ANP Man & Reg

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MANUAL DE PROCEDIMENTOS
PARA INSPEÇÃO DOS
SISTEMAS DE MEDIÇÃO DE
PETRÓLEO E GÁS NATURAL
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ÍNDICE
1. INTRODUÇÃO
2. PROCEDIMENTOS DE INSPEÇÃO
2.1. CRITÉRIOS GERAIS DE INSPEÇÃO
2.2. MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM TANQUES;
2.3. MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM LINHA;
2.4. CÁLCULOS DE VOLUME DE PETRÓLEO;
2.5. MEDIÇÃO DE GÁS EM LINHA;
2.6. CÁLCULOS DE VOLUME DE GÁS NATURAL;
2.7. TESTES DE POÇOS;
2.8. COLETA DE AMOSTRAS E ANÁLISES DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL;
2.9. CÁLCULOS DE APROPRIAÇÃO NAS MEDIDAS COMPARTILHADAS.
3. LISTAS DE VERIFICAÇÃO:
3.1. MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM TANQUES;
3.2. MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM LINHA;
3.3. CÁLCULO DO VOLUME DE PETRÓLEO;
3.4. MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL E LINHA;
3.5. CÁLCULO DO VOLUME DE GÁS;
3.6. TESTES EM POÇOS;
3.7. TESTE DE AMOSTRAS E ANÁLISES DE GÁS NATURAL;
3.8. APROPRIAÇÃO NAS MEDIÇÕES COMPARTILHADAS;
3.9. MEDIÇÃO OPERACIONAL.
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1. INTRODUÇÃO
A fim de garantir a correta medição dos volumes produzidos e movimentados, e
consequentemente a aplicação das alíquotas fiscais sobre medidas confiáveis, a ANP
detectou a necessidade de manter um programa de inspeção contínuo e sistemáticos dos
sistemas de medição de petróleo e gás natural, em todos os campos de produção no país.
O Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural, aprovado através da
Portaria Conjunta ANP/INMETRO 001, em 19/06/2000, é documento inédito no país, e
exige um grande esforço dos concessionários de campos de produção de petróleo e gás
para adequação de seus antigos sistemas de medição a essas novas regras. Consciente
dessas dificuldades, a ANP, na Portaria 001 acima citada, estabeleceu o prazo de dois
anos a partir da publicação da Portaria, ou seja, 20/06/2002 como prazo limite para essa
adequação.
O acompanhamento da adequação dos campos já em produção, a aprovação dos novos
sistemas já conformes, e o acompanhamento do processo dinâmico de medição em todas
as concessões, demanda a utilização de técnicos bem preparados e treinados.
Levando-se em consideração a política de atuação da ANP, decidiu-se pela utilização de
terceira parte nos trabalhos rotineiros de inspeção dos sistemas de medição.
1.1. OBJETIVO
O presente manual tem por objetivo estabelecer os procedimentos a serem seguidos
antes, durante e após as inspeções dos sistemas de medição.
1.2. DISPOSIÇÕES GERAIS
Toda e qualquer inspeção deverá ser deflagrada pela ANP/SDP, que se encarregará de
notificar formalmente o concessionário do planejamento da mesma. Os objetivos da
inspeção serão discutidos de antemão pela SDP e pela instituição encarregada do
trabalho.
 A atividade de inspeção não deve ser confundida com exames preventivos ou corretivos
dos sistemas de medição. Assim, deve-se respeitar a postura de que o inspetor não
sugere soluções, não opera equipamentos, enfim, não executa nenhuma operação
relacionada com a medição, ou mesmo sugere ou insinua soluções para as não
conformidades encontradas.
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Não serão executadas inspeções sem aviso prévio ao concessionário de acordo com o
item 10.3.4 do Regulamento. Deste aviso ao concessionário deverá constar o roteiro da
inspeção, pontos a serem inspecionados, tipo de inspeção, documentos que o
concessionário deverá ter disponíveis para exame e o local onde os mesmo deverão ser
apresentados.
A função do inspetor deve-se ater à atividade de inspeção, e não caberá a ele, em
nenhuma hipótese, a função fiscalizatória, coibindo-se qualquer ação do inspetor que
possa representar multas, sanções, perdimentos, ou paradas de produção.
