ANP Manual Inspeção_Regulamento P&G

MANUAL MA NUAL DE PROCED PROCEDIME IMENTO NTOS S PARA PA RA INSPEÇ INSPEÇÃ Ã O DOS DOS SISTEMA SISTEMAS S DE MEDIÇÃ MEDIÇÃO O DE PETRÓLEO PETRÓLEO E GÁS NATUR NA TURA AL

ÍNDICE 1.

INTRODUÇÃO

2.

PROCEDIMENTOS DE INSPEÇÃO

2.1. 2.2. 2.3. 2.4. 2.5. 2.6. 2.7. 2.8. 2.9.

CRITÉRIOS GERAIS DE INSPEÇÃO MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM TANQUES; TANQUES; MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM LINHA; LINHA; CÁLCULOS DE VOLUME DE PETRÓLEO; PETRÓLEO; MEDIÇÃO DE GÁS EM LINHA; LINHA; CÁLCULOS DE VOLUME DE GÁS NATURAL; NATURAL; TESTES DE POÇOS; POÇOS; COLETA DE AMOSTRAS E ANÁLISES DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL; NATURAL; CÁLCULOS DE APROPRIAÇÃO NAS MEDIDAS COMPARTILHADAS. COMPARTILHADAS.

3.

LISTAS DE VERIFICAÇÃO: VERIFICAÇÃO:

3.1. 3.2. 3.3. 3.4. 3.5. 3.6. 3.7. 3.8. 3.9.

MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM TANQUES; TANQUES; MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM LINHA; LINHA; CÁLCULO DO VOLUME DE PETRÓLEO; PETRÓLEO; MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL E LINHA; LINHA; CÁLCULO DO VOLUME DE GÁS; GÁS; TESTES EM POÇOS; POÇOS; TESTE DE AMOSTRAS E ANÁLISES DE GÁS NATURAL; NATURAL; APROPRIAÇÃO NAS MEDIÇÕES COMPARTILHADAS; COMPARTILHADAS; MEDIÇÃO OPERACIONAL. OPERACIONAL.

2

ÍNDICE 1.

INTRODUÇÃO

2.

PROCEDIMENTOS DE INSPEÇÃO

2.1. 2.2. 2.3. 2.4. 2.5. 2.6. 2.7. 2.8. 2.9.

CRITÉRIOS GERAIS DE INSPEÇÃO MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM TANQUES; TANQUES; MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM LINHA; LINHA; CÁLCULOS DE VOLUME DE PETRÓLEO; PETRÓLEO; MEDIÇÃO DE GÁS EM LINHA; LINHA; CÁLCULOS DE VOLUME DE GÁS NATURAL; NATURAL; TESTES DE POÇOS; POÇOS; COLETA DE AMOSTRAS E ANÁLISES DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL; NATURAL; CÁLCULOS DE APROPRIAÇÃO NAS MEDIDAS COMPARTILHADAS. COMPARTILHADAS.

3.

LISTAS DE VERIFICAÇÃO: VERIFICAÇÃO:

3.1. 3.2. 3.3. 3.4. 3.5. 3.6. 3.7. 3.8. 3.9.

MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM TANQUES; TANQUES; MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM LINHA; LINHA; CÁLCULO DO VOLUME DE PETRÓLEO; PETRÓLEO; MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL E LINHA; LINHA; CÁLCULO DO VOLUME DE GÁS; GÁS; TESTES EM POÇOS; POÇOS; TESTE DE AMOSTRAS E ANÁLISES DE GÁS NATURAL; NATURAL; APROPRIAÇÃO NAS MEDIÇÕES COMPARTILHADAS; COMPARTILHADAS; MEDIÇÃO OPERACIONAL. OPERACIONAL.

2

1.

INTRODUÇÃO

A fim de garantir a correta medição dos volumes produzidos e movimentados, e consequentemente a aplicação das alíquotas fiscais sobre medidas confiáveis, a ANP detectou a necessidade de manter um programa de inspeção contínuo e sistemáticos dos sistemas de medição de petróleo e gás natural, em todos os campos de produção no país. O Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural, aprovado através da Portaria Conjunta ANP/INMETRO 001, em 19/06/2000, é documento inédito no país, e exige um grande esforço dos concessionários de campos de produção de petróleo e gás para adequação de seus antigos sistemas sistemas de medição a essas novas regras. regras. Consciente dessas dificuldades, a ANP, na Portaria 001 acima citada, estabeleceu o prazo de dois anos a partir da publicação da Portaria, ou seja, 20/06/2002 como prazo limite para essa adequação. O acompanhamento da adequação dos campos já em produção, a aprovação dos novos sistemas já conformes, e o acompanhamento do processo dinâmico de medição em todas as concessões, demanda a utilização de técnicos bem preparados e treinados. Levando-se em consideração a política de atuação da ANP, decidiu-se pela utilização de terceira parte nos trabalhos rotineiros de inspeção dos sistemas de medição. 1.1.

OBJETIVO

O presente manual tem por objetivo estabelecer os procedimentos a serem seguidos antes, durante e após as inspeções dos sistemas de medição. 1.2.

DISPOSIÇÕES GERAIS GERAI S

Toda e qualquer inspeção deverá ser deflagrada pela ANP/SDP, que se encarregará de notificar formalmente o concessionário do planejamento da mesma. Os objetivos da da inspeção serão discutidos de antemão pela SDP e pela instituição encarregada do trabalho. A atividade de inspeção não deve ser confundida com exames preventivos ou corretivos dos sistemas de medição. Assim, deve-se respeitar a postura de que o inspetor não não sugere soluções, não opera equipamentos, enfim, não executa nenhuma operação relacionada com a medição, ou mesmo sugere ou insinua soluções para as não conformidades encontradas.

3

Não serão executadas inspeções sem aviso prévio ao concessionário de acordo com o item 10.3.4 do Regulamento. Deste aviso ao concessionário deverá constar o roteiro da inspeção, pontos a serem inspecionados, tipo de inspeção, documentos que o concessionário deverá ter disponíveis para exame e o local onde os mesmo deverão ser  apresentados. A função do inspetor deve-se ater à atividade de inspeção, e não caberá a ele, em nenhuma hipótese, a função fiscalizatória, coibindo-se qualquer ação do inspetor que possa representar multas, sanções, perdimentos, ou paradas de produção. 1.3.

RELATÓRIO DE INSPEÇÃO

A cada inspeção realizada deverá ser elaborado um relatório completo, onde estarão claramente indicadas todas as concessões inspecionadas e as não conformidades encontradas. No caso de serem encontradas não conformidades consideradas críticas ou graves, o concessionário ao ser informado pelo inspetor desta irregularidade, terá 5 dias úteis para informar as medidas corretivas a serem tomadas e o tempo que considera necessário para sanar a não conformidade. O tempo de solução da não conformidade deverá ser acordado com a ANP. Toda não conformidade crítica ou grave acarretará uma outra e consequente inspeção para verificação da solução da irregularidade. A cada mês será encaminhado à SDP, pela instituição encarregada das inspeções, relatório resumindo todas as inspeções realizadas no período. 1.4.

LISTA DE PROCEDIMENTOS E VERIFICAÇÃO

Deste manual fazem parte diversas listas de procedimentos durante as inspeções, conforme o tipo de instalação inspecionada, bem como listas de itens de verificação para cada instalação. Estas listas devem ser consideradas como guia auxiliar da inspeção, não podendo ser consideradas exaustivas ou exclusivas.

4

2. PROCEDIMENTO DE INSPEÇÃO 2.1. CRITÉRIOS GERAIS DE INSPEÇÃO 2.1.1.

OBJETIVO

2.1.1.1.

Este procedimento tem por objetivo definir os critérios para inspeção de sistemas de medição de petróleo e gás em instalações de produção, que devam atender aos requisitos do Regulamento de Medição de Petróleo e Gás Natural

2.1.1.2.

O procedimento cobre os aspectos gerais da inspeção de sistemas de medição, sendo os aspectos particulares de cada tipo de sistema cobertos por outros procedimentos.

2.1.2. DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA 2.1.2.1

Regulamento de Medição

2.1.2.2

Normas e Padrões relacionados no Regulamento de Medição

2.1.3

CRITÉRIOS GERAIS DE INSPEÇÃO

2.1.3.1.

As inspeções dos sistemas de medição são cobertas pelo item 10.3.1 do Regulamento de Medição de Petróleo e Gás Natural, que determina que a ANP, ou seus representantes, terá livre acesso às instalações, para inspeção dos sistemas de medição, verificação das operações e dos relatórios de medição.

2.1.3.2.

Conforme o item 10.3.2 do Regulamento, as inspeções podem incluir, entre outras atividades: a)Verificação se os sistemas de medição estão instalados conforme normas e regulamentos aplicáveis e conforme as recomendações dos fabricantes; b) Inspeção do estado dos sistemas e instrumentos de medição; c) Verificação dos selos e as respectivas planilhas de controle; d) Acompanhamento de inspeções de tanques e sistemas de medição; e) Acompanhamento de calibração de sistemas e instrumentos; f) Acompanhamento de operações de medição; g) Acompanhamento de testes de produção; h) Verificação dos cálculos dos volumes; i) Acompanhamento das operações de amostragem e análise de laboratório;  j) Verificação dos relatórios de medição, teste e calibração.

5

2.1.3.3.

A relação acima não é exaustiva. Outras atividades, que sejam relevantes para a verificação do cumprimento do Regulamento de Medição de Petróleo e Gás Natural e do correto funcionamento, operação, manutenção e calibração dos sistemas poderão ser incluídas nas inspeções.

2.1.3.4.

A responsabilidade pelo fornecimento de instrumentos, equipamentos, materiais e pessoal, bem como, todo o apoio logístico necessário para a realização das inspeções é do concessionário, conforme definido no Regulamento e no Contrato de Concessão . O inspetor da ANP se limitará em princípio, a acompanhar e registrar as atividades de inspeção solicitadas.

2.1.3.5.

Devido à necessidade do concessionário mobilizar recursos para a realização da inspeção, a mesma deve ser programada com antecedência e por escrito. Deve ser  preparado um roteiro específico de inspeção, indicando os itens que serão objeto da inspeção, quais operações deverão ser realizadas na presença do inspetor e que documentos serão requeridos durante a inspeção. Conforme item 10.3.4 do Regulamento, o concessionário terá 5 dias úteis para providenciar os recursos necessários para a inspeção.

2.1.3.6.

Durante uma inspeção pode ser identificada a necessidade da realização de atividades complementares. Se as mesmas não puderem ser realizadas imediatamente, por falta de recursos no local, devem ser programadas como parte do relatório de inspeção.

2.1.3.7.

Algumas atividades de inspeção devem ser executadas juntamente com atividades operacionais, de inspeção, calibração e manutenção programadas e executadas pelo concessionário. Nestes casos a inspeção deverá coincidir com a realização de tais atividades. Para tal, e conforme o item 10.3.4 do Regulamento, o concessionário deverá comunicar, com 7 dias de antecedência, a realização dessas suas atividades para que a inspeção possa ser realizada simultaneamente.

2.1.4. RELATÓRIOS DE INSPEÇÃO 2.1.4.1.

Os resultados das inspeções realizadas nos sistemas de medição serão objeto de relatórios de inspeção.

2.1.4.2.

O relatório a ser elaborado por instalação além de identificar o campo produtor e o concessionário deve incluir:

2.1.4.2.1.

Descrição da instalação inspecionada. Descrição do roteiro de inspeção;

2.1.4.2.2.

Identificação dos equipamentos, sistemas e documentos inspecionados;

2.1.4.2.3.

Descrição das atividades de inspeção executadas, incluindo os nomes dos responsáveis, a descrição e os certificados de calibração dos instrumentos utilizados;

6

2.1.4.2.4.

Resultados das atividades de inspeção. Listas de verificação rubricadas pelas partes;

2.1.4.2.5.

Descrição das não conformidades levantadas e avaliação das mesmas;

2.1.4.2.6.

Descrição das ações corretivas a serem implementadas;

2.1.4.2.7.

Assinatura do inspetor e do representante do concessionário;

2.1.4.2.8.

Cópias de documentação relevante, relatórios de medição, certificados, etc. Esta cópias são requeridas como parte do roteiro de inspeção. Cópias de outros documentos, cuja necessidade for determinada durante a inspeção, deverão ser  providenciadas pelo Concessionário dentro de 2 dias úteis da inspeção.

2.1.4.3.

As não conformidades críticas ou graves devem ser informadas à ANP dentro de 48 horas da inspeção pelo inspetor . No caso do concessionário, a informação será sob a forma de relatório de falha do sistema de medição, no prazo de 5 dias úteis, incluindo-se necessariamente as ações corretivas a serem implementadas e os prazos para suas efetivações, na forma de e-mail para [email protected] e a ser  confirmado por fax (tels: 3804-0102, 3804-0103 e 3804-0104) ou por carta (Rua Senador Dantas, 105 – 11° andar – Centro – CEP: 20031-201 – Rio de Janeiro –  RJ).

2.1.4.4.

Para as não conformidades leves,  Quando as ações corretivas não puderem ser  determinadas durante a inspeção, por falta de informações ou pela necessidade de atividades de inspeção complementares, o concessionário deverá enviar uma proposta de ação corretiva dentro do prazo a ser estipulado pelo inspetor, mas não inferior a 5 dias corridos.

2.1.5. NÃO CONFORMIDADES 2.1.5.1.

Qualquer irregularidade que comprometa ou possa vir a comprometer a exatidão da medição deve ser relacionada como não conformidade.

2.1.5.2.

As não conformidades podem ser classificadas em leves, críticas ou graves.

2.1.5.2.1.

As não conformidades são consideradas como leves quando não afetarem significativamente a exatidão da medição, embora se não corrigidas possam evoluir  para não conformidades críticas ou graves. Exemplos de não conformidades leves são: calibrações efetuadas com freqüência inferior a exigida ou erros de procedimento.

2.1.5.2.2.

As não conformidades são consideradas críticas quando afetarem a exatidão das medições de forma que não sejam cumpridos os requisitos do regulamento. A ocorrência de uma não conformidade crítica é considerada como uma falha da medição. Exemplos de não conformidades críticas são: utilização de instrumentos e sistemas não aprovados pela ANP, falta de selos e evidência de ajustes não 7

autorizados nos medidores, operação dos medidores fora da sua faixa de operação recomendada pelo fabricante. 2.1.5.2.3.

2.1.6.

As não conformidades são consideradas graves quando configurarem ausência de medição da produção, constituírem reincidência de uma não conformidade crítica ou contumácia na incidência de não conformidades leves,  devidamente comprovadas durante inspeções.

AÇÕES CORRETIVAS

2.1.6.1.

Quando forem encontradas não conformidades, o concessionário deve propor ações corretivas. No caso de não conformidades críticas ou graves, as respectivas ações corretivas devem ser informadas à ANP e seus prazos de implementação aprovados pela agência. As ações corretivas podem ser propostas diretamente ao inspetor, quando da sua detecção, ou conforme prazos estabelecidos nos subitens 2.1.4.3 e 2.1.4.4.

2.1.6.2.

Cada não conformidade será objeto de uma ação corretiva em separado. A ação corretiva deve detalhar todas os passos requeridos para sanar a não conformidade, assim como os prazos previstos de implementação e os testes necessários para verificar que a não conformidade foi eliminada.

2.1.6.3.

Os sistemas afetados por não conformidades críticas ou graves deverão ter ações corretivas da não conformidade de acordo como prazo acertado com a ANP. No caso de desrespeito ao prazo, omissão ou reincidência da não conformidade, o sistema de medição poderá ser retirado de operação, a critério da ANP.

2.1.7.

MODELOS DE TABELAS E PLANIL HAS DE INSPEÇÃO

2.1.7.1. Nas inspeções deverão ser utilizados os modelos de tabelas e planilhas abaixo :

8

Folha de Dados dos Pontos d e Medição Data: Plataform a / Estações Coletoras: Campos:

TAG do Ponto:

Fluido:

Tipo do Medidor:

Localização na Planta:

Instrumentos Componentes do Ponto de Medição: Tipo de Instrumento

TAG do Instrumento

Faixa de Operação

Fabricante e Tipo

o

N  de Série

TAG do Ponto:

Fluido:

Tipo do Medidor:

Localização na Planta:

Certificado de calibração e data

Instrumentos Componentes do Ponto de Medição: Tipo de Instrumento

TAG do Instrumento

Faixa de Operação

Fabricante e Tipo

No de Série

Certificado de calibração e data

9

Instalação : Campo: Concessionário: Data:

Descrição da instalação i)

Medição de óleo

ii)

Medição de gás

Medidor: Inspetor: Campo: Responsável:

Verificação

Evidência

Número

10

2. 2.2.

PROCEDIMENTO DE INSPEÇÃO MEDIÇ ÃO DE PETRÓL EO EM TANQUES

2.2.1.

OBJETIVO

2.2.1.1.

Este procedimento tem por objetivo definir os critérios para inspeção de sistemas de medição de petróleo em tanque, que devam atender aos requisitos do Regulamento de Medição de Petróleo e Gás Natural

2.2.1.2.

O procedimento cobre a medição fiscal e a medição para apropriação de petróleo em tanques.

2.2.2.

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA

2.2.2.1.

Regulamento de Medição

2.2.2.2.

Normas e Padrões relacionados no Regulamento de Medição (ver item 15)

2.2.3.

GERAL

2.2.3.1.

A medição de petróleo em tanques é coberta pelos itens 6.1 e 6.2 do Regulamento de Medição de Petróleo e Gás Natural.

2.2.3.2.

O procedimento de medição consiste da medição do nível de petróleo e eventualmente da água no tanque, da medição de temperatura em vários pontos, da coleta de amostras para medição de densidade e do BSW por análise.

2.2.3.3.

Com base nos valores medidos é calculado o volume bruto, utilizando a tabela de arqueação do tanque, o volume bruto corrigido com base na temperatura e densidade e o volume líquido descontando o BSW.

2.2.3.4.

O Regulamento, no seu item 6.1.7, especifica que nos tanques a medição não pode ser feita simultaneamente com o enchimento ou esvaziamento do tanque.

2.2.4. 2.2.4.1.

ARQUEAÇÃO E INSPEÇÃO DOS TANQUES

Os tanques utilizados para medição fiscal ou para apropriação devem ser  arqueados, conforme item 6.2  do Regulamento. Cada tanque deve ter um certificado de arqueação válido, isto é correspondente a uma arqueação feita pelo INMETRO ou outro órgão competente, e dentro de seu prazo de validade de 10 anos. 11

2.2.4.2.

No caso de tanques com volume máximo de 100 m³ e medindo volumes de produção inferiores a 50 m³ por dia, em medições para apropriação, pode ser utilizado um procedimento simplificado de arqueação, conforme item 8.2.1.3 do Regulamento, desde que aprovado pela ANP.

2.2.4.3.

Os tanques devem ser inspecionados a cada três anos, interna e externamente. Para comprovação, deve sempre estar disponível um certificado da última inspeção do tanque, dentro do prazo de validade. A inspeção, deve ser feita por entidade ou profissional qualificado, que pode ser o próprio concessionário, ficando registrado em relatório.

2.2.4.4.

A existência de deformações ou corrosão visualmente detectáveis, caracterizará uma não conformidade crítica,  cuja ação corretiva deverá incluir necessariamente a inspeção total por instrumentos e reparo do tanque e uma eventual arqueação.

2.2.5.

TUBULAÇÕES E VÁLVULAS

2.2.5.1.

As tubulações de entrada e saída de óleo do tanque, bem como aquelas de conexão entre tanques e de dreno, devem ser providas de válvulas, localizadas próximas ao tanque e que possam ser seladas na posição fechada. (Item 6.1.6 do Regulamento)

2.2.5.2.

As válvulas devem ser testadas periodicamente para detectar vazamentos. O período de teste deve ser determinado, tomando-se em conta o tipo da válvula utilizada e as normas aplicáveis.

2.2.5.3.

Válvulas com duplo bloqueio e dreno, instaladas corretamente, permitem detectar  vazamentos em operação e não necessitam ser testadas.

2.2.5.4.

Os testes de válvulas devem ser comprovados através de certificados. A inspeção, para emissão de certificado, deve ser feita por entidade ou profissional qualificado, que pode ser o próprio concessionário.

2.2.5.5.

Deve ser verificada a ausência de tubulações que permitam a transferência de petróleo sem passar pelos tanques de medição.

2.2.6.

ACESSÓRIOS DOS TANQUES

2.2.6.1.

Os tanques devem ser providos de bocas de medição e tomada de amostra, mesa de medição e marca de referência.

2.2.6.2.

Exceto a mesa de medição, todos os outros acessórios devem ser inspecionados visualmente.

12

2.2.6.3.

A posição da mesa de medição, relativa à marca de referência, deve ser verificada utilizando uma trena.

2.2.6.4.

O estado da mesa de medição deve ser verificado durante a inspeção do tanque.

2.2.6.5.

As tubulações de entrada de líquido devem ser projetadas para evitar respingos.

2.2.7.

MEDIÇÃO MANUAL DE NÍVEL

2.2.7.1.

A medição manual de nível é feita com a utilização de trenas. As trenas devem ser  calibradas anualmente pelo Inmetro ou por entidade credenciada pelo INMETRO. Deve ser apresentado um certificado válido de calibração para cada trena.

