-ozônio (quando emersa). 
 
 
7.2 Medição de Espessura de Parede do Trecho Emerso (Regiões 5 e 4) 
 
 
7.2.1 A medição de espessura de parede deve ser executada por ultrassom ou outra técnica 
aplicável, de acordo com os requisitos da ABNT NBR 15824 e PETROBRAS N-1594. 
 
 
7.2.2 Recomenda-se a medição de espessura de parede no trecho do duto entre o lançador ou 
recebedor de “PIG” até ZVM ou ZDT nos locais em que houver indicação de corrosão externa ou 
interna. [Prática Recomendada] 
 
 
7.2.3 Para trechos cuja inspeção é realizada por escaladores, a espessura deve ser medida em 
quatro pontos diametralmente opostos a cada tramo do duto compreendido entre duas juntas 
soldadas. 
 
 
7.2.4 A medição de espessura deve ser realizada sempre que for verificada a existência de corrosão 
externa ou mossa. A área corroída e a mossa devem ter sua geometria medida e representada de 
modo que possibilite a avaliação segundo os critérios da PETROBRAS N-2786. 
 
 
7.2.5 Recomenda-se a medição de espessura no corpo do lançador e recebedor de “PIG”, na 
geratriz superior e inferior. [Prática Recomendada]. 
 
 
7.2.6 A medição de espessura também deve ser realizada nas áreas com perdas de espessura 
indicadas por “PIG” instrumentado e demais áreas prováveis desta ocorrência, tais como, regiões 
próximas aos cordões de solda, curvas e geratriz inferior. 
 
../link.asp?cod=N-1597
../link.asp?cod=N-1594
../link.asp?cod=N-2786
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NOTA Quando viável tecnicamente, devido a limitação de acesso da ferramenta, efetuar a 
medição de espessura por escaneamento com ultrassom ou com laser. 
 
 
7.2.7 Na ZVM ou ZDT deve ser realizada medição de espessura por ultrassom convencional. Não 
sendo possível a realização da medição de espessura por ultrassom convencional, técnicas 
alternativas, como por exemplo, inspeção com ondas guiadas e/ou com correntes parasitas de baixa 
frequência com saturação magnética, podem ser aplicadas a critério da UO. 
 
 
7.3 Detecção de Trincas no Trecho Emerso (Regiões 5 e 4) e no Trecho Submerso (Região 3) 
 
 
7.3.1 A detecção de trincas deve ser realizada por Partícula Magnética (PM), “Alternating Current 
Field Measurement” (ACFM) ou Líquido Penetrante (LP), de acordo com os requisitos das 
PETROBRAS N-1598, N-1594, ABNT NBR 15248 ou ASME BPVC Section V - Artigo 15 ou outra 
técnica aplicável. 
 
 
7.3.2 Recomenda-se a inspeção quanto à presença de trincas nas regiões do duto de acordo com a 
Tabela A.1 do Anexo A ou nos seguintes casos: [Prática Recomendada] 
 
a. regiões suscetíveis à fadiga; 
b. possibilidade de corrosão sob tensão; 
c. região de mossa. 
 
 
7.4 Inspeção Externa do Trecho Submerso (Regiões 3, 2, 1 e “Shore Approach”) 
 
As regiões do trecho submerso do duto rígido submarino, incluindo “risers” devem ser inspecionadas 
visualmente e quanto à proteção catódica, bem como quanto a aspectos geológicos e geotécnicos. O 
resultado da inspeção do trecho submerso pode suscitar a necessidade de uma inspeção geológica e 
geotécnica específica conforme 7.4.4 desta Norma. 
 
 
7.4.1 Inspeção Visual 
 
a) a inspeção visual deve ser executada de acordo com a ABNT NBR16244 e tem por 
objetivo avaliar: aspectos do solo marinho; condições de enterramento; estado do 
revestimento; presença de incrustações, sucata; amassamentos; corrosão externa; 
estado dos anodos; existência de vazamentos; cruzamentos; estado da região TDZ; 
vãos livres e calçamento; movimentação e posicionamento do duto em relação aos 
“sleepers”, cujos escopos estão descritos nos subitens 7.4.1.1 a 7.4.1.14; 
 
NOTA Nos trechos de duto enterrado e que operem com fluido aquecido deve-se verificar e 
registrar a ocorrência de “up heavel buckling” (flambagem vertical). 
 
b) a inspeção visual deve avaliar a condição de válvulas, “manifolds” e acessórios, 
verificando-se aspectos de corrosão externa, vazamentos, estado dos anodos e 
estabilidade no solo. As UOs responsáveis pela operação destes equipamentos 
submarinos devem elaborar procedimento específico de inspeção e ensaios funcionais 
aplicáveis; 
c) nas áreas submetidas a reparos submarinos deve ser realizada inspeção visual 
preliminar para avaliar sua integridade, observando-se aspectos de corrosão externa, 
vazamentos, inclusive intermitentes, danos e estado do sistema de reparo. 
 
 
7.4.1.1 Aspectos do Solo Marinho 
 
Deve ser verificado, classificado e registrado o tipo de solo e formações de interesse e em especial, 
presença de corais, na região junto ao traçado do duto. 
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../link.asp?cod=N-1594
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7.4.1.2 Condições de Enterramento 
 
Deve ser registrado o nível de enterramento do duto no solo, ao longo do seu traçado. Quando não 
for possível quantificar o nível de enterramento, utilizando equipamento MBES, casos de inspeções 
visuais com mergulhador, o registro dos níveis de enterramento estimados deve ser classificado, 
conforme Tabela 1. 
 
 
Tabela 1 - Classificação do Nível de Enterramento 
 
Classificação do nível 
de enterramento 
Descrição 
I geratriz inferior enterrada até 25 % do diâmetro externo do duto 
II 
geratriz inferior enterrada entre 25 % e 50 % do diâmetro externo do 
duto 
III 
geratriz inferior enterrada entre 50 % e 100 % do diâmetro externo do 
duto 
IV duto totalmente enterrado 
 
 
7.4.1.3 Estado dos Revestimentos 
 
 
7.4.1.3.1 Deve ser verificada, visualmente, a integridade dos revestimentos: anticorrosivos, 
isolamento térmico e de lastro ao longo de todo o duto. Caso seja detectada alguma descontinuidade, 
complementar a inspeção com a verificação da aderênciapara os casos de revestimentos 
anticorrosivo e térmico. Quanto a revestimento para lastro do duto, deve ser verificada a presença de 
trincas e quebras. Deve ser estimada e registrada a extensão da falha. 
 
