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A evolução do mercado de medição

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A Evolução do Mercado de Medição de Petróleo e Gás Natural no Brasil José Jorge Teixeira Churro Consultor INTRODUÇÃO A Portaria Conjunta No. 1 ANP-INMETRO de 19/06/2000 estabelece que os volumes medidos de petróleo e gás natural devem ser medidos de forma a “garantir resultados acurados e completos”. Ficam sujeitos ao Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural, aprovado por tal Portaria, o projeto, a instalação, a operação, o teste e a manutenção em perfeitas condições de funciona
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   A Evolução do Mercado de Medição dePetróleo e Gás Natural no Brasil   José Jorge Teixeira Churro Consultor  INTRODUÇÃO A Portaria Conjunta No. 1 ANP-INMETRO de19/06/2000 estabelece que os volumesmedidos de petróleo e gás natural devem sermedidos de forma a “garantir resultadosacurados e completos”.Ficam sujeitos ao Regulamento Técnico deMedição de Petróleo e Gás Natural, aprovadopor tal Portaria, o projeto, a instalação, aoperação, o teste e a manutenção emperfeitas condições de funcionamento dosseguintes sistemas de medição:I - sistemas de medição onde serão realizadasas medições volumétricas fiscais do petróleoou do gás natural produzido nos campos, aque se refere o inciso IV do art. 3º, art. 4º eart. 5º do Decreto nº 2.705, de 3 de agosto de1998;II - sistemas de medição onde serão realizadasas medições volumétricas do petróleo ou dogás natural para controle operacional dosvolumes consumidos, injetados, transferidos etransportados;III - sistemas de medição onde serãorealizadas as medições volumétricas dopetróleo ou do gás natural para controleoperacional dos volumes importados eexportados; eIV - sistemas de medição onde serãorealizadas as medições volumétricas de águapara controle operacional dos volumesproduzidos, captados, injetados e descartadosO não cumprimento das disposições contidasna citada Portaria sujeita o infrator àspenalidades previstas na Lei nº 9.847, de 26de outubro de 1999, e em legislaçãocomplementar.Ao longo dos 11 anos da aplicação da PortariaConjunta No. 1 ANP-INMETRO de 19/06/2000muito se desenvolveu no mercado nacional,onde se pode destacar:- Maior uniformidade nos procedimentosoperacionais de medição, em sintonia com ospreceitos da ANP e INMETRO;- Consolidação de tecnologias de medição (ex.:medição ultrassônica de petróleo,computadores de vazão com certificaçãoINMETRO, etc.), sendo algumas inovadoras(ex.: medição multifásica, medição em linhado teor de água no petróleo ou BS&W, etc.);- Desenvolvimento de novos fabricantesnacionais de medidores de vazão ecomputadores de vazão;- Desenvolvimento de prestadores de serviçona área de medição de vazão e volume, bemcomo em propriedades dos fluidos;- Desenvolvimento de novos laboratórios demedição de vazão acreditados via RBC (RedeBrasileira de Calibração) do INMETRO;- Maior capacitação e treinamento decolaboradores da área de petróleo e gásnatural, assim como cursos disponíveis emdiversas instituições (IBP, ISA, PUC-Rio, etc.),inclusive em nível de pós-graduação;- Instituições com maior especialização naárea de medição de fluidos (ex.: IQM, CETEC,UFES, PUC-Rio, etc.);- Instituições com maior especialização naárea de gestão de sistemas de mediçãobaseados na norma NBR ISO 10012 (ex.: ABSGroup, Bureau Veritas, etc.).Este artigo tem o objetivo de apresentar osprincipais aspectos oriundos da aplicação daPortaria Conjunta ANP-INMETRO No. 1 de19/06/200 nas instalações de produção, bemcomo elencar possíveis desdobramentos paraa próxima década em função da eminenterevisão da mesma. LIÇÕES APRENDIDAS  Com o advento do RTM – Regulamento Técnicode Medição – veio a uniformização dosmétodos e procedimentos de medição defluidos produzidos, ou seja, do