Resumo. Abstract. 1. Introdução

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_{D.Sc., Consultor Técnico – PETROBRAS TRANSPORTE S.A.}

COMPATIBILIDADE METROLÓGICA ENTRE MEDIÇÃO

DINÂMICA E ESTÁTICA DE PETRÓLEO, SEUS DERIVADOS

LÍQUIDOS E ÁLCOOL

Elcio Cruz de Oliveira

,

Este Trabalho Técnico foi preparado para apresentação na Rio Pipeline Conference & Exposition 2005, realizada no período de 17 a 19 de outubro de 2005, no Rio de Janeiro. Este Trabalho Técnico foi selecionado para apresentação pelo Comitê Técnico do evento, seguindo as informações contidas na sinopse submetida pelo(s) autor(es). O conteúdo do Trabalho Técnico, como apresentado, não foi revisado pelo IBP. Os organizadores não irão traduzir ou corrigir os textos recebidos. O material conforme, apresentado, não necessariamente reflete as opiniões do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás, seus Associados e Representantes. É de conhecimento e aprovação do(s) autor(es) que este Trabalho Técnico seja publicado nos Anais da Rio Pipeline Conference & Exposition 2005.

Resumo

A medição para transferência de custódia é o caixa registrador de toda e qualquer empresa cuja atividade fim é transportar ativos. No caso da indústria de petróleo e seus derivados líquidos, esta medição é prioritariamente dinâmica, por estações de medição (EMED) do fornecedor e em segunda instância, por falta desta anterior, em meio estático, como normalmente praticada pelas companhias distribuidoras, através de diferença de volumes, medidos em tanques de armazenamento. O objetivo deste trabalho é comparar metrologicamente estes dois tipos de medição e avaliar, através de suas incertezas de medição, a compatibilidade entre elas. Considerando-se, que os valores máximos de incerteza de medição alcançados são de 0,3%, para medições em linha; podemos aceitar uma diferença entre medição dinâmica e estática de até 0,65% quando o volume transferido utiliza 100% da capacidade do reservatório cilíndrico vertical, podendo chegar até 16,07% quando se utilizamos somente 5% de sua capacidade nominal.

Abstract

The measurement for custody transference is the cash register of all and any company whose activity end is to carry commodities. In the case of the oil industry and its liquid derivatives, this measurement is preferentially dynamic, for stations of measurement of the supplier and in second tier, for lack of this previous one, in static way, as normally practiced for the delivery companies, through difference of volumes, measured in tanks of storage. The objective of this work is to compare metrologically these two types of measurement and to evaluate, through its uncertainties of measurement, the compatibility between them. Considering itself, that the maximum values of reached uncertainty of measurement are of 0,3%, for measurements in line; we can accept a difference between dynamic measurement and static of up to 0,65% when the transferred volume uses 100% of the capacity of the vertical cylindrical reservoir, being able to arrive up to 16,07% when if we use only 5% of its nominal capacity.

1. Introdução

Custódia, no contexto de oleodutos, é a posse e a responsabilidade de um produto. A custódia dos derivados de petróleo pode mudar várias vezes entre o local de produção e o local onde ele será consumido. A medição correta do produto no ponto de transferência e é essencial para o processo de transferência da custódia.

A transferência de custódia ocorre quando a posse de um produto do oleoduto é transferida para outra pessoa. A medição correta do volume é essencial para assegurar que tanto o comprador quanto o vendedor do produto estejam satisfeitos. As medições do volume padrão líquido são a base para as transações entre as partes. O custo potencial de medições imprecisas é alto. Faz sentido, economicamente falando, assegurar que os erros de medição sejam os menores possíveis. As medições corretas do volume devem ser feitas no oleoduto ou nos terminais de armazenamento para assegurar a medida exata do volume que está sendo transferido. As medições de volume devem ser absolutas, para que esta transferência de responsabilidade possa ocorrer. As medições precisas da qualidade do produto devem ser feitas durante o processo de transferência de custódia.

Os medidores tipo turbina, Figura 1, apresentam um equilíbrio fino e são mais apropriadas para medir líquidos mais leves – gasolina, gás liquefeito de petróleo, condensado e diesel leve – que passam a uma vazão constante.

Figura 1. Medidor tipo turbina

Os medidores tipo turbina são confiáveis, de fácil instalação e manutenção. Porém, a qualidade da medição da turbina é afetada pela velocidade do seu rotor, por quaisquer variações na área de medição do fluxo e por flashing. A velocidade à qual o rotor gira é afetada pela fricção do fluido. A altas vazões, o efeito é insignificante, mas à medida que a vazão cai, a resistência da fricção se torna cada vez mais perceptível. A velocidade do rotor também é afetada pela configuração das pás do rotor, que podem ser desalinhadas por impurezas. A geometria das bordas das pás pode ser modificada pela erosão, corrosão ou depósitos. Estas condições afetarão a relação entre o giro do rotor e a velocidade do fluxo do líquido. O resultado será uma medição incorreta.

