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N-1706 REV. D 06 / 2011 
 
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 12 páginas, Índice de Revisões e GT 
Projeto de Vaso de Pressão 
para Serviço com H2S Úmido em 
Unidades de Refino de Petróleo 
 Procedimento 
Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior. 
 
Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do 
texto desta Norma. A Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma é a 
responsável pela adoção e aplicação das suas seções, subseções e 
enumerações. 
CONTEC 
Comissão de Normalização 
Técnica 
 
Requisito Técnico: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que 
deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma 
eventual resolução de não segui-la (“não-conformidade” com esta Norma) deve 
ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pela 
Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de 
caráter impositivo. 
Prática Recomendada: Prescrição que pode ser utilizada nas condições 
previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de 
alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A 
alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pela Unidade da 
PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter 
não-impositivo. É indicada pela expressão: [Prática Recomendada]. 
SC - 02 
Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma, que possam 
contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a 
CONTEC - Subcomissão Autora. 
As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC - 
Subcomissão Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, a 
seção, subseção e enumeração a ser revisada, a proposta de redação e a 
justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os 
trabalhos para alteração desta Norma. 
 
Caldeiraria 
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO 
S.A. - PETROBRAS, de uso interno na PETROBRAS, e qualquer 
reprodução para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e 
expressa autorização da titular, importa em ato ilícito nos termos da 
legislação pertinente, através da qual serão imputadas as 
responsabilidades cabíveis. A circulação externa será regulada mediante 
cláusula própria de Sigilo e Confidencialidade, nos termos do direito 
intelectual e propriedade industrial.” 
 
 
Apresentação 
 
As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho 
- GT (formados por Técnicos Colaboradores especialistas da Companhia e de suas Subsidiárias), são 
comentadas pelas Unidades da Companhia e por suas Subsidiárias, são aprovadas pelas 
Subcomissões Autoras - SC (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as 
Unidades da Companhia e as Subsidiárias) e homologadas pelo Núcleo Executivo (formado pelos 
representantes das Unidades da Companhia e das Subsidiárias). Uma Norma Técnica PETROBRAS 
está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a 
cada 5 anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As Normas Técnicas PETROBRAS são 
elaboradas em conformidade com a Norma Técnica PETROBRAS N-1. Para informações completas 
sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS. 
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1 Escopo 
 
 
1.1 Esta Norma estabelece os requisitos mínimos para projeto, fabricação e montagem de vasos de 
pressão, sujeitos a Serviço com H2S úmido, para prevenir os fenômenos de “trincamento sob tensão 
por sulfeto” (“Sulfide Stress Cracking” - SSC) e “trincamento induzido pelo hidrogênio” 
(“Hydrogen-Induced Cracking” - HIC), fabricados em aço carbono com ou sem “clad” e utilizados em 
unidades de refino de petróleo. 
 
NOTA Para equipamentos utilizados em exploração e produção de petróleo a ISO 15156-1 deve 
ser consultada. 
 
 
1.2 Esta Norma se aplica às partes pressurizadas do vaso em contato com o fluido caracterizado 
como “Serviço com H2S úmido”. 
 
 
1.3 Nos trocadores de calor, quando somente um dos fluidos circulantes é caracterizado como 
“Serviço com H2S úmido”, as exigências desta Norma se aplicam às partes em contato com esse 
fluido. 
 
 
1.4 Esta Norma se aplica à classificação dos vasos de pressão, sendo, portanto um complemento às 
demais normas PETROBRAS citadas na Requisição de Material (RM) do equipamento. 
 
 
1.5 Não é objetivo desta Norma a classificação de serviço tóxico com H2S. 
 
 
1.6 Esta Norma se aplica a projetos de vasos iniciados a partir da data da sua edição. 
 
 
1.7 Esta Norma contém somente Requisitos Técnicos. 
 
 
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 (incluindo emendas). 
 
