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N-2689 REV. A 04 / 2011

PROPRIEDADE DA PETROBRAS 1 pgina

Operao de Oleoduto Terrestre eSubmarino

CONTECComisso de Normalizao

Tcnica

SC-13Oleodutos e Gasodutos

1aEmenda

Esta a 1aEmenda da PETROBRAS N-2689 REV. A e se destina a modificar o seu texto nas partes

indicadas a seguir:

NOTA 1 As novas pginas com as alteraes efetuadas esto colocadas nas posiescorrespondentes.

NOTA 2 As pginas emendadas, com a indicao da data da emenda, esto colocadas no final danorma, em ordem cronolgica, e no devem ser utilizadas.

- Seo 2: (1 Emenda)

Alterao do ttulo da PETROBRASN-2644 e excluso da PETROBRAS N-2240.

- Seo 3: (1 Emenda)

Eliminao do termo PEL

- Enumerao c) da Seo 5 : (1 Emenda)

Alterao do texto.

- Subseo 5.3: (1 Emenda)

Alterao do ttulo.

- Subseo 5.3.1: (1 Emenda)

Alterao do texto.

- Enumerao h) da Subseo 6.3: (1 Emenda)

Alterao do texto.

-PBLICO-

http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2644http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2644http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2240http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2240http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2644

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N-2689 REV. A 10 / 2008

PROPRIEDADE DA PETROBRAS 20 pginas, ndice de Revises e GT

Operao de Oleoduto Terrestre eSubmarino

Procedimento

Esta Norma substitui e cancela a sua reviso anterior.

Cabe CONTEC - Subcomisso Autora, a orientao quanto interpretao dotexto desta Norma. O rgo da PETROBRAS usurio desta Norma oresponsvel pela adoo e aplicao das suas sees, subsees eenumeraes.

CONTECComisso de NormalizaoTcnica

Requisito Tcnico: Prescrio estabelecida como a mais adequada e quedeve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma

eventual resoluo de no segui-la (no-conformidade com esta Norma) deveter fundamentos tcnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pelorgo da PETROBRAS usurio desta Norma. caracterizada por verbos decarter impositivo.

Prtica Recomendada: Prescrio que pode ser utilizada nas condiesprevistas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade dealternativa (no escrita nesta Norma) mais adequada aplicao especfica. Aalternativa adotada deve ser aprovada e registrada pelo rgo daPETROBRAS usurio desta Norma. caracterizada por verbos de carterno-impositivo. indicada pela expresso: [Prtica Recomendada].

SC - 13

Cpias dos registros das no-conformidades com esta Norma, que possamcontribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a

CONTEC - Subcomisso Autora.

As propostas para reviso desta Norma devem ser enviadas CONTEC -Subcomisso Autora, indicando a sua identificao alfanumrica e reviso, aseo, subseo e enumerao a ser revisada, a proposta de redao e ajustificativa tcnico-econmica. As propostas so apreciadas durante ostrabalhos para alterao desta Norma.

Oleodutos e Gasodutos

A presente Norma titularidade exclusiva da PETRLEO BRASILEIROS.A. - PETROBRAS, de uso interno na Companhia, e qualquer reproduopara utilizao ou divulgao externa, sem a prvia e expressaautorizao da titular, importa em ato ilcito nos termos da legislaopertinente, atravs da qual sero imputadas as responsabilidadescabveis. A circulao externa ser regulada mediante clusula prpria deSigilo e Confidencialidade, nos termos do direito in telectual e prop riedade

industrial.

Apresentao

As Normas Tcnicas PETROBRAS so elaboradas por Grupos de Trabalho

- GTs (formados por Tcnicos Colaboradores especialistas da Companhia e das suas Subsidirias),

so comentadas pelas Unidades da Companhia e das suas Subsidirias, so aprovadas pelas

Subcomisses Autoras - SCs (formadas por tcnicos de uma mesma especialidade, representando

as Unidades da Companhia e as suas Subsidirias) e homologadas pelo Ncleo Executivo (formado

pelos representantes das Unidades da Companhia e das suas Subsidirias). Uma Norma Tcnica

PETROBRAS est sujeita a reviso em qualquer tempo pela sua Subcomisso Autora e deve ser

reanalisada a cada 5 anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As Normas TcnicasPETROBRAS so elaboradas em conformidade com a Norma Tcnica PETROBRAS N-1. Parainformaes completas sobre as Normas Tcnicas PETROBRAS, ver Catlogo de Normas Tcnicas

PETROBRAS.

-PBLICO-

http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-0001http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-0001http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-0001

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Prefcio

Esta PETROBRAS N-2689 REV. A 10/2008 cancela e incorpora a PETROBRAS N-2240 REV. B01/2003 (Pr-operao e Operao de Oleoduto), com as devidas atualizaes e adaptaes. O

conceito de operao adotado para o ttulo desta Norma passa a ter um carter mais abrangente,englobando as atividades operacionais desenvolvidas ao longo de toda vida do oleoduto, desde apr-operao at uma eventual desativao.

As principais alteraes alm da incorporao da PETROBRAS N-2240, incluem: reviso geral ereestruturao das Sees, incluso deste Prefcio e das Sees 3 (Siglas), 8 (Alteraes dasCondies de Operao), 9 (Injeo de Produtos Qumicos), 11 (Condicionamento para Manutenoe Retorno Operao) e 12 (Desativao de Oleoduto, Terrestre e Submarino).

1 Escopo

1.1 Esta Norma fixa as condies exigveis e estabelece as diretrizes e responsabilidades relativas coordenao, controle e superviso, a serem seguidas na operao de oleodutos de transporte etransferncia, terrestres e submarinos, para movimentao de petrleo, seus derivados,biocombustveis, lcoois, amnia, oxigenados e gua, visando a segurana operacional, a qualidadedos produtos e a preservao do meio ambiente.

NOTA Na aplicao desta Norma o termo oleoduto refere-se a um sistema de oleoduto.

1.2 Para a consecuo deste objetivo devem ser estabelecidos e implementados procedimentosoperacionais especficos para cada oleoduto.

1.3 Esta Norma se aplica a oleodutos de propriedade da PETROBRAS ou de terceiros quandooperados pela PETROBRAS.

NOTA A aplicao desta Norma a oleodutos de propriedade da PETROBRAS e operados porterceiros deve ser prevista em contrato especfico.

1.4 Esta Norma no exigvel a:

a) oleodutos das reas de produo que movimentam petrleo bruto ainda no tratado atsua Especificao Final de Petrleo;

b) tubulaes de carga e, ou descarga de vages-tanque e caminhes-tanque;c) tubulaes de carga e, ou descarga de navios "offshore", exceto os sistemas de

monobias de carga e, ou descarga de navios interligados a terminais;d) linhas de produo e de coleta de petrleo "onshore" e "offshore";e) dutos de gua de injeo em poos;f) adutoras;g) tubulaes internas rea industrial.

