UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO SEMI-ÁRIDO PRÓ-REITORIA DE GRADUAÇÃO
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA E TECNOLOGIA CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
HÉLIO DAMÁSIO DE LIMA FILHO
REQUISITOS METROLÓGICOS LEGAIS PARA MEDIÇÃO FISCAL APLICADOS A UNIDADES FLUTUANTES DE PRODUÇÃO,
ARMAZENAMENTO E TRANSFERÊNCIA DE PETRÓLEO.
MOSSORÓ-RN 2019
HÉLIO DAMÁSIO DE LIMA FILHO
REQUISITOS METROLÓGICOS LEGAIS PARA MEDIÇÃO FISCAL APLICADOS A UNIDADES FLUTUANTES DE PRODUÇÃO,
ARMAZENAMENTO E TRANSFERÊNCIA DE PETRÓLEO.
Trabalho de conclusão de curso apresentado à Universidade Federal Rural do Semi-árido, como requisito para obtenção do título Bacharel em Engenharia de Petróleo.
Orientador: Jardel Dantas da Cunha, Prof. Dr.
MOSSORÓ-RN 2019
HÉLIO DAMÁSIO DE LIMA FILHO
REQUISITOS METROLÓGICOS LEGAIS PARA MEDIÇÃO FISCAL APLICADOS A UNIDADES FLUTUANTES DE PRODUÇÃO,
ARMAZENAMENTO E TRANSFERÊNCIA DE PETRÓLEO.
Monografia apresentada à Universidade Federal Rural do Semiárido como requisito para obtenção do título de Bacharel em Engenharia de Petróleo.
Defendida em: 09/08/2019.
BANCA EXAMINADORA
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AGRADECIMENTOS
À minha esposa, Glacilene Pires de Sousa Damásio, por toda paciência, dedicação e apoio durante esta jornada da minha vida, pelo incentivo diário sem o qual não teria a oportunidade de redigir estas palavras, o companheirismo, os conselhos mais incríveis que sempre pode ofertar e todo amor que fielmente me apresenta até hoje.
Aos meus pais, Hélio Damásio de Lima e Francineide Pereira da Silva Lima, por serem simplesmente os melhores e mais compreensíveis pais que poderiam me guiar nesta etapa e nesta vida, pelo apoio, compreensão, paciência e preocupação, investindo tudo que podiam para a chegada deste e outros momentos incríveis que se seguirão.
A todos os meus familiares, que torceram e me apoiaram incondicionalmente durante a minha formação.
A todos os professores da UFERSA que participaram e contribuíram para a minha formação acadêmica durante toda a graduação e dedicam as suas vidas a compartilhar o conhecimento.
“Viver em um mundo sem tomar consciência do significado deste é como vagar por uma imensa biblioteca sem tocar em livro algum. ”
Dan Brown
RESUMO
A produção de petróleo e gás natural no Brasil é de grande importância, já que ele é por lei um commodity nacional. O volume produzido deste bem influencia diretamente a receita da união, estados e municípios, graças a uma série de leis nacionais que promovem a divisão dos recursos oriundos da sua exploração. O método de partilha mais comum é a do recolhimento de royalties, que são pagos em montante diretamente proporcional a vazão produzida pelo produtor do campo. Diante dos grandes volumes de produção atual, especialmente em alto mar nas plataformas de exploração do tipo FPSO, é necessário a existência de um controle metrológico rígido. A Agência Regulamentadora de Petróleo e Gás Natural do Brasil (ANP) é quem tem a função de garantir a correta medição deste produto, a medição realizada com esta finalidade é denominada de medição fiscal. Para padronizar e regulamentar as medições volumétricas de óleo a ANP publicou um documento que rege os requisitos metrológicos dos sistemas de medição, esse documento é denominado de Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural (RTM). A seleção dos equipamentos que irão compor o sistema de medição, a forma como este deve ser projetado e inserido na planta de processo e os mecanismos de apoio preconizado pelo RTM devem atender aos requisitos metrológicos legais e uma série de normas nacionais e internacionais. Um estudo detalhado de documentos metrológicos normativos e legais que regem a medição fiscal no Brasil será realizado a fim de agrupar as exigências de projeto e seleção dos equipamentos de um sistema de medição de volume de óleo. O objetivo deste trabalho é a partir desses requisitos definir normas, de abrangência nacional e internacional, que podem ser aplicadas para atendê-los. O conhecimento a respeito dessas normas e como selecionar os medidores e acessórios do sistema é de grande importância. O sistema quando finalizado está projetado para atender a uma série de condições pré-estabelecidas, não cabendo a sua utilização, ao menos sem a realização de uma análise profunda, em outros pontos de medição fiscal.
Palavras chave: Petróleo, Medição Fiscal, Requisitos Metrológicos, FPSO.
ABSTRACT
The production of oil and natural gas in Brazil is of great importance, since it is by law a national commodity. The volume produced of this good directly influences the revenue of the union, states and municipalities, thanks to a series of national laws that promote the division of the resources derived from its exploitation. The most common sharing method is the collection of royalties, which are paid in an amount directly proportional to the flow produced by the field producer. Given the large volumes of current production, especially offshore on FPSO-type exploration platforms, strict metrological control is required. The Brazilian Petroleum and Natural Gas Regulatory Agency (ANP) is responsible for ensuring the correct measurement of this product, the measurement performed for this purpose is called tax measurement. To standardize and regulate volumetric oil measurements, the ANP has published a document governing the metrological requirements of metering systems. This document is called the Technical Regulation for Oil and Natural Gas Measurement (RTM). The selection of equipment that will make up the measurement system, how it should be designed and inserted into the process plant and the support mechanisms advocated by the RTM must meet legal metrological requirements and a number of national and international standards. A detailed study of regulatory and legal metrological documents governing tax measurement in Brazil will be undertaken in order to group the design and equipment selection requirements of an oil volume measurement system. The objective of this work is from these requirements to define national and international standards that can be applied to meet them. Knowledge about these standards and how to select system meters and accessories is of great importance. The system when finalized is designed to meet a number of pre-established conditions and is not fit for use, at least without a thorough analysis, at other fiscal measurement points.
Keywords: Oil, assessment measurement, metrological requirements, FPSO.
