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N-2719 DEZ / 2002 PROPRIEDADE DA PETROBRAS 13 páginas ESTOCAGEM DE TUBO EM ÁREA DESCOBERTA Procedimento 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 - 13 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. Oleodutos e Gasodutos “A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS, de uso interno na Companhia, 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 - 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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N-2719 DEZ / 2002

PROPRIEDADE DA PETROBRAS 13 páginas

ESTOCAGEM DE TUBO EM ÁREA DESCOBERTA

Procedimento

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 - 13

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.

Oleodutos e Gasodutos

“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS, de uso interno na Companhia, 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

- 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 para a estocagem de tubos revestidos e não revestidos em área descoberta, especialmente preparada para essa finalidade. 1.2 Os revestimentos externos contemplados nesta Norma são:

a) polipropileno; b) polietileno; c) epóxi aplicado em pó (FBE); d) esmalte de alcatrão de hulha (coaltar); e) esmalte de asfalto.

1.3 Esta Norma se aplica a projetos iniciados a partir da data de sua edição. 1.4 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas. 2 DOCUMENTOS COMPLEMENTARES Os documentos relacionados a seguir contêm prescrições válidas para a presente Norma.

Portaria nº 3214 08/06/1978 - Norma Regulamentadora nº 18 (NR - 18) - Condições e Meio Ambiente do Trabalho na Indústria da Construção;

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

PETROBRAS N-862 - Execução de Terraplanagem; PETROBRAS N-1190 - Cercas e Portões; PETROBRAS N-1965 - Movimentação de Carga com Guindaste; PETROBRAS N-2133 - Apresentação de Projetos de Arruamento e

Pavimentação; API Spec 5L - Specification for Line Pipe.

3 DEFINIÇÕES Para os propósitos desta Norma são adotadas as definições indicadas nos itens 3.1 e 3.2. 3.1 Áreas Agressivas Regiões geográficas em que a atmosfera local possa ser caracterizada como industrial ou marítima. 3.2 Estocagem por Período Longo Estocagem de tubos por períodos superiores a 1 ano em condições normais ou a 6 meses em áreas agressivas.

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4 CONDIÇÕES GERAIS 4.1 Procedimento de Estocagem A estocagem dos tubos deve ser executada de acordo com um “Procedimento”, elaborado em conformidade com esta Norma e com documentos de projeto contendo, no mínimo, os seguintes itens:

a) sistema de empilhamento dos tubos; b) cálculos estruturais para empilhamento; c) manuseio; d) sistema de segurança [conforme norma regulamentadora nº 18 (NR -18)]; e) inspeção.

4.2 Localização Na escolha do local de estocagem devem ser levadas em consideração a estabilidade do terreno, facilidade de acesso e sua planicidade, além da segurança devido à redes elétricas, tráfego intenso e proximidade de comunidades. 4.3 Projeto da Área O projeto de construção da área de estocagem deve ser executado, considerando a estimativa de tubos a armazenar, tipos de veículos e equipamentos, carga por eixo, freqüência de tráfego e período previsto para a estocagem, de acordo com a norma PETROBRAS N-2133. 4.4 Preparação do Terreno O terreno deve ser preparado segundo a norma PETROBRAS N-862. 4.5 Construção da Área de Estocagem 4.5.1 O arranjo físico da área deve obedecer ao projeto mencionado no item 4.3. 4.5.2 A largura das ruas deve permitir o carregamento e descarregamento dos tubos, o trânsito e a manobra de veículos e equipamentos. 4.5.3 O sistema de drenagem deve ser feito de modo a evitar o empoçamento e direcionar o escoamento das águas para fora da área. 4.6 Preparação das Pistas de Rolamento As pistas de rolamento das ruas e eventuais retornos devem receber um tratamento para permitir o trânsito de veículos em quaisquer condições de tempo.