1.5 Esta Norma deve ser aplicada a partir da data de sua edio.

1.6 Esta Norma contm Requisitos Tcnicos e Prticas Recomendadas.

-PBLICO-

http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2240http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2240http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2240http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2240http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2240http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2240http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2240

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2 Referncias Normativas

Os documentos relacionados a seguir so indispensveis aplicao desta Norma. Para refernciasdatadas, aplicam-se somente as edies citadas. Para referncias no datadas, aplicam-se asedies mais recentes dos referidos documentos (incluindo emendas).

PETROBRASN-464- Construo, Montagem e Condicionamento de Duto Terrestre;

PETROBRASN-1487- Inspeo de Dutos Rgidos Submarinos;

PETROBRASN-2098- Inspeo de Duto Terrestre em Operao;

PETROBRASN-2634- Operaes de Passagem de Pigs em Dutos;

PETROBRASN-2644- Plano de Resposta a Emergncias;

PETROBRASN-2726 - Dutos;

PETROBRASN-2727- Manuteno de Oleoduto e Gasoduto Submarinos;

PETROBRASN-2737- Manuteno de Oleoduto e Gasoduto Terrestre;

PETROBRASN-2786- Avaliao de Defeitos e Modos de Falha em Oleodutos e GasodutosTerrestres e Submarinos Rgidos em Operao;

ASME B31.4 - Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons, LiquefiedPetroleum Gas, Anhydrous Ammonia, and Alcohols.

3 Siglas

APR - Anlise Preliminar de Risco;

CCO - Centro de Controle Operacional;

dVa - Diferena de Volumes Acumulados;

dVi - Diferena de Vazes Instantneas;

PMO - Procedimento Mtuo de Operao;

PMOA - Presso Mxima de Operao Admissvel;

PR - Protocolo de Responsabilidades;

UO - Unidade Operacional.

-PBLICO-

http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-0464http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-0464http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-1487http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-1487http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2098http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2098http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2634http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2634http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2634http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2644http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2644http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2726http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2726http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2726http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2727http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2727http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2727http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2737http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2737http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2737http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2786http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2786http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2786http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2786http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2737http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2727http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2726http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2644http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2634http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2098http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-1487http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-0464

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4 Termos e Definies

Para os propsitos desta Norma, aplicam-se os termos e definies da PETROBRAS N-2726complementados por 4.1 a 4.35.

4.1abertura de coluna ou quebra de coluna lquidaocorre quando a presso do oleoduto diminui at atingir um ponto abaixo da presso de vapor dofluido na linha. Formam-se bolhas de gs medida que o produto se vaporiza. Esta vaporizao localrompe, parcial ou totalmente, a continuidade entre o escoamento a montante e a jusante.

4.2controle centralizadocontrole, superviso e coordenao operacional realizados com monitoramento das variveis deprocesso em tempo real por um CCO.

4.3controle distribudocontrole, superviso e coordenao operacional realizados pelas UOs envolvidas e, ou terceiros,conforme limites de responsabilidade definidos, de comum acordo, no PMO ou em procedimentoespecfico.

4.4delegaotransferncia da responsabilidade na superviso e, ou controle de uma varivel crtica de processo deuma operao. emitida em qualquer das etapas operacionais em que seja necessria acontinuidade operacional e no existam condies tcnicas e, ou de segurana para que o controle

centralizado mantenha a superviso e, ou controle das variveis de processo em questo.

4.5desativao permanenteretirada de operao do oleoduto em carter definitivo.

4.6desativao temporriaretirada de operao do oleoduto por um perodo de tempo predeterminado, considerando aperspectiva de sua utilizao futura.

4.7equipamentos e instrumentos crticosequipamentos e instrumentos considerados fundamentais para segurana das operaes dossistemas de oleodutos.

4.8espao vaziocorresponde ao volume a ser preenchido no oleoduto quando do incio do bombeamento at aestabilizao do processo.

4.9especificao final de petrleonveis de salinidade, gua e sedimentos recomendveis na corrente de petrleo aps a separao etratamento.

-PBLICO-

http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2726http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2726

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4.10expedidorUO (ou terceiros) de origem do produto transferido.

4.11gerenciamento de alarmesprocesso e prticas para conceber, projetar, documentar, operar, monitorar e manter um sistema dealarmes.

4.12hierarquia operacionallimites de responsabilidades e atribuies dos participantes da operao de um sistema de oleodutos.

4.13injeo

adio de qualquer produto em um oleoduto em operao.

4.14intermedirioUO ou terceiros localizada entre o expedidor e o recebedor e que possa de alguma forma interferirnas variveis de processo, alinhamentos, injees, sangrias e operao pulmo.

4.15item de bombeamentocdigo atribudo a um determinado volume de produto em funo de suas caractersticas de origem equalidade, com o propsito de conferir rastreabilidade.

4.16ocorrncias anormaissituaes em que o comportamento das variveis de processo no so condizentes com osparmetros operacionais definidos para as etapas de regime transitrio, regime permanente erepouso.

4.17offshorerefere-se s instalaes de explorao e de produo de petrleo, localizadas no mar territorial, naplataforma continental e na zona econmica exclusiva.

4.18onshorerefere-se s instalaes de explorao e de produo de petrleo, localizadas no continente ou naorla martima.

4.19operao de oleodutoconjunto de atividades envolvendo a movimentao de produtos, em regime contnuo e prolongado,atravs do oleoduto.

4.20operao pulmooperao de envio e recebimento de produto ocorrendo simultaneamente em um mesmo tanque.

-PBLICO-

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4.21rgo operacionalentidade organizacional responsvel pela coordenao, superviso e controle das operaes.

4.22planos e procedimentosconjunto de informaes documentadas relativas s atividades da pr-operao, operao esituaes de emergncia elaboradas para um oleoduto.

4.23pr-operao de oleodutoconjunto de atividades compreendendo o condicionamento do oleoduto e as primeiras transfernciasde produto, visando a preparao, o ajuste da operao para o regime contnuo e o treinamento dasequipes de operao e manuteno.

4.24PMOdocumento elaborado em comum acordo pelas UOs, CCO e Terceiros diretamente envolvidos naoperao de um sistema deoleodutos.

4.25Padro de Execuo (PE)documento destinado a apresentar a seqncia de todas as tarefas, de forma detalhada, podendo serum desdobramento do PMO ou de carter independente, mas sempre de aplicao local.

4.26

produtoqualquer lquido movimentado no oleoduto, ou seja, petrleo, seus derivados, biocombustveis,lcoois, amnia, oxigenados e gua.

4.27programaoconjunto de informaes documentadas relativas aos principais dados de uma operao detransferncia de produto, tais como:

a) qualidade;b) quantidade;c) origem e destino do produto a ser transferido;

d) datas e horrios previstos para incio e final das operaes.

4.28pronto a operarinformao que retrata a situao dos alinhamentos e demais instalaes em prontas condies parainiciar ou reiniciar as operaes.

4.29recebedorUO ou terceiros de destino do produto transferido.

4.30sangriaretirada parcial de produto, ao longo do oleoduto, dentro de uma mesma operao, sem interrupodo bombeamento.