PETROBRAS N-133 - Soldagem; 
 
PETROBRAS N-253 - Projeto de Vaso de Pressão; 
 
PETROBRAS N-268 - Fabricação de Vaso de Pressão; 
 
PETROBRAS N-269 - Montagem de Vaso de Pressão; 
 
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-1707 - Projeto de Vaso de Pressão com Revestimento Metálico; 
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PETROBRAS N-2301 - Elaboração da Documentação Técnica de Soldagem; 
 
ISO 15156-1 - Petroleum and Natural Gas Industries - Materials fFor Use In H2S-Containing 
Environments in Oil and Gas Production - Part 1: General Principles for Selection of 
Cracking-Resistant Materials; 
 
ASME BPVC Section II - Part A-1 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section II - Ferrous 
Material Specifications (Beginning to SA-450) Materials; 
 
ASME BPVC Section II - Part A-2 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section II - Ferrous 
Material Specifications (SA-451 to End) Materials; 
 
ASME BPVC Section II - Part C - Specifications for Welding Rods, Electrodes, and Filler 
Metals - Materials; 
 
ASME BPVC Section V - Boiler and Pressure Vessel Code - Section V - Nondestructive 
Examination; 
 
ASME BPVC Section VIII Division 1:2010 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section VIII - 
Rules for Construction of Pressure Vessels; 
 
ASME BPVC Section VIII Division 2:2010 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section VIII - 
Rules for Construction of Pressure Vessels - Division 2: Alternative Rules; 
 
ASME SA-578/SA-578M - Specification for Straight-Beam Ultrasonic Examination of Plain 
and Clad Steel Plates for Special Applications; 
 
ASTM A262 - Standard Practices for Detecting Susceptibility to Intergranular Attack in 
Austenitic Stainless Steels; 
 
NACE SP 0472 - Methods and Controls to Prevent In-Service Environmental Cracking of 
Carbon Steel Weldments in Corrosive Petroleum Refining Environments; 
 
NACE TM 0284 - Evaluation of Pipeline and Pressure Vessel Steels for Resistance to 
Hydrogen-Induced Cracking. 
 
 
3 Símbolos ou Siglas 
 
CE - Carbono Equivalente; 
CLR - Índice de trincamento longitudinal (“Crack Length Ratio”); 
CTR - Índice de trincamento transversal (“Crack Thickness Ratio”); 
END - Ensaio Não-Destrutivo; 
ER - Ensaio Radiográfico; 
HB - Dureza Brinell; 
HIC - Trincamento Induzido pelo Hidrogênio (“Hydrogen-Induced Cracking”); 
HIV - Hydriogen - \induce Cracking; 
HV - Dureza Vickers; 
LP - Ensaio por Líquido Penetrante; 
PM - Ensaio por Partículas Magnéticas; 
RM - Requisição de Material;SSC - Sulfite Stress Cracking; 
TTAT - Tratamento Térmico de Alívio de Tensões; 
US - Ensaio de Ultrassom; 
WPS - Especificação de Processo de Soldagem; 
ZTA -Zona Termicamente Afetada. 
 
 
 
 
 
 
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4 Definições 
 
 
4.1 TTAT Mínimo 
 
Tratamento térmico especificado considerando todos os tratamentos térmicos de fabricação previstos 
nas fases de construção e montagem do equipamento, incluindo o TTAT final. 
 
 
4.2 TTAT Máximo 
 
Tratamento térmico especificado considerando todos os tratamentos térmicos de fabricação previstos 
nas fases de construção e montagem do equipamento, incluindo o TTAT final e, no mínimo, um TTAT 
adicional, para uso futuro da PETROBRAS. 
 
NOTA Recomenda-se que seja previsto um TTAT para reparo durante a fabricação. [Prática 
Recomendada] 
 
 
4.3 TTAT Simulado 
 
Tratamento térmico realizado em corpos-de-prova com o objetivo de verificar a influência dos TTATs 
Mínimo e Máximo efetuados nas fases de aquisição de matéria-prima, qualificação do procedimento 
de soldagem, fabricação, montagem e manutenção, nas propriedades mecânicas de metais-base, 
consumíveis e soldas. 
 
 
4.4 Chapas como Laminadas 
 
Quantidade de chapas laminadas de uma só vez, tanto a partir de uma placa individual (“slab”) 
quanto diretamente de um lingote (“ingot”). 
 
 
5 Indicação de Serviço 
 
 
5.1 Todos os documentos técnicos do vaso de pressão que seja caracterizado como serviço com 
H2S devem ter a indicação “SERVIÇO COM H2S ÚMIDO”. 
 
