Requisito da Qualidade número 10 Rev 4 Maio 2011

Page 1 of 37 Requisito da Qualidade nº 10 Rev 4 Maio_2011 – Padrão de Equipamentos Submarinos

MATERIAIS/CCB/IF/IFPP

REQUISITO DA QUALIDADE

N°: 010 (Revisão 4) Maio 2011

PADRÃO DE EQUIPAMENTOS SUBMARINOS

Este documento estabelece os Requisitos de Inspeção a serem observados pela Organização em atendimento ao Pedido de Compras e Serviços (PCS) e demais documentações técnicas contratuais.

Elaborado e Aprovado por:

MATERIAIS/CCB/IF/IFPP


ÍNDICE 1 OBJETIVO ........................................ ................................................................................... 4

1.1 Documentos de Referência ............................................................................................................................... 4 1.2 Siglas .................................................................................................................................................................. 7

2 DEFINIÇÕES ....................................................................................................................... 8

2.1 Inspeção de Fabricação ..................................................................................................................................... 8 2.2 Tipo de Inspeção ................................................................................................................................................ 8 2.3 Ponto de Espera (Hold Point) ............................................................................................................................. 9 2.4 Ponto de Observação (Witness Point) ................................................................................................................ 9 2.5 Inspeção tipo “A” ................................................................................................................................................. 9 2.6 Inspeção tipo “B” ................................................................................................................................................. 9 2.7 Inspeção tipo “C” ou “AEF” ................................................................................................................................. 9

2.7.1 Inspeção de Fabricação ............................................................................................................................ 9 2.7.2 Inspeção por Avaliação do Processo ........................................................................................................ 9

2.8 Plano da Qualidade e Plano de Inspeção e Testes ............................................................................................ 10 2.8.1 Plano da Qualidade ................................................................................................................................... 10 2.8.2 Plano de Inspeção e Testes (PIT) ............................................................................................................. 10

2.8.2.1 Procedimentos e Instruções Indicados no PIT ............................................................................ 11 2.8.2.2 Convocação de Inspeção ............................................................................................................ 11

3 REQUISITOS PARA DIRETRIZES DA QUALIDADE ......... ................................................ 11

3.1 Qualificação de Pessoal ..................................................................................................................................... 11 3.1.1Qualificação de Inspetores de Soldagem ................................................................................................... 11

3.1.1.1 Requisitos obrigatórios para inspetores de soldagem no Brasil e Exterior ................................. 11 3.1.2 Qualificação Inspetores de Ensaios Não-Destrutivos (END’s) ............................................................. 11

3.1.2.1 Requisitos obrigatórios para inspetores de END no Brasil e Exterior .......................................... 12 3.1.3 Qualificação dos Inspetores de Pintura ................................................................................................ 12

3.2 Treinamento / Habilitação ................................................................................................................................... 12 3.2.1Requisitos para Inspetores Não-Qualificados ............................................................................................ 12

3.2.1.1 Inspetor Dimensional ................................................................................................................... 12 3.2.1.2 Inspetor Visual ............................................................................................................................. 12 3.2.1.3 Inspetor para Teste de Reconhecimento de Ligas (Teste por Pontos) ....................................... 12

3.3 Qualificação de Procedimentos .......................................................................................................................... 12 3.3.1 Procedimentos de Ensaios Não-Destrutivos (END's) ............................................................................... 12 3.3.2 Procedimento de Pintura ........................................................................................................................... 13 3.3.3 Procedimentos e Documentos de Soldagem ............................................................................................ 13

3.4 Gerenciamento Técnico de Contrato .................................................................................................................. 13 3.4.1Análise Crítica de Contrato ........................................................................................................................ 13 3.4.2 Controle de Subfornecedores ................................................................................................................... 13

3.5 Materiais ............................................................................................................................................................. 14 3.5.1 Requisito para Lingadas ............................................................................................................................ 14 3.5.2 Perfil de Material Forjado, Grau de Redução e Taxa de Deformação. ..................................................... 14 3.5.3 Meio de Resfriamento da Têmpera ........................................................................................................... 14 3.5.4 Elastômeros .............................................................................................................................................. 14 3.5.5 Elementos de Fixação ............................................................................................................................... 14

3.6 Documentação Técnica ...................................................................................................................................... 15 3.6.1 Relatório de Pintura ................................................................................................................................... 15 3.6.2 Relatório Dimensional ............................................................................................................................... 15 3.6.3 Registro de Acompanhamento de Soldagem ............................................................................................ 15

3.6.3.1 Instrução de execução e inspeção de soldagem (IEIS) .............................................................. 15 3.6.4 Relatório de Dureza .................................................................................................................................. 15 3.6.5 Relatório de Tratamento Térmico .............................................................................................................. 15 3.6.6 Análise da Documentação Técnica ........................................................................................................... 16

3.7 Conflito Normativo .............................................................................................................................................. 16 3.8 Projeto ................................................................................................................................................................ 16

3.8.1 Estudo de Folgas e Tolerâncias ................................................................................................................ 16 3.8.2 Validação de Projeto ................................................................................................................................. 16 3.8.3 Metalurgia Especial ................................................................................................................................... 16 3.8.4 Qualificação de Selos ................................................................................................................................ 17 3.8.5 Adequação do Projeto de Solda ................................................................................................................ 17 3.8.6 Diferencial de Dureza nas Áreas de Vedação .......................................................................................... 17 3.8.7 Isométrico das Linhas Hidráulicas de Controle ......................................................................................... 17 3.8.8 Componentes Críticos ............................................................................................................................... 17 3.8.9 Requisito de Inspeção das Superfícies de Vedação ................................................................................. 17 3.8.10 Revestimentos Metálicos ........................................................................................................................ 17

3.8.10.1 Revestimentos de Elementos de Fixação ................................................................................. 17 3.8.10.2Qualificação do Revestimento de Níquel Químico ..................................................................... 17 3.8.10.3 Qualificação de procedimento para o processo de revestimento de Metalização por

Aspersão Térmica. ...................................................................................................................................................... 18 3.8.11 Estudo de Compatibilidade Entre Fluidos e Elastômeros ....................................................................... 18 3.8.12 Revestimentos Não-Metálicos ................................................................................................................. 18

3.9 Controle de Sub fornecedores de produtos e serviços ....................................................................................... 18


3.9.1 Requisito de Qualificação de Pessoal em Subfornecedores de produtos e serviços ............................... 18 3.9.2 Lista de Subfornecedores Qualificados ..................................................................................................... 18 3.9.3 Requisito Mínimo para Subfornecedores .................................................................................................. 18 3.9.4 Documentação para Materiais Importados ............................................................................................... 18

3.10 Identificação e Rastreabilidade ......................................................................................................................... 18 3.10.1 Rastreabilidade de Componentes Críticos .............................................................................................. 18 3.10.2 Rastreabilidade de Elementos de Fixação .............................................................................................. 19

3.11 Manuseio, Preservação e Armazenamento ...................................................................................................... 19 3.11.1 Procedimentos para Manuseio, Preservação e Armazenamento ........................................................... 19

3.11.1.1 Produto ...................................................................................................................................... 19 3.11.1.2 Dispositivos de testes ................................................................................................................ 19

3.11.2 Preservação das Áreas de Vedação ....................................................................................................... 19 3.11.3 Preservação após Testes ........................................................................................................................ 19 3.11.4 Armazenagem de Elastômeros ............................................................................................................... 19 3.11.5 Equipamento de Sistema de Controle ..................................................................................................... 19 3.11.6 Armazenamento de Tubing ..................................................................................................................... 19

3.12 Identificação e Marcação .................................................................................................................................. 19 3.12.1 Requisitos de Identificação ..................................................................................................................... 19

3.12.1.1 Requisitos de Identificação para Equipamentos de Sistema de Controle ................................. 20 3.12.2 Método de Identificação .......................................................................................................................... 20 3.12.3 Outras Identificações ............................................................................................................................... 20

3.13 Controle de Processo ....................................................................................................................................... 20 3.13.1 Inspeção de Soldagem ............................................................................................................................ 20 3.13.2 Tratamento Térmico ................................................................................................................................ 20 3.13.3 Componentes do Sistema de Controle ................................................................................................... 20 3.13.4 Goose Neck ............................................................................................................................................. 21 3.13.5 Inspeção por Amostragem ...................................................................................................................... 21

3.14 Inspeção, Testes e Registros ........................................................................................................................... 21 3.14.1 Sistema de Controle ................................................................................................................................ 21 3.14.2 Requisito para Teste de Pressão ............................................................................................................ 21 3.14.3 Requisito para Procedimento de Teste de Pressão ................................................................................ 21 3.14.4 Restrição ao Uso de Teflon® no Teste de Vedação ............................................................................... 21 3.14.5 Procedimento de Controle de Documentos ............................................................................................ 21 3.14.6 Estabilização da Pressão no Teste de Pressão em Temperatura Ambiente .......................................... 22 3.14.7 Teste de Pressão em Equipamento Pintado ........................................................................................... 22 3.14.8 Teste de Pressão em Múltiplos Bores ..................................................................................................... 22 3.14. 9 Teste de Contra Vedação (Back Seat) – Quando Aplicável .................................................................. 22 3.14.10 Ensaio Volumétrico em Revestimentos por soldagem – Overlay ......................................................... 22 3.14.11 Procedimento de Passagem de PIG ..................................................................................................... 22 3.14.12 Procedimento de Torque para fixadores. .............................................................................................. 22 3.14.13 Procedimento de Flushing ..................................................................................................................... 22 3.14.14 Técnica para Verificação de Espessura de Revestimento por Solda ................................................... 23 3.14.15 Quantidade (TEMPO) de Tratamentos Térmicos .................................................................................. 23 3.14.16 Substituição de Ensaios Não-Destrutivos ............................................................................................. 23 3.14.17 Inspeção de forma e posição ................................................................................................................ 23 3.14.18 Teste de Continuidade Elétrica da Proteção Catódica .......................................................................... 23 3.14.19 Desmagnetização .................................................................................................................................. 23 3.14.20 Olhal para içamento .............................................................................................................................. 23 3.14.21 Teste de Dureza .................................................................................................................................... 23 3.14.22 Inspeção Dimensional de componentes, sub conjuntos e conjuntos montados - eventos HP / WP .... 24 3.14.23Inspeção de Recebimento ...................................................................................................................... 24

3.15 Controle de Instrumentos de Medição e Testes ............................................................................................... 24 3.15.1 Plano de Controle de Calibração para Máquinas Operatrizes ................................................................ 24 3.15.2 Plano de Controle de Calibração de Instrumentos e equipamentos de teste ......................................... 24 3.15.3 Laboratórios para Calibração de Instrumentos ....................................................................................... 24 3.15.4 Requisito de Calibração dos Instrumentos de Medição de Tratamento Térmico .................................... 25

3.16 Controle e Tratamento de Não-conformidade .................................................................................................. 25 3.16.1 Tratamento das Não-Conformidades ...................................................................................................... 21

3.17 Desvios Normativos e de Cotas Padronizadas ................................................................................................ 25 3.18 Sala Limpa para Montagem, Desmontagem, Testes de Atuadores, SCM’s e equipamentos com exigência

de classe de limpeza. .................................................................................................................................................. 25

3.19 Tabela de Classificação PSL mínima dos Conjuntos e sub conjuntos ............................................................ 26

4 SMS ..................................................................................................................................... 26

4.1 Circulação de pessoas ....................................................................................................................................... 26 4.2 Teste Hidrostático e com Gás............................................................................................................................. 26 4.3 Descarte de Resíduos ........................................................................................................................................ 26

5 DATA BOOK ...................................................................................................................................................... 26

6 TABELA DE CLASSIFICAÇÃO PSL MÍNIMA DOS CONJUNTOS E SUB CONJUNTOS. 27

7 NOTAS EM RELAÇÃO AO QUADRO ITEM 6 DESTE REQUISITO DA QUALIDADE.......................................... ................................................................................. 36


1- OBJETIVO

Definir parâmetros para adoção de uma inspeção tipo “A”, “B”, “C” e “AEF” para o fornecimento de equipamentos submarinos, baseado no acompanhamento dos processos de fabricação através da verificação da aplicabilidade do Sistema Gestão e de Garantia da Qualidade da Organização e do Projeto, que servirão como a base do fornecimento desses produtos, visando o estabelecimento mínimo de requisitos que devem constar no Plano de Qualidade a ser apresentado pela Organização fabricante de equipamentos submarinos, nacional ou estrangeira, para aprovação pela PETROBRAS. Os equipamentos compreendidos dentro do escopo deste Requisito encontram-se listados abaixo:

•Manifold Submarino: • Módulos de Conexão: •Árvore de Natal Submarina – ANM: •Base Adaptadora de Produção – BAP, •Cabeças-de-Poço Submarinas •Sistemas de Suspensão da Linha de injeção •PLET •PLEM •MOBO •BAB MOBO •RISER. •SSAO •IN LINE •ESDV NOTA: Toda e qualquer exceção e/ou conflito observado pela organização referente ao conteúdo deste requisito, deverá ser identificado e apresentado para avaliação e validação junto ao responsável da inspeção residente da PETROBRAS.

1.1 Documentos de Referência Exceto se informado por PETROBRAS, demais normas e especificações será aplicado o conceito de

utilização referencia para inspeção e praticas recomendada, observando sempre a data da ultima revisão e a data citada nos documentos contratuais. Paragrafos, itens, tabelas e especificações citados neste requisito são considerados como referencia.

ABENDI NA-001 Qualificação e Certificação de Pessoal em Ensaios Não-Destrutivos. ABRACO 001 Qualificação e Certificação de Pessoal em Corrosão e Proteção. ABNT NBR 5425 Guia para inspeção por amostragem no controle e certificação de qualidade ABNT NBR 5426 Planos de amostragem e procedimentos na inspeção por atributos ABNT NBR ISO 9001 Sistemas de Gestão da Qualidade - Requisitos. ABNT NBR ISO 10005 Gestão da Qualidade - Diretrizes para Planos da Qualidade. ABNT NBR 11900 Extremidades de Laços de Cabos de Aço. ABNT NBR 13541 Movimentação de Carga - Laço de Cabo de Aço – Especificação. ABNT NBR 13542 Movimentação de Carga - Anel de Carga. ABNT NBR 13543 Movimentação de Carga - Laço de Cabo de Aço - Utilização e Inspeção. ABNT NBR 13544 Movimentação de Carga - Sapatilho para Cabo de Aço. ABNT NBR 13545 Movimentação de Carga - Manilhas. ABNT NBR 14842 Critérios para Qualificação e Certificação de Inspetores de Soldagem. ABNT NBR 15218 Critérios para Qualificação e Certificação de Inspetores de Pintura Industrial. API 5LD API 5LD Specification for CRA Clad or Lined Steel Pipe API 6A Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment. API RP 17A Design and Operation of Subsea Production Systems API 17D Specification for Subsea Wellhead and Christmas Tree Equipment. API RP 17G Recommended Practice for Completion/Workover Risers

API RP 582 Welding Guidelines for the Chemical, Oil, and Gas Industries API recommended practice582

API 650 Welded Steel Tanks for Oil Storage API RP 14E Design and Installation of Offshore Production Piping


API RP 2A-WSD (RP-2AWSD)

Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Platforms—Working Stress Design

API 1104 Welding of Pipelines and Related Facilities ASME Sec II Materials ASME Sec V Nondestructive Examination ASME Sec VIII Div 1/2 Rules for Construction of Pressure Vessels. ASME IX Welding and Brazing Qualifications. ASME B16.34 Valves – Flanged, threaded and Welding End ASME B31.1 Power Piping – ASME Code for Pressure Piping ASME B31.3 Process Piping ASME B31.4 Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and other Liquids ASME B31.8 Gas Transmission and Distribution Piping Systems ASTM A263 Standard Specification for Stainless Chromium Steel-Clad Plate ASTM A264 Standard Specification for Stainless Chromium-Nickel Steel-Clad Plate ASTM A265 Standard Specification for Nickel and Nickel-Base Alloy-Clad Steel Plate ASTM B117 Standard Practice for Operating Salt Spray (FOG) Apparatus. ASTM B 602 Standard Test Method for Attribute Sampling of Metallic and Inorganic Coatings. ASTM B850 Post-Coating Treatments of Steel for Reducing Risk of Hydrogen Embrittlement ASTM E10 Standard Test Method for Brinell Hardness of Metallic Materials. ASTM E 18 Standard Test Method for Rockwell Hardness of Metallic Materials. ASTM E384 Standard Test Method for Knoop and Vickers Hardness of Materials

ASTM D5894 Standard Practice for Cyclic Salt Fog/UV Exposure of Painted Metal, (Alternating Exposures in a Fog/Dry Cabinet and a UV/Condensation Cabinet

AWS D1.1 Structural Welding Code - Steel.