 
7.4.1.3.2 Deve-se dedicar especial atenção ao estado do revestimento quando os resultados da 
inspeção por “PIG” instrumentado indicarem a presença e/ou evolução da corrosão externa no duto 
ou quando o duto estiver submetido a permanente movimentação, por exemplo: na região TDZ ou 
regiões de falta de lastro ou sujeitas à dilatação térmica. 
 
NOTA A inspeção por “PIG” registrador de temperatura pode ser usada como um método indireto 
de inspeção do isolamento térmico, de forma qualitativa, para dutos que operem com 
produto aquecido. 
 
 
7.4.1.4 Presença de Incrustações e Sucata 
 
 
7.4.1.4.1 Deve ser verificada e registrada a presença de incrustações sobre o duto, classificando-as 
segundo sua relevância de acordo com a ABNT NBR 16244. 
 
 
7.4.1.4.2 Deve ser verificada e registrada a presença de sucata, tais como, âncoras, seções de 
tubos, componentes de equipamentos etc. em contato e/ou nas proximidades do duto e que possam 
comprometer sua integridade. Quando possível, as dimensões e peso da sucata devem ser 
informados no relatório. 
 
 
7.4.1.5 Amassamentos 
 
Deve ser verificada e registrada a existência de amassamentos. Os amassamentos devem ser 
medidos conforme definido no Anexo D. Os amassamentos devem ser avaliados de acordo com a 
PETROBRAS N-2786. 
 
../link.asp?cod=N-2786
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7.4.1.6 Corrosão Externa 
 
 
7.4.1.6.1 Deve ser verificada e registrada a ocorrência de corrosão externa, classificando e 
dimensionando-a conforme instruções do Anexo C. 
 
 
7.4.1.6.2 Deve ser verificada a condição da proteção catódica do trecho corroído conforme indicação 
no 7.4.2. 
 
 
7.4.1.6.3 Caso houver indicações de corrosão externa deve ser realizada medição de espessura 
conforme 7.2, classificando-as conforme Anexo C. As áreas corroídas devem ser avaliadas de acordo 
com a PETROBRAS N-2786. 
 
 
7.4.1.7 Estado dos Anodos 
 
Deve ser verificada e registrada a existência de anodos conforme projeto e seu estado quanto à 
passivação e desgaste. 
 
 
7.4.1.8 Existência de Vazamentos 
 
Todos os vazamentos encontrados devem ser registrados e informados imediatamente ao 
responsável técnico pelo gerenciamento da integridade do duto. 
 
 
7.4.1.9 Cruzamento de Dutos 
 
Identificar e registrar o cruzamento entre dutos, verificando: a posição relativa do duto que está sendo 
inspecionado; se o cruzamento é entre dutos rígidos ou com flexível; se há contato entre os dutos ou 
existe uma ponte; se existe sistema de proteção, capa de proteção externa para o duto flexível em 
contato com duto rígido e o seu estado físico. 
 
 
7.4.1.10 Existência de Vãos Livres 
 
Deve ser verificada e registrada a existência de vãos livres ao longo do duto. Os vãos livres 
encontrados devem ser analisados conforme a PETROBRAS N-2786, quanto ao estado limite de 
carregamento estático, térmico e de fadiga. A altura máxima, o início e o fim de todos os vãos livres 
devem ser identificados e registrados durante a inspeção visual. A inspeção para determinação do 
vão livre pode ser através de mergulhador devidamente qualificado, ROV, AUV ou MBES descrito no 
7.4.3. 
 
 
7.4.1.11 Estado da Região TDZ 
 
Nos casos de SCR e SLWR deve ser verificado e registrado o estado da região TDZ quanto à 
profundidade da trincheira, desalinhamento do duto na TDZ em relação à trincheira, danos ao 
revestimento externo. 
 
 
7.4.1.12 Condição do Calçamento 
 
Deve ser verificado o estado físico dos calçamentos, a posição do calço no vão livre e a existência de 
efetivo contato entre o duto e os apoios e entre os apoios e o leito marinho. 
 
../link.asp?cod=N-2786
../link.asp?cod=N-2786
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7.4.1.13 Movimentação de Duto não Aquecido 
 
Deve ser verificada a ocorrência de movimentação do duto, registrando as marcas no solo ou regiões 
de entrincheiramento. 
 
 
7.4.1.14 Dutos que Operam com Produtos Aquecidos 
 
 
7.4.1.14.1 Dutos que operam com produtos aquecidos devem ser objeto de uma inspeção visual 
mais cuidadosa. Os seguintes aspectos devem ser verificados: 
 
a) flambagem global ou localizada; 
b) deslocamento axial global do duto (“pipeline walking”); 
c) deslocamento de válvulas, “tees”, “sleepers”, boias etc; 
d) interferência com outros dutos; 
e) interferência com outras estruturas; 
f) qualquer ponto de deslocamento localizado que possa dar origem a fadiga de baixo ciclo 
(deformação plástica cíclica); 
g) deslocamentos maiores do que os estabelecidos no projeto (quando disponível). 
 
 
7.4.1.14.2 Deve ser verificada a ocorrência de movimentação do duto e seu posicionamento em 
relação aos limites de passeio sobre os “sleepers”. Todo o passeio do duto no “sleeper” que exceder 
aos limites e em casos extremos, que saia dos “sleepers”, devem ser registrados e informados 
imediatamente ao responsável pelo gerenciamento da integridade do duto. 
 
 
7.4.2 Inspeção do Sistema de Proteção Catódica (SPC) 
 
 
O procedimento de medição de potencial eletroquímico deve atender ao especificado na 
PETROBRAS N-1814. 
 
 
Recomenda-se que seja avaliada a vida residual dos anodos do sistema de proteção galvânica do 
duto visando assegurar a proteção catódica, no mínimo, até a próxima inspeção. [Prática 
Recomendada] 
 
 
7.4.2.1 O potencial eletroquímico do duto pode ser medido segundo as técnicas a seguir: 
 
a) técnica de medição por contato - semi-célula em contato metálico com o duto: 
— esta técnica permite registrar o potencial do duto durante a inspeção; 
b) técnica do eletrodo remoto: 
— nesta técnica o perfil de potencial é levantado sem o contato metálico com o duto, 
mas através da medição da diferença de potencial entre duas semi-células de 
Ag/AgCl água do mar, onde uma é instalada remotamente e a outra junto ao duto. 
 