2.2.7.2.

As medições devem ser feitas seguindo um dos procedimentos recomendados no item 6.1.4.1 do Regulamento. Deve ser verificado o método utilizado para fazer as leituras.

2.2.7.3.

Nos casos previstos no item 8.2.1.3, medição de volumes inferiores a 50 m3/dia com tanques de capacidade máxima de 100 m3, a medição poderá ser feita por régua externa. Neste caso deverá ser verificado o correto funcionamento do sistema de flutuador e contrapesos e o alinhamento e a tensão dos cabos, assim como a verticalidade da régua e a possibilidade de leitura sem erros de paralaxe.

2.2.7.4.

Nos casos em que houver água livre no fundo do tanque, deverá ser determinada a posição da interface água/óleo conforme métodos indicados no item 6.1.4.1.

2.2.8.

MEDIÇÃO AUTOMÁTICA DE NÍVEL

2.2.8.1.

Os sistemas de medição automática deverão ser aprovados pela ANP, com base na rastreabilidade comprovada dos mesmos e cumprir com os requisitos do item 6.1.4.2 do Regulamento. Deverá ser verificado se os sistemas estão instalados e são operados conforme instruções do fabricante e normas aplicáveis.

2.2.8.2.

Os sistemas automáticos de medição de nível devem ser calibrados no mínimo uma vez a cada seis meses. Deverá ser apresentado um certificado de calibração para cada medidor, dentro do seu prazo de validade. A calibração deve ser feita por  entidade ou profissional qualificado, que pode ser o próprio concessionário, ficando registrado em certificado.

2.2.8.3.

A calibração de sistemas automáticos de medição de nível deve ser feita no mínimo em três níveis diferentes, utilizando trenas manuais calibradas pelo INMETRO, ou outro sistema aprovado pela ANP.

13

2.2.8.4.

2.2.9.

A exatidão requerida dos medidores automáticos é de 6 mm para as medições fiscais, conforme item 6.2.5 do Regulamento. Nas medições para apropriação a exatidão deve ser 12 mm, conforme item 8.2.1.2. do Regulamento. MEDIÇÃO DE TEMPERATURA

2.2.9.1.

A temperatura média do tanque deve ser medida conforme métodos indicados no item 6.1.5 do Regulamento para medições manuais e automáticas.

2.2.9.2.

Os sistemas automáticos de medição devem ser calibrados periodicamente, conforme instruções do fabricante do sistema e no mínimo uma vez a cada seis meses. A calibração, para emissão de certificado, deve ser feita por entidade ou profissional qualificado, que pode ser o próprio concessionário.

2.2.10.

MEDIÇÃO DE MASSA ESPECÍFICA

2.2.10.1. A massa específica do petróleo deve ser medida para cálculo da dilatação térmica A medição pode ser automática ou manual. No último caso deverá ser feita conforme métodos indicados no item 6.5.6.1. 2.2.10.2. Nas medições automáticas, os instrumentos de medição de densidade deverão ser  calibrados periodicamente, conforme recomendações do fabricante ou no mínimo uma vez a cada seis meses. A calibração, para emissão de certificado, deve ser feita por entidade ou profissional qualificado, que pode ser o próprio concessionário. 2.2.10.3. Para coleta de amostras e medição de densidade ver o correspondente procedimento de inspeção. 2.2.11.

MEDIÇÃO DE CONTEÚDO DE ÁGUA E SÓLIDOS

2.2.11.1. O conteúdo de água e sólidos (BSW) no petróleo, deve ser determinado em amostras coletadas e analisadas conforme item 6.5 do Regulamento. 2.2.11.2. A verificação dos métodos de coleta e análise é coberta por procedimento específico. 2.2.12.

PROCEDIMENTO DE MEDIÇÃO

2.2.12.1. A medição de petróleo em tanques deve seguir um procedimento para evitar erros sistemáticos, conforme item 6.1.7 do Regulamento. 2.2.12.2. Deve ser verificado se durante a fase de enchimento do tanque, as válvulas de saída estão fechadas e seladas. 14

2.2.12.3. Deve ser verificado se após a fase de enchimento, as válvulas de entrada foram fechadas e seladas, e o tanque foi deixado em repouso por um tempo suficiente para permitir a liberação de vapores, eliminação da espuma e decantação da água livre, se houver. 2.2.12.4. A água livre pode ser drenada ou retirada do tanque juntamente com o petróleo. Deve ser verificado se no primeiro caso ela foi drenada antes da medição de nível. No segundo caso deve ser verificado se foi feita a medição do nível da interface óleo/água. Após a eventual drenagem, deve ser verificado se as válvulas de dreno foram fechadas e seladas. 2.2.12.5. A medições de nível, nível de interface, temperatura, densidade e coleta de amostras para medição de BSW devem ser feitas conforme procedimentos específicos. Após a medição, as válvulas de saída podem ser abertas e o petróleo transferido. 2.2.12.6. Após o fim da transferência, o nível residual deve ser medido, as válvulas devem ser  fechadas e seladas, o que deve ser verificado na inspeção. 2.2.13.

CÁLCULO DO VOLUME DE PRODUÇÃO

2.2.13.1. O cálculo do volume de produção deve ser efetuado conforme item 6.1.8 do Regulamento 2.2.13.2. Devem ser elaborados relatórios de medição contendo todos os dados e cálculos efetuados 2.2.13.3. A verificação dos métodos de cálculo é objeto de procedimento de verificação específico. 2.2.14.

APROVAÇÃO DE PONTOS DE MEDIÇÃO DE SISTEMA DE MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM TANQUES

2.2.14.1. O projeto detalhado do sistema medição deverá incluir, no mínimo:

Diagrama esquemático das instalações, indicando as principais correntes de petróleo, gás e água, a localização dos pontos de medição fiscal, dos pontos de medição para controle operacional da produção, do gás para processamento, do transporte, estocagem , importação e exportação de petróleo e gás natural; •  Fluxograma de engenharia dos sistemas de medição, mostrando todas as tubulações, medidores e acessórios instalados; •

•

Especificações e folhas de dados dos instrumentos de medição, amostradores e acessórios;

15

• •

Memorial descritivo dos sistemas de medição, incluindo uma descrição dos equipamentos, instrumentos e sistemas de calibração a serem empregados; Memorial descritivo da operação dos sistemas de medição, contendo uma descrição dos procedimentos de medição, amostragem, análise e determinação de propriedades e cálculo dos volumes de produção. Devem ser verificados, no mínimo, os seguintes itens:

Localização dos pontos de medição, conforme Plano de Desenvolvimento ou Projeto Básico de Adequação e diagrama esquemático; • Qualidade prevista do petróleo a ser medido; • Ausência de tubulações que permitam a transferência de petróleo sem passar pelo ponto de medição; • Acessórios dos tanques utilizados para medição; • Existência de válvulas para isolamento dos tanques durante a medição e tipo das mesmas; •  Para sistemas de medição automática de nível, temperatura e densidade, cumprimento dos requisitos das normas aplicáveis relacionadas no Regulamento de Medição; • Procedimentos de medição e métodos de análise e de cálculo. •

2.2.15.

Relação de Docum entos de Referência :

ISO/DIS 4512 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Equipment for Measurement of Liquid Levels in Storage Tanks – Manual Methods . ISO 4266 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Measurement of Temperature and Level in Storage Tanks - Automatic Methods . ISO/DIS 4266-1 Petroleum and Liquid Petroleum Products - Measurement of Level and Temperature in Storage Tanks by Automatic Methods -- Part 1: Measurement of Level in Atmospheric Tanks. ISO/DIS 4266-4 Petroleum and Liquid Petroleum Products - Measurement of Level and Temperature in Storage Tanks by Automatic Methods - Part 4: Measurement of  Temperature in Atmospheric Tanks ISO/DIS 4268 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Temperature Measurements -- Manual Methods ISO/DIS 4269-1 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Tank Calibration by Liquid Measurement -- Part 1: Incremental Method Using Volumetric Meters ISO 7507-1 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calibration of Vertical Cylindrical Tanks -- Part 1: Strapping Method ISO 7507-2 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calibration of Vertical Cylindrical Tanks -- Part 2: Optical-Reference-Line Method ISO 7507-3 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calibration of Vertical Cylindrical Tanks -- Part 3: Optical-Triangulation Method ISO 7507-4 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calibration of Vertical Cylindrical Tanks -- Part 4: Internal Electro-Optical Distance-Ranging Method

16

ISO/DIS 7507-5 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calibration of Vertical Cylindrical Tanks -- Part 5: External Electro-Optical Distance-Ranging Methods ISO/TR 7507-6 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calibration of Vertical Cylindrical Tanks -- Part 6: Recommendations for Monitoring, Checking and Verification of Tank Calibration and Capacity Table OIML R 71- Fixed Storage Tanks. General Requirements OIML R71 – Fixed Storage Tanks. General Requirements . OIML R85 – Automatic Level Gauges for Measuring the Level of Liquid i n Fixed Storage Tanks

API – MPMS - Chapter 12.1, Calculation of Static Petroleum Quantities, Part 1, Upright Cylindrical Tanks and Marine Vessels Chapter 12.1.1, Errata to Chapter 12.1--Calculation--Static Measurement, Part 1, Upright Cylindrical Tanks and Marine Vessels, First Edition Errata published Portaria INPM n 33/67- Norma para Medição da Altura de Produtos de Petróleo Armazenados em Tanques Portaria INMETRO n 145/99- Aprova o Regulamento Técnico Metrológico, estabelecendo as condições a que devem atender as medidas materializadas de comprimento, de uso geral Portaria INPM n 9/67- Norma de Termômetros para Petróleo e seus Derivados Quando em Estado Líquido, Bem como para os Respectivos Suportes Portaria INPM n 15/67- Normas para a Determinação da Temperatura do Petróleo e seus Derivados Líquidos CNP- Resolução n 06/70- Tabelas de Correção de Volume de Petróleo e seus Derivados

17

2. PROCEDIMENTO DE INSPEÇÃO 2.3. MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM LINHA 2.3.1.

OBJETIVO

2.3.1.1.

Este procedimento tem por objetivo definir os critérios para inspeção de sistemas de medição de petróleo em linha, que devam atender aos requisitos do Regulamento de Medição de Petróleo e Gás Natural.

2.3.1.2.

O procedimento cobre a medição fiscal e a medição para apropriação de petróleo em linha.

2.3.2.

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA

2.3.2.1.

Regulamento de Medição.

2.3.2.2.

Normas e Padrões relacionados no Regulamento de Medição (ver item 1.3).

2.3.3.

GERAL

2.3.3.1.

A medição de petróleo em linha é coberta pelos itens 6.3 e 6.4 do Regulamento de Medição de Petróleo e Gás Natural.

2.3.3.2.

O procedimento de medição consiste da medição da vazão no ponto de medição fiscal e para apropriação e a sua totalização num tempo pré-determinado, normalmente um dia de produção. Os valores medidos são corrigidos pela dilatação térmica e compressibilidade do líquido.

2.3.3.3.

Com base nos valores medidos é calculado o volume bruto, considerando-se o fator  do medidor e as correções de pressão e temperatura. O volume líquido é calculado descontando o BSW do valor medido.

2.3.4.

MEDIÇÃO EM LINHA

2.3.4.1.

Os tipo de medidores a serem utilizados nas medições de petróleo em linha devem ser dos seguintes tipos: • • •

Medidores tipo deslocamento positivo; Medidores tipo turbina; Medidores tipo Coriolis (mássico), com indicação de volume; 18

•

Outros tipos de medidores aprovados pela ANP, após consulta do concessionário ou autorizatário.

2.3.4.2.

Os medidores devem ser providos de um totalizador sem dispositivo de retorno a zero. No caso de sistemas eletrônicos ou digitais, deve ser assegurado que o totalizador é protegido contra um retorno a zero não autorizado ou acidental. Será considerada como uma não conformidade crítica a constatação de um retorno a zero acidental.

2.3.4.3.

Os medidores devem ser calibrados no local da medição, de modo a garantir que a calibração seja feita com as mesmas características do fluxo a ser medido, fluido e malha de medição. Desta forma o fluído utilizado na calibração é o medido e toda a malha de medição é verificada durante a calibração. A calibração dos medidores em outro local, somente pode ser aceita se for mostrada sua necessidade e adequação.

2.3.4.4.

O sistema de calibração pode ser fixo ou móvel. No caso da opção por um sistema móvel de calibração, os sistemas de medição deverão estar providos de conexões e válvulas em suas tubulações de modo a possibilitar a instalação do sistema móvel de calibração.

2.3.4.5.

Deve ser instalado um sistema de amostragem de petróleo que permita retirar um volume proporcional à quantidade medida, de forma automática. Os sistemas de amostragem são cobertos por procedimento de inspeção próprio.

2.3.4.6.

Deve ser instalado um instrumento de medição de temperatura ou sistema de compensação automática de temperatura. A compensação automática pode ser por  meios mecânicos, eletrônicos ou por processamento digital.

2.3.4.7.

Deve ser instalado um instrumento de medição de pressão ou sistema de compensação automática de pressão.

2.3.4.8.

A configuração dos sistemas de medição deve estar em conformidade com as prescrições das normas e padrões referenciados no item 6.3.4 do Regulamento.

2.3.4.9.

Os medidores devem ser operados dentro de uma faixa de vazão na qual a incerteza na medição seja compatível com os requisitos do Regulamento. Se as variações na vazão a ser medida estiverem fora desta faixa, devem ser instalados dois ou mais medidores em paralelo, ou outra solução previamente aprovada pela ANP, de forma a cobrir a faixa de vazão operacional sem ultrapassar a incerteza permitida.

2.3.4.10. O Regulamento não permite a produção sem medição. Para cobrir os casos de falhas e manutenção, devem ser instalados medidores reserva, com válvulas para alinhamento e isolamento. Os medidores reserva, em princípio, devem ser idênticos aos medidores principais.

19

2.3.5.

TUBULAÇÕES, VÁLVUL AS E ACESSÓRIOS

2.3.5.1.

Os sistemas de medição de petróleo em linha devem ser instalados de forma a impedir que o petróleo possa passar pelo sistema sem ser medido. Não devem ser  instalados contornos (by passes) do sistema de medição. Os fluxogramas da instalação devem ser analisados para verificar se não podem ser abertos contornos mediante a abertura de várias válvulas.

2.3.5.2.

Os medidores, tubulações e acessórios devem ser compatíveis com as condições de operação. Deve ser verificado se estão protegidos contra a máxima sobrepressão possível, seja através da resistência das partes submetidas a pressão ou pela existência de válvulas de segurança. Devem ser analisados os efeitos da dilatação térmica em trechos do sistema que possam ser bloqueados quando cheios de produto.

2.3.5.3.

A menos que os medidores, pelas suas características construtivas, não permitam o fluxo bidirecional, devem ser instaladas válvulas de retenção que evitem o fluxo reverso através do sistema.

2.3.5.4.

Se houver possibilidade de passagem ou liberação de gases, deverá ser instalado um eliminador de gases antes do medidor.

2.3.5.5.

Os medidores devem ser instalados conforme instruções do fabricante, normas aplicáveis e boas práticas metrológicas e de engenharia. No caso de medidores tipo deslocamento positivo, devem ser instalados filtros antes dos medidores para evitar  danos causados por sólidos em suspensão.

2.3.6.

OPERAÇÃO DO SISTEMA DE MEDIÇÃO

2.3.6.1.

Os medidores devem ser operados dentro das faixas que assegurem que a incerteza está dentro dos limites permitidos e sem ultrapassar a faixa de medição recomendados pelo fabricante. Na inspeção devem ser analisados os relatórios de medição e qualquer outra documentação disponível para verificar se tais limites foram respeitados.

2.3.6.2.

Os medidores devem ser inspecionados visualmente para verificar se não há sinais de danos.

2.3.6.3.

Deve ser verificado se o ruído produzido pelo medidor é anormalmente alto. No caso de medidores de deslocamento positivo, deve ser verificado se a queda de pressão, em função da vazão, é muito superior a esperada, o que pode ser um indício de problemas com o medidor.

20

2.3.6.4.

Deve ser verificado, através dos relatórios de medição e outros documentos disponíveis, se ocorreram variações significativas nos parâmetros operacionais, sem a correspondente re-calibração do(s) medidor(es). O parâmetros a serem considerados são: densidade do petróleo, temperatura e viscosidade. No caso de medições para apropriação devem ser verificadas variações no BSW que afetam a viscosidade.

2.3.6.5.

Deve ser verificado o funcionamento dos medidores de temperatura e pressão e dos sistemas de compensação automática. Deve se verificado o funcionamento dos sistemas eletrônicos e digitais.

2.3.6.6.

No caso de serem verificadas condições anormais de operação ou variações significativas nos parâmetros operacionais sem re-calibração, o inspetor deve registrar uma não conformidade e requerer a re-calibração do medidor com a maior à brevidade possível. Se as condições anormais puderem fazer com que a incerteza na medição seja superior àquela especificada no Regulamento, deve ser registrada uma não conformidade crítica e o medidor afetado deve ser retirado de operação.

2.3.7.

SISTEMAS DE CALIBRAÇÃO

2.3.7.1. • • •

Os sistemas de calibração previstos no regulamento são os seguintes: Provadores em linha, dos tipos provador convencional ou provador de pequeno volume; Tanques de calibração; Medidores padrão.

2.3.7.2.

Os sistemas de calibração devem ser construídos, instalados, calibrados e operados conforme as recomendações das normas referenciadas no item 6.4 do Regulamento e no item 2 deste procedimento.

2.3.7.3.

O sistema de calibração pode ser instalado permanentemente ou ser um sistema portátil.

2.3.7.4.

Os provadores e tanques de calibração devem ser calibrados utilizando padrões de volume rastreáveis aos padrões aceitos pelo INMETRO, no mínimo uma vez a cada 5 anos. Na inspeção do sistema de calibração deve ser verificado se o provador e/ou tanque de calibração possuem certificado de calibração dentro do prazo de validade.

2.3.7.5.

Os medidores padrão devem ser calibrados periodicamente, conforme indicado no item 6.4.6 do Regulamento, utilizando um provador ou um tanque de calibração. Na inspeção de medidores padrão deve ser verificado se o medidor possui relatório de calibração dentro do prazo de validade, e se o fluido utilizado na calibração é o mesmo fluido da operação.

21

2.3.8.

OPERAÇÃO DE SISTEMAS DE CALIB RAÇÃO

2.3.8.1.

Os medidores em operação devem ser calibrados periodicamente, conforme requisitos do item 6.4.1 do Regulamento. Os medidores também devem ser recalibrados após reparos e quando ocorrerem variações significativas nas condições de operação.

2.3.8.2.

Quando for utilizado para calibração um medidor padrão, este deverá ser instalado em série com o medidor a ser calibrado e à jusante de filtros e eliminadores de gás.

2.3.8.3.

Deve ser verificado na inspeção se as operações de calibração e o cálculo dos fatores atenderam os requisitos dos itens 6.4 do Regulamento e as recomendações das Normas nele referenciadas.

2.3.8.4.

Na inspeção devem ser verificados os certificados de calibração de todos os medidores em operação, quanto aos intervalos entre as calibrações, as variações dos fatores entre as calibrações e os sistemas de calibração utilizados, com a finalidade de detectar falhas e não-conformidades dos sistemas de medição.

2.3.8.5.

Os instrumentos de medição de temperatura e pressão devem ser calibrados periodicamente. Devem ser verificados durante a inspeção os respectivos certificados de calibração.

2.3.9.

MEDIÇÃO DE MASSA ESPECÍFICA

2.3.9.1.

A massa específica do petróleo deve ser medida para o cálculo da dilatação térmica. A medição pode ser automática ou manual. No último caso deverá ser feita conforme métodos indicados no item 6.5.6.1.

2.3.9.2.

Nas medições automáticas, os instrumentos de medição de densidade deverão ser  calibrados periodicamente, conforme recomendações do fabricante e boas práticas metrológicas e de engenharia ou no mínimo uma vez a cada seis meses.

2.3.9.3.

Para coleta de amostras e medição de densidade ver o correspondente procedimento de inspeção.

2.3.10.

MEDIÇÃO DE CONTEÚDO DE ÁGUA E SÓLIDOS

2.3.10.1. O conteúdo de água e sólidos (BSW) no petróleo, deve ser determinado em amostras coletadas e analisadas conforme item 6.5 do Regulamento. 2.3.10.2. A verificação dos métodos de coleta é análise é coberta por procedimento específico.

22

2.3.11.

CÁLCULO DO VOLUME DE PRODUÇÃO

2.3.11.1. O cálculo do volume de produção deve ser efetuado conforme itens 6.1.8 e 6.3.6 do Regulamento. 2.3.11.2. Devem ser produzidos relatórios de medição contendo todos os dados e cálculos efetuados. 2.3.11.3. A verificação de métodos de cálculo é objeto de procedimento de inspeção específico. 2.3.12.