1.3. RELATÓRIO DE INSPEÇÃO
A cada inspeção realizada deverá ser elaborado um relatório completo, onde estarão
claramente indicadas todas as concessões inspecionadas e as não conformidades
encontradas. No caso de serem encontradas não conformidades consideradas críticas ou
graves, o concessionário ao ser informado pelo inspetor desta irregularidade, terá 5 dias
úteis para informar as medidas corretivas a serem tomadas e o tempo que considera
necessário para sanar a não conformidade. O tempo de solução da não conformidade
deverá ser acordado com a ANP. Toda não conformidade crítica ou grave acarretará uma
outra e consequente inspeção para verificação da solução da irregularidade.
A cada mês será encaminhado à SDP, pela instituição encarregada das inspeções,
relatório resumindo todas as inspeções realizadas no período.
1.4. LISTA DE PROCEDIMENTOS E VERIFICAÇÃO
Deste manual fazem parte diversas listas de procedimentos durante as inspeções,
conforme o tipo de instalação inspecionada, bem como listas de itens de verificação para
cada instalação. Estas listas devem ser consideradas como guia auxiliar da inspeção, não
podendo ser consideradas exaustivas ou exclusivas.
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2. PROCEDIMENTO DE INSPEÇÃO
2.1. CRITÉRIOS GERAIS DE INSPEÇÃO
2.1.1. OBJETIVO
2.1.1.1. Este procedimento tem por objetivo definir os critérios para inspeção de sistemas de
medição de petróleo e gás em instalações de produção, que devam atender aos
requisitos do Regulamento de Medição de Petróleo e Gás Natural
2.1.1.2. O procedimento cobre os aspectos gerais da inspeção de sistemas de medição,
sendo os aspectos particulares de cada tipo de sistema cobertos por outros
procedimentos.
2.1.2. DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA
2.1.2.1 Regulamento de Medição
2.1.2.2 Normas e Padrões relacionados no Regulamento de Medição
2.1.3 CRITÉRIOS GERAIS DE INSPEÇÃO
2.1.3.1. As inspeções dos sistemas de medição são cobertas pelo item 10.3.1 do
Regulamento de Medição de Petróleo e Gás Natural, que determina que a ANP, ou
seus representantes, terá livre acesso às instalações, para inspeção dos sistemas de
medição, verificação das operações e dos relatórios de medição.
2.1.3.2. Conforme o item 10.3.2 do Regulamento, as inspeções podem incluir, entre outras
atividades:
a)Verificação se os sistemas de medição estão instalados conforme normas e
regulamentos aplicáveis e conforme as recomendações dos fabricantes;
b) Inspeção do estado dos sistemas e instrumentos de medição;
c) Verificação dos selos e as respectivas planilhas de controle;
d) Acompanhamento de inspeções de tanques e sistemas de medição;
e) Acompanhamento de calibração de sistemas e instrumentos;
f) Acompanhamento de operações de medição;
g) Acompanhamento de testes de produção;
h) Verificação dos cálculos dos volumes;
i) Acompanhamento das operações de amostragem e análise de laboratório;
j) Verificação dos relatórios de medição, teste e calibração.
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2.1.3.3. A relação acima não é exaustiva. Outras atividades, que sejam relevantes para a
verificação do cumprimento do Regulamento de Medição de Petróleo e Gás Natural e
do correto funcionamento, operação, manutenção e calibração dos sistemas poderão
ser incluídas nas inspeções.
2.1.3.4. A responsabilidade pelo fornecimento de instrumentos, equipamentos, materiais e
pessoal, bem como, todo o apoio logístico necessário para a realização das
inspeções é do concessionário, conforme definido no Regulamento e no Contrato de
Concessão . O inspetor da ANP se limitará em princípio, a acompanhar e registrar as
atividades de inspeção solicitadas.
2.1.3.5. Devido à necessidade do concessionário mobilizar recursos para a realização da
inspeção, a mesma deve ser programada com antecedência e por escrito. Deve ser
preparado um roteiro específico de inspeção, indicando os itens que serão objeto da
inspeção, quais operações deverão ser realizadas na presença do inspetor e que
documentos serão requeridos durante a inspeção. Conforme item 10.3.4 do
Regulamento, o concessionário terá 5 dias úteis para providenciar os recursos
necessários para a inspeção.