LISTA DE FIGURAS
Figura 01 – Elemento com e sem incerteza expressa ... 19
Figura 02 – Zero absoluto, pressão atmosférica e suas pressões referenciais ... 22
Figura 03 – Elemento sensor protegido por Bulbo. ... 24
Figura 04 – Poço termométrico com rosca ... 25
Figura 05 – Curva de Resistência contra Temperatura para RTD’s ... 26
Figura 06 – Aplicação de um computador de vazão em medição de gás natural ... 28
LISTA DE GRÁFICOS
Gráfico 01 – Seleção do Medidor de Vazão por Vazão ... 45
LISTA DE TABELAS
Tabela 01 – Classe de exatidão e erros máximos admissíveis ... 20
Tabela 02 – Capacidade de processamento das unidades de produção ... 37
Tabela 03 – Características estimadas do óleo produzido ... 37
Tabela 04 – Classe de exatidão do sistema de medição ... 42
Tabela 05 – Modelos de medidores de vazão aprovados pelo INMETRO ... 43
Tabela 06 – Características da Familia TZN da Faure Herman, Inc PAM004024 ... 46
Tabela 07 – Familia TZN, fabricada pela Faure Herman, Inc. ... 47
Tabela 08 – Requisitos normativos para laboratório de análises fisico químicas. ... 52
Tabela 09 – Limites de utilização do sistema de medição ... 54
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas
ANP Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis API American Petroleum Institute – Instituto de Petróleo
Americano
ASTM American Society for Testing and Materials – Sociedade Americana de Testes e Materiais
BSW Basci Sediment and Water – Sedimentos Básicos e Água FPSO Floating Production, Storage and Offloading – Unidade
Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência.
INMETRO Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia ISO Internacional Standard Organization – Organização
Internacional de Padronização
ISO-GUM Guide to the expression of uncertainty in measurement – Padronizado pela ISO
NBR Norma Brasileira
NR Norma Regulamentadora
OIM Offshore Instalation Manager - Gerente da Plataforma OIML Organização Internacional de Metrologia Legal
PAM Portaria de Aprovação de Modelo PETROBRAS Petróleo Brasileiro s.a.
RTM Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural RTD Resistence Temperature Detectors – Sensores de Temperatura
a Resistência
VIM Vocabulário Internacional de Metrologia
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ... 15
2 REVISÃO DA LITERATURA ... 16
2.1 Petroleo ... 16
2.1.1 Unidades de produção ... 16
2.1.1.1 Plataformas fpso ... 16
2.2 Metrologia ... 17
2.2.1 Erro de medição ... 17
2.2.1.1 Erros sistemáticos ... 17
2.2.1.2 Erros aleatórios e incerteza de medição ... 18
2.2.1.3 Classe de exatidão ... 19
2.3 Medição de vazão ... 20
2.3.1 Turbina ... 21
2.4 Medição de pressão ... 21
2.4.1 Medidores de pressão ... 22
2.4.1.1 Sensores mecânicos ... 22
2.4.1.2 Sensores elétricos ... 23
2.5 Medição de temperatura ... 23
2.5.1 Medidores tradicionais ... 25
2.5.2 Termômetros de resistência ... 25
2.5.3 Termopares ... 26
2.6 Analisadores e amostradores ... 27
2.7 Computador de vazão ... 27
2.7.1 Programáveis ... 28
2.7.1 Dedicados ... 28
2.8 A medição fiscal no Brasil ... 29
2.8.1 Leis brasileiras de petróleo e gás ... 30
2.8.1.1 Decreto nº 2.705, de 3 de agosto de 1998. ... 30
2.8.1.2 Lei nº 9.847, de 26 de outubro de 1999. ... 30
2.8.1.3 Lei nº 9.933, de 20 de dezembro de 1999. ... 32
2.9 O regulamento tecnico de medição de petroleo e gás ... 33
2.9.1 Fatores de correção ... 35
2.9.2 Erros admissíveis e incerteza ... 35
3 METODOLOGIA ... 36
4 RESULTADOS ... 38
4.1 Requisitos de projeto ... 38
4.1.1 Compatibilidade ... 38
4.1.2 Sentido de fluxo ... 38
4.1.3 Proteção contra sobre pressão ... 39
4.1.4 Impurezas ... 39
4.1.5 Estanqueidade ... 40
4.1.6 Localização na planta ... 40
4.1.7 Passagem de gases ou vapores ... 41
4.1.8 Bsw máximo ... 41
4.2 Instrumentos do sistema de medição ... 41
4.2.1 Seleção do medidor de vazão ... 42
4.2.1.1 Características particulares do medidor de vazão selecionado ... 46
4.2.2 Sistema de calibração ... 48
4.2.3 Sistema de amostragem ... 49
4.2.4 Medidor de temperatura ... 50
4.2.5 Medidor de pressão ... 50
4.2.6 Computador de vazão ... 51
4.3 Recursos de apoio ... 51
5 CONCLUSÃO ... 54
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ... 55
15 1. INTRODUÇÃO
Graças às características geológicas (THOMAS, 2004) o petróleo pode surgir nos mais variados locais, podendo ser descoberto e explorado em centros urbanos, florestas, rios e em alto mar. No alto mar um dos modelos mais comuns para produção de petróleo no mundo é a utilização de navios para produção, armazenamento e transferência, comumente denominados de FPSO, Floating Production Storage and Offloading. A construção de uma unidade desse porte requer atendimento a uma quantidade muito abrangente de normas ambientais, sanitárias, de segurança operacional, inspeção, salvatagem marítimas e inúmeros requisitos metrológicos.
Dentre as normas aplicadas a construção e operação de um FPSO o governo federal brasileiro está especialmente interessado em averiguar e garantir que a medição volumétrica da produção de hidrocarbonetos esteja dentro de padrões específicos a fim de garantir a correta arrecadação de impostos sobre os valores produzidos, assim ele regulamenta uma série de normas e padrões nacionais e internacionais que devem ser implementados, certificados e aprovados na operação de uma unidade.
O atendimento aos requisitos legais metrológicos é de grande importância para que a arrecadação fiscal esteja correta, cada sistema depende exclusivamente das características de produção do campo. Tais características são propriedades físico-químicas intrínsecas ao tipo de óleo e gás, vazão de produção e capacidade de armazenamento e transferência da unidade.
Então um sistema projetado para atender um determinado campo não deve ser utilizado, ao menos integralmente, para atender um outro campo, devido as características únicas de cada sistema de medição. As definições de projeto se tornam deveras importantes, já que um erro em alguma especificação pode inviabilizar a aprovação de todo sistema.
Um estudo detalhado de documentos metrológicos normativos e legais que regem a medição fiscal no Brasil será realizado a fim de agrupar as exigências de projeto e seleção dos equipamentos de um sistema de medição de volume de óleo. A partir desses requisitos serão então definidas normas, de abrangência nacional e internacional, que podem ser aplicadas para atendê-los.