APROVAÇÃO DE PONTOS DE MEDIÇÃO DE SISTEMA DE MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM LINHA

2.3.12.1. O projeto detalhado do sistema medição deverá incluir, no mínimo:

Diagrama esquemático das instalações, indicando as principais correntes de petróleo, gás e água, a localização dos pontos de medição fiscal, os pontos de medição para controle operacional da produção, do gás para processamento, do transporte, estocagem , importação e exportação de petróleo e gás natural; •  Fluxograma de engenharia dos sistemas de medição, mostrando todas as tubulações, medidores e acessórios instalados; • Especificações e folhas de dados dos instrumentos de medição, amostradores e acessórios; •  Memorial descritivo dos sistemas de medição, incluindo uma descrição dos equipamentos, instrumentos e sistemas de calibração a serem empregados; • Memorial descritivo da operação dos sistemas de medição, contendo uma descrição dos procedimentos de medição, amostragem, análise e determinação de propriedades e cálculo dos volumes de produção. •

Devem ser verificados, no mínimo, os seguintes itens: • • • • • • • •

Localização dos pontos de medição, conforme Plano de Desenvolvimento ou Projeto Básico de Adequação e diagrama esquemático da instalação; Qualidade prevista do petróleo a ser medido; Não existência de tubulações que permitam a transferência de petróleo sem passar  pelo ponto de medição; Acessórios dos sistemas de medição; Existência de sistemas de calibração ou de conexões e válvulas para instalação de sistema móvel. Cumprimento dos requisitos das normas aplicáveis relacionadas no Regulamento de Medição; Procedimentos de calibração dos medidores; Procedimentos de medição e métodos de análise e de cálculo.

23

2.3.13.

Relação de Docum entos de Referência ISO 2714 Liquid hydrocarbons -- Volumetric Measurement by Displacement Meter  Systems Other Than Dispensing Pumps ISO 2715 Liquid Hydrocarbons -- Volumetric Measurement by Turbine Meter Systems

ISO 4267-2 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calculation of Oil Quantities - Part 2: Dynamic Measurement ISO 7278-1 Liquid Hydrocarbons -- Dynamic Measurement -- Proving Systems for  Volumetric Meters -- Part 1: General Principles ISO 7278-2 Liquid Hydrocarbons -- Dynamic Measurement -- Proving Systems for  Volumetric Meters -- Part 2: Pipe Provers ISO 7278-3 Liquid Hydrocarbons -- Dynamic Measurement -- Proving Systems for  Volumetric Meters -- Part 3: Pulse Interpolation Techniques ISO/DIS 7278-4 Liquid Hydrocarbons -- Dynamic Measurement -- Proving Systems for  Volumetric Meters -- Part 4: Guide for Operators of Pipe Provers  API - MPMS Chapter 5, Metering Chapter 5.1, General Consideration for Measurement by Meters. Chapter 5.4, Accessory Equipment for Liquid Meters. Chapter 5.5, Fidelity and Security of Flow Measurement Pulsed - Data Transmission Systems.  API - MPMS Chapter 7.2, Temperature-Dynamic Temperature Determination.  API - MPMS Chapter 11.2.1M, Compressibility Factors for Hydrocarbons: 638-1074 Kilograms per  Cubic Meter Range.  API - MPMS Chapter 4, Proving Systems Chapter 4.1, Introduction, Second Edition. Chapter 4.3, Small Volume Provers Chapter 4.4, Tank Provers Chapter 4.5, Master-Meter Provers. Chapter 4.7, Field-Standard Test Measures. Portaria INMETRO n 113/97- Medidores Mássicos OIML R117 CNP- Resolução n 06/70- Tabelas de Correção de Volume de Petróleo e Derivados

24

2. PROCEDIMENTO DE INSPEÇÃO 2.4. CÁLCULOS DE VOLUMES DE PETRÓLEO 2.4.1

OBJETIVO

2.4.1.1.

Este procedimento tem por objetivo definir os critérios para verificação dos cálculos do volume de produção de petróleo a partir dos valores medidos por sistemas de medição de petróleo que devam atender aos requisitos do Regulamento de Medição de Petróleo e Gás Natural

2.4.1.2.

O procedimento cobre o cálculo de volumes de produção de petróleo.

2.4.2.

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA

2.4.2.1.

Regulamento de Medição

2.4.2.2.

Normas e Padrões relacionados no Regulamento de Medição

2.4.3.

GERAL

2.4.3.1.

Os cálculos dos volumes líquidos de produção de petróleo devem constar dos relatórios de medição. No caso de cálculos feitos por meio computacional, deve ser  indicado no relatório o programa utilizado. Periodicamente valores conhecidos devem ser processados para garantir que o programa não foi alterado. Devem ser indicados todos os valores utilizados no cálculo para eventual verificação do cálculo apresentado.

2.4.3.2.

Os cálculos de volume de petróleo consistem da determinação do volume líquido de petróleo, a partir do volume bruto medido, corrigido pelo volume de água e sedimentos, e pela variação de volume devida à diferença de temperatura e pressão entre as condições de medição e as condições padrão.

2.4.4. 2.4.4.1.

DADOS PARA CÁLCULO

Os dados para cálculo devem corresponder aos obtidos através de medições. Esta correspondência deve ser verificada através de registros operacionais, inclusive quanto à hora e dia em que as medições foram efetuadas.

25

2.4.4.2.

2.4.5.

Todos os dados para cálculo devem ser representativos e provenientes de medições dentro do período de produção considerado. A utilização de valores assumidos ou históricos não é permitida e deve ser considerada uma não conformidade. PROCEDIMENTO DE CÁLCULO

2.4.5.1.

Deve ser verificado se os procedimentos para cálculo dos volumes líquidos estão de acordo com as normas referenciadas nos itens 6.1.8 e 6.3.6  do Regulamento de Medição.

2.4.5.2.

Os fatores para correção por dilatação térmica, pressão e BSW devem ser calculados conforme itens 6.1.5 e 6.3.5 do Regulamento de Medição. Se forem utilizados fatores calculados por outros procedimentos, estes devem ser aprovados pela ANP.

2.4.5.3.

Quando os cálculos forem efetuados, total ou parcialmente, pelo próprio sistema de medição, deverão ser verificados os procedimentos de cálculo, os parâmetros empregados e a integridade dos sistemas de transmissão de dados.

2.4.5.4.

Os sistemas de medição que efetuam diretamente os cálculos devem possuir  registros dos volumes brutos medidos, para que se possa verificar os resultados através de cálculo .

2.4.6.

RELATÓRIO DE MEDIÇÃO

2.4.6.1.

Deve ser verificada a elaboração dos relatórios de produção conforme itens 10.2.1 a 10.2.4 do Regulamento. Os relatórios devem cobrir todos os períodos de medição desde a última inspeção.

2.4.6.2.

Devem ser verificados o conteúdo dos relatórios e os cálculos conforme modelos aprovados pela ANP.

26

2. PROCEDIMENTO DE INSPEÇÃO 2.5. MEDIÇÃO DE GÁS EM LINHA 2.5.1.

OBJETIVO

2.5.1.1.

Este procedimento tem por objetivo definir os critérios para inspeção de sistemas de medição de gás, que devam atender aos requisitos do Regulamento de Medição de Petróleo e Gás Natural.

2.5.1.2.

O procedimento cobre a medição fiscal e a medição para apropriação de gás em linha.

2.5.2.

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA

2.5.2.1.

Regulamento de Medição

2.5.2.2.

Normas e Padrões relacionados no Regulamento de Medição

2.5.3.

GERAL

2.5.3.1.

A medição de gás em linha é coberta pelos itens 7.1, 7.2 e 7.3 do Regulamento de Medição de Petróleo e Gás Natural.

2.5.3.2.

O procedimento de medição consiste da medição da vazão no ponto de medição fiscal e de apropriação e a sua totalização para um tempo pré-determinado, normalmente um dia de produção. Os valores medidos são corrigidos automaticamente (ou em casos especiais manualmente) pela dilatação térmica e compressibilidade do gás, para se ter os volumes nas condições de referência.

2.5.4.

SISTEMAS DE MEDIÇÃO EM LINHA

2.5.4.1. • • • •

Os tipos de medidores fiscais e de apropriação a serem utilizados nas medições de gás em linha devem ser dos seguintes tipos: Placas de orifício; Medidores tipo turbina; Medidores tipo ultra-sônico, multicanal. Outros tipos de medidores aprovados pela ANP, após consulta do concessionário ou autorizatário.

27

2.5.4.2.

Os sistemas de medição fiscal e apropriação devem incorporar dispositivos de compensação automática de pressão e temperatura do gás, conforme item 7.1.11. Tais sistemas devem compensar as variações do coeficiente de compressibilidade decorrentes das variações de pressão e temperatura. As variações do coeficiente de compressibilidade são também função da composição do gás, desta forma o dispositivo de compensação deve permitir que os parâmetros de composição do gás sejam modificados em função das análises periódicas requeridas pelo regulamento.

2.5.4.3.

Nos sistemas para medição fiscais e de apropriação de volumes de gás inferiores a 5000 m³ por dia, a compensação pode ser feita de forma manual, através da leitura de instrumentos locais, conforme item 7.1.13.

2.5.4.4.

Os sistemas de medição devem ser operados dentro de uma faixa de vazão na qual a incerteza na medição seja compatível com os requisitos do Regulamento.  Se as variações na vazão a ser medida estiverem fora desta faixa, devem ser instalados dois ou mais medidores em paralelo ou outra solução previamente aprovada pela ANP, de forma a cobrir a faixa de vazão operacional sem ultrapassar a incerteza permitida.

2.5.4.5.

O Regulamento  não permite a produção sem medição. Para cobrir as falhas eventuais e a manutenção, devem ser instalados medidores reserva, com válvulas para alinhamento e isolamento. Os medidores reserva, em princípio, devem ser  idênticos aos medidores principais.

2.5.5.

TUBULAÇÕES, VÁLVUL AS E ACESSÓRIOS

2.5.5.1.

Os sistemas de medição de gás em linha devem ser instalados de forma a impedir  que o gás natural possa passar pelo sistema sem ser medido. Não podem ser  instalados contornos (by passes) do sistema de medição. Os fluxogramas da instalação devem ser analisados para verificar se não podem ser abertos contornos mediante a abertura de várias válvulas.

2.5.5.2.

Os medidores, tubulações e acessórios devem ser compatíveis com as condições de operação. Deve ser verificado se estão protegidos contra a máxima sobrepressão possível, seja através da resistência das partes submetidas a pressão ou pela existência de válvulas de segurança.

2.5.5.3.

A menos que os medidores, pelas suas características construtivas, não permitam o fluxo bidirecional, devem ser instaladas válvulas de retenção que evitem o fluxo reverso através do sistema.

28

2.5.5.4.

2.5.6.

Os medidores devem ser instalados conforme instruções do fabricante e das normas correspondentes. Devem ser respeitados os trechos retos à montante e à jusante do elemento de medição e a instalação de retificadores de fluxo, conforme normas aplicáveis e recomendações do fabricante. OPERAÇÃO DO SISTEMA DE MEDIÇÃO

2.5.6.1.

Os medidores devem ser operados dentro das faixas que assegurem que a incerteza está dentro dos limites permitidos e sem ultrapassar os valores, máximo e mínimo, recomendados pelo fabricante. Na inspeção devem ser analisados os relatórios de medição e outra documentação disponível para verificar se tais limites foram respeitados.

2.5.6.2.

Os medidores devem ser inspecionados visualmente para verificar se não há sinais de danos.

2.5.6.3.

Nas placas de orifício deve ser verificado se o diâmetro do orifício instalado corresponde àquele utilizado nos cálculos de vazão.

2.5.6.4.

Nos sistemas de troca de placa com a linha em operação deve ser verificado se os mesmos estão em bom estado e se não existem vazamentos.

2.5.6.5.

Deve ser verificado, através dos relatórios de medição e de análise do gás, se as propriedades do gás utilizadas no cálculo da vazão correspondem à última análise química do mesmo.

2.5.6.6.

Deve ser verificado o funcionamento dos medidores de temperatura e pressão e dos sistemas de compensação automática. Devem ser verificados a configuração e o funcionamento dos sistemas eletrônicos e digitais de cálculo, assim como a exatidão dos parâmetros de cálculo fixados nos mesmos.

2.5.6.7.

Quaisquer condições anormais detectadas nas verificações deste item devem ser  consideradas como não-conformidades.

2.5.6.8.

Se as condições anormais causarem uma incerteza na medição superior àquela especificada no Regulamento, deve ser registrada uma não conformidade crítica e o medidor afetado deve ser retirado de operação até a implementação da ação corretiva correspondente.

2.5.7. 2.5.7.1.

INSPEÇÃO E CALIBRAÇÃO DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO

Os sistemas de medição devem ser submetidos à inspeção e calibração periódicas para assegurar a exatidão das medições. Cada sistema de medição deve ter um modelo de cálculo de incerteza na medição, no qual apareça a incerteza de cada

29

medição parcial para se obter a incerteza permitida no r egulamento para a medição de volumes de gás natural em condições de referência. 2.5.7.2.

Os medidores ultrassônicos e turbinas devem ser calibrados conforme normas existentes a partir de recomendações do fabricante. Estes medidores podem ser  calibrados no local ou retirados para calibração em laboratório.

2.5.7.3.

Os instrumentos de pressão diferencial, pressão estática e temperatura devem ser  calibrados periodicamente. Na inspeção devem ser verificados os certificados de calibração de todos os instrumentos utilizados nas medições.

2.5.7.4.

Os instrumentos e padrões utilizados na calibração devem ser rastreáveis aos padrões aceitos pelo INMETRO.

2.5.7.5.

As placas de orifício devem ser verificadas anualmente quanto às suas dimensões e tolerâncias. O trecho de tubulação para medição deve ser inspecionado, no mínimo, uma vez a cada três anos. Na inspeção devem ser verificados os certificados de inspeção das placas e dos trechos de medição.

2.5.8.

CÁLCULO DO VOLUME DE PRODUÇÃO

2.5.8.1.

O cálculo do volume de produção deve ser efetuado conforme item 7.1 do Regulamento

2.5.8.2.

Devem ser produzidos relatórios de medição contendo todos os dados e cálculos efetuados.

2.5.8.3.

A verificação dos métodos de cálculo é objeto de procedimento de inspeção específico.

2.5.9.

APROVAÇÃO DE PONTOS DE MEDIÇÃO DE SISTEMA DE MEDIÇÃO DE GÁS EM LINHA

2.5.9.1.

O projeto detalhado do sistema de medição deverá incluir, no mínimo: Diagrama esquemático das instalações indicando as principais correntes de petróleo, gás e água, a localização dos pontos de medição fiscal, os pontos de medição para controle operacional da produção, do gás para processamento, do transporte, estocagem , importação e exportação de petróleo e gás natural; •  Fluxograma de engenharia dos sistemas de medição, mostrando todas as tubulações, medidores e acessórios instalados (inclusive válvulas de bloqueio e retenção); • Especificações e folhas de dados dos instrumentos de medição, amostradores e acessórios; •

30

• •

Memorial descritivo dos sistemas de medição, incluindo uma descrição dos equipamentos, instrumentos e sistemas de calibração a serem empregados; Memorial descritivo da operação dos sistemas de medição, contendo uma descrição dos procedimentos de medição, amostragem, análise e determinação de propriedades e cálculo dos volumes de produção. Devem ser verificados, no mínimo, os seguintes itens:

• • • • • • •

Localização dos pontos de medição, conforme Plano de Desenvolvimento ou Projeto Básico de Adequação; Composição do gás a ser medido; A inexistência de tubulações que permitam a transferência de gás sem passar pelo ponto de medição; Acessórios dos sistemas de medição; Cumprimento dos requisitos das normas aplicáveis relacionadas no Regulamento de Medição; Procedimentos de calibração dos medidores; Procedimentos de medição e métodos de análise e de cálculo.

31

2. 2.6.

PROCEDIMENTO DE INSPEÇÃO CÁLCULOS DE VOLUMES DE GÁS NATURAL

2.6.1.

OBJETIVO

2.6.1.1.

Este procedimento tem por objetivo definir os critérios para verificação dos cálculos de volume de produção de gás natural a partir dos valores medidos por sistemas de medição de petróleo que devam atender aos requisitos do Regulamento de Medição de Petróleo e Gás Natural

2.6.1.2.

O procedimento cobre o cálculo de volumes de produção de gás natural.

2.6.2.

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA

2.6.2.1.

Regulamento de Medição

2.6.2.2.

Normas e Padrões relacionados no Regulamento de Medição

2.6.3.

GERAL

2.6.3.1.

Os cálculos dos volumes líquidos de produção de gás natural devem constar dos relatórios de medição. No caso de cálculos feitos por meio computacional, deve ser  indicado no relatório o programa utilizado. Periodicamente valores conhecidos devem ser processados para garantir que o programa não foi alterado. Devem ser indicados todos os valores utilizados no cálculo para eventual verificação manual do cálculo apresentado

2.6.3.2.

Os cálculos de volume de gás natural consistem da determinação do volume de gás em condições padrão, a partir das medições efetuadas, incluindo o cálculo do volume e a correção para as condições padrão de pressão e temperatura.

2.6.3.3.

A composição do gás é necessária para os cálculos, devendo ser medida a intervalos regulares, conforme Regulamento  de Medição, ou de forma contínua, utilizando analisadores em linha.

2.6.4. 2.6.4.1.

DADOS PARA CÁLCULO

Os dados para cálculo devem corresponder aos obtidos através de medições. Esta correspondência deve ser verificada através de registros operacionais, inclusive quanto à hora e dia em que as medições foram efetuadas. 32

2.6.4.2.

Deve ser verificado se a composição do gás utilizada nos cálculos corresponde à análise mais recente.

2.6.4.3.

Todos os dados para cálculo devem ser provenientes de medições representativas dentro do período de produção considerado. A utilização de valores assumidos ou históricos não é permitida e deve ser considerada uma não conformidade crítica.

2.6.5.

PROCEDIMENTO PROCEDIMENTO DE CÁLCULO

2.6.5.1.

Deve ser verificado se os procedimentos para cálculo dos volumes de gás natural estão de acordo com as normas referenciadas nos itens 7.1.7 7.1.7,, 7.1.8 e 7.1.9 do Regulamento de Medição.

2.6.5.2.

Quando os cálculos forem efetuados, total ou parcialmente, pelo sistema de medição, deverão ser verificados os procedimentos de cálculo, os parâmetros empregados e a integridade dos sistemas de transmissão de dados.

2.6.5.3.

Os sistemas de medição que efetuem diretamente os cálculos devem possuir  registros dos valores medidos, para que se possam verificar os resultados através de cálculo manual.

2.6.6.

RELATÓRIO DE MEDIÇÃO

2.6.6.1.

Deve ser verificada a elaboração de relatórios de produção conforme item 10.2.1 a 10.2.4 do Regulamento. Os relatórios devem cobrir todos os períodos de medição desde a última inspeção.

2.6.6.2.

Deve ser verificado o conteúdo dos relatórios e os cálculos conforme modelos aprovados pela ANP.

33

2. 2.7.

PROCEDIMENTO DE INSPEÇÃO TESTES DE POÇOS

2.7.1.

OBJETIVO

2.7.1.1.

Este procedimento tem por objetivo definir os critérios para inspeção de sistemas de testes de poços, que devam atender aos requisitos do Regulamento de Medição de Petróleo e Gás Natural.

2.7.1.2.

O procedimento cobre os testes de poços.

2.7.2.

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA

2.7.2.1.

Regulamento de Medição.

2.7.2.2.

Normas e Padrões relacionados no Regulamento de Medição.

2.7.3.

GERAL

2.7.3.1.

Os testes de poços estão cobertos pelo item 8.3 do Regulamento.

2.7.3.2.

Os poços devem ser testados periodicamente, para fins de controle do reservatório e para alocação da produção a cada poço e cálculo das participações de estados, municípios e superficiários nas participações governamentais. Em alguns casos os resultados dos testes de poços são utilizados para alocação da produção de campos.

2.7.3.3.

Os intervalos máximos entre testes são determinados no item 8.3.1 e 8.3.2 do Regulamento.

2.7.4. 2.7.4.

SISTEMA DE TESTE E OPERAÇÃO

2.7.4.1.

Os testes devem ser feitos em separadores de teste ou tanques de teste. Outros equipamentos de teste necessitam ser previamente aprovados pela ANP.

2.7.4.2.

Deve ser verificado se os testes são feitos nas condições usuais de operação do poço e dos sistemas de separação. Caso as condições sejam diferentes, devem ser  utilizados fatores de correção para o cálculo dos volumes de produção de petróleo, gás e água.

34

2.7.4.3.

Os testes devem ter uma duração de pelo menos quatro horas, precedidas de um tempo de produção nas condições de teste, não inferior a uma hora, para a estabilização das condições operacionais.

2.7.4.4.

Deve ser verificado se o período de teste foi de no mínimo 4 horas.

2.7.5.

MEDIÇÕES DE VOLUMES VOLUM ES DE PRODUÇÃO

2.7.5.1.

Durante o teste devem ser medidos os volumes de gás, óleo e água produzidos. Os sistemas de medição devem ter características iguais às dos sistemas de medição para apropriação conforme item 8.3.7 do regulamento.

2.7.5.2.

Os volumes de gás podem ser estimados quando houver autorização para ventilação do gás ou quando especificamente autorizado pela ANP. A estimativa deverá ser  feita com base em análises de laboratório.