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4.7 Preparação do Terreno para Área de Empilhamento 4.7.1 A base de apoio da pilha de tubos, após preparada, deve apresentar um índice de resistência a compressão igual ou superior a 1 kgf/cm2. 4.7.2 O terreno deve ser preparado com caimento mínimo de 0,5 %, direcionando as águas pluviais para o sistema de drenagem. 5 CONDIÇÕES ESPECÍFICAS 5.1 Sistema de Empilhamento dos Tubos 5.1.1 A primeira camada de tubos da pilha deve ser apoiada em barrotes de madeira com comprimento mínimo de 3 m e com seção transversal de, pelo menos, 15 cm x 15 cm. 5.1.2 Os apoios devem ser instalados de modo que os tubos armazenados tenham um caimento mínimo de 1 % para evitar o acúmulo de água nos seus interiores. 5.1.3 O empilhamento de tubos deve ser realizado de acordo com as FIGURAS 1 e 2.

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5.1.4 No caso da estocagem ser feita por período inferior a 12 meses, em condições normais ou inferior a 6 meses em áreas agressivas, os tubos podem ser estocados na forma piramidal ou prismática, adotando-se o cálculo do número máximo de camadas descritos no item 5.2.1. 5.1.5 Para estocagem de tubos revestidos com FBE, coaltar e esmalte de asfalto, devem ser utilizados sacos com areia ou casca de arroz para espaçar os tubos (ver FIGURA 1). A vida útil dos sacos deve ser compatível com o período de estocagem. Para proteção de tubos revestidos com FBE devem ser mantidos os anéis de corda sintética igualmente espaçados. 5.1.6 No caso de estocagem por prazo superior a 12 meses, em condições normais, ou a 6 meses em áreas agressivas, deve ser adotado o sistema de empilhamento prismático com cunha espaçadora (conforme FIGURA 3) entre os tubos de uma mesma camada, para impedir o acúmulo de resíduos e água.

B

A

45° 7

FIGURA 3.1 - Cunha de Segurança

7,5 cmB 45°

A

45°

FIGURA 3.2 - Cunha Espaçadora ONDE:

A = 2 + 1,17 X R; B = 0,4 X R; C = 7,5 cm PARA CUNHA MÓVEL OU 12 cm PARA CUNHA FIXA; A = COMPRIMENTO DA CUNHA, EM cm; B = ALTURA DA CUNHA, EM cm; C = LARGURA DA CUNHA DE SEGURANÇA, EM cm; R = RAIO EXTERNO DO TUBO, EM cm.

NOTA: COMO ALTERNATIVA AO USO DAS CUNHAS EXTERNAS DA BASE, TRAVAS LATERAIS DIMENSIONADAS EM FUNÇÃO

DAS DIMENSÕES DO TUBO E DO NÚMERO DE CAMADAS DE TUBOS PODEM SER EMPREGADAS. [PRÁTICA RECOMENDADA]

FIGURA 3 - DETALHES DA CUNHA DE MADEIRA

C

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5.1.7 No sistema de empilhamento prismático, as camadas de tubos devem ser separadas por tábuas com seção de 2,5 cm x 15 cm. Os tubos das extremidades laterais da pilha devem ser escorados com cunhas de segurança, conforme FIGURA 3, pregadas nas tábuas. 5.1.8 No sistema de empilhamento prismático, o número de tábuas que separam as camadas de tubos devem seguir o número de barrotes de madeira, com o mesmo espaçamento. Cunhas de segurança móveis (conforme FIGURA 3) devem ser utilizadas entre os tubos para conter o movimento lateral. 5.1.9 Quando o prazo de estocagem for maior que um ano, os barrotes, tábuas e cunhas devem ser tratados com conservante para madeira. 5.1.10 No caso de estocagem por períodos longos em áreas agressivas, os tubos devem ser limpos internamente e suas extremidades devem ser tamponadas. 5.2 Cálculos Estruturais para Empilhamento de Tubos 5.2.1 Cálculo do Número de Camadas de Tubos 5.2.1.1 O número de camadas a ser utilizado (n) deve ser definido observando-se o número máximo de camadas (N), a resistência da base, o material de apoio e a distância entre apoios. 5.2.1.2 Quando a razão entre o diâmetro externo do tubo e a espessura (D/t), for maior que 20, o número máximo de camadas deve ser calculado pela seguinte fórmula:

N = fr.fm.t Onde:

N = número máximo de camadas; fr = fator de resistência (ver TABELA 1); fm = fator de material (ver TABELA 2); t = espessura do tubo, em cm.