 
7.4.2.2 Inspeção do SPC na Região 1 
 
 
7.4.2.2.1 Deve ser feita a medição de potencial eletroquímico remoto com ROV. A semi-célula 
remota deve ser posicionada a, no mínimo, 3 m das outras semi-células. 
 
 
7.4.2.2.2 Deve ser medido o potencial eletroquímico por contato com ROV, no mínimo, nos três 
primeiros anodos, nos três últimos, e a cada 1 000 m de modo a calibrar o sistema de medição de 
potencial eletroquímico remoto. 
 
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NOTA Quando a inspeção não for realizada por ROV o potencial pode ser medido pontualmente 
por contato metálico. O número de pontos a serem medidos deverá possibilitar a avaliação 
do SPC ao longo do duto. 
 
 
7.4.2.2.3 Deve ser medido o potencial eletroquímico por contato, onde houver danos no revestimento 
com exposição da superfície metálica, em válvulas, em extremidades do duto (flange de interligação) 
e em acessórios. 
 
 
7.4.2.2.4 O gradiente de campo elétrico deve ser medido ao longo do duto quando a inspeção for 
realizada com ROV utilizando a técnica remota. 
 
 
NOTA Esta técnica consiste no levantamento do gradiente de campo elétrico ao longo do duto, 
através da medição da diferença de potencial entre duas semi-células de Ag/AgCl água do 
mar fixadas a uma distância constante e conhecida, mantendo o conjunto perpendicular ao 
duto. O objetivo desta técnica é obter informações sobre a saída de corrente do anodo, vida 
remanescente do anodo, passivação dos anodos, regiões subprotegidas e indicação de 
falhas no revestimento ou revestimento de boa qualidade. 
 
 
7.4.2.3 Inspeção do SPC nas Regiões 2 e 3 
 
 
7.4.2.3.1 Deve ser medido o potencial eletroquímico no duto, especialmente, onde houver danos no 
revestimento, com exposição da superfície metálica, em válvulas, em extremidades do duto (flange 
de interligação) e em acessórios. 
 
NOTA Onde não houver revestimento deve ser medido o potencial eletroquímico em pontos 
intermediários entre anodos. 
 
 
7.4.2.3.2Deve ser medido o potencial em todos os anodos. 
 
 
7.4.2.4 Critérios de Avaliação do SPC 
 
 
7.4.2.4.1 O potencial eletroquímico medido ao longo do duto e em seus acessórios deve estar entre 
-800 mV e -1.100 mV, medido em relação ao eletrodo de referência de prata-cloreto de prata 
(Ag/AgCl água do mar), para dutos de aço carbono. 
 
NOTA 1 Dutos e/ou acessórios de materiais diferentes do aço carbono-manganês podem exigir 
limites de potenciais diferentes dos acima citados, cabendo, nesse caso, um estudo 
específico. 
NOTA 2 Caso o potencial eletroquímico medido esteja fora da faixa recomendada deve ser 
verificada a causa, explorando entre outros, a deficiência da junta de isolamento elétrico do 
duto, braçadeiras e eventuais cruzamentos entre dutos metálicos. 
 
 
7.4.2.4.2 Em meios anaeróbicos, com bactérias redutoras de sulfato, deve-se adotar potencial de 
proteção na faixa entre -900 mV e -1.100 mV. 
 
 
7.4.2.4.3 Para dutos submarinos protegidos por um SPC instalado em terra, as inspeções dos 
retificadores e leitos de anodos devem seguir a PETROBRAS N-2298. 
 
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7.4.3 Inspeção Submarina nas Regiões 1 e “Shore-Approach” 
 
 
7.4.3.1 O duto submarino na Região 1 deve ser inspecionado sob todos os aspectos, incluindo, vão 
livre, revestimento, medição de potencial eletroquímico e de gradiente de campo. A mesma 
abrangência de inspeção deve ser aplicada na Região de “Shore-Approach”, excetuando-se a 
medição do gradiente de campo. 
 
 
7.4.3.2 A inspeção do trecho “flowline” e do trecho de “shore-approach” deve ser realizada, 
preferencialmente, utilizando o equipamento MBES, podendo ser realizada por mergulhador. 
 
 
7.4.3.3 No caso de inspeção com MBES, os equipamentos devem ser posicionados próximo ao duto 
de modo assegurar uma qualidade mínima de pontos aquisitados, conforme requisitos abaixo: 
 
a) os comprimentos dos vãos livres devem ser mensurados e as respectivas posições de 
início e fim, devem ser registradas nos relatórios, com erros de, no máximo, 50 mm; 
b) deve haver distinção entre os ecos atribuídos a duto e ao solo; 
c) devem ser geradas cartas de vão livre que mostrem o perfil transversal e longitudinal do 
duto e do solo ao longo de toda extensão do duto; 
d) as alturas dos vãos livres devem ser obtidas pela análise dos dados provenientes dos 
sensores; 
e) a seção transversal do duto deve ser aquisitada pelos sensores a cada 10 cm ou 
menos; 
f) o número de feixes, o ângulo entre cada feixe, a frequência dos feixes, a taxa de 
disparo e demais parâmetros devem ser tais que o produto final gerado permita a 
perfeita localização do duto na imagem de MBES independente de seu diâmetro 
externo; 
g) o equipamento deve fornecer dados que permitam a medição da altura do vão livre em 
perfil, com precisão de 3 cm; 
h) o posicionamento do equipamento deve ser tal que as imagens do MBES mostrem o 
máximo possível da calha inferior do duto. 
 
NOTA O início e o fim dos vãos livres devem ser identificados e registrados igualmente na 
inspeção e medição realizadas com MBES. 
 
 
7.4.4 Inspeção Geológica e Geotécnica (Regiões 1 e “Shore Approach”) 
 
a) a inspeção geológica e geotécnica tem como objetivo identificar, mapear, classificar e 
acompanhar a evolução de ocorrências geológicas e geotécnicas ao longo das faixas e 
áreas adjacentes que possam comprometer a integridade dos dutos. Os resultados 
obtidos nestas inspeções devem ser analisados e, eventualmente, podem contribuir 
para a atualização da Carta Temática; 
b) a inspeção geológica e geotécnica está classificada em duas categorias distintas: 
periódicas e específicas; 
c) a inspeção geológica e geotécnica específica deve ser realizada sempre que os 
resultados das inspeções submarinas periódicas indicarem a possibilidade de 
ocorrências geológicas e geotécnicas que possam comprometer a integridade dos 
dutos. 
 
