A Qualidade das bombas de cavidade progressiva para a indústria de petróleo e gás natural

As bombas de cavidade progressiva (BCP) são constituídas de um conjunto de estator e rotor, cuja geometria gera duas ou mais séries de cavidades separadas, lenticulares e helicoidais e as bombas insertáveis são as BCP onde o estator é instalado por meio do interior da coluna de produção. Quanto à conformidade, o usuário/comprador deve especificar os graus de avaliação funcional, como F1: teste de bancada da bomba, em que o usuário/comprador deve especificar a faixa de eficiência volumétrica, fluido utilizado, rotação da bomba, temperatura e pressão do fluido para a utilização no teste de bancada.

Alternativamente, o usuário/comprador pode especificar a faixa de pressão de shut off, fluido utilizado, rotação da bomba, temperatura e pressão do fluido para a utilização no teste de bancada. O F2: avaliação funcional sem teste de bancada é a que o usuário/comprador deve especificar a faixa de eficiência volumétrica, fluido utilizado, rotação da bomba, temperatura e pressão do fluido para a utilização na avaliação funcional que é feita a partir da medição das dimensões de rotor e estator da BCP.

O usuário/comprador deve especificar um dos graus de controle de qualidade definidos, como o Q1: grau mais alto de controle de qualidade; Q2: grau intermediário de controle de qualidade; e Q3: grau básico de controle de qualidade. As BCP são bombas de deslocamento positivo e, como tal, suas vazões de fluidos são função de suas vazões e rotações.

As vazões da BCP, em termos de volume bombeado por rotação, podem ser determinadas por meio de cálculos baseados nas dimensões geométricas ou de uma interpretação dos resultados dos testes de desempenho. Entretanto, a convenção para BCP, quando instaladas em poços de petróleo, se referencia à vazão em termos de rpm com unidades como metros cúbicos por dia por 100 rpm.

Isso permite que os usuários/compradores convenientemente multipliquem a capacidade por rpm pela rotação desejada para determinar a vazão máxima em unidades usuais. Os materiais metálicos e não metálicos devem ser especificados pelo fornecedor/fabricante e devem estar de acordo com os requisitos da especificação operacional.

O fornecedor/fabricante deve ter especificações para todos os materiais. Todos os materiais utilizados devem estar em conformidade com estas especificações. As substituições de materiais em projetos validados de equipamentos são permitidas sem o teste de validação, contanto que a seleção de materiais do fornecedor/fabricante seja documentada e aprovada por pessoa qualificada

Em uma BCP, os principais componentes metálicos são o tubo estator, conexões associadas e o rotor, que normalmente é revestido com cromo. As especificações do fornecedor/fabricante devem definir os materiais para o tubo estator e barra para conformação do rotor, que são apropriados para a aplicação, levando em consideração o seguinte: os limites de composição química; os limites de propriedades mecânicas, como a tensão de ruptura; a tensão de escoamento; o alongamento; e a dureza.

A barra para conformação do rotor deve ter resistência suficiente para que o perfil e a conexão possam suportar as cargas axiais e de torção combinadas na faixa especificada para o modelo de bomba. Quando são previstas cargas de flexão e alternadas, a avaliação da resistência do rotor deve considerar o efeito de fadiga.

As aplicações em alta temperatura devem também restringir a resistência do material de acordo com a aplicação. O resultado da verificação do projeto deve ser aprovado por pessoa qualificada. Os relatórios de teste de material apresentados pelo fornecedor do material ou fabricante podem ser utilizados para verificar a conformidade do material ante as especificações.

O revestimento do rotor ou tipo de tratamento de superfície e espessura (quando aplicável) deve levar em consideração as características do fluido do ambiente de operação especificado nos requisitos funcionais, em particular a abrasividade, assim como quaisquer tratamentos químicos especiais previstos. As especificações do fornecedor/fabricante devem definir as características e os critérios de aceitação do revestimento ou tratamento do rotor, incluindo o revestimento-base ou a composição do tratamento superficial; a dureza superficial efetiva; a espessura mínima do revestimento na crista e no vale do rotor, quando aplicável, e a rugosidade da superfície.

Como diretriz operacional, é muito importante confirmar se a bomba gira na direção correta quando dada a partida. Uma vez que a BCP é uma bomba de deslocamento positivo, ela pode bombear em ambas as direções, logo secando a tubulação, se operada no sentido contrário. Se for permitido que a bomba opere seca, o estator pode ser danificado devido à falta de lubrificação. A coluna de transmissão também tende a se desenroscar, se girada na direção contrária.

Os passos descritos a seguir devem ser seguidos antes de dar a partida em um sistema de BCP. Ligar o motor por um curto período de tempo para verificar a direção correta de rotação do transmissor de superfície; garantir que as seguintes condições foram atingidas: o grampo da haste polida está adequadamente apertado; o comprimento máximo da haste polida que ultrapassa o grampo não excede a recomendação do fornecedor/fabricante (normalmente menos que 0,3 m); todas as proteções foram instaladas sobre as partes girantes no cabeçote de acionamento de superfície; os mancais e a caixa de vedação estão adequadamente lubrificados e selados; as gaxetas não estão apertadas demais; todas as válvulas na linha de fluxo da cabeça do poço para tanques ou para linhas de coleta estão abertas; o sistema de freio está funcional; o cabeçote de acionamento de superfície está instalado de acordo com as especificações do fornecedor/fabricante com os níveis apropriados de óleo e tensão da correia, se aplicável; os parâmetros de fechamento de emergência estão definidos corretamente no sistema de controle da bomba, com a pressão de fechamento de emergência baseada no status do sistema de coleta.

Por exemplo, se o sistema de coleta estiver fechado, o sinal de interrupção é enviado diretamente para o poço, evitando o bombeamento com o sistema de coleta fechado. Deve-se registrar o nível de fluido no poço ou registrar a leitura do sensor de fundo do poço para ter uma referência da pressão de fundo antes da partida.

A NBR 16464 de 04/2016 – Industria de petróleo e gás natural — Sistemas de bombas de cavidades progressivas para elevação artificial — Bombas estabelece requisitos para o projeto, verificação e validação de projeto, controle de fabricação e de dados, classificações de desempenho, avaliação funcional, reparos, manuseio e armazenamento de bombas de cavidades progressivas (BCP), para utilização na indústria do petróleo e gás natural. Esta norma se aplica aos produtos que atendem à definição de BCP. As conexões à coluna de produção ou à coluna de transmissão não fazem parte desta norma. Ela inclui anexos normativos que estabelecem os requisitos para a caracterização e testes de elastômeros, validação de projeto e avaliação funcional.

Adicionalmente, os anexos informativos fornecem informações para a seleção e teste de elastômero de BCP, instalação, diretrizes de partida e operação, diretrizes de seleção e aplicação de equipamentos, formulário de especificação operacional, avaliação de bomba utilizada, seleção e utilização da coluna de transmissão, procedimento de reparo e recondicionamento e equipamentos auxiliares. Os equipamentos não abrangidos pelos requisitos desta norma incluem os sistemas com transmissão de fundo, exceto para os componentes BCP, componentes da coluna de transmissão e equipamentos auxiliares, como separadores de gás e âncoras de torque. Estes itens podem ou não estar cobertos por outras normas.

A bomba de cavidade progressiva (BCP) é constituída de um conjunto de estator e rotor, cuja geometria gera duas ou mais séries de cavidades separadas, lenticulares e helicoidais. Essa norma foi desenvolvida por usuários/compradores e fornecedores/fabricantes de bombas de cavidades progressivas, para utilização na indústria de petróleo e gás natural. Esta norma fornece os requisitos e as informações relativas à seleção, à fabricação, aos testes e à utilização de bombas de cavidades progressivas, conforme definido no escopo.

Além disso, esta norma trata dos requisitos de fornecedores, que estabelecem os parâmetros mínimos a serem atendidos por eles para declararem a conformidade com ela. Foi estruturada para permitir incrementos dos requisitos na documentação de controle de qualidade. Estas variações permitem que o usuário/comprador selecione o grau necessário para uma aplicação específica.

Existem três graus de validação de projeto (V1, V2 e V3) e de controle de qualidade (Q1, Q2 e Q3), e dois graus de avaliação funcional (F1 e F2). O grau V3 de validação de projeto é restrito a produtos de legado, sendo V2 o grau básico e o grau mais alto o V1. O controle de qualidade grau Q3 é o padrão e os graus Q2 e Q1 fornecem requisitos adicionais.

Entre os graus de avaliação funcional, apenas o F1 exige teste hidráulico da bomba BCP em bancada. O usuário/comprador tem a opção de especificar os requisitos adicionais a estes graus. Recomenda-se que os usuários estejam cientes de que podem ser necessários requisitos além daqueles previstos para aplicações individuais.

Esta norma não pretende impedir que o fornecedor/fabricante ofereça, ou que o usuário/comprador aceite, equipamentos ou soluções de engenharia alternativas. Isso pode aplicar-se, particularmente, no caso de uma tecnologia inovadora ou em desenvolvimento. Quando uma alternativa é oferecida, recomenda-se que o fornecedor identifique quaisquer mudanças em relação a esta Norma e que apresente detalhes. Pode-se acrescentar que diferencial de pressão admitido por estágio seria o valor de diferencial de pressão estabelecido em função das seguintes características: número de lóbulos, distribuição da espessura do elastômero (constante ou variável), material do elastômero, configuração de passo (ver tabela abaixo).

O usuário/comprador deve preparar uma especificação operacional para encomendar uma BCP em conformidade com esta norma, bem como deve especificar os requisitos e condições operacionais apropriadas, e/ou identificar a BCP específica do fornecedor/fabricante. Esta informação é utilizada pelo fornecedor/fabricante para recomendar a BCP e/ou outros componentes para a aplicação.

Estes requisitos e condições de operação podem ser transmitidos por meio de um formulário de especificação operacional pelo usuário/comprador (Anexo A) e diretrizes operacionais (Anexo B). O usuário/comprador deve especificar as unidades de medida para os dados fornecidos.

As BCP são projetadas para aplicações específicas; as suas utilizações em aplicações novas ou diferentes exigem uma avaliação detalhada pelo usuário/comprador para garantir que o sistema possa operar adequadamente em todos os aspectos de uma nova aplicação. Os Anexos B e C contêm as diretrizes de instalação e operação que podem ser relevantes nesta consideração.

O processo utilizado para avaliar a nova aplicação não pode ser menos restrito do que o necessário para a aplicação inicial. São considerados os seguintes tipos de BCP: quanto ao material do estator (metálico ou elastomérico); quanto à espessura do elastômero (constante ou variável); quanto ao número de lóbulos (singlelobe ou duallobe); quanto ao assentamento (insertável ou tubular).

O usuário/comprador deve selecionar uma BCP baseado nas seguintes condições: os requisitos de produção; as características dos fluidos; a configuração do equipamento de superfície; o tipo de assentamento do estator, como coluna de transmissão, coluna de produção e tubos contínuos (coiled tubing). Quando instalada, a BCP deve operar de acordo com os seus requisitos operacionais, que são normalmente determinados com base nos parâmetros de aplicação.