5.2.1.3 A TABELA 1 mostra os fatores de resistência para os diâmetros padronizados pela norma API Spec. 5L, considerando um coeficiente de segurança igual a 2,5.

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TABELA 1 - FATOR DE RESISTÊNCIA - fr

Diâmetro Nominal

(mm)

Diâmetro Nominal

(pol) fr

Diâmetro Nominal

(mm)

Diâmetro Nominal

(pol) fr

Diâmetro Nominal

(mm)

Diâmetro Nominal

(pol) fr

100 4 361,5 550 22 15,1 1 000 40 4,6

150 6 166,8 600 24 12,7 1 050 42 4,1

200 8 98,4 650 26 10,8 1 100 44 3,8

250 10 63,3 700 28 9,3 1 150 46 3,5

300 12 45,0 750 30 8,1 1 200 48 3,2

350 14 37,4 800 32 7,2 1 300 52 2,7

400 16 28,6 850 34 6,3 1 400 56 2,3

450 18 22,6 900 36 5,6 1 500 60 2,0

500 20 18,3 950 38 5,1 1 600 64 1,8

5.2.1.4 A TABELA 2 mostra o fator de material para os aços especificados pela norma API 5L.

TABELA 2 - FATOR DE MATERIAL - fm

Aço API fm 5L Gr B 1,0 5L X 42 1,2 5L X 46 1,3 5L X 52 1,5 5L X 56 1,6 5L X 60 1,7 5L X 65 1,8 5L X 70 2,0

Nota: Para aços especificados por outra norma, o fator de material a ser utilizado é o

fator do aço API que tiver tensão de escoamento mais próxima deste aço. 5.2.2 Distribuição dos Apoios dos Tubos 5.2.2.1 A distribuição dos apoios dos tubos deve ser feita de acordo com a FIGURA 4.

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COMPRIMENTO DO TUBO

- COMPRIMENTO DO VÃO

l1/2

l

l l 1/2 l

FIGURA 4 - DISTRIBUIÇÃO DOS APOIOS DOS TUBOS 5.2.2.2 Para empilhamento com número máximo de camadas, a distribuição dos apoios deve ser feita em função do diâmetro nominal dos tubos, de modo que se tenha o comprimento do vão mostrado na TABELA 3. TABELA 3 - COMPRIMENTO DO VÃO PARA O NÚMERO MÁXIMO DE

CAMADAS

Diâmetro Nominal (pol)

Comprimento do Vão (cm)

4 50

6 e 8 80

10 a 16 120 18 a 48 150 52 a 64 200

Nota: Se o número de camadas a ser utilizado (n) for inferior ao número máximo de

camadas (N), o vão da TABELA 3 pode ser aumentado, desde que observada a resistência da base e do apoio.

5.2.2.3 Não é permitido utilizar comprimento do vão menor do que o apresentado na TABELA 3, com a finalidade de aumentar o número máximo de camadas calculado. 5.2.2.4 É permitido utilizar comprimento do vão menor que o apresentado na TABELA 3, com o objetivo de diminuir a pressão da pilha sobre a base, ou diminuir a tensão de flexão nos apoios da pilha. 5.2.3 Pressão das Pilhas Sobre a Base 5.2.3.1 A pressão do apoio sobre a base (terreno preparado) deve ser verificada para que a resistência do terreno (conforme o item 4.7.1) não seja ultrapassada, através da seguinte fórmula:

Pb = N.fp.t.l

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Onde:

Pb = pressão da pilha sobre a base, em kgf/cm2; N = número máximo de camadas a ser utilizado; fp = fator de pressão sobre a base (ver TABELA 4); t = espessura do tubo, em cm; l = comprimento do vão, em cm.