2.1.3.6. Durante uma inspeção pode ser identificada a necessidade da realização de
atividades complementares. Se as mesmas não puderem ser realizadas
imediatamente, por falta de recursos no local, devem ser programadas como parte do
relatóriode inspeção.
2.1.3.7. Algumas atividades de inspeção devem ser executadas juntamente com atividades
operacionais, de inspeção, calibração e manutenção programadas e executadas pelo
concessionário. Nestes casos a inspeção deverá coincidir com a realização de tais
atividades. Para tal, e conforme o item 10.3.4 do Regulamento, o concessionário
deverá comunicar, com 7 dias de antecedência, a realização dessas suas atividades
para que a inspeção possa ser realizada simultaneamente.
2.1.4. RELATÓRIOS DE INSPEÇÃO
2.1.4.1. Os resultados das inspeções realizadas nos sistemas de medição serão objeto de
relatórios de inspeção.
2.1.4.2. O relatório a ser elaborado por instalação além de identificar o campo produtor e o
concessionário deve incluir:
2.1.4.2.1. Descrição da instalação inspecionada. Descrição do roteiro de inspeção;
2.1.4.2.2. Identificação dos equipamentos, sistemas e documentos inspecionados;
2.1.4.2.3. Descrição das atividades de inspeção executadas, incluindo os nomes dos
responsáveis, a descrição e os certificados de calibração dos instrumentos
utilizados;
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2.1.4.2.4. Resultados das atividades de inspeção. Listas de verificação rubricadas pelas
partes;
2.1.4.2.5. Descrição das não conformidades levantadas e avaliação das mesmas;
2.1.4.2.6. Descrição das ações corretivas a serem implementadas;
2.1.4.2.7. Assinatura do inspetor e do representante do concessionário;
2.1.4.2.8. Cópias de documentação relevante, relatórios de medição, certificados, etc. Esta
cópias são requeridas como parte do roteiro de inspeção. Cópias de outros
documentos, cuja necessidade for determinada durante a inspeção, deverão ser
providenciadas pelo Concessionário dentro de 2 dias úteis da inspeção.
2.1.4.3. As não conformidades críticas ou graves devem ser informadas à ANP dentro de 48
horas da inspeção pelo inspetor . No caso do concessionário, a informação será sob
a forma de relatório de falha do sistema de medição, no prazo de 5 dias úteis,
incluindo-se necessariamente as ações corretivas a serem implementadas e os
prazos para suas efetivações, na forma de e-mail para medicao@anp.gov.br e a ser
confirmado por fax (tels: 3804-0102, 3804-0103 e 3804-0104) ou por carta (Rua
Senador Dantas, 105 – 11° andar – Centro – CEP: 20031-201 – Rio de Janeiro –
RJ).
2.1.4.4. Para as não conformidades leves, Quando as ações corretivas não puderem ser
determinadas durante a inspeção, por falta de informações ou pela necessidade de
atividades de inspeção complementares, o concessionário deverá enviar uma
proposta de ação corretiva dentro do prazo a ser estipulado pelo inspetor, mas não
inferior a 5 dias corridos.
2.1.5. NÃO CONFORMIDADES
2.1.5.1. Qualquer irregularidade que comprometa ou possa vir a comprometer a exatidão da
medição deve ser relacionada como não conformidade.
2.1.5.2. As não conformidades podem ser classificadas em leves, críticas ou graves.
2.1.5.2.1. As não conformidades são consideradas como leves quando não afetarem
significativamente a exatidão da medição, embora se não corrigidas possam evoluir
para não conformidades críticas ou graves. Exemplos de não conformidades leves
são: calibrações efetuadas com freqüência inferior a exigida ou erros de
procedimento.