 
5.2 A placa de identificação do vaso de pressão também deve ter a indicação: “SERVIÇO COM H2S 
ÚMIDO”. 
 
 
6 Classificação de Serviço com H2S Úmido 
 
O equipamento em Serviço com H2S úmido deve ser caracterizado pelo projetista com aprovação da 
PETROBRAS. Para se analisar o enquadramento de vasos de pressão na categoria de serviço com 
H2S úmido, deve ser utilizado o fluxograma a seguir levando-se em conta os seguintes fatores: 
 
a) Teor de H2S; 
b) Presença de água na fase líquida; 
c) Teor de cianetos; 
d) pH; 
e) Pressão total; 
f) Temperatura; 
g) Histórico do equipamento; 
h) Eficiência dos sistemas de lavagem dos gases, injeção de inibidores de corrosão e 
polissulfetos. 
 
 
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Conforme os fatores apresentados acima, obtemos a seguinte classificação: 
 
Categoria 1 - serviço com H2S úmido com menor grau de severidade, conforme 8.2.1. 
 
Categoria 2 - serviço com H2S úmido com maior grau de severidade, conforme 8.2.2. 
 
Fluido com H
2
S
Existe água no estado líquido ?
(1)
[H
2
S] > 50 ppm?
(2)
PH < 6 ?
(3) PH > 8,3?
[HCN] > 20 ppm ?H
2
S > 2000 ppm
N
S
S
S S
N
N
N
Não Categorizado
Categoria 2
Categoria 1
N
Pressão total > 25 kgf/cm2
S
N
 Categoria de materiais:
Categoria 1: ASTM 516 com requisitos de 
CE, US e TTAT
Categoria 2: ASTM 516 com clad ou 
resistente ao HIC
N S
H
2
S > 2000 ppmPressão total > 25 kgf/cm2
S
NN
S
S
 
 
NOTA 1 Devem ser observadas as condições de temperatura e pressão nas quais é possível a existência de água no 
estado líquido. 
NOTA 2 Valor de H2S medido na água condensada e não na fase vapor, se houver. 
NOTA 3 Valor de pH medido ou inferido por cálculos 
 
Figura 1 - Fluxograma 
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7 Requisitos Gerais 
 
 
7.1 Todas as soldas em partes pressurizadas e em contato com o fluido devem ser de penetração 
total. 
 
 
7.2 Qualquer espaço confinado por soldas deve ser evitado. Caso contrário, o espaço deve ser 
ventilado por um furo externo de  1/8” ou por solda descontínua. 
 
 
7.3 Em trocador de calor, flange principal do tipo sobreposto só é admitido com aprovação da 
PETROBRAS e quando não for possível usar flange de outro tipo. Se for usado o flange sobreposto 
deve ser feito 1 furo externo no flange para ventilação conforme 7.2. 
 
 
7.4 Em trocador de calor a ligação tubo espelho deve ser preferencialmente por mandrilagem exceto 
no caso em que a pressão do fluido contento H2S seja maior que 3 MPa onde deve-se utilizar solda 
de resistência na ligação tubo/espelho. 
 
 
7.5 Devem ser usados os flanges de pescoço (“welding neck”) e os flanges de pescoço longo (“long 
welding neck”). O emprego desses flanges deve ser conforme a PETROBRAS N-253. 
 
 
7.6 Flanges de encaixe ou flanges sobrepostos só devem ser admitidos com aprovação da 
PETROBRAS e quando não for possível usar flange de outro tipo. Nesse caso, deve ser dada 
preferência ao flange de encaixe. Se for usado o flange sobreposto deve ser feito 1 furo externo para 
ventilação no flange conforme o 7.2. 
 
 
7.7 É preferível o emprego de bocal com pescoço fabricado com tubo sem costura. Nos casos em 
que esse requisito não possa ser atendido, aplicam-se os requisitos desta Norma referentes à chapa. 
 
 
7.8 Conexões rosqueadas são proibidas. 
 
NOTA A NACE SP 0472 possui informações relevantes que podem auxiliar o fabricante no 
atendimento aos requisitos desta Norma, principalmente com relação à soldagem. 
 
 
8 Requisitos de Matéria-Prima 
 
 
8.1 Geral 
 
 
8.1.1 Na especificação de compra dos materiais base e dos consumíveis de soldagem, o fabricante 
do equipamento deve solicitar à usina a garantia das propriedades mecânicas (limite de resistência, 
limite de escoamento e alongamento) após o TTAT Máximo Simulado, quando aplicável (ver 9). 
 
