4. MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM TANQUES
A medição de petróleo pode ser realizada por meio de tanques (volume direto) ou através de medidores de vazão em linha (volume por integração no tempo).
A apuração dos volumes de petróleo é regulamentada pela ANP através de seu “Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural” (Portaria Conjunta ANP/INMETRO No. 1 de 19.06.2000) que define os seguintes tipos de medição quanto à sua finalidade:
• Medição Fiscal
• Medição de Apropriação da Produção • Medição para Controle Operacional • Medição de Transferência de Custódia
Os dois primeiros tipos são bem definidos no Regulamento quanto aos requisitos técnicos e procedimentos. O terceiro tipo só é mencionado no Regulamento de forma a se garantir o acompanhamento operacional, não sendo exigido nenhum requisito técnico. O quarto tipo é regido por contrato entre as partes (vendedor e comprador) embora muitas vezes seja comparável tecnicamente à medição fiscal.
OBS: A mmeeddiiççããoo ffiissccaal é o ponto onde o fluido muda de propriedade da União para o l concessionário. Neste ponto, os valores medidos servem como base para o cálculo dos Royalties, Participações Especiais, etc. da respectiva concessão. Os requisitos técnicos devem obedecer ao regulamento de medição oficial. A ttrraannssffeerrêênncciiaaddeeccuussttóóddiia é o ponto a onde o fluido muda de propriedade do vendedor para o comprador, baseado em critérios técnicos e comerciais definidos e acordados pelas partes em contrato firmado.
De modo geral, as medições de petróleo (e de gás natural) abrangem as seguintes áreas dependendo dos seus níveis de incerteza requeridos:
• Gerenciamento de Reservatório – o processo de recuperação de óleo de um campo pode ser otimizado a longo prazo por meio da monitoração contínua das vazões de cada poço; uma possível incerteza geral dessa monitoração utilizando métodos convencionais (separador de teste, cada poço sendo testado uma vez por mês, posterior processamento dos dados, etc.) pode levar a um nível de 10%;
• Transferência de Custódia – a produção de um campo de óleo pode ser misturada a uma produção de um outro envolvendo diferentes operadoras; a incerteza esperada na medição de vazão é negociada por contrato, embora seja usual requerer os mesmos níveis que os de medição fiscal;
• Controle de Processo – quando há gas-lift ou injeção de vapor no processo de produção, é necessário conhecer a eficiência do processo; aqui também a incerteza esperada na medição de vazão é de 1 a 5% do valor medido, uma vez que, para propósitos de controle, a tendência das variáveis é mais importante do que seus valores instantâneos;
• Medição Fiscal – é onde estão os mais rigorosos níveis de incerteza, pelo menos ± 0,3% para o óleo e ± 1,5% para o gás natural segundo os critérios vigentes.
MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM TANQUES
A medição de petróleo em tanques se constitui, de modo geral, a apurar o volume de líquido, nas condições atmosféricas, em tanques cilíndricos ou tanques marítimos em navios. O API – MPMS Chapter 12.1 – Calculation of Static Petroleum Quantities, Part 1, Upright Cylindrical Tanks and Marine Vessels normatiza o assunto.
O tanque deve ser arqueado de modo a se obter a sua “Tabela Volumétrica” (Tank Capacity
Table) que é uma espécie de calibração, ou seja, uma tabela onde é especificado o volume contido
em cada nível de enchimento ou “anel”, obtido com medições das respectivas alturas e perímetros segundo os métodos da norma ISO 75731-1 (norma utilizada pelo INMETRO). Segundo o INMETRO, a arqueação é definida como “a determinação da Capacidade Volumétrica de Reservatórios (Tanques e Embarcações) utilizados para armazenamento de produtos a granel”.