EN 473 Non-Destructive Testing - Qualification and Certification of NDT Personnel - General Principles.

EN 287-1 Qualification Test of Welders - Fusion Welding - Part 1: Steels.

EN 287-2 Qualification Test of Welders - Fusion Welding - Part 2: Aluminium and Aluminium Alloys.

EN 45013 General Criteria for Certification Bodies Operations of Personnel. E-QP-SEQ-073 Qualificação e Certificação de Pessoal e Procedimentos no Exterior - Orientações. ET E&P PE 27-0189-C Procedimento para Padronização e Uso de Eslingas de Cabo de Aço na E&P-BC. ET-3000.00-1500-251-PAZ-001

Fixadores em Aço de Alta Resistência para Aplicação Submarina.

ET-3000.00-1500-251-PAZ-002

Rastreabilidade de Fixadores em Aço de Alta Resistência para Aplicação Submarina.

ET-3000.00-1500-950-PMU-001

Revestimento de níquel químico por interdifusão.

ET: 3000.00-1516-940-PPC-001 Projeto de Proteção Catódica para Equipamento Submarino.

ET-3000.00-1500-940-PUR-001

Plano da Qualidade para Manifolds e Equipamentos Submarinos.

ET-3000.00-1514-941-PSE-002

Documentação

ET-0001.00-9310-500-PEI-001

Atendimento aos requisitos da NR-13 para vasos de pressão

Federal Standard 209 E Airborne Particulate Cleanliness Classes in Clean rooms and Clean Zones. ISO 3452-1 Non-destructive testing — Penetrant testing — Part 1: General principles

ISO 3745 Determination of Sound Power Levels of Noise Sources Using Sound Pressure -Precision Methods for Anechoic and Hemi-Anechoic Rooms.

ISO 9712 Non-Destructive Testing - Qualification and Certification of Personnel. ISO 10423 Petroleum and Gas Natural Industries - Drilling and Production Equipment.

ISO 13628-6 Petroleum and Gas Natural Industries - Design and Operations of Subsea Productions Systems.

ISO 14644-1 Cleanrooms and Associated Controlled Environments.

ISO15156-1 Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production. Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials


ISO 15156-2 Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production. Part 2: Cracking-resistant carbon and low-alloy steels, and the use of cast irons

ISO 15156-3 Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production. Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys

ISO 15609 part 1 a 5 Specification and qualification of welding procedures for metallic materials – Welding procedure specification

ISO 15613 Specification and qualification of welding procedures for metallic materials Qualification based on pre-production welding test

ISO 15614 part 1 Specification and qualification of welding procedures for metallic materials — Welding procedure test — part 1 Arc and gas welding of steels and arc welding of nickel and nickel alloys

ISO 15614 part 2 Specification and qualification of welding procedures for metallic materials — Welding procedure test — part 2 Arc welding of aluminum and its alloys

ISO 15614 part 3 Specification and qualification of welding procedures for metallic materials — Welding procedure test — part 3 Fusion welding of non-alloyed and low-alloyed cast irons

ISO 15614 part 4 Specification and qualification of welding procedures for metallic materials — Welding procedure test — part 4 Finishing welding of aluminum castings

ISO 15614 part 5 Specification and qualification of welding procedures for metallic materials — Welding procedure test — part 5 Arc welding of titanium, zirconium and their alloys

ISO 15614 part 6 Specification and qualification of welding procedures for metallic materials — Welding procedure test — part 6 Arc and gas welding of copper and its alloys

ISO 15614 part 7 Specification and qualification of welding procedures for metallic materials — Welding procedure test — part 7 Overlay welding

ISO 15614 part 8 Specification and qualification of welding procedures for metallic materials — Welding procedure test — part 8 Welding of tubes to tube-plate joints

ISO 15614 part 9 Specification and qualification of welding procedures for metallic materials — Welding procedure test — part 9 Arc underwater hyperbaric wet welding

ISO 15614 part 10 Specification and qualification of welding procedures for metallic materials — Welding procedure test — part 10 Hyperbaric dry welding

ISO 15614 part 11 Specification and qualification of welding procedures for metallic materials — Welding procedure test — part 11 Electron and laser beam welding

ISO 15614 part 12 Specification and qualification of welding procedures for metallic materials — Welding procedure test — part 12 Spot, seam and projection welding

ISO 15614 part 13 Specification and qualification of welding procedures for metallic materials — Welding procedure test — part 13 Resistance butt and flash welding

ISO/IEC 17024 Conformity Assessment - General Requirements for Bodies Operating Certification of Persons.

ISO/IEC 17025 General Requirements for the competence of testing and calibration laboratories ISO 17640 Non-destructive testing of welds — Ultrasonic testing of welded joints

ISO 17671 part 5 Welding — Recommendations for welding of metallic materials — Part 5: Welding of clad steels

ISO 28781 Petroleum and natural gas industries - Down hole equipment - Subsurface tubing mounted formation barrier valves and related equipment.

NACE MR0175 Petroleum and Natural Gas Industries - Materials for Use in H2S-Containing Environments in Oil and Gas Production.

NACE 1F192 Use of Corrosion-Resistant Alloys in Oilfield Environments. NAS 1638 Cleanliness Requirements of Parts Used in Hydraulic Systems. NR-13 Caldeira e Vasos de Pressão. PETROBRAS N-0002 Pintura de Equipamento Industrial. PETROBRAS N-0013 Requisitos Técnicos para Serviços de Pintura. PETROBRAS N-0115 Fabricação e Montagem de Tubulações Metálicas PETROBRAS N-0133 Soldagem. PETROBRAS N-1591 Ligas Metálicas e Metais - Identificação Através de Testes pelo Imã e por Pontos. PETROBRAS N-1592 Ensaio Não-Destrutivos - Testes pelo Imã e por Pontos. PETROBRAS N-1594 Ensaio Não Destrutivo Ultra Som PETROBRAS N-1595 Ensaio Não Destrutivo Radiografia PETROBRAS N-1596 Ensaio Não Destrutivo Liquido Penetrante PETROBRAS N-1597 Ensaio Não-Destrutivo Visual.


PETROBRAS N-1738 Descontinuidades em Juntas Soldadas - Fundidos, Forjados e Laminados. PETROBRAS N-1729 Anodos de Liga de Alumínio PETROBRAS N-1738 Descontinuidades em Juntas Soldadas - Fundidos, Forjados e Laminados. PETROBRAS N-1852 Estruturas Oceânicas - Fabricação e Montagem de Unidades Fixas. PETROBRAS N-1892 Estruturas Oceânicas - Içamento PETROBRAS N-2004 Inspeção de Pintura Industrial - Qualificação de Pessoal. PETROBRAS N-2109 Controle Dimensional - Qualificação de Pessoal. PETROBRAS N-2301 Elaboração da Documentação Técnica de Soldagem. PETROBRAS N-2349 Segurança nos trabalhos de soldagem e corte PETROBRAS N-2508 Ligas Metálicas e Metais - Identificação – Padrões Fotográficos. PETROBRAS N-2568 Revestimento anticorrosivos aplicados por aspersão termica SAE AS 4059 Aerospace Fluid Power - Cleanliness Classification for Hydraulic Fluids.

SAE ARP 5376 Methods, Locations and Criteria for System Sampling and Measuring the Solid Particle Contamination of Hydraulic Fluids.

1.2 Siglas ABENDI - Associação Brasileira de Ensaios Não-Destrutivos e Inspeção ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas ABRACO - Associação Brasileira de Corrosão ACCP - ASNT Central Certification Program ANM - Árvore de Natal Molhada API - American Petroleum Institute ASME - American Society of Mechanicals Engineering ASNT - American Society for Nondestructive Testing ASTM - American Society for Testing and Materials AWS - American Welding Society BAP - Base Adaptadora de Produção BMSHA – Bomba Muitifásica Submarina Helio-Axial CRA – (Corrosion-resistant alloy) Designação para uma Liga resistente a corrosão. CFM - Condições de Fornecimento de Materiais CLF - Conector das Linhas de Fluxo CM - Corrosion Monitoring COD – Comunicado de ocorrência de divergência CSWIP - Certification Scheme for Welding and Inspection Personnel DCV - Dual Change Valve DHSV - Down Hole Safety Valve EN - European Standard EHDM – Módulo de distribuição eletro hidráulico END - Ensaio Não-Destrutivo EPS - Especificação do Procedimento de Soldagem ET - Especificação Técnica ETU - Electronic Test Unit ESDV - Emergency Shutdown Valve - Válvula de Fechamento de segurança FAT - Factory Acceptance Test FBTS - Fundação Brasileira de Tecnologia de Soldagem FD - Folha de Dados FIBAP - Ferramenta de Instalação da BAP GHSC - Galvanically-induced hydrogen stress cracking HBW - Brinell hardness HRB - Rockwell hardness (scale B) HRC - Rockwell hardness (scale C) HP - Hold Point HPU - Hydraulic Power Unit HRC - Hardness Rockwell C IEC - International Electrotechnical Commission IEIS - Instrução de Especificação de Instrução de Soldagem ISO - International Organization for Standardization “IN LINE” - Equipamentos projetados para serem instalados juntamente com os dutos, conectados em

ambas as extremidades. LP - Líquido Penetrante


MCS - Master Control Station MCV - Módulo de Conexão Vertical MLF - Mandril das Linhas de Fluxo MOBO – Modulo de Bombeio NACE - National Association of Corrosion Engineers NAS - National Aerospace Standards NBR - Norma Brasileira NR - Norma Regulamentadora PCS - Pedido de Compras e Serviços PIT - Plano de Inspeção e Testes PIG - Denominação genérica dos dispositivos passados pelo interior dos dutos, impulsionados pelo fluido

transportado, podendo ser convencionais (destinados a limpeza, separação de produtos e remoção de líquidos) ou instrumentados (providos de instrumentos de detecção e registro de dados).

PLEM - Pipe Line End Manifold PLET - Pipe Line End Termination PM - Partícula Magnética PSL - Product Specification Level PT - Pressure Transmisser PVT - Performance Verification Test PVT - Pressure Verification Test RM - Requisição de Material RNC - Relatório de Não-Conformidade RQPS - Registro de Qualificação do Procedimento de Soldagem RQS - Registro de Qualificação dos Soldadores RWI – Rebombeador e Injetor de água SCM - Subsea Control Module SCPS - Sistema de Cabeça de Poço Submarino SSAO – Estação de separação submarina de água, óleo e gás SSC – Sulfide stress-cracking SCC - Stress-corrosion cracking SEM - Subsea Electronic Module SEQUI - Setor de Certificação, Qualidade e Inspeção. SESI - Sensor Simulator SOHIC - Stress-oriented hydrogen-induced cracking SMS - Segurança, Meio Ambiente e Saúde SNQC-CP - Sistema Nacional de Qualificação e Certificação em Corrosão e Proteção SNQC-END - Sistema Nacional de Qualificação e Certificação de Pessoal em Ensaios Não-Destrutivos SNQC-IS - Sistema Nacional de Qualificação e Certificação de Inspetores de Soldagem SNT - Society for Nondestructive Testing SST – (Austenitic stainless steel) Designação para um aço inoxidável austenitico. TPT -Temperature Pressure Transmisser TRT - Tree Running Tool TWI - Technology Welding Institute UNS - Unified (alloy) numbering system (from SAE-ASTM, Metals and alloys in the Unified Numbering

System) VASP´s – Vaso separador de processo de bombeamento de óleo e gás. WP - Witness Point

2 DEFINIÇÕES

2.1 Inspeção de Fabricação Atividade desenvolvida pela PETROBRAS através de seus órgãos de inspeção ou por empresas

contratadas com o objetivo de verificar nas instalações da organização a conformidade dos produtos fabricados de acordo com os documentos contratuais.

2.2 Tipo de Inspeção Estabelece o grau de participação da inspeção da PETROBRAS no acompanhamento do processo

produtivo do material. As inspeções dos tipos "A" e "B" possuem características de uma inspeção final com ênfase no produto acabado. As inspeções dos tipos "C" e “AEF”, além do acompanhamento de eventos finais, aferem o processo produtivo da Organização, instituindo ou não pontos de espera obrigatórios (Hold Points) ao longo da fabricação.


2.3 Ponto de Espera (Hold Point) Evento de inspeção, no ciclo fabril da Organização, que requer análise, verificação ou testemunho da

inspeção PETROBRAS e sem o qual o processo de fabricação não pode continuar. Os pontos de espera são definidos nos documentos contratuais constantes dos Pedidos de Compras e Serviços (PCS’s), nos Requisitos de Inspeção ou pela inspeção da PETROBRAS quando da análise do Plano de Inspeção e Testes (PIT) da Organização.

2.4 Ponto de Observação (Witness Point) Evento de inspeção, no ciclo fabril da Organização, em que este notificará a inspeção PETROBRAS,

dentro dos prazos contratuais, visando à análise, verificação ou testemunho de eventos acordados no Plano de Inspeção e Testes (PIT), sem que o processo fabril seja interrompido.

2.5 Inspeção tipo “A” Modalidade de inspeção caracterizada principalmente pela não necessidade de acompanhamento de

testes finais por parte da inspeção PETROBRAS, devido à confiabilidade do processo fabril e/ou baixa complexidade do material a ser fornecido. Nela devem ser realizadas no mínimo as seguintes verificações, relativas aos componentes definidos como críticos: •Análise da documentação gerada no ciclo fabril: certificados de matéria-prima, registros de ensaios e testes (Ex.: exame visual e dimensional, medição de dureza, testes não-destrutivos, testes de integridade, testes funcionais, operações de soldagem, tratamento térmico, pintura e revestimento), certificados de calibração dos instrumentos e equipamentos, documentação de soldagem e pintura, relatórios de nãoconformidade (RNC’s), bem como outros documentos aplicáveis; •Exame visual e dimensional final; •Identificação e acondicionamento do material.

2.6 Inspeção tipo “B” Modalidade de inspeção onde devem ser realizadas no mínimo as seguintes verificações, aplicáveis

aos componentes definidos como críticos: •Análise da documentação gerada no ciclo fabril: certificados de matéria-prima, registros de ensaios e testes (Ex.: exame visual e dimensional, medição de dureza, testes não-destrutivos, testes de integridade, testes funcionais, operações de soldagem, tratamento térmico, pintura e revestimento), certificados de calibração dos instrumentos e equipamentos, relatórios de não-conformidade (RNC’s), bem como quaisquer outros documentos aplicáveis; •Exame visual e dimensional final; •Medição de dureza; •Acompanhamento de testes hidrostáticos e/ou pneumáticos, quando aplicável; •Acompanhamento de testes funcionais; •Checklist dos conjuntos montados.

2.7 Inspeção tipo “C” ou “AEF” Devem ser realizadas as seguintes verificações, aplicáveis aos componentes definidos como críticos

pela engenharia. A critério da PETROBRAS, outros componentes ou estruturas metálicas poderão ser objeto de controles similares.

2.7.1 Inspeção de Fabricação Deve ser efetuado através do acompanhamento das atividades de inspeção, por meio de avaliações

do processo e complementado com HP ou WP, definidos previamente no Plano de Inspeção e Testes (PIT) aprovado. Caberá à inspeção PETROBRAS definir o modelo de inspeção apropriado, com base nos resultados obtidos no acompanhamento de inspeção, podendo utilizar um modelo ou combinando avaliações de processo com HP e WP, dando mais ênfase nas avaliações ou nas inspeções por HP ou WP, conforme sua necessidade e estratégia definida.

2.7.2 Inspeção por Avaliação do Processo A inspeção da PETROBRAS, em qualquer momento no processo de fabricação, poderá avaliar a

eficiência do Sistema da Qualidade da Organização ou de seu subfornecedor, conforme este Requisito de Inspeção, bem como normas de gestão de sistemas da qualidade aplicáveis, procedimentos da Organização, normas da API e documentos contratuais da PETROBRAS. Para que as avaliações sejam realizadas é imprescindível que a Organização disponibilize uma estrutura mínima, como segue: a) Emitirá uma programação semanal, até a quinta-feira que antecede a semana em que se efetuarão as atividades de inspeção, informando os eventos que deverão ser verificados;


b) Disponibilizará um Single-Point, que deverá estar à disposição para ser um facilitador, de forma que haja uma interface adequada com a inspeção e que este disponibilize toda a documentação necessária, em tempo hábil, para a realização dos eventos de inspeção; c) Emitirá não-conformidades nos casos onde forem encontrados desvios, e estas farão parte do controle de pendências da inspeção PETROBRAS para monitoração das ações corretivas. Ao critério da inspeção PETROBRAS, outros documentos de inspeção poderão ser emitidos; d) Deverá elaborar quinzenalmente um mapeamento das não-conformidades emitidas, referenciando as áreas, os problemas encontrados, bem como os registros gerados, de forma a propiciar à inspeção PETROBRAS conhecimento dos pontos críticos no processo e assim permitir um melhor direcionamento e planejamento das atividades de inspeção.