2.7.6.

RELATÓRIO DE TESTE

2.7.6.1.

Os resultados dos testes devem ser registrados num relatório de teste, conforme item 10.2.5 do Regulamento.

2.7.6.2.

Os relatórios de teste e todos os cálculos de produção devem ser verificados.

2.7.6.3.

Deve ser verificado se os resultados dos testes estão sendo utilizados nos cálculos de apropriação da produção a partir das respectivas datas das suas realizações. reali zações.

35

2. PROCEDIMENTO DE INSPEÇÃO 2.8. COLETA DE AMOSTRAS E ANÁL ISES DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL 2.8.1.

OBJETIVO

2.8.1.1.

Este procedimento tem por objetivo definir os critérios para inspeção de sistemas de amostragem e análise de petróleo e gás, que devam atender aos requisitos do Regulamento de Medição de Petróleo e Gás Natural

2.8.1.2.

O procedimento cobre a tomada de amostras e análises de petróleo e gás natural.

2.8.2.

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA

2.8.2.1.

Regulamento de Medição

2.8.2.2.

Normas e Padrões relacionados no Regulamento de Medição

2.8.3.

GERAL

2.8.3.1.

A coleta de amostras e análise de petróleo estão cobertos pelo item 6.5 do Regulamento. A amostragem e análise de gás natural são cobertas pelo item 7.3 do Regulamento.

2.8.3.2.

As propriedades físico-químicas do petróleo, incluindo a sua densidade e conteúdo de água e sedimentos, devem ser determinadas em amostras colhidas de forma a serem representativas para cada período de medição. Os valores obtidos nas análises devem ser utilizados para cálculo do volume de produção, juntamente com as medições de volume, temperatura e pressão.

2.8.3.3.

Outras propriedades do petróleo devem ser medidas mensalmente, conforme item 6.5.2 do Regulamento.

2.8.3.4.

Amostras de gás devem ser coletadas e analisadas de acordo com os intervalos máximos prescritos pelo Regulamento Regulamento..  Os resultados das análises devem ser  utilizados para o cálculo dos volumes de produção.

36

2.8.4. 2.8.4.

SISTEMAS DE AMOSTRAGEM DE PETRÓLEO

2.8.4.1.

O recolhimento de amostras em tanques de petróleo deverá atender aos requisitos do item 6.5.3 do Regulamento. O procedimento de tomada de amostra deve assegurar  que a amostra final seja representativa do conteúdo do tanque.

2.8.4.2.

Os sistemas de amostragem em linha devem cumprir com os requisitos do item 6.5.4 6.5.4,, quanto a sua instalação, e do item 6.3.1 6.3.1,, quanto a proporcionalidade entre o volume das amostras e o volume medido pelo sistema de medição.

2.8.4.3.

O sistema de amostragem deve ser estanque e possuir selos para evitar que vazamentos ou operações erradas possam descaracterizar as amostras. am ostras.

2.8.4.4.

Deve ser verificado se as amostras recolhidas pelo sistema de amostragem automático são homogeneizadas antes de serem enviadas para o laboratório.

2.8.4.5.

Deve ser verificada a integridade das amostras após o recolhimento e até que seja completada a sua respectiva análise.

2.8.5

ANÁL ISES DO PETRÓLEO EM LAB ORATÓRIO

2.8.5.1

As amostras de petróleo deverão ser submetidas a análises de laboratório conforme item 6.5.6 do Regulamento, para determinação de massa específica, fração volumétrica de água e sedimentos, ponto de ebulição verdadeiro, teor de enxofre e metais pesados.

2.8.5.1.

Deve ser verificado se os procedimentos analíticos empregados atendem às respectivas normas de referência.

2.8.5.2.

Outras análises, tais como RGO residual e fatores de encolhimento podem ser  necessárias no caso de medições para apropriação. Deve ser verificado se os procedimentos analíticos atendem aos requisitos do item 8.2 do Regulamento.

2.8.5.3.

Deve ser verificado o registro dos resultados das análises e a sua utilização para o cálculo do volume de produção, quando aplicável.

2.8.6. 2.8.6.1.

ANÁL ISES DO PETRÓLEO EM LINHA

A utilização de analisadores em linha é prevista pelo regulamento no item 6.5.1 6.5.1.. A utilização de analisadores em linha não dispensa a tomada de amostras e análises de laboratório.

37

2.8.6.1.

Deve ser verificado se os analisadores em linha estão instalados e se são operados conforme instruções do fabricante.

2.8.6.2.

Quando os analisadores em linha forem providos de sistemas de amostragem, deve ser verificado se as amostras são representativas do petróleo medido.

2.8.6.3.

Deve ser verificado se os analisadores em linha são calibrados a intervalos regulares, conforme prescrito em Norma(s) aplicável(eis) e instruções do fabricante. Deve ser  verificado se os resultados das análises em linha são compatíveis com os resultados das análises de laboratório.

2.8.6.4.

Quando os resultados das análises são utilizados diretamente para cálculo do volume líquido de produção devem ser verificados os sistemas de transmissão de dados e o funcionamento correto do sistema automático de cálculo.

2.8.7.

SISTEMAS DE AMOSTRAGEM DE GÁS NATURAL

2.8.7.1.

Devem ser tomadas amostras de gás para análise a intervalos regulares conforme itens 7.3.1 e 8.2.5.2 do regulamento.

2.8.7.2.

Os sistemas de amostragem manual de gás natural devem ser projetados e operados de forma a assegurar a tomada de uma amostra representativa.

2.8.7.3.

Deve ser verificado se são tomadas as providências necessárias visando garantir a integridade das amostras durante o seu manuseio e transporte até o laboratório de análise.

2.8.7.4.

Os sistemas de amostragem automática de gás natural devem ser instalados conforme prescrito em Norma(s) aplicável(eis) e instruções do fabricante, de forma a se obter uma amostra representativa da corrente de gás.

2.8.7.5.

Quando o sistema de amostragem automática estiver ligado a um analisador em linha, deverá ser assegurado que a amostra não seja descaracterizada entre o seu ponto de coleta e o analisador, particularmente através da condensação parcial do gás amostrado.

2.8.8.

ANÁL ISE DE GÁS NATURAL EM LAB ORATÓRIO

2.8.8.1.

As amostras de gás natural deverão ser submetidas a análises de laboratório conforme item 7.3.2  do Regulamento, para determinação da sua composição, do calor de combustão e do seu conteúdo de água.

2.8.8.2.

Deve ser verificado se os procedimentos analíticos empregados atendem às respectivas normas de referência.

38

2.8.8.3.

2.8.9.

Deve ser verificado o registro dos resultados das análises e a sua utilização para o cálculo dos volumes de produção, quando aplicável. ANÁL ISES DE GÁS NATURAL EM LINHA

2.8.9.1.

A utilização de analisadores em linha é prevista pelo regulamento no item 7.3.1. A utilização de analisadores em linha não dispensa a tomada de amostras e análises de laboratório.

2.8.9.2.

Deve ser verificado se os analisadores em linha estão instalados conforme prescrito em Norma(s) aplicável(eis) se são operados instruções do fabricante.

2.8.9.3.

Deve ser verificado se os analisadores em linha são calibrados a intervalos regulares, conforme prescrito instruções do fabricante. Deve ser verificado se os resultados das análises em linha são compatíveis com os resultados das análises de laboratório.

2.8.9.4.

Quando os resultados das análises são utilizados diretamente para cálculo do volume líquido de produção, devem ser verificados os sistemas de transmissão de dados e o funcionamento correto do sistema automático de cálculo.

39

2. PROCEDIMENTO DE INSPEÇÃO 2.9. CÁLCULOS DE APROPRIAÇÃO NAS MEDIÇÕES COMPARTILHADAS

2.9.1.

OBJETIVO

2.9.1.1.

Este procedimento tem por objetivo definir os critérios para verificação dos cálculos de apropriação de volumes de produção de petróleo e gás natural a partir dos valores medidos por sistemas de medição petróleo que devam atender aos requisitos do Regulamento de Medição de Petróleo e Gás Natural

2.9.1.2.

O procedimento cobre o cálculo da apropriação de volumes de produção de petróleo e gás natural.

2.9.2.

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA

2.9.2.1.

Regulamento de Medição

2.9.2.2.

Normas e Padrões relacionados no Regulamento de Medição

2.9.3.

GERAL

2.9.3.1.

Os volumes medidos nas medições fiscais compartilhadas devem ser apropriados aos campos produtores, com base nas medições para apropriação ou nos testes de poços.

2.9.3.2.

Os cálculos para apropriação consistem do rateio dos volumes medidos num ponto de medição fiscal compartilhada entre os campos cuja produção é medida nesse ponto, com base em medições para apropriação ou em testes de poços.

2.9.4.

DADOS PARA CÁLCULO

2.9.4.1. Os dados para cálculo devem corresponder aos obtidos através de medições. Esta correspondência deve ser verificada através de registros operacionais, inclusive quanto à hora e dia em que as medições foram efetuadas. 2.9.4.2. Todos os dados para cálculo devem ser provenientes de medições representativas dentro do período de produção considerado. A utilização de valores assumidos ou históricos não é permitida e deve ser considerada uma não conformidade crítica.

40

2.9.4.3.

Quando forem utilizados para apropriação resultados dos testes de poços, deve ser  verificado se os valores utilizados correspondem ao último teste. Os testes de poços são objeto de procedimento específico cujas determinações devem ser verificadas através dos registros operacionais.

2.9.4.4.

As medições fiscal e para apropriação devem corresponder ao mesmo período.

2.9.4.5.

Todos os volumes utilizados nos cálculos de apropriação devem ser volumes líquidos nas condições padrão. Devem ser computados os volumes dos vapores separados do óleo e de condensado separado do gás após a medição para apropriação.

2.9.5. 2.9.5.1.

2.9.6.

PROCEDIMENTO DE CÁLCULO

Deve ser verificado se os procedimentos para cálculo dos volumes apropriados a cada campo estejam de acordo com o item 8.4 do Regulamento RELATÓRIO DE MEDIÇÃO

2.9.6.1.

Deve ser verificada a elaboração dos relatórios de medição conforme item 10.2.1 a 10.2.4 do Regulamento. Os relatórios devem cobrir todos os períodos de medição desde a última inspeção.

2.9.6.2.

Deve ser verificado o conteúdo dos relatórios e os cálculos conforme modelos aprovados pela ANP.

41

3. LISTA DE VERIFICAÇÃO 3.1. INSPEÇÃO DE SISTEMAS DE MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM TANQUES

Conforme

Não conforme

3.1.1.1. Foi apresentada tabela de arqueação, elaboradas pelo INMETRO ou outro órgão competente para todos os tanques utilizados para medição?

Sim

Não

3.1.1.2. As tabelas de arqueação estão todas dentro dos seus prazos de validade?

Sim

Não

3.1.1.3. Para tanques com volume igual ou menor que 100 m³ e medindo Sim volumes de produção inferiores a 50 m³ por dia, em medições para apropriação, foram apresentados relatórios de arqueação por procedimento simplificado, na falta de tabelas de arqueação elaboradas pelo INMETRO ou órgão competente?

Não

3.1.1.4. Foram apresentados relatórios de inspeção interna e externa de todos tanques, dentro do prazo de validade de três anos?

Sim

Não

3.1.1.5. Os certificados de inspeção estão assinados por pessoa qualificada e sua qualificação aparece no relatório.

Sim

Não

3.1.1.6. Existem deformações nos tanques de medição, que não constem do relatório de inspeção?

Não

Sim

3.1.1.7. Há indícios de corrosão ou vazamento de algum tanque?

Não

Sim

3.1.2.1. As tubulações de entrada e saída de óleo dos tanques utilizados para medição, bem como aquelas de interconexão e dreno, estão providas de válvulas, localizadas próximas ao tanque e que possam ser seladas na posição fechada?

Sim

Não

3.1.2.2. Existem relatórios de testes de vazamento dessas válvulas dos tanques dentro do seu prazo de validade ou são utilizadas válvulas do tipo duplo bloqueio e dreno, instaladas de forma a permitir a detecção vazamentos em operação e que não necessitam ser testadas?

Sim

Não

3.1.2.3. Existem tubulações que permitam a transferência de petróleo sem passar pelos tanques de medição.

Não

Sim

ITEM 3.1.1. ARQUEAÇÃO E INSPEÇÃO DOS TANQUES

3.1.2. TUBULAÇÕES E VÁLVULAS

42

Conforme

Não conforme

3.1.3.1. As escadas de acesso ao topo dos tanques estão em bom estado e são seguras?

Sim

Não

3.1.3.2. Existe iluminação adequada nos acessos e no topo do tanque, no caso de serem feitas medições durante a noite?

Sim

Não

3.1.3.3. Os tanques são providos de bocas de medição e tomada de amostra, mesas de medição e marcas de referência?

Sim

Não

3.1.3.4. As bocas de medição e tomada de amostra estão em bom estado, com suas tampas funcionando corretamente?

Sim

Não

3.1.3.5. As marcas de referência estão próximas das respectivas bocas de medição e são claramente legíveis?

Sim

Não

3.1.3.6. A mesa de medição está em bom estado e nivelada na posição indicada nos desenhos?

Sim

Não

3.1.3.7. A distância entre a mesa de medição e a marca de referência é igual à indicada nos desenhos do tanque?

Sim

Não

3.1.3.8. As tubulações de entrada de líquido são projetadas para evitar  Sim respingos?

Não

ITEM 3.1.3.

ACESSÓRIOS DOS TANQUES

3.1.4. MEDIÇÃO MANUAL DE NÍVEL

3.1.4.1. As trenas para medição manual de nível tem certificados de calibração válidos, emitidos pelo INMETRO ou laboratório credenciado?

Sim

Não

3.1.4.2. As medições são feitas seguindo um dos procedimentos recomendados no item 6.1.4.1 do Regulamento?

Sim

Não

3.1.4.3. Para réguas externas, quando autorizadas conforme item 8.2.1.3 Sim do Regulamento, foi verificado o funcionamento correto do sistema de flutuador e contrapesos, o alinhamento e a tensão dos cabos, a verticalidade da régua e a possibilidade de leitura sem erros de paralaxe?

Não

3.1.4.4. Existindo água livre no tanque, é medido seu nível, conforme procedimento recomendado no item 6.1.4.1 do Regulamento?

Não

Sim

43

Conforme

Não conforme

3.1.5.1. Os sistemas de medição automática são aprovados pela ANP e cumprem com os requisitos do item 6.1.4.2 do Regulamento.

Sim

Não

3.1.5.2. Os sistemas estão instalados e são operados conforme normas vigentes baseadas nas instruções do fabricante?

Sim

Não

3.1.5.3. Foram apresentados relatórios de calibração de todos os sistemas de medição de nível utilizados (um por tanque) dentro dos seus prazos de validade?

Sim

Não

3.1.5.4. A calibração de sistemas automáticos de medição de nível foi feita no mínimo em três níveis diferentes, utilizando trenas manuais verificadas pelo INMETRO, ou laboratório credenciado?

Sim

Não

3.1.5.5. A exatidão dos medidores automáticos, conforme relatório de calibração é de 6 mm para as medições fiscais e de 12 mm para medições para apropriação?

Sim

Não

3.1.5.6. Os sistemas de transmissão de sinais e indicação remota operam corretamente?

Sim

Não

3.1.6.1. A temperatura média do tanque é medida conforme métodos Sim indicados no item 6.5.1  do Regulamento para medições manuais.

Não

3.1.6.2. A temperatura média do tanque é medida conforme métodos Sim indicados no item 6.5.1  do Regulamento para medições automáticas.

Não

3.1.6.3. Foram apresentados certificados de calibração dos medidores de temperatura, para sistemas automáticos, indicando que a calibração foi feita conforme normas vigentes baseadas em instruções do fabricante?

Sim

Não

3.1.7.1. É medida a massa específica do petróleo, manualmente, conforme indicado no item 6.5.6.1 do Regulamento?

Sim

Não

3.1.7.2. Nas medições automáticas, os instrumentos de medição de densidade possuem relatórios de calibração dentro dos seus prazos de validade e indicando que a calibração foi feita conforme normas vigentes baseadas em recomendações do

Sim

Não

ITEM 3.1.5. MEDIÇÃO AUTOMÁTICA DE NÍVEL

3.1.6. MEDIÇÃO DE TEMPERATURA

3.1.7. MEDIÇÃO DE MASSA ESPECÍFICA

44

Conforme

Não conforme

Sim

Não

3.1.8.1. O conteúdo de água e sólidos (BSW) no petróleo, é determinado Sim em amostras coletadas e analisadas conforme item 6.5 do Regulamento?

Não

3.1.8.2. A coleta de amostras e medição de BSW foi verificada conforme lista específica e os resultados foram satisfatórios?

Sim

Não

3.1.9.1. O procedimento de medição atende aos requisitos do item 6.1.7 do Regulamento?

Sim

Não

3.1.9.2. A medição é feita durante o enchimento ou o esvaziamento do tanque?

Não

Sim

3.1.9.3. Durante a fase de enchimento do tanque, as válvulas de saída estão fechadas e seladas?

Sim

Não

3.1.9.4. Após a fase enchimento, as válvulas de entrada são fechadas e seladas?

Sim

Não

3.1.9.5. O tanque é deixado em repouso por um tempo suficiente para permitir a liberação de vapores, eliminação de espuma e decantação de água livre se houver 

Sim

Não

3.1.9.6. Se a água livre for drenada isto é feito antes da medição de nível?

Sim

Não

3.1.9.7. Se a água livre é expedida com o petróleo, o nível da interface óleo/água é medido e utilizado no cálculo do volume líquido de petróleo?

Sim

Não

3.1.9.8. Após a drenagem, as válvulas de dreno são fechadas e seladas?

Sim

Não

3.1.9.9.

Sim

Não

3.1.9.10. Após a medição, as válvulas de saída são abertas e o petróleo Sim

Não

ITEM

fabricante? 3.1.7.3. A coleta de amostras e medição de densidade foi verificada conforme lista específica e os resultados foram satisfatórios? 3.1.8. MEDIÇÃO DE CONTEÚDO DE ÁGUA E SÓLIDOS

3.1.9.

PROCEDIMENTO DE MEDIÇÃO

A medições de nível, nível de interface, temperatura, densidade e coleta de amostras para medição de BSW são feitas conforme procedimentos recomendados no regulamento?

45

Conforme

Não conforme

Sim

Não

3.1.10.1. O cálculo do volume de produção é efetuado conforme item 6.1.8 do Regulamento?

Sim

Não

3.1.10.2. São elaborados relatórios de medição contendo todos os dados e cálculos efetuados?

Sim

Não

3.1.10.3. Foram verificados os métodos de cálculo conforme procedimento específico e os resultados foram satisfatórios?

Sim

Não

ITEM

transferido? 3.1.9.11. Após o fim da transferência, o nível residual é medido e as válvulas de saída são fechadas e seladas? 3.1.10. CÁLCULO DO VOLUME DE PRODUÇÃO

46

3. 3.2.

LISTA DE VERIFICAÇÃO INSPEÇÃO DE SISTEMAS DE MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM LINHA

Conforme

Não conforme

3.2.1.1. Os medidores a serem utilizados nas medições de petróleo em linha são dos tipos autorizados pelo Regulamento de Medição?

Sim

Não

3.2.1.2. Os medidores são providos de um totalizador sem dispositivo de retorno a zero?

Sim

Não

3.2.1.3. Existe um sistema de calibração fixo ou previsão para conexão de um sistema de calibração móvel?

Sim

Não

3.2.1.4. Os medidores são calibrados no local da medição, utilizando o Sim petróleo medido e toda a malha de medição pode ser  verificada durante a calibração?

Não

3.2.1.5. Existe instalado um sistema de amostragem de petróleo, com volume de amostra proporcional ao volume medido?

Sim

Não

3.2.1.6. Foi instalado um instrumento de medição de temperatura ou sistema de compensação automática de temperatura?

Sim

Não

3.2.1.7. Foi instalado um instrumento de medição de pressão ou sistema de compensação automática de pressão?

Sim

Não

3.2.1.8. A configuração dos sistemas de medição esta em conformidade com as prescrições das normas e padrões referenciados no item 6.3.4 do Regulamento?

Sim

Não

3.2.1.9. Os medidores são operados dentro de uma faixa de vazão na qual a incerteza na medição seja compatível com os requisitos do Regulamento?

Sim

Não

3.2.1.10. Existem medidores reservas instalados?.

Sim

Não

Não

Sim

ITEM 3.2.1

TIPO DE MEDIDOR

3.2.2. TUBULAÇÕES, VÁLVUL AS E ACESSÓRIOS

3.2.2.1. Existem contornos (bypasses) do sistema de medição? (Inclusive contornos que possam ser habilitados operando várias válvulas)

47

3.2.2.2. Os medidores, tubulações e acessórios são compatíveis com as condições de operação e estão protegidos contra a máxima sobre-pressão possível no sistema?

Sim

Não conforme Não

3.2.2.3. É possível ocorrer fluxo reverso através do sistema de medição?

Não

Sim

3.2.2.4. Havendo possibilidade de passagem ou liberação de gases, Sim foi instalado um eliminador de gases antes do medidor?