Figura 4.1 – Exemplo de tabela volumétrica de um tanque de medição
Além da tabela, os valores do nível final de líquido, temperatura e massa específica do líquido e
BS&W devem ser medidos de forma a corrigir o volume medido, além do fator de correção da
dilatação térmica entre a temperatura de medição e a condição de referência de 20 oC.
A Figura 4.2 mostra um exemplo de trena manual e consiste de uma fita metálica com escala métrica com dispositivo de enrolamento da mesma com manivela, além do prumo. O maior cuidado deve ser a limpeza da mesma após a operação.
Figura 4.2 – Exemplo de Trena Manual
A Figura 4.3 mostra os métodos de medição retirados da Portaria INPM No. 33/67 que estabelece os procedimentos de medição de altura de petróleo e seus derivados líquidos em tanques. A medição da altura dos produtos líquidos poderá ser realizada por dois métodos:
• Espaço cheio – consiste em medir diretamente a altura do produto a partir do nível zero;
• Espaço vazio – consiste em determinar a altura do nível do produto subtraindo-se a media do espaço vazio da altura de referência.
Algumas definições na medição de petróleo por tanques:
• Nível zero (mesa de medição) - é o do plano horizontal correspondente ao ponto de contato da extremidade da trena com o fundo do tanque; em relação a ele são medidas as alturas;
• Tabela volumétrica - é a tabela que indica as capacidades ou os volumes de um tanque, em função da altura do produto, medida a partir do nível zero;
• Altura do Produto - é a distância entre o plano da superfície livre do produto e o plano horizontal de nível zero;
• Referência - é um traço, marca ou plano horizontal fixado na boca de medição, na vertical do nível zero;
• Boca de medição - é a existente no teto do tanque e pela qual se introduz a trena de medição; • Altura de referência - é a distância entre a referência e o nível zero;
• Espaço vazio - é a distância entre a referência e a superfície livre do produto existente no tanque;
• Corte - é a linha de demarcação deixada pelo produto na trena.
A determinação da altura do produto só deve ser feita após cessarem os movimentos ondulatórios do mesmo e estar decantada ou estabilizada a água porventura existente no fundo do tanque. As trenas utilizadas para medição devem ser verificadas, anualmente, pelo INMETRO. 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 diferenças entre a medição com trena e a medição com o sistema de medição automático devem ser menores que 6 mm.
Os sistemas de medição automática de nível podem ser do tipo radar, servo-operado, pressão-diferencial, ultra-sônico, capacitivo, rádio-freqüência, etc. sendo o primeiro o mais utilizado recentemente na área de produção de petróleo. A Figura 4.4 apresenta um exemplo do tipo por radar (notar que a medição é do método por espaço vazio).
Figura 4.4 – (A) Exemplo de Sistema Automático de Medição de Nível e (B) Relação entre Freqüência e Largura do Feixe
O sistema do tipo radar consiste basicamente de uma antena que emite pulsos de microondas diretamente na superfície do líquido. O sensor detecta o tempo que os pulsos levam para ser refletidos dessa superfície. A distância, ou o nível, é proporcional ao tempo de reflexão, dado por:
Lc
t
=
2
[4.1]onde L é a distância de interesse e c uma constante relacionada com a velocidade da luz.
Diversos modelos são fornecidos e, conforme pode ser observado na Figura 4.4, quanto maior a freqüência de operação, mais estreito o feixe projetado sobre a superfície do líquido, ficando assim mais insensível às ondulações do mesmo.