16 2. REVISÃO DA LITERATURA
2.1. Petróleo
Atualmente, há duas teorias que formulam a formação do petróleo (THOMAS, 2013):
a inorgânica, que presume a existência de um mecanismo de formação desconhecido subterrâneo onde de alguma forma o petróleo é formado e a teoria orgânica, que define mais explicitamente que o petróleo surge através da degradação de substâncias orgânicas submetidas a altas pressões e temperaturas, sendo que a depender de cada uma dessas características, ainda na formação, o petróleo pode apresentar variações em suas propriedades químicas, físicas e até em sua composição.
2.1.1. Unidades de Produção
Existem os mais variados tipos de unidades de produção de petróleo e gás no Brasil, cada uma utilizada para atender uma determinada necessidade, tal como proximidade da costa, profundidade de lâmina de água e capacidade de armazenamento e escoamento.
2.1.1.1. Plataformas FPSO
O FPSO, Floating Production, Storage and Offloading, são plataformas flutuantes que podem operar poços em profundidade superior a 2000 metros de lâmina d’água. Esta plataforma geralmente é convertida de um navio de grande porte, utilizada somente para produção e projetada para armazenar grandes quantidades de óleo em seu casco. É ideal para utilização em grandes distâncias da costa já que devido a sua grande capacidade de armazenamento, que pode chegar a mais de um milhão de barris de petróleo, pode ser instalada em locais onde a construção de um oleoduto seja inviável. (PETROBRAS, 2019).
O óleo produzido é tratado, separado e mensurado no FPSO. Após a separação da água e do gás, o óleo é armazenado no casco do navio aguardando o período de Offloading, descarregamento (OSCAR, 2013). Segundo a PETROBRAS, 2019, o FPSO nomeado cidade de campo dos Goytacazes tem capacidade de armazenar até 1,6 milhões de barris (254380 m³) de petróleo. Essa grande capacidade de armazenamento de óleo, dada a não existência de óleo
17 dutos na região, aliada a campos com produção significativa transformam os navios do tipo FPSO nas maiores unidades de produção do país.
2.2. Metrologia
Medir é um processo experimental no qual um objeto é submetido a um sistema que retornará o valor de uma grandeza física através de um múltiplo ou uma fração de uma unidade reconhecida. Para que as transações comerciais possam ser realizadas é necessário que a unidade do bem comercializado seja de conhecimento comum e que o sistema que realiza a medição desta unidade esteja em pleno funcionamento e seja capaz de reproduzir esse valor em outras condições (ALBERTAZZI, 2008).
2.2.1. Erro de Medição
A indicação apresentada pelo instrumento de medição deveria representar fielmente o valor da grandeza mensurada, entretanto não é isso que acontece. Devido a imperfeições presentes em todos os sistemas, fatores ambientais e interferências do operador por exemplo, toda medição está associada a um determinado erro. Segundo ALBERTAZZI, 2008, o erro de medição é “A diferença entre o valor indicado pelo sistema de medição e o valor verdadeiro”.
Existem alguns tipos de erros que estão relacionados com alguns aspectos do sistema de medição.
2.2.1.1. Erros sistemáticos
O erro sistemático é a componente do erro que tende a se manter constate em todas as medições, ela sempre se apresenta no mesmo sentido, assim como esse erro é previsível ele é passível de correção (CABRAL, 2004).
O erro sistemático define a tendência do sistema, (ALBERTAZZI, 2008), apesar do erro não poder ser corrigido a tendência do sistema pode ser corrigida. A correção se dá ao adicionar um fator de correção, por exemplo, um canhão que se encontra com a mira desajustada, a cada disparo realizado pelo canhão o projétil encontrará um ponto sempre a uma distância previsível
18 do alvo, assim é possível estabelecer a tendência deste canhão e ajustar a mira até ao ponto que os projéteis se aproximem cada vez mais do alvo.
2.2.1.2. Erros aleatórios e incerteza de medição
Qualquer medição de um componente físico não é mais do que uma representação teórica de algo com a finalidade de permitir a sua compreensão (CABRAL, 2004), mesmo que essa medição seja realizada com significativo rigor não será possível estabelecer realmente o valor real do objeto medido. Desta forma o que podemos encontrar são as aproximações.
Mesmo após a correção de todos os erros sistemáticos, aplicando as devidas correções necessárias, o canhão jamais acertará o alvo em todos os casos, vez ou outra ele desviará levemente a trajetória do projétil. Esse desvio definirá a cada momento uma trajetória diferente ocasionando um resultado final a cada disparo, essa aleatoriedade está presente em qualquer sistema podendo ser mensurada, mas dificilmente corrigida (ALBERTAZZI, 2008). O que definirá esta aleatoriedade é o conceito denominado de repetitividade, definido por: “Faixa de valores simétricas em torno do valor médio dentro do qual o erro aleatório de um sistema de medição é esperado com uma certa probabilidade” (ALBERTAZZI, 2008). Existem várias formas de encontrar e definir a repetitividade de um determinado sistema, uma das formas de expressar esse comportamento é simplesmente expressar essa probabilidade como resultado final na sua medição, definindo assim a incerteza do sistema. Neste caso podemos sempre afirmar que o canhão após a correção da tendência sempre acertará o alvo com uma determinada probabilidade e estabelecer a faixa dos valores simétricos ao qual esse valor é aguardado.
Na Figura 1, os componentes “A” e “B” representam o resultado de uma determinada medição, enquanto a barra vermelha representa o resultado verdadeiro, o objetivo a ser alcançado. Na medição “B” a incerteza não foi expressa, então para esta medição o resultado não foi alcançado, enquanto na medição “A” a incerteza teve a sua faixa expressa, assim dentro da faixa de incerteza todos os valores obtidos podem ser considerados aceitáveis.
19 Figura 1 – Elemento com e sem incerteza expressa
Fonte: CABRAL, Paulo. Erros e Incertezas nas Medições. Senhora da Hora, Portugal, 1ª ed, Instituto Eletrotécnico Português, 2004.
Um valor de medição só é totalmente aceito quando os valores de incerteza estão dentro de limites estabelecidos e tolerados, no caso da Figura 1 deve-se avaliar se os limites de incerteza estão dentro desses critérios.