Não

3.2.2.5. Os medidores estão instalados conforme instruções do fabricante?

Sim

Não

3.2.3.1. Os medidores são operados dentro das faixas que assegurem que a incerteza está dentro dos limites permitidos pelo Regulamento e sem ultrapassar os valores máximo é mínimo recomendados pelo fabricante?

Sim

Não

3.2.3.2. Os medidores apresentam sinais de danos?

Não

Sim

3.2.3.3. O ruído produzido pelo medidor é anormalmente alto?

Não

Sim

3.2.3.4. A queda de pressão no medidor é anormalmente alta?

Não

Sim

3.2.3.5. Houve variações significativas nos parâmetros operacionais, sem a correspondente re-calibração do(s) medidor(es)?

Não

Sim

3.2.3.6. Os medidores de temperatura e pressão e/ou os sistemas de compensação automática de pressão e temperatura operam corretamente?

Sim

Não

Sim

Não

ITEM

3.2.3.

3.2.4.

Conforme

OPERAÇÃO DO SISTEMA DE MEDIÇÃO

SISTEMAS DE CAL IBRAÇÃO

3.2.4.1. Existe um sistema fixo ou móvel de calibração conforme item 6.4.2 do Regulamento?

48

Sim

Não conforme Não

Sim

Não

Sim

Não

3.2.5.1. Os medidores em operação são calibrados periodicamente, conforme requisitos do item 6.4.1 do Regulamento?

Sim

Não

3.2.5.2. O medidor padrão, se utilizado para calibração, é instalado em série com o medidor a ser calibrado e à jusante de filtros e eliminadores de gás?

Sim

Não

3.2.5.3. As operações de calibração e o cálculo dos fatores atendem os requisitos dos itens 6.4  do Regulamento e as recomendações das Normas nele referenciadas?

Sim

Não

3.2.5.4. Os relatórios de calibração de todos os medidores em Sim operação foram verificados e as variações dos fatores entre calibrações não foram maiores que os limites do item 6.2.5 do Regulamento? Sim 3.2.5.5. Os instrumentos de medição de temperatura e pressão são calibrados periodicamente?

Não

ITEM

3.2.4.2. Os provadores e tanques de calibração foram calibrados utilizando padrões de volume rastreáveis ao INMETRO, no mínimo uma vez a cada 5 anos?

Conforme

3.2.4.3. O provador ou tanque de calibração possuem certificado de calibração dentro do prazo de validade? 3.2.4.4. Os medidores padrão são calibrados periodicamente, conforme indicado no item 6.4.6 do Regulamento, utilizando um provador ou um tanque de calibração? 3.2.5.

OPERAÇÃO DE SISTEMAS DE CALIB RAÇÃO

Não

3.2.6. MEDIÇÃO DE MASSA ESPECÍFICA

3.2.6.1

A massa específica do petróleo é medida para cálculo da dilatação térmica, para cada período de medição?

Sim

Não

Sim

Não

3.2.7. MEDIÇÃO DE CONTEÚDO DE ÁGUA E SÓLIDOS

3.2.7.1. O conteúdo de água e sólidos (BSW) no petróleo, é determinado para cada período de medição em amostras coletadas e analisadas conforme item 6.5 do Regulamento?

49

Conforme

Não conforme

3.2.8.1. Os cálculo do volume de produção são efetuado conforme item 6.3.6 do Regulamento?

Sim

Não

3.2.8.2

Sim

Não

ITEM 3.2.8. CÁLCULO DO VOLUME DE PRODUÇÃO

São elaborados relatórios de medição contendo todos os dados e cálculos efetuados?

50

3. 3.3.

LISTA DE VERIFICAÇÃO INSPEÇÃO DE SISTEMAS CÁLCULO DO VOLUME DE PETRÓLEO

Conforme

Não conforme

Sim

Não

3.3.1.2. Todos os dados para cálculo são provenientes de medições representativas do período de medição e do ponto de medição considerado?

Sim

Não

3.3.1.3. Foram valores assumidos, históricos ou não relevantes?

Não

Sim

ITEM 3.3.1 DADOS PARA CÁLCULO 3.3.1.1. Os dados utilizados nos cálculos foram obtidos através de medições válidas para o período de medição considerado, conforme registros operacionais?

3.3.2. PROCEDIMENTO DE CÁLCULO 3.3.2.1. Os procedimentos para cálculo dos volumes líquidos estão de Sim acordo com as normas referenciadas nos itens 6.1.8 e 6.3.6 do Regulamento de Medição?

Não

3.3.2.2. Os fatores para correção por dilatação térmica, pressão e Sim BSW foram calculados conforme itens 6.1.5 e 6.3.5 do Regulamento de Medição?

Não

3.3.2.3. Se foram utilizados fatores calculados procedimentos, foram aprovados pela ANP?

por

outros

Sim

Não

3.3.2.4. No caso de cálculos efetuados, total ou parcialmente, pelo sistema de medição, foram verificados os procedimentos de cálculo, os parâmetros empregados e a integridade dos sistemas de transmissão de dados?

Sim

Não

3.3.2.5. Para os sistemas de medição que efetuem diretamente os cálculos, foi verificado se possuem registros dos volumes brutos e outros parâmetros medidos, para que se possam verificar os resultados através de cálculo manual?

Sim

Não

3.3.2.6. Foi verificado, através de cálculos manuais, se os cálculos automáticos estão corretos?

Sim

Não

3.3.3. RELATÓRIO DE MEDIÇÃO 3.3.3.1. Foram elaborados relatórios de medição conforme item 10.2.1 Sim a 10.2.4 do Regulamento?

Não

3.3.3.2. O conteúdo dos relatórios e os cálculos são conforme modelos aprovados pela ANP.

Sim

Não

51

3. LISTA DE VERIFICAÇÃO 3.4. INSPEÇÃO DE SISTEMAS DE MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL EM LINHA

Conforme

Não conforme

3.4.1.1. Os medidores utilizados nas medições de gás em linha são dos tipos autorizados pelo Regulamento?

Sim

Não

3.4.1.2 Os sistemas de medição incorporam dispositivos de compensação automática de pressão e temperatura do gás, conforme item 7.1.11 do Regulamento?

Sim

Não

3.4.1.3. O dispositivo de compensação permite que os parâmetros de composição do gás sejam modificados em função das análises periódicas requeridas pelo Regulamento?

Sim

Não

3.4.1.4. Se não estiver instalado um sistema de compensação automático, trata-se de medição de volumes de gás inferiores a 5000 m³ por dia, cuja compensação pode ser feita em forma manual, atr avés da leitura de instrumentos locais, conforme item 7.1.13. do Regulamento?

Sim

Não

3.4.1.5. Os sistemas de medição estão projetados para operar dentro de uma faixa de vazão na qual a incerteza na medição seja compatível com os requisitos do Regulamento?

Sim

Não

3.4.1.6. Há medidores reserva instalados?

Sim

Não

3.4.2.1. Existem contornos (by-passes) do sistema de medição? Sim (Examinar a possibilidade de contornos que possam envolver  várias válvulas)

Não

3.4.2.2. Os medidores, tubulações e acessórios são compatíveis com as condições de operação?

Sim

Não

3.4.2.3. Pode ocorrer fluxo reverso através do sistema?

Não

Sim

3.4.2.4. Os medidores estão instalados conforme instruções do fabricante?

Sim

Não

3.4.2.5. Os medidores estão instalados com trechos retos de tubulação à montante e à jusante do elemento de medição, conforme

Sim

Não

ITEM 3.4.1 SISTEMAS DE MEDIÇÃO EM LINHA

3.4.2. TUBULAÇÕES, VÁLVUL AS E ACESSÓRIOS

52

ITEM

Conforme

Não conforme

normas aplicáveis e recomendações do fabricante? 3.4.3.

OPERAÇÃO DO SISTEMA DE MEDIÇÃO

3.4.3.1. Os medidores são operados dentro das faixas que assegurem que a incerteza está dentro dos limites permitidos e sem ultrapassar os valores máximo é mínimo recomendados pelo fabricante, segundo registros operacionais do concessionário?

Sim

Não

3.4.3.2. Os medidores apresentam sinais de danos?

Não

Sim

3.4.3.3. Para placas de orifício, o diâmetro do orifício instalado corresponde àquele utilizado nos cálculos de vazão?

Sim

Não

3.4.3.4. Nos sistemas de troca de placa com a linha em operação, os mesmos estão em bom estado de manutenção e que não apresentam vazamentos?

Sim

Não

3.4.3.5. As propriedades do gás utilizadas no cálculo da vazão correspondem à última análise química do mesmo?

Sim

Não

3.4.3.6. Os medidores de temperatura e pressão os sistemas de compensação automática operam corretamente?

Sim

Não

3.4.3.7. Os sistemas eletrônicos e digitais de cálculo operam corretamente?

Sim

Não

3.4.4.1. Os sistemas de medição são submetidos a inspeção e Sim calibrações periódicas conforme item 7.2.1 do regulamento? (medição de volumes de gás natural em condições padrão)

Não

3.4.4.2. As incertezas nas medições das diversas grandezas utilizadas para o cálculo dos volumes são compatíveis com a incerteza global na medição do volume de gás, conforme modelo de cálculo da incerteza de cada medição?

Sim

Não

3.4.4.3. Os medidores ultrassônicos e turbinas foram calibrados conforme normas aplicáveis e recomendações do fabricante?

Sim

Não

3.4.4.4. Os instrumentos de pressão diferencial, pressão estática e temperatura são calibrados periodicamente, conforme item 7.2.1 do Regulamento?

Sim

Não

3.4.4.5. Os instrumentos e padrões utilizados na calibração são rasteáveis a padrões reconhecidos pelo INMETRO?

Sim

Não

3.4.4.

INSPEÇÃO E CALIBRAÇÃO DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO

53

ITEM

Conforme

Não conforme

3.4.4.6. As placas de orifício foram verificadas anualmente quanto às suas dimensões e tolerâncias?

Sim

Não

3.4.4.7. O trecho de tubulação para medição foi inspecionado uma vez a cada três anos como mínimo?

Sim

Não

3.4.5.1. Os cálculos do volume de produção são efetuados conforme item 7.1 do Regulamento?

Sim

Não

3.4.5.2. São elaborados relatórios de medição contendo todos os dados e cálculos efetuados?

Sim

Não

3.4.5. CÁLCULO DO VOLUME DE PRODUÇÃO

54

3. 3.5

LISTA DE VERIFICAÇÃO INSPEÇÃO DE CÁLCULO DE VOLUMES DE GÁS

Conforme

Não conforme

3.5.1.1. Os dados utilizados nos cálculos foram obtidos através de medições válidas para o período de medição considerado, conforme registros operacionais?

Sim

Não

3.5.1.2. A composição de gás utilizada nos cálculos corresponde à análise mais recente?

Sim

Não

3.5.1.3

Não

Sim

Os procedimentos para cálculo dos volumes de gás natural Sim estão de acordo com as normas referenciadas nos itens 7.1.7, 7.1.8 e 7.1.9 do Regulamento de Medição? 3.5.2.2. No caso de cálculos efetuados, total ou parcialmente, pelo Sim sistema de medição, foram verificados os procedimentos de cálculo, os parâmetros empregados e a integridade dos sistemas de transmissão de dados?

Não

3.5.2.3. Para os sistemas de medição que efetuem diretamente os cálculos, foi verificado se possuem registros dos volumes brutos e outros parâmetros medidos, para que se possam verificar os resultados através de método de cálculo alternativo?

Sim

Não

3.5.2.4. Foi verificado, através de cálculos alternativos, se os cálculos automáticos estão corretos

Sim

Não

3.5.3.1. Foram elaborados relatórios de medição conforme item 10.2.1 Sim a 10.2.4 do Regulamento?

Não

3.5.3.2. O conteúdo dos relatórios e os cálculos são conforme modelos aprovados pela ANP.

Não

ITEM 3.5.1. DADOS PARA CÁLCULO

3.5.2

Foram valores assumidos, históricos ou não relevantes? PROCEDIMENTO DE CÁLCULO

3.5.2.1

3.5.3

Não

RELATÓRIO DE MEDIÇÃO

Sim

55

3. LISTA DE VERIFICAÇÃO 3.6. INSPEÇÃO DE SISTEMAS DE TESTE DE POÇOS

Conforme

Não conforme

3.6.1.1. Os testes são feitos em separadores de teste, tanques de teste ou utilizando outros equipamentos de teste aprovados pela ANP?

Sim

Não

3.6.1.2. Os testes são feitos nas condições usuais de operação do poço e dos sistemas de separação?

Sim

Não

3.6.1.3

Sim

Não

3.6.1.4. Os testes são precedidos de um período de operação nas condições de teste de no mínimo 1 horas e as condições de operação estão estabilizadas antes do início do período de teste?

Sim

Não

3.6.1.5. A duração do período de teste é de no mínimo 4 horas?

Sim

Não

3.6.1.6. Os intervalos máximos entre testes estão de conformidade com os itens 8.3.1 e 8.3.2 do Regulamento?

Sim

Não

3.6.2.1. Durante os testes são medidos os volumes de gás, óleo e água produzidos?

Sim

Não

3.6.2.2. Os sistemas de medição tem características iguais às dos sistemas de medição para apropriação?

Sim

Não

3.6.2.3. Os sistemas de medição para teste, quando verificados seguindo os procedimentos de inspeção aplicáveis, apresentam não conformidades?

Não

Sim

3.6.2.4. Caso os volumes de gás sejam estimados, há autorização da ANP para tal procedimento?. A estimativa é feita com base em análises de laboratório?

Sim

Não

3.6.2.5. Caso os volumes de água não sejam medidos diretamente, Sim

Não

ITEM 3.6.1.

SISTEMA DE TESTE E OPERAÇÃO

No caso das condições de teste serem diferentes das condições normais de operação, são utilizados fatores de correção para cálculo dos volumes de produção de petróleo, gás e água?

3.6.2. MEDIÇÃO DE VOLUMES DE PRODUÇÃO

56

Conforme

Não conforme

Sim

Não

3.6.3.1. Os resultados de cada teste são registrados num relatório de teste, conforme item 10.2.5 do Regulamento?

Sim

Não

3.6.3.2. Os relatórios de teste contém todos os resultados e todos os cálculos de volumes.

Sim

Não

3.6.3.3. Os resultados dos testes são utilizados nos cálculos de apropriação da produção a partir da data do teste, onde aplicável.

Sim

Não

ITEM não há produção de água especificamente pela ANP?

livre

ou

é

autorizado

3.6.2.6. O cálculo do volume de água é feito através da análise da fração de água no petróleo? 3.6.3.

RELATÓRIO DE TESTE

57

3. 3.7.

LISTA DE VERIFICAÇÃO INSPEÇÃO DE TOMADAS DE AMOSTRAS E ANÁL ISES DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL

Conforme

Não conforme

Sim

Não

Sim

Não

3.7.1.3. Os sistemas de amostragem em linha cumprem com os Sim requisitos do item 6.5.4, quanto a sua instalação?

Não

3.7.1.4. Os sistemas de amostragem em linha recolhem volumes de Sim amostras propor cionais aos volumes medidos, conforme requerido no item 6.3.1 do Regulamento?

Não

3.7.1.5. Os sistemas de amostragem são estanques e vazamentos?

ITEM 3.7.1. TOMADA DE AMOSTRAS DE PETRÓLEO 3.7.1.1. O recolhimento de amostras em tanques de petróleo atende aos requisitos do item 6.5.3 do Regulamento?

3.7.1.2. O procedimento de tomada de amostra assegura que a amostra seja representativa do conteúdo do tanque?

sem

Sim

Não

3.7.1.6. Os sistemas possuem selos para evitar que operações erradas possam descaracterizar as amostras?

Sim

Não

3.7.1.7. As amostras recolhidas pelo sistema de amostragem automático são homogeneizadas antes de serem enviadas para o laboratório?

Sim

Não

3.7.1.8. O procedimento de amostragem e manuseio das amostras assegura a integridade das mesmas até chegarem ao laboratório de análise?

Sim

Não

Sim

Não

3.7.2.2. A determinação da massa específica e a fração volumétrica de água e sedimentos são efetuados para cada medição?

Sim

Não

3.7.2.3. O ponto de ebulição verdadeiro, o teor de enxofre e o teor de metais pesados são determinados nos intervalos requeridos pelo Regulamento?

Sim

Não

3.7.2.4. Os procedimentos analíticos empregados atendem às Sim

Não

3.7.2. ANÁL ISE DE PETRÓLEO EM LABORATÓRIO 3.7.2.1. Os procedimentos de análise de petróleo atendem ao item 6.5.6 do regulamento e às normas nele relacionadas?

58

Conforme

Não conforme

3.7.2.5. Havendo medição para apropriação de petróleo não estabilizado, são determinados o RGO residual e fatores de encolhimento utilizados no cálculo dos volumes de produção conforme item 8.2 do Regulamento?

Sim

Não

3.7.2.6. Os resultados das análises são registrados em relatórios?

Sim

Não

3.7.2.7. Os resultados das análises são utilizados para o cálculo dos volumes de produção?

Sim

Não

Sim

Não

3.7.3.2. Os sistemas de amostragem, se instalados, coletam amostras representativas do petróleo medido?

Sim

Não

3.7.3.3. Os analisadores em linha são calibrados a intervalos regulares, conforme instruções do fabricante?

Sim

Não

3.7.3.4. Os resultados das análises em linha são compatíveis com os resultados das análises de laboratório?

Sim

Não

3.7.3.5. Se os resultados das análises são utilizados diretamente para Sim cálculo do volume líquido de produção, os sistemas de transmissão de dados e de cálculo do volume operam corretamente?

Não

ITEM

respectivas normas de referência?

3.7.3. ANÁL ISE DE PETRÓLEO EM LINHA 3.7.3.1. Os analisadores em linha estão instalados e são operados conforme instruções do fabricante?

3.7.4. SISTEMAS DE AMOSTRAGEM DE GÁS NATURAL 3.7.4.1. As amostras de gás para análise, são coletadas a intervalos regulares conforme itens 7.3.1 e 8.2.5 do regulamento?

Sim

Não

3.7.4.2. Os sistemas de amostragem manual de gás natural são projetados e operados de forma a assegurar a tomada de amostras representativas?

Sim

Não

3.7.4.3. O sistema de manuseio das amostras assegura que não possam ser descaracterizadas até chegar no laboratório de análise?

Sim

Não

3.7.4.4. Os sistemas de amostragem automática de gás natural estão instalados conforme instruções do fabricante e de forma a se obter uma amostra representativa da corrente de gás?

Sim

Não

a Sim

Não

3.7.4.5. Os

sistemas

de

amostragem

automática

ligados

59

ITEM

Conforme

Não conforme

analisadores em linha, são projetados e instalados para assegurar que a amostra não seja descaracterizada entre o ponto de tomada e o analisador, particularmente através da condensação de parte dela? 3.7.5. ANÁL ISE DE GÁS NATURAL EM LAB ORATÓRIO 3.7.5.1. São feitas análises de laboratório para determinação da Sim composição, calor de combustão e conteúdo de água a intervalos regulares conforme item 7.3.2  do Regulamento, para todos os pontos de medição de gás?

Não

3.7.5.2. Os procedimentos analíticos empregados atendem às respectivas normas de referência do Regulamento de Medição?

Sim

Não

3.7.5.3. Os resultados das análises são registrados em relatórios e são utilizados para o cálculo dos volumes de produção quando aplicável?

Sim

Não

Sim

Não

3.7.6.2. Os analisadores em linha são calibrados a intervalos Sim regulares, conforme instruções do fabricante. Deve ser  verificado que os resultados das análises em linha são compatíveis com os resultados das análises de laboratório.

Não

3.7.6.3. O sistema automático de cálculo e os sistemas de transmissão de dados funcionam corretamente?

Não

3.7.6. ANÁL ISE DE GÁS NATURAL EM LINHA 3.7.6.1. Os analisadores em linha estão instalados e são operados conforme instruções do fabricante?

Sim

60

3. 3.8.

LISTA DE VERIFICAÇÃO INSPEÇÃO DE CÁLCULOS DE APROPRIAÇÃO NAS MEDIÇÕES COMPARTILHADAS

Conforme

Não conforme

Os dados para cálculo foram obtidos através de medições conforme registros operacionais e relatórios de medição?

Sim

Não

3.8.1.2. A data e hora das medições para apropriação são compatíveis com a medição fiscal compartilhada?

Sim

Não

3.8.1.3. Todos os dados para cálculo correspondem a medições representativas dentro do período de produção considerado?

Sim

Não

3.8.1.4. Foram utilizados dados assumidos ou históricos para os cálculos de apropriação?

Não

Sim

3.8.1.5. No caso de utilização de dados de testes de poços, os valores utilizados correspondem ao último teste?

Sim

Não

3.8.1.6. No caso de utilização de dados de testes de poços, os tempos de produção de cada poço correspondem aos registros operacionais?

Sim

Não

3.8.1.7. As medições fiscal e para apropriação correspondem ao mesmo período?

Sim

Não

3.8.1.8. Todos os volumes utilizados nos cálculos de apropriação são volumes líquidos nas condições padrões?

Sim

Não

3.8.1.9. Se requerido, foram computados os volumes de vapores separados do óleo e de condensado separado do gás após as medições para apropriação?