Estes parâmetros incluem, mas não são limitados a aqueles listados nessa norma, quando aplicável. As seguintes informações do poço devem ser especificadas, quando aplicável: ambiente de operação, métodos térmicos de recuperação, condições abrasivas, ambientes corrosivos, produção de óleo convencional e pesado, e no processo de produção de metano nas jazidas de carvão; tipo de poço, como o vertical, inclinado, desviado ou horizontal; perfil direcional do poço, quando aplicável; localização da cabeça do poço, em terra, plataforma ou submarina; tipo de reservatório, como de carbonato, arenito consolidado, arenito não consolidado, carvão ou xisto; mecanismo de produção e recuperação de reservatório, como influxo de água, gás em solução, injeção de água, métodos térmicos, drenagem da água das jazidas de carvão, recuperação avançada de petróleo, como injeção de CO2, injeção alternada de água e gás, ou injeção de polímeros; tipo de completação, como revestimento canhoneado, poço aberto, tubo rasgado, empacotamento de areia (gravel pack) ou tela de contenção de areia; histórico de produção utilizando BCP e outras práticas operacionais, como outros métodos de elevação artificial e surgência; e expectativa de vida útil, como produção acumulada, número de rotações, dias e anos.

As seguintes informações de completação devem ser especificadas, quando aplicável: a profundidade de assentamento da bomba em termos de profundidade medida (MD) e profundidade vertical (TVD) na admissão da bomba; a profundidade do intervalo produtor em termos de MD e TVD; a profundidade atual total do poço, como profundidade de BPP, em termos de MD e TVD; nos casos onde não é fornecido o perfil direcional do poço: inclinação (ângulo do poço) e curvatura do poço (quando aplicável) na profundidade de assentamento da bomba; máxima curvatura do poço (máximo dogleg) desde a cabeça do poço até a profundidade de assentamento da bomba, por meio do qual é necessário que a BCP passe durante a instalação.

Deve-se incluir o diâmetro do revestimento, incluindo o diâmetro externo e o peso linear, tipo de rosca e grau do material do revestimento de produção; o diâmetro mínimo de passagem entre a cabeça do poço e a profundidade de assentamento da bomba; o diâmetro mínimo de passagem na profundidade de assentamento da bomba; o diâmetro da coluna de produção, incluindo diâmetro externo, peso linear, tipo de rosca e grau do material do tubo; o tipo e espessura do revestimento interno da coluna de produção; tipo de admissão da bomba, como tubo rasgado, tubo perfurado/telado, âncora de gás, tubo de cauda; o tipo de âncora de torque; a profundidade medida no topo da âncora de torque; e outras dimensões do poço que possam restringir a instalação ou operação do poço.

As seguintes informações de produção e operação devem ser especificadas, quando aplicável: a vazão total de líquido nas condições-padrão (20 °C, pressão atmosférica); o corte de água por porcentagem do volume dos líquidos produzidos ou vazões de óleo e água produzidos; o teor de areia, expresso em porcentagem por volume; a rotação máxima e mínima de operação, expressa em rotações por minuto; a pressão na cabeça do poço; a temperatura do fluido na cabeça do poço; a pressão do revestimento; a pressão na admissão da bomba na condição de pressão estática ou parada; a pressão na profundidade de referência do reservatório na condição de pressão estática ou parada.

Além disso, deve ser incluída a temperatura na admissão da bomba na condição de pressão estática ou parada; a temperatura na profundidade de referência do reservatório na condição de pressão estática ou parada; a razão gás/óleo de produção ou vazão de gás, medida em condições-padrão (20 °C, pressão atmosférica); a razão entre a vazão de gás produzida pelo revestimento e a vazão de gás produzida pela coluna de produção em condições-padrão (20 °C, pressão atmosférica) e/ou eficiência de separação de gás livre na condição de fundo. Especificar, ainda, a pressão na admissão da bomba (PIP), podendo ser expresso como a pressão na admissão da bomba nas condições de produção; a altura de fluido em condições de produção (submergência da bomba), gradiente/densidade do fluido do anular e pressão do revestimento; a pressão estática do reservatório, índice de produtividade, gradiente/densidade do fluido e vazão; a altura de fluido em condições estáticas, índice de produtividade, gradiente/densidade do fluido e vazão

Importante definir a tendência de golfada, como de gás, água, sólidos e vapor. O usuário/comprador deve especificar os requisitos de compatibilidade ambiental. Os seguintes parâmetros devem ser fornecidos, quando aplicável: para óleo: grau API para temperatura e pressão-padrão (20 °C, pressão atmosférica); análise de composição, incluindo, mas não restrita ao tipo e concentração de espécies aromáticas; ponto de anilina; viscosidade em condições de teste e/ou operacionais; e pressão de bolha na temperatura do reservatório.

Para a água, deve-se indicar o pH; a massa específica; e a concentração de cloretos. Para gás, descrever a composição como a concentração de CO2, expressa em porcentagem molar; a concentração de H2S, expressa em porcentagem molar; a temperatura, pressão e qualidade do vapor e a densidade.

Para sólidos, um histórico de problemas relacionados a sólidos, como erosão, tamponamento e desgaste; morfologia, como tamanho, estrutura, forma geométrica e composição; tendência de incrustação; tendência de deposição de parafina e/ou asfalteno; outros como a propriedades da emulsão, como o ponto de inversão (corte de água – %); viscosidade da emulsão em condições de fundo do poço durante a vida útil prevista para a bomba; tendência de formação de emulsão. Indicar o comportamento do óleo com espuma; outros tipos e concentrações de fluidos, como diluentes, inibidor de corrosão/incrustação, fluido de completação, dispersantes e pontos de injeção no poço.

O usuário/comprador deve especificar, quando aplicável, os requisitos de compatibilidade dos projetos das interfaces, materiais e limitações dimensionais externas, necessárias para garantir que os equipamentos estejam de acordo com a aplicação. O seguinte tópico deve ser considerado para a aplicação: tipo: cabeçote de acionamento ou transmissão de fundo. Os sistemas de transmissão por cabeçote de acionamento são tratados na NBR 16304. Também considerar as limitações de torque, rotação e carga axial.

Para sistemas de transmissão de fundo, o tipo de motor, como elétrico ou hidráulico; as limitações operacionais, como geração de calor, restrição de fluxo na admissão ou na descarga; o máximo diâmetro externo, comprimento e posição, acima ou abaixo da BCP; e o fator de redução do redutor. Para a coluna de transmissão, os seguintes tópicos devem ser considerados para a aplicação: tipo, como convencional, contínua, oca; grau do material; diâmetro do corpo; descrição e tipo da conexão; capacidade de torque e carga axial; o tipo e a descrição de centralizadores e quantidade instalada; e o tipo e a descrição de guias e quantidade instalada.

API RP 1184: a inspeção da construção de dutos

A API RP 1184:2021 – Pipeline Facility Construction Inspection trata os requisitos básicos e suas referências associadas necessárias para realizar atividades de inspeção com segurança e eficácia durante a construção de instalação de tubulação de dutos. Esta prática recomendada fornece os detalhes relacionados ao papel do inspetor da construção de instalação de oleoduto do operador (inspetor) em termos de requisitos de monitoramento e inspeção ao longo do ciclo de vida do processo de construção da instalação do oleoduto.

Esse documento foi escrito para tratar de tarefas gerais de inspeção. As áreas de inspeção de especialidade são observadas e estão além do escopo deste documento (por exemplo, inspeção em linha e avaliação de anomalias não estão incluídas no escopo deste documento). Isso inclui o conhecimento básico e onde encontrar. O escopo deste documento é limitado à construção das instalações de gasodutos de gás e líquidos. Especificamente, o conteúdo concentra-se nos itens que são relevantes para a função de um inspetor, visto que se relacionam com as melhores práticas da indústria nos Estados Unidos e Canadá.

Este documento fornece aos inspetores o histórico e o contexto, além da regulamentação existente, a respeito das melhores práticas do setor. Considerando que o conteúdo é organizado de maneira consistente com a construção de novas instalações, quando relevante, o conteúdo também pode ser aplicado à construção associada às instalações existentes (por exemplo, atividades relacionadas à manutenção). Este documento não pretende ser totalmente abrangente de todos os sistemas que podem estar localizados em uma instalação de transporte por duto.

Os usuários deste documento incluem operadores e indivíduos envolvidos na inspeção de construção de instalações ou buscando se tornar inspetores certificados. Os operadores e as empresas de serviços de inspeção de dutos de instalações também podem usar este documento para desenvolver seus processos de inspeção e responsabilidades para os inspetores, e para desenvolver e aprimorar seus programas de treinamento de inspetores. Esta prática recomendada foi baseada no The Practical Guide for Facilities Construction Inspectors, desenvolvido em parceria pela Fundação INGAA e Fundação CEPA.

Para a construção de um sistema de duto, são liberadas áreas de espera e pátios de estocagem, estrategicamente localizados ao longo da faixa de domínio planejada. Essas áreas são usadas para armazenar os tubos e os tanques de combustível, sacos de areia, cercas de lodo, estacas e peças de equipamentos. Eles fornecem estacionamento para equipamentos de construção, caminhões de funcionários e locais para reboques de escritórios.

As áreas de preparação são limpas e cobertas com cascalho de pedra áspera, muitas vezes reforçado com grandes esteiras de madeira. Essas áreas podem estar localizadas em campos, pastagens ou terras florestadas e podem impactar riachos e pântanos. Freqüentemente, essas áreas requerem a construção de estradas de acesso de e para estradas pavimentadas, e de e para as áreas para o oleoduto.

Depois que o equipamento estiver acessível na área de preparação, os trabalhos começarão para limpar a faixa de domínio do duto. Os proprietários rurais têm a opção de vender eles próprios a madeira, ou deixar a responsabilidade da empresa pela sua venda ou disposição. As árvores grandes são empilhadas ou retiradas, enquanto os galhos e copas das árvores são empilhados e queimados. Um eliminador remove os tocos de árvore restantes na linha.

A trincheira para o oleoduto é cavada depois que a área é limpa de árvores. As encostas, às veze são íngremes, e os escavadores de trincheiras são abaixados e presos a escavadeiras maiores com um cabo de amarração. Se forem encontradas saliências de pedras, enxadas de esteira com martelos são trazidas para criar a trincheira. Sacos de areia são colocados dentro da vala para restringir o fluxo de água e apoiar o tubo.

Quando a vala é concluída, segmentos pré-revestidos de tubo, geralmente de 12 metros de comprimento, são transportados das pilhas de estoque na área de preparação para a faixa de domínio. Os tubos são colocados acima do solo ao lado da trincheira ou dentro da trincheira no topo de sacos de areia de suporte em terreno íngreme.

Certas seções de tubo são dobradas usando uma ferramenta de dobra de tubo para permitir que o oleoduto siga a rota planejada e o terreno. As seções do tubo serão então soldadas, jateadas com areia e as juntas soldadas revestidas com epóxi para evitar a corrosão. Por fim, as juntas soldadas são inspecionadas com raio-x para garantir sua qualidade.

Os comprimentos de tubo conectados podem então ser baixados para a trincheira. Os dutos cruzam estradas, rodovias, córregos, rios e pântanos existentes. Normalmente, os dutos são construídos sob esses obstáculos por perfuração em profundidade rasa ou usando perfuração direcional horizontal para colocação mais profunda. Outros obstáculos incluem minas abandonadas, topografia cárstica e áreas densamente povoadas.

Cada obstáculo requer um método único e uma ordem de operações. Depois que o tubo é inspecionado, a vala é preenchida. Antes de concluir o projeto, a integridade da tubulação deve ser verificada por meio de testes hidrostáticos. As empresas de dutos recebem licenças para retirar milhões de galões de água de córregos e rios ao longo do trajeto do duto. Essa água é enviada pela tubulação e a pressão é elevada para acima do nível operacional máximo.