2.8 Plano da Qualidade e Plano de Inspeção e Testes

2.8.1 Plano da Qualidade É um documento elaborado pela Organização, dentro dos padrões estabelecidos pela norma NBR

ISO-10005 que especifica quais processos, procedimentos e recursos associados que devem ser aplicados, por quem e quando, para satisfazer os requisitos de um empreendimento, produto processo ou contrato especifico, considerando as seguintes atividades: a) A garantia da compatibilidade do projeto, procedimentos e documentação interna aplicável, com o material objeto do PCS, normas de construção, especificações técnicas e requisições de materiais; b) A indicação dos dispositivos e equipamentos, incluindo as exatidões requeridas para a obtenção da qualidade nas verificações efetuadas (Ex.: dimensões críticas, testes de funcionamento etc.); c) A indicação da qualificação do pessoal que executa as atividades de inspeção e verificação; d) A identificação dos estágios ao longo de todo o ciclo de produção do material, onde serão realizadas as verificações, incluindo aquelas realizadas nos subfornecedores. Devem indicar os tipos de exames, ensaios ou verificações a serem efetuados; e) A indicação de procedimentos e padrões de aceitação para todas as características e requisitos de qualidade, incluindo as de caráter subjetivo e as dos subfornecimentos; f) A identificação e preparação de registros da qualidade, citando o tipo do registro, relatório, certificado, gráfico e demais documentos técnicos aplicáveis; g) O Plano da Qualidade deve estar compatível com a documentação contratual citada no PCS, tais como Requisitos de Inspeção, normas técnicas e Requisições de Materiais. Deve possuir campo apropriado onde a inspeção da PETROBRAS assinalará os pontos de espera; h) A Organização deve identificar no Plano da Qualidade todas as normas técnicas de projeto, processos, qualificação, códigos, legislação e inspeção. Deve possuí-las e utilizá-las no fornecimento. As normas devem estar atualizadas na revisão aplicável e à disposição da inspeção da PETROBRAS quando solicitado. Nota: Caso existam alterações no planejamento fabril estabelecido no “Plano da Qualidade” aprovado, durante o processo de fabricação, estas devem ser apresentadas novamente à PETROBRAS para aprovação.

2.8.2 Plano de Inspeção e Testes (PIT) O Plano de Inspeção e Testes (PIT) é um documento elaborado pela Organização, que deve indicar os

estágios, ao longo de todo o ciclo de produção, onde são realizadas as verificações e inspeções, HP ou WP. Este documento deverá indicar os tipos de exames, ensaios, testes ou verificações a serem efetuados, procedimentos e instruções aplicáveis, critérios de aceitação, registros emitidos, incluindo inspeções realizadas nos subfornecedores.

O PIT relativo a inspeções do tipo C deve ser apresentado à inspeção PETROBRAS para aprovação antes do início das atividades fabril.

A reapresentação do PIT somente será necessária nas seguintes condições:Alteração de projeto; •Adequação à nova revisão do Requisito de Inspeção; •Adequação a novos requisitos especificados em PCS, FD, RM e demais documentos aplicáveis; •Revisão de normas construtivas. •Resultados das avaliação dos indicadores da qualidade.

Na definição dos componentes a serem incluídos no PIT deverá ser considerado as seguintes características: •Exposição a fluido de produção (pressão do poço). •Participação em circuitos hidráulicos de controle ou de teste, com exposição a pressões que resultem em níveis elevados das tensões atuantes. •Principais componentes mecânicos dos sistemas críticos do equipamento, notadamente sistemas de travamento.


•Aspectos relevantes de projeto ou do processo fabril, tais como: projeto pioneiro, domínio das características, operações ou complexidade do processo fabril e END volumétrico ao longo da fabricação, •Solicitado nos documentos contratuais, RM´s e ET´s. Nota: Para equipamentos de Sistema de Controle Multiplexado deverá ser elaborado um PIT específico que atenda à ET: 3549.00-1514-800-PAZ-001.

2.8.2.1 Procedimentos e Instruções Indicados no PIT A Organização deve apresentar todos os desenhos, procedimentos, documentos de soldagem (EPS,

RQPS, IEIS e RQS) e instruções de inspeção de todas as atividades previstas no PIT. Os procedimentos devem conter critérios de aceitação referenciando a norma respectiva. Os mesmos devem ser apresentados para análise e comentários da inspeção PETROBRAS. Caso existam alterações no planejamento fabril estabelecido no “Plano de Inspeção e Testes”, aprovado durante o processo de fabricação, estas devem ser apresentadas novamente à PETROBRAS, para sua análise e aprovação.

2.8.2.2 Convocação de Inspeção A Organização deve convocar a inspeção PETROBRAS, conforme estabelece as Condições Gerais de

Fornecimento de Material - CFM/Contrato, para os eventos designados como pontos de monitoramento, testemunho e parada obrigatórios, exceto quando seja acordada estratégia diferente na reunião inicial de inspeção.

3 REQUISITOS PARA DIRETRIZES DA QUALIDADE

3.1 Qualificação de Pessoal

3.1.1 Qualificação de Inspetores de Soldagem Os Inspetores de Soldagem deverão ser qualificados e certificados por organismos independentes, nos

níveis adequados às necessidades de fornecimento para a PETROBRAS. São admitidos os seguintes níveis de profissionais na área de soldagem: a) Brasil: Inspetor de Soldagem Nível I ou Nível II, certificado pelo SNQC-IS coordenado pela FBTS, conforme a norma NBR-14842, a abrangência das qualificações dos inspetores nível II devem atender aos seguintes códigos e respectivas modalidades: •ASME VIII divisão I (Vasos de pressão) •ASME VIII divisão II (Vasos de pressão) •AWS D 1.1 (Estruturas metálicas) •ASME B31.1(Tubulações) •ASME B31.3 (Tubulações) •ASME B31.4 (Oleodutos e gasodutos) •ASME B31.8 (Oleodutos e gasodutos) •API 1104 (Oleodutos e gasodutos) •API 650 (Tanques de armazenamento de óleo) b) Exterior: Os organismos credenciados a emitirem Certificações e Qualificações encontram-se listados na norma E-QP-SEQ-073, emitida pelo SEQUI/PETROBRAS. •Europa: Engenheiro de Solda Certificado, Tecnologista de Solda Certificado, Especialista de Solda Certificado, Inspetor de Solda Certificado, conforme EN-45013 ou ISO/IEC 17024 (IIW/EWF/IIS, etc), •Demais Países: Profissionais Certificados e Qualificados cujo sistema de qualificação esteja de acordo com a EN-45013 ou ISO/IEC 17024.

3.1.1.1 Requisitos obrigatórios para inspetores de soldagem no Brasil e Exterior O Inspetor de Soldagem Nível 2 ou profissional equivalente pode estar disponível na Organização

somente quando sua presença for necessária para o desenvolvimento das atribuições previstas para seu nível, porém todos os demais profissionais qualificados deverão estar permanentemente na fábrica, supervisionando as operações de soldagem.

Os equipamentos submarinos pressurizados, listados no escopo deste requisito, tais como: ANM, BAP, Suspensores, etc, deverão ter seus documentos para elaboração e controle da soldagem emitidos e aprovados por inspetores com qualificação ASME VIII, conforme os critérios das divisões I ou II. A qualificação para os componentes estruturais de Manifolds, PLETs e etc, deverão atender à qualificação para a norma especificada no contrato.

3.1.2 Qualificação Inspetores de Ensaios Não-Destru tivos (END’s) Os Inspetores de Ensaios Não-Destrutivos (ensaio visual, líquido penetrante, partículas magnéticas,

radiografia, ultra-som e correntes parasitas) Níveis 1 e 2 devem ser certificados pelo SNQC-END, conforme a norma NA-001 da ABENDI ou por organismos internacionais independentes que atendam aos requisitos da


norma EN 45013 ou ISO/IEC 17024 e que operem em conformidade com as normas ISO9712 ou EN 473, sendo neste caso requerida a aprovação prévia da PETROBRAS.

É permitida a utilização de profissionais e de procedimentos de empresas contratadas, desde que comprovada a imediata disponibilidade desses recursos, sempre que necessário, e de que os procedimentos sejam compatíveis com os ensaios contratados e que atendam às necessidades de fornecimento para a PETROBRAS.

Quando forem utilizados procedimentos de terceiros aplicados por pessoal próprio da Organização é obrigatória à apresentação de autorização para uso dos mesmos.

3.1.2.1 Requisitos obrigatórios para inspetores de END no Brasil e Exterior •A comprovação do nível de qualificação dos inspetores deve ser consultada no site da ABENDI: http://www.abendi.org.br/ � certificação de pessoal � documentos para download � NA-001 •A comprovação da certificação de inspetores do exterior poderá ser feita através do próprio carimbo do inspetor no documento, desde que neste conste o nível da qualificação, a identificação do inspetor e do órgão certificador. A apresentação da certificação deve ser obrigatória, uma vez que existem profissionais trabalhando pelo sistema de autocertificação, permitido pela prática ASNT SNT-TC-1A , a qual não é aceita pela PETROBRAS .

3.1.3 Qualificação dos Inspetores de Pintura No Brasil, os Inspetores de Pintura Níveis 1 e 2 devem ser no mínimo treinados conforme as normas

ABRACO 001 e NBR 15218. No Exterior os profissionais devem ser no mínimo treinados por entidades internacionais independentes, que atendam aos requisitos da norma EN 45013 ou ISO/IEC 17024, sendo neste caso requerida a aprovação prévia da PETROBRAS. Um dos profissionais aceitos é o Coating Inspector, qualificado conforme Coating Inspector Program (CIP) pela NACE. Obs.: Deve-se verificar a disponibilidade e efetiva implementação de procedimentos para execução e inspeção de pintura incluindo sistemática de controle das tintas e solventes. Também deve-se verificar se o procedimento foi previamente aprovado pela Engenharia de Materiais da Organização atendendo as normas N-2, N-13 e N-2004.

3.2 Treinamento / Habilitação O pessoal envolvido nas atividades de Garantia e Controle da Qualidade (Inclusive terceirizados) deve

estar cadastrado e habilitado pelo Sistema de Qualidade da Organização / Controle da Qualidade, mediante um procedimento que defina treinamento específico, registro dos mesmos, periodicidade de avaliação e critérios de manutenção da habilitação. Estes registros devem ser apresentados à PETROBRAS.

3.2.1 Requisitos para Inspetores Não-Qualificados

3.2.1.1 Inspetor Dimensional Comprovar disponibilidade de inspetor de controle dimensional habilitado. Não é obrigatória a

qualificação por órgão externo à Organização, sendo aceito treinamento desde que atenda ao conteúdo e à carga horária da norma PETROBRAS N-2109-E 1ª.Emenda 27/05/2007 conforme abaixo: •Escolaridade e experiência profissional: Item 4.2 e Tabela 1; •Treinamento no mínimo para Nível I da modalidade mecânica e caldeiraria/tubulação: conforme item 4.3 e anexo B; •Acuidade visual: conforme item 4.4.

3.2.1.2 Inspetor Visual Comprovar disponibilidade de inspetor para inspeção visual habilitado. Não é obrigatória a qualificação

por órgão externo à Organização, sendo aceito treinamento desde que atenda ao conteúdo das normas PETROBRAS N-1597 e N-1738.

3.2.1.3 Inspetor para Teste de Reconhecimento de Li gas (Teste por Pontos) Comprovar disponibilidade de inspetor para inspeção de teste de reconhecimento de ligas habilitado ou

dispor de equipamento analisador instantâneo de elementos químicos (PMI–Positive material identification). Quando da utilização de teste por pontos não é obrigatória a qualificação por órgão externo à Organização, sendo aceito treinamento desde que seja evidenciada a prática no conteúdo das Normas PETROBRAS N-1591, N-1592 e N-2508.

3.3 Qualificação de Procedimentos

3.3.1 Procedimentos de Ensaios Não-Destrutivos (END 's) Todos os procedimentos de END’s utilizados na Organização e subfornecedores nacionais ou

estrangeiros devem ser aprovados por inspetor nível 3. Estes deverão ser qualificados por organismos internacionais independentes (no Brasil pela ABENDI e no exterior por organismos que obedeçam a norma


ISO/IEC 17024 ou equivalente e que operem em conformidade com a norma ISO 9712 ou EN 473). Estes procedimentos devem possuir método de execução e critérios de aceitação baseados na norma correspondente ao material fabricado.

3.3.2 Procedimento de Pintura Todos os procedimentos para pintura padrão PETROBRAS utilizados pela Organização e

subfornecedores nacionais ou internacionais devem previamente aprovado pela Engenharia de Materiais da Organização atendendo as normas N-2, N-13 e N-2004. Os procedimentos e o Plano de Inspeção de Pintura devem ser apresentados ao órgão inspetor antes do início da fabricação.

3.3.3 Procedimentos e Documentos de Soldagem Os documentos necessários a execução e controle da soldagem deverão ser elaborados por inspetor

de solda qualificado, vide atribuição e responsabilidades definidas no sub item 3.1, atendendo aos requisitos da norma de projeto, documentos contratuais e em conformidade com as normas PETROBRAS N-2301 e N-133. Estes documentos deverão ser disponibilizados aos soldadores, operadores, supervisores e inspetores de soldagem para consulta e utilização. Este Requisito define como condição obrigatória que alem da aprovação conforme item “3.1.1 b- Exterior” todos os componentes e equipamentos nos quais foram necessárias operações de soldagem no exterior, os documentos sejam validados por inspetor de solda Nível 2 certificado de acordo com o parágrafo “3.1.1 a - Brasil”, deste requisito. A Organização deverá apresentar uma sistemática de controle de atualização quando necessário das EPS elaboradas, em função de revisões aplicadas as normas de projetos, adendo, cancelamentos, correções técnicas, etc. Notas: a) Na soldagem orbital dos tubing deverá ser qualificado um procedimento específico atendendo aos requisitos das normas ASME B31.3 e API 6A / ISO10423. b) Na execução da soldagem de CRA deverá ser atendido às seguintes normas: API 6A / ISO10423, ISO15609 part 1 a 5, ISO15156 part 1 a 3, ISO15613, ISO15614 part 1 a 13, ASME SEC IX, quando aplicável.

3.4 Gerenciamento Técnico de Contrato A Organização deverá possuir um Procedimento para Controle da Documentação com o objetivo de

garantir o controle de revisões dos documentos de projeto e manter o histórico das alterações e suas justificativas, um Plano de Comunicação destinado a estabelecer um canal de comunicação entre as partes envolvidas na especificação, compra, fabricação e inspeção dos equipamentos submarinos utilizados pela PETROBRAS, contribuindo assim para a plena integração dos diversos setores envolvidos. Os documentos deverão tramitar somente entre o representante oficial definido pelo fornecedor (normalmente o gerente de contrato) e os representantes da PETROBRAS definidos no contrato/projeto, estruturando assim a prática do Single Point of Contact. O procedimento e o Plano de Comunicação deverão ser apresentados no início do fornecimento para conhecimento e aprovação da PETROBRAS.

3.4.1 Análise Crítica de Contrato Todos os documentos técnicos esclarecedores gerados durante a fase de pré-venda e fabricação

incorporadas ao fornecimento do produto, devem estar disponíveis à inspeção da PETROBRAS. A Organização deve apresentar antecipadamente quando requerido ou no ato da inspeção uma planilha e/ou lista de desvios técnicos, em ordem cronológica, que indique os desvios entre o PCS / Contrato / Documentação Técnica e o material apresentado. Estes desvios devem estar formalmente aprovados pela PETROBRAS.

3.4.2 Controle de Subfornecedores A Organização deve definir, com base na NBR ISO-9001, quais são os requisitos mínimos de

qualidade aplicáveis aos subfornecedores, assim com as características técnicas exigidas pela Engenharia da Organização. Os mesmos padrões de inspeções estabelecidos para a Organização em seu Plano da Qualidade e seu Plano de Inspeção e Testes devem ser aplicados aos subfornecedores. A Organização deve apresentar uma lista de subfornecedores qualificados para aquisição de materiais e serviços do escopo do fornecimento, definindo sua estratégia de acompanhamento para conhecimento e verificação da PETROBRAS. Cabe à PETROBRAS avaliar a estratégia apresentada pela Organização, podendo até definir maior grau de acompanhamento, ou seu próprio acompanhamento em conjunto com o fornecedor. NOTA: Laboratórios para ensaios deverão ser homologados em atendimento à ABNT ISO/IEC 17025 e ABNT NBR ISO 9001.