 
7.4.4.1 Inspeções Periódicas 
 
 
7.4.4.1.1 As inspeções periódicas de caráter geológico e geotécnico podem ser realizadas 
aproveitando o momento da realização de uma inspeção externa planejada. Para que haja 
engajamento entre as inspeções estas devem seguir as técnicas definidas durante a fase de 
planejamento, de maneira a possibilitar a perfeita identificação e o georeferenciamento das 
ocorrências geológico-geotécnicas presentes na diretriz e ao longo das áreas adjacentes ao duto.
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20 
 
7.4.4.1.2 As inspeções periódicas devem observar quaisquer tipos de ocorrências que possam 
representar potencial de risco à integridade do duto, tais como: 
 
a) zonas de erosão e de descalçamento; 
b) indícios de movimentos de massa sedimentar; 
c) juntas de tração; 
d) zonas de falhas e fraturas; 
e) escarpas; 
f) acumulações coralíneas e rodolíticas; 
g) pavimentos rochosos; 
h) feições de escape de fluído; 
i) travessias de cânions submarinos; 
j) zonas de hidrato de gás; 
k) pontos já cadastrados com suscetibilidade alta, vistoriando as condições das 
instalações onde foram adotadas medidas mitigadoras, bem como avaliar a sua 
eficiência; 
l) condições de enterramento dos dutos e ancoragem do mesmo; 
m) cruzamento de dutos; 
n) ocorrências de alças de deformação ocasionadas por carregamento térmico; 
o) indícios de movimentação do duto; 
p) condições dos dispositivos instalados para controle dos deslocamentos em dutos 
submetidos a carregamento térmico. 
 
NOTA Todos os pontos com indícios de processos naturais que representem risco para a 
integridade do duto, em especial, pontos de suscetibilidade alta, devem ser cadastrados 
através de fichas de inspeção, com as informações mínimas apresentadas no modelo do 
Anexo B. Observações indicativas de situações de risco iminente ou futuro devem ser 
obrigatoriamente anotadas nas fichas de inspeção e comunicadas ao responsável pelo 
Gerenciamento da Integridade do duto. 
 
 
7.4.4.1.3 A periodicidade para a realização das inspeções pode ser conforme critério da UO 
responsável pelo duto ou seguir a sugestão conforme Tabela 2. [Prática Recomendada] 
 
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21 
 
Tabela 2 - Sugestão da Frequência das Inspeções Periódicas dos Traçados e Áreas 
Adjacentes aos Dutos Submarinos de Acordo com a Suscetibilidade da 
Área a Processos Geológico-Geotécnicos 
 
Suscetibilidade Periodicidade 
Alta 5 anos (1), (2) 
Baixa 10 anos 
 
NOTA 1 Em pontos específicos do traçado do duto a frequência das inspeções periódicas pode ser 
aumentada, em função da dinâmica da movimentação de sedimentos marinhos (como por 
exemplo, nas zonas costeiras) e da identificação de zonas de risco em inspeções 
anteriores. Do mesmo modo, sempre que houver qualquer situação de anormalidade 
(como por exemplo, sismos), as inspeções periódicas devem ser realizadas em intervalos 
menores, a critério do especialista. 
NOTA 2 Dutos submetidos a ciclos de carregamento térmico, independente de ter seu traçado 
situado em áreas de suscetibilidade alta, quanto a processos geológicos e geotécnicos, 
devem ter sua inspeção periódica realizada no máximo a cada 5 anos, observando o 
indicado em 7.4.1.14. O relatório final de inspeção periódica, geológico-geotécnico, deve 
conter: 
 
a) os pontos identificados (ocorrências), devidamente classificados em níveis de risco 
(suscetibilidade), os quais devem ser filmados, fotografados ou obtidas imagens, para 
posterior documentação, análise e armazenamento no banco de dados; 
b) mapa georeferenciado com a localização dos pontos (ocorrências); 
c) conclusão; 
d) recomendações gerais para estudos ou levantamentos adicionais, mitigação ou 
intervenção. 
 
NOTA 3 No relatório final deve ser apontada a urgência das medidas recomendadas e a ordem de 
prioridade das ações, subsidiando a tomada de decisão por parte do responsável pelo 
gerenciamento da integridade do duto. Os relatórios devem ser arquivados em banco de 
dados atualizados, de forma a: 
 
a) acompanhar a evoluçãodos processos detectados; 
b) avaliar a frequência de determinados tipos de ocorrência; 
c) avaliar a eficiência de medidas corretivas eventualmente implementadas; 
d) subsidiar novas inspeções. 
 
 
 
7.4.4.2 Inspeções Geológica e Geotécnica - Específicas 
 
 
7.4.4.2.1 As inspeções específicas devem ser realizadas sempre que for identificada uma nova 
feição ou ocorrência anormal durante as inspeções periódicas; ou que ocorra algum evento em que o 
especialista geológico-geotécnico entenda ser adequado efetuar uma nova verificação para poder 
avaliar eventuais impactos e a condição de integridade do duto, como por exemplo, ação antrópica 
(derrocamento, dragagem etc.) ou eventos naturais. 
 
 
7.4.4.2.2 O escopo da inspeção específica deve ser definido no planejamento, pelo especialista 
geológico-geotécnico, de modo a dimensionar o evento gerador. Isto tem por finalidade confirmar o 
potencial de risco envolvido (suscetibilidade) e sugerir medidas mitigadoras provisórias ou definitivas. 
 
NOTA Para os casos de dutos submetidos a carregamento térmico ou em regiões com 
suscetibilidade de movimento do solo da fundação, recomenda-se o levantamento do 
traçado de duto, através de técnica específica. [Prática Recomendada] 
 
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22 
 
7.4.4.2.3 O relatório final de inspeção geológico-geotécnica específica, elaborado por equipe 
especializada, deve conter: 
 
a) os pontos inspecionados, a identificação ou não destes como ocorrências, classificação 
em termos de potencial de risco (suscetibilidade) das ocorrências, quando aplicável. 
Estes pontos devem ser filmados, fotografados ou feita imagem, para posterior 
documentação, análise e armazenamento no banco de dados; 
b) mapa georeferenciado com a localização dos pontos (ocorrências); 
c) conclusão; 
d) recomendações gerais para estudos ou levantamentos adicionais, mitigação ou 
intervenção. 
 
NOTA No relatório final devem ser apontadas a urgência das medidas recomendadas e a ordem 
de prioridade das ações, subsidiando a tomada de decisões por parte do responsável pela 
integridade do duto. 
 