Se a tubulação permanecer intacta durante o teste, será considerada operacional. Depois disso, a superfície do duto é semeada e fertilizada e marcadores acima do solo são colocados ao longo do caminho do oleoduto. Embora a maior parte de um oleoduto seja subterrânea, existem vários tipos de infraestrutura de apoio que são construídos durante um projeto de oleoduto.

As estações de compressão, instalações que mantêm o nível de pressão dentro do duto, são construídas para dar suporte a novos projetos de duto ou as estações existentes são atualizadas. Além disso, as estações de válvulas são construídas acima da faixa de domínio ao longo da tubulação, permitindo que os operadores fechem seções da linha para manutenção ou em caso de emergência. As estações de medição são construídas ao longo do comprimento dos dutos, fornecendo uma medida do fluxo de gás ou óleo ao longo da linha.

Para garantir a integridade da tubulação, as soldas devem ser radiografadas e o tubo hidrotestado. Este processo envolve o bombeamento de água limpa, com pressão acima da operacional esperada – pressão máxima de operação média. Os compressores de ar bombeiam o ar e o ar passa por um secador. O ar será amostrado e testado quanto ao teor de umidade. Quando esses parâmetros ficam baixos o suficiente, o oleoduto completo é preenchido com nitrogênio para absorver mais da umidade restante. Só então o gasoduto está pronto para transportar o gás ou óleo.

Apenas 26% das empresas de óleo e gás utilizam as tecnologias digitais

Uma pesquisa da KPMG apontou que apenas 26% das companhias de petróleo e gás, que participaram do levantamento, aplicam tecnologias disponíveis. Alguns desses recursos são drones, visualização 3D, análise de dados e inteligência artificial utilizados para melhorar a forma como é feita a gestão de ativos, reduzindo o tempo de parada das unidades de processamento e a exposição a riscos. Essas são as principais conclusões do relatório denominado Nos trilhos da jornada digital que tem como objetivo mostrar de forma inédita como essa a indústria está lidando, na era pós-pandemia, com temas como a digitalização, uso de novas tecnologias e de dados.

Segundo o estudo, 29% dos entrevistados possuem uma equipe bem preparada para implantação de um processo de automação na indústria contra 48% que consideram não estarem aptos para aplicar esse método. Quase metade dos entrevistados (42%) afirma que as organizações estão prontas para uma mudança na matriz energética, sendo capazes de repor o portfólio de ativos pelos originados de fontes alternativas de energia.

“O relatório mostrou que um percentual pequeno de empresas de petróleo e gás utiliza as tecnologias disponíveis. Por isso, a indústria ainda tem muito a fazer com relação ao processo de transformação digital que pode aprimorar a gestão do negócio”, afirma o sócio do setor de energia e recursos naturais da KPMG, Anderson Dutra.

Na verdade, as empresas de petróleo e gás estão repensando as suas estratégias, buscando a oportunidade perfeita para reavaliar sua infraestrutura e fazer investimentos inteligentes em tecnologia para trazer seus sistemas para a era moderna. Por exemplo, os investimentos certos em tecnologia da informação e comunicação (TIC) e outras soluções digitais podem contribuir muito para aumentar a lucratividade e impulsionar a eficiência da organização para criar uma operação mais robusta.

De acordo com a McKinsey, investir em tecnologias digitais pode economizar às empresas de gás até 20% em despesas de capital e 5% em custos operacionais upstream. Com isso em mente, pode-se descrever algumas tecnologias nas quais as empresas de petróleo e gás estão cada vez mais investindo.

– Big data e análises – As empresas de petróleo e gás não podem se dar ao luxo de tomar decisões com base em seus instintos. Os projetos de perfuração são empreendimentos que exigem muito capital e maquinário pesado, e as organizações não podem se dar ao luxo de nenhuma margem de erro. É por isso que um número crescente de organizações está coletando mais e mais dados e executando análises para determinar o caminho mais inteligente a seguir. Com big data, pode ser mais fácil tomar as decisões certas.

– IIoT e computação de ponta – A internet das coisas industrial (IIoT) promete otimizar grande parte do setor de petróleo e gás, com dispositivos conectados coletando dados na origem e executando cargas de trabalho de computação de ponta para fornecer às organizações as informações de que precisam para garantir operações eficientes.

– Computação na nuvem – As empresas de petróleo e gás continuam a alavancar o poder da nuvem, aumentando a acessibilidade e disponibilidade de dados e, ao mesmo tempo, criando redundâncias em suas redes.

Inteligência artificial (IA) e aprendizado de máquina – A IA e o aprendizado de máquina estão mudando todos os setores, incluindo petróleo e gás. A IA, por exemplo, permite que as organizações transformem uma realidade prática acessível para qualquer pessoa.

– Robótica e drones – Devido às eficiências operacionais que fornecem, cada vez mais empresas de petróleo e gás estão investindo em robótica e drones. Esta categoria é projetada para ser a área de crescimento mais rápido para a indústria nos próximos três a cinco anos.

– Redes 5G – Na era digital, a velocidade é o que mais importa. É por isso que mais e mais organizações de petróleo e gás estão investindo em redes 5G que fornecem velocidade e conectividade incomparáveis.

– Ferramentas colaborativas – As empresas globais de petróleo e gás têm operações espalhadas por todo o mundo. Ao investir em ferramentas de colaboração, eles são capazes de garantir que todos os funcionários possam permanecer na mesma página – não importa onde estejam.

Para o setor, segundo alguns especialistas, fazer uso de conectividade digital avançada poderá otimizar o rendimento da perfuração e da produção, e melhorar a manutenção e as operações de campo. Esse processo pode agregar até US$ 250 bilhões de valor às operações upstream da indústria até 2030.

Desse valor, entre US$ 160 e US$ 180 bilhões poderiam ser realizados com a infraestrutura existente, enquanto US$ 70 bilhões adicionais poderiam ser desbloqueados com satélites em órbita terrestre baixa e tecnologias 5G de próxima geração. Além disso, as empresas poderiam reduzir custos, incluindo despesas operacionais e de capital, em 20% a 25% cento por barril, contando com conectividade para implantar as ferramentas digitais.

Para ajudar no processo de gestão das indústrias de petróleo e gás, a ABNT ISO/TS 29001 de 10/2010 – Indústrias do petróleo, gás natural e petroquímica – Sistemas de gestão da qualidade específicos do setor – Requisitos para organizações de fornecimento de produtos e serviços especifica requisitos para um sistema de gestão da qualidade, quando uma organização necessita demonstrar sua capacidade para fornecer produtos que atendam de forma consistente aos requisitos do cliente e requisitos estatutários e regulamentares aplicáveis. Esta Especificação Técnica tem como objetivo desenvolver um sistema de gestão da qualidade que promova a melhoria contínua, enfatizando a prevenção de defeitos e a redução da variabilidade e de perdas na cadeia de suprimento e na prestação de serviços.

Em conjunto com os requisitos específicos de clientes, define os requisitos fundamentais do sistema de gestão da qualidade para aqueles que adotarem esta especificação técnica que é baseada na NBR ISO 9001. Assim, pode-se evitar múltiplas auditorias de certificação e fornecer uma abordagem comum para um sistema de gestão da qualidade para as indústrias do petróleo, gás natural e petroquímica. O procedimento documentado deve identificar as funções responsáveis pela coleta e manutenção dos registros.

A NBR ISO 14224 de 10/2011 – Indústrias de petróleo e gás natural – Coleta e intercâmbio de dados de confiabilidade e manutenção para equipamentos fornece uma ampla base para a coleta de dados de confiabilidade e manutenção (RM) num formato-padrão para equipamentos em todas as instalações e operações nas indústrias de petróleo, gás natural e petroquímica durante o ciclo de vida operacional dos equipamentos. Ela descreve os princípios da coleta de dados e os termos e definições associados que constituem uma linguagem de confiabilidade que pode ser útil para a comunicação da experiência operacional.

API STD 1164: a segurança cibernética de sistemas de controle de dutos

A API STD 1164:2021 – Pipeline Control Systems Cybersecurity fornece os requisitos e a orientação para o gerenciamento de risco cibernético associado a ambientes de automação e controle industrial (industrial automation and control – IAC) para atingir os objetivos de segurança, integridade e resiliência. Dentro dessa norma, isso é realizado por meio do isolamento adequado de ambientes IAC para ajudar na sua continuidade operacional.

Mesmo com o isolamento adequado dos ambientes IAC dos ambientes de TI, ambos desempenham um papel na continuidade geral dos negócios. A continuidade operacional do IAC e a continuidade do sistema de TI são frequentemente desenvolvidas e implementadas em conjunto como parte do plano geral de continuidade de negócios.

O escopo desta norma é limitado apenas aos aspectos de segurança cibernética da IAC que podem influenciar a continuidade geral dos negócios. Ela foi feita sob medida para a indústria de dutos de petróleo e gás natural (oil and natural gas – ONG), que inclui, mas não está limitado a sistemas de dutos de transmissão de gás natural e líquidos perigosos, sistemas de dutos de distribuição de gás natural, instalações de gás natural liquefeito (GNL), instalações de ar propano e outros envolvidos nessas indústrias.

Essa norma foi desenvolvida para fornecer uma abordagem acionável para proteger as funções essenciais do IAC, gerenciando o risco de segurança cibernética para os ambientes IAC. Isso pode incluir, mas não estão limitados a soluções de controle de supervisão e aquisição de dados (Scada), controle local e internet das coisas industriais (IIoT).

A norma deve ser usada no contexto de desenvolvimento, implementação, manutenção e melhoria de um programa de segurança cibernética do IAC, que inclui as políticas, processos, e controles de procedimentos e técnicos para ambientes cibernéticos IAC. Trata-se de um conjunto de requisitos que deve ser customizado antes da implementação usando os processos de gerenciamento de riscos da empresa.

O resultado é um conjunto de requisitos personalizados e específicos da empresa para um programa de segurança cibernética IAC a fim de ajudar a gerenciar a postura de segurança cibernética e qualquer risco residual resultante para seus ambientes IAC em alinhamento com a missão, objetivos e estratégia de risco da empresa, e de acordo com as suas políticas e procedimentos. Embora a identificação de ameaças e impactos seja crítica para o desenvolvimento do programa de segurança cibernética do IAC, uma avaliação baseada no risco de cada um garantirá que o programa seja implementado, executado e sustentado de forma adequada, de acordo com a postura de risco desejada pela organização.

Essa norma se concentra nos resultados de segurança cibernética desejados, definindo requisitos para níveis de proteção de impacto de objetivos de negócios específicos. Embora os princípios definidos nesta norma possam ser aplicados a sistemas instrumentados de segurança (safety instrumented systems – SIS), eles estão fora do escopo deste documento.

Os requisitos de segurança especificados nesta norma não tentam abordar os impactos potenciais para a seleção ou determinação do nível de integridade de segurança (safety integrity level – SIL) do SIS. Qualquer uso desta norma em ambientes SIS fica por conta e risco do implementador. Para as empresas que já têm um programa de segurança cibernética IAC, incluindo uma ou mais políticas de programa aprovadas e um plano ou planos de segurança cibernética IAC documentados implementados ou em implementação, esta norma deve ser considerada um acréscimo aos elementos existentes do programa de segurança cibernética.

Nessas situações, um processo de mapeamento desta norma para os elementos atuais do programa de segurança cibernética da IAC determinará quaisquer requisitos da API 1164 que não estejam atualmente no programa existente. A implementação de quaisquer elementos ausentes deve ser adaptada e priorizada usando os processos de gerenciamento de risco da empresa. O processo de adaptação para os requisitos de segurança cibernética API 1164 é descrito em 5.5.