3.5 Materiais

3.5.1 Requisito para Lingadas Na fabricação de lingadas utilizadas para movimentação de equipamentos submarinos devem ser

atendidas as normas abaixo, salvo se especificado em contrário pela PETROBRAS: •Lingadas - ABNT NBR 13541 •Anel de Carga - ABNT NBR 13542 •Laços de Cabo de Aço - ABNT NBR 13543 •Sapatilho para Cabo de Aço - ABNT NBR 13544 •Manilhas - ABNT NBR 13545 •Extremidade de Laços de Cabos de Aço - ABNT NBR 11900 •Procedimento para Padronização e Uso de Eslingas de Cabo de Aço na E&P-BC - ET E&P PE 27-0189-C

3.5.2 Perfil de Material Forjado, Grau de Redução e Taxa de Deformação. A pratica recomendada é que os componentes contentores ou controladores de pressão podem ser

fabricados a partir de um forjado que esteja tão próximo quanto praticável do tamanho ou formato acabado. O certificado de matéria prima deve conter o grau de redução aplicado ao processo de forjamento do componente e do corpo de prova utilizado para aprovação do material O corpo de prova para realização dos ensaios mecânico e químico deverá ser conforme API6A. NOTAS: a) É pratica recomendada ser utilizados materiais a partir de barra laminada limitada ao diâmetro máximo de 5”, desde que seja realizado tratamento térmico posterior à pré-usinagem conforme requisitos normativos e da organização, neste caso, deverá ser evidenciado no certificado de matéria prima do componente. Quando for necessário a utilização de materiais em barra laminada fora do especificado neste parágrafo, a organização deve apresentar estudo contemplando a nova condição e atendimento ao grau de redução especificado para aprovação da PETROBRAS. b) Para execução de ensaio não destrutivo por ultrassom em anéis forjados ou forjados ocos, a Organização deverá prever no procedimento de inspeção, a utilização de uma técnica que garanta que o feixe sônico incidirá na parede interna (furo), evitando desta forma que, em função da geometria do forjado, alguma região fique sem varredura.

3.5.3 Meio de Resfriamento da Têmpera A temperatura de entrada e saída do meio de resfriamento da têmpera deve ser informada nos

certificados de matéria prima, obedecendo aos valores estabelecidos na API 6A e nas especificações da organização. Para aços inoxidáveis temperáveis ao ar, a temperatura da peça deve ser controlada até atingir a temperatura ambiente, devendo a Organização apresentar evidências do controle efetuado.

3.5.4 Elastômeros Todos os elastômeros deverão atender aos requisitos da API 6A, conforme o nível de qualidade

estabelecido na Tabela de Classificação de Componentes contida neste documento, exceto se especificado em contrário pela PETROBRAS.

Os compostos utilizados em selos elastoméricos, sujeitos à pressão do poço ou em circuitos hidráulicos de controle críticos deverão ser homologados pela Organização fabricante do equipamento submarino. A mudança do subfornecedor e do composto homologado não é permitida, sem que este novo composto seja objeto de nova homologação. A Tabela de Classificação de Componentes contida neste documento define os selos considerados críticos e estabelece um nível de qualidade PSL-3, para os mesmos.

Na inspeção de recebimento deverá ser verificado no mínimo os topicos abaixo, estabelecido como referencia a norma API 6A 20ª Ed. Oct2010, Effective date April 2011 o item “7.4.8 Non-metallic seals (PSL 1 to PSL 4), see table 28” a) Identificação da corrida (batch); b) Dureza; c) Data da cura; d) Data de validade da vida útil (shelf life); e) Propriedades físico-químicas. Nota: Não é permitida a prática de confecção de o’rings e gaxetas com emenda.

3.5.5 Elementos de Fixação Todos os elementos de fixação deverão atender aos requisitos do item 8.8 e 10.3 da API 6A (19ª Ed.

Ad4 Dec.2008) e da Especificação Técnica da PETROBRAS: ET-3000.00-1500-251-PAZ-001 – Fixadores de Alta Resistência para Aplicação Submarina


3.6 Documentação Técnica Os requisitos abaixo são aplicáveis à Organização e subfornecedores.

3.6.1 Relatório de Pintura O Relatório de Controle de Processo de pintura deverá conter o registro por camada contendo os

parâmetros mínimos estabelecidos em norma, ou seja: Organização e tipo da tinta, espessura de camada, nível de aderência, lote da tinta, validade, temperatura ambiente, grau de tratamento da superfície, intervalo de demão, umidade relativa do ar, temperatura da superfície da peça, ponto de orvalho e procedimento utilizado. Nos casos onde estiver previsto HP de pintura deverá ser apresentado também o relatório de inspeção de pintura. Em todos os casos, deverão ser anexados os certificados das tintas, contemplando os resultados dos testes aplicáveis a elas.

3.6.2 Relatório Dimensional Será considerado registro obrigatório todas as cotas consideradas padronizadas pela PETROBRAS

(vide 3.17 deste requisito para complemento) conforme documentos e especificações técnicas contratuais aplicáveis ao componente ou equipamento inspecionado. Demais relatórios de Controle Dimensional deverão conter os registros especificados de acordo com a classificação do nível de PSL correspondente do componente ou equipamento, cotas criticas definidas pela Engenharia da Organização e em atendimento aos procedimentos e instruções de trabalho da Organização.

3.6.3 Registro de Acompanhamento de Soldagem Todas as soldas de equipamentos e estruturas submarinos deverão possuir os mapas e listas de

juntas soldadas visando a sua rastreabilidade, informando EPS e IEIS, metal de base e adição, END executado, reparos, dimensional (elaborados conforme Norma PETROBRAS N-2301 anexo A, aprovados por inspetor de soldagem qualificado. A execução da soldagem será realizada por soldadores e operadores de solda qualificados com controle periódico das juntas soldadas pelo inspetor de solda qualificado através do registro de desempenho, conforme requisitos da norma PETROBRAS N-2301, anexos D e G. As atribuições e competências para aprovação dos documentos citados vide sub item 3.1.1 deste requisito.

3.6.3.1 Instrução de execução e inspeção de soldage m (IEIS) A critério da organização poderá ser utilizado como suporte durante as operações de soldagem o

documento IEIS nos quais devem ser detalhadas todas as juntas a serem soldada no equipamento ou componente. Entretanto, quando a quantidade de juntas do equipamento for de tal modo elevada que a individualização seja impraticável ou inadequada, permite-se o agrupamento de juntas idênticas. Em qualquer caso, a rastreabilidade entre a junta individual e o procedimento de soldagem aplicável deve ser garantido conforme Norma PETROBRAS N-2301. Caso a organização não permitir a utilização de EPS em fabrica o documento IEIS é considerado como emissão obrigatória nas condições descritas conforme norma PETROBRAS N2301.

3.6.4 Relatório de Dureza Os relatórios para Registros dos Ensaios de Dureza deverão conter no mínimo as seguintes

informações: a) Entidade executante do ensaio; b) Identificação da norma de execução do ensaio e tipo de dureza; c) Identificação (número de série) da máquina de ensaio e da amostra padrão utilizada para aferição da máquina, padrão secundário; d) Identificação e data de emissão com o nome da entidade emitente do certificado de calibração da máquina de ensaio e da amostra padrão utilizada; e) Identificação das peças em teste; f) Quantidade de peças inspecionadas, g) Valores de dureza especificados e o encontrado; h) Identificação da norma ou especificações da Organização para avaliação dos resultados; i) Assinatura do inspetor executante do ensaio com identificação da mesma; j) Carga aplicada na penetração; k) Tipo de penetrador utilizado; l) Laudo final.

3.6.5 Relatório de Tratamento Térmico É recomendado que os relatórios para Registros dos Tratamentos Térmicos apresentem no mínimo os

requisitos abaixo. O não atendimento a esta pratica recomendada caberá a organização comprovar que as propriedades especificadas no projeto estão sendo atendidas com pratica da realização de contra prova. a) Tipo de tratamento térmico executado;


b) Identificação do procedimento de tratamento térmico aplicável; c) Identificação da norma de execução aplicável; d) Parâmetros requeridos para execução, ou seja:

• Temperatura de início e término dos controles; • Velocidade mínima e máxima de aquecimento; • Temperatura mínima e máxima de tratamento; • Tempos mínimo e máximo de tratamento; • Velocidade mínima e máxima de resfriamento; • Diferença máxima de temperatura entre termopares;

e) Identificação do equipamento; f) Identificação (número de série) do registrador de temperaturas utilizado; g) Identificação, data de emissão e nome da entidade emitente dos certificados de calibração do registrador de temperatura e dos termopares utilizados, Indicação do método de execução, ou seja:

• Tratamento em forno; • Tratamento localizado;

h) Indicação do meio de aquecimento utilizado; i) Tipo, quantidade e identificação (número e cor no gráfico) dos termopares utilizados, croqui informando a localização e a posição dos termopares e as áreas de interesse tratadas quando utilizado em materiais dissimilares. j) Registro da temperatura da peça ao longo do tempo (gráfico tempo x temperatura) com identificação dos termopares utilizados; k) Parecer final concluindo se o tratamento térmico foi executado segundo o procedimento e normas aplicáveis; l) HOMOLOGAÇÃO do forno atende ao apêndice M da norma API 6A 20ª Ed. Oct2010, Effective date April 2011.

3.6.6 Análise da Documentação Técnica A Organização deverá apresentar toda documentação técnica prevista no PIT em tempo real, com a

sua liberação no processo de fabricação interno e externo, antes do início da montagem de cada sub componente.

A Organização antes da montagem dos sub componentes deverá emitir um documento (recomendado o assembly set-out) que comprove que toda a documentação prevista no PIT tenha sido analisada e liberada pela inspeção PETROBRAS.

3.7 Conflito Normativo Fica estabelecido que nos casos de conflitos normativos, a solicitação de esclarecimentos destes

devem ser feitos pela Organização durante a análise crítica de contrato. A hierarquia normativa a ser seguida deverá ser a sequinte: 1ª ) CFM 2ª.) PCS 3ª.) RM 4ª.) ET 5ª.) REQUISITO DE INSPEÇÃO 6ª.) NORMAS PETROBRAS

3.8 Projeto

3.8.1 Estudo de Folgas e Tolerâncias Verificar se o projeto do equipamento contempla estudos de folgas e tolerâncias, englobando as folgas

necessárias ao funcionamento nas condições máximas e mínimas de projeto (pressão e temperatura). Este estudo deverá abranger as condições de montagem e aspectos funcionais.

3.8.2 Validação de Projeto Verificar se o projeto do equipamento está devidamente qualificado e se foram definidos pela

Organização os limites da validação para as variáveis essenciais (condições construtivas dos equipamentos que definem a necessidade de novo teste, caso sejam alteradas), em conformidade com a API 6A / 17D. A Organização deverá apresentar lista de homologação de componentes ou características do projeto para aprovação e acompanhamento da PETROBRAS.

A Organização deve apresentar estudo de risco e confiabilidade do projeto de Sistema de Controle para Manifold, Sistemas DPR e equipamentos Top Side.

3.8.3 Metalurgia Especial


Quando especificado equipamento com metalurgia especial, a Organização deverá fornecer um desenho básico definindo as áreas a serem revestidas, com aprovação da PETROBRAS / CENPES, para conhecimento da Inspeção da PETROBRAS. Para o caso de soldagem CRA vide características especiais no sub item 3.3.3 notas a) e b).

3.8.4 Qualificação de Selos Os selos metálicos utilizados nas interfaces de vedação devem ser qualificados para a profundidade

requerida para o equipamento. Esta qualificação deve ser aprovada pela PETROBRAS e a documentação deverá estar disponível para consulta a qualquer momento.

3.8.5 Adequação do Projeto de Solda Todas as soldas, incluindo reparos, utilizadas na fabricação de equipamentos submarinos deverão ter

as suas respectivas EPS / RQPS / IEIS verificadas quanto a sua adequação, em relação ao projeto de solda, por um inspetor de solda qualificado conforme item 3.1.1 deste documento.

3.8.6 Diferencial de Dureza nas Áreas de Vedação Quando não informado nos documentos contratuais, o projeto das áreas de vedação para anéis “BX”

deverá prever um diferencial mínimo de 40 HBW de dureza entre o anel metálico (menor dureza) e o groove (maior dureza). Para os demais componentes utilizados em áreas de vedação nomeados diferente de “BX”, exemplo AX, VGX, coupling etc, aplica-se o conceito do projeto da organização e os requisitos se eventualmente informado nos documentos contratuais.

3.8.7 Isométrico das Linhas Hidráulicas de Controle A Organização deverá gerar os isométricos das linhas hidráulicas de controle ou como opção um

desenho as built para o primeiro equipamento submarino, devendo este ser aprovado pela PETROBRAS, antes de sua liberação. Notas : a) As linhas de instrumentação deverão ser protegidas contra impactos e vibrações; b) Em função do histórico de corrosão em tubing nas instalações marítimas da PETROBRAS fica convencionado que todos os tubing de aço inox classificação AISI 316L que o teor de Molibdênio seja igual ou superior a 2,5%.

3.8.8 Componentes Críticos O projeto deve definir como itens críticos os componentes que façam parte de pressure containing e

controlling que interfiram com a operacionalidade, manutenção, segurança e vida útil do produto. Essa definição deve ser estabelecida no Plano de Inspeção e Testes conforme tabela de classificação de componentes contida neste documento.

3.8.9 Requisito de Inspeção das Superfícies de Veda ção As superfícies das áreas de vedação metal x metal das válvulas (sedes e gavetas) devem ser

retificadas e lapidadas, devendo ser controlados o grau de rugosidade e a planicidade. Deve ser usado para o controle da planicidade, o método de cristal óptico com fonte de luz monocromática.

3.8.10 Revestimentos Metálicos

3.8.10.1 Revestimentos de Elementos de Fixação Para elementos de fixação deverá seguir o estabelecido na Especificação Técnica da PETROBRAS:

“Requisitos de Fabricação e Inspeção de Parafusos, Prisioneiros e Porcas para Utilização Submarina”.

3.8.10.2 Qualificação do Revestimento de Níquel Quí mico

a) Níquel químico – Processo normal Para a utilização de revestimento de níquel químico, a Organização deve qualificar o processo, através

de teste de corrosão acelerada, conforme norma ASTM B117, para qualificação dos parâmetros de banho. O tempo de exposição deste teste deve ser de, no mínimo, 1000 h em Salt Spray. Este teste será feito no lote piloto de fornecimento e repetido a cada 12 (doze) meses em lote de produção. O número de cupons que deve ser testado será determinado por amostragem, conforme Tabela 3 da ASTM B602.

A Organização deverá emitir procedimento para reparo de revestimento de níquel químico. b) Níquel químico – Processo por Interdifusão Quando solicitado nos documentos contratuais ou no projeto, a organização deverá apresentar procedimento especifico para o revestimento de níquel por interdifusão seguindo o estabelecido na ET- 3000.00-1500-950-PMU-001 como requisito básico da elaboração.


3.8.10.3 Qualificação de procedimento para o proces so de revestimento de Metalização por Aspersão Térmica.

Quando requerido a Organização deverá qualificar um procedimento de acordo com os requisitos da norma PETROBRAS N-2568. Os aplicadores deverão possuir treinamento para a execução. A documentação de execução e inspeção da metalização deverá ser submetida à Petrobras para aprovação prévia.

3.8.11 Estudo de Compatibilidade Entre Fluidos e El astômeros A Organização deve apresentar estudo de compatibilidade entre:

a) Os fluidos do poço conforme informado nos documentos e normas contratuais em relação aos elastômeros, b) Os fluidos do sistema de controle em relação a todos os componentes do circuito hidráulico, exemplo: aos materiais em contato das DCV’s, válvulas solenóides, bexigas do sistema de compensação, elastômeros e termoplásticos em geral e as condições aceitáveis de temperatura do equipamento e do ambiente de utilização (ISO13628-6, itens C1.9 e C1.10).

3.8.12 Revestimentos Não-Metálicos A utilização de revestimento de fluopolímeros deve ser qualificada pela Organização, através de teste

de corrosão acelerada conforme norma ASTM B117. O tempo de exposição deste teste deve ser de, no mínimo, 1000 horas em Salt Spray, com o critério de aceitação quando as amostras apresentarem no máximo indícios de corrosão vermelha em 5% de sua área. Os documentos devem ser apresentados para conhecimento da inspeção PETROBRAS.