2.1.5.2.2. As não conformidades são consideradas críticas quando afetarem a exatidão das
medições de forma que não sejam cumpridos os requisitos do regulamento. A
ocorrência de uma não conformidade crítica é considerada como uma falha da
medição. Exemplos de não conformidades críticas são: utilização de instrumentos e
sistemas não aprovados pela ANP, falta de selos e evidência de ajustes não
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autorizados nos medidores, operação dos medidores fora da sua faixa de operação
recomendada pelo fabricante.
2.1.5.2.3. As não conformidades são consideradas graves quando configurarem ausência de
medição da produção, constituírem reincidência de uma não conformidade crítica ou
contumácia na incidência de não conformidades leves, devidamente comprovadas
durante inspeções.
2.1.6. AÇÕES CORRETIVAS
2.1.6.1. Quando forem encontradas não conformidades, o concessionário deve propor ações
corretivas. No caso de não conformidades críticas ou graves, as respectivas ações
corretivas devem ser informadas à ANP e seus prazos de implementação aprovados
pela agência. As ações corretivas podem ser propostas diretamente ao inspetor,
quando da sua detecção, ou conforme prazos estabelecidos nos subitens 2.1.4.3 e
2.1.4.4.
2.1.6.2. Cada não conformidade será objeto de uma ação corretiva em separado. A ação
corretiva deve detalhar todas os passos requeridos para sanar a não conformidade,
assim como os prazos previstos de implementação e os testes necessários para
verificar que a não conformidade foi eliminada.
2.1.6.3. Os sistemas afetados por não conformidades críticas ou graves deverão ter ações
corretivas da não conformidade de acordo como prazo acertado com a ANP. No caso
de desrespeito ao prazo, omissão ou reincidência da não conformidade, o sistema de
medição poderá ser retirado de operação, a critério da ANP.
2.1.7. MODELOS DE TABELAS E PLANILHAS DE INSPEÇÃO
2.1.7.1. Nas inspeções deverão ser utilizados os modelos de tabelas e planilhas abaixo :
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Folha de Dados dos Pontos de Medição
Data:
Plataforma / Estações Coletoras:
Campos:
TAG do Ponto: Fluido:
Tipo do Medidor: Localização na Planta:
Instrumentos Componentes do Ponto de Medição:
Tipo de
Instrumento
TAG do
Instrumento
Faixa de
Operação
Fabricante e
Tipo N
o de Série
Certificado de
calibração e
data
TAG do Ponto: Fluido:
Tipo do Medidor: Localização na Planta:
Instrumentos Componentes do Ponto de Medição:
Tipo de
Instrumento
TAG do
Instrumento
Faixa de
Operação
Fabricante e
Tipo
No de
Série
Certificado de
calibração e
data
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Instalação :
Campo:
Concessionário:
Data:
Descrição da instalação
i) Medição de óleo
ii) Medição de gás
Medidor:
Inspetor:
Campo:
Responsável:
Verificação Evidência Número
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2. PROCEDIMENTO DE INSPEÇÃO
2.2. MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM TANQUES
2.2.1. OBJETIVO
2.2.1.1. Este procedimento tem por objetivo definir os critérios para inspeção de sistemas de
medição de petróleo em tanque, que devam atender aos requisitos do Regulamento
de Medição de Petróleo e Gás Natural
2.2.1.2. O procedimento cobre a medição fiscal e a medição para apropriação de petróleo em
tanques.
2.2.2. DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA
2.2.2.1. Regulamento de Medição
2.2.2.2. Normas e Padrões relacionados no Regulamento de Medição (ver item 15)
2.2.3. GERAL
2.2.3.1. A medição de petróleo em tanques é coberta pelos itens 6.1 e 6.2 do Regulamento
de Medição de Petróleo e Gás Natural.
2.2.3.2. O procedimento de medição consiste da medição do nível de petróleo e
eventualmente da água no tanque, da medição de temperatura em vários pontos, da
coleta de amostras para medição de densidade e do BSW por análise.
2.2.3.3. Com base nos valores medidos é calculado o volume bruto, utilizando a tabela de
arqueação do tanque, o volume bruto corrigido com base na temperatura e
densidade e o volume líquido descontando o BSW.
2.2.3.4. O Regulamento, no seu item 6.1.7, especifica que nos tanques a medição não pode
ser feita simultaneamente com o enchimento ou esvaziamento do tanque.