 
8.1.2 A necessidade de ensaio de impacto deve ser definida de acordo com o Código de Projeto 
aplicável (exemplo: código ASME Seção VIII Div 2, parágrafo 3.11, ASME Seção VIII Div 1, parágrafo 
UG-84). Caso o ensaio seja requerido pelo Código de Projeto, o fabricante do equipamento deve 
solicitar à usina a garantia de tenacidade após os TTATs Mínimo e Máximo Simulado, quando 
aplicável (ver 9). 
 
 
 
 
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8.2 Chapas 
 
 
8.2.1 Categoria 1 
 
 
As chapas devem ser de aço-carbono, preferencialmente de especificação ASME SA 516, fornecidas 
na condição totalmente acalmadas e normalizadas conforme ASME SA 516 requisito suplementar 
S54.1. O carbono equivalente deve ser conforme ASME SA 516 requisitos suplementares S54.2 e 
S54.3. 
 
 
Chapas de aço-carbono de outras especificações só devem ser aceitas com a aprovação da 
PETROBRAS, devidamente enquadradas na respectiva categoria. 
 
 
Devem ser atendidos os requisitos adicionais descritos nos 8.2.4 e 9. 
 
 
8.2.2 Categoria 2 
 
 
Para esta categoria deve-se utilizar chapas cladeadas ou revestidas por solda, contudo, sem a 
obrigatoriedade dos requisitos indicados nos 8.2.1. Entretanto, devem ser de aço carbono 
ASME SA516 com revestimento em aço inoxidável austenítico e devem estar conforme PETROBRAS 
N-1707. 
 
 
Para esta categoria, podem ser aceitas chapas de aços resistentes ao HIC, sem revestimento por 
“cladding”, desde que sejam ASME SA 516, com os requisitos do 8.2.1. As chapas devem ser 
fornecidas na condição totalmente acalmadas e normalizadas com teores máximos de enxofre de 898 
0,003 % e fósforo de 0,010 %. O aço deve ser fabricado com desgaseificação a vácuo e, caso o teor 
de enxofre seja superior a 0,002 %, deve ser tratado para globulização de inclusões. 
 
 
Também, nestes casos, os aços devem ser testados quanto à susceptibilidade ao trincamento 
induzido pelo hidrogênio (HIC), conforme NACE TM 0284, com os seguintes limites de aceitação: 
CLRx médio ≤ 5 % e CTRx médio ≤ 1,5 %, com CLRx individual < 10 % e CTRx individual < 3 %. As 
amostras devem ser removidas conforme ASME SA20 para cada “plate-as-rolled”, e a localização dos 
corpos-de-prova deve seguir o especificado na NACE TM 0284. O teste deve ser realizado em 
corpos-de-prova da mesma chapa laminada. 
 
 
8.2.3 Ensaio de Ultrassom 
 
Para a categoria 1 ou categoria 2 com aços resistentes ao HIC, as chapas devem ser inspecionadas 
conforme ASME SA-578/SA-578M nível C e requisito suplementar S1. 
 
 
8.3 Forjados, Tubos e Acessórios de Tubulação 
 
 
8.3.1 Osforjados devem ter as seguintes limitações na análise química: 
 
C ≤ 0,30 %; 
CE ≤ 0,45 % (cálculo do CE como definido no 8.2.1). 
 
 
8.3.2 Todos os forjados devem ser fabricados por forjamento a quente, ou forjado a quente e 
posteriormente normalizado. 
 
 
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8.3.3 A dureza de tubos e acessórios de tubulação deve estar conforme ASME BPVC Section II 
Part A1 e A2. 
 
 
8.4 Parafusos e Porcas 
 
Quando em contato com o fluido contendo H2S, os parafusos e porcas devem ter dureza inferior a 
235 HB. Por exemplo, para equipamentos de aço carbono as especificações ASME SA 193 Gr. B7M 
e ASME SA 194 Gr. 2HM são adequadas ao serviço. 
 
 
8.5 Consumíveis de Soldagem 
 
 
8.5.1 A aquisição, recebimento e aceitação do metal de adição devem ser conforme as prescrições 
do ASME BPVC Section II - Part C. 
 
 
8.5.2 O fornecedor dos consumíveis de soldagem deve definir as condições de tratamento, 
armazenamento, manuseio, uso e controle de consumíveis de soldagem. Como condições mínimas 
devem ser seguidos os requisitos da PETROBRAS N-133. 
 