Sim

Não

Sim

Não

3.8.3.1. Foram elaborados relatórios de medição conforme item 10.2.1 Sim a 10.2.4  do Regulamento? Os relatórios cobrem todos os períodos de medição desde a última inspeção?

Não

ITEM 3.8.1. DADOS PARA CÁLCULO

3.8.1.1

3.8.2. PROCEDIMENTO DE CÁLCULO

3.8.2.1. Os procedimentos para cálculo dos volumes apropriados a cada campo estão de acordo com o item 8.4 do Regulamento? 3.8.3. RELATÓRIO DE MEDIÇÃO

61

ITEM

3.8.3.2. O conteúdo dos relatórios e os cálculos estão conforme modelos aprovados pela ANP?

Conforme

Não conforme

Sim

Não

62

3. 3.9.

LISTA DE VERIFICAÇÃO INSPEÇÃO DE SISTEMAS DE MEDIÇÃO OPERACIONAL

Conforme

Não conforme

3.9.1.1. Os tipo de medidores escolhidos pelo concessionário ou autorizatário atendem aos requisitos de compatibilidade com as medições a serem efetuadas e com as condições operacionais da medição?

Sim

Não

3.9.1.2. Os medidores estão instalados conforme normas aplicáveis e instruções do fabricante?

Sim

Não

3.9.1.3. Os trechos retos à montante e à jusante do elemento de medição, atendem aos requisitos das normas aplicáveis e às recomendações do fabricante?

Sim

Não

ITEM 3.9.1.

SISTEMAS DE MEDIÇÃO

3.9.2.

MEDIÇÕES DE VOLUMES

3.9.2.1. Os sistemas para controle operacional incluem, quando aplicável, as seguintes medições, conforme item 9.4 do regulamento: •

Volumes de petróleo e gás natural utilizados como combustíveis ou qualquer outra utilização dentro do campo?

Sim

Não

•

Volumes totais de gás utilizado para elevação artificial e destinado a injeção nos poços?

Sim

Não

•

Volumes de gás ventilado ou queimado em tochas?

Sim

Não

•

Volumes totais de água produzida, injetada nos poços e descartada?

Sim

Não

•

Volumes de petróleo armazenado intermediárias dos sistemas de produção?

estocagens Sim

Não

•

Volumes de petróleo armazenado em terminais dos sistemas de transporte?

Sim

Não

•

Volumes de petróleo e gás natural transportados?

Sim

Não

•

Volumes de gás natural para processamento?

Sim

Não

Sim

Não

em

  Volumes de gás natural armazenado em sistemas de

•

63

Conforme

Não conforme

3.9.2.2. Os volumes de gás e petróleo utilizados como combustível são adicionados aos medidos no ponto de medição para cálculo dos volumes sujeitos a pagamento de participações governamentais?

Sim

Não

3.9.2.3. Os balanços de material das instalações fecham, dentro dos limites de incerteza das medições?

Sim

Não

3.9.3.1. Os medidores são operados dentro das faixas que assegurem que a incerteza está dentro dos limites requeridos para controle operacional e sem ultrapassar os valores máximo é mínimo recomendados pelo fabricante?

Sim

Não

3.9.3.2. Os medidores que devem ser inspecionados apresentam sinais de danos?

Não

Sim

Sim

Não

3.9.4.1. Os sistemas de medição são submetidos a inspeção e calibração periódicas para assegurar a exatidão das medições?

Sim

Não

3.9.4.2. A freqüência de calibração está conforme recomendações do fabricante e o desvio a longo prazo do tipo de instrumento e prática usual? 3.9.4.3. Os medidores são calibrados conforme boa prática metrológica e recomendações do fabricante?

Sim

Não

Sim

Não

3.9.4.4. Os instrumentos e padrões utilizados na calibração são rasteáveis a padrões reconhecidos pelo INMETRO?

Sim

Não

ITEM

armazenamento?

3.9.3. OPERAÇÃO DO SISTEMA DE MEDIÇÃO

3.9.3.3. Os medidores e os sistemas eletrônicos e digitais de cálculo e registro operam satisfatoriamente? 3.9.4.

INSPEÇÃO E CALIBRAÇÃO DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO

OBSERVAÇÂO:

Os itens sombreados são verific ações imprescin díveis.

64

AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO

INSTITUTO NACIONAL DE METROLOGIA, NORMALIZAÇÃO E QUALIDADE INDUSTRIAL - INMETRO 1 PORTARIA CONJUNTA Nº 1, DE 19 DE JUNHO DE 2000 Aprova o Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural, que estabelece as condições e requisitos mínimos para os sistemas de medição de petróleo e gás natural, com vistas a garantir resultados acurados e completos.

O DIRETOR-GERAL da AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO – ANP, no uso de suas atribuições legais, conferidas pela Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, em conjunto com o PRESIDENTE DO INSTITUTO NACIONAL DE METROLOGIA, NORMALIZAÇÃO E QUALIDADE INDUSTRIAL - INMETRO, no uso de suas atribuições legais, conferidas pela Lei nº 5.966, de 11 de dezembro de 1973, tornam público o seguinte ato: Art. 1º Fica aprovado o Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural, anexo à presente Portaria, o qual estabelece as condições e requisitos mínimos que os sistemas de medição de petróleo e gás natural devem observar, com vistas a garantir resultados acurados e completos. Art. 2º Ficam sujeitos ao Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural, aprovado por esta Portaria, o projeto, a instalação, a operação, o teste e a manutenção em  perfeitas condições de funcionamento dos seguintes sistemas de medição: I - sistemas de medição onde serão realizadas as medições volumétricas fiscais do petróleo ou do gás natural produzido nos campos, a que se refere o inciso IV do art. 3º, art. 4º e art. 5º do Decreto nº 2.705, de 3 de agosto de 1998;

II - sistemas de medição onde serão realizadas as medições volumétricas do petróleo ou do gás natural para controle operacional dos volumes consumidos, injetados, transferidos e transportados; III - sistemas de medição onde serão realizadas as medições volumétricas do petróleo ou do gás natural para controle operacional dos volumes importados e exportados; e

65

IV - sistemas de medição onde serão realizadas as medições volumétricas de água para controle operacional dos volumes produzidos, captados, injetados e descartados. Art. 3º Fica concedido o prazo máximo de 24 (vinte e quatro) meses, a contar da data de publicação desta Portaria, para que os sistemas de medição, já instalados e em utilização, sejam integralmente adequados ao Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural, aprovado por este ato. Art. 4º O não cumprimento das disposições contidas na presente Portaria sujeita o infrator  às penalidades previstas na Lei nº 9.847, de 26 de outubro de 1999, e em legislação complementar. Art. 5º Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação.

DAVID ZYLBERSZTAJN Diretor-Geral da ANP

ARMANDO MARIANTE CARVALHO Presidente do INMETRO

Publicado no DOU de 20/06/2000

REGULAMENTO TÉCNICO DE MEDIÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL 1. OBJETIVO E CAMPO DE APLICAÇÃO 1.1 Objetivo Este Regulamento estabelece as condições mínimas que devem ser atendidas pelos sistemas de medição aplicáveis a: 1.1.1 Produção de petróleo e gás natural; 1.1.2 Transporte e estocagem de petróleo e gás natural; 1.1.3 Importação e exportação de petróleo e gás natural.

1.2 Campo de Aplicação 1.2.1 Este Regulamento se aplica a todos os sistemas de medição em linha ou em tanques, equipados com dispositivos destinados a medir, computar e mostrar o volume de petróleo e gás natural produzidos, processados, armazenados ou transportados, e utilizados para :

66

1.2.1.1 Medição fiscal da produção de petróleo e gás natural nas instalações de produção, em terra e no mar; 1.2.1.2 Medição da produção de petróleo e gás natural em testes de longa duração dos campos de petróleo e gás natural; 1.2.1.3 Medição para apropriação da produção de petróleo e gás natural dos poços e campos; 1.2.1.4 Medição da produção de petróleo e gás natural em testes de poços, cujos resultados sejam utilizados para apropriação da produção aos campos e poços; 1.2.1.5 Medição operacional para controle de produção de petróleo e gás natural de um campo; 1.2.1.6 Medição operacional na entrada e saída das unidades de processamento de gás natural; 1.2.1.7 Medição operacional para controle da movimentação no transporte e estocagem de  petróleo e gás natural; 1.2.1.8 Medição operacional nas importações e exportações de petróleo e gás natural. 12.2 Este Regulamento não se aplica: 1.2.2.1 Aos sistemas de medição que, formando parte de instalações de produção, armazenamento e transporte, tenham finalidades diversas daquelas descritas no subitem 1.2.1; 1.2.2.2 Aos sistemas de medição do refino de petróleo e medições de derivados líquidos de  petróleo e gás natural; 1.2.2.3 Aos sistemas de distribuição de gás canalizado; 1.2.2.4 Aos sistemas de gás natural veicular.

1.3 Normas e Regulamentos As normas e regulamentos a serem atendidos estão mencionados nos itens pertinentes deste Regulamento. 1.3.1 Os requisitos de portarias, regulamentos técnicos federais, normas ABNT, recomendações da OIML, normas ISO e normas pertinentes de outras instituições devem ser  atendidos, nesta ordem de prioridade. 1.3.2 Para fins da determinação prevista neste Regulamento, os instrumentos e os métodos de medição são aqueles regulamentados pelas Portarias mencionadas no corpo deste Regulamento, não obstante a incorporação de outros instrumentos e métodos que venham a ter  seu ato normativo posteriormente efetivado.

2. SIGLAS UTILIZADAS ANP INMETRO ABNT OIML  ISO

Agência Nacional do Petróleo Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial Associação Brasileira de Normas Técnicas Organização Internacional de Metrologia Legal  International Organization for Standardization

67

 API   AGA  ASTM 

CNP INPM

 American Petroleum Institute  American Gas Association  American Society for Testing and Materials

Conselho Nacional do Petróleo Instituto Nacional de Pesos e Medidas

3. DEFINIÇÕES Para efeito deste Regulamento são consideradas as seguintes definições, além daquelas constantes da Lei n.º 9.478, de 06 de agosto de 1997, e do Contrato de Concessão para Exploração, Desenvolvimento e Produção de Petróleo e Gás Natural: 3.1 3.2 3.3

3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9 3.10 3.11

Medição fiscal

Medição do volume de produção fiscalizada efetuada num ponto de medição da produção a que se refere o inciso IV do art. 3º do Decreto n.º 2.705, de 03/08/1998. Medição fiscal Medição fiscal dos volumes de produção de dois ou mais campos, que compartilhada se misturam antes do ponto de medição. Medição operacional Medição para controle da produção que inclui medições de petróleo e gás natural para consumo como combustível ou para qualquer outra utilização dentro do campo; do gás utilizado para elevação artificial, injeção, estocagem, ventilado ou queimado em tocha; da água  produzida, injetada, captada ou descartada; do petróleo transferido; do gás natural para processamento; do petróleo e gás natural transportado, estocado, movimentado com transferência de custódia, importado ou exportado. Medição para Medição a ser utilizada para determinar os volumes de produção a apropriação serem apropriados a cada campo em um conjunto de campos com medição compartilhada ou a cada poço em um mesmo campo. Relatório de medição Documento informando os valores medidos, os fatores de correção e o volume apurado num período de medição. Medidor fiscal Medidor utilizado para a medição fiscal do volume de produção de um ou mais campos. Tabela volumétrica Tabela indicando o volume contido em um tanque para cada nível de enchimento. Fator de calibração Quociente entre o volume bruto medido, utilizando um sistema de do medidor  calibração, e o volume registrado por um medidor de fluidos durante um teste de calibração do medidor. Volume registrado Variação no registro do totalizador de um medidor de fluidos, entre o início e o fim de uma medição. Volume efetivo Volume efetivo em condições de referência

Produto do volume registrado pelo fator de calibração do medidor. Volume efetivo corrigido para as condições de referência de pressão e temperatura.

68

3.12 3.13 3.14 3.15 3.16 3.17 3.18

3.19

3.20 3.21

3.22 3.23 3.24 3.25

3.26

Volume líquido

Volume de petróleo em condições de referência, uma vez descontado o volume de água e sedimentos. Vazão de teste de Volume total de produção de um poço, durante um teste, dividido pelo  poço tempo, em horas, de duração do mesmo. Potencial de Volume de produção de um poço durante 24 horas, à vazão de teste.  produção do poço Potencial de Volume de produção de um poço à vazão de teste, durante o tempo de  produção corrigido  produção efetivo do poço. do poço Potencial de Somatório dos potenciais de produção corrigidos dos poços do campo.  produção corrigido do campo Razão gás - petróleo Volume de gás produzido por volume de petróleo produzido, ambos (RGO) medidos nas condições de referência. Vazão usual de Vazão de operação média, avaliada no período desde a última operação calibração do sistema de medição ou o último teste de poço até a data de avaliação. No cálculo da vazão média não devem ser considerados os períodos em que não houve fluxo. Condições usuais de Condições de temperatura, pressão e propriedades (densidade e operação viscosidade) médias do fluido medido, avaliadas no período desde a última calibração do sistema de medição ou o último teste do poço até a data de avaliação. Falha Acontecimento no qual o desempenho do sistema de medição não atende aos requisitos deste Regulamento ou das normas aplicáveis. Falha presumida Situação na qual existem indícios de falha do tipo: a) regulagens e ajustes não autorizados;  b) variação dos volumes medidos que não corresponda a variações nas condições de operação das instalações de petróleo e gás natural. Medidor padrão Medidor utilizado como padrão de comparação na calibração de outros medidores. Medidor de fluidos Instrumento destinado a medir continuamente, computar e indicar o volume do fluido que passa pelo transdutor de medição, sob as condições de medição. Provador em linha Recipiente aberto ou fechado, de volume conhecido, utilizado como  padrão volumétrico para calibração de medidores de petróleo. Teste de longa Testes de poços, realizados durante a fase de Exploração, com a duração finalidade exclusiva de obtenção de dados e informações para conhecimento dos reservatórios, com tempo de fluxo total superior a 72 horas. Para os termos técnicos, relativos às medições em geral, são aplicáveis as definições da Portaria INMETRO n.º 29/95 – Vocabulário de Termos Fundamentais e Gerais de Metrologia e da Portaria INMETRO nº 102/88 - Vocabulário de Metrologia Legal.

69

4. UNIDADES DE MEDIDA 4.1 A unidade de volume na medição de petróleo é o metro cúbico (m3), nas condições de referência de 20°C de temperatura e 0,101325 MPa de pressão. 4.2 A unidade de volume na medição de gás natural é o metro cúbico (m 3), nas condições de referência de 20°C de temperatura e 0,101325 MPa de pressão.

5. CRITÉRIOS GERAIS PARA MEDIÇÃO 5.1 Os equipamentos e sistemas de medição devem ser projetados, instalados, operados, testados e mantidos em condições adequadas de funcionamento para medir, de forma acurada e completa, as produções de petróleo e gás natural para fins fiscais e os volumes para controle operacional da produção, transporte, estocagem, importação e exportação de petróleo e gás natural. 5.2 Os pontos de medição para fins fiscais devem ser aprovados pela ANP, e os sistemas de medição para fins fiscais devem ser aprovados pelo INMETRO, com sua utilização autorizada  pela ANP antes do início da produção de um campo ou de um teste de longa duração. 5.3 Os pontos de medição fiscal da produção de petróleo devem localizar-se imediatamente após as instalações de separação, tratamento e tancagem da produção, e antes de quaisquer  instalações de transferência, processamento, estocagem em estações de armazenamento, transporte ou terminais marítimos. 5.4 O ponto de medição fiscal da produção de gás natural deve localizar-se imediatamente após as instalações de separação e condicionamento e antes de quaisquer instalações de transferência, processamento ou transporte . 5.5 As seguintes informações devem ser apresentadas para aprovação da ANP: a) Diagrama esquemático das instalações, indicando as principais correntes de petróleo, gás e água, a localização dos pontos de medição fiscal, os pontos de medição para controle operacional da produção, do gás para processamento, do transporte, estocagem , importação e exportação de petróleo e gás natural;  b) Fluxograma de engenharia dos sistemas de medição, mostrando todas as tubulações, medidores e acessórios instalados; c) Especificações e folhas de dados dos instrumentos de medição, amostradores e acessórios; d) Memorial descritivo dos sistemas de medição, incluindo uma descrição dos equipamentos, instrumentos e sistemas de calibração a serem empregados; e) Memorial descritivo da operação dos sistemas de medição, contendo uma descrição dos  procedimentos de medição, amostragem, análise e determinação de propriedades e cálculo dos volumes de produção.

70

5.6 Os sistemas de medição fiscal da produção devem ser inspecionados pela ANP, para verificar a sua correta instalação e funcionamento, antes do início da produção de um campo ou de um teste de longa duração. Inspeções de outros sistemas podem ser executadas a critério da ANP. 5.7 O petróleo medido nos pontos de medição, excetuando-se as medições para apropriação, deve ser estabilizado e não conter mais de 1% de água e sedimentos. 5.7.1 A medição de petróleo em outras condições pode ser aprovada pela ANP, devendo ser previamente apresentados e justificados os critérios, parâmetros e fatores de correção para determinar o volume líquido de petróleo. 5.7.2 O sistema de medição deve incorporar detetores e/ou procedimentos operacionais  para prevenir a transferência através do ponto de medição de petróleo que não obedeça às especificações do subitem 5.7 ou às especificações alternativas aprovadas pela ANP conforme subitem 5.7.1. 5.8 Os instrumentos de medição, as medidas materializadas e os sistemas de medição utilizados devem ser submetidos ao controle metrológico do INMETRO, quando houver, ou comprovar rastreabilidade aos padrões do INMETRO. 5.9 Todas as calibrações e inspeções requeridas neste Regulamento são executadas por  conta e risco do concessionário ou do autorizatário de outras instalações de petróleo e gás natural e devem ser realizadas por pessoas ou entidades qualificadas.

6. MEDIÇÃO DE PETRÓLEO 6.1 Medição de Petróleo em Tanques. 6.1.1 Nas medições fiscais em tanques, o ponto de medição da produção está localizado,  por convenção, imediatamente à jusante dos tanques de medição. 6.1.2 Os tanques utilizados para medição fiscal de petróleo devem atender aos seguintes requisitos: 6.1.2.1 Serem arqueados conforme subitem 6.2 deste Regulamento; 6.1.2.2Serem providos de bocas de medição e de amostragem do conteúdo; 6.1.2.3 Serem providos de mesa de medição no fundo e de marca de referência próxima à  boca de medição; 6.1.2.4 As linhas de enchimento devem ser projetadas para minimizar queda livre de líquido e respingos. 6.1.3 As medições de nível de líquido devem ser feitas com trena manual ou com sistemas automáticos de medição de nível.

71

6.1.4 As medições de nível de líquido nos tanques devem obedecer aos requisitos dos seguintes documentos e regulamentos: 6.1.4.1 Medições manuais com trena: Portaria INPM n.º 33/67 -- Norma para Medição da Altura de Produtos de Petróleo Armazenados em Tanques. Portaria INMETRO n.º 145/99 – Aprova o Regulamento Técnico Metrológico, estabelecendo as condições a que devem atender as medidas materializadas de comprimento, de uso geral. ISO/DIS 4512 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Equipment for Measurement of   Liquid Levels in Storage Tanks – Manual Methods . 6.1.4.2 Medições com sistema automático: OIML R71 – Fixed Storage Tanks. General Requirements. OIML R85 –  Automatic Level Gauges for Measuring the Level of Liquid in Fixed Storage Tanks.

ISO 4266 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Measurement of Temperature and   Level in Storage Tanks - Automatic Methods. ISO/DIS 4266-1 Petroleum and Liquid Petroleum Products - Measurement of Level and  Temperature in Storage Tanks by Automatic Methods -- Part 1: Measurement of Level in  Atmospheric Tanks. 6.1.5 Para determinação do volume medido devem ser consideradas as seguintes correções e os respectivos fatores: a) Tabela volumétrica do tanque;  b) Dilatação térmica entre a temperatura de medição e a condição de referência de 20 °C. A medição de temperatura e os fatores de correção pela dilatação térmica devem atender aos requisitos das normas: Portaria do INPM n.º 9/67 -- Norma de Termômetros para Petróleo e Seus Derivados Quando em Estado Líquido, Bem Como para os Respectivos Suportes. Portaria do INPM n.º 15/67 -- Norma para Determinação de Temperatura do Petróleo e Seus Derivados Líquidos. CNP - Resolução n.º 06/70 – Tabelas de Correção de Volume do Petróleo e Derivados ISO 4266 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Measurement of Temperature and   Level in Storage Tanks -- Automatic Methods ISO/DIS 4266-4 Petroleum and Liquid Petroleum Products - Measurement of Level and  Temperature in Storage Tanks by Automatic Methods - Part 4: Measurement of Temperature in  Atmospheric Tanks ISO/DIS 4268 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Temperature Measurements - Manual Methods

c) Conteúdo de água e sedimentos, determinado conforme subitem 6.5 deste Regulamento. 6.1.6 Todas as linhas conectando os tanques de medição às suas entradas e saídas, bem como a outros tanques e a drenos, devem ser providas de válvulas que possam ser seladas na  posição fechada e instaladas o mais próximo possível do tanque. As válvulas devem ser testadas  periodicamente para verificar a sua estanqueidade.