 
7.4.4.2.4 Os relatórios devem ser arquivados em banco de dados atualizados, de forma a: 
 
a) acompanhar a evolução dos processos detectados; 
b) avaliar a frequência de determinados tipos de ocorrência; 
c) avaliar a eficiência de medidas corretivas eventualmente implementadas; 
d) subsidiar novas inspeções. 
 
 
7.4.4.3 Levantamento do Traçado 
 
 
7.4.4.3.1 O traçado de dutos novos deve ser elaborado com georreferenciamento compatível com 
sistema GIS utilizado pela UO, de forma a facilitar o seu imediato lançamento neste sistema. O 
traçado "as laid" deve conter o “survey” inicial dos dutos novos. [Prática recomendada] 
 
 
7.4.4.3.2 Em dutos submetidos a carregamento térmico ou em áreas com indícios de movimento de 
massa, o levantamento do traçado é fundamental na interpretação do processo de interação 
solo-duto. 
 
 
7.4.4.3.3 O traçado deve ser determinado utilizando-se das técnicas indicadas abaixo: 
 
a) sonografia; 
b) batimetria de multifeixes; 
c) magnetometria; 
d) pulso induzido (“Innovatum”); 
e) “PIG” inercial; 
f) SBP; 
g) técnicas de hidro acústica submarina; 
h) técnicas de topografia com a utilização de estação total em pontos estacionários e 
balisas/prismas, posicionados sobre o duto ao longo de seu percurso). 
 
NOTA Deve-se atentar para o perfeito georeferenciamento (coordenadas XYZ) e aos dados de 
curvatura do duto ao longo da sua diretriz. A escolha da técnica deve levar em conta, entre 
outras coisas, a resolução e precisão requerida pelo técnico responsável pela análise da 
interação solo-duto. 
 
 
7.4.4.3.4 Os dados obtidos devem ser analisados e arquivados em um banco de dados, permitindo 
acompanhar a evolução dos processos detectados no caso de inícios de movimento de solo e da 
deformada do duto no caso dos mesmos serem submetidos a ciclos de carregamento térmico. 
 
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23 
 
NOTA Para dutos submetidos a carregamento térmico ou em regiões com suscetibilidade de 
movimento do solo de fundação, recomenda-se que quando da inspeção com “PIG” 
instrumentado, seja sempre feita a inclusão do módulo do “PIG” inercial; a depender da 
precisão desta técnica que é função da lâmina d´água ou utilizar inspeção do traçado por 
ROV e AUV. [Prática recomendada] 
 
 
7.5 Inspeção por “PIG” Instrumentado 
 
a) deve ser realizada inspeção com “PIG” instrumentado geométrico e de perda de massa 
nos dutos pigáveis; 
b) eventualmente pode ser necessária a utilização de “PIG” instrumentado que tenha 
capacidade para detecção de trinca. 
 
NOTA 1 Para dutos em que não seja possível, tecnicamente, a inspeção com “PIG” instrumentados, 
devem ser utilizadas técnicas alternativas de inspeção ou de avaliação da integridade, tais 
como: ensaio hidrostático, observando-se a Seção 9 desta Norma, ensaio de pressão ou 
alternativas que permitam indicar a existência de perda de espessura. Deve ser registrada 
justificativa técnica para a seleção da alternativa utilizada. 
NOTA 2 O “PIG” inercial tem restrições de utilização nas situações de avaliação de movimentação 
(alteração da diretriz) do duto devido à dificuldade de obtenção de referências com a 
precisão necessária no ambiente submarino, portanto sua aplicação deve ser avaliada 
tecnicamente pelo responsável pelo gerenciamento da integridade do duto. 
NOTA 3 Deve ser realizado um estudo detalhado dos resultados da corrida do “PIG” instrumentado 
de perda de massa nos trechos de duto sob as braçadeiras da região emersa ou na ZVM ou 
ZDT, de modo a identificar claramente a presença de corrosão externa nestes locais. 
 
 
7.5.1 Planejamento e Habilitação das Inspeções com “PIG” Instrumentado 
 
 
7.5.1.1 É considerado habilitado para inspeção com “PIG” instrumentado o duto que tenha sido 
submetido a uma sequencia de “PIG” de limpeza. A limpeza deve iniciar com “PIG” espuma de baixa 
densidade e concluir com a passagem de um “PIG” rígido com placa calibradora, sendo esta última 
corrida aprovada pelo responsável técnico por esta inspeção. 
 
 
7.5.1.2 No planejamento dos serviços de inspeção com “PIG” instrumentado, deve ser elaborada 
uma especificação técnica contendo, no mínimo, os seguintes tópicos: 
 
a) habilitação prévia do duto para a inspeção, incluindo o nível da limpeza requerido; 
b) adequação dos “PIGs” às condições operacionais de inspeção; 
c) procedimentos a serem seguidos, antes, durante e depois da inspeção, conforme 
PETROBRAS N-2634; 
d) tipos de anomalias esperadas de serem detectadas; 
e) desempenho esperado do sistema de inspeção (desempenho da ferramenta, do 
aplicativo e da análise dos dados). O desempenho destas ferramentas deve atender 
aos requisitos da API STD 1163, e NACE SP0102; 
f) plano de contingência e emergência para a eventual aprisionamento do “PIG”. 
 
 
7.5.2 Relatório de Inspeção do “PIG” Instrumentado 
 
Após a corrida do “PIG” instrumentado, geométrico ou de perda de massa, deve ser elaborado um 
relatório conclusivo sobre as condições da integridade estrutural do duto no que tange a inspeção 
realizada. 
 
../link.asp?cod=N-2634
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24 
 
8 Monitoração da Corrosão Interna 
 
 
8.1 Os dutos submarinos devem ter seu plano de monitoração da corrosão interna elaborado de 
acordo com os requisitos da PETROBRAS N-2785 e os resultados desta monitoração devem ser 
avaliados pelo responsável pelo gerenciamento da integridade dos dutos rígidos submarinos. 
 
 
8.2 O responsável pelo gerenciamento da integridade dos dutos rígidos submarinos pode dispensar 
a monitoração de determinado duto desde que tecnicamente justificado e documentado no sistema 
de gestão da integridade corporativo. [Prática Recomendada] 
 
 
9 Ensaio Hidrostático 
 
O ensaio hidrostático em dutos submarinos deve ser realizado conforme Anexo E desta Norma. 
 