2.2.4. ARQUEAÇÃO E INSPEÇÃO DOS TANQUES
2.2.4.1. Os tanques utilizados para medição fiscal ou para apropriação devem ser
arqueados, conforme item 6.2 do Regulamento. Cada tanque deve ter um
certificado de arqueação válido, isto é correspondente a uma arqueação feita pelo
INMETRO ou outro órgão competente, e dentro de seu prazo de validade de 10
anos.
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2.2.4.2. No caso de tanques com volume máximo de 100 m³ e medindo volumes de produção
inferiores a 50 m³ por dia, em medições para apropriação, pode ser utilizado um
procedimento simplificadode arqueação, conforme item 8.2.1.3 do Regulamento,
desde que aprovado pela ANP.
2.2.4.3. Os tanques devem ser inspecionados a cada três anos, interna e externamente. Para
comprovação, deve sempre estar disponível um certificado da última inspeção do
tanque, dentro do prazo de validade. A inspeção, deve ser feita por entidade ou
profissional qualificado, que pode ser o próprio concessionário, ficando registrado em
relatório.
2.2.4.4. A existência de deformações ou corrosão visualmente detectáveis, caracterizará uma
não conformidade crítica, cuja ação corretiva deverá incluir necessariamente a
inspeção total por instrumentos e reparo do tanque e uma eventual arqueação.
2.2.5. TUBULAÇÕES E VÁLVULAS
2.2.5.1. As tubulações de entrada e saída de óleo do tanque, bem como aquelas de conexão
entre tanques e de dreno, devem ser providas de válvulas, localizadas próximas ao
tanque e que possam ser seladas na posição fechada. (Item 6.1.6 do Regulamento)
2.2.5.2. As válvulas devem ser testadas periodicamente para detectar vazamentos. O período
de teste deve ser determinado, tomando-se em conta o tipo da válvula utilizada e as
normas aplicáveis.
2.2.5.3. Válvulas com duplo bloqueio e dreno, instaladas corretamente, permitem detectar
vazamentos em operação e não necessitam ser testadas.
2.2.5.4. Os testes de válvulas devem ser comprovados através de certificados. A inspeção,
para emissão de certificado, deve ser feita por entidade ou profissional qualificado,
que pode ser o próprio concessionário.
2.2.5.5. Deve ser verificada a ausência de tubulações que permitam a transferência de
petróleo sem passar pelos tanques de medição.
2.2.6. ACESSÓRIOS DOS TANQUES
2.2.6.1. Os tanques devem ser providos de bocas de medição e tomada de amostra, mesa de
medição e marca de referência.
2.2.6.2. Exceto a mesa de medição, todos os outros acessórios devem ser inspecionados
visualmente.
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2.2.6.3. A posição da mesa de medição, relativa à marca de referência, deve ser verificada
utilizando uma trena.
2.2.6.4. O estado da mesa de medição deve ser verificado durante a inspeção do tanque.
2.2.6.5. As tubulações de entrada de líquido devem ser projetadas para evitar respingos.
2.2.7. MEDIÇÃO MANUAL DE NÍVEL
2.2.7.1. A medição manual de nível é feita com a utilização de trenas. As trenas devem ser
calibradas anualmente pelo Inmetro ou por entidade credenciada pelo INMETRO.
Deve ser apresentado um certificado válido de calibração para cada trena.
2.2.7.2. As medições devem ser feitas seguindo um dos procedimentos recomendados no
item 6.1.4.1 do Regulamento. Deve ser verificado o método utilizado para fazer as
leituras.
2.2.7.3. Nos casos previstos no item 8.2.1.3, medição de volumes inferiores a 50 m3/dia com
tanques de capacidade máxima de 100 m3, a medição poderá ser feita por régua
externa. Neste caso deverá ser verificado o correto funcionamento do sistema de
flutuador e contrapesos e o alinhamento e a tensão dos cabos, assim como a
verticalidade da régua e a possibilidade de leitura sem erros de paralaxe.
2.2.7.4. Nos casos em que houver água livre no fundo do tanque, deverá ser determinada a
posição da interface água/óleo conforme métodos indicados no item 6.1.4.1.
