N-1815 REV. J DEZ / 2004

PROPRIEDADE DA PETROBRAS 15 páginas e Índice de Revisões

INSPEÇÃO SUBAQUÁTICA - VISUAL

Procedimento

Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior.

Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do texto desta Norma. O Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma é o responsável pela adoção e aplicação dos seus itens.

CONTEC Comissão de Normas

Técnicas

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 pelo Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma. É caracterizada pelos verbos: “dever”, “ser”, “exigir”, “determinar” e outros 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 pelo Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma. É caracterizada pelos verbos: “recomendar”, “poder”, “sugerir” e “aconselhar” (verbos de caráter não-impositivo). É indicada pela expressão: [Prática Recomendada].

SC - 23

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, o item a ser revisado, a proposta de redação e a justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os trabalhos para alteração desta Norma.

Inspeção de Sistemas e Equipamentos em Operação

“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIROS.A. – PETROBRAS, de uso interno na Companhia, e qualquer reproduçãopara utilização ou divulgação externa, sem a prévia e expressaautorização da titular, importa em ato ilícito nos termos da legislação pertinente, através da qual serão imputadas as responsabilidadescabíveis. A circulação externa será regulada mediante cláusula própria deSigilo e Confidencialidade, nos termos do direito intelectual e propriedadeindustrial.”

Apresentação

As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho - GTs (formados por especialistas da Companhia e das suas Subsidiárias), são comentadas pelas Unidades da Companhia e das suas Subsidiárias, são aprovadas pelas Subcomissões Autoras - SCs (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as Unidades da Companhia e as suas Subsidiárias) e homologadas pelo Plenário da CONTEC (formado pelos representantes das Unidades da Companhia e das suas 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 PETROBRAS N - 1. Para informações completas sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS.

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1 OBJETIVO 1.1 Esta Norma fixa as condições exigíveis e as práticas recomendadas na realização da inspeção visual em partes submersas para avaliação da integridade de instalações marítimas. 1.2 Esta Norma se aplica a procedimentos iniciados a partir da data de sua edição. 1.3 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas. 2 DOCUMENTOS COMPLEMENTARES Os documentos relacionados a seguir contêm prescrições válidas para a presente Norma.

PETROBRAS N-1515 - Pintura; PETROBRAS N-1738 - Descontinuidades em Juntas Soldadas, Fundidos,

Forjados e Laminados; PETROBRAS N-1792 - Inspeção Subaquática Partícula Magnética; PETROBRAS N-1793 - Inspeção Subaquática - Qualificação de Pessoal; PETROBRAS N-2409 - Flexible Pipe; PETROBRAS N-2481 - Fotografia Subaquática.

3 DEFINIÇÕES Para os propósitos desta Norma são adotadas as definições indicadas nos itens 3.1 a 3.6. 3.1 Corrosão Reação química ou eletroquímica que se desenvolve entre um material, usualmente um metal ou uma liga metálica, e o meio corrosivo que acarreta o desgaste do material e, eventualmente, a deterioração de suas propriedades. 3.2 Método de Ensaio Visual 3.2.1 Método Direto Ensaio realizado a olho nu ou com auxílio de lentes corretoras com observação direta da superfície a ser inspecionada. 3.2.2 Método Remoto Ensaio realizado com o auxílio de dispositivos óticos.

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3.3 Ensaio de Pequenas Descontinuidades Avaliação de descontinuidades cuja maior dimensão seja inferior a 10 mm. 3.4 Ensaio de Grandes Descontinuidades Avaliação de descontinuidades com dimensão maior que 10 mm. 3.5 Operador de Veículo de Controle Remoto - VCR Profissional capacitado a conduzir o VCR. 3.6 Área Inspecionada Área considerada como foco da inspeção (como por exemplo: contraventamento, cordão de solda, nó, “fairlead”, flutuador, amarra, caixa de mar). 4 CLASSIFICAÇÃO DA CORROSÃO 4.1 Quanto à Extensão (em Relação a Cada Área Inspecionada) 4.1.1 Localizada Corrosão em um ponto isolado na área considerada na inspeção. 4.1.2 Generalizada Corrosão em toda área considerada na inspeção. 4.1.3 Dispersa Corrosão em vários pontos isolados na área considerada na inspeção. 4.2 Quanto à Forma 4.2.1 Uniforme Caracterizada por uma perda uniforme de material. 4.2.2 Alveolar Caracterizada por apresentar cavidades na superfície metálica, possuindo fundo arredondado e profundidade geralmente menor que seu diâmetro.