petróleo e dogás natural. Antes do RTM as medições jáeram realizadas de modo satisfatório, uma vezque as medições de transferência de custódianas saídas das plataformas e estações decoleta terrestres já seguiam as mesmasnormas e recomendações (ex.: API) que estãoespecificadas na Regulamentação. Ressalta-seque tais normas são as mesmas aplicadas nossistemas de transferência de custódia nassaídas das refinarias com algumaspeculiaridades, como por ex. a Resolução CNP6/1970 (correção de temperatura para 20 o C;extinto Conselho Nacional do Petróleo), entreoutras.O RTM introduziu prazos de calibração fixospara os medidores de vazão, elementossecundários de pressão e temperatura, trenase medidores automáticos de nível, padrões decalibração, e prazos de inspeçõesdimensionais para as placas de orifício e seustrechos retos. Além disso, estabeleceu prazostambém para as amostragens e análises delaboratório para a determinação daspropriedades do petróleo (massa específica,BS&W ou teor de água no petróleo e fator deencolhimento) e do gás natural (composição,massa específica e poder calorífico). Asoperações de arqueação de tanques demedição também tiveram prazosestabelecidos.Num primeiro momento após a edição do RTMhouve a chamada “adequação” onde ossistemas de medição foram enquadrados umavez que:- os tipos de medidores de vazão já instaladoseram os disponíveis no mercado ediversificados (o RTM padronizou os tiposdeslocamento positivo, turbina e mássicoCoriolis);- a compensação automática de temperatura epressão para as condições base ou dereferência passou a ser obrigatória – muitasvezes havia esta compensação, mas de modomanual ou por médias;- os sistemas de medição instalados, em suamaioria, possuíam contornos (“by-pass”) que,pelo RTM, são proibidos – tratava-se de umafilosofia de projeto antiga visando a facilidadede manutenção;- instalação de sistemas fixos de calibração(ex.: provadores, medidores padrão, etc.) –análises caso a caso definiram a viabilidade deproceder ao envio de instrumentos paralaboratórios externos ou dispor de sistemaspróprios de calibração “in-loco” ou naspróprias regiões de produção;- para os sistemas de medição de gás natural,em sua grande maioria, ficou evidente avantagem pelo uso das placas de orifício, jáque as mesmas não são sujeitas à calibração,mas somente às inspeções dimensionais (dasplacas e de seus trechos retos); embora o RTMtenha padronizado os tipos placa de orifício,turbina e ultrassônico, para estes dois últimostipos os usuários teriam de dispor delaboratórios externos para sua calibração,dependendo do caso, até mesmo em nívelinternacional, o que geraria gastos delogística;- o RTM permite que haja falha de medição oumesmo a sua interrupção, desde que hajanotificações de falha oficiais com asrespectivas estimativas de volumes afetadosbaseadas em históricos e com previsões devolta à normalidade;- estabelecimento de controle de lacres paraevitar operações não autorizadas em válvulas,computadores de vazão, etc.;- estabelecimento de análises de incertezas demedição, sempre que houver novascalibrações ou carregamento de novos fatoresde medição ou variáveis de processo.Num segundo momento deste processo deatendimento ao RTM, houve “melhorias” nosprocessos de medição, como por exemplo:- adoção de computadores de vazão comAprovação Técnica de Modelo (ATM) doINMETRO – em alguns poucos sistemas eraadotado o cálculo das vazões e volumes emdispositivos do tipo PLC;- adoção de medidores de vazão comAprovação Técnica de Modelo (ATM) doINMETRO – em alguns poucos sistemas haviamedidores sem tal aprovação embora com usoconsagrado pela indústria internacional; váriosfabricantes se prontificaram a obter asaprovações;- padronização de procedimentos operacionais– procedeu-se à uniformização das práticas,registros, análises de certificados, controle dosfatores de calibração, geração