A Portaria INPM nº 15, de 02/05/67 estabelece o método de medição da temperatura do líquido que deve ser medida em pelo menos num ponto numa área não exposta à radiação solar e a pelo menos 1 metro do solo e distante de qualquer acidente de tubulação. Se mais de um ponto é medido, deve-se tomar a média das leituras. Um período de tempo suficiente deve ser dado de forma a permitir sua estabilização. A Tabela 4.1 apresenta uma recomendação para o número e profundidade das medições de temperatura:
Tabela 4.1 – Exemplo de Número e Profundidades das Medições de Temperatura em Tanques
MEDIÇÃO Altura do Produto no
Tanque Nº Mínimo no TOPO no MEIO na BASE
Mais de 5 m 3 1 m abaixo superfície do líquido No meio da massa líquida 1 m acima do fundo do tanque Entre 3 e 5 m 2 1 m abaixo superfície do líquido
NÃO MEDIR 1 m acima do fundo do tanque
Menos de 3 m 1 NÃO MEDIR No meio da massa
líquida NÃO MEDIR No caso de tanques marítimos em navios, a norma citada prevê a correção de trim (trim) ou inclinação longitudinal de forma a compensar as mudanças de nível devido ao plano longitudinal do navio não ser horizontal. Há os casos de “trim pela proa” e “trim pela popa”. Esta correção é obtida por tabelas ou mesmo calculada pela equação [4.2] da norma, conforme se segue:
[4.2]
Pela Figura 4.5 pode ser observado que Sc é a medida já com a correção de trim, S é o nível
indicado pelo instrumento, L é a distância entre o ponto onde o instrumento está instalado e o centro do tanque, e D é a altura do tanque.
A norma também prevê a correção de banda (list) (Figura 4.5) de forma a compensar as variações no nível de líquido devido ao plano vertical do navio não ser perpendicular à horizontal. O valor da inclinação pode ser medido pelo inclinômetro ou por outros meios.
Figura 4.6 – Correção de “List”
Os sistemas de medição de nível baseados em servo-mecanismos tiveram sua origem em 1930 sob o nome “Automatic Tank Gauges” e usam um flutuador pesado o suficiente para gerar uma força de empuxo. Inicialmente, eram puramente mecânicos e devido à fricção nos roldanas, etc. a confiabilidade era baixa. Erros típicos levam a ± 10 mm.
Há uma versão ainda hoje utilizada que é o sistema de medição de nível por régua externa ao tanque, com erros de ± 20 mm, de preferência incluindo os erros de leitura devidos à posição do observador (Figura 4.7).
A partir de 1950 houve um melhoramento substituindo-se o flutuador por um pequeno deslocador suspenso por um cabo flexível conectado a um servo-motor elétrico que o levanta e desce conforme um algoritmo de controle automático de peso (Figura 4.8).
Figura 4.7 – Medidor de nível do tipo régua externa
Figura 4.8 – Sistema de medição de nível baseado em servo-mecanismo
Os sistemas de medição de nível baseados em pressão diferencial (“hydrostatic tank gaging”) utilizam a medição da pressão hidrostática do líquido ao longo da altura do tanque por meio de um transmissor de pressão diferencial (∆p), assumindo-se que a massa específica (“densidade”) do
líquido
ρ
é constante, segundo a fórmula seguinte:ρ
p
h= ∆ [4.3]
Neste tipo de medição, a tubulação de impulso da parte de baixo do tanque é conectada à câmara de alta pressão do transmissor de pressão diferencial (Figura 4.9). A pressão atuante na câmara de alta é a soma da pressão exercida sob a superfície do líquido e a pressão exercida pela coluna de líquido no fundo do tanque. A câmara de baixa pressão do transmissor é conectada na tubulação de impulso da parte de cima do tanque onde mede somente a pressão exercida na superfície do líquido (que pode ser a atmosférica ou não).
Electric motor Coupling Tape housing Tape Sensor Sensor level detection
Figura 4.9 – Medição de nível por pressão diferencial
Supressão de Zero - Para maior facilidade de manutenção e acesso ao instrumento, muitas vezes o transmissor é instalado em um plano situado em nível inferior à tomada de alta pressão. Neste caso, uma coluna líquida se formará com a altura do líquido dentro da tomada de impulso e, se o problema não for contornado, o transmissor indicará um nível superior ao real.