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4.2.3 Pitiforme Caracterizada por cavidades apresentando fundo em forma angular e profundidade geralmente maior que o seu diâmetro. 4.3 Quanto à Intensidade (Considerar Apenas a Forma Alveolar) 4.3.1 Tipo I Alvéolos que apresentam diâmetro menor que 4 mm ou perda de espessura de até 10 % da espessura nominal. 4.3.2 Tipo II Alvéolos que apresentam diâmetro com valor compreendido entre 4 mm e 10 mm ou perda de espessura maior do que 10 % e menor do que 20 % da espessura nominal. 4.3.3 Tipo III Alvéolos que apresentam diâmetro maior que 10 mm e menor que 50 mm ou perda de espessura maior do que 20 % e menor do que 50 % da espessura nominal. 4.3.4 Tipo IV Alvéolos que apresentam diâmetro superior a 50 mm ou perda de espessura maior do que 50 % da espessura nominal. Notas: 1) Todo e qualquer intensidade de corrosão deve ser registrada para

monitoramento em inspeções subseqüentes. 2) Todo elemento onde detectadas corrosões de intensidade dos tipos III e IV

deve ser submetido à análise estrutural. 5 CLASSIFICAÇÃO DAS INCRUSTAÇÕES MARINHAS 5.1 Quanto à Natureza 5.1.1 Duras Incrustações de consistência dura formada por cracas, mexilhões e/ou ostras. 5.1.2 Moles Incrustações de consistência mole formada por folhas, algas e/ou esponjas.

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5.2 Quanto à Extensão 5.2.1 Localizada Em uma área inspecionada. 5.2.2 Generalizada Em toda área inspecionada. 5.2.3 Dispersa Em vários pontos isolados na área inspecionada. 5.3 Quanto à Intensidade Em cada área inspecionada, quantificar de 0 % a 100 % para cada natureza de incrustações. Nota: Medir a camada da incrustação perpendicularmente à superfície, em 4 pontos

defasados de 90o. Essa medição deve ser realizada somente nas pernas principais a cada 10 m de profundidade, até a elevação -30 m.

6 CLASSIFICAÇÃO DE DESGASTE DE ANODOS 6.1 Generalizado Caracterizado pela perda generalizada de massa. 6.1.1 Leve Os anodos apresentam, aproximadamente, as dimensões nominais com formato original. 6.1.2 Médio Os anodos contêm massa considerável, porém não apresentam o formato original bem definido. 6.1.3 Severo Os anodos apresentam um desgaste excessivo com uma pequena massa residual circundando suas almas.

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6.2 Irregular Caracterizada pela perda localizada de massa. 7 CONDIÇÕES GERAIS 7.1 Inspetor Subaquático O inspetor subaquático deve estar qualificado de acordo com a norma PETROBRAS N-1793. 7.2 Procedimento de Inspeção da Executante 7.2.1 No procedimento de inspeção da executante devem constar os seguintes itens, na seqüência indicada:

a) objetivo; b) normas e procedimentos aplicáveis, indicando a revisão; c) identificação dos tipos de ocorrências (conforme ANEXO A); d) condição requerida para a superfície a ser ensaiada e método de preparação; e) técnica do ensaio visual; f) condições mínimas de visibilidade; g) instrumentos ou aparelhos de medição a serem usados; h) descrição seqüencial da execução do ensaio; i) registro de resultados; j) relatório de inspeção; k) requisitos de segurança e meio ambiente.