Conteúdo da norma

1 Escopo. . . . . .. . . . . . . . . . . 1

1.1 Objetivo. . . .. . . . . . . . . . . 1

1.2 Público-alvo. . . . . . . . . . . . 2

1.3 Como ler esta norma . . . . . . . 2

2 Referências normativas. . . . . . . 4

3 Termos, definições, acrônimos e abreviações. .  . . . 4

3.1 Termos e definições. . .. . . . . . . . . . . . . . . . 4

3.2 Siglas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

4 Perfis de cibersegurança de dutos IAC de ONG. .  . . 10

4.1 Introdução ao perfil de cibersegurança IAC. …. . 10

4.2 Perfil de segurança cibernética da IAC – restrições comuns………..10

4.3 Perfil de segurança cibernética da IAC – objetivos da proteção contra ameaças. . . . . . . . . . . . . 11

4.4 Perfil de segurança cibernética da IAC – objetivos de missão e negócios. . . . . . . . . . . . . 12

4.5 IAC: perfil de segurança cibernética – objetivos e impacto no mapeamento de proteção contra ameaças. . .  . 13

5 Política, plano e programa de segurança cibernética da ONG e IAC. . . . . . . . . . . . . . . 13

5.1 Plano de desenvolvimento de segurança cibernética da IAC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

5.2 IAC: plano de segurança cibernética – gerenciamento de risco. . . . .. . . . . . . . 15

5.3 Plano de segurança cibernética da IAC – operacionalizando um programa de segurança cibernética . . . . . . 17

5.4 Perfis de segurança cibernética de seleção de planos de segurança cibernética da IAC. . . . . . . . . . . 18

5.5 Requisitos de perfil selecionado de personalização do plano de segurança cibernética da IAC. . . . . 27

6 ONG IAC: requisitos do perfil de cibersegurança – requirements identify (ID). . . . . . . . 28

6.1 Governança (ID.GV). .. . . . . . . . . 28

6.2 Estratégia de gerenciamento de risco (ID.RM). . 32

6.3 Ambiente de negócios (ID.BE). . . . . . . . . . . . 35

6.4 Gestão de riscos da cadeia de suprimentos (ID.SC)… . 39

6.5 Avaliação de Risco IAC (ID.RA). . . . . . . . . 42

6.6 Gerenciamento de ativos (ID.AM). . . . . . . 49

7 ONG IAC: perfil de cibersegurança – profiles protect (PR)….55

7.1 Controle de acesso (PR.AC). . .  . . . . . 56

7.2 IAC Conscientização e treinamento em segurança cibernética (PR.AT). . . . . . . . . . . . 63

7.3 Segurança de dados (PR.DS).. . . . . . . . 67

7.4 Processos e procedimentos de proteção da informação (PR.IP). . . . . . . . . . . . . . . . 75

7.5 Manutenção (PR.MA). .. . . . . . . . . . . . . 89

7.6 Tecnologia de proteção (PR.PT). . .. . . . . . . . . 92

8 ONG IAC: requisitos do perfil de cibersegurança (detecção – DE). . . .  . . . . . . . . . . . . . 97

8.1 Anomalias e eventos (DE.AE). . .. . . . . . 97

8.2 Monitoramento contínuo de segurança (DE.CM). . .. 100

8.3 Processos de detecção (DE.DP). .. . . . . . . . . . . 106

9 ONG IAC: perfil de cibersegurança dos requisitos de respostas (RS). .  . . . . . . . . . . . . . . 110

9.1 Planejamento de Resposta (RS.RP). . . . . . . . 110

9.2 Comunicações (RS.CO). . .. . . . . . . . . 111

9.3 Análise (RS.AN).. . . . . . . . . . . . . . 114

9.4 Mitigação (RS.MI). . . . . . . . . . . . . . . . 118

9.5 Melhorias (RS.IM). . . . . . . . . . . . . . . . 120

10 ONG IAC: perfil de cibersegurança dos requisitos de recuperação (RC). . . . . . . . . . . . 122

10.1 Planejamento de Recuperação (RC.RP). . . 122

10.2 Melhorias (RC.IM). . . . . . . . . . . . . . . . 122

10.3 Comunicações (RC.CO). .  . . . . . . . . . 124

Anexo A (informativo) Construção e mapeamento da norma API 1164. . . . . .  . . . . . . . 126

Anexo B (informativo) Modelo Plan-Do-Check-Act.  . 129

Anexo C (informativo) Ações recorrentes. . . . . . . . . 131

Bibliografia. . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132

Em resumo, a infraestrutura de dutos – composta por milhares de empresas e mais de 2,7 milhões de quilômetros de dutos responsáveis pelo transporte de petróleo, gás natural e outras commodities – é um facilitador fundamental da segurança econômica mundial. Como os proprietários e os operadores de dutos estão cada vez mais confiando na integração de tecnologias de informação e comunicação (TIC) em tecnologia da informação (TI) e tecnologia operacional (TO) para conduzir a automação, eles também devem implementar medidas de segurança para proteger os dutos de riscos cibernéticos em evolução e emergentes. A integração de dispositivos de TIC em sistemas de dutos críticos cria uma vulnerabilidade que os hackers cibernéticos podem explorar.

Os requisitos mínimos para o transporte de produtos perigosos por ferrovias

A NBR 16960 de 08/2021 – Via férrea – Requisitos mínimos para o transporte de produtos perigosos estabelece os requisitos mínimos para a via permanente, para o transporte ferroviário de produtos perigosos, com velocidade máxima autorizada de até 128 km/h. Fornece orientações técnicas para a aplicação dos parâmetros de segurança, compreendendo os parâmetros de geometria de via e as classes de velocidade máxima autorizada. Não se aplica às vias dedicadas exclusivamente para metrô, pré-metrô, trem metropolitano de passageiros, veículo leve sobre trilhos (VLT) ou bonde.

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O que é um dormente inservível?

Qual a aparência de um dormente de concreto com trinca no vão central?

Qual é o percentual máximo de dormentes inservíveis em pontes não lastreadas?

Qual é o distanciamento máximo permitido entre dormentes servíveis em região de junta para classes de via 3 a 5?

As inspeções citadas nessa norma objetivam a verificação dos parâmetros contemplados, relativos à geometria da via e não contemplam a inspeção dos componentes da via. Para esse tipo de transporte, os requisitos da via permanente envolvem a identificação de dormente inservível e deve ser considerado inservível o dormente que apresentar qualquer das condições físicas descritas a seguir, detectadas visualmente.

O dormente de madeira (de lei ou de reflorestamento) ou de polímero: quebrado; rachado em sua superfície, de forma que o lastro penetre dentro do dormente e não permita a instalação dos conjuntos de fixação; deteriorado, queimado ou danificado (inclusive por acidente), de forma que a base do sistema de fixação consiga se mover mais que 12 mm em relação ao dormente; cortado e/ou afundado pela placa de apoio em mais de 20% da sua seção; e com furação em excesso. Por exemplo, um dormente que já sofreu consolidação de fixação ou correção de bitola com a movimentação da placa de apoio para geração de nova furação.

O dormente de aço com: empenamento, gerando alteração na bitola nominal; empenamento de aba lateral, prejudicando a ancoragem do dormente no lastro; presença de corrosão, comprometendo a sua resistência mecânica; trinca em qualquer região; fratura do perfil, do shoulder ou da solda do shoulder; danos ou desgastes no olhal de aplicação do grampo que comprometam a instalação adequada da fixação.

Os dormentes de concreto com: trinca na região de apoio do trilho; trinca no vão central; quebra ou danos nos chumbadores dos conjuntos de fixação; desgaste abrasivo da região de apoio do trilho, com perda de inclinação ou perda de acabamento fino. Para o transporte de produtos perigosos, independentemente da bitola, a via permanente deve estar conforme a NBR 16387, considerando-se os parâmetros geométricos que determinam a velocidade operacional de uma classe acima (ver tabela abaixo).

Para o transporte de produtos perigosos, a dormentação da via permanente deve atender aos seguintes requisitos: todos os dormentes devem permitir a fixação segura dos trilhos; cada segmento de 10 m de via (aproximadamente 18 dormentes) deve possuir os seguintes requisitos de dormentação: um número suficiente de dormentes que, em conjunto, mantenham uma condição de suporte que mantenha a bitola, o nivelamento e o alinhamento, conforme a NBR 16387; um número mínimo de dormentes e condição de dormentes que estejam distribuídos e mantenham o suporte e a fixação dos trilhos do segmento de 10 m de forma inteiriça; no máximo um dormente considerado inservível localizado em região de junta. Cada segmento de 10 m de via não pode possuir um percentual de dormentes inservíveis superior ao especificado na tabela abaixo.

Se o percentual de dormentes inservíveis for superior ao citado na tabela acima, o agrupamento de dormentes inservíveis (mesmo intercalado) é considerado uma malha inservível (cluster) e o transporte de produtos perigosos deve ser suspenso. Os dormentes inservíveis não podem estar agrupados de forma que exista uma sequência superior a três dormentes inservíveis consecutivos para qualquer classe de via ou geometria.

O maior espaçamento de dormentes permitido, independentemente da condição deles, não pode ultrapassar 70 cm (eixo a eixo). Para os dormentes situados em túneis, viadutos, pontes lastreadas, passagens em nível ou perímetros urbanos, o percentual máximo de dormentes inservíveis apresentado na tabela acima deve ser reduzido pela metade.

Na segregação da via em segmentos de 10 m, o início do segmento para medição pode ser em qualquer posição quilométrica da via, não sendo, necessariamente, obrigado a coincidir com regiões de juntas e/ou com outros elementos da via permanente. As condições dos dormentes em juntas devem ser conforme a seguir.

Para a classe de via 2, em região de junta, deve existir pelo menos um dormente servível, com o seu eixo distanciado em no máximo 30 cm do eixo da junta. Para as classes de via de 3 a 5, em região de juntas, deve existir pelo menos um dormente servível, com o seu eixo distanciado em no máximo 22 cm do eixo da junta ou dois dormentes servíveis, com os eixos distanciados em no máximo 60 cm do eixo da junta.

Em suma, o transporte de mercadorias perigosas por ferrovias deve ser regulado de forma a prevenir, na medida do possível, acidentes pessoais ou patrimoniais e danos ao meio ambiente, aos meios de transporte empregados ou a outras mercadorias. Ao mesmo tempo, os regulamentos e as normas técnicas devem ser formulados de modo a não impedir o movimento de tais mercadorias, exceto aquelas muito perigosas para serem aceitas para transporte por ferrovias.

Com esta exceção, o objetivo da regulamentação é viabilizar o transporte, eliminando os riscos ou reduzindo-os ao mínimo. É, portanto, uma questão de segurança e também de facilitar o transporte. Dessa forma, as ferrovias devem ter planos de resposta de emergência em vigor, para garantir uma resposta imediata e abrangente no caso de um incidente de transporte. Devem fornecer aos municípios relatórios regulares sobre os produtos que circulam em suas comunidades, incluindo o número de trens unitários, a porcentagem de vagões que transportam mercadorias perigosas e a natureza e o volume desses produtos.

A amostragem manual de petróleo, derivados de petróleo e biocombustíveis

A NBR 14883 de 08/2021 – Petróleo, derivados de petróleo e biocombustíveis – Amostragem manual descreve os procedimentos e os equipamentos para obtenção manual de amostras de petróleo, derivados e biocombustíveis à temperatura e pressão ambientes a partir do ponto de amostragem até o recipiente primário. Essa norma também inclui os procedimentos para amostragem de água livre e outros componentes pesados, associados com petróleo, derivados e biocombustíveis.