Outro tipo de sistema de medição de nível encontrado em tanques de navios ou tanques com líquidos viscosos ou corrosivos é o tipo borbulhador. Neste sistema é necessário um suprimento de ar ou gás e uma pressão ligeiramente superior à máxima pressão hidrostática exercida pelo líquido. Este valor normalmente é ajustado para aproximadamente 20% a mais que a máxima pressão hidrostática exercida pelo líquido. O sistema borbulhador inclui uma válvula agulha e um indicador de pressão (Figura 4.10). Um tubo levará uma vazão ajustável de ar ou gás até o fundo do tanque no qual se quer medir o nível, tendo-se assim um borbulhamento bem sensível no líquido. Neste tubo instala-se então um indicador de pressão que indicará um valor equivalente à pressão devido ao peso da coluna líquida.
MEDIÇÃO DOS VOLUMES EM TANQUES
A norma API MPMS Chapter 12 Calculation of Petroleum Quantities, Section 1 Calculation of
Petroleum Quantities, Part 1 Upright Cylindrical Tanks and Marine Vessels trata da metodologia
para a determinação dos volumes de líquido em tanques de medição nas condições atmosféricas (aplicável somente a tanques cilíndricos verticais e tanques marítimos). Por esta norma, há também a possibilidade do cálculo da massa total no tanque.
Alguns termos são específicos nos sistemas de medição de petróleo em tanques: Tabela 4.2 – Termos utilizados na medição de petróleo em tanques
CSW Fator de correção para a água e sedimentos
CTL Fator de correção para a temperatura do líquido; compensa o efeito da temperatura no líquido; corrige um volume numa temperatura observada para uma temperatura de referência. É o mesmo que VCF
CTSh Fator de correção para a temperatura do costado do tanque; corrige o efeito da temperatura, tanto a ambiente com a do líquido, no costado do tanque
FRA Fator de ajuste do teto flutuante quando for o caso; o ajuste é feito para compensar o efeito do deslocamento do teto flutuante
FW Água livre – O volume de água não emulsionada que está num tanque
GOV Volume bruto observado (Gross observed volume) – O volume total de petróleo líquido, incluindo os sedimentos e água emulsionada, excluindo a água livre, na temperatura e pressão observadas
GSV Volume corrigido nas condições de referência (Gross standard volume) – O volume total de petróleo líquido incluindo a emulsão, excluindo a água livre FW, corrigido pelo fator da temperatura observada (Ctl) e densidade API, densidade relativa, ou massa específica à temperatura de referência. Se aplicável, corrigido também pelo fator de pressão (Cpl)
NSV Volume líquido nas condições de referência (Net standard volume) – O volume total de petróleo líquido, excluindo o S&W e a água livre FW, corrigido pelo fator da temperatura observada (Ctl) e densidade API, densidade relativa, ou massa específica à temperatura de referência. Se aplicável, corrigido também pelo fator de pressão (Cpl)
TCV Volume total calculado (Total calculated volume) – O volume total de petróleo líquido incluindo a emulsão, corrigido pelo fator da temperatura observada (Ctl) e densidade API, densidade relativa, ou massa específica à temperatura de referência. Se aplicável, corrigido também pelo fator de pressão (Cpl), bem como a água livre FW medida na temperatura e pressão observadas (GSV mais FW)
TOV Volume total observado (Total observed volume) – Medida do volume total de petróleo líquido incluindo sedimentos e água, água livre, sedimentos de fundo, na temperatura observada; o TOV é o volume tomado da tabela volumétrica antes de quaisquer correções, tais como as do teto flutuante e a da temperatura do costado do tanque
TSh Temperatura do costado do tanque
VCF Fator de correção de volume (Volume correction factor) – É o mesmo que o CTL
A norma recomenda o número de casa decimais dos resultados conforme se segue: Tabela 4.3 – Dígitos significativos nos resultados das medições
A seqüência de cálculo dos volumes é a seguinte:
O cálculo do volume bruto observado GOV é dado por:
[4.4] O CTSh pode ser calculado conforme se segue:
[4.5] onde:
a Coeficiente linear de expansão do material da chapa do tanque (ver Tabela 4.4) ∆T Temperatura da chapa do tanque TSh menos a temperatura de referência Tb
Tabela 4.4 – Coeficientes de expansão térmica dos materiais
O cálculo do volume bruto de referência GSV é dado por:
[4.6] O fator de correção de temperatura CTL é obtido por meio de tabelas (petroleum measurement
“Temperature and Pressure Volume Correction Factors for Generalized Crude Oils, Refined Products, and Lubricating Oils” de Maio 2004. Tais tabelas são baseadas na temperatura média observada e na densidade API a 60º F, ou na massa específica a 15º C, ou no coeficiente de expansão térmica. Se um volume de petróleo líquido é sujeito a uma mudança de temperatura, sua massa específica (density) irá diminuir em razão do aumento da temperatura ou aumentar em razão da diminuição da temperatura. Tal variação na massa específica é proporcional ao coeficiente de expansão térmica do líquido e à sua temperatura. O fator CTL é função da massa específica do líquido na condição de referência e da sua temperatura. Tal correção é necessária para ajustar o volume de líquido na temperatura observada para seu valor na temperatura de referência. As condições de referência mais comuns são 60ºF (América do Norte), 15ºC (Europa) e 20ºC (caso do Brasil). OBS: VER ANEXO DO CAPÍTULO 5 “FATORES DE CORREÇÃO DE VOLUME PARA PETRÓLEO E DERIVADOS”.
O cálculo do volume líquido nas condições de referência NSV é dado por:
[4.7] A Figura 4.11 mostra a seqüência prática para a obtenção dos volumes de líquido medidos em tanques.
Já com relação aos tanques marítimos, a norma API MPMS Chapter 17 – Marine Measurement,
Section 1 – Guidelines for Marine Cargo Inspection trata da uniformização das inspeções nos
sistemas de determinação das quantidades de produtos estocados em navios (tanto petróleo e derivados, como químicos) tanto de modo qualitativo como quantitativo.
Alguns termos são específicos nos sistemas de medição em tanques marítimos:
• Ballast – A água que é carregada quando o navio está vazio ou parcialmente cheio de forma a obter sua estabilização em termos de submersão;
• Cargo Quantity Option Certificate – Um certificado assinado pelas autoridades reconhecendo a quantidade de líquido a ser carregado no navio;
• Água livre (FW) – O volume de água não emulsionada que está num tanque;
• S&W – O material sólido formado por outras substâncias que não hidrocarbonetos mais a água em
suspensão no petróleo líquido;
• Volume observado bruto (Gross standard volume, GOV) – O volume total de petróleo líquido
incluindo a emulsão, excluindo a água livre FW, nas condições de temperatura e pressão observadas;
• Volume corrigido nas condições de referência (Gross standard volume, GSV) – Ver Tabela acima;
• Volume líquido nas condições de referência (Net standard volume, NSV) – Ver Tabela acima;
• Volume total calculado (Total calculated volume, TCV) – Ver Tabela acima;
• Quantidade a bordo (on-board quantity, OBQ) – O material presente nos tanques de carga do navio, nos espaços vazios e nos dutos antes do carregamento do produto. OBQ pode incluir qualquer combinação de água, petróleo, resíduos, emulsões e sedimentos;
• Remanescente a bordo (remaining on board, ROB) – O material remanescente nos tanques de carga do navio, nos espaços vazios e nos dutos após o descarregamento do produto. Tal quantidade ROB pode incluir qualquer combinação de água, petróleo, resíduos, emulsões e sedimentos;
• Fator de experiência do navio (Vessel experience factor, VEF) – Uma compilação do histórico das medições de TCV, ajustadas para OBQ ou ROB e comparadas com as medições em terra TCV;
• Innage gauge [dip (sounding)] – A distância medida da superfície do líquido até o datum place
(ponto de referência) ou o fundo do tanque;
• Ullage (Outage) – O volume em um espaço disponível em um tanque ou container não ocupado.