de relatórios,métodos de amostragem de fluidos e análisesdos mesmos, etc.;- melhoria nos sistemas de gestão –notoriamente a adoção dos procedimentos erequisitos da norma NBR ISO 10012 “Sistemasde gestão de medição - Requisitos para os  processos de medição e equipamentos demedição”; tal norma estabelece itens degestão na organização como “funçãometrológica” (através de auditorias, registros,etc.), análise e melhorias (através de análisescríticas, indicadores ou índices deconformidade, etc.), entre outros aspectos;- envio automático diário dos dados deprodução – a ANP já recebe desde novembrode 2010 dos concessionários os dados diáriosde produção e dados diários de configuraçãodos computadores de vazão (ou seja, em basediária), permitindo que haja uma supervisãodos campos e concessões de produção eotimizando a fiscalização com menos idas àsinstalações e com melhor qualidade econfiabilidade nas informações. PRINCIPAIS ASPECTOS DA REVISÃO DAPORTARIA CONJUNTA A revisão da Portaria Conjunta foi discutida aolongo dos últimos 5 anos, e teve o seguinteandamento:ãConsulta Pública em 2008ãAudiência Pública em Junho/2010ãNova Consulta Pública em Julho/2010ãEmissão prevista em 2011Haverá uma total nova estruturação dodocumento e novas definições foramestabelecidas, dentre elas:ãCampos de Pequenas Acumulações –Campos marginais de petróleo ou gás naturaloperados por empresas que não sejamclassificadas pela ANP como operadoras A ouB (Obs: esta classificação se refere aoperadoras que atuem em águas profundas eterra/águas rasas respectivamente).ãCampos Marginais de Gás Natural –Campos que produzem predominantementegás natural não associado, cuja produção degás natural não ultrapasse 70.000 (setentamil) metros cúbicos diários de gás não-associado e cuja última previsão de produção,aprovada pela ANP, não ultrapasse esse limite.ãCampos Marginais de Petróleo -Campos que produzem predominantementepetróleo, cuja produção de petróleo nãoultrapasse 80 (oitenta) metros cúbicos diáriose cuja última previsão de produção, aprovadapela ANP, não ultrapasse esse limite.A questão da gestão dos sistemas de medição(SGM), baseada na norma NBR ISO 10012,será assim abordada:ãDeverá ser aplicado um modelo desistema de gestão da medição de forma aassegurar a eficácia e adequação dos sistemasao uso pretendido, além de gerenciar o riscode resultados de medições incorretas.Com relação à correção dos volumes depetróleo cru (20º C e 1 atm), vem:ãCancelou a CNP 6/70 (tabelas do API de1950)ãReferenciou a ISO 91-2 (tabelas de1980)ãNão referenciou a API MPMS 11 de 2007Entre os novos aspectos, destacam-se:ãInclui a medição de Transferência deCustódiaãInclui a medição de GNLãNão limita os tipos de medidoresãAmostragem manual ou automáticaãComputador de Vazão obrigatórioãFlexibilizações para campos de“Pequenas Acumulações” (BS&W de 5%, etc.)ãMedição Operacional passa a ter“Controle Metrológico Legal”ãComprovação de “Proficiência doPessoal envolvido nas análises químicas”ãComprovação de “Proficiência doPessoal envolvido no processo de calibração”ãPadrões de Trabalho devem sercalibrados na RBCãDeclaração das incertezas de mediçãonos relatóriosPara a medição de petróleo em linha, aocontrário da Portaria anterior que estabeleciaos tipos de medidores de vazão(Deslocamento positivo, Turbina, Coriolis), nãohá mais tal limitação, mas sim a associação àscertificações do INMETRO (via Portarias deAprovação de Modelo ou Apreciação Técnicade Modelo):ãOs sistemas de medição de petróleo emlinha devem ser constituídos, pelo menos, dosseguintes equipamentos:- Medidor de fluido compatível com osrequisitos deste Regulamento e que atenda osrequisitos técnicos e metrológicos exigidospelo INMETRO;Idem para o gás natural (que era limitado aPlacas de Orifício, Turbinas e Ultrassônicos):  ãOs sistemas de medição de gás naturaldevem ser constituídos dos seguintesequipamentos:- Medidor de fluidos compatível com osrequisitos deste Regulamento e que atenda osrequisitos técnicos e metrológicos exigidospelo INMETRO;O envio de dados de produção para a ANP deforma automática (fato atualmente emadequação pela área de E&P) vem descrito daseguinte forma:ãO armazenamento dos dados deconfiguração, entrada e saída doscomputadores de vazão e demais dispositivosque impactem na medição deverá garantir arastreabilidade, de forma que todos oscálculos de volume possam ser comprovados,excetuando-se as medições para controleoperacional.