Não se aplica à amostragem de óleos isolantes e fluidos hidráulicos. Para a amostragem destinada à determinação de pressão de vapor, utilizar a ASTM D5842, em conjunto com essa norma. Para a mistura e o manuseio de amostras, utilizar a ASTM D5854. Para a descrição dos recipientes e preparação de amostras de combustíveis de aviação, ver ASTM D4306 e NBR 15216.

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Como deve ser construído o saca-amostras tipo garrafa?

Como deve ser feito o tubo pescador para amostragem de tambor ou barril?

Como devem ser os amostradores em tubulações?

Como devem ser feitos os acessórios de amostradores?

O uso deste método pode envolver equipamentos e materiais perigosos. Recomenda-se que o responsável pelo laboratório pesquise e oriente a aplicação das boas práticas das normas técnicas e dos requisitos das legislações de segurança, saúde no trabalho e ambiental antes de sua utilização.

O planejamento do ensaio deve identificar os riscos relacionados às tarefas a serem executadas, bem como a descrição das medidas de proteção necessárias e a estrutura do treinamento específico. Dependendo do ensaio, pode ocorrer exposição ao risco de acidentes, doenças e danos ambientais que exigem a aplicação de medidas preventivas e corretivas específicas.

Recomenda-se que, antes da realização do ensaio, as seguintes medidas sejam observadas: identificar os produtos químicos que devem ser utilizados no ensaio; analisar as fichas de informações de segurança de produtos químicos (FISPQ), de forma a identificar os riscos e especificar os equipamentos de proteção coletiva (EPC) e/ou individual (EPI) adequados; ter em mente que a exposição ocupacional a produtos químicos ocorre principalmente pela via respiratória e, secundariamente, pela pele e via digestiva; consultar o Anexo A para mais informações.

As amostras representativas de petróleo, derivados de petróleo e biocombustíveis são necessárias para determinar as propriedades físico-químicas. Essas propriedades podem ser utilizadas para a apuração de quantidade na transferência de custódia, controle de estoque e verificação do atendimento às especificações comerciais e regulamentares, entre outros processos.

Para os efeitos desta norma, é utilizado o termo produto para designar petróleo, derivados de petróleo e biocombustíveis. A execução dos procedimentos de amostragem é aplicada, em alguns casos, para a obtenção de uma pequena porção do produto que seja representativa do conteúdo do tanque ou recipiente.

Em outros casos, as amostras são especificamente destinadas a representar o produto em apenas um determinado nível no tanque, como superior, inferior, fundo ou amostra de saída. Devem ser tomadas precauções para manter a integridade da amostra, impedindo-a de ser contaminada por sujeira proveniente do amostrador, resíduos da limpeza do recipiente, condições climáticas e operações de transferência.

O procedimento de amostragem, o tipo de recipiente, a quantidade e os requisitos de manuseio da amostra são baseados nos ensaios a serem executados, em procedimentos relacionados à transferência de custódia e em requisitos de guarda da amostra. Embora esta norma forneça orientações relativas a determinados produtos e ensaios, os critérios para seleção, preparação, limpeza do recipiente, volume e armazenamento da amostra devem ser observados em cada método de ensaio.

O recipiente de amostra deve ser selecionado considerando-se o produto a ser amostrado, para se assegurar de que não haja interação entre o recipiente e o produto, de modo a não afetar a integridade de ambos. Os recipientes devem atender aos seguintes requisitos: não apresentar cavidades internas que possam reter produto; possuir superfície interna projetada para evitar corrosão, incrustação e aderência de água ou sedimento; ter abertura de tamanho adequado para facilitar o enchimento, a inspeção e a limpeza; possuir configuração que evite a perda de constituintes, podendo afetar a representatividade da amostra.

A seleção do tipo de recipiente de amostra deve considerar também os ensaios a serem executados. O tamanho do recipiente deve ser suficiente para conter o volume de amostra exigido e, salvo se estabelecido no método de ensaio, um espaço vazio para permitir a expansão térmica, a homogeneização e a mistura da amostra. Observar as orientações específicas dos métodos de ensaio.

Alguns tipos de amostra requerem procedimentos específicos de embalagem antes de serem transportados. O uso de garrafas de vidro atende à maioria dos requisitos de ensaios e de armazenamento de amostras. As garrafas de vidro incolores e transparentes permitem a inspeção visual da amostra quanto à turbidez, cor, água livre e impurezas sólidas, enquanto as garrafas de vidro âmbar proporcionam proteção às amostras fotossensíveis.

Para fechamento, devem ser usados tampas, batoques, selos ou outros dispositivos de material que não se deteriorem, não contaminem a amostra e evitem a perda dos seus componentes. Podem ser usados recipientes plásticos para óleo diesel, óleo combustível, óleo lubrificante, etanol, biodiesel, gasolina, querosene de aviação, querosene iluminante, petróleo, solvente, óleo mineral ou outros produtos de petróleo e biocombustíveis, desde que testes indiquem que não há problemas de solubilidade, absorção de água, contaminação ou perda de componentes leves e desde que o tempo decorrido entre a coleta e as análises não comprometa a integridade da amostra. Os recipientes de polietileno, de baixa densidade, não podem ser usados para armazenar amostras de hidrocarbonetos líquidos, a fim de evitar a contaminação da amostra ou a degradação do recipiente.

As amostras de óleos lubrificantes usados que foram submetidos à diluição com combustível não podem ser armazenadas em recipientes plásticos. Para fechamento, devem ser usadas tampas, batoques, selos ou outros dispositivos de material que não se deteriorem, não contaminem a amostra e evitem a perda dos seus componentes.

Recomendam-se frascos de polietileno de alta densidade sem costuras internas, não reciclados e com parede de espessura mínima de 1,5 mm. Os recipientes metálicos devem ter as costuras soldadas externamente, usando material que seja inerte ao produto a ser amostrado.

Traços do material de soldagem podem contaminar a amostra, podendo comprometer os resultados dos ensaios, como capacidade dielétrica, resistência à oxidação e formação de borra. As tampas devem prover um fechamento hermético em relação aos vapores. Em caso de utilização de tampas metálicas, estas devem ser do mesmo material do recipiente. Para combustíveis de aviação, devem ser utilizadas latas revestidas internamente com epóxi.

Os dispositivos e processos para amostragem manual que não necessitem que uma amostra seja transferida do recipiente primário para um recipiente intermediário são os mais indicados para a coleta de amostras representativas. Os dispositivos de amostragem de líquidos devem ser estanques para manter as características originais da amostra.

Os materiais utilizados para construção de dispositivos de amostragem e seus acessórios devem ser compatíveis com o produto amostrado e assegurar que não haja interação alguma entre o produto e o dispositivo de amostragem que possa afetar a integridade da amostra. Se houver qualquer dúvida sobre a aplicabilidade do dispositivo de amostragem para um produto específico, devem-se consultar os métodos de ensaio a serem executados. Alguns amostradores são denominados saca-amostras.

Os saca-amostras tipo alçapão deve ser projetado para que a amostra possa ser obtida entre 2,0 cm e 2,5 cm a partir do fundo ou em qualquer outro local específico dentro do tanque. Deve ser selecionado um amostrador com tamanho adequado em função do volume de amostra necessário, e que seja capaz de penetrar no produto até o nível exigido, equipado mecanicamente para permitir o seu preenchimento até qualquer nível desejado, bem como seja capaz de ser retirado sem contaminação da amostra.

O amostrador pode possuir: seção transversal uniforme e fechamento no fundo; hastes de extensão para obtenção de amostras em níveis correspondentes ao requerido para altas conexões ou de amostras para determinar água e sedimentos em níveis elevados; medidor de água e sedimentos para determinação da altura destes no amostrador; visor, para ser usado quando for tomada a temperatura e a massa específica do produto; dispositivo de abertura para vencer a tensão sobre a válvula ou obturador em qualquer nível desejado; uma corda marcada para que a amostra possa ser coletada em qualquer profundidade na seção transversal vertical do tanque; um gancho para pendurar o amostrador verticalmente na escotilha; e uma torneira para obtenção de amostras para determinação de água e sedimentos, espaçadas nos marcadores de nível 10 cm e 20 cm.

O saca-amostras tipo cesta (amostrador) deve ser construído em um metal redutor de centelha, com dimensões apropriadas para o recipiente, normalmente, uma garrafa de 1 L. A garrafa deve possuir um diâmetro de abertura de boca suficiente para o enchimento de maneira adequada.

O sistema de içamento deve ser conectado ao amostrador de modo que uma rolha possa ser aberta por meio de um forte puxão. Um dispositivo de restrição, como um tampão com um orifício perfurado, pode ser utilizado para restringir a taxa de enchimento. O aparelho deve ter peso suficiente para afundar prontamente no produto a ser amostrado.

Os amostradores, tipo cesta, podem ser usados para se obter amostras de níveis, de todos os níveis e corridas. A utilização de um amostrador tipo cesta, ou qualquer processo de amostragem que evite a necessidade de transferir a amostra para um recipiente intermediário, é mandatória para amostras destinadas aos ensaios de volatilidade.

API RP 754: os indicadores de desempenho de segurança das indústrias de refino e petroquímica

A API RP 754:2021 – Process Safety Performance Indicators for the Refining and Petrochemical Industries identifica os indicadores de segurança de processo adiantados e atrasados úteis para impulsionar a melhoria de desempenho em indústrias petroquímicas. Como uma estrutura para medir a atividade, o status ou o desempenho, este documento classifica os indicadores de segurança do processo em quatro níveis de indicadores de avanço e atraso.

Os níveis 1 e 2 são adequados para relatórios públicos em todo o país e os níveis 3 e 4 destinam-se ao uso interno em instalações individuais. Também são fornecidas orientações sobre métodos de desenvolvimento e uso de indicadores de desempenho.

Essa recommended practice (RP) foi desenvolvida para as indústrias de refino e petroquímica, mas também pode ser aplicável a outras indústrias com sistemas operacionais e processos onde a perda de contenção tem o potencial de causar danos. A aplicabilidade não se limita às instalações cobertas pela norma OSHA Process Safety Management Standard, 29 CFR 1910.119 ou regulamentos nacionais e internacionais semelhantes. Para permitir a aplicação consistente desta RP a outros subsegmentos da indústria de refino e petroquímica, foram criados anexos informativos para definir a aplicabilidade e a definição do processo para esses subsegmentos. O usuário substituiria o conteúdo desses anexos pelas seções referenciadas deste RP: Anexo A – Operação de oleoduto e terminal, Anexo B – Estações de serviço de varejo, Anexo C – Operações de perfuração e produção de petróleo e gás.