7.2.2 O procedimento deve apresentar o nome do emitente (órgão da PETROBRAS ou firma executante), ser numerado, ter indicação de revisão e data de emissão. 7.3 Qualificação do Procedimento de Inspeção da Executante O procedimento de ensaio visual da executante é considerado qualificado quando atender à norma de referência e, após avaliação, for considerado satisfatório pelo inspetor subaquático visual nível 3. 7.4 Revisão e/ou Requalificação do Procedimento de Inspeção da Executante 7.4.1 Sempre que qualquer das variáveis citadas no item 7.2.1 for alterada, deve ser emitida uma revisão do procedimento. 7.4.2 Sempre que qualquer das variáveis citadas no item 7.2.1, alíneas a) até h) for alterada, o procedimento deve ser requalificado.

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7.5 Identificação das Ocorrências 7.5.1 As descontinuidades encontradas em soldas, fundidos, forjados e laminados devem ser caracterizadas de acordo com a norma PETROBRAS N-1738. 7.5.2 As descontinuidades encontradas em pintura devem ser caracterizadas de acordo com a norma PETROBRAS N-1515. 7.5.3 A corrosão e as incrustações marinhas devem ser classificadas de acordo com os Capítulos 4 e 5, respectivamente. 7.5.4 As demais ocorrências específicas de inspeção submarina constam no ANEXO A. 7.5.5 Toda ocorrência deve ser localizada em relação a um ponto de referência, determinado por um sistema de identificação e rastreabilidade. 7.6 Condições para Execução do Ensaio O ensaio visual só deve ser realizado quando existirem condições apropriadas de visibilidade. No caso de inspeção visual de pequenas descontinuidades, estas condições devem ser verificadas pela visibilidade e identificação do símbolo 20/20 da escala “Snellen” a uma distância mínima de 1 m no ambiente de execução do ensaio. 8 CONDIÇÕES ESPECÍFICAS 8.1 Ensaio Efetuado Através de Inspetor Subaquático 8.1.1 Ensaio de Pequenas Descontinuidades 8.1.1.1 Para detecção e avaliação de pequenas descontinuidades, a distância dos olhos do observador ao local do ensaio deve ser a menor possível, não superior a 600 mm. 8.1.1.2 Todo ensaio de pequenas descontinuidades deve ser realizado com limpeza prévia. 8.1.2 Ensaios de Grandes Descontinuidades No ensaio de grandes descontinuidades, recomenda-se que o observador avalie a necessidade de limpeza e não se situe a uma distância maior que 2 m. No caso de verificação de flambagem é permitida uma distância maior que 2 m. [Prática Recomendada] 8.1.3 Instrumentos ou Aparelhos Os instrumentos de medição linear devem ser calibrados, quando requerido pela PETROBRAS.

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8.2 Ensaio Efetuado Através de VCR 8.2.1 Técnica do Ensaio Visual 8.2.1.1 A distância entre o VCR e o objetivo inspecionado deve ser tal que permita o perfeito enquadramento e focalização do objeto inspecionado no vídeo. 8.2.1.2 A velocidade de deslocamento do veículo ao longo da área inspecionada deve ser adequada à detecção das ocorrências. 8.2.2 Trajeto do Veículo Antes do início de cada inspeção o inspetor, em conjunto com o operador de VCR, deve planejar o trajeto a ser percorrido pelo veículo. 8.2.3 Execução da Inspeção 8.2.3.1 O operador de VCR deve conduzir o veículo de modo a percorrer toda a superfície dos itens a serem inspecionados. 8.2.3.2 Durante toda a execução da inspeção, o inspetor e o operador devem ter conhecimento da posição exata do veículo em relação à instalação. 8.2.3.3 Durante a execução da inspeção devem ser evitados movimentos do VCR que prejudiquem a interpretação da imagem. 9 SISTEMÁTICA DE REGISTRO DOS RESULTADOS 9.1 Ensaio Efetuado por Inspetor Subaquático O registro dos resultados do ensaio visual deve ser efetuado pelo preenchimento de um relatório, que pode ser complementado com registros fotográficos, registros em fitas de vídeo-cassete (televisionamento) e/ou registros digitais. O conteúdo mínimo do relatório deve ser conforme o Capítulo 10. 9.1.1 Registro Fotográfico Os registros fotográficos devem ser efetuados conforme a norma PETROBRAS N-2481. 9.1.2 Televisionamento 9.1.2.1 Os equipamentos de vídeo devem proporcionar imagem de boa qualidade e isenta de interferência e ruídos quando ajustados conforme manual do fabricante.