2.2.8. MEDIÇÃO AUTOMÁTICA DE NÍVEL
2.2.8.1. Os sistemas de medição automática deverão ser aprovados pela ANP, com base na
rastreabilidade comprovada dos mesmos e cumprir com os requisitos do item 6.1.4.2
do Regulamento. Deverá ser verificado se os sistemas estão instalados e são
operados conforme instruções do fabricante e normas aplicáveis.
2.2.8.2. Os sistemas automáticos de medição de nível devem ser calibrados no mínimo uma
vez a cada seis meses. Deverá ser apresentado um certificado de calibração para
cada medidor, dentro do seu prazo de validade. A calibração deve ser feita por
entidade ou profissional qualificado, que pode ser o próprio concessionário, ficando
registrado em certificado.
2.2.8.3. A calibração de sistemas automáticos de medição de nível deve ser feita no mínimo
em três níveis diferentes, utilizando trenas manuais calibradas pelo INMETRO, ou
outro sistema aprovado pela ANP.
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2.2.8.4. A exatidão requerida dos medidores automáticos é de 6 mm para as medições
fiscais, conforme item 6.2.5 do Regulamento. Nas medições para apropriação a
exatidão deve ser 12 mm, conforme item 8.2.1.2. do Regulamento.
2.2.9. MEDIÇÃO DE TEMPERATURA
2.2.9.1. A temperatura média do tanque deve ser medida conforme métodos indicados no
item 6.1.5 do Regulamento para medições manuais e automáticas.
2.2.9.2. Os sistemas automáticos de medição devem ser calibrados periodicamente,
conforme instruções do fabricante do sistema e no mínimo uma vez a cada seis
meses. A calibração, para emissão de certificado, deve ser feita por entidade ou
profissional qualificado, que pode ser o próprio concessionário.
2.2.10. MEDIÇÃO DE MASSA ESPECÍFICA
2.2.10.1. A massa específica do petróleo deve ser medida para cálculo da dilatação térmica A
medição pode ser automática ou manual. No último caso deverá ser feita conforme
métodos indicados no item 6.5.6.1.
2.2.10.2. Nas medições automáticas, os instrumentos de medição de densidade deverão ser
calibrados periodicamente, conforme recomendações do fabricante ou no mínimo
uma vez a cada seis meses. A calibração, para emissão de certificado, deve ser feita
por entidade ou profissional qualificado, que pode ser o próprio concessionário.
2.2.10.3. Para coleta de amostras e medição de densidade ver o correspondente procedimento
de inspeção.
2.2.11. MEDIÇÃO DE CONTEÚDO DE ÁGUA E SÓLIDOS
2.2.11.1. O conteúdo de água e sólidos (BSW) no petróleo, deve ser determinado em amostras
coletadas e analisadas conforme item 6.5 do Regulamento.
2.2.11.2. A verificação dos métodos de coleta e análise é coberta por procedimento específico.
2.2.12. PROCEDIMENTO DE MEDIÇÃO
2.2.12.1. A medição de petróleo em tanques deve seguir um procedimento para evitar erros
sistemáticos, conforme item 6.1.7 do Regulamento.
2.2.12.2. Deve ser verificado se durante a fase de enchimento do tanque, as válvulas de saída
estão fechadas e seladas.
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2.2.12.3. Deve ser verificado se após a fase de enchimento, as válvulas de entrada foram
fechadas e seladas, e o tanque foi deixado em repouso por um tempo suficiente para
permitir a liberação de vapores, eliminação da espuma e decantação da água livre, se
houver.
2.2.12.4. A água livre pode ser drenada ou retirada do tanque juntamente com o petróleo. Deve
ser verificado se no primeiro caso ela foi drenada antes da medição de nível. No
segundo caso deve ser verificado se foi feita a medição do nível da interface
óleo/água. Após a eventual drenagem, deve ser verificado se as válvulas de dreno
foram fechadas e seladas.
2.2.12.5. A medições de nível, nível de interface, temperatura, densidade e coleta de amostras
para medição de BSW devem ser feitas conforme procedimentos específicos. Após a
medição, as válvulas de saída podem ser abertas e o petróleo transferido.