“Ullaging” é um método de medição do conteúdo de um tanque por meio da distância entre a superfície do líquido até o topo do tanque;
• Ponto de referência – O ponto do qual a altura de referência é determinada e do qual os ullage/innage são obtidos;
• Altura de referência – A distância do fundo do tanque ou datum place (ponto de referência) até o ponto de referência;
• Resíduo (slops) – Petróleo, oleo/água/sedimentos e emulsões contidas nos tanques de resíduos. A mistura é usualmente resultado de lavagem, etc.
A Figura 4.12 mostra um exemplo de arranjo de tanques marítimos. Tais tanques são configurados como tanques de medição, embora seu principal propósito seja a estocagem de líquidos (normalmente a arqueação dos mesmos é feita na fase de projeto e raramente são re-arqueados). Medidores de nível do tipo radar são muito comuns neste tipo de tanques (ver Figura 4.13).
Figura 4.12 – Típico arranjo de tanques em navios petroleiros
Figura 4.13 – Medidor do tipo radar instalado em Gauge Socket no topo do tanque
Os relatórios de medição de volumes em tanques marítimos (“Ullage Report”) seguem um curioso procedimento de preenchimento utilizando unidades de medidas variadas (ver Figura 4.14).
onde:
"vac" - Weight, kilograms - é o valor de massa do produto, em kilogramas, descontando o efeito do empuxo do ar sobre os volumes contidos nos tanques do navio.
"(air)" - Weight, kilograms - é o valor de massa do produto, em quilogramas, sem descontar o efeito do empuxo do ar sobre os volumes contidos nos tanques do navio.
"Long Tons" - é a unidade de massa denominada de "Tonelada Britânica" conforme o API MPMS, Chapter 15 – Guidelines for the use of the International System of Units (SI) in the
petroleum and allied industries, 1 Long Ton = 1.016,047 kg.
"V.E.F." (Vessel Experience Factor) - é o fator de experiência do navio (FEN) utilizado para correção dos valores medidos, em volume, nos tanques dos navios. A necessidade e a metodologia de cálculo do V.E.F está definida no API MPMS, Chapter 17 - section 9 - Vessel Experience
Factor (VCF)
"VCF Factor ANP" - Volume Correction Factor da ANP - É o valor do fator de correção do volume para a temperatura de referência de 20 °C, conforme a Resolução CNP nº6/1970 ou documento mais atual que o substitua.
ARQUEAÇÃO DE TANQUES DE MEDIÇÃO A arqueação se aplica aos seguintes tipos de tanques: • Cilíndricos verticais de teto fixo;
• Cilíndricos verticais de teto fixo com selo flutuante interno; • Cilíndricos verticais de teto flutuante;
• Cilíndricos horizontais; • Esféricos.
As seguintes normas tratam do assunto:
• 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
• 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. a) ISO 4269:2001:
Este método pode ser utilizado para calibração da capacidade total ou parcial de um tanque. Um alto grau de exatidão pode ser obtido, contanto que cuidados sejam tomados em todos os estágios da operação. Este método é particularmente útil em tanques que possuem formas irregulares para calibração da parte mais baixa de qualquer tanque de armazenagem.
O método oferece um grau de exatidão que pode exceder outros métodos quando utilizado na calibração de pequenos tanques, especialmente pequenos tanques cilíndricos horizontais.