 
9.1 Recomenda-se efetuar o ensaio hidrostático nos dutos existentes,visando assegurar que o duto, 
no trecho testado, suporta as condições de Pressão Máxima de Operação Admissível (PMOA), nos 
seguintes casos: [Prática Recomendada] 
 
a) gasodutos que tenham permanecido mais de 5 anos desativados temporariamente de 
acordo com a PETROBRAS N-2246, e que tenham necessidade de operar novamente; 
b) dutos que tenham permanecido mais de 3 anos desativados ou fora de operação e que não 
possuam um critério adequado de hibernação, e que tenham necessidade de operar 
novamente; 
c) dutos que estejam operando há mais de 10 anos sem ensaio hidrostático e em pressões 
inferiores a 64 % da PMOA original do projeto e que necessitem operar a pressões maiores 
que 80 % da PMOA original do projeto; 
 
NOTA Caso a tensão, devido à nova pressão de operação não ultrapasse 30 % do limite de 
escoamento do duto, o ensaio hidrostático pode ser dispensado. 
 
d) em substituição à inspeção com “PIG” instrumentado de perda de massa, desde que a 
corrosão por pites e defeitos planares circunferenciais não sejam causas possíveis de falha 
do duto. 
 
 
9.2 Deve-se efetuar ainda, ensaio hidrostático em dutos existentes, visando assegurar-se de que os 
tramos testados suportam as condições de PMOA, quando: 
 
a) durante a manutenção do duto, os tubos inseridos não forem pretextados 
hidrostaticamente, em separado; 
b) não tiveram suas soldas circunferenciais 100 % inspecionadas por gamagrafia ou 
ultrassom; 
c) os tramos e seus componentes necessitarem operar a pressões superiores àquela 
qualificada pelo último ensaio hidrostático realizado; 
d) os tramos e seus componentes instalados em áreas sensíveis ao meio ambiente, devem 
ser verificados quanto a sua resistência estrutural e estanqueidade. 
 
NOTA Nos ensaios hidrostáticos de gasodutos o responsável pelo gerenciamento da integridade 
deve considerar na fase de planejamento eventuais restrições devido à mecânica da fratura, 
tais como propagação de trinca existente, retirada e descarte da água do ensaio e secagem 
do gasoduto. 
 
 
10 Reparos 
 
Os reparos dos defeitos identificados nas inspeções devem ser executados de acordo com as 
seguintes normas: 
 
../link.asp?cod=N-2785
../link.asp?cod=N-2246
-PÚBLICO-
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25 
 
a) no caso de trecho submerso: PETROBRAS N-2727; 
b) no caso de trecho terrestre ou emerso: PETROBRAS N-2737. 
 
 
11 Qualificação de Risco 
 
 
11.1 Recomenda-se qualificar ou requalificar o risco do duto, conforme a metodologia corporativa 
adotada pela UO ou o operador do duto, após a aplicação do plano de inspeção e aprovação do PTI 
pelo responsável pelo gerenciamento da integridade do duto. [Prática Recomendada] 
 
 
11.2 Esta qualificação irá auxiliar na priorização das ações necessárias a manutenção da integridade 
do duto. 
 
 
11.3 Os dutos devem ser submetidos a análise de risco para subsidiar os planos de inspeção e sua 
integridade. 
 
 
12 Documentação 
 
 
12.1 Prontuário 
 
Todo duto deve possuir um prontuário, o qual deve conter, no mínimo, as seguintes informações: 
 
a) dados e desenhos de projeto, fabricação e instalação; 
b) dados de operação atualizados; 
c) registros das primeiras inspeções após o lançamento; 
d) histórico de anormalidades operacionais; 
e) histórico de limpeza; 
f) relatórios de inspeção; 
g) histórico de reparos; 
h) relatórios de reparos; 
i) relação das principais normas e procedimentos aplicados ao duto. 
 
NOTA Os documentos dos dutos devem ser codificados conforme a PETROBRAS N-1710. 
 
 
12.2 Relatório de Inspeção 
 
 
12.2.1 Todas as ocorrências, falhas e dados obtidos devem ser registrados em relatórios de 
inspeção de modo a assegurar rastreabilidade da informação. 
 
 
12.2.2 Os relatórios, recomendações técnicas de inspeção, bem como as conclusões quanto à 
integridade estrutural do duto, devem ser arquivados em meio físico ou digital, de modo a compor seu 
histórico de inspeção e manutenção. 
 
 
12.2.3 O conteúdo recomendado do RI ou PTI inclui os seguintes tópicos: 
 
a) I - Dados do Duto Rígido Submarino e parâmetros operacionais; 
b) II - Período da Inspeção: data de início e término da inspeção; 
c) III - Objetivo; 
d) IV - Descrição da inspeção e ensaios executados e o local de execução; 
e) V - Resultados da Inspeção e Pontos Relevantes; 
f) VI - Observações; 
g) VII - Recomendações técnicas; 
h) VIII - Conclusão; 
../link.asp?cod=N-2727
../link.asp?cod=N-2737
../link.asp?cod=N-1710
-PÚBLICO-
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26 
i) IX - Anexos (se houver). 
 
 
12.2.4 Quando o RI for elaborado por terceirizados, deve ser emitido o PTI. 
 
 
12.2.5 De acordo com a prática corporativa do operador ou UO, o PAI deve ser emitido. 
 
-PÚBLICO-
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27 
Anexo A - Aplicação das Técnicas de Inspeção nas Regiões dos Dutos Rígidos 
Submarinos 
 
 
 
 
 
Legenda: 
 
Região 1 - Trecho do Duto Rígido estático, posicionado sobre o leito marinho. 
Região 5 - Trecho do Duto compreendido entre o Topo do “riser” Flexível na Plataforma e o Lançador/Recebedor de ”PIG”. 
 
 
Figura A.1 - Plataforma Fixa com “Riser” Flexível 
 
Leito marinho
Nível do mar
"Riser" flexível
Duto rígido "flow"
5
1
3
0 
m
-PÚBLICO-
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28 
 
 
 
 
 
Legenda: 
 
Região 1 - Trecho do Duto Rígido estático, posicionado sobre o leito marinho. 
Região 2 - Trecho do Duto compreendido entre a conexão de “Tie-in” até uma LDA de 30 m. 
Região 3 - Trecho do Duto compreendido entre a LDA de 30 m e a região de ZVM. 
Região 4 - Trecho do Duto compreendido entre a região de ZVM e o Topo do “riser” na Plataforma. 
Região 5 - Trecho do Duto compreendido entre o Topo do “riser” na Plataforma e o Lançador/Recebedor de PIG. 
 