Conteúdo da norma

1 Escopo. . .. . . . . . . . .. . 1

1.1 Geral. . . . . . . . . . . . . . . 1

1.2 Aplicabilidade. . .. . . . . . 1

1.3 Princípios orientações . . . . . . . . . . . 2

1.4 Introdução. . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

2 Referências normativas.  . . . . . . . . . . . 3

3 Termos, definições, acrônimos e abreviações. .. . . . . 3

3.1 Termos e definições. . . . . . . . . . . . . . . 3

3.2 Siglas e abreviações. . . . . . . . . . . . . . 11

4 Indicadores de desempenho avançados e atrasados.. . 11

5 Indicador de desempenho de nível 1 – evento de segurança de processo (process safety event- PSE).. . . . . . . 12

5.1 Tier 1 Indicator Purpose . . . . . . . . 12

5.1 Objetivo do indicador de nível 1.  . . . . . . . 12

5.2 Definição e consequências do indicador de nível 1. . . . 13

5.3 Cálculo da taxa PSE Tier 1. . .  . . . . . . . 14

5.4 Ponderação de severidade PSE Tier 1.  . . . . . 15

6 Indicador de desempenho de nível 2 – eventos de segurança de processo. . . . . . . . 19

6.1 Objetivo do indicador de nível 2. . . . . . . . . 19

6.2 Definição do indicador de nível 2 e consequências. . . 19

6.3 Cálculo da taxa PSE Tier 2. . . . . . . . . . 20

7 Indicadores de desempenho de nível 3 – desafios aos sistemas de segurança. . . . . . 21

7.1 Objetivo do indicador. . . . . . . . . . . . 21

7.2 Exemplos de PSE Tier 3. . . . . . . . . . . 21

8 Indicadores de desempenho de nível 4 – Disciplina operacional e desempenho do sistema de gestão. . . . . 24

8.1 Geral.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

8.2 Objetivo do indicador. . . . . . . . . . . . . . . . 24

8.3 Exemplos de indicadores de nível 4. . . . . . . . . 25

9 Diretrizes para Seleção de Indicadores de Segurança de Processo. .  . . . . . . 25

9.1 Geral.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

9.2 Objetivo dos indicadores.  . . . . . . . . . . 26

9.3 Indicadores atrasados versus indicadores principais. .  26

9.4 Características dos indicadores eficazes. . . . . . . 26

9.5 Seleção de indicadores. . .  . . . . . . . . . . . . . 27

10 Relatórios de indicadores de desempenho. .. . . . . 27

10.1 Formato e fórum. .  . . . . . . . . . 27

10.2 Transparência. . .  . . . . . . . . . . . . . 28

10.3 Stakeholder. .  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

10.4 Captura de dados PSE.. . . . . . . . . . . . . 29

Anexo A (informativo) Aplicativo para operações de oleodutos e terminais de petróleo. . . . . . . . . . . . . 43

Anexo B (informativo) Aplicativo para reter postos de atendimento. . .  . . . . . . . . . . . . 45

Anexo C (informativo) Operações de perfuração e produção de petróleo e gás. .. . . . . . . 46

Anexo D (normativo) Tier 1 PSE do peso de gravidade. . . 47

Anexo E (informativo) Exemplos e perguntas de PSE. . . . 51

Anexo F (informativo) Classificação de produtos químicos classificados por quantidade limite (Com base na classe ou agrupamento de perigo UNDG).  . . . . . . . 84

Anexo G (informativo) Aplicação de TRC a lançamentos multicomponentes. . .. . . . . . 87

Anexo H (informativo) PSE Tier 1/Tier 2 Determinação da árvore lógica de decisão . . . . . . . . . . . . 90

Anexo I (informativo) Orientação para a implementação de indicadores de nível 3 e nível 4.  . . . . . . . . . 92

Anexo J (informativo) Indicadores de exemplo de nível 4. 112

Bibliografia . . .. . . . . . . . . . .  . 123

Esta RP se aplica à parte responsável. Em instalações localizadas por exemplo, em parque industrial, esta RP aplica-se individualmente às partes responsáveis e não à instalação como um todo. Os eventos associados às seguintes atividades estão fora do escopo deste PR e não devem ser incluídos na coleta de dados ou nos esforços de relatório: liberações de operações de transporte de dutos fora do controle da parte responsável; operações de transporte marítimo, exceto quando a embarcação estiver conectada ou em processo de conexão ou desconexão ao processo; em operações de transporte rodoviário ou ferroviário, exceto quando o caminhão ou vagão estiver conectado ou em processo de conexão ou desconexão do processo, ou quando o caminhão ou vagão estiver sendo utilizado para armazenamento no local; em operações de caminhão a vácuo, exceto operações de carregamento ou descarregamento de caminhão no local, ou uso da bomba de transferência de caminhão a vácuo; eventos de construção de escritórios, lojas e depósitos (por exemplo, incêndios em escritórios, derramamentos, ferimentos ou doenças pessoais, etc.); em eventos de segurança pessoal (por exemplo, escorregões, tropeções, quedas) que não estão diretamente associados à resposta no local ou exposição a um evento LOPC; em eventos LOPC de equipamentos auxiliares não conectados ao processo; em laboratórios de garantia de qualidade (QA), controle de qualidade (QC) e pesquisa e desenvolvimento (P&D) (plantas piloto estão incluídas); em construção nova que está positivamente isolada (por exemplo, cega ou com espaço de ar) de um processo antes do comissionamento e antes da introdução de quaisquer fluidos de processo e que nunca fez parte de um processo; em postos de abastecimento de varejo; e em operações de abastecimento no local de equipamentos móveis e fixos (por exemplo, caminhões pick-up, geradores a diesel e equipamentos pesados).

O limite entre as operações de transporte marítimo e no processo de conexão ou desconexão do processo é a primeira/última etapa no procedimento de carga/descarga (por exemplo, primeira linha em terra, última linha removida, etc.). O teste ativo não faz parte da conexão ou desconexão do processo; a preparação ativa não é considerada armazenamento no local; e a encenação ativa faz parte do transporte.

O limite entre as operações de transporte por caminhão ou ferrovia e no processo de conexão ou desconexão do processo é a primeira/última etapa no procedimento de carga/descarga (por exemplo, calços nas rodas, freios a ar, desconecte a chave geral, etc.). As emissões de transtorno são avaliadas como possíveis PSE Tier 1 ou Tier 2 de acordo com 5.2 e 6.2. Os indicadores de desempenho identificados neste PR são baseados nos princípios orientadores descritos a seguir. Os indicadores devem orientar a melhoria e o aprendizado do desempenho de segurança do processo.

Os indicadores devem ser relativamente fáceis de implementar e facilmente compreendidos por todas as partes interessadas (por exemplo, trabalhadores e o público). Os indicadores devem ser estatisticamente válidos em um ou mais dos seguintes níveis: indústria, empresa e instalação.

A validade estatística requer uma definição consistente, um tamanho mínimo do conjunto de dados, um fator de normalização e um conjunto de relatórios relativamente consistente. Os indicadores devem ser apropriados para benchmarking em nível de indústria, empresa ou instalação.

Os incidentes de segurança do processo raramente são causados por uma única falha catastrófica, mas sim por vários eventos ou falhas que coincidem. Essa relação entre falhas simultâneas ou sequenciais de vários sistemas foi originalmente proposta pelo psicólogo britânico James T. Reason em 1990 e é ilustrada pelo modelo do queijo suíço em que os perigos são contidos por várias barreiras de proteção, cada uma das quais pode ter pontos fracos ou buracos. Quando os orifícios se alinham, o perigo é liberado, resultando em potencial de danos.

Christopher A. Hart em 2003 representou o modelo de Reason como um conjunto de discos giratórios com orifícios de tamanho variável. Esta representação sugere que a relação entre o perigo e as barreiras é dinâmica, com o tamanho e o tipo de fraqueza em cada barreira mudando constantemente e o alinhamento dos furos mudando constantemente.

Em ambos os modelos, as barreiras podem prevenir ou mitigar incidentes. As barreiras também podem ser classificadas como ativas, passivas ou administrativas/procedimentais. Os buracos podem ser latentes, incipientes ou abertos ativamente por pessoas.

API SPEC Q2: a gestão da qualidade para os fornecedores das indústrias petroquímicas

A API SPEC Q2:2021 – Quality management system requirements for service supply organizations for the petroleum and natural gas industries define os requisitos do sistema de gestão da qualidade (SGQ) para as organizações fornecedoras das indústrias de petróleo e gás natural. Destina-se a ser aplicada à execução de serviços para a indústria de petróleo e gás natural. Isso inclui, mas não está limitado, a atividades como construção, intervenção, produção e abandono de poço, bem como reparo/manutenção/configuração de produtos relacionados ao serviço.

Se uma organização executa as atividades abordadas por esta especificação, incluindo o fornecimento de produtos relacionados a serviços (service-related product – SRP) e atividades terceirizadas, nenhuma reivindicação de exclusão desses requisitos é permitida. Quando o SRP não é necessário para a execução do serviço aplicável, a base para a reivindicação de exclusões deve ser identificada.

Além disso, tais exclusões não podem afetar a capacidade ou responsabilidade da organização de atender aos requisitos regulatórios aplicáveis e do cliente. As exclusões são limitadas aos requisitos das seguintes cláusulas: 5.7.3 Identificação e Rastreabilidade; 5.7.4 Status SRP; 5.7.6 Preservação de SRP; 5.7.7 Validação de SRP; 5.7.8 Manutenção Preventiva, Inspeção; e processo de teste; e 5.8 Controle de Equipamentos de Teste, Medição, Monitoramento e Detecção (TMMDE).

Quando forem feitas reivindicações de conformidade, as exclusões serão identificadas em conjunto com essas reivindicações. As informações marcadas com NOTA não são os requisitos, mas são para orientação na compreensão ou esclarecimento do requisito associado.

Conteúdo da norma

1 Escopo ……………………………….. ……… 1

2 Referências normativas …………………………… 1

3 Termos, definições, abreviações e acrônimos ……… 1

3.1 Termos e definições ………………………….. 1

3.2 Abreviações e acrônimos ……………………… 4

4 Requisitos do Sistema de Gestão da Qualidade (SGQ)……………………….. 4

4.1 Geral ………………………… …… 4

4.2 Responsabilidade da gestão ……………………. 5

4.3 Capacidade da organização …………………….. 6

4.4 Requisitos de documentação………………. 7

4.5 Controle dos registros ………………………… 8

5 Realização do serviço e produto relacionado ao serviço……………… 8

5.1 Revisão do contrato …………………….. 8

5.2 Planejamento …………………………. ….. 9

5.3 Avaliação e gerenciamento de risco………………….. 10

5.5 Planejamento de contingência………………………… 11

5.6 Aquisição ………………………………….. 12

5.7 Execução do serviço ………………………………. 14

5.8 Controle de equipamentos de teste, medição, monitoramento e detecção (testing, measuring, monitoring, and detection equipmentTMMDE) ……….. 16

5.9 Validação de desempenho do serviço …………….. 17

5.10 Controle das não conformidades…………………….. 18

5.11 Gestão da mudança (management of change – MOC…. 18

6 Monitoramento, medição, análise e melhoria do SGQ………………. 19

6.1 Geral………………………… …. 19

6.2 Monitoramento, medição e melhoria……….. 19

6.3 Análise de dados ………………………… 20

6.4 Melhoria ………………………… 21

6.5 Revisão da gestão……………… 21

Bibliografia……………….. 23

Esta especificação foi desenvolvida para abordar o desenvolvimento e implementação de sistemas de gestão de qualidade para organizações de fornecimento de serviços que trabalham nas indústrias de petróleo e gás natural. Esta especificação define os requisitos fundamentais dos sistemas de gestão da qualidade para as organizações de fornecimento de serviços que reivindicam conformidade com esta especificação.

Os requisitos desta especificação são consistentes com os de outros documentos do sistema de gestão da qualidade. Esta especificação fornece requisitos adicionais que visam a execução de serviços ou fornecimento de produtos relacionados ao serviço na execução do serviço. Os requisitos são estruturados de forma a minimizar a probabilidade de não conformidade durante a execução de um serviço e/ou fornecimento de produto relacionado ao serviço.