 
9 Tratamento Térmico de Alívio de Tensões 
 
 
9.1 Todos os vasos categoria 1 e o categoria 2 (aço resistente ao HIC sem “clad”) devem receber 
TTAT. Os equipamentos fabricados com chapas cladeados só devem sofrer TTAT, caso requerido 
pelo Código de Projeto. 
 
 
9.2 Deve ser elaborado e submetido à PETROBRAS um procedimento para TTAT, conforme 
PETROBRAS N-268 ou PETROBRAS N-269. 
 
 
9.3 O procedimento de TTAT deve ser conforme o código ASME, exceto que a temperatura do 
patamar deve estar entre 620 ºC e 640 ºC. Caso o fornecedor considere necessário utilizar 
temperaturas menores de forma a garantir propriedades mecânicas, como limite de resistência ou 
tenacidade, o mesmo deve submeter o procedimento de TTAT à aprovação prévia da PETROBRAS. 
 
 
9.4 Nos casos em que sejam utilizadas chapas cladeadas e haja necessidade de TTAT devido à 
espessura (conforme requisito do Código de Projeto), deve-se utilizar aços inoxidáveis austeníticos 
estabilizados ou com baixo teor de carbono, aprovados no teste de suscetibilidade à sensitização 
ASTM A262 Prática A, inclusive na qualificação do procedimento de soldagem. Neste caso, devem 
ser observados os requisitos da PETROBRAS N-1707. 
 
 
10 Qualificação do Procedimento de Soldagem 
 
 
10.1 A qualificação do procedimento de soldagem deve ser realizada de acordo com o Código de 
Projeto do equipamento (exemplo: código ASME Seções VIII e IX) e PETROBRAS N-133 e 
documentado, conforme PETROBRAS N-2301. O material utilizado para a qualificação do 
procedimento deve ser da mesma especificação dos materiais definidos para o equipamento, 
incluindo os requisitos adicionais desta Norma. 
 
 
 
 
 
 
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../link.asp?cod=N-0268
../link.asp?cod=N-0269
../link.asp?cod=N-1707
../link.asp?cod=N-2301
 
 
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10.2 Os testes de qualificação do procedimento devem atender, também, aos requisitos definidos na 
Tabela 1 abaixo: 
 
 
Tabela 1 - Requisitos para Qualificação do Procedimento de Soldagem 
 
Ensaio Condição de TTAT Simulado 
Análise Química (ver Nota 1) TTAT Mínimo 
Dureza (ver Nota 2) TTAT Mínimo 
Tração (ver Nota 3) TTAT Mínimo e Máximo 
Dobramento TTAT Mínimo e Máximo 
Impacto (quando aplicável, ver Nota 4) TTAT Mínimo e Máximo 
Teste de Sensitização ASTM A262 Prática A 
(chapas cladeadas ou revestidas com solda) TTAT Máximo 
NOTA 1 A composição química do metal depositado deve ser verificada e estar conforme 
especificações correspondentes ao material base e do revestimento (chapa cladeada ou 
“weld overlay”) quando for o caso, e conforme ASME BPVC Section II - Part C (exemplo: 
SFA 5.1); 
NOTA 2 O ensaio de dureza dos corpos-de-prova para qualificação deve ser feita de acordo com o 
perfil de dureza sugerido pela PETROBRAS N-133, conforme chanfro a ser utilizado e os 
valores de dureza não devem exceder 210HV5 ou HV10, no metal de solda e na ZTA; 
NOTA 3 Os valores do limite de resistência e limite de escoamento devem estar conforme 
especificações correspondentes do ASME BPVC Section II Part A-1 e A-2 (exemplo: 
SA 516); 
NOTA 4 A necessidade do ensaio de impacto deve ser verificada conforme o Código de Projeto 
aplicável (exemplo: parágrafo 3.11 do ASME BPVC Section VIII Div 2, ou UG 84 do ASME 
BPVC Section VIII Div 1). 
NOTA 5 Efetuar 2 RQPSs distintos sendo um para condição Maximo e outro para mínimo. 
 
 
10.3 A simulação do tempo total de cada TTAT pode ser efetuada em 1 único ciclo (patamar único). 
 
 
10.4 Todos os testes de qualificação do procedimento de soldagem devem ser acompanhados, 
executados e aprovados por pessoal qualificado, conforme requisitos da PETROBRAS N-133. 
 
 
10.5 A marca comercial dos consumíveis utilizados na fabricação deve ser a mesma utilizada na 
qualificação do procedimento de soldagem. 
 