 
Figura A.2 - Plataforma Fixa com “Riser” Rígido 
 
Leito marinho
Nível do mar
Conexão
5
1
3
0 
m 2
3
4
-PÚBLICO-
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29 
 
 
 
 
Legenda: 
 
Região 1 - Trecho do Duto Rígido estático, posicionado sobre o leito marinho. 
Região 2 - Trecho do Duto compreendido entre a conexão do TDP, do SCR até uma Linha D’água (LDA) de 30 m. 
Região 3 - Trecho do Duto compreendido entre a LDA de 30 m e a região de ZVM. 
Região 4 - Trecho do Duto compreendido entre a região de ZVM e o Topo do “riser” na Plataforma. 
Região 5 - Trecho do Duto compreendido entre o Topo do “riser” na Plataforma e o Lançador/Recebedor de PIG. 
 
 
Figura A.3 - Plataforma Flutuante de Produção ou Unidade Estacionária de Produção (UEP) 
com SCR 
 
 
Leito marinho
TDP
Nível do mar
Ancoragem
5
30 m
ZVM
4
2
3
1
-PÚBLICO-
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30 
 
 
 
 
Legenda: 
 
Região 1 - Trecho do Duto Rígido estático, posicionado sobre o leito marinho. 
Região 3 - Trecho do Duto, “Spool” Rígido compreendido entre a LDA de 30 m e a região de ZVM. 
Região 4 - Trecho do Duto, “Spool” Rígido compreendido entre a região de ZVM e o Topo do “Spool” na Plataforma. 
Região 5 - Trecho do Duto compreendido entre o Topo do “Spool” Rígido na Plataforma e o Lançador/Recebedor de “PIG”. 
 
 
Figura A.4 - Plataforma Flutuante de Produção ou UEP com “Spool” Rígido e “Riser” 
Flexível 
 
Leito marinho
TDP
Nível do mar
Ancoragem
5
30 m
ZVM
4
"Riser" flexível
3
1
-PÚBLICO-
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31 
 
 
 
 
Legenda: 
 
Região 1 - Trecho do Duto Rígido estático, posicionado sobre o leito marinho. 
Região 5 - Trecho do Duto compreendido entre o Topo do “riser” Flexível na Plataforma e o Lançador/Recebedor de “PIG”. 
 
 
Figura A.5 - Plataforma Flutuante de Produção ou UEP com “Riser” Flexível 
 
Leito marinho
TDP
Nível do mar
Ancoragem
5
"Riser" flexível
1
-PÚBLICO-
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32 
Tabela A.1 - Periodicidade das Inspeções Segundo as Regiões dos Dutos Rígidos 
Submarinos 
 
Região de 
inspeção 
Tipo de inspeção Item 
Periodicidade 
recomendada 
(anos) 
5 (trecho de 
superfície) 
Visual Emerso 7.1 2 (Nota 5) 
Medição de Espessura 7.2 2 (Nota 5) 
Deteção de Trincas 7.3 Eventual 
“PIG” Instrumentado 7.55 (Nota 1) 
4 (escalador 
ZVM ou ZDT) 
Visual Emerso ZVM e 
“Riser” 7.1 3 (Notas 4 e 5) 
Medição de Espessura 7.2 3 (Nota 5) 
Deteção de Trincas 7.3 Eventual 
“PIG” Instrumentado 7.5 5 (Nota 1) 
4 SCR 
(escalador ZVM 
ou ZDT) 
Visual Emerso ZVM e 
“Riser” 7.1 3 (Nota 5) 
Medição de Espessura 7.2 3 (Nota 5) 
Visual da “Flex Joint” 7.1.6 3 (Nota 5) 
Deteção de Trincas 7.3 Eventual 
“PIG” Instrumentado 7.5 5 (Nota 1) 
3 (“riser” 
Megulhador - 
Mergulho Raso 
até 20 m de 
profundidade) 
Visual com mergulhador 7.4 5 (Notas 4, 5 e 9) 
Potencial Eletroquímico 7.4.2 5 (Nota 5) 
“PIG” Instrumentado 7.5 5 (Nota 1) 
2 (ROV conexão 
“riser flow”) 
Visual com ROV 7.4.1 5 (Nota 5) 
Potencial Eletroquímico 7.4.2 5 (Nota 5) 
“PIG” Instrumentado 7.5 5 (Nota 1) 
 
 
-PÚBLICO-
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33 
Tabela A.1 - Periodicidade das Inspeções Segundo as Regiões dos Dutos Rígidos 
Submarinos (Continuação) 
 
Região de 
inspeção 
Tipo de inspeção Item 
Periodicidade 
recomendada (anos) 
2 (ROV conexão 
“riser flow”) 
Visual do TDP com ROV 7.4.1 5 (Nota 5) 
Potencial Eletroquímico, 
gradiente de campo 
7.4.2 5 (Nota 5) 
“PIG” Instrumentado 7.5 5 (Nota 1) 
1 (“Flow” geral) 
Visual com ROV 7.4.1 5 (Notas 6 e 7) 
Inspeção geológica e 
geotécnica 
7.4.4 N/A (Nota 3) 
Potencial Eletroquímico, 
gradiente de campo 7.4.2 5 
"PIG” Instrumentado 7.5 5 (Nota 1) 
1 (“Flow” de 
água Rasa) 
Visual com mergulhador 7.4 
Conforme Tabela 2 
(Notas 2, 6 e 7) 
Inspeção geológica, 
geotécnica 
7.4.4. N/A (Nota 3) 
Potencial Eletroquímico 7.4.2 5 
“PIG” Instrumentado 7.5 5 (Nota 1) 
1 C (“Shore 
Approach”) 
Visual com mergulhador 
ou Sonar 
7.4.1 ou 
7.4.3 
5 (Notas 2, 6 e 8) 
Inspeção geológica, 
geotécnica 
7.4.4 N/A (Nota 3) 
Potencial Eletroquímico 7.4.2 5 
“PIG” Instrumentado 7.5 5 (Nota 1) 
NOTA 1 A periodicidade indicada para inspeção com “PIG” instrumentado de 
perda de massa, é apenas uma referência. Recomenda-se determinar 
o intervalo entre inspeções para cada duto de forma individualizada, 
levando-se em conta, pelo menos, a intensidade do processo 
corrosivo (taxa de corrosão interna e externa), o estado do duto 
(defeitos não reparados) e as consequências de falha. [Prática 
Recomendada] 
NOTA 2 Técnica de inspeção aplicável somente a trecho “flow” em lâminas 
d’água menores que 50 m (ex.: “shore approach”, dutos de 
carregamento próximos a terminais, dutos de monobóia, entre 
plataformas com LDA menores que 50 m. 
NOTA 3 A critério do especialista em geologia e geotécnica pode ser 
estabelecida uma periodicidade. 
NOTA 4 A periodicidade de inspeção de “riser” sem Monel na ZVM ou ZDT 
deve ser de 3 anos. 
NOTA 5 Para o caso de dutos em hibernação (desativados temporariamente) 
a UO deve elaborar planos de inspeção específicos para estes casos. 
 