2.2.1.3. Classe de exatidão
Todo sistema de medição tem uma incerteza associada, sendo possível saber se um determinado instrumento está dentro de uma determinada incerteza, e, por conseguinte uma especificação, verificando a classe de exatidão. A classe de exatidão é uma classificação que um instrumento de medição ou um sistema de medição se enquadra. Cada classe atende requisitos metrológicos pré-estabelecidos para manter os erros de medição e as incertezas de medição dentro de determinados limites, sob condições de funcionamento especificadas (INMETRO, 2019). Então, cada grupo de equipamentos se encaixa em uma categoria que define os erros e as incertezas máximas que esse determinado grupo pode, em teoria, possuir.
A norma OIML R117-1 é quem define o conceito de classe de exatidão e os erros máximos admissíveis para determinada classe, de acordo com a Tabela 01.
20 Tabela 01 – Classe de exatidão e erros máximos admissíveis
Classe Tipos de sistemas de medição
0.3 Sistemas de medição em duto(Com isenção para o que é indicado para as classes de precisão 1.0 e 1.5)
0.5
Todos os sistemas de medição, se não declarados em outra parte desta tabela:
- Distribuidores de combustível para veículos (outros que não GLP)
- Sistemas de medição para descarregamento de caminhões tanques de líquidos de baixa viscosidade - Sistemas de medição de navios tanque e petroleiros
- Sistemas de medição de leite, cerveja e outros líquidos espumantes - Sistemas de medição de carregamento de navios
- Sistemas de medição para reabastecimento de aeronaves
1.0
- Sistemas de medição para gases liquefeitos sob pressão medida igual ou superior a – 10 °C - Distribuidores de GLP para veículos a motor
- Sistemas de medição:
• usado para líquidos cuja viscosidade dinâmica é superior a 1000 mPa · s, ou
• cuja vazão máxima não é superior a 20 l / h ou 20 kg / h 1.5 - Sistemas de medição para o dióxido de carbono liquefeito
- Sistemas de medição (para além dos distribuidores de GPL) para gases liquefeitos com pressão medida a uma temperatura inferior a - 10 ° C
Fonte: OIML R 117-1 Dynamic measuring systems for liquids other than water - Part 1: Metrological and technical requirements
2.3. Medição de Vazão
A medição de vazão encontra importantes aplicações no transporte de fluidos, oleodutos e gasodutos, nos serviços públicos, utilização residencial, medidores de combustíveis e outras mais aplicações industriais (BEGA, 2011). Por estar presente em diversos setores da sociedade, a medição de vazão se realiza das mais distintas formas. Essa variação de métodos de medição ocorre por diferença nos objetivos, nos requisitos e principalmente por conta das características dos fluidos medidos. Devido às compatibilidades construtivas com a indústria petróleo e gás alguns medidores são mais facilmente encontrados nesse setor, estes medidores são do tipo placa de orifício, turbina, deslocamento positivo, coriolis, ultrassônico e magnético (RIBEIRO, 2008).
21 2.3.1. Turbina
A turbina é um instrumento que é amplamente utilizado, apresentando comprovadamente excelente desempenho, precisão, linearidade e repetitividade, sendo utilizada também como padrão para calibrar outros medidores de vazão. A turbina é composta por uma tubulação estática e um rotor que entra em contato direto com o fluido. O rotor é girado pela passagem da vazão, sendo a velocidade do rotor mensurada por um sistema de contagem de pulsos, a frequência desses pulsos é diretamente proporcional a vazão passante (RIBEIRO, 2008).
Entretanto BEGA, 2011, afirma que não existe relação perfeita entre a vazão e a frequência gerada. Devido às características do fluido e às limitações mecânicas do equipamento é necessário estabelecer um fator, denominado de fator “K”, que deve ser encontrado experimentalmente para cada turbina construída. Esse fator faz a relação entre o volume e o número de pulsos gerados.
2.4. Medição de Pressão
Segundo RIBEIRO, 2008, pressão é uma unidade derivada, expressa como força sobre área, de acordo com a Equação (1). Quando um fluido é submetido a uma pressão, ele a transmite com igual intensidade para todas as direções. A pressão também age perpendicularmente a qualquer plano.
P [Pa] = F[N]/A[m²] Equação (1)
A unidade no sistema internacional para pressão é o Pascal, expresso como [Pa]. Um pascal é a pressão quando uma força de um newton [N] é exercida sobre uma superfície de 1 metro quadrado [m²]. É comum também expressar a pressão em função de uma altura de uma unidade de um determinado líquido (BEGA, 2011), como milímetros de água [mmH2O] ou milímetros de mercúrio [mmHg]. A unidade utilizada comumente na indústria é o quilograma força por centímetro quadrado [kgf/cm²] ou no sistema inglês a libra força por polegada quadrada [psi].
As medições de pressão são classificadas em manométrica, absoluta ou diferencial (RIBEIRO, 2008). A pressão atmosférica é a pressão exercida pela presença dos gases na
22 atmosfera terrestres, a manométrica tem como referência a pressão atmosférica, podendo assumir valores positivos, acima da pressão atmosférica, negativos, abaixo desta também denominada de vácuo. A pressão absoluta leva em consideração a pressão atmosférica onde seu zero referencial representa o valor de zero absoluto, a inexistência de pressão. A pressão diferencial é a diferença entre duas pressões, geralmente manométricas, sendo utilizada costumeiramente para mensurar nível e até vazão. A Figura 02 indica a relação entre as pressões atmosféricas, manométricas, o zero absoluto e as pressões referenciais.
Figura 02 - Zero absoluto, pressão atmosférica e suas pressões referenciais
Fonte: RIBEIRO, M. A. Instrumentação. Câmara Brasileira do Livro, 14ª ed. Bahia, 2008, pg.151.
2.4.1. Medidores de Pressão
Os medidores de pressão são dispositivos capazes de mensurar a propriedade física da pressão e converte-la em valores perceptíveis de leitura. Estão disponíveis inúmeros medidores de pressão no mercado, para as mais variadas aplicações, os transmissores de pressão podem ser divididos em duas grandes famílias, os mecânicos e os eletrônicos (RIBEIRO, 2008).
2.4.1.1. Sensores Mecânicos
São constituídos de colunas de um líquido ou de elementos mecânicos (BEGA, 2011), que se deformam em função da pressão exercida sobre eles pelo fluido medido, podendo ser do tipo diafragma, fole, tubo bourdon, elemento espiral, elemento helicoidal. Esses sensores seguem a lei de Hooke, a lei de Hooke tem o seguinte enunciado: “Dentro de um limite definido
23 de elasticidade, a deformação provocada em um corpo sólido é proporcional ao esforço aplicado sobre ele” (BEGA, 2011). Seguindo a lei de Hooke cada tipo de sensor é projetado com um determinado material e assim é adequado a uma determinada faixa de trabalho. Nesses sensores, a deformação no corpo movimenta um sistema delicado de engrenagens que, por conseguinte movem um ponteiro analógico.