2.2.12.6. Após o fim da transferência, o nível residual deve ser medido, as válvulas devem ser
fechadas e seladas, o que deve ser verificado na inspeção.
2.2.13. CÁLCULO DO VOLUME DE PRODUÇÃO
2.2.13.1. O cálculo do volume de produção deve ser efetuado conforme item 6.1.8 do
Regulamento
2.2.13.2. Devem ser elaborados relatórios de medição contendo todos os dados e cálculos
efetuados
2.2.13.3. A verificação dos métodos de cálculo é objeto de procedimento de verificação
específico.
2.2.14. APROVAÇÃO DE PONTOS DE MEDIÇÃO DE SISTEMA DE MEDIÇÃO DE
PETRÓLEO EM TANQUES
2.2.14.1. O projeto detalhado do sistema medição deverá incluir, no mínimo:
• Diagrama esquemático das instalações, indicando as principais correntes de
petróleo, gás e água, a localização dos pontos de medição fiscal, dos pontos de
medição para controle operacional da produção, do gás para processamento,do
transporte, estocagem , importação e exportação de petróleo e gás natural;
• Fluxograma de engenharia dos sistemas de medição, mostrando todas as
tubulações, medidores e acessórios instalados;
• Especificações e folhas de dados dos instrumentos de medição, amostradores e
acessórios;
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• Memorial descritivo dos sistemas de medição, incluindo uma descrição dos
equipamentos, instrumentos e sistemas de calibração a serem empregados;
• Memorial descritivo da operação dos sistemas de medição, contendo uma descrição
dos procedimentos de medição, amostragem, análise e determinação de
propriedades e cálculo dos volumes de produção.
Devem ser verificados, no mínimo, os seguintes itens:
• Localização dos pontos de medição, conforme Plano de Desenvolvimento ou Projeto
Básico de Adequação e diagrama esquemático;
• Qualidade prevista do petróleo a ser medido;
• Ausência de tubulações que permitam a transferência de petróleo sem passar pelo
ponto de medição;
• Acessórios dos tanques utilizados para medição;
• Existência de válvulas para isolamento dos tanques durante a medição e tipo das
mesmas;
• Para sistemas de medição automática de nível, temperatura e densidade,
cumprimento dos requisitos das normas aplicáveis relacionadas no Regulamento de
Medição;
• Procedimentos de medição e métodos de análise e de cálculo.
2.2.15. Relação de Documentos de Referência :
ISO/DIS 4512 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Equipment for Measurement
of Liquid Levels in Storage Tanks – Manual Methods.
ISO 4266 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Measurement of Temperature
and Level in Storage Tanks - Automatic Methods.
ISO/DIS 4266-1 Petroleum and Liquid Petroleum Products - Measurement of Level and
Temperature in Storage Tanks by Automatic Methods -- Part 1: Measurement of Level
in Atmospheric Tanks.
ISO/DIS 4266-4 Petroleum and Liquid Petroleum Products - Measurement of Level and
Temperature in Storage Tanks by Automatic Methods - Part 4: Measurement of
Temperature in Atmospheric Tanks
ISO/DIS 4268 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Temperature Measurements
-- Manual Methods
ISO/DIS 4269-1 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Tank Calibration by Liquid
Measurement -- Part 1: Incremental Method Using Volumetric Meters
ISO 7507-1 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calibration of Vertical
Cylindrical Tanks -- Part 1: Strapping Method
ISO 7507-2 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calibration of Vertical
Cylindrical Tanks -- Part 2: Optical-Reference-Line Method
ISO 7507-3 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calibration of Vertical
Cylindrical Tanks -- Part 3: Optical-Triangulation Method
ISO 7507-4 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calibration of Vertical
Cylindrical Tanks -- Part 4: Internal Electro-Optical Distance-Ranging Method
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ISO/DIS 7507-5 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calibration of Vertical
Cylindrical Tanks -- Part 5: External Electro-Optical Distance-Ranging Methods
ISO/TR 7507-6 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calibration of Vertical
Cylindrical Tanks -- Part 6: Recommendations for Monitoring, Checking and Verification
of Tank Calibration and Capacity Table OIML R 71- Fixed Storage Tanks. General
Requirements
OIML R71 – Fixed Storage Tanks. General Requirements.