Embora esta especificação possa incluir alguns elementos de outros sistemas de gestão da qualidade (como aqueles específicos para gestão ambiental, gestão de saúde e segurança ocupacional, gestão financeira ou gestão de risco), ela não inclui todos os requisitos específicos para esses sistemas. Esta especificação pode ser usada em conjunto ou independente de outros documentos especificados pelo setor. Esta especificação pode ser usada por pessoas internas e partes externas, incluindo os organismos de certificação, para avaliar a capacidade da organização de atender aos requisitos legais e do cliente aplicáveis à execução do serviço e aos próprios requisitos da organização.

Esta especificação promove a integração de uma abordagem de processo na aplicação de requisitos específicos ao desenvolver, implementar e melhorar a eficácia de um sistema de gestão da qualidade, proporcionando assim controle contínuo sobre os requisitos declarados, bem como facilitando a sobreposição de processos. Para que uma organização de fornecimento de serviços funcione de maneira eficaz, ela deve determinar e gerenciar várias atividades vinculadas.

Uma atividade que transforma entradas em saídas pode ser considerada um processo. As atividades do processo incluem a determinação da necessidade em toda a organização de fornecimento de serviço, fornecimento de recursos, fornecimento de produto relacionado ao serviço, identificação da sequência ou ordem adequada em uma série de atividades, monitoramento e medição da eficácia das atividades realizadas e aplicação de alterações ou correções para essas atividades conforme necessário.

O objetivo desta especificação é identificar os requisitos mínimos para o desenvolvimento de um sistema de gestão da qualidade que proporcione melhoria contínua, enfatize a prevenção de não-conformidades e se esforce para minimizar a variação e o desperdício das organizações prestadoras de serviço. Ela é projetada para promover a confiabilidade nas organizações de fornecimento de serviços para as indústrias de petróleo e gás natural.

A especificação API Q2 estabelece os requisitos do sistema de qualidade necessários para que as organizações de fornecimento de serviços forneçam serviços de forma consistente e confiável que atendam aos requisitos do cliente, legais e outros aplicáveis. Esta especificação se aplica a atividades relacionadas a serviços na construção, intervenção, produção e abandono de poços de petróleo e gás, bem como reparo, manutenção e configuração de produtos relacionados a serviços. O API Q2 não se aplica ao API Monogram Program ou a qualquer produto identificado por licença como elegível para marcação com o API Monogram.

É responsabilidade da organização de fornecimento de serviço garantir que um sistema de gestão de qualidade (SGQ) adequado esteja em vigor para atividades terceirizadas, incluindo aquelas associadas ao reparo e remanufatura de produtos relacionados à manutenção. Isso pode estar em conformidade com API Q1, API Q2, ISO 9001 ou um sistema definido pela organização de fornecimento de serviço que seja apropriado para o escopo de trabalho. A conformidade com a API Q2 para atividades terceirizadas não é exigida por esta especificação.

As mudanças da primeira edição para a segunda edição incluíram alguns itens significativos: alinhamento com o descrito na API Q1, quando aplicável; remoção da referência à versão desatualizada da ISO 9000; adição dos requisitos de a) a e) à seção de Recursos Humanos (4.3.2); adição da cadeia de suprimentos ao Controle de Compras (5.6.1); alinhamento de controle de teste, medição, monitoramento e equipamento de detecção com a API Q1 (5.8); adição do controle de TMMDE à lista de exclusões; e remoção da seção de ações preventivas.

A recuperação de válvulas, registros e engates de recipientes transportáveis para GLP

A NBR 14537 de 07/2021 – Recipientes transportáveis para gás liquefeito de petróleo (GLP) – Recuperação de válvulas automáticas, registros e engates – Requisitos especifica os requisitos para a recuperação de válvulas automáticas, registros e engates, com e sem dispositivo de segurança, para recipientes transportáveis de aço para até 90 kg de gás liquefeito de petróleo (GLP). O recipiente transportável pode ter a capacidade volumétrica total igual ou inferior a 0,5 m³, projetado e construído conforme a NBR 8460, abastecido por massa em base de engarrafamento e transportado cheio para troca e a válvula automática é um dispositivo mecânico que, conectados direta e permanentemente à zona de vapor dos recipientes transportáveis de aço para gases liquefeitos de petróleo, permite o enchimento e a retirada de gás, podendo ser dotados de dispositivo de segurança.

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Como fazer a inspeção visual da válvula de segurança (para recipientes transportáveis de aço para 20 kg de GLP)?

Quais são os exemplos de defeitos e deformações observados na inspeção visual?

Quais dão os exemplos de defeitos e deformações observados no processo de limpeza?

Como deve ser o calibrador para sextavados?

As válvulas automáticas, registros e engates devem ser inspecionados visualmente e pré-selecionados. Os componentes que apresentarem defeitos ou deformações, conformes exemplos apresentados na figura abaixo, devem ser reprovados.

Os guias do porta-vedação de válvulas até 13 kg devem ser inspecionados visualmente. Aqueles que apresentarem trincas e deformações que possam impedir o funcionamento seguro, devem ser reprovados.

Em relação à desmontagem e limpeza, todos os componentes das válvulas automáticas, registros, engates e seus dispositivos de segurança compostos de materiais elastoméricos, ferrosos devem ser descartados e substituídos por componentes novos, que atendam às especificações da NBR 8614 ou NBR 13794 ou NBR 14536, conforme o caso. No caso de haver dispositivo de segurança incorporado, seus respectivos componentes também devem ser substituídos.

As molas das válvulas de segurança e dos engates que forem substituídas devem ser de aço inoxidável AISI 302 ou 304. As molas das válvulas de segurança devem ter as extremidades retificadas, perpendicularmente ao seu eixo, para assegurar um assentamento perfeito.

As válvulas automáticas, registros e engates devem ser desmontados com ferramentas e dispositivos adequados, e seus componentes de latão não substituídos devem ser submetidos a um processo de limpeza interna e externa, com a finalidade de retirar incrustações e não danificar as peças e manter a integridade das roscas. Após o processo de limpeza, os componentes que apresentarem defeitos ou desgastes devem ser inutilizados.

Não é permitido reparo para recuperação estrutural dos corpos das válvulas automáticas, registros, engates e dispositivos de segurança. As sedes de vedação do corpo das válvulas e dos engates devem ser limpas para retirada de incrustações, desde que mantenham as condições originais de fabricação. As roscas de utilização aprovadas na inspeção visual devem ser totalmente verificadas com seus respectivos calibradores, conforme o Anexo B.

Caso sejam reprovadas, é permitido que sejam repassadas com ferramentas apropriadas e novamente verificadas com os respectivos calibradores. A rosca de fixação dos corpos aprovados na inspeção inicial deve ser verificada com calibrador específico para cada tipo de rosca. Os corpos reprovados devem ser inutilizados.

A rosca de fixação das válvulas e registros aprovados na inspeção visual devem ser verificadas com equipamento que permita garantir a calibração da rosca de fabricação, conforme a NBR 8469. No caso do engate, todas as roscas devem ser verificadas com calibrador, tampão roscado 3/8 NPT, conforme o Anexo B. Os corpos reprovados devem ser inutilizados.

Para as válvulas automáticas para recipientes até 13 kg de GLP, na inspeção visual, todos os corpos das válvulas automáticas que apresentarem sextavados desgastados e/ou deformados, que não proporcionem condição de uso e marcação, devem ser inutilizados. Os sextavados devem ser verificados com relação ao tamanho, arredondamento e desgaste dos vértices pela utilização do calibrador tipo anel, que deve estar conforme o Anexo C.

Os sextavados dos corpos das válvulas que atravessarem totalmente o calibrador tipo anel são considerados reprovados e devem ser inutilizados. O corpo da válvula pode ser substituído, desde que atendam aos requisitos da NBR 8614. O corpo novo deve ter a marcação do fabricante na face superior do sextavado e do recuperador na lateral do sextavado.

Os componentes que necessitam ser substituídos devem atender à NBR 8614. Todas as roscas do corpo da válvula devem ser verificadas com calibrador de rosca tipo anel e tampão. Todas as roscas de utilização e fixação devem ser verificadas por meio de calibradores tipo anel e tampão, conforme as dimensões da NBR ABNT 8614. O guia do porta-vedação deve ser montado com os seguintes torques de aperto: 20 ± 5 N.m para válvulas com rosca de fixação de 3/4” NGT; 15 ± 5 N.m para válvulas com rosca de fixação 1/2” NGT.

Na montagem da vedação no porta-vedação, devem ser rejeitados e inutilizados os parafusos de acionamento que apresentarem deformação e/ou alargamento da fenda. O parafuso de acionamento deve ser apertado com um torque mínimo de 1,0 Nm. Todas as válvulas recuperadas devem ser ensaiadas e controladas quanto a: abertura e fechamento do conjunto interno da válvula, que deve ser acionado no mínimo duas vezes, sem ocorrer travamento; altura do pino após a montagem final da válvula, conforme dimensão estabelecida na NBR 8614; estanqueidade da sede da válvula com pressão mínima de 0,7 ± 0,1 MPa, sem apresentar vazamento durante no mínimo 2 s, conforme a NBR 8614; ensaio de estanqueidade do anel de vedação, utilizando pino padronizado conforme a Figura D.1 na norma, com pressão de 0,7 ± 0,1 Mpa, durante no mínimo 2 s, sem apresentar vazamentos.

Os ensaios de estanqueidade somente devem ser realizados após a aprovação nos demais ensaios e controles estabelecidos. As válvulas que não atenderem aos requisitos dessa norma podem ser retrabalhadas com a desmontagem, verificação ou substituição dos componentes, sendo que, após a remontagem, devem ser novamente submetidas aos ensaios e controles.

As molas utilizadas nas válvulas devem atender ao mínimo de 144 h em névoa salina conforme a NBR 8094, e coeficiente de elasticidade de 6,5 N/mm ± 10%. Para o engate rápido macho, o diâmetro da sede de vedação dos engates deve ser totalmente verificado conforme calibrador da Figura D.2, disponível na norma. A rosca de fixação deve atender ao descrito em 4.3 e a rosca de utilização deve ser avaliada conforme calibrador tipo anel para rosca ACME – cinco fios trapezoidais, com diâmetro externo de 31,5 +0,1 0 mm.

Após a montagem do corpo do engate com o conjunto interno, devem ser realizados os seguintes ensaios: abertura e fechamento do conjunto interno, que deve ser acionado no mínimo duas vezes, sem ocorrer travamento; estanqueidade do conjunto interno com pressão pneumática de 0,7 ± 0,1 MPa, por no mínimo 2 s, sem apresentar vazamento; estanqueidade do (s) anel (éis) de vedação ou comprovação de controle dimensional dos canais das sedes dos anéis de vedação.

Os ensaios de estanqueidade somente devem ser realizados após aprovação nos demais ensaios estabelecidos. Admite-se o retrabalho dos engates que não atendam ao descrito nessa norma. Os engates podem ser retrabalhados com a desmontagem, verificação ou substituição dos componentes, sendo que, após a remontagem, devem ser novamente submetidos aos ensaios conforme descrito nessa norma.

Em caso de reprovação, os corpos devem ser inutilizados. Para os registros para recipientes de 20 kg, 45 kg e 90 kg, a montagem da porca de aperto (castelo) com o corpo deve ser de (120,0 ± 10,0) N.m. No caso de registros para recipientes de 20 kg com rebite de travamento, o torque de aperto deve ser de (45 ± 5) N.m.