ãDeverão ser enviados à ANP dados einformações de produção e movimentação arespeito dos respectivos sistemas de medição,com conteúdo, freqüência e forma a seremdeterminadas conforme definido pela ANP.Ressalta-se que tais dados são formados por:volumes produzidos diários e dados deconfiguração diários dos computadores devazão, além do cadastro “on-line” dos pontosde medição (sistema próprio da ANP).Quanto às inspeções periódicas, antesrestritas à ANP, agora o INMETRO tambémparticipará, atuando de forma complementar:ãAs verificações ou supervisõesmetrológicas realizadas pelo Inmetro serãoconforme a regulamentação metrológicavigente.Com relação à calibração de instrumentos,sem dúvida é o aspecto de maior impacto narevisão da Portaria, pois:ãOs instrumentos de mediçãoassociados devem atender aos requisitostécnicos e metrológicos estabelecidos nasregulamentações pertinentes e estaremcalibrados por laboratórios acreditados peloInmetro.Comentário: tal requisito exigirá que osinstrumentos sejam calibrados externamenteem laboratórios da RBC ou o regulado passe aser da RBC, o que deverá gerar um grandeimpacto econômico; atualmente é suficienteque os padrões de trabalho do regulado sejamcalibrados em laboratórios da RBC;ãOs instrumentos de medição utilizadospara pressão e temperatura devem atender àsnormas e regulamentos aplicáveis e possuíremcertificado de calibração emitido porlaboratório acreditado pelo Inmetro, devendoa exatidão das medições realizadas por estesassegurar que o sistema de medição atendaao especificado neste Regulamento em funçãoda aplicação do sistema de medição;Comentário: idem ao anterior;ãOs trechos retos e os condicionadoresde fluxo devem atender aos requisitostécnicos e metrológicos estabelecidos nasregulamentações pertinentes e sereminspecionados por laboratório acreditado peloInmetro ou por laboratório acreditado pororganismo membro do ILAC;Comentário: tal requisito exigirá que osinstrumentos sejam calibrados por entidadesda RBC ou o regulado passe a ser da RBC, oque deverá gerar um grande impactoeconômico; atualmente é suficiente que osinstrumentos de trabalho sejam calibrados emlaboratórios da RBC;ãAs placas de orifício e os porta-placasdevem atender aos requisitos técnicos emetrológicos estabelecidos nasregulamentações pertinentes e sereminspecionados dimensionalmente porlaboratório acreditado pelo Inmetro ou porlaboratório acreditado por organismo membrodo ILAC;Comentário: idem ao anterior;O INMETRO introduziu novos conceitos da áreade metrologia, como por exemplo:ã FISCALIZAÇÕES, VERIFICAÇÕES ESUPERVISÕES METROLÓGICAS - O operador dará acesso livre à ANP e aoINMETRO, a qualquer tempo, às instalações depetróleo e gás natural para fiscalização dasoperações e para as atividades relativas aocontrole metrológico legal dos sistemas demedição e seus instrumentos, inclusive osassociados;- As verificações ou supervisões metrológicasrealizadas pelo Inmetro serão conforme aregulamentação metrológica vigente;- As verificações e supervisões metrológicasrealizadas pelo INMETRO em sistemas demedição deverão ser precedidas decalibrações dos respectivos instrumentosrealizadas por laboratórios acreditados peloINMETRO ou por laboratório acreditado pororganismo membro do ILAC;

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