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4.31sistema de oleodutosistema composto por um ou mais oleodutos, interligados ou no, destinado ao transporte outransferncia de produtos lquidos, incluindo as instalaes associadas.

4.32terceirospessoas jurdicas externas ao sistema PETROBRAS e envolvidas nas operaes de dutos com osistema PETROBRAS.

4.33UOsubdiviso geograficamente distinta de um rgo operacional, ou ainda, o prprio rgo quando nohouver subdivises geogrficas.

4.34variveis cr ticas de controle de processovariveis consideradas crticas para garantir o controle das operaes dos oleodutos:

a) presso;b) vazo;c) temperatura (para operaes com produtos aquecidos ou refrigerados);d) densidade (para corte de interface remota).

4.35virada de fluxodesvio total do fluxo de produto, dentro de uma mesma operao, alterando o alinhamento para

novo(s) recebedor(es) sem interrupo do bombeamento.

5 Documentao

Devem estar disponveis no CCO e nas UOs, para pleno uso dos tcnicos da rea de operao, osseguintes documentos atualizados relativos a cada oleoduto:

a) manual de operao do sistema de oleoduto;b) PMOs, PEs, protocolos e, ou contratos, quando aplicveis;c) Plano de Resposta a Emergncias;d) quaisquer dos documentos complementares citados nesta Norma, quando aplicveis.

5.1 Manual de Operao

Conjunto de informaes que orienta as atividades operacionais do oleoduto. Deve ser elaboradopelo rgo responsvel pelo projeto/construo do oleoduto, complementado e atualizado pelo rgoresponsvel pela sua operao, contendo, no mnimo:

a) descrio geral e dados de projeto do oleoduto ou sistema de oleodutos, incluindo seusequipamentos e instrumentos;

b) caractersticas fsico-qumicas e de segurana do produto transportado e dos insumos;c) fluxogramas de engenharia;d) perfil longitudinal, materiais e espessuras de parede do oleoduto;e) gradiente hidrulico para cada produto bombeado com a PMOA para cada ponto do

perfil;f) caractersticas do sistema de bombeamento;g) definio dos limites admissveis das variveis de processo, definio dos ajustes dos

dispositivos de proteo e descrio dos intertravamentos;h) registro do teste hidrosttico mais recente;

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i) mapa de localizao do oleoduto;j) mapa de acesso s vlvulas intermedirias;k) tabela contendo volumes fsicos entre vlvulas de bloqueio e estaes.

5.2 PMO

Documento a ser elaborado pelas UOs, CCO e Terceiros, envolvidos na operao do oleoduto,estabelecendo critrios executivos para as etapas operacionais.

NOTA 1 Para o caso de sistemas onde a elaborao do PMO no seja aplicvel, as UOs envolvidasno esto desobrigadas de atenderem esta Norma, devendo portanto, elaborar umprocedimento especfico para o caso.

NOTA 2 Para os oleodutos situados dentro da mesma UO ou interligando instalaes de produode petrleo e gs, fica dispensado o PMO, devendo ser elaborados procedimentosespecficos.

5.2.1 Abrangncia

O PMO deve definir claramente a abrangncia do documento em relao as UOs e Terceirosenvolvidos, bem como em relao aos limites fsicos do oleoduto, estabelecendo as atividadesdesenvolvidas nas operaes e as responsabilidades das partes.

5.2.2 Contedo Mnimo do PMO

5.2.2.1 Definio da hierarquia operacional, dos valores dos espaos vazios no sistema casoexistam, da diferena dos volumes acumulados e de suas tendncias, da diferena das vazesinstantneas quando couber, para orientao das etapas de preparao, regime transitrio, regimepermanente e repouso.

5.2.2.2 Estabelecimento dos limites das variveis de processo com base no manual de operao doduto e, ou dados fornecidos pelo rgo da engenharia de processo responsvel pelo oleoduto,contemplando todos os possveis cenrios de operao.

5.2.2.3 Definio dos pressupostos do pronto a operar incluindo tambm a definio dosinterlocutores e dos responsveis pela emisso do pronto a operar.

5.2.2.4 Estabelecimento dos critrios de delegao e de comunicao, de monitoramento dasvariveis de processo nas etapas operacionais e de reincio de operao aps interrupesmotivadas por anormalidades operacionais.

5.2.2.5 Estabelecimento das aes de disposio para as ocorrncias anormais relacionadas segurana e aos riscos ambientais, inclusive critrios para a interrupo da operao.

5.2.2.6 Estabelecimento das condies especiais que devem ser observadas na operao.

5.2.2.7 Listagem dos equipamentos einstrumentos crticos e das associaes dos oleodutos para aoperao.

5.2.2.8 Estabelecimento de sistemtica geral de registros de eventos operacionais e de ocorrnciasanormais.

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NOTA A estruturao do PMO deve atender aos padres de elaborao de documentos do rgoOperacional.

5.2.3 Elaborao ou Reviso do PMO

A elaborao ou a reviso do PMO deve ter a participao de todos os envolvidos na operao dooleoduto. A aprovao cabe aos gerentes maiores dos rgos envolvidos.

5.2.4 Controle de Distr ibuio

Deve haver um sistema de controle de distribuio de documentos que assegure o recebimento pelosTerceiros, de uma cpia controlada do PMO em sua ltima verso.

5.3 Plano de Resposta a Emergncias

5.3.1 Todo oleoduto ou sistema de oleoduto deve ser abrangido por um Plano de Resposta aEmergncias e este deve ser elaborado conforme PETROBRAS N-2644.

5.3.2 Devem estar designados os responsveis pelas aes em uma emergncia e descrita aorganizao, incluindo um organograma simples mostrando a hierarquia de comando, mantendo-oatualizado. Devem estar claramente definidas as atribuies de cada rgo Operacional ou UOenvolvida.

5.3.3 O acionamento para atendimento em casos de emergncia deve ser realizado pelo CCO oupela Unidade responsvel pelo local da ocorrncia, onde no houver CCO.

5.4 Protocolo de Responsabil idades entre UOs da PETROBRAS e Terceiros

5.4.1 Quando duas ou mais empresas estiverem envolvidas na operao de um oleoduto ou Sistemade Oleodutos, seja como transportador ou como recebedor dos produtos transportados, deve serestabelecido PR entre elas, com o objetivo de definir as responsabilidades de operao e depreservao da integridade das instalaes, como tambm os procedimentos mtuos de operao.

5.4.2 O PR deve ser elaborado por representantes formalmente indicados pelas empresasenvolvidas na operao e ser aprovado por seus gerentes operacionais. Deve, no mnimo:

a) descrever as instalaes de oleoduto ou sistema de oleodutos;b) definir claramente o ponto fsico de limite de responsabilidade de cada empresa;c) descrever as atribuies e responsabilidades de cada parte;d) estabelecer prazo de vigncia;e) estabelecer critrios de revises;f) permitir o encerramento antecipado;g) estabelecer plano de auditorias peridicas;h) definir o compartilhamento de equipamentos e recursos de resposta a emergncias;i) anexar licenas, autorizaes e procedimentos mtuos de operao;j) estabelecer sistemtica de manuteno e calibrao que garanta a confiabilidade dos

equipamentos e instrumentos crticos.