Em válvulas que possuem travamento por pino, deve ser verificada a sua correta fixação, garantindo a efetividade do travamento conforme padrão de fabricação (ver Anexo F). Após a montagem o registro deve ser ensaiado quanto a: abertura e fechamento do registro, que deve ser acionado totalmente, no mínimo duas vezes, sem que ocorra travamento; estanqueidade na posição aberta com a conexão de utilização tamponada, com uma pressão hidráulica, hidropneumática de (1,7 ± 0,2) MPa ou pneumática de 0,7 ± 0,1 MPa, aplicada através da rosca de fixação, por no mínimo 2 s, sem apresentar vazamento; estanqueidade na posição fechada, com a conexão de utilização livre, com uma pressão hidráulica, hidropneumática de (1,7 ± 0,2) Mpa ou pneumática de 0,7 ± 0,1 MPa, aplicada através da rosca de fixação, por no mínimo 2 s, sem apresentar vazamento.

Na existência do dispositivo de segurança incorporado ao registro, seu ajuste deve ser realizado atendendo à NBR 11708. Refazer este ajuste no mínimo após 12 h. Admite-se retrabalho nos registros que não atendam ao descrito em 4.6.2.

Os registros podem ser retrabalhados com a desmontagem, verificação ou substituição dos componentes, sendo que, após a remontagem todas devem ser novamente submetidos aos ensaios. Em caso de reprovação os corpos devem ser inutilizados.

A conformidade das curvas por indução para os dutos da indústria de petróleo

A NBR 15273 de 06/2021 – Curvas por indução para sistema de transporte de petróleo, derivados e gás natural por dutos estabelece os requisitos técnicos para o fornecimento de curvas feitas pelo processo de curvamento por indução para utilização em sistemas de transporte dutoviário na indústria de petróleo, derivados e gás natural. O processo de fabricação utiliza aquecimento indutivo para aquecer uma faixa estreita de 360°em volta do tubo, no ponto de curvamento, enquanto o tubo está sendo empurrado e/ou puxado com velocidade constante pela bobina de indução. Após o material passar pela bobina, ele é resfriado por meio de jato de ar comprimido ou jato de água, ou ainda é deixado esfriar no ambiente. Curvas por indução de qualquer espessura e diâmetro produzidas desta forma são abrangidas por esta norma.

Esta norma é aplicável às curvas por indução feitas a partir de tubos, com ou sem costura, de aços não ligados ou de baixa liga. Não é aplicável às curvas produzidas a partir de tubos com solda helicoidal para utilização em ambientes sour service e offshore service. Nessa norma, os termos sour service e offshore service são condições de serviço. Pode-se definir o curvamento por indução como o processo de curvamento contínuo que utiliza aquecimento por indução para criar uma faixa aquecida e estreita no entorno do material que está sendo curvado.

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Quais são os símbolos e os termos abreviados usados nessa norma?

Qual é o sumário dos ensaios e inspeções requeridos?

Qual é a localização dos corpos de prova e os tipos de ensaios destrutivos nas curvas de qualificação para os tubos com solda longitudinal ou sem costura?

Para os ensaios mecânicos, como deve ser a preparação dos corpos de prova?

O comprador deve fornecer as seguintes informações, quando da encomenda, na sequência a seguir: número desta norma e ano de publicação; identificação das curvas; quantidade de curvas; fornecimento do tubo-mãe: pelo comprador ou pelo fabricante; dimensões das curvas, incluindo o diâmetro interno ou externo; espessura mínima de projeto (t mín); raio; ângulo; comprimento das tangentes; preparação das extremidades; nível de especificação do produto (PSL 1, PSL 2 e PSL 2S).

Onde aplicável, o comprador deve fornecer as seguintes informações suplementares: temperatura mínima de projeto; temperatura máxima de projeto e qualquer requisito para ensaio de tração em alta temperatura; espessura máxima da parede; requisitos dimensionais especiais; requisitos suplementares de inspeção e ensaios; requisitos de calibração e outros requisitos dimensionais diferentes do especificado nesta norma; normas de projeto do duto ou premissas de projeto; condições de operação do duto; requisitos do tratamento térmico após o curvamento, quando aplicável; propriedades mecânicas na temperatura máxima de projeto; temperatura e critérios de aceitação do ensaio de impacto Charpy; requisitos para o teste hidrostático; pontos a serem testemunhados e aprovados pelo comprador; condição da superfície da curva; requisitos de revestimento ou pintura; requisitos de marcação, se diferentes do previsto nesta norma; instruções de embalagem, transporte e armazenamento; indicação sobre quem irá efetuar a inspeção de terceira parte; requisitos para o formato e conteúdo adicionais para os documentos de inspeção; requisitos para o ensaio de dureza; procedimento de soldagem e composição química do metal de solda para tubos SAW; e outros requisitos especiais.

Quando o tubo-mãe for fornecido pelo comprador, as seguintes informações devem ser dadas ao fabricante: especificação do material; diâmetro nominal ou externo do tubo; espessura nominal ou mínima da parede do tubo; comprimento dos tubos; fabricante dos tubos; número do tubo e corrida; certificado de fabricação dos tubos, contendo, quando aplicável, tratamentos térmicos, composição química completa (incluindo o carbono equivalente), propriedades mecânicas, resultados dos ensaios não destrutivos (incluindo os requisitos) e dimensões; procedimento de soldagem e composição química do metal de solda; procedimento de reparo da junta soldada.

O tubo-mãe deve ser fabricado de acordo com a API SPEC 5L, a menos que previamente acordado entre as partes. O tubo-mãe pode ser fornecido tanto pelo comprador como pelo fabricante. O tubo-mãe não pode conter reparos por solda em seu corpo. O tubo-mãe não pode conter solda circunferencial ou solda de ponta de tira e chapa (strip/plate end welds).

A espessura da parede do tubo-mãe deve ser adequada para permitir a redução da parede no extradorso, devido ao curvamento por indução, de tal forma que seja garantida a espessura mínima de projeto. A contaminação da superfície do tubo-mãe antes ou durante o curvamento por metais de baixa temperatura de fusão (por exemplo, cobre, latão, zinco/galvanização, alumínio etc.) pode trazer graves efeitos ao processo de curvamento ou às propriedades da curva acabada.

O contato com tais materiais não é permitido. O tubo-mãe deve ser fornecido sem qualquer tipo de revestimento ou pintura. Para aplicação em ambientes offshore, o tubo-mãe deve ser fabricado de acordo com a API SPEC 5L:2018, Anexo J.

As curvas de qualificação devem ser fabricadas de acordo com uma especificação preliminar do procedimento de fabricação (pMPS), estabelecida por escrito antes do começo do curvamento de qualificação. A especificação do procedimento de fabricação (MPS) deve ser emitida a partir da especificação preliminar, que deve ser modificada, se necessário, com base nos parâmetros registrados durante o curvamento de qualificação, antes do começo do curvamento de produção.

Caso seja especificado pelo comprador, a qualificação e/ou a fabricação não podem ter início até que a MPS seja aprovada pelo comprador. A MPS deve especificar os seguintes detalhes: informações sobre o tubo-mãe: nome do fabricante; especificação do material; processo de fabricação do tubo; dimensões do tubo; composição química (quando aplicável); carbono equivalente (CE IIW ou Pcm, o que for aplicável); propriedades mecânicas (quando aplicável); técnicas de inspeção e relatórios para a junta soldada e o corpo da curva; condições do tratamento térmico (quando aplicável); número da corrida e número do tubo; quantidade e dimensões das curvas de qualificação e produção; requisitos de ensaio e inspeção para as curvas de qualificação; as curvas de produção; os resultados de ensaios e inspeções do processo de qualificação; os detalhes do processo de curvamento: o método de limpeza do tubo antes do curvamento; identificação da máquina de curvamento; o método de medição e controle de temperatura durante o curvamento.

Deve-se incluir os valores dos parâmetros de curvamento (ver tabela abaixo), incluindo os valores registrados na qualificação, além da margem de variação permissível dos parâmetros durante o curvamento de produção, respeitando os limites indicados na tabela abaixo. Especificar o aquecimento e o resfriamento das tangentes da curva (quando aplicável) e os detalhes do tratamento térmico após o curvamento (quando aplicável).

Deve-se ser especificados os tipos de tratamentos térmicos; a temperatura a partir da qual deve ser realizado o controle durante aquecimento e/ou resfriamento; a taxa de aquecimento, temperatura, tempo de patamar e taxa de resfriamento; o tipo e localização dos termopares; tempo de transferência entre o forno e o tanque de resfriamento, no caso de têmpera; os métodos de acabamento (calibração e arredondamento); os  requisitos adicionais do comprador (como preparação das extremidades, revestimento e identificação).

A fabricação das curvas deve ser efetuada conforme a MPS, cujo procedimento deve ser qualificado de acordo com esta Subseção, antes do início da produção. Uma curva de qualificação, com um comprimento de arco suficiente para permitir a extração dos corpos de prova necessários, deve ser fabricada de acordo com a MPS preliminar.

A inspeção e o ensaio da curva de qualificação devem incluir as tangentes e zonas de transição, se incluídas nas curvas de produção. A curva de qualificação deve ser ensaiada e inspecionada de acordo com a Seção 7. A MPS a ser usada para produção deve, para cada variável essencial indicada na tabela abaixo, especificar: os valores registrados durante a fabricação da curva de qualificação; a margem de variação permissível durante o curvamento de produção, que não pode exceder os limites permitidos na tabela abaixo. Caso algum parâmetro estabelecido na tabela abaixo exceda a variação máxima permitida, uma nova curva de qualificação deve ser produzida.

A interrupção da operação de curvamento por indução deve implicar em rejeição da curva, a menos que acordado entre o fabricante e o comprador. Neste caso, uma qualificação específica deve ser realizada na região onde o curvamento foi interrompido e reiniciado. Os ensaios específicos devem ser estabelecidos por acordo.

O tratamento térmico após o curvamento não é um requisito obrigatório para atender esta norma. Quando aplicável, o tratamento deve atender aos limites estabelecidos na tabela acima.

O tratamento térmico após o curvamento pode ser efetuado para alcançar as propriedades requeridas para o material, melhorar resistência à corrosão, remover zonas de transição nas extremidades do arco da curva ou aliviar tensões residuais. A temperatura e o tempo de cada fornada devem ser monitorados por meio de termopares conectados diretamente nas curvas, e os seus valores devem ser registrados.

O tipo, o número e a localização dos termopares devem ser conforme especificado na MPS. No caso dos tratamentos térmicos de têmpera, revenimento e normalização, não é requerido o registro da taxa de resfriamento, tanto na curva de qualificação quanto na de produção.

No caso específico de têmpera, o tempo gasto entre a saída do forno e a completa imersão no tanque de resfriamento deve ser monitorado e registrado durante a qualificação, bem como a temperatura do banho na entrada e na saída da peça. Os valores anotados não podem ser excedidos durante a produção.

Os fornos de tratamento térmico devem ser qualificados conforme a API 6A. Os termopares e os equipamentos que registram o tratamento devem estar calibrados. A conformação a quente após o curvamento ou após o tratamento térmico (quando aplicável), incluindo aquecimento localizado, ou calibração a quente, não é permitida.

A conformação ou a calibração a frio, sem tratamento térmico posterior, é permitida, desde que promova uma deformação permanente que não exceda 1,5%. As curvas devem ser fornecidas com extremidades retas, exceto se especificado em contrário pelo comprador.

Para os tubos com solda longitudinal, a junta soldada deve ser posicionada dentro do limite de ± 15º em relação à linha neutra da curva. A elaboração da MPS, a qualificação do procedimento de fabricação e a fabricação das curvas para sour service devem incluir os requisitos suplementares estabelecidos no Anexo A.