As medições do medidor tipo turbina estão baseadas na premissa de que a área pela qual o líquido passa é constante. Com o tempo, os depósitos acumulados no interior do oleoduto e as impurezas podem reduzir a área de passagem e a confiabilidade das medições. Flashing é a formação de bolhas de vapor que afetam a velocidade do rotor nos medidores de turbina. As bolhas preenchem o espaço na área de fluxo que seria ocupado por líquido. Como resultado disso a velocidade do rotor aumenta, criando um erro de medição significativo.

Como todos os medidores perdem exatidão com o tempo, eles devem ser calibrados. Os calibradores, Figura 2, põem a prova ou testam os medidores regularmente para determinar o fator do medidor. O fator do medidor é usado para ajustar as leituras do medidor mostrando o volume real que está sendo calibradores pelo medidor. Uma vez que o medidor está pronto para ser testado, um provador é conectado ao mesmo. Um provador do medidor é um pedaço de tubo com dois detectores montados dentro dele a uma distância fixa entre si. O volume do espaço entre os detectores é conhecido e serve como padrão. Antes que o medidor seja testado, o líquido passa através do medidor e do provador até que as pressões e as temperaturas dos mesmos sejam equalizadas. Isto garante leituras confiáveis. Quando tudo está pronto, o calibrador ajusta o contador eletrônico para zero e começa a operação. O número total de contagens do medidor é registrado em cada operação. Em um provador bidirecional o total equivale à soma das contagens registradas à medida que o líquido passa pelo provador em cada direção. Além disso, o calibrador registra a vazão média e a massa específica média do líquido, e depois corrige tanto o volume do provador quanto o do medidor para a temperatura e a pressão normais.

primeiro detector e aciona o contador do medidor. À medida que o líquido é empurrado através do provador, o contador rastreia o fluxo até que a esfera chegue ao interruptor do segundo detector e pare o contador. O calibrador

compara a leitura do medidor com o volume conhecido do provador para obter o fator do medidor. Em um provador bidirecional, o líquido passa através do provador em uma direção e depois é dirigido para passar de volta na direção oposta. Todo o percurso equivale a um ciclo de prova. A vantagem da calibração bidirecional é a exatidão aperfeiçoada.

As empresas transportadoras de derivados de petróleo armazenam os produtos líquidos em nome de seus clientes. Estes líquidos são freqüentemente armazenados em parques de tanques antes de serem embarcados para os seus destinos finais. Isto permite às transportadoras de derivados de petróleo serem flexíveis na programação de embarque dos mesmos. Da mesma forma, os tanques são usados para guardar o líquido para testagem ou para armazenamento quando as linhas estão sofrendo reparos.

Para determinar a quantidade de líquido que há num tanque, os operadores medem a altura de líquido e fazem a leitura do volume correspondente nas tabelas do tanque. As informações sobre a temperatura e a qualidade do produto também são colhidas para permitir a correção dos volumes para o volume padrão líquido.

O processo usado para determinar a quantidade de derivado de petróleo contido dentro de um tanque de armazenamento é denominado medição de nível, Figura 3. Os operadores determinam a altura de líquido dentro do tanque, seja automática ou manualmente. Eles depois consultam as tabelas do tanque e encontram o volume de líquido que corresponde à altura medida do líquido.

Da mesma forma que em todas as medições que envolvem a transferência de custódia, a qualidade na medição dos níveis de líquido dentro do tanque é muito importante e deve ser constantemente melhorada.

Figura 3. Medição de nível

2. Motivação

Um terminal de carregamento de tanques típico pode carregar até o equivalente a US$100 milhões em produtos por ano. Um erro de apenas 0,25% significa uma possibilidade de perda anual para a empresa do oleoduto de US$250.000.

O limite máximo aceitável que normalmente existe entre cliente e fornecedor, nas transferências de custódia de petróleo, seus derivados líquidos e álcool é muitas vezes ultrapassado, gerando desgastes para ambas as partes. Isto se agrava, quando os sistemas de medição entre cliente e fornecedor são distintos.

3. Objetivo

O objetivo deste trabalho é estabelecer metrologicamente a diferença máxima aceitável entre a medição dinâmica feita por turbina em uma estação de medição com provador e a medição estática, em tanques cilíndricos verticais, através de suas incertezas de medição.

4. Metodologia

A metodologia utilizada neste trabalho é de avaliar a incerteza de medição para ambos os sistemas de medição e compará-las através do teste de hipóteses.

4.1. Incerteza de medição

Parâmetro, associado ao resultado de uma medição, que caracteriza a dispersão dos valores que podem ser razoavelmente atribuídos a um mensurando.

As etapas para a avaliação de incertezas são:

Discussão do método de medição, visando a definição dos estágios por meio dos quais a medição é realizada; Verificação das expressões matemáticas que representam o fenômeno e como são utilizadas nos cálculos; Verificação de todos as fontes de incerteza;

Quantificação das fontes de incerteza;

Estabelecimento e cálculo dos tipos de incerteza envolvidas em cada fator (incerteza padrão);

Combinação das incertezas padronizadas (incerteza padrão combinada) e os respectivos coeficientes de sensibilidade;

Cálculo dos graus de liberdade efetivos e do fator de abrangência;

Declaração da incerteza expandida, para um determinado nível de confiança.