2.4.1.2. Sensores Elétricos
Os sensores elétricos têm seu princípio de funcionamento baseado em duas características elétricas. Eles podem gerar uma tensão quando submetidos a determinada pressão ou podem sofrer variação em uma das suas propriedades elétricas, tais como resistência, capacitância ou indutância proporcional a pressão aplicada (RIBEIRO, 2008).
Os medidores de pressão elétricos são mais sensíveis e podem por vezes serem mais precisos. Eles possibilitam a ampliação dos valores mensurados para transmissão remota e correção mais fácil utilizando componentes eletrônicos. Sendo assim, são os modelos mais utilizados para aplicações de grande confiabilidade.
2.5. Medição de Temperatura
A temperatura é uma das principais variáveis de processo, sendo utilizada numa grande gama de aplicações. “A temperatura quantifica o calor, que é uma forma de energia associada a atividade molecular de uma substância. Quanto maior a agitação molecular, maior a quantidade de calor e maior será a temperatura da substância” (BEGA, 2011). A especificação de um sistema de medição de temperatura deve se concentrar na especificação do sensor, dentre a grande gama de sensores disponíveis, e no tipo de proteção que deve ser aplicado a este.
A unidade da temperatura no sistema internacional é o kelvin (K), mas permitisse o uso do grau Celsius (°C) para indicar temperatura em uso prático (RIBEIRO, 2008).
Os sensores de temperatura são geralmente frágeis para as aplicações industriais robustas. Então é necessário a utilização de um tipo de proteção, ou por vezes até mais de uma proteção. Para isso são utilizados os poços e os bulbos de temperatura.
O bulbo termal é uma proteção que está diretamente ligada ao elemento sensor, selando totalmente o sistema, sem vazamentos e sem bolhas de ar (RIBEIRO, 2008). O bulbo tem a
24 finalidade de evitar a exposição do elemento sensor ao processo, mas permitir a fácil transferência de calor até este. A Figura 3 demostra um elemento sensor já com a proteção do bulbo instalada.
Figura 3 – Elemento sensor protegido por Bulbo.
Fonte: http://www.dentaltiba.com.br/index.php/produtos/as-012-cojunto-do-sensor-pt-100-bulbo-liso-p- autoclaves/1275.
Os poços de temperatura são elementos de proteção mecânica que têm a finalidade de proteger o elemento sensor dos agentes externos, mas também concebe, segundo RIBEIRO 2008, os seguintes objetivos:
Os objetivos do poço são os de:
i. Proteger o bulbo de medição da corrosão química e do impacto mecânico;
ii. Possibilitar a remoção do bulbo de medição sem interrupção do processo;
iii. Diminuir a probabilidade de vazamento nas tomadas de temperatura, aumentando também sua resistência mecânica;
iv. Tornar praticável a medição de fluidos de alta temperatura, corrosivos, sujos e tóxicos e submetidos à pressão elevada.
(RIBEIRO, 2008).
Na Figura 4 podemos observar melhor a aplicação e as vantagens da utilização de um poço de temperatura. A rosca externa é afixada permanentemente no corpo da tubulação ou tanque, na rosca interna é permitido o encaixe do elemento de temperatura.
25 Figura 4 – Poço termométrico com rosca
Fonte: http://www.directindustry.com/pt/prod/watlow/product-7347-210606.html
2.5.1. Medidores Tradicionais
São termômetros geralmente utilizados para indicação, podendo serem do tipo bimetálico, onde um conjunto de uma ou mais lâminas de materiais distintos sofrem dilatação com a variação de temperatura movendo um indicador graduado e do tipo haste de vidro, onde a temperatura atua na modificação de volume de um líquido aprisionado em um tubo (BEGA, 2011).
2.5.2. Termômetros de Resistência
Esses termômetros utilizam-se do fenômeno físico presente em condutores elétricos, onde para um material condutor existe uma dependência entre a resistência elétrica e a temperatura (BEGA, 2011). Os termômetros a resistência também são conhecidos como RTD, Resistence Temperature Detectors, ou detectores de temperatura a resistência. Vários materiais podem ser utilizados para confecção destes sensores. Entre os disponíveis o mais comumente utilizado é ao sensor de temperatura a Platina, podendo estar disponível em a resistência padronizada de 100, 500 ou 1000 ohms, além de serem utilizados sensores a base de níquel e cobre. Os sensores de resistência possuem uma curva de resistência x temperatura bem conhecida, conforme Figura 5. Os RTD’s devem trabalhar associados a circuitos que convertem a sua variação de resistência em um sinal padronizado para transmissão remota.
26 Figura 5 – Curva de Resistência contra Temperatura para RTD’s
Fonte: RIBEIRO, M. A. Instrumentação. Câmara Brasileira do Livro, 14ª ed. Bahia, 2008. pg. 167.
2.5.3. Termopares
Existem vários tipos de termopares, as quais são baseados no efeito Seebeck (BEGA, 2011), que prevê o surgimento de uma corrente elétrica, na ordem de milivolts, quando as duas junções de um circuito formado por dois materiais distintos estão a temperaturas diferentes.
Os termopares mais comuns na indústria segundo RIBEIRO, 2008, são:
Os tipos mais utilizados são:
i. Tipo J, de Ferro (+) e Constantant (-), com faixa de medição até 900°C. Para a identificação, o Fe é o fio magnético.
ii. Tipo K, de Cromel (+) e Alume1 (-), para a faixa de medição até 1.200°C, sendo o Cromel levemente magnético.
iii. Tipo T, de Cobre (+) e Constantant (-), para faixa até 300°C. É fácil a identificação do cobre por causa de sua cor característica.
iv. Tipo S, com a liga (+) de Platina (90%) + Ródio (10%) e Platina pura (-). Atinge até medição de 1.500°C e para identificação, platina pura é a mais maleável.
27 v. Tipo R, também liga (+) de Platina (87%) + Ródio (13%) e Platina (-), com a mesma faixa de medição até 1.500°C e identificando-se a platina pura pela maior maleabilidade. (RIBEIRO, 2008).
Por estarem disponíveis em uma grande gama de opções, eles acabam cobrindo uma grande faixa de temperatura, podendo serem aplicados nas mais diversas ocasiões.
2.6. Analisadores e Amostradores
O termo analisador é usado para especificar a medição de qualquer variável do processo que não esteja dentro das consideradas fundamentais, vazão, pressão, nível e temperatura.