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http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2644http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/link.asp?cod=N-2644

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6 Pr-Operao

6.1 Introduo

um conjunto de atividades executadas pelos tcnicos do rgo operacional com apoio do rgo

responsvel pelo projeto/construo e montagem das instalaes, compreendendo duas etapas:

a) recebimento e avaliao tcnica da documentao e das instalaes;b) enchimento do oleoduto com o produto a ser bombeado, preparao e adequao das

instalaes, at que sejam atingidas as condies normais e estveis para operao.

6.2 Coordenao

Deve ser exercida pelo rgo ou pela UO responsvel pelo oleoduto, nomeando um coordenador ecom participao dos rgos de projeto, construo e montagem, incluindo os responsveis pelogerenciamento da integridade, e demais UOs envolvidas.

6.3 Planejamento

O planejamento das atividades de pr-operao deve ser precedido da concluso, entre outros, dosseguintes itens:

a) manual de operao;b) procedimento de pr-operao;c) licenas e autorizaes necessrias;d) data book da instalao conforme previsto na PETROBRAS N-464;e) protocolo de responsabilidades e PMO ou procedimentos especficos;f) clculos e simulaes hidrulicas;g) matriz de responsabilidade para cada atividade;

h) Plano de Resposta a Emergncias;i) APR;j) informao prvia s comunidades vizinhas, autoridades locais e rgos pblicos por

onde passa o oleoduto;k) definio de todos os recursos necessrios, tais como: equipe habilitada e equipamentos

disponveis para atender necessidade de execuo de qualquer servio de instalaoe, ou reparo durante a pr-operao, meios de acesso seguro faixa do oleoduto paraveculos pesados, equipamentos de telecomunicaes devidamente testados paragarantir comunicaes de voz e dados de modo adequado e confivel; pigs e gasesinertes caso utilizados;

l) treinamento especfico e distribuio da documentao necessria aos envolvidos.

6.4 Execuo

6.4.1 Deve ser executada pelo rgo ou pela UO responsvel pelo oleoduto, com participao dosrgos de projeto, construo e montagem e demais UOs envolvidas.

6.4.2 Para a fase inicial de bombeamento de produto deve ser utilizado pig separador para odeslocamento da gua ou gs inerte contidos no oleoduto, utilizando-se selos de outros produtoscaso necessrio. Nos casos em que no seja possvel a passagem de pig esta situao deve serprevista em procedimento especfico.

6.4.3 Na pr-operao de oleodutos destinados ao transporte de produtos aquecidos, recomenda-seinicialmente proceder ao enchimento do oleoduto com um produto de baixa viscosidade e baixo pontode fluidez temperatura ambiente. Em uma fase posterior, iniciar o bombeamento do produtoaquecido.[Prtica Recomendada]

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6.5 Registro

Aps a pr-operao deve ser elaborado um relatrio detalhado descrevendo procedimentosadotados, seqncia de operaes e anormalidades verificadas e ainda prescrevendorecomendaes. Este relatrio deve ser numerado e arquivado no sistema de documentao tcnica

do rgo ou da UO e o seu contedo divulgado para os rgos da PETROBRAS interessados.

7 Operao

7.1 Disposies Gerais

7.1.1 A fase de operao inicia-se ao final da pr-operao e se estende at a desativao dooleoduto.

7.1.2 As variveis de processo devem ser monitorados, preferencialmente em tempo real, com oestabelecimento de limites de alarmes.

7.1.3 Recomenda-se que todos os oleodutos sejam mantidos sem abertura de coluna em todas asetapas operacionais e tenham o monitoramento e controle de suas variveis de processo em temporeal e de forma centralizada. [Prtica Recomendada]

7.1.4 Recomenda-se que todo sistema de oleoduto possua uma sistemtica de gerenciamento dealarmes a fim de minimiz-los e otimiz-los.[Prtica Recomendada]

7.2 Registros

7.2.1 Devem ser registradas todas aes tomadas nas etapas operacionais definidas nessa Norma.Esses registros devem estar associados ao momento da ocorrncia e aos envolvidos.

7.2.2 Quando a ao de informar, deve ser registrado tambm o contedo da informao e pessoalenvolvido nos contatos efetuados.

7.2.3 Deve ser estabelecida sistemtica para identificar, coletar, indexar, acessar, arquivar,armazenar, manter e dispor os registros escritos, os registros de voz e os registros de dados. Estesregistros devem ser mantidos, no mnimo, por 90 dias, aps o fechamento da operao.

7.2.4 Nos casos de ocorrncias anormais, todos os registros devem permanecer disponveis durantetodo o perodo da anlise da ocorrncia.

7.3 Delegao

7.3.1 A operao de um oleoduto sem o monitoramento de uma varivel crtica de controle deprocesso considerada uma operao de exceo e de carter temporrio.

7.3.2 Para a delegao devem ser observados os seguintes aspectos:

a) os critrios de delegao devem ser previstos no PMO;

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b) o aceite da delegao implica em dispor de todas as condies operacionais e desegurana, necessrias para a superviso e controle das variveis de processo;

c) a delegao deve ser conferida com registros do ato de emisso e aceite;d) normalizada a condio de superviso e, ou, controle, a delegao deve ser cancelada

com o devido registro.

7.4 Etapa de Anlise da Programao

No recebimento da programao, analisar e verificar o atendimento dos seguintes requisitos:

a) no CCO: disponibilidade do oleoduto a ser utilizado; previso de incio, trmino e interrupes; previso de operao com pigs; conformidade do produto programado com o produto a ser movimentado; quantidade do produto disponvel no expedidor para atender ao programado; compatibilidade das caractersticas dos produtos a serem movimentados com o

oleodutoa ser utilizado;

b) na UO: disponibilidade do oleoduto a ser utilizado; previso de incio, trmino e interrupes; a UO expedidora deve garantir a entrada de produto especificado e, ou obter a

liberao para fins de sua movimentao, bem como, se a quantidade atende aoprogramado;

a UO recebedora deve verificar a especificao do produto remanescente e oespao disponvel nos tanques para atender ao programado;

definio dos destinos das interfaces; previso de operao com pig; compatibilidade das caractersticas dos produtos a serem movimentados com o

oleoduto a ser utilizado, quando a operao no for centralizada.

NOTA 1 Caso algum destes requisitos no possa ser cumprido, informar a rea de programaopara reavaliao.

NOTA 2 Produto com caractersticas fsicas tais como viscosidade, ponto de fluidez, densidade,BSW, teor de H2S, cidos ou compostos corrosivos com valores incompatveis com oslimites estabelecidos para o oleoduto, s pode ser movimentado aps validao tcnica enegociao entre a Logstica e o responsvel pelo oleoduto, antes da programao damovimentao.