3.9 Controle de Sub fornecedores de produtos e serv iços É atribuição da organização fornecedora principal certificar e garantir que seus sub fornecedores de

produtos e serviços em qualquer grau de fornecimento atendam o solicitado abaixo. Os sub fornecedores que não estiverem enquadrados nas especificações abaixo deverão ter um prazo limitado a 6 (seis) meses para adequação ao especificado através de plano de ação, sendo que e a organização fornecedora deverá acompanhar este plano de ação de forma que este limite seja cumprido. No caso de não cumprimento o mesmo será retirado da lista de sub fornecedores.

3.9.1 Requisito de Qualificação de Pessoal em Subfo rnecedores de produtos e serviços As atividades de inspeção executada por subfornecedores devem ser realizadas por inspetores

qualificados, conforme item 3.1 e 3.2 deste requisito de inspeção.

3.9.2 Lista de Subfornecedores Qualificados A Organização deve apresentar uma lista de subfornecedores nacionais e internacionais aprovados,

para aquisição de materiais e serviços do escopo do fornecimento, definindo a sua estratégia de acompanhamento para conhecimento e verificação da PETROBRAS.

É atribuição da PETROBRAS aprovar a estratégia apresentada pela Organização, podendo alterar o grau de acompanhamento ou efetuar este em conjunto com a Organização.

A qualquer momento da fabricação a PETROBRAS pode recomendar à Organização a rejeição de um subfornecedor de produtos e serviços que apresentar ocorrências de não-conformidades consideradas reincidentes e tratadas inadequadamente.

3.9.3 Requisito Mínimo para Subfornecedores A Organização deve definir preferencialmente como requisito mínimo para os subfornecedores a

certificação conforme a norma NBR ISO 9001. São aplicáveis aos subfornecedores os mesmos padrões de inspeções estabelecidos para a Organização, conforme Plano da Qualidade e Plano de Inspeção e Testes citado no item 2.8 deste requisito.

3.9.4 Documentação para Materiais Importados Para componentes importados a Organização deverá atender os requisitos definido conforme plano de

qualidade e plano de inspeção e testes estabelecidos pela organização para o mercado nacional, incluindo certificados de conformidade e de terceira parte quando aplicável.

3.10 Identificação e Rastreabilidade

3.10.1 Rastreabilidade de Componentes Críticos A Organização deve identificar e rastrear todos os componentes críticos definidos pelo projeto,

conforme Tabela de Classificação de Componentes deste Requisito de Inspeção. Essa estratégia deve ser definida no Plano de qualidade e Plano de Inspeção e Testes.


3.10.2 Rastreabilidade de Elementos de Fixação Para elementos de fixação deverá seguir o estabelecido na Especificação Técnica da PETROBRAS:

ET-3000.00-1500-251-PAZ-002 – Rastreabilidade de Fixadores em Aço de Alta Resistência para Aplicação Submarina.

3.11 Manuseio, Preservação e Armazenamento.

3.11.1 Procedimentos para Manuseio, Preservação e A rmazenamento.

3.11.1.1 Produto A Organização deve apresentar procedimentos ou instruções específicos para manuseio, preservação,

embalagem e transporte, para todos os componentes e equipamentos previstos no escopo do fornecimento. Estes procedimentos deverão estabelecer as recomendações de manutenção para longos períodos de estocagem, devendo estabelecer testes aplicáveis, troca de anéis elastoméricos, proteções em áreas de vedação, proteções contra raio ultravioleta, troca de fluídos de controle, movimentações durante a fabricação e demais procedimentos aplicáveis.

3.11.1.2 Dispositivos de testes Todos os dispositivos de testes que poderão influenciar no resultado final do equipamento e para que

sejam mantidas as características originais e o seu respectivo desempenho ao longo da vida útil, a organização deverá manter registros com o controle de utilização, desgaste e descarte quando necessário dos dispositivos. Este item é considerado critico quando aplicável a componentes utilizados em áreas de vedação (Ex.: AX, VGX, BX, coupling, etc), elementos de fixação, ferramentas para pressurização, bases de testes etc. A Organização deverá estabelecer estes critérios através de procedimentos ou instruções de trabalho detalhando o controle especifico de cada componente ou recomendações aplicáveis.

3.11.2 Preservação das Áreas de Vedação As sedes de válvulas, gavetas e outras superfícies de vedação devem ser protegidas contra impactos

ou outros tipos de danos mecânicos, poeira, cavacos e demais impurezas, inclusive durante os períodos de montagem e testes internos.

3.11.3 Preservação após Testes Os procedimentos devem prever condições de preservação dos componentes especialmente após a

execução dos testes finais, onde os mesmos devem ser drenados e lubrificados, quando aplicável.

3.11.4 Armazenagem de Elastômeros Os procedimentos devem prever condições de armazenamento dos elastômeros, contendo no mínimo

informações quanto a: armazenamento em salas climatizadas com temperatura inferior a 49ºC, proteção contra raios ultravioleta, umidade, ozônio e radioatividade, bem como prazo de validade do composto.

3.11.5 Equipamento de Sistema de Controle Na estocagem do SCM, MCS, HPU e outros periféricos devem ser realizados testes funcionais no

período máximo de 6(seis) meses sem uso. Estes equipamentos devem estar protegidos dos raios ultravioleta e exposições ao tempo, poeira, partículas metálicas e demais impurezas.

É recomendável que os equipamentos eletrônicos: sensores, SEM’s e outros devem ser armazenados em área climatizada e desumidificada.

Os couplings hidráulicos dos SCM's devem ser limpos e protegidos com capas plásticas contra danos e contaminações, bem como os conectores elétricos antes e após montagem no SCM (ISO 13628-6, item 5.3.1).

3.11.6 Armazenamento de Tubing A Organização deve armazenar tubing’s em local adequado e com as extremidades tampadas para

evitar a entrada de elementos contaminantes, assim como promover proteção quanto à contaminação por aço carbono.

3.12 Identificação e Marcação

3.12.1 Requisitos de Identificação Os equipamentos deverão ser marcados na superfície externa conforme especificado na Tabela 39

(Marking requirements and locations) da norma API 6A 20ª Ed. Oct2010, Effective date April 2011. A marcação deverá conter a designação “ISO10423”, a classe de temperatura, a classe do material, o nível de especificação do produto, o nível do requisito de desempenho, a data de fabricação (mês e ano) e o nome ou marca da Organização.


3.12.1.1 Requisitos de Identificação para Equipamen tos de Sistema de Controle A plaqueta de identificação de um SCM deve constar: configuração, protocolos de comunicação e

temperaturas máximas e mínimas de utilização. Devem ser identificadas todas as configurações de comunicação entre os equipamentos (SCM, MCS,

HPU, ETU e demais interfaces).

3.12.2 Método de Identificação A identificação deverá ser realizada através de marcadores tipo baixa tensão (low stress), exceto para

os casos permitidos na norma API 6A e documentos contratuais.

3.12.3 Outras Identificações Todos os equipamentos deverão conter as identificações necessárias às operações de movimentação,

transporte, instalação, teste do equipamento e dispositivos de segurança, conforme definido nas especificações técnicas PETROBRAS e normas API 6A e 17D, por exemplo: •Indicações de trava / destrava e aberto / fechado, com registro fotográfico; •Número de voltas e torque para abertura fechamento de válvulas; •Indicação de funções de teste; •Limites de carga e pontos de levantamento; •Orientações para assentamento; •Informações contratuais.

3.13 Controle de Processo

3.13.1 Inspeção de Soldagem Todas as inspeções de soldagem devem ser efetuadas por Inspetores de Soldagem qualificados

observando-se as atribuições conforme parágrafo 3.1.1 deste requisito. Todos os documentos utilizados na execução da inspeção deverão ser validados observando-se também as atribuições do parágrafo 3.1.1 deste requisito.

3.13.2 Tratamento Térmico Todos os processos de tratamento térmico (ex.: alívio de tensões, solubilização, têmpera e

revenimento, desidrogenização), devem ser realizados através de um procedimento elaborado conforme normas de materiais aplicáveis. O plano deve indicar no mínimo: •Os requisitos previstos na norma de suporte; •A rastreabilidade dos materiais tratados com os respectivos corpos de prova; •A localização das peças no forno; •A localização dos termopares conforme layout do forno; •A resolução e periodicidade de calibração de todos os termopares e registradores gráficos; •Indicação de atendimento API 6A 20ª Ed. Oct2010, Effective date April 2011 Apêndice M. Nota: O relatório de tratamento térmico deve ser acompanhado de gráfico com ciclo térmico, posição e números dos termopares (para tratamento térmico localizado), tempo e temperatura de patamar, taxas de aquecimento e resfriamento e rastreabilidade da corrida/peça e aprovação por técnico responsável, vide sub item 3.6.5 deste requisito.

3.13.3 Componentes do Sistema de Controle Os técnicos que executem serviços de soldagem eletrônica de conectores elétricos, cabos elétricos,

cartões eletrônicos, sensores e outros elementos de comunicação eletrônica devem ser qualificados pela Organização ou por instituto credenciado.

Soldadores devem ser qualificados conforme EN 287-1 + A1 e EN 287-2 + A1 ou ASME IX. A Organização deverá assegurar que depois de montado qualquer equipamento do Sistema de

Controle não poderá ser realizado qualquer tipo de solda ou abertura de arco elétrico. A Organização deverá assegurar que depois de montado os sistemas acumuladores e

compensadores, não apresentem falhas nas bexigas, por deficiência de método de preenchimento hidráulico. A Organização deve assegurar plena estanqueidade da Outer Can do SEM com ensaios Não-

Destrutivos (LP ou PM) e teste com nitrogênio na estrutura da mesma. A Organização deve assegurar que a tubulação hidráulica deverá ser soldada, com exceção para as

conexões da tubulação com os atuadores hidráulicos e conexões internas do SCM. Neste caso, as conexões serão de material compatível com a tubulação e usarão vedações tipo dupla anilha.

A Organização deve assegurar limpeza adequada (aspersão de ar ou sistema ultra-sônico), para evitar entupimento nas pequenas passagens das válvulas de controle nos componentes pressure controlling dos blocos internos do SCM.


3.13.4 Goose Neck A PETROBRAS considera a solda do olhal de içamento do goose neck como pressure containing

devido às condições de reforço e integridade com a tubulação, cabendo, portanto a tratativa da mesma como PSL 3.

3.13.5 Inspeção por Amostragem Quando adotado pela inspeção PETROBRAS o critério de inspeção por amostragem, deverá ser

realizado conforme norma ABNT NBR 5426 nível de inspeção “II”, plano de amostragem “simples”, inspeção “normal”, e NQA de “2,5%”. Para os testes com pressão, integridade ou vedação (hidrostáticos ou a gás), o critério de inspeção por amostragem não é aplicável.

3.14 - Inspeção, Testes e Registros.

3.14.1 Sistema de Controle Para equipamentos com Sistema de Controle Multiplexado deverá ser atendido o PIT especifico e a

Especificação Técnica PETROBRAS referente a sistema de controle. A Organização deve apresentar ensaio de aceitação final do equipamento em câmara hiperbárica, em

atendimento a Especificação Técnica PETROBRAS referente a sistema de controle. A Organização deve apresentar procedimento que estabeleça no teste hiperbárico do SCM ciclos de

pressurização e despressurização que garanta a isenção de riscos ou danos ao equipamento e segurança aos envolvidos. Neste procedimento deve constar a descrição dos tempos máximos de subida e descida de pressão aplicada e no teste de estanqueidade do Outer Can e da Electrical Can deve ser utilizado nitrogênio com formação de vácuo e estas não devem estar pintadas.

3.14.2 Requisito para Teste de Pressão Os testes de integridade, FAT e PVT, devem ser monitorados com utilização de dois manômetros,

transdutores, registrador com carta gráfica (desde que atenda a resolução normativa) ou computadorizada conforme procedimento aplicável e norma API 6A. Os fluidos utilizados devem estar de acordo com a norma SAE AS4059.

A monitoração do teste com gás deve ser visual, quando necessário via câmera de vídeo e não deverá haver formação de bolhas.

A água do reservatório usada para manter o equipamento submerso em teste com gás deve estar limpa o suficiente para que permita visualizar com clareza os pontos de monitoração.

Deve-se assegurar que num possível vazamento o gás tenha liberdade para aflorar na superfície do tanque, para isso devem ser verificados se as áreas acima do ponto monitorado podem aprisionar o gás proveniente de vazamentos, por exemplo, peças côncavas, caso seja constatado essa condição, deve-se efetuar a instalação de monitoramento por câmera.

O equipamento deve oferecer condições para retirada de todo o fluído líquido da cavidade a ser testada. Não será admitido à retirada de líquidos fluindo-se gás no sistema, se o ponto de dreno não estiver localizado na parte inferior da cavidade, pois este processo não garante a total retirada do líquido.

Todos os testes hidrostáticos deverão ser realizados antes de qualquer teste com gás. Notas: a) Todos os instrumentos do sistema de monitoração de pressão mencionados acima devem ser calibrados incluindo a homologação do conjunto do software e carta gráfica. b) Após os testes a organização deverá providenciar lacre para todos os conectores das conexões hidráulicas (exemplo “jigs”)

3.14.3 Requisito para Procedimento de Teste de Pres são Os procedimentos de teste de integridade, FAT e PVT devem possuir no mínimo as seguintes

informações: normas aplicáveis, descrição dos testes, critério de aceitação, fluido de teste, teor de cloretos (para materiais sujeitos a corrosão por cloretos), uso de inibidores de corrosão, filtros, condições e adequação do painel, iluminação, resolução e calibração de manômetros. O procedimento deve ser apresentado para aprovação da PETROBRAS, antes da sua aplicação. Nota: O teste à gás obrigatoriamente deve ser realizado com o equipamento submerso.

3.14.4 Restrição ao Uso de Teflon® no Teste de Vedação Não é permitido o uso de fita, pasta de teflon® ou selantes, como elemento auxiliar para obtenção de

vedação das roscas ou qualquer outro componente.

3.14.5 Procedimento de Controle de Documentos A Organização deve apresentar um procedimento de emissão, controle e arquivamento dos registros

das atividades de Inspeção e Testes (interno ao seu processo e dos seus subfornecedores). Este


procedimento deve ser verificado pela inspeção da PETROBRAS e permitir que os mesmos sejam rastreáveis dentro da sistemática de Garantia da Qualidade da Organização. O tempo mínimo de arquivamento dos registros da qualidade dever ser de “CINCO ANOS”, conforme item 7.5.1.3 (Records Control) da norma API 6A 20ª Ed. Oct2010, Effective date April 2011.

3.14.6 Estabilização da Pressão no Teste de Pressão em Temperatura Ambiente Durante a execução dos testes de Integridade, FAT, PVT, serão admitidas variações de pressão, na

temperatura ambiente, se não ocorrer nenhum vazamento visível durante os períodos de retenção da pressão especificada para o teste. A pressão será considerada estabilizada quando a taxa de alteração não exceder a 5% da pressão de teste por hora ou 3,45 MPa/h (500 psi/h), prevalecendo o que for menor. É permitida a aplicação da proporcionalidade (5% ou seja, 0,0833% por minuto) do critério de estabilização da pressão para os casos em que período de monitoração seja diferente a uma hora, inferior ou superior, exemplo: período de teste de 15min a queda máxima aceitável é de 1,25% da pressão de teste.

3.14.7 Teste de Pressão em Equipamento Pintado Para teste de integridade de equipamento pintado deve ser considerado somente componente forjado,

não podendo aplicar este conceito para soldas de topo. Este conceito não deve ser aplicado ao teste de PVT.

3.14.8 Teste de Pressão em Múltiplos Bores Todos os testes de integridade de componentes que contenham múltiplos furos ou orifícios (bores)

deverão ter cada um deles testados individualmente ou que não sejam adjacentes, para garantir que não haja intercomunicação. Este conceito aplica-se para corpos com passagens do fluido do poço, bem como outros corpos com passagem de linhas de controle tais como: linhas de injeção química, linhas de comando de atuadores, linhas reservas etc.