-PÚBLICO-
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34 
 
Tabela A.1 - Periodicidade das Inspeções Segundo as Regiões dos Dutos Rígidos 
Submarinos (Continuação) 
 
NOTA 6 Recomenda-se, para dutos rígidos submarinos novos, que seja feita 
inspeção inicial com ROV no primeiro ano após a entrada em 
operação. A análise dos resultados desta inspeção deve ser 
acompanhada pelo projetista do duto. Esta inspeção serve para 
avaliar a compatibilidade entre os modelos e premissas adotados no 
projeto e o comportamento real do duto, contribuindo assim para a 
melhoria contínua dos projetos. [Prática Recomendada] 
NOTA 7 Nos trechos de dutos enterrados a inspeção visual deve avaliar a 
ocorrência de vazamentos e outros danos. Nos casos de dutos 
enterrados conforme projeto, a inspeção deverá avaliar as condições 
definidas no plano de inspeção. 
NOTA 8 No “shore approach” deve ser verificado o enterramento do duto 
conforme definido no plano de inspeção. 
NOTA 9 Para dutos instalados em LDA < 50m, a critério da UO, pode-se 
adotar somente mergulho. 
 
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Anexo B - Requisitos para Elaboração da Carta Temática 
 
 
B.1 Deve ser elaborada a carta temática da diretriz de cada duto, identificando e registrando os 
processos de natureza geológica, geotécnica e oceanográfica que representem risco à integridade 
estrutural do duto. 
 
 
B.2 Na elaboração da carta temática devem ser observados os seguintes aspectos: 
 
a) especificar os requisitos técnicos a serem atendidos no levantamento de dados definidos 
pelos profissionais de geologia, geotécnica e oceanografia. Estes levantamentos devem 
permitir a comparação entre os dados obtidos na fase de projeto e inspeções 
subsequentes; 
b) estabelecer uma base cartográfica em meio digital de todas as diretrizes e áreas 
adjacentes aos dutos; 
c) estabelecer um diagnóstico geral da diretriz e áreas adjacentes, mapeando e 
classificando todas as feições geológicas e geotécnicas que representem risco para a 
integridade estrutural dos dutos. 
 
 
B.3 A carta temática deve ser atualizada nos casos em que se verifique a ocorrência de uma nova 
feição ou fenômeno geológico/geotécnico/oceanográfico não previsto na carta existente. 
 
 
B.4 Antes da realização dos levantamentos, devem ser atendidos os pré-requisitos relacionados 
abaixo: 
a) análise da documentação existente sobre o local, incluindo: 
— desenhos de projeto do duto, “conforme construído”; 
— condições de operação do duto (pressão, temperatura e seus ciclos); 
— cadastros de pontos com suscetibilidade alta ou baixa identificados; 
— ocorrências geológico-geotécnicas; 
— medidas mitigadoras adotadas; 
— mapas batimétricos e faciológicos; 
— registros de correntes marinhas de fundo da região; 
— interpretação de imagens de sonar, multifeixe (batimetria e “backscattering”); 
— sísmica 3D e de perfis de subfundo (SBP); 
— banco de dados de amostras; 
— relatórios de inspeção externa submarina; 
b) elaboração de especificação técnica do levantamento de dados geológicos, geofísicos e 
oceanográficos; 
c) compatibilidade das técnicas e equipamentos utilizados com a profundidade local, 
considerando as seguintes situações: 
— zonas de transição, com profundidades variando de 0 m a 5 m; 
— zonas de arrebentação; 
— regiões com profundidades variando de 5 m a 20 m; 
— regiões com profundidades variando de 20 m a 1 000 m; 
— regiões com profundidades acima de 1 000 m. 
 
 
B.5 Conforme as características da faixa e adjacências, as seguintes técnicas devem ser 
consideradas isoladamente ou em conjunto para execução do levantamento: 
a) sonografia; 
b) batimetria de varredura; 
c) magnetometria; 
d) pulso induzido; 
e) filmagem; 
f) fotografia; 
g) inspeção visual, com registro em filmagem ou fotografia; 
h) “PIG” inercial; 
i) SBP; 
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j) técnicas de hidro acústica; 
k) ADCP; 
l) Ondógrafo. 
 
 
B.6 A classificação das ocorrências, segundo o grau de suscetibilidade, deve ser conforme 
Tabela B.1. 
 
 
Tabela B.1 - Classificação das Ocorrências Geológico-Geotécnicas quanto a 
Suscetibilidade 
 
Classificação 
(suscetibilidade) 
Ocorrência 
Alta 
a. zonas de erosão e descalçamento (duto em vão livre); 
b. indícios de movimentos de massa sedimentar; 
c. juntas de tração; 
d. zonas de falhas e fraturas; 
e. escarpas; 
f. acumulações coralíneas; 
g. pavimentos rochosos; 
h. feições de escape de fluido; 
i. cânions submarinos; 
j. zonas de arrebentação. 
Baixa Ausência de qualquer feição geológico-geotécnica de risco. 
 
 
B.7 Para cada ocorrência relevante deve ser preenchida ficha de inspeção tendo como referência, 
modelo da Figura B.1 
 
 
 
 
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 FICHA DE INSPEÇÃO EM DUTOS SUBMARINOS Número: 
Faixa: 
Kp: 
Empresa: Data da inspeção: 
Coordenadas UTM (N; E): 
NOTA Fazer referência ao DATUM GEODÉSICO HORIZONTAL utilizado para obtenção das 
coordenadas UTM ou Geográficas (SIRGAS 2000, WGS 84, SAD 69, CÓRREGO ALEGRE, 
ETC.) 
TIPO DE INSPEÇÃO: 
( ) PERIÓDICA ( ) ESPECÍFICA 
CLASSIFICAÇÃO DO TRECHO SEGUNDO A CARTA TEMÁTICA GEOTÉCNICA: 
( ) ALTO ( ) BAIXO