7.5 Etapa de Preparao

Nesta etapa devem ser realizadas as atividades necessrias para o incio da operao, consistindo

na preparao propriamente dita e no pronto a operar.

Recomenda-se que as instalaes sejam dotadas de infra-estrutura de automao que permita aexecuo e checagem do correto alinhamento. [Prtica Recomendada]

7.5.1 Preparao

7.5.1.1 No controle centralizado compete:

a) ao CCO: informar aos envolvidos, quando aplicvel: seqncia de itens de bombeamento;

temperatura esperada no expedidor (produtos aquecidos ou refrigerados); previsode lanamento de pigs; espao vazio estimado existente no oleoduto ou sistema deoleodutos; tempo previsto para enchimento do espao vazio;

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informar, ainda, aos envolvidos: horrios previstos de incio, trmino e interrupes daoperao; vazo e presso esperadas e, ou quantidade de bombas;

efetuar as medies necessrias operao; efetuar o alinhamento do oleoduto de acordo com a hierarquia operacional definida; formalizar o pronto a operar imediatamente aps a preparao do sistema conforme

7.5.2 desta Norma;

informar s UOs envolvidas imediatamente antes do incio efetivo da operao;b) s UOs e, ou terceiros:

efetuar as medies necessrias operao; confirmar a disponibilidade do oleoduto e do sistema de segurana; efetuar o alinhamento do oleoduto de acordo com a hierarquia operacional definida; confirmar a disponibilidade dos equipamentos e instrumentos crticos para operao

do oleoduto; formalizar o pronto a operar imediatamente aps a preparao do sistema conforme

7.5.2 desta Norma.

7.5.1.2 No controle distribudo compete s UOs e, ou terceiros envolvidos:

a) efetuar as medies necessrias operao;b) confirmar a disponibilidade do oleoduto e do sistema de segurana;c) efetuar o alinhamento do oleoduto de acordo com a hierarquia operacional definida;d) confirmar a disponibilidade dos equipamentos e instrumentos crticos para operao do

oleoduto;e) formalizar o pronto a operar conforme 7.5.2 desta Norma.f) as UOs e, ou terceiros caracterizados como expedidores devem informar s estaes

subseqentes: seqncia de itens de bombeamento; horrios previstos de incio, trmino e interrupes da operao; vazo e presso esperadas e, ou quantidade de bombas; temperatura esperada (produtos aquecidos ou refrigerados); previso de lanamento de pigs;

espao vazio estimado existente no duto; tempo previsto para enchimento do espao vazio.

7.5.2 Pronto a Operar

Todas as UOs e Terceiros, independente do regime de acompanhamento operacional, devem emitiro pronto a operar dos equipamentos sob sua responsabilidade, que estejam envolvidos na operao.Qualquer interveno nestes equipamentos deve ser precedida do cancelamento do pronto a operar.

7.5.2.1 UO e Terceiros com operao local em regime de turno ininterrupto de revezamento: deveser emitido o pronto a operar antes do incio/reincio da operao ou antes de virada de fluxo, com

validade de 1 hora a partir da sua emisso, desde que no haja alteraes nas condies originais.

7.5.2.2 UO e Terceiros com operao local sem regime de turno ininterrupto de revezamento: deveser emitido o pronto a operar antes do incio/reincio da operao ou antes da virada de fluxo, comseu prazo de validade definido em PMO.

7.5.2.3 Em controle centralizado, para os casos em que a UO executa a partida do sistema debombeamento, o CCO deve emitir o pronto a operar para a esta UO.

7.5.2.4 Em controle distribudo, os intermedirios e recebedores devem emitir o pronto a operardiretamente ao envolvido imediatamente anterior. A emisso do pronto a operar pelos intermediriossomente deve ser realizada aps recebimento do pronto a operar do envolvido imediatamenteposterior na operao.

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7.5.2.5 Nos casos de bombeamento em controle distribudo com intermedirios, a hora de referncia,para a validade do pronto a operar, a da emisso pelo recebedor final. Esta informao deveconstar de todos os pronto a operar subseqentes.

7.5.2.6 O pronto a operar deve ser emitido com registro.

7.6 Etapa do Regime Transitrio

7.6.1 No controle centralizado o CCO deve:

a) informar aos envolvidos, quando aplicvel, a hora de efetivo incio da operao;b) monitorar de forma permanente as variveis de processo e suas tendncias (presso,

vazo e temperatura para os casos de produtos aquecidos ou refrigerados), de acordocom os parmetros, limites e critrios estabelecidos no PMO, acompanhando suaevoluo at a estabilizao; caso no ocorra a estabilizao devem ser tomadas as

aes previstas em PMO.

7.6.2 No controle distribudo:

a) o expedidor deve informar aos envolvidos a hora de efetivo incio da operao;b) todos os envolvidos devem monitorar de forma permanente, em suas respectivas reas,

as variveis de processo e suas tendncias (presso, vazo e temperatura para oscasos de produtos aquecidos ou refrigerados), de acordo com os parmetros, limites ecritrios estabelecidos no PMO, acompanhando sua evoluo at a estabilizao; casono ocorra a estabilizao devem ser tomadas as aes previstas em PMO.

7.6.3 Considera-se encerrado o regime transitrio aps a estabilizao das condies de presso evazo.

7.7 Etapa do Regime Permanente

7.7.1 No controle centralizado o CCO deve:

a) efetuar os ajustes dos alarmes das variveis de processo, conforme PMO e, ou padresde execuo;

b) acompanhar e, ou controlar de forma sistemtica as variveis de processo de modo amant-las dentro dos parmetros definidos no PMO e\ou padres de execuo;

c) informar aos envolvidos na operao, conforme definido no PMO, os seguintes eventos: surtos de presso ou vazo que desestabilizem a operao; alterao na qualidade ou quantidade do produto; passagem ou chegada de interfaces ou pigs; trmino do item de bombeamento; troca de tanque; virada de fluxo; alterao de alinhamento e, ou da quantidade de bombas; incio ou trmino das operaes de sangria ou injeo.

7.7.2 No controle distribudo:

a) todos os envolvidos devem efetuar os ajustes dos alarmes das variveis de processo,nas suas respectivas reas, conforme PMO e\ou padres de execuo;

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b) todos os envolvidos devem acompanhar e, ou controlar de forma sistemtica as variveisde processo nas suas respectivas reas de modo a mant-las dentro dos parmetrosdefinidos no PMO e/ ou padres de execuo;

c) todos os envolvidos na operao devem informar e, ou serem informados, conformedefinido no PMO, quando da ocorrncia dos seguintes eventos: surtos de presso ou vazo que desestabilizem a operao;

alterao na qualidade ou quantidade do produto; passagem ou chegada de interfaces ou pigs; trmino do item de bombeamento; troca de tanque; virada de fluxo; alterao de alinhamento e, ou da quantidade de bombas; incio ou trmino das operaes de sangria ou injeo.