3.14.9 Teste de Contra Vedação ( Back Seat) – Quando Aplicável Todas as válvulas que possuam contra vedação (back seat) deverão ser submetidas ao teste

hidrostático de vedação, conforme segue: a) O teste consistirá em dois períodos de espera; b) O tempo de monitoração de cada período deverá ser de 15 minutos; c) O primeiro e o segundo período de teste serão à pressão nominal de trabalho. Quando o fluído de teste for água, entre os períodos deverá ser realizado uma ciclagem. Para teste com gás todo o resíduo de fluido liquido da cavidade deverá ser drenado, o primeiro período de teste será à pressão nominal de trabalho e o segundo deverá ser a uma pressão entre 5% e 10% da pressão nominal de trabalho. Nota : Reduzir a pressão a zero entre o período de espera primário e secundário.

3.14.10 Ensaio Volumétrico em Revestimentos por sol dagem - Overlay Deverá ser realizado ensaio volumétrico nas regiões dos revestimentos (full clad) com solda, processo

overlay, com o objetivo de proteção contra corrosão em função do contato com hidrocarboneto e fluidos injetados e nas áreas de vedação, exemplo, AX, VGX, BX, coupling, suspensor de tubulação, etc. Procedimentos e profissional habilitado conforme itens 3.1, 3.2 e 3.3 deste requisito.

3.14.11 Procedimento de Passagem de PIG A Organização deverá possuir um procedimento de passagem de PIG aprovado pela

PETROBRASEQSB e este deve conter no mínimo os seguintes itens: a) Tipos (espuma ou rigido) e modelos de PIG; b) Quantidade de passagem x PIG; c) Sentido da passagem; d) Pressão da linha de aplicação a montante do PIG com registro gráfico; e) Critério de aceitação. Nota : É recomendável a utilização de PIG em linhas hidráulicas quando for utilizada solda orbital.

3.14.12 Procedimento de Torque para fixadores. A Organização deverá ter um procedimento de execução de torque em fixadores. Este procedimento

também deverá contemplar um registro evidenciando o acompanhamento pela organização do torque requerido. Após conclusão e testemunho da inspeção PETROBRAS a organização deverá providenciar lacre para os mesmos.

3.14.13 Procedimento de Flushing O grau de limpeza a ser alcançado nas amostras deverá apresentar uma classe compatível com o

projeto, conforme estabelecido nas RMs e ETs relativas a cada contrato, entretanto deverão estar isentas de partículas metálicas, pois as mesmas poderão interferir na leitura dos equipamentos eletrônicos instalados nos equipamentos.


A Organização deverá possuir um procedimento de flushing elaborado de acordo com as normas SAE AS4059 (antiga NAS1638 inativa para novos projetos a partir 2001) e ARP5376 e este deverá conter pelo menos: a) Método de contagem de partículas; b) Aparelhagem a ser utilizada; c) Classe de limpeza; d) Vazão, temperatura e pressão do processo de flushing.

3.14.14 Técnica para Verificação de Espessura de Re vestimento por Solda A Organização deverá possuir uma sistemática de verificação da espessura de revestimento por solda

(overlay) nas áreas de vedação, internos de tubos e passagens internas de hub’s. Esta sistemática poderá utilizar técnica de medição por meio de aparelho eletrônico. Para todos os casos é obrigatório a emissão do registro da espessura obtida.

3.14.15 Quantidade (TEMPO) de Tratamentos Térmicos Os procedimentos de soldagem utilizados na fabricação e reparos por solda deverão ser compatíveis

com a quantidade ou tempo máximo dos tratamentos térmicos realizados nos componentes durante sua fabricação, de acordo com a norma PETROBRAS N-133. Deve ser previsto no mínimo um ciclo adicional no procedimento para proporcionar a possibilidade de reparos futuros durante a operação do componente ou equipamento.

3.14.16 Substituição de Ensaios Não-Destrutivos O ensaio de partículas magnéticas (PM) em superfícies “molhadas” e de selagem que não puder ser

realizado, por limitação de acesso, deverá ser substituído por outro END, com sensibilidade no mínimo equivalente na detecção de defeitos.

3.14.17 Inspeção de forma e posição Toda inspeção de forma e posição deve ser executada em máquina tridimensional.

3.14.18 Teste de Continuidade Elétrica da Proteção Catódica Para o teste de continuidade elétrica deverá ser adotado o estabelecido na ET 3500.00-1516-940-

PDS-011. A Organização deve apresentar um plano de execução de teste de continuidade elétrica, indicando os pontos de verificação, critério de aceitação e o instrumento de teste.

3.14.19 Desmagnetização Alguns materiais podem apresentar magnetização residual, principalmente peças cilíndricas com

dimensões reduzidas. Esta magnetização poderá interferir em operações subseqüentes, portanto será necessária a realização da desmagnetização em todos os componentes considerados pressure containing. É recomendado desmagnetizar todos os componentes através de um procedimento a ser aprovado pela PETROBRAS.

Após a leitura através do instrumento calibrado, exemplo Gaussmeter, indicar 3 ou mais gauss, o resultado deverá ser registrado em formulário a ser definido pela organização. Caso após a desmagnetização o resultado permanecer acima de 3 gauss, a organização deverá emitir relatório técnico fundamentado informando que o excedente não vai interferir em operações subseqüentes.

3.14.20 Olhal para içamento Os olhais soldados nas estruturas metálicas, skids ou diretamente nos equipamentos devem atender

aos requisitos das normas PETROBRAS N133, 1852, N1892 e N2683 com os resultados registrados em formulário a ser definido pela organização (sendo dos mesmos incluídos no data book) em relação a: •Procedimentos de solda e de soldadores qualificados em atendimento ao sub item 3.1 deste requisito, •Inspeção visual conforme sub item 3.2.1.1 deste requisito; •Execução de END – PM e US nas soldas em ângulo, com penetração total, em chapas de acordo com procedimentos e instruções da Organização, aprovados conforme sub item 3.1 e 3.3 deste requisito. •Quando requerido evidenciar aprovação do teste de carga dos olhais de içamento após conclusão da fabricação. Obs: END-LP somente poderá ser utilizado nos locais de difícil acesso com apresentação previa pela Organização a PETROBRAS com as justificativas necessárias.

3.14.21 Teste de Dureza Deve ser conforme a norma ASTM E10 para dureza Brinell ou norma ASTM E18 para dureza

Rockwell. Não será aceito execução do ensaio de dureza com equipamentos tipo Poldi e Equotip.


3.14.22 Inspeção Dimensional de componentes, sub co njuntos econjuntos montados - eventos HP/WP A inspeção dimensional será realizada por amostragem exceto para as cotas consideradas “padrão

PETROBRAS ”, definidas em especificações técnicas correspondentes e sendo informado nos documentos contratuais. Demais cotas deverão ser observadas a criticidade conforme sequencia abaixo: 1ª) Cotas consideradas criticas pela Engenharia da Organização e cotas de forma e posição. Definição conforme procedimentos e indicadas nos desenhos ou documentos correspondentes, 2ª) Roscas para pressão. Roscas utilizadas para fixação considerar somente inspeção visual, 3ª) Cotas consideradas com tolerância “em aberto”.

NOTAS: a) Recomenda-se na inspeção por amostragem a aplicação conforme disposto no sub item 3.13.5 deste requisito. Caso a organização tenha em sua gestão procedimentos específicos de inspeção por amostragem, estes deverão ser apresentados para avaliação da PETROBRAS e possibilidade de utilização. b) O relatório de inspeção dimensional gerado pela Organização deverá ser avaliado em sua totalidade e as cotas efetivamente inspecionadas deverão ser vistadas evidenciando o acompanhamento da inspeção PETROBRAS. c) Componentes retrabalhados em função de não conformidades não se aplica o critério de inspeção por amostragem. d) Componentes que conforme os indicadores da qualidade da organização são considerados críticos em função da frequência de retrabalho, não se aplica o critério de inspeção por amostragem. e) Cotas Padronizadas PETROBRAS e de Interface de Equipamentos, com forma e posição, não podem sofrer inspeção por amostragem e deve ser verificadas por instrumentos independentes do Processo de Fabricação.

3.14.23 Inspeção de Recebimento A Organização deverá comprovar a efetividade através de testes de redundância dos certificados de

Matéria Prima e ou Certificados de Conformidade para serviços contratados. Esta verificação deverá ser da sequinte forma: •Recebimento de materia prima no fornecedor – Deverá ser executado um ensaio amostral, através do uso de PMI, conforme sub itens 3.2.1.3, 3.14.5 onde aplicável. •Serviços contratados (usinagem, caldeiraria, revestimento, forjaria e outros), a Organização deverá realizar testes periódicos de requalificação utilizando-se dos mesmos requisitos e parâmetros da qualificação inicial do serviço. Os critérios da qualificação e assim como a periodicidade a ser aplicada deverá ser acordado com a PETROBRAS.

3.15 Controle de Instrumentos de Medição e Testes

3.15.1 Plano de Controle de Calibração para Máquina s Operatrizes A Organização deve apresentar um plano de controle de calibração e periodicidade de manutenção

das máquinas operatrizes conforme requisitos técnicos dos seus fabricantes. O plano deverá contemplar o status da máquina em relação ao erro e as tolerâncias de fabricação dos componentes conforme programação de usinagem, uma sistemática de manutenção que inclua ações de prevenção, tais como: revisões periódicas, verificações de geometria das máquinas (quando aplicável) e controle de desgaste do ferramental.

3.15.2 Plano de Controle de Calibração de Instrumen tos e equipamentos de teste A Organização deve apresentar um plano de controle de calibração dos instrumentos e equipamentos

de teste utilizados nas atividades de inspeção, medição e testes em atendimento as condições normativas e documentos contratuais. Os instrumentos devem estar calibrados para a resolução definida no projeto e também aos critérios estabelecidos pela RBC - Rede Brasileira de Calibração. Caso a organização não tenha procedimentos específicos com definição dos parâmetros de calibração, será adotado o disposto na norma API 6A 20ª Ed. Oct2010, Effective date April 2011, Item 7.2.2 “Pressure-measuring devices” para todos os instrumentos e equipamentos de teste utilizados.

3.15.3 Laboratórios para Calibração de Instrumentos As calibrações deverão ser realizadas em Laboratórios acreditados pelo INMETRO ou por organismos

internacionais com os quais o INMETRO tenha um acordo de reconhecimento mútuo. Alternativamente pode-se aceitar calibrações realizadas com padrões rastreáveis à RBC, porem com a obrigatoriedade de anexar o certificado de calibração do padrão ao relatório do instrumento.


3.15.4 Requisito de Calibração dos Instrumentos de Medição de Tratamento Térmico Os instrumentos de medição de temperatura utilizados para tratamento térmico deverão atender os

requisitos para calibração definidos pela Organização. Caso esta não possua um procedimento especifico definindo os parâmetros de calibração, deve ser adotado como referência o disposto na norma API 6A. Nota: O forno deve estar homologado conforme a norma API 6A 20ª Ed. Oct2010, Effective date April 2011, Ap. M.

3.16 Controle e Tratamento de Não-conformidade

3.16.1 Tratamento das Não-Conformidades A Organização deve controlar e tratar toda não-conformidade da sua linha industrial e seus

subfornecedores nacionais e internacionais, conforme seu procedimento específico, atendendo aos seguintes requisitos da PETROBRAS: a) Não-conformidades que requerem aprovação em tempo real: desvios de cotas padronizadas, recuperação por soldagem não prevista no projeto, recuperação por uso de práticas de engenharia não previstas no projeto (ex.: embuchamento, recuperações dimensionais por metalização com uso de cromo duro ou níquel químico), alterações de projeto em equipamentos homologados (ex.: swível, atuadores e válvulas), vazamentos repetitivos durante testes de componentes, quebra ou deformações de componentes durante montagem e testes e não conformidades com disposição de usar como esta em requisitos estabelecidos em contratos. O órgão inspetor caso julgue necessário, poderá obter apoio para sua análise através do CENPES ou usuário; b) Não-conformidades que requerem ciência: as demais não-conformidades não enquadradas no item acima devem ser apresentadas ao órgão inspetor, após a disposição da Engenharia para monitoração do processo; c) Toda não-conformidade deve apresentar análise dos desvios e laudo técnico fundamentado pela Engenharia da Organização; d) A Organização deve demonstrar as ações corretivas para as não-conformidades emitidas e apresentar os mecanismos de comprovação de sua efetividade; e) A Organização deve executar controle estatístico das não-conformidades geradas no processo e fornecer à PETROBRAS quando solicitado; f) Na disposição de não-conformidades onde serão necessários reparos por solda, os seguintes aspectos deverão ser contemplados: END’s, requisitos específicos do material, necessidade de tratamento térmico, inspeções aplicáveis, procedimentos de soldagem e demais aspectos aplicáveis. Estas não-conformidades devem ser apresentadas para aprovação da inspeção PETROBRAS, para que sejam assinalados os itens a serem testemunhados pela mesma.

3.17 Desvios Normativos e de Cotas Padronizadas Todos os desvios de cotas padronizadas devem ter aprovação formal por parte da gerência de

contratos da PETROBRAS. A inspeção PETROBRAS, (vide definição no ítem 2 deste requisito) não possui atribuições e responsabilidades sobre o aceite de concessões em desvios de cotas padronizadas assim como qualquer desvio normativo ou contratual, é de competência da Organização retrabalhar os desvios para a condição de projeto. Para os casos em que a Organização decida solicitar concessões a mesma deverá ser encaminhada via Gerência de Contratos sendo acompanhado com o seguinte dossiê técnico: •Relatório de não-conformidade da Organização e da Inspeção Residente (quando aplicável); •Análise de Engenharia justificando com memória de cálculo analítico a possibilidade de uso com desvio em relação a Não-conformidade, assim como a divergência em relação ao fator de segurança especificado nas normas construtivas e contratuais; •Levantamento de risco operacional na condição do desvio em análise; •Árvore de falhas opcional nesta condição; •Levantamento de custo de ressarcimento frente ao contrato; •Levantamento da abrangência do desvio frente aos PCS’s em carteira ou aplicações análogas. Nota : a) Este dossiê técnico deverá ser incluído no Data Book do Equipamento e no Certificado de Conformidade. b) É recomendado que a organização estabeleça um procedimento para gestão desta pratica a ser aprovado pela PETROBRAS.

3.18 Sala Limpa para Montagem, Desmontagem, Testes de Atuadores, SCM’s e equipamentos com exigência de classe de limpeza .

A Organização deverá possuir Sala Limpa para montagem, desmontagem e testes de equipamentos com exigência de classe de limpeza, dentre os quais citamos como exemplo válvulas e atuadores, sistemas hidráulicos para limpeza entre outros. O nível em que estas partículas necessitam ser removidas depende da


necessidade específica de cada equipamento ou componente a ser fabricado em atendimento ao grau de limpeza explicitado nas ET’s, RM’s e documentações contratuais que constituem o grau de operacionalidade dos mesmos.

A organização devera classificar e certificar a sala limpa em atendimento à Norma ISO 14644-1 (antiga Federal Standard 209 E), que estabelece os níveis de classificação de limpeza, sendo sugerida a seguinte configuração: Hall de Entrada, Laboratório, Sala Semi-Limpa e Sala Limpa, porém como requisito suplementar no mínimo um nível abaixo especificado.

As dimensões de cada ambiente dependem da necessidade fabril de cada fornecedor, porém, vale ressaltar que a classificação da sala é em função do número de partículas por m³. A presença humana bem como a intensidade de atividades são os maiores geradores de contaminação de um ambiente controlado, logo conclui-se que, quanto maior o ambiente, mais atividades poderá ser executada simultâneamente, visto a capacidade de dispersão da sala.

Será obrigatória a emissão pela organização de um procedimento ou instrução de trabalho contendo as condições de operacionalização da sala limpa no qual deverão ser observados os requisitos mínimos que devem ser controlados sempre que a sala estiver em operação, dentre os quais citamos os exemplos: periodicidade da calibração da sala, climatização, pressão positiva, controle de umidade relativa do ar, controle da temperatura ambiente, controle de utilização de ferramentas e equipamentos de uso específico da sala incluindo o uso de roupa especial, treinamento para os integrantes dos serviços e para manutenção e limpeza. Nota : Havendo a necessidade de soldagem de fios da SEM com as DCV's e sensores do SCM, esta atividade deve ser executada com acesso limitado em sala com controle de umidade, temperatura e pressão positiva (ISO 13628-6, item 5.1.2.5).

3.19 Tabela de Classificação PSL mínima dos Conjunt os e sub conjuntos Quando não for especificado nos documentos contratuais, as tabelas a seguir definem os requisitos de qualidade para componentes, de conjuntos e sub conjuntos, qualquer classificação de PSL inferior em relação ao exposto nesta tabela, deverá ser aprovado pela PETROBRAS. Os componentes não contemplados na tabela abaixo deverão ser enquadrados pela engenharia da Organização na classificação API6A, API17D, se aplicável, levando em consideração os parâmetros de operação, bem como o nível de qualidade requerido para o equipamento (ver Apêndice M da API 6A 20ª Ed. Oct2010, Effective date April 2011). Esta classificação deverá ser submetida à análise da PETROBRAS.