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9.1.2.2 A câmera deve ser mantida a uma distância que permita um perfeito enquadramento e focalização do objetivo no vídeo. 9.1.2.3 Os registros em vídeo devem ser compatíveis para reprodução em equipamento VHS, S-VHS e/ou DVD. 9.1.2.4 Deve ser elaborado um roteiro de filmagem após a definição dos objetivos a serem filmados. 9.1.2.5 Toda gravação deve conter, no início, a data da inspeção, a identificação da instalação inspecionada e o nome do inspetor. 9.1.2.6 A localização, descrição e dimensões das ocorrências devem ser registradas na gravação. 9.1.2.7 Sempre que for necessário definir as dimensões dos objetos, uma escala graduada deve ser colocada próxima a esses objetos. Esta escala deve ser de cor e material que não provoque reflexos quando sob a luz da câmera, além de ter tamanho adequado, possibilitando uma perfeita avaliação pela imagem no vídeo. 9.1.2.8 Ao final da inspeção visual deve ser editada, com gravação de áudio, uma fita de vídeo, CD e/ou DVD onde devem constar somente as ocorrências detectadas. 9.2 Ensaio Efetuado por VCR Conforme descrito no item 9.1. 10 RELATÓRIO DE INSPEÇÃO As ocorrências devem ser registradas em relatório através de uma sistemática que contenha, no mínimo, as seguintes informações:

a) identificação da firma executante e título do formulário; b) identificação da instalação, localização, e data da inspeção; c) identificação do inspetor; d) identificação do procedimento de inspeção e sua revisão; e) recurso utilizado para a inspeção; f) registro das ocorrências; g) identificação da fiscalização.

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/ANEXO A

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ANEXO A - TIPOS DE OCORRÊNCIAS A-1 AMASSAMENTO Deformação plástica de um componente com alteração da sua geometria original, causada pelo impacto de um agente externo; os requisitos para inspeção e registro de amassamentos constam do ANEXO B. A-2 ABRASÃO Dano resultante da fricção entre um componente e um agente externo, acarretando alteração da superfície no local de contato com possível perda de espessura. A-3 ASSOREAMENTO Soterramento de um componente originalmente submerso pela ação dinâmica do leito marinho. A-4 CORROSÃO Decomposição de um material metálico decorrente da sua reação com o meio ambiente. A-5 DANO EM REVESTIMENTO Avaria mecânica com perda de revestimento. A-6 DANOS EM REVESTIMENTO ANTICORROSIVO Ruptura do revestimento com a exposição da superfície do metal base. A-7 EMPENO/FLAMBAGEM Deformação do eixo axial de um componente linear causada por cargas de compressão ou impacto de agentes externos. A-8 EROSÃO Exposição de um componente originalmente enterrado pela ação dinâmica do leito marinho. A-9 COLAPSO HIDROSTÁTICO Deformação plástica da seção transversal de um componente tubular causada pela ação da pressão hidrostática externa. A-10 DESGASTE DE ANODOS Perda da massa dos anodos decorrente das reações eletroquímicas relacionadas com o sistema de proteção catódica.

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A-11 PUNCIONAMENTO Deformação plástica na junção de 2 componentes estruturais não coaxiais e com rigidez diferentes, submetidos a esforços de compressão. A-12 RASGO Deformação plástica com rompimento parcial da seção de um componente estrutural. A-13 SUCATA Material estranho à estrutura ou instalação. A-14 VÃO LIVRE Extensão de um duto sem apoio no leito marinho. A-15 VAZAMENTO Escapamento de um fluido no local de armazenamento ou transporte. A-16 DEFORMAÇÃO Alteração da geometria original de um componente. A-17 BACALHAU Peça metálica soldada não prevista no projeto da estrutura ou equipamento. A-18 ROMPIMENTO Deformação plástica com arrancamento total da seção de um componente estrutural. A-19 DANO (AVARIA) Perda parcial ou total da funcionalidade de um componente. No caso de “risers” flexíveis é a perda da eficiência do revestimento externo e danos nas armaduras de tração e/ou armadura de pressão devido a abrasão e/ou corrosão. Os requisitos para inspeção e registro de avarias em “risers” flexíveis constam do ANEXO C.