7.7.3 Tanto no controle centralizado quanto no distribudo, caso as variveis monitoradasapresentem valores fora dos limites estabelecidos, devem ser tomadas as aes previstas no PMOe\ou padro de execuo.

7.7.4 Quando uma UO ou Terceiro realizar uma virada de fluxo para um ou mais posteriores, omonitoramento das variveis deve continuar sendo feito pelo mesmo at a estabilizao do fluxo apsa virada.

7.8 Etapa de Repouso

Aps o trmino da operao, efetuar os ajustes dos alarmes e manter o oleoduto sob constantemonitoramento das variveis de processo, conforme PMO e, ou padres de execuo.

7.9 Operaes sem o Monitoramento das Variveis de Processo em Tempo Real

7.9.1 As UOs envolvidas devem elaborar procedimentos de segurana, estudos de anlise de risco,bem como adotar mecanismos de controle e monitoramento que permitam a identificao de qualqueranormalidade no sistema, nas etapas dos regimes transitrio, permanente e de repouso.

7.9.2 Em intervalos mximos de 1 hora, em horrios padronizados, devem ser realizadas asseguintes medies pelas UOs envolvidas:

a) a vazo;b) a presso;c) a temperatura, para produtos aquecidos ou refrigerados.

7.9.3 Os valores obtidos entre as UOs e, ou Terceiros envolvidos na operao devem sercomparados no prazo mximo de 15 minutos, aps suas medies.

7.10 Diferena de Volumes Acumulados (dVa)

7.10.1 Durante a operao, deve ser calculada a diferena entre os volumes acumulados recebido eexpedido (dVa), considerando o espao vazio, se houver, conforme critrios abaixo:

a) sem monitoramento das variveis de processo em tempo real: no mximo a cadaperodo de 1 hora;

b) com monitoramento das variveis de processo em tempo real: no mximo a cadaperodo de 2 horas.

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7.10.2 Caso as diferenas apresentem valores fora dos limites estabelecidos no PMO, considerandotambm a tendncia desses valores, devem ser tomadas as aes previstas no PMO e, ou padro deexecuo.

7.10.3 Mtodos de apurao:

a) clculo realizado com insero manual sem qualquer tipo de correo;b) clculo realizado com insero manual com correo;c) clculo realizado com insero automtica de volumes em tempo real;d) clculo realizado em tempo real, com correo pela presso, vazo, temperatura e

densidade;e) clculo realizado em tempo real, com correo pela presso, vazo, temperatura e

densidade, acrescido de um modelo de transiente em tempo real.

7.10.4 A aplicao de mtodo de maior complexidade exclui a necessidade de aplicao de mtodode menor complexidade.

7.10.5 Recomenda-se que para clculo de dVa seja adotado na e) do 7.10.3. [PrticaRecomendada]

7.11 Diferena de Vazes Instantneas (dVi)

De forma complementar, para controle centralizado, um oleoduto ou sistema de oleoduto pode sermonitorado comparando-se a vazo de entrada com a vazo de sada em tempo real.

7.12 Operao Pulmo

Os critrios a serem observados para a execuo de uma operao pulmo devem constar no PMOe, ou procedimento especfico.

8 Alteraes das Condies de Operao

8.1 Presso Mxima de Operao

Devem ser tomados cuidados para certificar-se de que a presso mxima de operao em regimepermanente e as presses desenvolvidas durante as partidas e paradas normais do oleoduto,incluindo as presses mximas com o oleoduto na condio esttica, no excedam a PMOA emqualquer ponto do oleoduto e que as presses de surge e outras variaes das condies normais deoperao (presses de alvio etc.) no excedam a PMOA, em qualquer ponto do oleoduto, em maisque 10 %.

8.2 Reduo da PMOA

8.2.1 A PMOA do oleoduto estabelecida logo aps a construo em funo da presso para a qualfoi projetado e testado. Entretanto, com o passar do tempo, a PMOA de um oleoduto pode serlimitada ou reduzida pelas seguintes ocorrncias:

a) comprometimento da integridade estrutural da parede do oleoduto;b) restries operacionais temporrias;c) alteraes das condies de projeto original;d) necessidade operacional.

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8.2.2 A PMOA deve ser reavaliada e revalidada (ou revisada) pelo responsvel pelo Gerenciamentoda Integridade da UO para quaisquer das ocorrncias mencionadas no 8.2.1, observando-se osrequisitos das PETROBRASN-1487,N-2098,N-2786,N-2727eN-2737.

8.2.3 Os dispositivos de proteo do oleoduto devem ser adequados nova PMOA.

8.3 Elevao da PMOA Corrente

Para a elevao da PMOA a valores acima da PMOA corrente, os seguintes requisitos devem seratendidos:

a) os dados de projeto, os testes prvios do oleoduto e dos materiais e equipamentosutilizados, e condies de integridade estrutural devem ser verificados, a fim de avaliarse h segurana na nova condio;

b) as condies atuais do oleoduto devem ser determinadas atravs de pesquisa devazamento nas conexes e equipamentos, inspees de campo, exame do histrico de

manuteno e reparos, de inspeo, de falhas e de operao do oleoduto;c) as no-conformidades encontradas em a) e b) devem ser corrigidas antes de qualquer

incremento de presso;d) deve ser emitido um relatrio pela rea tcnica da UO responsvel pela integridade do

oleoduto, liberando o oleoduto para a elevao de presso;e) a elevao da PMOA deve estar respaldada por teste hidrosttico, conforme

ASME B31.4.

9 Injeo de Produtos Qumicos

A injeo de produtos qumicos, tais como, inibidor de corroso, redutor de atrito, marcadores,aditivos e outros, deve constar em procedimento especfico.

10 Passagem de Pig em Oleoduto

As operaes de rotina operacional, feitas com pigs no-instrumentados, devem atender aosrequisitos da PETROBRASN-2634.

11 Condic ionamento para Manuteno e Retorno Operao

11.1 Introduo

Este item aplica-se aos servios de interveno em oleodutos, que exijam a sua retirada de operao.Este tipo de interveno constitui-se das seguintes etapas:

a) condicionamento e liberao do oleoduto para interveno;b) execuo da interveno;c) condicionamento de retorno;d) liberao para a operao.

11.2 Coordenao

Deve ser exercida pelo rgo ou pela UO responsvel pelo oleoduto, nomeando um coordenador e

com a participao dos demais envolvidos.

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11.3 Planejamento

O planejamento das atividades de condicionamento deve conter, entre outros, os seguintes itens:

a) definir, junto aos rgos envolvidos, cronograma de parada para manuteno;b) elaborar procedimento de condicionamento, incluindo a previso das condies de

presso e vazo de escoamento, especificao, lanamento e recebimento de pig,assim como uma matriz de responsabilidade para cada atividade;

c) elaborar APR;d) constituir equipe habilitada para a execuo de qualquer servio de instalao ou reparo

durante o condicionamento;e) constituir equipe habilitada para monitorar e, ou controlar a operao de

condicionamento;f) estabelecer sistema provisrio de descarte de gua ou gs inerte (conforme o caso);g) adequar o sistema de proteo das instalaes;h) disponibilizar sistema de comunicao, com procedimentos e critrios estabelecidos.