Assim um analisador é um instrumento que realiza a aquisição e informe de dados de uma determinada variável, tais como BSW - Basic Sediment and Water, PH, condutividade, salinidade, teor de oxigênio, etc. (BEGA, 2011).
Um passo importante para que o analisador funcione corretamente está diretamente ligada ao condicionamento das amostras. O amostrador é o item que coleta e condiciona a amostra para o analisador, é de tanta importância que por vezes apresenta um custo monetário maior do que o próprio analisador.
2.7. Computador de Vazão
O computador de vazão é um elemento projetado para prover a solução contínua e adequada dos fatores de correção envolvidos nos processos de medir uma determinada vazão.
Ele pode receber sinais de todas as variáveis de medição do sistema, sejam elas obtidas de instrumentos ligados em linha ao processo ou obtidos em laboratório, tais como vazão bruta ou pulsos proporcionais a vazão, temperatura, pressão estática, pressão diferencial, viscosidade, BSW, densidade, entre outros (RIBEIRO, 2003). A Figura 06 apresenta um esquema de construção de um computador de vazão aplicado a medição de gás natural, além das entradas de dados obtidos em instrumentos ligados diretamente ao sistema o computador permite também a entrada de dados obtidos por outras fontes de análise.
28 Figura 06 – Aplicação de um computador de vazão em medição de gás natural
Fonte: RIBEIRO, M. A. Instrumentação. Câmara Brasileira do Livro, 14ª ed. Salvador, 2008
Podendo ser programáveis ou com aplicação dedicada, os computadores de vazão são reconhecidos como uma excelente solução para a correção de volumes de vazão.
2.7.1. Programáveis
São os mais avançados computadores de vazão, passíveis de adequação e se adaptam completamente as necessidades do usuário, podendo realizar controles complexos e atender quaisquer que sejam as normas, API, AGA, compensação molar, de massa, energética, BTU, controle PID e algoritmos de qualquer outra aplicação, bastando apenas o usuário conhecer as especificações e a programação deste, é muito complexo e deve ser operado por mão de obra especializada (RIBEIRO, 2003).
2.7.1. Dedicados
Os computadores de vazão dedicados são simples, por atenderem somente uma determinada norma e/ou especificação, não permitindo em absoluto nenhuma outra aplicação ou controle, realizam somente uma única tarefa, eles não são programáveis, mas se adequam a pequenas necessidades operacionais, são relativamente mais baratos e de simples operação (RIBEIRO, 2003).
29 2.8. A Medição Fiscal no Brasil
Segundo a resolução conjunta ANP/INMETRO nº 1, de 10.6.2013 medição fiscal é a medição de volume de produção fiscalizada e efetuada nos pontos de medição da produção, sendo todas as medições realizadas com a finalidade de computar as participações governamentais. A Lei nº 9.478 é quem define vários temos utilizados em sistemas de medição fiscal, ela define o objetivo da política energética nacional, cria o conselho nacional de política energética, extingue o monopólio da Petróleo Brasileiro s.a. na exploração e produção deste bem e, entre outros fins, cria a agência nacional regulamentadora de petróleo, gás natural e biocombustíveis, ANP, instituição essa vinculada diretamente ao ministério de minas e energia, cria e define os critérios de participações governamentais, incluindo os bônus de assinatura, define o termo Royalties, participação especial e pagamento pela ocupação de área.
As participações governamentais são pagas de acordo com o artigo 47, este define que:
Os royalties serão pagos mensalmente, em moeda nacional, a partir da data de início da produção comercial de cada campo, em montante correspondente a dez por cento da produção de petróleo ou gás natural.
§ 1º Tendo em conta os riscos geológicos, as expectativas de produção e outros fatores pertinentes, a ANP poderá prever, no edital de licitação correspondente, a redução do valor dos royalties estabelecido no caput deste artigo para um montante correspondente a, no mínimo, cinco por cento da produção. (BRASIL, 1997, pg:01)
A medição fiscal então tem uma importância extremamente relevante no contexto brasileiro, já que está reflete diretamente em um componente da receita governamental. Ainda segundo a resolução conjunta ANP/INMETRO n°1 de 10.6.2013 cabe a ANP, Agência Nacional de Petróleo e Gás, aprovar a execução e implementação dos projetos de um sistema de medição, assim como também estabelecer todos os critérios e normas relacionadas a operação e manutenção deste sistema.
Entre as mais variadas normas citadas pela resolução da ANP, uma das que merece destaque para este trabalho é a norma API MPMS capitulo 21 e capitulo 11.1, estabelece critérios para realizar medições de petróleo líquido utilizando medidores de vazão do tipo turbina e de deslocamento positivo, que segundo SILVA FILHO, 2010, estão entre os tipos de medidores de vazão mais utilizados no mundo. Estas mesmas normas ainda consideram a variabilidade das características de processo como densidade do fluido medido, correção de
30 temperatura e compressibilidade para aplicações que exigem grande confiabilidade nas medições, cenário este que se adequa a um sistema de medição fiscal.
2.8.1. Leis Brasileiras de Petróleo e Gás
Em todo território nacional, o petróleo é de propriedade comum. Ele constitui monopólio da união. Essa definição é dada pelo artigo 177 da Constituição da República Federativa do Brasil de 1988, então, cabe ao governo federal criar leis e resoluções que estabeleçam critérios para produção e comercialização desse bem no país. Entre várias leis e ementas criadas podemos citar as que mais significativamente interferem no processo de mensurar o volume de petróleo bruto produzido e as respectivas sansões relacionados.
2.8.1.1. Decreto nº 2.705, de 3 de agosto de 1998.
Este decreto estabelece os critérios para cálculo e cobranças das participações governamentais de que trata a lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, inclusive define a forma de como os valores de medição devem ser informados e quais as suas periodicidades. O artigo IV deste decreto estabelece que devem ser definidos ainda em projeto os pontos de medição da produção, incluindo todos os métodos, sistemas, instrumentos e equipamento relacionados, conforme regras específicas emanadas na ANP, todos esses requisitos estão por conta e risco do operador do campo. O mesmo artigo IV também define a existência de boletins de produção do petróleo e do gás natural contendo as vazões aplicadas e a produção acumulada, esses boletins devem ser encaminhados a ANP mensalmente até o 15° dia do mês subsequente a produção.