72

6.1.7 Os tanques devem ser operados em ciclos de enchimento e medição: 6.1.7.1 Durante o ciclo de enchimento, as válvulas de saída de petróleo do tanque para o  ponto de medição devem estar fechadas e, no caso de medições fiscais, devem estar seladas. 6.1.7.2 Após o término do ciclo de enchimento, deve-se deixar o conteúdo do tanque repousar para liberação de vapores retidos no líquido ou gerados durante o enchimento e para eventual decantação de água. 6.1.7.3 Antes do início do ciclo de medição, devem ser fechadas todas as válvulas que conectam o tanque às entradas para enchimento, a outros tanques ou às saídas para pontos diferentes do ponto de medição. No caso de medições fiscais, as válvulas devem ser seladas na  posição fechada. 6.1.7.4 Deve ser feita a amostragem conforme o subitem 6.5 e determinada a temperatura média conforme as normas aplicáveis. 6.1.7.5 O nível inicial deve ser medido conforme normas aplicáveis, sendo então aberta(s) a(s) válvula(s) de saída de petróleo para o ponto de medição. 6.1.7.6 Após o término da transferência do petróleo, são fechadas as válvulas de saída para o ponto de medição e medido o nível residual no tanque. Nas medições fiscais as válvulas devem ser seladas. 6.1.8 O cálculo dos volumes líquidos deve seguir as recomendações do seguinte documento:  API - MPMS  Chapter 12.1, Calculation of Static Petroleum Quantities, Part 1, Upright Cylindrical Tanks and Marine Vessels Chapter 12.1.1, Errata to Chapter 12.1--Calculation--Static Measurement, Part 1, Upright  Cylindrical Tanks and Marine Vessels, First Edition Errata published 

6.1.9 Devem ser elaborados relatórios de medição, conforme o subitem 10.2 deste Regulamento, contendo todos os valores medidos e todos os cálculos para a determinação do volume de petróleo produzido, recebido ou transferido, através do ponto de medição.

6.2 Procedimentos para Arqueação de Tanques de Medição e Calibração de Sistemas de Medição de Nível 6.2.1 Os tanques devem ser arqueados, atendendo às prescrições estabelecidas no subitem 5.8 deste Regulamento, para a elaboração da tabela volumétrica. A tabela volumétrica deve ser  apresentada à ANP antes da aprovação do tanque para fins de medição. Os tanques devem ser  calibrados conforme as seguintes normas:  ISO/DIS 4269-1 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Tank Calibration by Liquid   Measurement -- Part 1: Incremental Method Using Volumetric Meters  ISO 7507-1 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calibration of Vertical Cylindrical Tanks -- Part 1: Strapping Method   ISO 7507-2 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calibration of Vertical Cylindrical Tanks -- Part 2: Optical-Reference-Line Method   ISO 7507-3 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calibration of Vertical Cylindrical Tanks -- Part 3: Optical-Triangulation Method 

73

 ISO 7507-4 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calibration of Vertical Cylindrical Tanks -- Part 4: Internal Electro-Optical Distance-Ranging Method   ISO/DIS 7507-5 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calibration of Vertical Cylindrical Tanks -- Part 5: External Electro-Optical Distance-Ranging Methods  ISO/TR 7507-6 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calibration of Vertical Cylindrical Tanks -- Part 6: Recommendations for Monitoring, Checking and Verification of  Tank Calibration and Capacity Table OIML R 71- Fixed Storage Tanks. General Requirements

6.2.2 Os tanques utilizados para medição de petróleo devem ser inspecionados por conta e risco do concessionário ou do autorizatário da instalação de petróleo ou gás natural, externa e internamente, uma vez a cada três anos, para determinar a existência de danos, incrustações e depósitos de material que possam afetar a calibração. 6.2.3 Os tanques utilizados para medição fiscal devem ser arqueados pelo menos a cada 10 anos ou imediatamente após a ocorrência de modificações capazes de afetar a calibração, devendo ficar fora de operação a partir desta ocorrência, até que seja efetuada a nova calibração. 6.2.4 As trenas utilizadas para medição devem ser verificadas, INMETRO.

anualmente, pelo

6.2.5 Os sistemas automáticos de medição de nível devem ser calibrados semestralmente  por trenas verificadas pelo INMETRO, em três níveis a saber: próximos do nível máximo, médio e mínimo. A diferença entre a medição com trena e a medição com o sistema de medição automático devem ser menores que 6 mm.

6.3 Medição de Petróleo em Linha 6.3.1 Os sistemas de medição em linha devem ser constituídos, pelo menos, dos seguintes equipamentos: a) Medidores de fluidos do tipo deslocamento positivo ou do tipo turbina, ou medidores mássicos tipo coriolis, com indicação de volume. Outros tipos de medidores podem ser utilizados, desde que sua utilização seja previamente autorizada pela ANP. Os medidores devem ser   providos com totalizador sem dispositivo de retorno a zero ou, no caso de dispositivos eletrônicos, cujo retorno a zero não seja possível sem operar ajustes protegidos por meio de selos ou de outras proteções contra acesso não autorizado;  b) Um sistema de calibração fixo ou móvel, conforme previsto no subitem 6.4 deste Regulamento, apropriado para a calibração dos medidores de fluidos e aprovado pela ANP; c) Um sistema de amostragem proporcional à vazão, controlado por um sinal de saída do medidor de fluidos e atendendo aos requisitos do subitem 6.5 deste Regulamento; d) Um instrumento ou sistema de medição de temperatura ou de compensação automática de temperatura; e) Um instrumento ou sistema de medição de pressão ou de compensação automática da  pressão. 6.3.2 Os sistemas de medição em linha devem ser projetados para: 74

a) Serem compatíveis com os sistemas de transferência aos quais estiverem conectados;  b) Impedir refluxo através dos medidores; c) Proteger os medidores contra transientes de pressão; d) Proteger os medidores contra pressões de choque, maiores que as pressões de projeto dos mesmos; e) Não permitir a passagem de gases ou vapores pelos medidores; f) Não possuir contorno dos medidores. 6.3.3 Os sistemas de medição fiscal de petróleo devem ser projetados, instalados e calibrados para operar dentro da classe de exatidão 0.3 conforme OIML R117. Na operação dos sistemas de medição em linha deve ser assegurado que: a) Os medidores sejam operados dentro dos limites especificados pelo fabricante;  b) As vazões e outras condições de operação estejam entre as máximas e as mínimas para assegurar que os erros máximos admissíveis não sejam excedidos; c) Os medidores fiscais sejam submetidos a calibração toda vez que houver mudanças nas condições de operação capazes de causar erros maiores que os máximos permissíveis. 6.3.4 A instalação e operação de sistemas de medição de petróleo em linha devem atender  as orientações dos documentos abaixo relacionados e outros reconhecidos internacionalmente, desde que aprovados pela ANP: Portaria INMETRO n.º 113/97 (medidores mássicos) OIML R117  ISO 2714 Liquid hydrocarbons -- Volumetric Measurement by Displacement Meter  Systems Other Than Dispensing Pumps  ISO 2715 Liquid Hydrocarbons -- Volumetric Measurement by Turbine Meter Systems  API - MPMS  Chapter 5, Metering Chapter 5.1, General Consideration for Measurement by Meters. Chapter 5.4, Accessory Equipment for Liquid Meters. Chapter 5.5, Fidelity and Security of Flow Measurement Pulsed - Data Transmission Systems.

6.3.5 As medições devem ser corrigidas pelos seguintes fatores: a) Dilatação térmica entre a temperatura de referência e a temperatura de medição conforme as seguintes normas: CNP - Resolução n.º 06-70 – Tabelas de Correção de Volume do Petróleo e Derivados  API - MPMS  Chapter 7.2, Temperature-Dynamic Temperature Determination.

 b) Compressibilidade do líquido entre a pressão de referência e a pressão de medição conforme a seguinte norma:  API - MPMS 

Chapter 11.2.1M, Compressibility Kilograms per Cubic Meter Range.

Factors

for

Hydrocarbons:

638-1074

c) Conteúdo de sedimentos e água no petróleo, determinado conforme o subitem 6.5 deste Regulamento. 75

6.3.6 O cálculo dos volumes dos líquidos medidos deve estar de acordo com a seguinte norma: ISO 4267-2 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calculation of Oil Quantities -Part 2: Dynamic Measurement 6.3.7 Devem ser elaborados relatórios de medição contendo todos os valores medidos, todos os parâmetros e fatores utilizados e todos os cálculos efetuados para determinação do volume líquido corrigido de petróleo, conforme o subitem 10.2 deste Regulamento.

6.4 Calibração de Medidores em Linha 6.4.1 Os medidores fiscais da produção de petróleo em linha devem ser calibrados com um intervalo de no máximo 60 dias entre calibrações sucessivas. Intervalos maiores podem ser  aprovados pela ANP com base no registro histórico das calibrações. Outros medidores devem ser  submetidos a verificação e calibração conforme subitens 8.2.1 e 9.3 deste Regulamento. 6.4.2 Para instalações e operação de sistemas de calibração de medidores de petróleo em linha podem ser utilizados provadores, tanques de prova, medidores padrão ou outros sistemas  previamente autorizados pela ANP, desde que atendam aos documentos abaixo relacionados ou outros reconhecidos internacionalmente, e aprovados pela ANP:  ISO 7278-1  Liquid Hydrocarbons -- Dynamic Measurement -- Proving Systems Volumetric Meters -- Part 1: General Principles  ISO 7278-2  Liquid Hydrocarbons -- Dynamic Measurement -- Proving Systems Volumetric Meters -- Part 2: Pipe Provers  ISO 7278-3  Liquid Hydrocarbons -- Dynamic Measurement -- Proving Systems Volumetric Meters -- Part 3: Pulse Interpolation Techniques  ISO/DIS 7278-4  Liquid Hydrocarbons -- Dynamic Measurement -- Proving Systems Volumetric Meters -- Part 4: Guide for Operators of Pipe Provers  API - MPMS  Chapter 4, Proving Systems Chapter 4.1, Introduction, Second Edition. Chapter 4.3, Small Volume Provers Chapter 4.4, Tank Provers Chapter 4.5, Master-Meter Provers. Chapter 4.7, Field-Standard Test Measures.

for  for  for  for 

6.4.3 Os padrões de referência, os padrões de trabalho e os equipamentos utilizados na calibração dos calibradores de deslocamento mecânico, dos tanques de calibração, dos medidores  padrões, e de outro sistema de calibração utilizado, devem atender às prescrições estabelecidas no subitem 5.8 deste Regulamento. 6.4.4 Os medidores-padrão, utilizados para a calibração dos medidores de petróleo em operação, devem ser calibrados com tanques de calibração ou provadores em linha de

76

deslocamento mecânico, para se obter um fator de calibração do medidor-padrão, antes de utilizá-lo para calibrar os medidores em operação. 6.4.5 O medidor-padrão deve ser calibrado com um fluido de massa específica, viscosidade e temperatura suficientemente próximas às do fluido medido pelo medidor em operação e com uma vazão igual à vazão usual do medidor em operação, com uma tolerância de ±10%, para que o fator de calibração não apresente variação superior a 0,05% entre as condições de calibração do medidor padrão e as condições de calibração do medidor em operação. No caso em que um medidor padrão seja utilizado para calibração de diversos medidores em operação, com diferentes condições e diferentes vazões usuais de operação, devem ser feitas tantas calibrações do medidor padrão quantas forem necessárias para atender aos requisitos deste item  para todos os medidores em operação. 6.4.6 O medidor padrão deve ser calibrado mensalmente, com intervalo de tempo entre calibrações sucessivas menores do que 60 dias. Calibrações menos freqüentes podem ser  autorizadas pela ANP, em função do tempo de operação do medidor padrão e dos resultados históricos das calibrações. 6.4.7 A calibração do medidor padrão deve ser realizada efetuando-se e registrando-se testes, de forma que as maiores diferenças obtidas nos testes, para os fatores do medidor, sejam menores do que 0,02%, a saber: a) resultados de dois testes consecutivos, se for utilizado um tanque de calibração;  b) resultados de cinco, de seis testes sucessivos, se for utilizado um provador de deslocamento mecânico. 6.4.8 Na calibração de um medidor em operação com um medidor padrão, este pode ser  instalado a montante ou a jusante do medidor em operação, porém, sempre a montante de qualquer válvula reguladora de contrapressão ou válvula de retenção, associadas com o medidor  em operação e à jusante de filtros e eliminadores de gás. 6.4.9 Os provadores em linha, de deslocamento mecânico, e os tanques de calibração devem ser calibrados, pelo menos uma vez a cada 5 anos, utilizando-se os procedimentos estabelecidos nas normas pertinentes e padrões rastreáveis ao INMETRO. Cópias dos relatórios de calibração, elaborados conforme o subitem 10.2 deste Regulamento, devem ser arquivadas  para apresentação à ANP, quando for solicitado. 6.4.10 A calibração dos medidores fiscais em operação deve ser feita utilizando-se o fluido medido, nas condições usuais de medição, com desvios inferiores a 2% na massa específica e viscosidade, 5°C na temperatura e 10% na pressão e com a vazão usual de operação, com desvio inferior a 10%. 6.4.11 Para o cálculo do fator de calibração, do medidor em operação, devem ser  consideradas as seguintes correções do volume medido, quando pertinente: a) Variação do volume do calibrador pela ação da pressão do fluido sobre as paredes do mesmo; 77

 b) Dilatação térmica do líquido de teste; c) Variação do volume do calibrador de deslocamento mecânico ou do tanque de calibração com a temperatura; d) Variação do volume do líquido de teste com a pressão. 6.4.12 A calibração de um medidor em operação com um tanque de calibração consiste na realização e registro de resultados de testes até registrar dois testes sucessivos com uma diferença menor que 0,05% do volume do tanque de calibração. O fator de calibração deve ser calculado com base na média aritmética dos dois testes. 6.4.13 A calibração de um medidor em operação com um medidor padrão consiste na realização e registro de resultados de testes até registrar três testes sucessivos, nos quais a diferença máxima entre os fatores de calibração, calculados, seja menor que 0,05% . O fator de calibração deve ser calculado com base na média aritmética dos três testes. 6.4.14 A calibração de um medidor em operação com um provador em linha consiste na realização e registro de resultados de testes até registrar cinco de seis testes sucessivos nos quais a diferença máxima entre os fatores de calibração, calculados, seja menor que 0,05%. O fator de calibração é calculado com base na média aritmética dos cinco testes. 6.4.15 Deve ser considerada uma falha presumida do medidor fiscal quando a variação do fator de calibração, em relação ao da calibração imediatamente anterior, for maior que 0,25% ou quando não for possível obter resultados para determinação do fator de calibração, conforme os subitens 6.4.12, 6.4.13 e 6.4.14 deste Regulamento.

6.5 Amostragem e Análise de Propriedades do Petróleo 6.5.1 Nas medições de petróleo, devem ser coletadas amostras, para análises qualitativas e quantitativas, para determinação do teor de água e sedimentos, da massa específica, para cada medição ou período de medição, a serem usadas na correção dos volumes medidos e outros usos. Analisadores em linha podem ser utilizados para medir em forma contínua ou mais freqüente as  propriedades do petróleo. Os analisadores devem ser calibrados periodicamente, com base nas análises de laboratório das amostras recolhidas. 6.5.2 Nas medições fiscais da produção de petróleo devem ser coletadas amostras, pelo menos uma vez por mês, para determinação do teor de enxofre, metais pesados, pontos de corte,  para atendimento da Portaria n.º 155 da ANP, de 21/10/1998. 6.5.3 A coleta de amostras deve atender às orientações dos seguintes documentos: Portaria do INPM n.º 12/67 -- Norma de Amostragem de Petróleo e Seus Derivados Líquidos Para Fins Quantitativos. ABNT 05800NB00418 75 Amostragem de Petróleo e Derivados Líquidos Para Fins Quantitativos 0500NB00174 72 Norma Para Amostragem de Petróleo e Produtos Derivados  API - MPMS 

78

Chapter 8, Sampling Chapter 8.2, Automatic Sampling of Petroleum and Petroleum Products (ANSI/ASTM   D4177) Chapter 8.3, Mixing and Handling of Liquid Samples of Petroleum and Petroleum Products (ASTM D5854)

6.5.4 Os sistemas de amostragem em linha devem cumprir os seguintes requisitos: a) O ponto de amostragem deve estar localizado imediatamente a montante ou a jusante do medidor;  b) O ponto de amostragem escolhido deve permitir que a amostra seja perfeitamente representativa do produto. Caso se comprove ser necessário, deve ser incluído um sistema de mistura para garantir a representatividade das amostras; c) O recipiente de coleta de amostras deve ser estanque e provido de um sistema de homogeneização das amostras. 6.5.5 As amostras obtidas pelos procedimentos de amostragem devem ser misturadas e homogeneizadas antes de se proceder às medições de propriedades e análises 6.5.6 Devem ser feitas as seguintes determinações e análises: 6.5.6.1 Determinação da massa específica do petróleo deve seguir as orientações dos seguintes documentos: ABNT 14065 98 Destilados de Petróleo e Óleos Viscosos – Determinação da Massa Específica e da Massa Específica Relativa Pelo Densímetro Digital. 07148 MB00104 92 Petróleo e Derivados – Determinação da Massa Específica – Método do Densímetro.  API – MPMS  Chapter 9, Density Determination Chapter 9.1, Hydrometer Test Method for Density, Relative Density (Specific Gravity), or   API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products (ANSI/ASTM D 1298) (IP 160) Chapter 9.3, Thermohydrometer Test Method for Density and API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products.

6.5.6.2 Determinação do fração volumétrica de água e sedimento, conforme um dos métodos dos seguintes documentos: ABNT MB00038 72 Determinação da Água e Sedimentos em Petróleos Brutos e Óleos Combustíveis - (Métodos de Centrifugação) MB00294 66 Método de Ensaio Para a Determinação de Sedimentos em Petróleos e Óleos Combustíveis – Método por Extração 14236 98 Produtos de Petróleo e Materiais Betuminosos - Determinação do Teor   de Água por Destilação  API MPMS  Chapter 10, Sediment and Water  Chapter 10.7, Standard Test Method for Water in Crude Oil by Karl Fischer  Titration (Potentiometric)(ANSI/ASTM D4377) (IP 356)

79

6.5.6.3 Determinação do Ponto de Ebulição Verdadeiro conforme um dos métodos dos seguintes documentos:  ASTM D2892-98b Standard Test Method for Distillation of Crude Petroleum (15 Theoretical Plate Column)  ASTM D5236-95 Standard Test Method for Distillation of Heavy Hydrocarbon Mixtures (Vacuum Potstill Method)

6.5.6.4 Determinação do teor de enxofre conforme um dos métodos dos seguintes documentos:  ASTM D129-95 Standard Test Method for Sulfur in Petroleum Products (General Bomb  Method)  ASTM D1266-98 Standard Test Method for Sulfur in Petroleum Products (Lamp Method)

6.5.6.5 Determinação de metais pesados conforme um dos métodos dos seguintes documentos:  ASTM D5708-95a Standard Test Methods for Determination of Nickel, Vanadium, and   Iron in Crude Oils and Residual Fuels by Inductively Coupled Plasma (ICP) Atomic Emission Spectrometry  ASTM D5863-95 Standard Test Methods for Determination of Nickel, Vanadium, Iron, and  Sodium in Crude Oils and Residual Fuels by Flame Atomic Absorption Spectrometry

7. MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL 7.1 Medição de Gás Natural em Linha 7.1.1 As medições de gás natural nos pontos de medição da produção devem utilizar placas de orifício, turbinas ou medidores tipo ultra-sônico. Outros tipos de medidores podem ser  utilizados se previamente autorizados pela ANP. 7.1.2 As medições de gás recebido num campo para elevação artificial ou injeção devem ser consideradas como medições fiscais. 7.1.3 Os sistemas de medição de gás devem ser instalados conforme documentos de referência e especificações dos fabricantes dos instrumentos de medição. 7.1.4 Não podem ser instalados contornos nos sistemas de medição de gás. Sistemas com troca de placas de orifício em fluxo sob pressão não são considerados contornos. 7.1.5 Os sistemas de medição de gás devem ser operados com as vazões, entre a máxima e mínima, especificadas pelo fabricante. 7.1.6 Os instrumentos de medição de vazão, pressão diferencial e pressão e temperatura de fluxo devem ser selecionados e operados para que o valor medido esteja na faixa de medição e sua exatidão seja compatível com aquela necessária para se obter a incerteza especificada neste Regulamento. Quando esses requisitos não puderem ser atendidos com um único instrumento, devem ser instalados dois ou mais instrumentos cobrindo a faixa de medição requerida. 80

7.1.7 Nas medições de gás natural com placas de orifício devem ser atendidos os requisitos dos seguintes documentos:  NBR ISO 5167-1 Medição de Vazão de Fluidos por Meio de Instrumentos de Pressão -Parte 1: Placas de Orifício, Bocais e Tubos de Venturi Instalados em Seção Transversal Circular  de Condutos Forçados.  ISO/TR 5168 Measurement of Fluid Flow -- Evaluation of Uncertainties  ISO/TR 9464 Guidelines for The Use of ISO 5167-1:1991  API – MPMS  Chapter 14.2, Compressibility Factors of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases (A.G.A. Report nº 8) Chapter 14.3, Part 1, Concentric, Square-Edged Orifice Meters (A.G.A. Report n.º 3) (GPA 8185-90) Chapter 14.3, Part 2, Specification and Installation Requirements, Reaffirmed May 1996  (ANSI/API 2530) Chapter 14.3, Part 3, Natural Gas Applications.