TABELA 4 - FATOR DE PRESSÃO SOBRE A BASE - fp

Diâmetro Nominal (pol) fp

4 a 36 0,00157

38 a 64 0,00177 5.2.4 Tensão Normal de Flexão nos Apoios 5.2.4.1 A tensão normal de flexão nos apoios (barrotes ou toras) deve ser verificada para que a resistência da madeira não seja ultrapassada através da seguinte fórmula:

Tf = N.fta.t.l Onde:

Tf = tensão normal de flexão, em kgf/cm2; N = número máximo de camadas a ser utilizado; fta = fator de tensão no apoio (ver TABELA 5); t = espessura do tubo, em cm; l = comprimento do vão, em cm.

Nota: As tensões admissíveis na flexão simples para as qualidades de madeira

freqüentemente empregadas como apoios são as seguintes:

a) pinho do paraná - 87 kgf/cm2; b) eucalipto - 172 kgf/cm2.

TABELA 5 - FATOR DE TENSÃO NOS APOIOS - fta

Diâmetro Nominal (pol) fta

4 a 16 0,055

18 a 26 0,067

28 a 44 0,083

46 a 52 0,114

56 a 64 0,138

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5.2.4.2 A TABELA 5 apresenta o fator de tensão nos apoios em função do diâmetro nominal do tubo. 5.3 Manuseio 5.3.1 Os tubos devem ser manuseados de modo a evitar que sofram qualquer dano. 5.3.2 Devem ser empregados equipamentos adequados às operações de carga e descarga dos tubos, sendo a execução destes serviços feita conforme a norma PETROBRAS N-1965. 5.3.3 Durante a movimentação dos tubos, especial cuidado deve ser tomado com as suas extremidades biseladas. O aro protetor do bisel, quando existir, não deve ser retirado, devendo permanecer instalado até a utilização do tubo durante a montagem. 5.3.4 Para tubos revestidos, as partes do equipamento de operação em contato com o tubo (garfo/patolas) devem estar protegidas ou revestidas, de modo que não causem qualquer dano ao revestimento. 5.3.5 Dentro dos tubos ou sobre as pilhas não é permitido o armazenamento de nenhum material. 5.3.6 O manuseio de tubos na pilha deve ser feito com o auxílio de cunhas de segurança móveis conforme FIGURA 3. 5.3.7 Para movimentação dos tubos com cruzetas, deve ser tomado especial cuidado a fim de evitar que as cruzetas se soltem ou sejam danificadas. 5.4 Segurança na Área do Estaleiro 5.4.1 Quando necessário, a área do estaleiro deve ser protegida por uma cerca, tipo I da norma PETROBRAS N-1190. 5.4.2 A área de estocagem de tubos deve ser sinalizada com placas de advertência e sinalização para o trânsito de carretas e equipamentos. 5.4.3 Os tubos com características diferentes, tais como material, diâmetro, espessura, revestimento e espessura de revestimento de concreto devem ser armazenados em pilhas diferentes, que devem ser sinalizadas com placas indicando suas características. 5.4.4 Deve ser prevista uma rotina de limpeza e conservação da área de estocagem de tubos.

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5.5 Inspeção No momento do empilhamento e semestralmente, os seguintes itens devem ser inspecionados e registrados por pessoal qualificado:

a) número de camadas; b) caimento dos tubos; c) estado de conservação das cunhas; d) dimensionamento e distribuição das cunhas nas pilhas; e) distância entre os tubos e o solo para evitar corrosão e acúmulo de sujeira; f) ocorrência de avarias devido a problemas no manuseio; g) proteção do bisel ou tamponamento do tubo (quando requerido); h) condições das bases de apoio quanto ao estado de conservação, distribuição e

posicionamento no solo; i) condições dos espaçadores de camada quanto ao estado de conservação e

alinhamento destes com as bases de apoio; j) ausência de pregos ou outro tipo de material que possa provocar dano no

revestimento do tubo; k) alinhamento das camadas da pilha para evitar desmoronamento; l) anéis de corda sintética nos tubos revestidos com FBE; m) condições internas dos tubos; n) condições do terreno; o) identificação do tubo.

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