2.8.1.2. Lei nº 9.847, de 26 de outubro de 1999.
Esta lei dispõe sobre as fiscalizações das atividades relativas ao abastecimento nacional de combustíveis e estabelece sansões administrativas. Segundo ela, o abastecimento nacional de combustíveis é formado por um determinado conjunto de atividades. Entre estas, estão incluídas as atividades de transporte, armazenagem e transferência de petróleo e gás natural, e
31 que caso ocorra o descumprimento das regulações impostas pelo agente regulamentador, o infrator deve sofrer sanções conforme o Artigo II:
Artigo II - Os infratores das disposições desta Lei e demais normas pertinentes ao exercício de atividades relativas à indústria do petróleo, à indústria de biocombustíveis, ao abastecimento nacional de combustíveis, ao Sistema Nacional de Estoques de Combustíveis e ao Plano Anual de Estoques Estratégicos de Combustíveis ficarão sujeitos às seguintes sanções administrativas, sem prejuízo das de natureza civil e penal cabíveis:
Inciso I - Multa;
Inciso II - Apreensão de bens e produtos;
Inciso III - Perdimento de produtos apreendidos;
Inciso IV - Cancelamento do registro do produto junto à ANP;
Inciso V - Suspensão de fornecimento de produtos;
Inciso VI - Suspensão temporária, total ou parcial, de funcionamento de estabelecimento ou instalação;
Inciso VII - Cancelamento de registro de estabelecimento ou instalação;
Inciso VIII - Revogação de autorização para o exercício de atividade.
Parágrafo único. As sanções previstas nesta Lei poderão ser aplicadas cumulativamente. (BRASIL, 1999, pg:01).
Estas sanções podem ser cumulativas e aplicadas sobre uma única infração. Cabe também o pagamento das multas estabelecidas conforme indisciplina observada, as multas e seus valores estão descriminados no Artigo III desta mesma lei. Entre todas as multas descritas pela lei e que podem ser aplicadas enfatizam-se aqui as multas passíveis e relacionadas ao descumprimento dos requisitos de medição e metrológicos legais.
Conforme descritas nos incisos da lei nº 9.847, de 26 de outubro de 1999:
Inciso II - importar, exportar ou comercializar petróleo, gás natural, seus derivados e biocombustíveis em quantidade ou especificação diversa da autorizada, bem como dar ao produto destinação não permitida ou diversa da autorizada, na forma prevista na legislação aplicável: Multa de R$: 20.000,00 (vinte mil reais) a R$:
5.000.000,00 (cinco milhões de reais);
[...] Inciso VI - Não apresentar, na forma e no prazo estabelecidos na legislação aplicável ou, na sua ausência, no prazo de 48 (quarenta e oito) horas, os documentos comprobatórios de produção, importação, exportação, refino,
32 beneficiamento, tratamento, processamento, transporte, transferência, armazenagem, estocagem, distribuição, revenda, destinação e comercialização de petróleo, gás natural, seus derivados e biocombustíveis: Multa de R$ 20.000,00 (vinte mil reais) a R$ 1.000.000,00 (um milhão de reais);
[...] Inciso IX - construir ou operar instalações e equipamentos necessários ao exercício das atividades abrangidas por esta Lei em desacordo com a legislação aplicável: Multa de R$ 5.000,00 (cinco mil reais) a R$ 2.000.000,00 (dois milhões de reais);
[...] Inciso XI - importar, exportar e comercializar petróleo, gás natural, seus derivados e biocombustíveis fora de especificações técnicas, com vícios de qualidade ou quantidade, inclusive aqueles decorrentes da disparidade com as indicações constantes do recipiente, da embalagem ou rotulagem, que os tornem impróprios ou inadequados ao consumo a que se destinam ou lhes diminuam o valor: Multa de R$
20.000,00 (vinte mil reais) a R$ 5.000.000,00 (cinco milhões de reais); [...]
[...] Inciso XVII - deixar de comprovar orientação ou entrega de manuais, documentos, formulários e equipamentos necessários na forma da legislação vigente:
Multa de R$ 10.000,00 (dez mil reais) a R$ 500.000,00 (quinhentos mil reais);
(BRASIL, 1999, pg:01.).
A lei prevê que o infrator que resolva não recorrer da sansão ou aplicação das penalidades pode ter o valor das multas recolhido com abatimento de trinta porcento (30%).
Esta mesma lei prevê, Artigo XVIII, que o fornecedor ou transportador de petróleo, gás natural, seus derivados e biocombustíveis responde solidariamente por vícios encontrados em qualquer um dos seus sistemas. Assim, fica claro que o sistema deve ser perfeitamente projetado, operado e manutenido, dado que defeitos e vícios não claramente identificados e até ocultos do próprio operador podem ocasionar multa e demais sansões.
2.8.1.3. Lei nº 9.933, de 20 de dezembro de 1999.
Esta lei dispõe sobre as competências do Inmetro no país e das outras providências. O Inmetro é o instituto nacional de metrologia, qualidade e tecnologia, criado em 1973 pela lei n°
5.966, de 1973. Segundo lei nº 9.933 ele tem a finalidade de elaborar e expedir regulamentos técnicos e exercer com exclusividade o poder da política administrativa na área de metrologia legal. Compete ao Inmetro então definir os critérios metrológicos para as medições fiscais de petróleo e gás no país, assim como elaborar os regulamentos técnicos metrológicos aplicáveis,
33 considerando sempre que disponível as normas nacionais vinculadas a Associação Brasileira de Normas Técnicas, ABNT.
2.9. O Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás
No ano de 2000 foi assinado pela agência regulamentadora do país, ANP, em uma portaria conjunto com o INMETRO, o que ficaria conhecido como Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural, RTM, sendo esta a primeira versão de um documento que norteia a construção e o gerenciamento de um sistema de medição. Este documento sofreu atualização no ano de 2013, abrangendo novos requisitos com base em recursos tecnológicos disponíveis, normas e demais condições, passando a ser conhecido como Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural 2013, denominado doravante de RTM. O RTM está em consonância com a Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997 que estabelece, entre outros fins, as atribuições da ANP e com a lei nº 9.933, de 20 de dezembro de 1999 que define as responsabilidades do INMETRO. O RTM então foi criado por essas agências para definir critérios de medição aplicáveis em seis cenários distintos.
Conforme Artigo II do RTM 2013:
Artigo II:
i. Sistemas de medição fiscal de gás natural e/ou petróleo;
ii. Sistemas de medição a serem realizadas associadas apropriação de gás natural e/ou petróleo e gás;
iii. Sistemas de medição para controle de volumes consumidos, injetados, transferidos e/ou transportados;
iv. Sistemas de medição para controle de volumes de petróleo e gás importados e/ou exportados em pontos de aduana;
v. Sistemas de medição de petróleo e gás para transferência de custódia;
vi. Sistemas de medição para controle de água produzida, captada, transferida e/ou injetada. (INMETRO/ANP, 2013).