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/ANEXO B

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ANEXO B - REQUISITOS PARA INSPEÇÃO E REGISTRO DE AMASSAMENTOS

B-1 INSPEÇÃO B-1.1 Limpar a região a ser examinada de acordo com esta Norma. B-1.2 Posicionar o mede-mossa em 2 posições de forma a se obter o comprimento e largura do amassamento. A FIGURA B-1 ilustra um exemplo de dimensionamento de amassamento.

PROFUNDIDADE

LARGURA

COMPRIMENTO

M

M

PROFUNDIDADE

FIGURA B-1 - EXEMPLO DE DIMENSIONAMENTO DE AMASSAMENTO

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B-1.3 Efetuar as medidas principais (comprimento e largura) em 3 locais diferentes, quais sejam: a 1/4, 2/4 e 3/4, a partir dos pontos identificados conforme item B.1.2. B-1.4 Efetuar as medidas da profundidade em 3 locais diferentes a 1/4, 2/4 e 3/4 do comprimento e largura máximas. B-1.5 Localizar o amassamento. B-1.6 Fazer inspeção visual detalhada na região onde foi encontrado o amassamento. B-1.7 Caso sejam encontradas quaisquer indicações de trinca na inspeção visual detalhada, o inspetor visual deve recomendar a execução do ensaio por partículas magnéticas conforme a norma PETROBRAS N-1792. B-1.8 Quando o amassamento atingir um cordão de solda, o amassamento deve ser inspecionado em toda a sua extensão por partículas magnéticas, de acordo com a norma PETROBRAS N-1792. B-2 REGISTROS Devem ser utilizados croquis com detalhes e dimensões do(s) amassamento(s), para maior clareza no seu registro como complementação do formulário citado no Capítulo 10 desta Norma.

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/ANEXO C

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ANEXO C - REQUISITOS PARA INSPEÇÃO E REGISTRO DE AVARIAS EM

“RISERS” FLEXÍVEIS

C-1 TIPOS DE AVARIAS Os tipos de avarias que ocorrem em “risers” flexíveis são as seguintes:

a) avaria no revestimento externo sem exposição das armaduras de tração; b) avaria no revestimento externo com exposição das armaduras de tração.

C-2 INSPEÇÃO Para as definições referentes a “risers” flexíveis deve ser consultada a norma PETROBRAS N-2409. C-2.1 Verificar localização dos suportes dos “risers” flexíveis e a condição operacional dos “risers” flexíveis. C-2.2 Identificar os “risers” flexíveis nas profundidades de inspeção, quando existirem “risers” flexíveis idênticos e próximos. C-2.3 Registrar o tipo de incrustação no “riser” flexível. C-2.4 Limpar a área a ser inspecionada. C-2.5 Registrar perímetro do “riser”. C-2.6 Inspecionar o “riser” flexível para a localização de avarias. C-2.7 Registrar em formulário apropriado a localização da avaria. C-2.8 Dimensionar a avaria. C-2.9 Avaliar o desgaste do revestimento externo do “riser” flexível (regiões da avaria onde não houver exposição das armaduras). C-2.10 Registrar as dimensões da área da armadura de aço exposta. C-2.11 Avaliar e registrar a situação da(s) armadura(s) de aço exposta(s). C-2.12 Identificar o agente causador da avaria.

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C-2.13 Registrar as avarias e o agente causador através de foto e/ou TV. C-2.14 Elaborar croquis com a situação dos “risers”. C-3 REGISTROS Devem ser utilizados croquis com detalhes e dimensões das avarias, nos “risers” flexíveis para maior clareza no seu registro, como complementação do formulário citado no Capítulo 7 desta Norma.

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IR 1/1

ÍNDICE DE REVISÕES

REV. A, B, C, D F, G e H

Não existe índice de revisões

REV. J

Partes Atingidas Descrição da Alteração

Todas Revisadas

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