4 SMS

4.1 Circulação de pessoas Em áreas onde houver mangueiras pressurizadas, deverá ser garantida a segurança caso seja

necessária à circulação de pessoas.

4.2 Teste Hidrostático e com Gás O teste com gás requer cuidados especiais, sendo que deve ser solicitada a presença do técnico de

segurança da Organização antes do seu início. É aceito e recomendável a utilização de redutores de volume, em testes que envolvam um grande

volume de gás. O equipamento deve oferecer condições para retirada de todo o fluído líquido da cavidade a ser

testada. Não será admitida a retirada de líquidos fluindo-se gás no sistema, se o ponto de dreno não estiver localizado na parte inferior da cavidade, pois este processo não garante a total retirada do líquido.

4.3 Descarte de Resíduos O descarte de resíduos deve seguir a legislação local.

5 DATA BOOK Quando exigido em contrato, a Organização deve emitir Data Book dos produtos, contendo no mínimo

os seguintes itens: a) Certificado de conformidade com tempo de garantia conforme RM (inclusive elastômeros e elementos de fixação); b) Certificado de matérias prima e ensaios conforme API 6A, 17D e normas da Petrobras aplicáveis; c) Registros dos ensaios Não-Destrutivos conforme API 6A e 17D; d) Registros dos testes hidrostáticos e pneumáticos conforme API 6A e 17D; e) Qualificações do processo de soldagem, soldadores e operadores, conforme API 6A, 17D ou norma de projeto; f) Mapas radiográficos e desenhos de detalhes de soldagem; g) Registros de inspeção dimensional, principalmente contendo cotas críticas; h) Plano de Inspeção e Teste (PIT) aprovado pela PETROBRAS, de todos os produtos em liberação;


i) Identificação e inclusão de todos os relatórios emitidos pela inspeção PETROBRAS, pertinentes aos produtos liberados; j) Identificação e inclusão de não-conformidades críticas da Organização / subfornecedor e as ações corretivas adotadas, pertinentes aos produtos liberados; k) Desenhos de conjunto e esquemas hidráulicos; l) Ordem de montagem contendo rastreabilidade de todos os componentes críticos do projeto, assinalados no PIT. OBS.: O Data Book deve ser fornecido na língua portuguesa e em mídia eletrônica, exceto se solicitado em contrário.


6 - Tabela de Classificação PSL mínima dos Conjuntos e Sub Conjuntos

CONJUNTO ANM / PLEM / PLET / ILT / ESDV / “IN LINE”

ITEM COMPONENTES NÍVEL REQUERIDO

REQUISITOS QUALIDADE API 6A,

exceto onde informado 1 Árvore de Natal Molhada / CAPA 1.1 Linhas ou Loop de Produção, Anular e Crossover PSL-3 Tabela17 1, 18 3 1.2 Bloco de Válvula Principal PSL-3 Tabela17, 18 3, 1.3 Bloco de Válvula Lateral Produção PSL-3 Tabela17, 18 3, 1.4 Bloco de Válvula Lateral anular PSL-3 Tabela17, 18 3, 1.5 Stab Anular e Produção PSL-3 Tabela17, 18 3, 1.6 Corpo Mandril Reentrada PSL-3 Tabela17, 18 3, 1.7 Stab DHSV 1 e 2 PSL-2 Tabela-17 1.8 Corpo da Capa da ANM ou Corpo Adaptador PSL-3 Tabela17, 18 3, 1.9 Corpo do MLF / corpo superior do CLF / PSL-3 Tabela17, 18 3, 1.10 Vaso Compensador ------------ Nota 13, 17 2 Suspensor de Tubulação 2.1 Corpo do Suspensor PSL-3 Tabelas 18 3 e 37

2.2 Sub Suspensor / Crossover / Sub de Içamento (Pup Joint) / Sub de Cruzamento / Sub de Passagem PSL-3 Tabela 17, 18 3. Nota 7

3 Base Adaptadora de Produção 3.1 Mandril / Corpo da BAP / Tubing Head PSL-3 Tabela17, 18 3. 3.2 Corpo ou Hub do Mandril das Linhas de Fluxo PSL-3 Tabela17, 18 3. 3.3 Linhas ou Loop de Produção, Anular e Crossover PSL-3 Tabela17, 18 3. 3.4 Bloco de Válvula do PIG PSL-3 Tabela17, 18 3.

3.5 Corpo da Bucha Metal x Metal ou Corpo da Luva Metal x Metal

PSL-3 Tabela17, 18 3.

3.6 Hub MCV Produção PSL-3 Tabela17, 18 3. 3.7 Hub MCV Anular PSL-3 Tabela17, 18 3. 3.8 Hub MCV Umbilical PSL-2 Tabela17, 18 3. 3.9 Hub Hidráulico PSL-2 Tabela17, 18 3.

3.10 Demais componentes Bucha metal x metal / bucha de teste do VGX / luva metal x metal

PSL-2 Tabela-17

4

Conectores: ANM / CLF / MLF / CAPA / BAP / MCV ANULAR /MCV PRODUÇÃO /MCV UMBILICAL / MCV PLEM / MCV PLET / MCV ILT / FERRAMENTAS

---------- Vide nota 2

4.1 Corpo Interno (Tem contato com fluido de poço), ex.: Corpo do conector do MCV de Produção e Anular

PSL-3 Tabela-17 / 18 3.

4.2 Corpo Externo / Camisa Externa / Corpo Superior /Cilindro Externo (Não tem contato com fluido de poço)

PSL-3 Tabela-17 / 18 3.

4.3 Corpo ou Hub do MCV Umbilical PSL-3 Tabela-17 / 18 3.

4.4 Anel Came / Pistão de Trava /Camisa de Trava ou Anel Atuador

PSL-3 Tabela-17 / 18 3.

4.5 Mordentes / Anel de Trava / Dog / Bucha segmentada (finger) / Segmentos de travamento PSL-3 Tabela-17 / 18 3.

4.6 Corpo inferior do CLF PSL-3 Tabela-17 4.7 Corpo Inferior do conector da capa / Anel de reação PSL-3 Tabela-17 / 18 3. 4.8 Corpo Inferior do conector da BAP PSL-3 Tabela-17 / 18 3. 4.9 Corpo Inferior do conector da ANM PSL-3 Tabela-17 / 18 3. 4.10 Haste de destravamento mecânico PSL-3 Tabela-22 4.11 Pistão de travamento / Destravamento PSL-3 Tabela-17

4.12 Conjunto Soft Landing (Pistão, Camisa, haste etc.) PSL-2 Tabela-17, exceto para Haste que deve ser conforme tabela 22.


4.13 Cilindro Hidráulico (Pistão, Camisa, haste etc.) PSL-2 Tabela 11, exceto para Haste que deve ser conforme tab. 22.



exceto onde informado 4.14 Pistão Primário PSL-3 Tabela-17 / 18 3. 4.15 Pistão Secundário / Pistão Adaptador --------- Nota 17 4.16 Cilindro Externo /Camisa externa PSL-3 Tabela-17 / 18 3. 5 Selos Metálicos 5.1 Selos: VX, VGX, BX, SRX, SSD, AX etc. PSL-3 Tabela-24 / 18 3.

5.2 Conectores de interface hidráulica para linhas de controle (couplings) --- Nota 12

6 Atuador 6.1 Corpo do bonnet PSL-3 Tabela-17 / 18 3. 6.2 Bonnet PSL-3 Tabela-17 / 18 3. 6.3 Haste ou Haste inferior PSL-3 Tabela-22 6.4 Pistão para atuador PSL-2 Tabela-17 / 18 3. 6.5 Haste intermediária para atuador PSL-3 Tabela-22 6.6 Haste Superior PSL-2 Tabela-22

6.7 Camisa Externa ou Cilindro Externo ou Alojamento da Mola

--------- Nota 17

6.8 Tampa do atuador / Tampa Guia --------- Nota 17 6.9 Bucha Guia do Pistão --------- Nota 17 6.10 Mola --------- Nota 17 6.11 Camisa do Pistão Interno PSL-2 Tabela-17 / 18 3. 6.12 Camisa do Pistão Externo PSL-2 Tabela-17 / 18 3. 6.13 Plug ou Bujão do Bonnet PSL-3 Tabela-17 / 18 3. 6.14 Preme Gaxeta (Packing Gland) PSL-2 Tabela-17 / 18 3. 6.15 Porca Atuadora PSL-2 Tabela-22 6.16 Corpo da Câmara do Pistão PSL-3 Tabela-17 / 18 3. 7 Válvulas

7.1 Sedes de válvulas sujeitas ao fluido do poço, ex.: M1, M2, XO, S1, S2, PIG, W1, W2, IQ1, IQ2 etc.

PSL-3 Tabela-23 / 18 3.

7.2 Gavetas de válvulas sujeitas ao fluido do poço, ex.: M1, M2, XO, S1, S2, PIG, W1, W2, IQ1, IQ2 etc. PSL-3 Tabela-23 / 18 3.

7.3 Corpos de válvulas sujeitas ao fluidos do poço, ex.: IQ1, IQ2 etc.

PSL-3 Tabela-23 / 18 3.

7.4 Haste de válvulas sujeitas ao fluidos do poço, ex.: M1, M2, XO, S1, S2, PIG, W1, W2, IQ1, IQ2 etc.

PSL-3 Tabela-22

7.5 Válvulas de circuitos hidráulicos de controle, não sujeitos ao fluido de poço.

---- Nota 5

7.6 Válvula de Alívio do Atuador ---- Nota 5 7.7 Válvulas DHSV 1 e 2 PSL-2 Nota 10 8 ESTRUTURAS

8.1 Estruturas Metálicas, ANM, BAP, MCV, CAPA, FIBAP, FERRAMENTA da ANM.

PSL-2 Notas 6,8, 9

8.2 Estrutura Metálicas para PLEM, PLET, ILT, ESDV, “IN LINE” --- Notas 6,8, 9

9 SELOS ELASTOMERICOS 9.1 Selos do Sub Anular e Produção PSL-3 Tabela-28

9.2 Conjunto de selos entre haste e Bonnet (Engaxetamento do Atuador)

PSL-3 Tabela-28

9.3 Selos montados no Packing Gland (Preme Gaxeta) PSL-3 Tabela-28

9.4 Selos utilizados em atuadores e conectores, que se falharem inviabilizarão a execução da função abrir / fechar ou travar / destravar.

PSL-3 Tabela-28

9.5 Selos utilizados como back up de vedação metal x metal de partes pressurizadas com fluido de poço

PSL-3 Tabela-28




exceto onde informado

9.6

Todos os outros selos utilizados em circuitos hidráulicos de controle, não sujeitos ao fluido de poço, ex.: selos de conectores, Soft land, Cilindros, atuadores, não incluídos nas condições descritas acima.

PSL-2 Tabela-28

9.7 Bexiga para acumuladores e compensadores Conforme requisitos da Organização

10 Goose Neck para MCV, ANM, PLEM, PLET, ESDV, “IN LINE” e ILT PSL-3

10.1 Tubo PSL-3 Tabela-17 / 18 3. 10.2 Cubo PSL-3 Tabela-17 / 18 3. 10.3 Flange PSL-3 Tabela-17 / 18 3. 10.4 Swivel PSL-3 Tabela-17 / 18 3. 10.5 Hub Padrão PETROBRAS PSL-2 Tabela-17 / 18 3. 11 SOLDAS EM GERAL 11.1 Soldas de componentes sujeitas a pressão do poço PSL-3 Tabela-17 / 18 3.

11.2 Soldas das estruturas de: ANM, BAP, MCV, GOOSE NECK, CAPA, FIBAP, Ferramenta da ANM

PSL-3 (exceto se

especificado em contrario)

Tabela 18 6.

11.3 Soldas de componentes estruturais ligadas à partes sujeitas a pressão do poço PSL-3 Tabela 18 6.

11.4 Soldas Estrutura PLEM, PLET, ILT, ESDV, “IN LINE”

--- Nota 6, 8, 9.

12 ELEMENTOS DE FIXAÇÃO

12.1 Estojos, Parafusos, Porca, utilizados em todas as partes pressurizadas PSL-3 Tabelas: 27, 62, D.1 / D.2, Nota

18

12.2 Estojos, Parafusos, Porcas utilizados em painéis, estruturas etc.

--- Tabela 27, 62, Nota 18

13 LINHAS DE CONTROLE HIDRÁULICO

13.1

Linhas utilizadas para função de abertura e fechamento de válvulas de controle do poço, M1, M2, W1, W2, XO, S1, S2, DHSV 1 e 2, trava e destrava conectores e linhas de injeção química.

--- Nota 11

13.2 Linhas utilizadas para função de acionamento do soft land, monitoração de teste do selo VX, trava e destrava funil etc.

--- Nota 5

14

FERRAMENTAS DE INSTALAÇÃO ANM / FIBAP / FERRAMENTA DO SUSPENSOR DE TUBULAÇÃO / FERRAMENTA DE INSTALAÇÃO DA BUCHA Metal x Metal

14.1 Corpo da TRT PSL-3 Tabela-17 / 18 3. 14.2 Corpo da FIBAP PSL-2 Tabela-17 / 18 3. 14.3 Corpo do conector de funções da FIBAP PSL-2 Tabela-17 / 18 3. 14.4 Pino Riser da TRT MC 12DX PSL-3 Tabela-17 / 18 3. 14.5 Caixa de teste Riser da TRT MC 12DX PSL-3 Tabela-17 / 18 3. 14.6 Pino Riser da FIBAP MC 12DX PSL-2 Tabela-17 / 18 3. 14.7 Bloco intermediário da TRT PSL-3 Tabela-17 / 18 3. 14.8 Bloco lateral do anular da TRT PSL-3 Tabela-17 / 18 3. 14.9 Acumulador PSL-2 Tabela-17 / 18 3., e nota 13

14.10 Sub’s de produção e anular da TRT PSL-3 Tabela-17 / 18 3.

14.11 Adaptador pino riser da ferramenta de instalação do suspensor de tubulação PSL-2 Tabela-17 / 18 3.

14.12 Pistão principal da ferramenta de instalação do suspensor de tubulação

PSL-2 Tabela-17 / 18 3.




exceto onde informado

14.13 Camisa da ferramenta de instalação do suspensor de tubulação PSL-2 Tabela-17 / 18 3.

14.14 Corpo da ferramenta de instalação do suspensor de tubulação

PSL-2 Tabela-17 / 18 3.

14.15 Sub de produção da ferramenta de instalação do suspensor de tubulação

PSL-2 Tabela-17 / 18 3.

14.16 Sub do anular da ferramenta de instalação do suspensor de tubulação

PSL-2 Tabela-17 / 18 3.

14.17 Corpo interno da ferramenta de instalação da bucha metal x metal

PSL-2 Tabela-17 / 18 3.

14.18 Corpo externo da ferramenta de instalação da bucha metal x metal PSL-2 Tabela-17 / 18 3.

14.19 Camisa de teste da ferramenta de instalação da bucha metal x metal

PSL-2 Tabela-17 / 18 3.