 
11 Ensaios Não Destrutivos (End) 
 
 
11.1 Qualificação do Procedimento Ensaio Não Destrutivo 
 
Os procedimentos e os inspetores de END devem ser qualificados conforme requisitos das 
PETROBRAS N-1593, N-1594, N-1595, N-1596, N-1597 e N-1598. 
 
 
11.2 Exame Radiográfico 
 
 
11.2.1 Todas as soldas de topo submetidas à pressão, em contato com o fluido contendo H2S, 
devem ser 100 % ER, de acordo com os requisitos do ASME BPVC Section V. Os critérios de 
aceitação devem ser conforme especificado em UW-51 do ASME BPVC Section VIII Division 1:2010 
ou parágrafo 7 do ASME BPVC Section VIII Division 2:2010. 
 
 
 
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11.2.2 A utilização de US em substituição à radiografia é permitida, desde que em acordo com o 
ASME BPVC Section VIII Division 2:2010 parágrafo 7.5.5 ou ASME BPVC Section VIII 
Division 1:2010 em conjunto com Code Case 2235. Neste caso, o fabricante deve submeter o 
procedimento para aprovação prévia da PETROBRAS. 
 
 
11.2.3 No caso de soldas de bocais que não possam ser satisfatoriamente radiografadas ou 
submetidas a exame por US, o procedimento de inspeção alternativo deve ser submetido à 
aprovação prévia da PETROBRAS, devendo conter os seguintes ensaios, internamente e 
externamente: 
 
a) PM no caso de aço-carbono; 
b) LP no caso de aços inoxidáveis austeníticos, ou aço-carbono cladeados com aço 
inoxidável austenítico. 
 
 
11.3 Exame por Ultrassom 
 
 
11.3.1 Todas as soldas inspecionadas por US devem usar um sistema de inspeção computadorizado 
e mecanizado (motorizado ou não) que seja capaz de fornecer exames reproduzíveis e com registro 
digital permanente de 100 % do volume da solda (ToFD + Pulso-eco ou “Phased Array”). Uma cópia 
de todos os arquivos com sua extensão original de aquisição, juntamente com o software de 
visualização (“viewer program”) devem ser entregues à PETROBRAS. 
 
NOTA Todos os blocos usados para calibração de sensibilidade (bloco de referência) do exame de 
US devem ser identificados e fornecidos com o equipamento. 
 
 
11.3.2 Todas as soldas de bocais Categoria D (conforme UW-3 do ASME BPVC Section VIII 
Division 1), devem ser 100 % US (“Phased Array”). Níveis de rejeição devem ser como os 
especificados no Apêndice 12 do ASME BPVC Section VIII Division 1:2010 ou no parágrafo 7.5.4 do 
ASME BPVC Section VIII Division 2:2010, conforme aplicável. Para bocais com diâmetro ≤ 4” o 
ensaio pode ser realizado por US manual convencional (Pulso-eco) e o fabricante deve submeter o 
procedimento à aprovação prévia da PETROBRAS. 
 
NOTA Como requisito adicional, qualquer grupo de indicações lineares alinhadas deve ser 
considerado como inaceitável se, alguma indicação deste grupo tiver uma amplitude 
individual maior que 50 % do nível de referência e um comprimento agregado maior que “t” 
num comprimento de “12 xt”, exceto quando a distância entre as sucessivas imperfeições 
exceder “6 x L”; onde “t” é a espessura da solda e “L” é o comprimento da imperfeição maior 
no grupo. 
 
 
11.3.3 Em trocador de calor, a solda de flange principal, no caso de tipo anel, deve ser 100 % 
inspecionada por ultra-som (UT). O critério de aceitação deve ser o mesmo expresso neste 11.3.2. O 
mesmo princípio é válido para flanges de corpo de vaso de pressão. 
 
 
11.3.4 Todos os forjados com diâmetro interno nominal ≥ 12” devem ser 100 % UT conforme ASME 
SA-578/SA-578M, com técnicas de feixe reto e feixe angular. Para o exame com feixe reto a 
sensibilidade deve ser estabelecida pela técnica de reflexão de fundo, e para o feixe angular por um 
entalhe em V de 60°. Os níveis de rejeição devem ser conforme especificado no apêndice aplicável 
do código ASME BPVC Section VIII Division 1:2010. 
 
 
11.3.5 Para chapas cladeadas, deve ser realizado ensaio de ultrassom após conformação, conforme 
ASME SA-578/SA-578M nível C e requisito suplementar S1. 
 