7.1.8 Nas medições de gás com turbinas devem ser atendidos os requisitos do seguinte documento:  AGA  Measurement of Gas by Turbine Meters, A.G.A. Report n.º. 7 .

7.1.9 Nas medições de gás com medidores ultra-sônicos devem ser atendidos os requisitos do seguinte documento:  AGA  Report n.º 9 Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters

7.1.10 Os sistemas de medição fiscal de gás devem ser projetados, calibrados e operados de forma que a incerteza de medição seja inferior a 1,5%. Os demais sistemas de medição devem ter  uma incerteza de medição inferior a 3%. 7.1.11 Os sistemas de medição fiscal de gás natural devem incluir dispositivos para compensação automática das variações de pressão estática e de temperatura. A compensação deve incluir as variações do coeficiente de compressibilidade do gás decorrentes das variações de  pressão e temperatura. 7.1.12 As variações na composição do gás, registradas durante as análises periódicas, conforme o subitem 7.3 deste Regulamento, devem ser compensadas imediatamente após cada nova análise, para as medições subseqüentes. 7.1.13 O sistemas de medição fiscal de produção de gás natural, cuja vazão máxima seja inferior a 5.000 m3 por dia, podem prescindir dos dispositivos de correção automática de pressão e temperatura, devendo ser registradas a pressão e a temperatura utilizadas no cálculo da vazão  junto com a temperatura média do gás no período, determinada por no mínimo três leituras diárias. A incerteza de medição nestes sistemas deve ser inferior a 3%. 81

7.2 Calibração e Inspeção de Medidores de Gás Natural 7.2.1 Os medidores de gás devem ser calibrados segundo os critérios da norma NBR ISO 10012-1, com intervalo inicial entre calibrações sucessivas não superior a 60 dias para medidores fiscais e não superior a 90 dias para outros medidores. 7.2.2 Os padrões de referência, os padrões de trabalho e os equipamentos utilizados para a calibração dos instrumentos de medição e sistemas de medição devem atender às prescrições estabelecidas no subitem 5.8 deste Regulamento. 7.2.3 Os medidores de gás do tipo turbina e medidores do tipo ultra-sônico devem ser  calibrados com uma vazão igual à vazão usual de operação, com uma exatidão de medição de ±10%. Devem ser calibrados os instrumentos de pressão e temperatura utilizados para compensação de pressão e temperatura, devendo a exatidão das medições estar dentro dos limites  para se obter uma incerteza, no resultado da medição, menor que a especificada neste Regulamento. 7.2.4 Nas medições com placas de orifício, devem ser calibrados os instrumentos de  pressão diferencial, pressão e temperatura de fluxo, devendo a exatidão das medições de pressão diferencial, pressão e temperatura estar dentro dos limites para se obter uma incerteza, no resultado da medição, inferior à especificada neste Regulamento. Se as exatidões de medição estiverem fora dos limites, os instrumentos devem ser regulados ou ajustados. 7.2.5 As placas de orifício utilizadas na medição fiscal de gás natural devem ser  inspecionadas anualmente para verificar se estão dentro das tolerâncias dimensionais, conforme normas aplicáveis. Os trechos de medição, das medições fiscais, devem ser inspecionados, interna e externamente, a cada três anos, para determinação das dimensões dos tubos e da rugosidade interna dos mesmos, que devem estar dentro dos limites estabelecidos pelas normas aplicáveis.

7.3 Amostragem e Análise de Gás Natural 7.3.1 Nos pontos de medição fiscal da produção de gás natural, devem ser tomadas amostras para análise, pelo menos uma vez por mês. Podem ser utilizados analisadores em linha  para medição das propriedades e composições com maior freqüência. Os analisadores devem ser  calibrados periodicamente, pela análise de laboratório das amostras coletadas. A amostragem de gás natural deve atender aos requisitos dos seguintes documentos:  API – MPMS  Chapter 14.1, Collecting and Handling of Natural Gas Samples for Custody Transfer.

7.3.2 As amostras de gás devem ser analisadas qualitativa e quantitativamente para se obter  a composição do gás, a massa específica, o poder calorífico, os teores de gases inertes e contaminantes, para o atendimento da Portaria ANP n.º 41, de 15/04/1998, para correções nas medições dos volumes e para outros usos. Devem ser utilizados os métodos descritos nos seguintes documentos: 82

 ASTM D 1945 - Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography  ASTM D 3588 Calculating Heat Value, Compressibility Factor, and Relative Density (Specific Gravity) of Gaseous Fuels  ASTM D 5454 - Standard Test Method Water Vapor Content of Gaseous Fuels Using  Electronic Moisture Analyzers  ASTM D 5504 - Standard Test Method for Determination of Sulfur Compounds in Natural Gas and Gaseous Fuels by Gas Chromatography and Chemiluminescence  ISO 6326 - Natural Gas - Determination of Sulfur Compounds, Parts 1 to 5  ISO 6974 - Natural Gas - Determination of Hydrogen, Inert Gases and Hydrocarbons up to C8 - Gas Chromatography Method 

8. APROPRIAÇÃO DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL 8.1 Medições Compartilhadas 8.1.1 Os sistemas de medição compartilhada das produções de dois ou mais campos devem ser autorizados pela ANP, antes do início da produção. A documentação para autorização deve incluir uma descrição detalhada dos métodos de apropriação da produção a cada campo e dos sistemas de medição para apropriação utilizados. 8.1.2 Nos sistemas de medição compartilhada, a produção de cada campo deve ser  determinada por apropriação, com base na produção medida em medidores de apropriação ou estimada com base nos testes dos poços de cada campo e no tempo de produção de cada poço no mês.

8.2 Medições para Apropriação 8.2.1 As medições para apropriação da produção de petróleo devem cumprir os requisitos  para as medições fiscais, com as seguintes exceções: 8.2.1.1 O petróleo pode ser não estabilizado e conter mais de 1% em volume de água e sedimentos. 8.2.1.2 Nas medições em tanques, os sistemas automáticos de medição de nível devem ser  calibrados semestralmente por trenas verificadas pelo INMETRO, em três níveis, a saber:  próximos do nível máximo, médio e mínimo. As discrepâncias entre a medição com trena e a medição com o sistema de medição automática devem ser menores que 12 mm. 8.2.1.3 Nas medições em tanque de volumes de produção de petróleo menores que 50 3 m /dia, com tanques de capacidade menor que 100 m3, a arqueação do tanque pode ser efetuada  por procedimento simplificado, baseado nas dimensões principais do mesmo. Nestas medições é  permitida a utilização de medição de nível por régua externa ao tanque, com precisão de ± 20 mm, incluídos os erros de leitura devidos à posição do observador  8.2.1.4 Os medidores em linha devem ser projetados, operados e calibrados para se obter  uma classe de exatidão 1.0, conforme OIML R 117. Os medidores devem ser calibrados com

83

intervalos não superiores a 90 dias. A ANP pode autorizar intervalos maiores entre calibrações sucessivas, com base no registro histórico das calibrações. 8.2.1.5 Na calibração dos medidores em linha, conforme subitens 6.4.12, 6.4.13 e 6.4.14, a diferença entre os valores do fator do medidor, nos diferentes testes, não deve ser superior a 0,4%. 8.2.2 Nas medições para apropriação da produção de petróleo não estabilizado, deve ser  considerado o fator de encolhimento devido à liberação de vapores após a medição, quando da estabilização do petróleo. No caso em que esses vapores forem recuperados na unidade de tratamento, deve ser computada a produção de gás, estimada com base no volume de óleo e a RGO do petróleo nas condições de medição para apropriação. 8.2.3 Os fatores de encolhimento, a RGO e os fatores de correção para a produção de gás, quando utilizados na determinação de volumes de produção, devem ser determinados mensalmente com intervalos não superiores a 42 dias, conforme métodos das normas aplicáveis. 8.2.4 Quando houver água livre no petróleo, medido nas condições de tanque, o seu volume deve ser determinado por decantação e nas medições em linha, através de analisador de fração total de água ou da obtenção de amostras representativas. 8.2.5 As medições para apropriação da produção de gás devem atender aos requisitos das medições fiscais de gás, com as seguintes diferenças: 8.2.5.1 A incerteza de medição deve ser menor que 2%. 8.2.5.2 As análises de gás devem ser trimestrais. 8.2.5.3 Para sistemas de medição com vazão máxima inferior a 5.000 m 3 por dia, aplicamse os critérios do subitem 7.1.13 deste Regulamento. 8.2.6 Nas medições para apropriação da produção de gás natural, devem ser considerados os fatores de correção devidos à separação de componentes e à condensação após a medição, quando do condicionamento do gás. Os fatores de correção devem ser calculados com base na medição direta dos volumes separados ou das composições das correntes e balanço de material das unidades de condicionamento. Os volumes de condensado devem ser apropriados como  produção de petróleo. 8.2.7 As medições para apropriação devem atender aos requisitos do seguinte documento:  API –MPMS  Chapter 20, Allocation Measurement of Oil and Natural Gas Chapter 20.1, Allocation Measurement 

8.3 Testes de Poços 8.3.1 Nos casos em que os resultados dos testes de poços sejam utilizados para apropriação da produção a um campo, cada poço em produção deve ser testado mensalmente, com um intervalo entre testes sucessivos não superior a 42 dias, ou sempre que houver mudanças nas condições de operação ou quando forem detectadas variações na produção. 84

8.3.2 Nos casos em que os resultados dos testes de poços sejam utilizados somente para apropriação da produção aos poços, cada poço em produção deve ser testado com um intervalo entre testes sucessivos não superior a 90 dias, ou sempre que houver mudanças nas condições de operação ou quando forem detectadas variações na produção. 8.3.3 Os testes devem ser realizados utilizando-se separadores de testes ou tanques de teste. Outros métodos de teste devem ser previamente aprovados pela ANP. 8.3.4 As condições de teste devem ser iguais às condições usuais de operação. Quando isto não for possível, as vazões obtidas devem ser corrigidas para as condições usuais de operação. 8.3.5 Os testes devem ter uma duração de pelo menos quatro horas, precedidas de um tempo de produção nas condições de teste, não inferior a uma hora, para a estabilização das condições operacionais. 8.3.6 Nos testes devem ser medidos os volumes de petróleo, gás natural e água produzidos. A medição de gás pode ser estimada quando a ANP houver autorizado a ventilação ou a queima do gás natural produzido no campo, ou ainda tratar-se de um poço de gas lift intermitente. A medição da água pode ser estimada quando não houver produção de água livre ou quando assim for autorizado pela ANP. A produção de água deve ser determinada, neste caso, através da medição do conteúdo, medição de água e sedimentos no fluido produzido. 8.3.7 Os sistemas de medição utilizados para os testes de poços devem atender aos requisitos dos sistemas de medição para apropriação. 8.3.8 Devem ser elaborados relatórios de teste de poços, conforme o subitem 10.2 deste Regulamento

8.4 Apropriação da Produção aos Poços e Campos 8.4.1 A produção medida nos pontos de medição deve ser apropriada aos poços do campo, com base nos testes dos poços. 8.4.1.1 A produção apropriada a cada poço será igual ao volume total de produção do campo, multiplicado pelo potencial de produção corrigido do poço e dividido pelo potencial de  produção corrigido do campo. 8.4.1.2 Este critério será utilizado para apropriação da produção de petróleo e de gás natural. 8.4.2 A apropriação da produção medida num ponto de medição compartilhado por dois ou mais campos, quando feita com base nos testes de poços, deve considerar o seguinte: 8.4.2.1 Calcular o potencial de produção corrigido de todos os campos cuja produção é medida no ponto de medição, que é igual à soma dos potenciais corrigidos da produção dos  poços de todos os campos envolvidos.

85

8.4.2.2 Apropriar a produção a cada poço, que é igual ao potencial de produção corrigido do poço multiplicado pela produção total de todos os campos que compartilham o ponto de medição e dividido pela soma dos potenciais de produção corrigidos de todos os campos. 8.4.2.3 A produção apropriada a cada campo é igual à soma das produções apropriadas aos  poços desse campo. 8.4.3 A produção deve ser apropriada mensalmente, com base no último teste de produção de cada poço. Deve ser verificado se os tempos de produção de todos os poços referem-se ao mesmo período de um mês gregoriano. 8.4.4 Quando são feitas medições para apropriação da produção, medida num ponto de medição compartilhado, a produção apropriada a cada campo é igual ao volume total de  produção, multiplicado pelo volume medido na(s) respectiva(s) medição(ões) para apropriação e dividido pela soma dos volumes medidos em todas as medições para apropriação dos campos que compartilham o ponto de medição. A apropriação da produção aos poços deve ser feita para cada campo conforme subitem 8.4.1 deste Regulamento, utilizando o valor de produção apropriado  para o campo como volume total da produção do campo.

9. MEDIÇÕES PARA CONTROLE OPERACIONAL DA PRODUÇÃO, MOVIMEN-TAÇÃO E TRANSPORTE, IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL 9.1 As principais variáveis de processo dos sistemas de produção, movimentação e transporte, estocagem, importação e exportação de petróleo e gás natural para processamento devem ser medidas e registradas de forma a permitir o acompanhamento operacional. 9.2 Os instrumentos e sistemas de medição utilizados nas medições para controle operacional devem ser adequados para as medições e compatíveis com as condições operacionais. As medições nos pontos de transferência de custódia de petróleo e gás natural devem atender, como mínimo, aos requisitos para medições fiscais, conforme este Regulamento.. 9.3 Os instrumentos dos sistemas de medição para controle operacional devem ser,  periodicamente, submetidos a verificação ou calibração, conforme um programa a ser  apresentado à ANP . 9.4 Devem ser medidos os seguintes volumes: 9.4.1 Volumes de petróleo e gás natural utilizados como combustíveis ou qualquer outra utilização dentro do campo. A medição desses volumes por estimativa deve ser previamente aprovada pela ANP. Essas medições devem obedecer aos requisitos de medições para apropriação. 9.4.2 Volumes totais de gás utilizado para elevação artificial e destinado a injeção nos  poços. 86

9.4.2.1 A apropriação de volumes de gás para elevação artificial ou injetados nos poços, utilizando instrumentos dedicados ou através de testes, deve ser feita de acordo com o  procedimento usado para apropriação da produção, conforme subitem 8.4 deste Regulamento. 9.4.3 Volumes de gás ventilado ou queimado em tochas. A estimativa destes volumes por   balanço ou outros procedimentos deve ser previamente autorizada pela ANP. 9.4.4 Volumes totais de água produzida, injetada nos poços e descartada. 9.4.4.1 A apropriação de volumes de água produzida e injetada em cada poço, através de instrumentos dedicados ou de testes periódicos, deve ser feita de acordo com o procedimento utilizado para apropriação da produção, conforme subitem 8.4 deste Regulamento. 9.4.5 Volumes de petróleo armazenado em estocagens intermediárias dos sistemas de  produção. 9.4.6 Volumes de petróleo armazenado em terminais dos sistemas de transporte. 9.4.7 Volumes de petróleo e gás natural transportados. 9.4.8 Volumes de gás natural para processamento. 9.4.9 Volumes de gás natural armazenado em sistemas de armazenamento.

10. PROCEDIMENTOS OPERACIONAIS 10.1 Procedimentos em Caso de Falha dos Sistemas de Medição 10.1.1 A falha real ou presumida de um sistema de medição pode ser detectada: 10.1.1.1 Durante a operação, se o sistema apresentar problemas operacionais ou fornecer  resultados errôneos ou forem comprovadas regulagens ou ajustes não autorizados; 10.1.1.2 Durante a calibração, se o sistema apresentar erros ou variações na calibração acima dos limites ou se os instrumentos não puderem ser calibrados. 10.1.2 Quando for detectada uma falha num medidor, o mesmo deve ser retirado de operação para regulagem ou ajuste e calibração e substituído por outro calibrado. A produção, entre o momento da falha e a saída de operação, será estimada com base na produção média horária antes da falha. Quando a falha for detectada durante a calibração periódica, a produção afetada é considerada a produção desde a calibração precedente ou durante os 21 dias imediatamente anteriores à calibração.

87

10.1.3 A ANP deve ser notificada, por escrito, dentro de 48 horas, da ocorrência de uma falha no sistema de medição fiscal da produção, assim como de quaisquer outros incidentes operacionais que vierem a causar erro na medição ou quando houver interrupção total ou parcial da medição. A notificação deve incluir uma estimativa dos volumes afetados.

10.2 Relatórios de Medição, Teste, Calibração e Inspeção 10.2.1 Todas as medições, análises e cálculos efetuados para a determinação da produção fiscal de um campo devem ser registrados em relatórios de produção. Os relatórios de produção devem cobrir um carregamento ou um dia de produção, o que for menor. Quando for efetuada uma medição em tanque de produção de petróleo, correspondente a mais de um dia, o volume medido deve ser apropriado aos dias de produção, proporcionalmente ao tempo de produção em cada dia. 10.2.2 O modelo dos relatórios da medição fiscal e da medição para o controle operacional da produção deve ser apresentado para aprovação da ANP. No caso de relatórios elaborados por  meios eletrônicos, estes devem conter todas as fórmulas de cálculo utilizadas. 10.2.3 Todas as medições, análises e cálculos efetuados para determinação das medições  para controle operacional das demais atividades devem ser registrados em relatórios com este fim. 10.2.4 Os relatórios de medição fiscal e para apropriação devem incluir, pelo menos: a) Nome do concessionário ou autorizatário;  b) Identificação do campo ou da instalação; c) Data e hora de elaboração do relatório; d) Período de produção ou da movimentação do fluido; e) Identificação dos pontos de medição; f) Valores registrados (totais, níveis, temperaturas, pressões); g) Volumes brutos, brutos corrigidos e líquidos de produção ou movimentação; h) Resultados das análises de laboratório; i) Fatores de correção com os parâmetros e métodos empregados para sua determinação;  j) Assinatura do responsável pelo relatório e do imediato superior. 10.2.5 Devem ser elaborados relatórios dos testes de produção dos poços, imediatamente após a finalização dos testes. Os relatórios de testes de poços devem incluir, pelo menos: a) Nome do concessionário;  b) Identificação do campo; c) Data e hora de elaboração do relatório; d) Identificação do poço; e) Identificação dos equipamentos e sistemas de medição utilizados no teste; f) Data e hora de alinhamento do poço para teste; g) Data e hora de início do teste; h) Data e hora de finalização do teste;

88

i) Valores medidos (volumes, pressões, temperaturas, níveis) no início, a cada hora e no fim do teste;  j) Volumes brutos, brutos em condições padrão e volumes líquidos da produção de  petróleo, gás e água; k) Resultados das análises de propriedades do petróleo, gás e água; l) Fatores de correção utilizados, parâmetros e métodos de cálculo dos mesmos; m) Volumes de produção diária de petróleo, gás e água; n) Vazões de teste de petróleo, gás e água; o) Razão gás/petróleo;  p) Assinatura do responsável pelo relatório e do imediato superior. 10.2.6 Devem ser emitidos relatórios de calibração de todos os instrumentos e sistemas de medição. Os relatórios devem ser elaborados imediatamente após a calibração e devem incluir  informações para verificar a rastreabilidade ao INMETRO, dos instrumentos e sistemas de calibração. 10.2.7 Devem ser emitidos relatórios de inspeção de tanques e sistemas de medição. 10.2.8 Os relatórios de medição, teste e calibração devem ser arquivados por 5 anos, estando à disposição para exame, pela ANP ou seus representantes.

10.3 Inspeções 10.3.1 A ANP tem acesso livre, a qualquer tempo, às instalações de petróleo e gás natural  para inspeção dos sistemas de medição, verificação das operações e dos relatórios de medição. 10.3.2 As inspeções podem incluir, mas não se limitam a : a) Verificação se os sistemas de medição estão instalados conforme normas e regulamentos aplicáveis e conforme as recomendações dos fabricantes;  b) Inspeção do estado dos sistemas e instrumentos de medição; c) Verificação dos selos e as respectivas planilhas de controle; d) Acompanhamento de inspeções de tanques e sistemas de medição; e) Acompanhamento de calibração de sistemas e instrumentos; f) Acompanhamento de operações de medição; g) Acompanhamento de testes de produção; h) Verificação dos cálculos dos volumes; i) Acompanhamento das operações de amostragem e análise de laboratório;  j) Verificação dos relatórios de medição, teste e calibração. 10.3.3 Todos os instrumentos, equipamentos e pessoal necessários para as inspeções devem ser providos pelo concessionário, sem ônus para a ANP. 10.3.4 Quando a ANP solicitar a realização de inspeções que impliquem em operações não rotineiras, o concessionário deve providenciar a realização das mesmas dentro de 2 dias úteis da solicitação da ANP. Quando a inspeção incluir o acompanhamento de operações programadas, 89