11.4 Retorno a Operao

Aps a interveno, para o retorno a operao, seguir o disposto na Seo 6 (Pr-Operao).

12 Desativao de Oleoduto (Terrestre e Submarino)

A desativao de um oleoduto ou de um trecho de oleoduto consiste em sua retirada de operao emcarter temporrio ou permanente, e deve ser precedida da elaborao de um plano visando apreservao das instalaes desativadas, que contenha no mnimo os requisitos desta Seo.

12.1 Desativao Temporria

12.1.1 Durante o tempo da desativao do oleoduto devem ser considerados todos os demaisaspectos no operacionais como se o mesmo estivesse em uso.

12.1.2 A desativao do oleoduto deve ser precedida pelo deslocamento do produto, limpeza, equando necessrio, secagem e inertizao. Em caso de inertizao deve ser criado procedimento demonitorao da presso definida no plano de desativao.

12.1.3 Deve ser executada a separao fsica do oleoduto desativado de todos os demais sistemasem operao.

12.1.4 Deve ser mantida a interligao do duto desativado com os sistemas de proteo catdica emonitoramento de potenciais.

12.2 Desativao Permanente

12.2.1 A desativao do oleoduto deve ser precedida pelo deslocamento do produto, limpeza, equando necessrio, secagem e inertizao.

12.2.2 Deve ser executada a separao fsica do oleoduto desativado de todos os demais sistemasem operao.

12.2.3 Devem ser removidos os trechos no enterrados, os acessrios e tamponadas asextremidades.

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12.2.4 Deve ser avaliada a necessidade ou convenincia de preservar o sistema de proteocatdica.

12.3 Retorno Operao

Para o retorno operao, devem ser atendidos os procedimentos citados na Seo 7 desta Norma,bem como o disposto nas PETROBRASN-2098(para oleodutos terrestres) e PETROBRAS N-1487(para oleodutos submarinos), onde aplicvel.

12.4 Registros

12.4.1 Desativao Temporria

Devem ser mantidos, pelo menos, os registros relativos aos seguintes itens:

a) inspeo de pista (para oleodutos terrestres) ou inspeo externa (para oleodutossubmarinos);

b) acompanhamento da proteo catdica, onde aplicvel;c) inspeo de equipamentos e acessrios;d) leitura de presso (do gs inerte), onde aplicvel.

12.4.2 Desativao Permanente

12.4.2.1 Caso o oleoduto no seja removido, devem ser mantidos seus principais documentos, taiscomo: dados do projeto, planta e perfil (batimetria para oleodutos submarinos), e relatrio dosservios realizados para sua desativao.

12.4.2.2 Devem ser periodicamente controladas eventuais alteraes locais.

13 Treinamento

13.1 Todos os profissionais envolvidos diretamente na atividade de movimentao por oleodutodevem ser treinados nesta Norma e nos documentos elaborados a partir da mesma.

13.2 Deve ser realizada avaliao de suficincia dos profissionais treinados de forma a comprovarsua habilitao ao exerccio da atividade.

13.3 A revalidao da avaliao de suficincia obrigatria a cada reviso de carter tcnico quevenha sofrer esta Norma ou dos documentos elaborados a partir da mesma.

13.4 O rgo deve estabelecer uma sistemtica de treinamento e uma matriz de registros eacompanhamento, relacionando os profissionais treinados, escopo, poca de realizao, instrutores,forma de avaliao, entre outros aspectos.

14 Auditoria

O cumprimento desta Norma deve ser verificado atravs de um programa de auditorias formalmenteestabelecido. No mnimo os seguintes critrios devem ser atendidos:

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a) os auditores devem ter, comprovadamente, experincia nas atividades objeto destaNorma, bem como treinamento na mesma;

b) o grupo auditor deve ter pelo menos um membro com experincia comprovada ematividade semelhante ao processo a ser auditado;

c) a auditoria deve ser direcionada ao oleoduto ou sistema de oleoduto, gerando um nico

relatrio final para cada oleoduto ou sistema de oleoduto;d) a auditoria de um oleoduto ou sistema de oleoduto que seja operado com controle

centralizado deve ser direcionada ao CCO, cabendo s UOs envolvidas apenas acomprovao de possveis evidncias solicitadas;

e) a auditoria de um oleoduto ou sistema de oleoduto que seja operado com controledistribudo deve ser direcionada para todas as UOs envolvidas em igual teor;

f) para as no conformidades observadas na auditoria deve ser aberto registro de anomaliano sistema de gesto.

15 Situaes Especiais

Operaes em condies no previstas nesta Norma s devem ser efetuadas aps avaliao de

riscos e definio de medidas complementares especficas. Essa avaliao de riscos e as medidascomplementares devem ser documentadas e aprovadas pelos gerentes maiores dos rgosenvolvidos.

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NDICE DE REVISES

REV. A

Partes Atingidas Descrio da Alterao

1 e 2 Revisados

3 Includo

4 e 5 Revisados e Renumerados

6 Includo

7 Revisado e Renumerado

8 a 12 Includos

13 e 14 Revisados e Renumerados

15 Renumerado

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2 Referncias Normativas

Os documentos relacionados a seguir so indispensveis aplicao desta Norma. Para refernciasdatadas, aplicam-se somente as edies citadas. Para referncias no datadas, aplicam-se asedies mais recentes dos referidos documentos (incluindo emendas).

PETROBRAS N-464- Construo, Montagem e Condicionamento de Duto Terrestre;

PETROBRASN-1487- Inspeo de Dutos Rgidos Submarinos;

PETROBRASN-2098- Inspeo de Duto Terrestre em Operao;

PETROBRASN-2240- Pr-Operao e Operao de Oleoduto;

PETROBRASN-2634- Operaes de Passagem de Pigs em Dutos;

PETROBRASN-2644- Plano de Emergncia Local;

PETROBRASN-2726- Dutos;

PETROBRAS N-2727- Manuteno de Oleoduto e Gasoduto Submarinos;

PETROBRASN-2737- Manuteno de Oleoduto e Gasoduto Terrestre;

PETROBRASN-2786- Avaliao de Defeitos e Modos de Falha em Oleodutos e GasodutosTerrestres e Submarinos Rgidos em Operao;

ASME B31.4 - Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons, LiquefiedPetroleum Gas, Anhydrous Ammonia, and Alcohols.

3 Siglas

APR - Anlise Preliminar de Risco;

CCO - Centro de Controle Operacional;

dVa - Diferena de Volumes Acumulados;

dVi - Diferena de Vazes Instantneas;

PEL - Plano de Emergncia Local;

PMO - Procedimento Mtuo de Operao;

PMOA - Presso Mxima de Operao Admissvel;

PR - Protocolo de Responsabilidades;

UO - Unidade Operacional.

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4.31sistema de oleodutosistema composto por um ou mais oleodutos, interligados ou no, destinado ao transporte outransferncia de produtos lquidos, incluindo as instalaes associadas.