 
 
 
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11.4 Partículas Magnéticas e Líquido Penetrante 
 
 
11.4.1 Depois do TTAT, todas as soldas devem ser inspecionadas por partícula magnética por via 
úmida fluorescente (“wet fluorescent magnetic particle”), inclusive as soldas temporárias, de acordo 
com a PETROBRAS N-1598. 
 
 
11.4.2 Para os equipamentos categoria 2 cladeados deve ser realizado ensaio de líquido penetrante 
na região de restauração do “clad” (junta soldada), de acordo com a PETROBRAS N-1596. 
 
 
11.4.3 Para os vasos em aço carbono (categorias 1, 2 ou 3) quando não for possível a realização do 
ensaio por PM deve ser executado ensaio por LP. 
 
 
12 Dureza (Categoria 1 e Categoria 2 Resistente ao HIC) 
 
 
12.1 Geral 
 
 
12.1.1 Após o TTAT, realizar medição de dureza nas soldas acabadas do equipamento, conforme o 
12.2. 
 
 
12.1.2 A medição de dureza deve ser realizada, sempre que possível, na superfície em contato com 
o fluido de processo. Se o acesso for impraticável, como em vasos ou tubulações de pequeno 
diâmetro, a medição pode ser realizada pelo lado oposto. 
 
 
12.2 Soldas do Equipamento 
 
O ensaio de dureza deve ser realizado conforme a PETROBRAS N-268. 
 
 
12.3 Equipamento Categoria 1 e Categoria 2 Resistente ao HIC 
 
 
12.3.1 Nas soldas, dos equipamentos devem ser feitas medições de dureza, sendo: 
 
a) 1 medição de dureza deve ser realizada para cada 3 metros de solda; 
b) no mínimo, 1 medição deve ser realizada por cordão de solda (longitudinal/ 
circunferencial); 
c) no mínimo, 1 medição de dureza deve ser realizada por bocal (flange-pescoço) e 1 por 
bocal (pescoço-casco/tampo); 
d) no mínimo, 1 medição deve ser realizada para cada WPS utilizado. 
 
NOTA Cada medição deve conter 1 ponto no metal de solda, 2 pontos em cada ZTA e 1 ponto no 
metal base. 
 
 
12.3.2 O valor de dureza não deve ultrapassar 210 HV10 ou HV5. 
 
 
12.3.3 A remoção máxima de metal permitida, no preparo da superfície, deve corresponder a uma 
camada de 0,5 mm de espessura. 
 
 
 
 
 
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../link.asp?cod=N-0268
../link.asp?cod=N-1596
../link.asp?cod=N-1598
 
 
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12 
 
12.3.4 Rejeição da Solda 
 
Se a leitura de dureza exceder o valor máximo especificado, o fabricante ou montador deve: 
 
a) reportar esta leitura para a PETROBRAS; 
b) realizar 3 medições adicionais nesta área em questão: se qualquer medição exceder o 
valor máximo especificado, a solda deve ser rejeitada. 
 
NOTA A disposição das medições deve ser aprova. 
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IR 1/1 
 
ÍNDICE DE REVISÕES 
REV. A e B 
Não existe índice de revisões. 
REV. C 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
Todas Revisadas 
REV. D 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
Todas Revisadas 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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GRUPO DE TRABALHO - GT-02-14 
 
Membros 
Nome Lotação Telefone Chave 
Ademaro Marchiori AB-RE/ES/TEE 819-6154 BR47 
Arno Giuseppe Cersosimo AB-RE/ES/TEE 814-8021 ED6T 
Cynthia de Azevedo Andrade CENPES/PDP/TMEC 812-6800 BW45 
Edemir Bressan REFAP/DT/INSPECAO 857-2300 RF24 
Hermano Cezar Medaber 
Jambo 
AB-RE/ES/TIE 814-8002 ED2W 
Janyne Rodrigues Hammerle CENPES/EB-AB-G&E/EEQ 812-9336 CTLY 
José Joaquim Viana Sanches ENGENHARIA/SL/SEQUI/ATFCM 819-3466 EHPM 
Ricardo Zorron Cavalcanti ENGENHARIA/IEABAST/EAB/SE 819-3269 SG6M 
Secretário Técnico 
Marcelo Patti de Menezes ENGENHARIA/AG/NORTEC-GC 819-0471 E3HE 
 
 
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