O líquido de calibração pode ser tanto água ou um derivado de petróleo apropriado que possui baixa volatilidade e viscosidade. Água é recomendada onde uma ampla variação de temperatura é esperada durante a calibração, pois a água possui um baixo coeficiente de expansão volumétrico. No entanto, o uso de água pode introduzir riscos e dificuldades dependendo da função do tanque. Esta norma especifica um método para calibração de tanques por meio da adição de grandes quantidades de líquido. O líquido é utilizado como um meio de transferência de volume, medido com precisão mediante de um medidor (tipo deslocamento positivo ou turbina).
b) ISO 7507-1:1993(E):
Este método “strapping method” para a calibração de tanques verticais cilíndricos tem sido utilizado por muitos anos e é um reconhecido método para determinação da capacidade de tanques de armazenamento através das medições da circunferência de um tanque em várias alturas.
Nesta norma não são apresentados as exatidões e incertezas máximas das tabelas de arqueação geradas por este método.
c) ISO 7507-2 a 7507-5:
Estes métodos são de princípios óticos para determinação das dimensões do tanque e são alternativos ao“strapping method” norma 7507-1 e ISO 4269.
Nestas normas não são apresentados as exatidões e incertezas máximas das tabelas de arqueação geradas por este método.
d) Incertezas das tabelas volumétricas
As tabelas volumétricas de tanques possuem incertezas para cada tipo de tanque. Essas incertezas são devidas à imperfeição de construção do tanque, imprecisão da arqueação, assimetria geométrica, ondulações nas chapas, diferença de espessura de chapas e erros provenientes das trenas utilizadas na arqueação. As incertezas das tabelas volumétricas para os diferentes tipos de tanques são as seguintes:
• Tanque cilíndrico vertical: ± 0,2% • Tanque cilíndrico horizontal: ± 0,5% • Tanque esférico: ± 0,5%
O prazo de validade das tabelas volumétricas de qualquer tipo de tanque é de 10 anos, mantidas as características geométricas.
ANÁLISE DE COMPATIBILIDADE ENTRE NORMAS E INCERTEZAS Com relação ao campo de aplicação pode-se citar:
• A Norma ISO 4269 menciona que o método pode ser aplicado a qualquer tipo de tanque. • As Normas ISO 7507-1 a 7507-6 são aplicáveis a tanques cilíndricos verticais, tanto de teto fixo e teto flutuante.
Com relação ao prazo de verificação/calibração do tanque, pode-se citar:
• O regulamento ANP/INMETRO menciona que os tranques de medição fiscal de petróleo devem ser inspecionados pelo o concessionário da instalação, externamente e internamente, uma vez a cada 3 anos. Os tanques utilizados para medição fiscal devem ser arqueados a cada 10 anos ou imediatamente após a ocorrência de modificações capazes de afetar a calibração.
• A Norma ISO 7507-6, menciona que os tanques deverão ser inspecionados a cada 5 anos. Se as mudanças nas dimensões medidas excederem a tolerância mínima exigida na cláusula 5 da ISO 7507-6, o tanque deverá ser recalibrado. A recalibração deverá ser realizada a cada 15 anos, mesmo que as verificações realizadas a cada 5 anos não mostrarem nenhuma mudança dentro dos limites da clausula 5 da ISO 7507-6. Esta norma também aplica-se a Norma ISO 4269.
Com relação às incertezas da tabela volumétrica
• O regulamento ANP/INMETRO não menciona a incerteza que a tabela volumétrica deverá ter.
• As normas ISO, também não mencionam as incertezas que as tabelas volumétricas deverão ter.
OBS: Apesar de não apresentado no Regulamento ANP/INMETRO, o Manual de Procedimentos para Inspeção dos Sistemas de Medição de Petróleo e Gás Natural da ANP menciona que tanques
para medição fiscal deverão ter um certificado de arqueação válido, isto é, correspondente a uma arqueação feita pelo INMETRO ou outro órgão competente. Portanto, deverá ser checado que tipo método que o INMETRO utiliza para gerar as tabelas volumétricas e se está relacionado a alguma norma internacional. Desta maneira, o concessionário está limitado ao método utilizado pelo INMETRO e suas respectivas incertezas.