4.32terceirospessoas jurdicas externas ao sistema PETROBRAS e envolvidas nas operaes de dutos com osistema PETROBRAS.

4.33UOsubdiviso geograficamente distinta de um rgo operacional, ou ainda, o prprio rgo quando nohouver subdivises geogrficas.

4.34variveis cr ticas de controle de processovariveis consideradas crticas para garantir o controle das operaes dos oleodutos:

a) presso;b) vazo;c) temperatura (para operaes com produtos aquecidos ou refrigerados);d) densidade (para corte de interface remota).

4.35virada de fluxodesvio total do fluxo de produto, dentro de uma mesma operao, alterando o alinhamento para

novo(s) recebedor(es) sem interrupo do bombeamento.

5 Documentao

Devem estar disponveis no CCO e nas UOs, para pleno uso dos tcnicos da rea de operao, osseguintes documentos atualizados relativos a cada oleoduto:

a) manual de operao do sistema de oleoduto;b) PMOs, PEs, protocolos e, ou contratos, quando aplicveis;c) PEL;d) quaisquer dos documentos complementares citados nesta Norma, quando aplicveis.

5.1 Manual de Operao

Conjunto de informaes que orienta as atividades operacionais do oleoduto. Deve ser elaboradopelo rgo responsvel pelo projeto/construo do oleoduto, complementado e atualizado pelo rgoresponsvel pela sua operao, contendo, no mnimo:

a) descrio geral e dados de projeto do oleoduto ou sistema de oleodutos, incluindo seusequipamentos e instrumentos;

b) caractersticas fsico-qumicas e de segurana do produto transportado e dos insumos;c) fluxogramas de engenharia;d) perfil longitudinal, materiais e espessuras de parede do oleoduto;e) gradiente hidrulico para cada produto bombeado com a PMOA para cada ponto do

perfil;f) caractersticas do sistema de bombeamento;g) definio dos limites admissveis das variveis de processo, definio dos ajustes dos

dispositivos de proteo e descrio dos intertravamentos;h) registro do teste hidrosttico mais recente;

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NOTA A estruturao do PMO deve atender aos padres de elaborao de documentos do rgoOperacional.

5.2.3 Elaborao ou Reviso do PMO

A elaborao ou a reviso do PMO deve ter a participao de todos os envolvidos na operao dooleoduto. A aprovao cabe aos gerentes maiores dos rgos envolvidos.

5.2.4 Controle de Distr ibuio

Deve haver um sistema de controle de distribuio de documentos que assegure o recebimento pelosTerceiros, de uma cpia controlada do PMO em sua ltima verso.

5.3 PEL

5.3.1 Todo oleoduto ou sistema de oleoduto deve ser abrangido por um PEL e este deve serelaborado conforme PETROBRASN-2644.

5.3.2 Devem estar designados os responsveis pelas aes em uma emergncia e descrita aorganizao, incluindo um organograma simples mostrando a hierarquia de comando, mantendo-oatualizado. Devem estar claramente definidas as atribuies de cada rgo Operacional ou UOenvolvida.

5.3.3 O acionamento para atendimento em casos de emergncia deve ser realizado pelo CCO oupela Unidade responsvel pelo local da ocorrncia, onde no houver CCO.

5.4 Protocolo de Responsabil idades entre UOs da PETROBRAS e Terceiros

5.4.1 Quando duas ou mais empresas estiverem envolvidas na operao de um oleoduto ou Sistemade Oleodutos, seja como transportador ou como recebedor dos produtos transportados, deve serestabelecido PR entre elas, com o objetivo de definir as responsabilidades de operao e depreservao da integridade das instalaes, como tambm os procedimentos mtuos de operao.

5.4.2 O PR deve ser elaborado por representantes formalmente indicados pelas empresasenvolvidas na operao e ser aprovado por seus gerentes operacionais. Deve, no mnimo:

a) descrever as instalaes de oleoduto ou sistema de oleodutos;b) definir claramente o ponto fsico de limite de responsabilidade de cada empresa;c) descrever as atribuies e responsabilidades de cada parte;d) estabelecer prazo de vigncia;e) estabelecer critrios de revises;f) permitir o encerramento antecipado;g) estabelecer plano de auditorias peridicas;h) definir o compartilhamento de equipamentos e recursos de resposta a emergncias;i) anexar licenas, autorizaes e procedimentos mtuos de operao;j) estabelecer sistemtica de manuteno e calibrao que garanta a confiabilidade dos

equipamentos e instrumentos crticos.

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6 Pr-Operao

6.1 Introduo

um conjunto de atividades executadas pelos tcnicos do rgo operacional com apoio do rgoresponsvel pelo projeto/construo e montagem das instalaes, compreendendo duas etapas:

a) recebimento e avaliao tcnica da documentao e das instalaes;b) enchimento do oleoduto com o produto a ser bombeado, preparao e adequao das

instalaes, at que sejam atingidas as condies normais e estveis para operao.

6.2 Coordenao

Deve ser exercida pelo rgo ou pela UO responsvel pelo oleoduto, nomeando um coordenador ecom participao dos rgos de projeto, construo e montagem, incluindo os responsveis pelogerenciamento da integridade, e demais UOs envolvidas.

6.3 Planejamento

O planejamento das atividades de pr-operao deve ser precedido da concluso, entre outros, dosseguintes itens:

a) manual de operao;b) procedimento de pr-operao;c) licenas e autorizaes necessrias;d) data book da instalao conforme previsto na PETROBRASN-464;e) protocolo de responsabilidades e PMO ou procedimentos especficos;f) clculos e simulaes hidrulicas;

g) matriz de responsabilidade para cada atividade;h) PEL;i) APR;j) informao prvia s comunidades vizinhas, autoridades locais e rgos pblicos por

onde passa o oleoduto;k) definio de todos os recursos necessrios, tais como: equipe habilitada e equipamentos

disponveis para atender necessidade de execuo de qualquer servio de instalaoe, ou reparo durante a pr-operao, meios de acesso seguro faixa do oleoduto paraveculos pesados, equipamentos de telecomunicaes devidamente testados paragarantir comunicaes de voz e dados de modo adequado e confivel; pigs e gasesinertes caso utilizados;

l) treinamento especfico e distribuio da documentao necessria aos envolvidos.

6.4 Execuo

6.4.1 Deve ser executada pelo rgo ou pela UO responsvel pelo oleoduto, com participao dosrgos de projeto, construo e montagem e demais UOs envolvidas.

6.4.2 Para a fase inicial de bombeamento de produto deve ser utilizado pig separador para odeslocamento da gua ou gs inerte contidos no oleoduto, utilizando-se selos de outros produtoscaso necessrio. Nos casos em que no seja possvel a passagem de pig esta situao deve serprevista em procedimento especfico.

6.4.3 Na pr-operao de oleodutos destinados ao transporte de produtos aquecidos, recomenda-seinicialmente proceder ao enchimento do oleoduto com um produto de baixa viscosidade e baixo ponto

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