34 Os sistemas que não estão descritos nesse regulamento não são contemplados por este, tais como ponto de venda final de óleo e seus derivados, gás natural veicular, gás encanado e/ou envasado ou qualquer sistema não citado explicitamente pelos itens do Artigo II.
O não atendimento a qualquer item descrito pelo RTM 2013, inclusive por omissão, torna o concessionário passível de punição conforme prevê a Lei nº 9.847, de 26 de outubro de 1999, às penalidades previstas na Lei nº 9.933, de 20 de dezembro de 1999.
Entre os sistemas de medição fiscal possíveis, temos conforme item 6 do RTM 2013, as seguintes possibilidades abaixo:
6.1 – Petróleo em tanques;
6.2 – Gás Natural em tanques;
6.3 – Petróleo em linha;
6.4 – Gás Natural em linha.
A escolha do sistema a ser utilizado depende exclusivamente do operador. O sistema deve atender aos requisitos metrológicos aplicáveis e ser submetido à aprovação da ANP antes da sua execução. Conforme item 5.2.1 do RTM, a aprovação do projeto de medição está condicionada também ao atendimento das alterações solicitadas pela ANP. Para aprovação de um projeto de um sistema de medição devem ser encaminhados a ANP, conforme Item 5.2, os seguintes documentos:
i. Diagrama esquemático das instalações de medição;
ii. Memorial descritivo das instalações de medição, incluindo os dados sobre a arquitetura desses sistemas.
O diagrama esquemático deve representar uma visão sinótica de como o sistema estará montado, enquanto o memorial descritivo deve definir todas as características do sistema, tais como modelo dos equipamentos instalados, arquitetura do sistema de instrumentação e controle, diâmetros das tubulações, pontos de amostragem, modo de operação da malha, plano de gestão do sistema e quaisquer documentos que a ANP possa julgar necessário, assim entendesse que para essa fase da aprovação, visualizando o bom relacionamento com a agencia, é recomendado encaminhar o máximo de informações disponíveis.
35 O INMETRO estabelece os critérios também para que os fabricantes de instrumentos e equipamentos de medição estejam dentro dos requisitos necessários para integrar um sistema de medição. Este é um dispositivo legal para que os mais variados instrumentos de medição presentes no país possam ser comercializados, “Uma Aprovação de Modelo é a decisão que reconhece que um modelo de instrumento de medição ou medida materializada satisfaz as exigências regulamentares”, INMETRO, 2019. O RTM 2013 estabelece que os instrumentos utilizados nos sistemas de medição devem ter sua portaria de aprovação devidamente regulamentada pelo INMETRO, a portaria de aprovação de modelo, denominada doravante de PAM, é aplicável a equipamentos que mensurem volume ou massa.
2.9.1. Fatores de Correção
Segundo o RTM 2013, item 3.8, a condição padrão de medição é a pressão absoluta de 0,101325 Mpa e a temperatura de 20°C, aos quais os valores mensurados de volume de líquido ou gás devem ser convertidos. Pode ser utilizado um dispositivo de conversão automático, conforme prevê o item 3.20. Para entrega dos relatórios de medição o item 10.1.5 do RTM estabelece que os volumes produzidos devem ser corrigidos para as condições padrões de medição. Existem um conjunto de normas que estabelecem os procedimentos e métodos para a correção de volumes de petróleo. Quando a medição é realizada manualmente é aplicável a norma ISO 91 – Petroleum and related products - Temperature and pressure volume correction factors (petroleum measurement tables) and standard reference conditions. Quando as medições são realizadas através de um dispositivo automático de cálculo é aplicável a norma API MPMS 11.1 - Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 11.1, Physical Properties Data—Temperature and Pressure Volume Correction Factors for Generalized Crude Oils, Refined Products, and Lubricating Oils. Outras normas podem ser aplicadas em casos específicos.
2.9.2. ERROS ADMISSÍVEIS E INCERTEZA
O RTM 2013 estabelece os limites de erros admissíveis que os sistemas de medição por completo devem possuir no máximo. Os erros e incertezas do sistema devem sempre ser calculados quando houver qualquer modificação no sistema, incluindo a calibração dos
36 equipamentos, conforme item 5.4.6 do RTM 2013. A norma que referência os limites de erros de acordo com a classe dos equipamentos é a OIML R117.
3. METODOLOGIA
Métodos empíricos e computacionais, ainda na fase de prospecção de um reservatório de petróleo, são utilizados para estimar os dados de produção esperados (ROSA, 2006). Esses dados são relativos à quantidade de óleo recuperável no reservatório e suas características químicas e físicas. Com base nesses resultados é que a capacidade de processamento, armazenamento e transferência de um FPSO - Floating Production Storage and Offloading, são definidas, ainda na fase de projeto do campo.
Para alcançar os objetivos almejados nesse trabalho os critérios metrológicos legais serão divididos em dois grupos, os requisitos de projeto e os critérios para seleção dos instrumentos de medição. Esses dois grupos tem suas características definidas pelos parâmetros físico-químicos e de produção do campo.
É necessário definir, então, qual a vazão esperada de óleo que deve ser considerada no projeto de um sistema de medição. Pode-se utilizar como referência a produção de óleo de um campo já em produção que mais se aproxime das características esperadas deste trabalho. Entre todos os campos de produção de óleo no Brasil os que significativamente apresentam maior produção de óleo são os campos localizados no Pré-sal1. Toda a produção esta localizada em alto mar utilizando exclusivamente unidades do tipo FPSO. Os campos localizados no Pré-sal apresentam crescimento acelerado da produção, volume comprovado de reservas de óleo extremamente significativo, baixo número d’e poços em operação, em comparação com outros modelos de produção, alta produtividade e rendimento, fazendo do Pré-sal a maior zona de produção de óleo no Brasil.
O maior campo do Pré-sal está localizado a 230km da costa do município do Rio de Janeiro e em lâmina d’agua de 2200m, o sistema de produção previsto pelo plano de desenvolvimento aprovado na reunião da diretoria n°0914 de 10 de janeiro de 2018 é do tipo unidade estacionárias FPSO, com plataformas previstas e capacidade de processamento já estimadas e pré-definidas, listadas na Tabela 02 (ANP, 2018).
1 Nossas atividades: O Pré-sal. Disponível em: < http://www.petrobras.com.br/pt/nossas-atividades/areas-de- atuacao/exploracao-e-producao-de-petroleo-e-gas/pre-sal/>. Acesso em 06 de jun. de 2019.