4.2. Teste de Hipóteses

Dois sistemas de medição são considerados sem diferença significativa, se o valor absoluto da diferença entre as medições for menor ou igual à raiz quadrada do somatório dos quadrados das incertezas, conforme Equação 1.

2 2 2 1 2 1 R U U R − ≤ + (1) Onde R1 ± U1 é o resultado do sistema de medição 1 e R2 ± U2 é o resultado do sistema de medição 2.

5. Resultados e Discussão

5.1. Avaliação da incerteza na medição de volume em tanque

5.1.1.Volume do líquido no reservatório no início da medição: Densidade da amostra;

Temperatura do líquido no reservatório;

Volume ocupado no início da medição (Certificado de Arqueação do INMETRO). 5.1.2. Volume do líquido no reservatório no final da medição:

Densidade da amostra;

Temperatura do líquido no reservatório;

Volume ocupado no final da medição (Certificado de Arqueação do INMETRO). 5.1.3. Cálculo da incerteza

Considerando os seguintes valores, que são os mais otimistas para o cálculo de incerteza: Densidade: ± 0,0020 g/cm3;

Temperatura do líquido no reservatório: ± 5 ºC; Certificado de Arqueação do INMETRO: ± 0,2%.

Chegamos ao resultado de 0,58%, de volume deslocado, para 95% de confiança.

A seguir, apresentamos uma simulação, onde variamos o % de volume deslocado no tanque – Tabela 1:

Tabela 1. Simulação de volume deslocado

% de volume deslocado no tanque Incerteza de medição, % 100,00 0,58 88,79 0,65 77,61 0,76 55,21 1,15 32,82 2,12 21,62 3,40 16,03 4,72

A Figura 4 nos auxilia na melhor visualização do crescimento quase exponencial da incerteza de medição com a diminuição do % de volume deslocado no tanque.

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 0 20 40 60 80 100

% de volume deslocado no tanque

In ce rt ez a de m ed iç ão , %

Figura 4. Crescimento da incerteza em função do volume deslocado

5.2. Avaliação da incerteza na medição do volume totalizado utilizando medidor tipo turbina com EMED

Considerando os seguintes valores, que são os maiores permitidos por norma e ou lei: Incerteza da calibração do provador: ± 0,02 %;

Incerteza da calibração da turbina: ± 0,20 %;

Chegamos ao resultado de ± 0,30 % de incerteza do volume totalizado, para 95% de confiança.

5.3. Teste de hipóteses

Aplicando os valores obtidos em 5.1. e 5.2. na Equação 1, chegamos aos seguintes valores de erro máximo aceitável entre os dois sistemas de medição, que podemos observar na Tabela 2:

2 2 2 1 2 1 R U U R − ≤ + 2 2 2 1 R 03 058 R − ≤ , + , % ,65 0 R R1− 2 ≤

Tabela 2. Erro máximo admissível entre medição estática e dinâmica

Incerteza

EMED, % Tanque, % Incerteza admissível, % Erro máximo

0,3 0,58 0,65 0,3 0,65 0,72 0,3 0,76 0,82 0,3 1,15 1,19 0,3 2,12 2,14 0,3 3,40 3,41 0,3 4,72 4,73 0,3 7,47 7,48 0,3 16,07 16,07 0,3 16,65 16,65

6. Conclusão

A fim de melhorar a incerteza de medição com tanques, recomenda-se que se tenha uma melhor homogeneização do líquido no seu interior, que se utilize quase que a totalidade do seu volume durante a transferência, bem como se estabeleça, junto ao INMETRO, critérios mais rígidos na arqueação do mesmo.

Recomenda-se que o erro máximo admissível entre dois sistemas de medição seja baseado no teste de hipóteses como apresentado neste trabalho.

Recomenda-se em caso de disputa, que a referência seja aquela que apresenta o maior conhecimento do processo de medição ou seja, a menor incerteza – turbina com EMED.

7. Referências

API – MPMS - Chapter 12.1, Calculation of Static Petroleum Quantities, Part 1, Upright Cylindrical Tanks and Marine Vessels.

API - MPMS – Chapter 12.2 – Calculation of petroleum quantities, Section Calculation of liquid petroleum quantities measurement by turbine or displacement meters.

European Accreditation, 1996: EA Inter-laboratory Comparison (previously EAL-P7), document EA-2/03, rev. 01, March 1996.

MILLER, J. N. & MILLER J. C., Statistics and Chemometrics for Analytical Chemistry, 2000.

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 7507-1 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calibration of Vertical Cylindrical Tanks -- Part 1: Strapping Method.

Guia Para a Expressão da Incerteza de Medição – Terceira edição brasileira em língua portuguesa – Rio de Janeiro: ABNT, INMETRO, SBM, 2003. SERIFA Editoração e Informática S/C Ltda.

OIML R71 – Fixed Storage Tanks. General Requirements.

OIML R85 – Automatic Level Gauges for Measuring the Level of Liquid in Fixed Storage Tanks. OIML R119 - Pipe prover for testing measuring systems for liquids other than water.