14.20 Requisito para Conectores, atuadores, selos, válvulas etc., ver itens específicos deste requisito.

--- Nota 11

RISER DE COMPLETAÇÃO e WORKOVER


REQUISITOS QUALIDADE

1 RISER Nota-14 1.1 Camisa Externa Nota-14 API RP 17G 1.2 Sub de selagem 2”e 4” Nota-14 API RP 17G 1.3 Ponteira roscada 2”e 4” Nota-14 API RP 17G 1.4 Sub hidráulico Nota-14 API RP 17G 1.5 Placa de retenção Nota-14 API RP 17G 1.6 Placa de selagem Nota-14 API RP 17G 1.7 Linha de 2” Nota-14 API RP 17G 1.8 Linha de 4” Nota-14 API RP 17G 1.9 Caixa e Pino Nota-14 API RP 17G 1.10 Mordente Nota-14 API RP 17G 1.11 Parafuso de trava do mordente Nota-14 API RP 17G 1.12 Linhas hidráulicas Nota-14 API RP 17G 1.13 Selos elastoméricos Nota-14 API RP 17G

SISTEMA DE CABEÇA DE POÇO SUBMARINA



1 CABEÇA DE POÇO

1.1 Alojador de alta pressão PSL-3 API 6A Tabela - 17 e 18 3. API17D Item 1001.5

1.2 Alojador de baixa pressão (30”) PSL-2 API 6A Tabela - 17 e 18 3. API 17D Item 1001.4

1.3 Bucha de desgaste --- API 17D1001.8

1.4 Suspensor de revestimento PSL-2 API 6A Tabela - 17 e 18 3. API 17D Item 1001.6

1.5 Conjunto de vedação universal PSL-2 API 6A Tabela - 17 e 18 3. API 17D Item 1001.7

1.6 Ferramenta de instalação e teste --- API 17D item 1001.10


MUDLINE



1 CONJUNTO MUDLINE 1.1 Suspensor de revestimento --- API 17D Item 1102.2 1.2 Ferramenta de instalação --- API 17D Item 1102.3 1.3 Capa de abandono --- API 17D Item 1102.4 1.4 Sub de Apoio --- API 17D Item 1103.1 1.5 Selos elastoméricos PSL-2 API 6A Tabela 28

MANIFOLD


REQUISITOS QUALIDADE (API 6A)

1 MCV (EXPORTAÇÃO, IMPORTAÇÃO E EHDM) 1.1 Goose Neck PSL-3

1.1.1 Tubo, Cubo, Flange, Swivel) PSL-3 Tabela-17 / 18 3.

1.2 Conector do MCV de importação, exportação e EHDM

SEAL METAL TO METAL

1.2.1 Corpo (Body) PSL-3 Tabela-17 / 18 3

1.2.2 Anel Came (Came Ring) / Pistão de Trava / Camisa de Trava ou Anel Atuador

PSL-3 Tabela-17 / 18 3

1.2.3 Mordentes / Anel de Trava / Dog / Bucha segmentada (Finger) PSL-3 Tabela-17 / 18 3

1.2.4 Cilindro Hidráulico (Hydraulic Cylinder) PSL-3 Tabela-17, exceto para Haste que deve ser conforme tabela 22.

1.2.5 Haste Destravamento Mecânico (Rod/Stem Mechanical Release) PSL-3 Tabela - 22

1.2.6 Selo Metal x Metal (Seal Metal to Metal) PSL-3 Tabela - 23

1.2.7 Placa de Selagem PSL-3 Tabela - 17

1.2.8 Coupling PSL-3 Tabela - 23

1.2.9 Sistema de Travamento e Destravamento da Placa de Selagem (Retainer System / Seal Plate Release) PSL-2

Tabela-17, exceto para Haste que deve ser conforme tabela 22.

1.2.10 Soft Landing PSL-3 Tabela-17, exceto para Haste que deve ser conforme tabela 22.

1.3 Painel ROV

1.3.1 Interface ROV PSL-2 Tabela-17

1.3.2 Hot Stab Interface PSL-2 Tabela-23

1.3.3 Ferramenta do Hot Stab PSL-2 Tabela-17

1.3.4 Hot Stab Cego (Stab Blind Insert) PSL-2 Tabela-23

1.4 Estrutura

1.4.1 Guia Inferior (Inferior Guide) --- N1852, Nota 6

1.4.2 Cobertura (Cover) --- N1852, Nota 6

1.4.3 Suporte do Painel (Panel Bracket) --- N1852, Nota 6

1.5 HUB

1.5.1 Corpo PSL-3 Tabela-17 / 18 3.


1.5.3 Estrutura Guia (Guide Structure) --- N1852, Nota 6

1.5.4 Capa de Proteção (Protection Cap) PSL-2 Tabela-17




2 MULTIPHASE METER MODULE

2.1 HUB

2.1.1 Corpo PSL-3 Tabela-17 / 18 3.


2.1.3 Estrutura Guia do Funil (Guide Structure Funnel) --- N1852, Nota 6

2.1.4 Estrutura Intermediária (Intermediary Structure) --- N1852, Nota 6

2.2 CONECTOR


2.2.2 Anel Came / Pistão de Trava / Camisa de Trava ou Anel Atuador

PSL-3 Tabela-17 / 18 3

2.2.3 Mordente (Dog) PSL-3 Tabela-17 / 18 3

2.2.4 Cilindro Hidráulico (Hydraulic Cylinder) PSL-3 Tabela-17, exceto para Haste que deve ser conforme tabela 22.

2.2.5 Haste Destravamento Mecânico (Rod/Stem Mechanical Release) PSL-2 Tabela - 22


2.3 MULTIPHASE METEL MANDREL


2.3.2 Capa de Proteção (Protection Cap) PSL-2 Tabela-17

2.3.3 Estrutura Guia (Guide Structure) --- N1852, Nota 6

3 CHOKE MODULE

3.1 HUB

3.1.1 Corpo PSL-3 Tabela-17 / 18 3

3.1.2 Coupling PSL-3 Tabela – 23


3.1.4 Estrutura Principal (Main Structure) --- N1852, Nota 6

3.2 CONECTOR


3.2.2 Anel Came (Came Ring) PSL-3 Tabela-17 / 18 3


3.2.4 Cilindro Hidráulico (Hydraulic Cylider) PSL-3 Tabela-17, exceto para Haste que deve ser conforme tabela 22.

3.2.5 Joelho / loop (Integrated Outlet -Knees) PSL-3 Tabela-17 / 18 3



3.3 CHOKE MODULE MANDREL

3.3.1 Corpo Superior (Superior Body) PSL-3 Tabela-17 / 18 3

3.3.2 Corpo Inferior (Inferior Body) PSL-3 Tabela-17 / 18 3

3.3.3 Linhas de Fluxo PSL-3 Tabela-17 / 18 3

3.3.4 Capa de Proteção (Protection Cap) PSL-2 Tabela - 17





4 SKIDS AND BASES

4.1 MCV TEST BASE

4.1.1 Hub PSL-2 Tabela-17 / 18 3



4.1.4 Estrutura de Posicionamento (Positioning Structure) --- N1852, Nota 6

4.2 BASE DE TESTE MULTIPHASE METER / CHOKE MODULE

4.2.1 Hub PSL-2 Tabela-17 / 18 3

4.2.2 Coupling PSL-2 Tabela – 23

4.2.3 Estrutura (Structure) --- N1852, Nota 6

4.3 BASE DE ABANDONO (ABANDON BASE)

4.3.1 Hub PSL-2 Tabela-17 / 18 3



4.4 SKID DE TRANSPORTE (TRANSPORTATION SKID)


5 FERRAMENTAS (TOOLS)

5.1 Ferramenta de Instalação Universal (Universal Running Tool)

5.1.1 Corpo Principal (Main Body) PSL-3 Tabela-17 / 18 3

5.1.2 Sub Superior PSL-3 Tabela-17 / 18 3






5.1.8 Coupling PSL-2 Tabela-23


5.2 FERRAMENTA DE INSTALAÇÃO DE MANIFOLD (MANIFOLD RUNNIG TOOL)







5.2.7 Coupling PSL-2 Tabela-23


5.3 FERRAMENTA DO HOT STAB (HOT STAB TOOL)





5.4 FERRAMENTA DE TROCA DO SELO ( SEAL REPLACEMENT TOOL)

5.4.1 Hot Stab Interface --- Nota 16

5.4.2 Hot Stab Cego (Stab Blind Insert) --- Nota 16

5.4.3 Sistema de Travamento e Destravamento da Placa de Selagem (Retainer System/Seal Plate Release) PSL-2

Tabela-17, exceto para Haste que deve ser conforme tabela 22.


6 VALVULA GAVETA, ESFERA RETENÇÃO E REGULADORA ( GATE, BALL, CHECK and CHOKE VALVES)

6.1 Corpo (Body) PSL-3 Tabela-17 / 18 3

6.2 Sede (Seat) PSL-3 Tabela-18 3 / 23.

6.3 Gaveta / Esfera / Superfícies de Vedação (Gate/Ball/Trim) PSL-3 Tabela-18 3 / 23.

6.4 Haste (Stem) PSL-3 Tabela-22

7 ATUADOR DA VÁLVULA ( VALVE ACTUATORS)

7.1 Corpo do bonnet PSL-3 Tabela-17 / 18 3.

7.2 Bonnet PSL-3 Tabela-17 / 18 3.

7.3 Haste ou Haste inferior PSL-3 Tabela-22

7.4 Pistão para atuador PSL-2 Tabela-17 / 18 3

7.5 Haste intermediária para atuador PSL-2 Tabela-22

7.6 Haste Superior PSL-2 Tabela-22

7.7 Camisa Externa ou Cilindro Externo PSL-2 Tabela-17 / 18 3

7.8 Tampa do atuador PSL-2 Tabela-17 / 18 3

7.9 Bucha Guia do Pistão PSL-2 Tabela-17 / 18 3

7.10 Mola ET / BS

7.11 Camisa do Pistão Interno PSL-2 Tabela-17 / 18 3

7.12 Camisa do Pistão Externo PSL-2 Tabela-17 / 18 3

7.13 Plug ou Bujão do Bonnet PSL-3 Tabela-17 / 18 3

7.14 Preme Gaxeta (Packing Gland) PSL-2 Tabela-17 / 18 3

7.15 Porca Atuadora PSL-2 Tabela-22

8 TUBULAÇÃO ( PIPING)

8.1 Tubulação do Manifold (Piping) PSL - 3 Tabela 17 / 18 3, N-133

9 SISTEMAS DE CONTROLE

9.1 SCM --- Nota 16

9.2 HPU --- Nota 16

9.3 DUMMY SCM --- Nota 16

9.4 Tubing --- Nota 16

10 ESTRUTURA DO MANIFOLD (MANIFOLD STRUCTURE)

10.1 Material API RP 2A WSD

10.2 Estrutura e Suportes (Structure and Supports) NOTA 6

11 ELEMENTOS DE FIXAÇÃO

11.1 Estojos, Parafusos, Porcas PSL-3 Tabelas 27, 62, D.1 e D.2, Nota 18.




11.2 Estojos, Parafusos, Porcas utilizados em painéis, estruturas etc.

--- Tabelas 27, 62, D.1 e D.2, Nota 18.

12 SELOS ELASTOMERICOS

12.1 Conjunto de selos entre haste e Bonnet (Engaxetamento do Atuador)

PSL-3 Tabela-28

12.2 Selos montados no Packing Gland (Preme Gaxeta) PSL-3 Tabela-28

12.3 Selos utilizados em atuadores e conectores, que se falharem inviabilize a execução da função abrir / fechar ou travar / destravar

PSL-3 Tabela-28

12.4 Selos utilizados como back up de vedação metal x metal de partes pressurizadas com fluido de poço

PSL-3 Tabela-28

12.5

Todos os outros selos utilizados em circuitos hidráulicos de controle, não sujeitos ao fluido de poço, ex.: selos de conectores, soft land, Cilindros, atuadores, não incluídos nas condições descritas acima.

PSL-2 Tabela-28

13 SOLDAS

13.1 Soldas de componentes sujeitas a pressão do poço PSL-3 Tabela- 17 e 18

13.2 Soldas de componentes estruturais ligadas à partes sujeitas a pressão do poço

PSL-3 Tabela- 17 e 18

13.3 Soldas da Estrutura do Manifold --- Nota 6

13.4 Soldas de estrutura de MVC, CHOKE, EHDM etc. --- Nota 6

13.5 Soldas de Skid, base de teste etc. Nota 6

13.6 Soldas das tubulações do Manifold PSL-3 N-115, Nota 6

13.7 Soldas de instrumentação PSL-3 Tabela 18, nota 4

14 Selos Metálicos

14.1 Selos: BX, SRX, SSD, AX, KX etc. PSL-3 Tabela-24

15 Goose Neck para MCV Importação e Exportação PSL-3

15.1 Tubo PSL-3 Tabela-17 / 18 3.

15.2 Cubo PSL-3 Tabela-17 / 18 3.

15.3 Flange PSL-3 Tabela-17 / 18 3.

15.4 Swivel PSL-3 Tabela-17 / 18 3.

15.5 Hub Padrão PETROBRAS PSL-2 Tabela-17 / 18 3.

7 NOTAS EM RELAÇÃO AO QUADRO ITEM 6 DESTE REQUISITO DA QUALIDADE:

a) Referencias normativas citadas no quadro acima

•API 6A-20ª Ed., Oct 2010, Effective April 2011 Table 17 — Quality control requirements for bodies, bonnets, end and outlet connections and clamp hub

end connectors. Table 18 — Quality control requirements for welding. Table 22 — Quality control requirements for stems. Table 23 — Quality control requirements for valve-bore sealing mechanisms and choke trim Table 24 — Quality control requirements for ring joint gaskets Table 27 — Quality control requirements for studs and nuts Table 28 — Quality control requirements for non-metallic seals Table 37 — Quality control requirements for casing and tubing hanger mandrels. Table 62 — Bolting requirements for end flanges Table D.1 — Recommended torques for flange bolting (SI units). Table D.2 — Recommended torques for flange bolting (USC units)


•API 17D 1ª Ed, Oct1992 SECTION 300 Design and performance – general requirements

303.5 Unpressurized primary structural SECTION 600 Quality control – general requirements

604 Lifting devices SECTION 1000 Specific requirements subsea wellhead and tubing hanger equipment

1001.4 Conductor housing. 1001.5 Wellhead housing. 1001.6 Casing hangers. 1001.7 Annulus seal assemblies. 1001.8 Bore protectors and wear bushings. 1001.10 Running, retrieving and testing tools

SECTION 1100 Mudline equipment – Specific requirements 1102.2 Casing hangers 1102.3 Casing hanger running and tieback tools, 1102.4 Abandonment caps. 1103.1 Tieback adapters.

b) Notas citadas no quadro acima: 1 A pressão de teste para as linhas montadas externamente nas válvulas wing devem ser conforme as

normas ASME B 31.3 / 31.4 /31.8, ou seja 1.5 vezes a pressão nominal de trabalho. 2 Caso algum componente no conector não esteja contemplado na tabela acima e este na condição de

falha possa permitir o destravamento, deve ser considerado para o mesmo como requisito padrão, PSL3 - Tabela 17 e 18.

3 Se aplicável 4 Os requisitos deverão atender ao especificado pelo projeto da Organização e se aplicável os requisitos de

RM.Quando aplicável deverá ser efetuado líquido penetrante nas soldas orbitais do tubing hidráulico, método e critério de execução conforme API 6A.

5 Devem ser classificadas conforme o projeto da Organização e requisitos de RM, exceto para os testes de integridade e vedação, que devem seguir os requisitos da API 6A /17D - PSL2.

6 As soldas das estruturas devem estar em conformidade com os requisitos das Normas API 6A referencia tabela 18, API 17D, API RP2A-WSD, N133, AWS D1.1, N1852, ASME SEC IX, quando aplicáveis.

7 Para teste do Suspensor de Tubulação deve ser considerado o exposto na API 17 D item 1002.4b.1, ou seja, o teste do corpo deve ser feito conforme seção 5 e o conjunto montado “Suspensor de Tubulação com o Sub de Extensão”, deve ser feito com pressão limitada a da rosca, porém esta não deve ser inferior a 1.5 vezes a pressão de trabalho.

8 Exceto se especificado em contrario toda estrutura metálica deve ser considerada como PSL2. 9 Deve ser incluída como lift device (dispositivos de içamento), as vigas de sustentação do conjunto no

moon pool, portanto são aplicáveis os requisitos de END’s conforme API17D item 604. 10 As válvulas DHSV devem ser testadas conforme critérios da API 6A / 17D, utilizando nível de qualidade

PSL-3. O nível de qualidade aplicado no projeto e fabricação deve ser PSL2, utilizando-se das tabelas: 17 (corpo), 22 (haste) e 23 obturador e sede, 28 (elastômeros).

11 Devem ser classificadas conforme o projeto da Organização e requisitos de RM, exceto para os testes de integridade e vedação, que devem seguir os requisitos da API 6A / 17D PSL3.

12 Conforme definido pela Organização. Os requisitos deverão atender o especificado pelo projeto da Organização e se aplicável os requisitos de RM.

13 Se aplicável (ver classe de pressão e temperatura) deverá atender também os requisitos do ASME Seção VIII - Div. I e NR13.

14 Exceto se informado em contrario aplica-se os criterios da norma API RP 17G 15 Esta nota foi cancelada na Revisão 4 16 Conforme definido pela Organização. 17 Os itens referente a esta nota são considerados sem classificação PSL porem deverão atender a

condição mínima de: Rastreabilidade, END – Superficial produto acabado, END – Volumétrico na matéria prima.

18 ET-3000.00-1500-251-PAZ-001 Requisitos De Fabricação E Inspeção De Parafusos Prisioneiros E Porcas Para Utilização Submarina

Documents

Requisito da Qualidade número 10 Rev 4 Maio 2011