OIML R85 – Automatic Level Gauges for Measuring the Level of Liquid in Fixed Storage
Tanks
API – MPMS - Chapter 12.1, Calculation of Static Petroleum Quantities, Part 1, Upright
Cylindrical Tanks and Marine Vessels
Chapter 12.1.1, Errata to Chapter 12.1--Calculation--Static Measurement, Part 1,
Upright Cylindrical Tanks and Marine Vessels, First Edition Errata published
Portaria INPM n 33/67- Norma para Medição da Altura de Produtos de Petróleo
Armazenados em Tanques
Portaria INMETRO n 145/99- Aprova o Regulamento Técnico Metrológico,
estabelecendo as condições a que devem atender as medidas materializadas de
comprimento, de uso geral
Portaria INPM n 9/67- Norma de Termômetros para Petróleo e seus Derivados Quando
em Estado Líquido, Bem como para os Respectivos Suportes
Portaria INPM n 15/67- Normas para a Determinação da Temperatura do Petróleo e
seus Derivados Líquidos
CNP- Resolução n 06/70- Tabelas de Correção de Volume de Petróleo e seus
Derivados
18
2. PROCEDIMENTO DE INSPEÇÃO
2.3. MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM LINHA
2.3.1. OBJETIVO
2.3.1.1. Este procedimento tem por objetivo definir os critérios para inspeção de sistemas de
medição de petróleo em linha, que devam atender aos requisitos do Regulamento de
Medição de Petróleo e Gás Natural.
2.3.1.2. O procedimento cobre a medição fiscal e a medição para apropriação de petróleo em
linha.
2.3.2. DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA
2.3.2.1. Regulamento de Medição.
2.3.2.2. Normas e Padrões relacionados no Regulamento de Medição (ver item 1.3).
2.3.3. GERAL
2.3.3.1. A medição de petróleo em linha é coberta pelos itens 6.3 e 6.4 do Regulamento de
Medição de Petróleo e Gás Natural.
2.3.3.2. O procedimento de medição consiste da medição da vazão no ponto de medição
fiscal e para apropriação e a sua totalização num tempo pré-determinado,
normalmente um dia de produção. Os valores medidos são corrigidos pela dilatação
térmica e compressibilidade do líquido.
2.3.3.3. Com base nos valores medidos é calculado o volume bruto, considerando-se o fator
do medidor e as correções de pressão e temperatura. O volume líquido é calculado
descontando o BSW do valor medido.
2.3.4. MEDIÇÃO EM LINHA
2.3.4.1. Os tipo de medidores a serem utilizados nas medições de petróleo em linha devem
ser dos seguintes tipos:
• Medidores tipo deslocamento positivo;
• Medidores tipo turbina;
• Medidores tipo Coriolis (mássico), com indicação de volume;
19
• Outros tipos de medidores aprovados pela ANP, após consulta do concessionário ou
autorizatário.
2.3.4.2. Os medidores devem ser providos de um totalizador sem dispositivo de retorno a
zero. No caso de sistemas eletrônicos ou digitais, deve ser assegurado que o
totalizador é protegido contra um retorno a zero não autorizado ou acidental. Será
considerada como uma não conformidade crítica a constatação de um retorno a zero
acidental.
2.3.4.3. Os medidores devem ser calibrados no local da medição, de modo a garantir que a
calibração seja feita com as mesmas características do fluxo a ser medido, fluido e
malha de medição. Desta forma o fluído utilizado na calibração é o medido e toda a
malha de medição é verificada durante a calibração. A calibração dos medidores em
outro local, somente pode ser aceita se for mostrada sua necessidade e adequação.
2.3.4.4. O sistema de calibração pode ser fixo ou móvel. No caso da opção por um sistema
móvel de calibração, os sistemas de medição deverão estar providos de conexões e
válvulas em suas tubulações de modo a possibilitar a instalação do sistema móvel de
calibração.
2.3.4.5. Deve ser instalado um sistema de amostragem de petróleo que permita retirar um
volume proporcional à quantidade medida, de forma automática. Os sistemas de
amostragem são cobertos por procedimento de inspeção próprio.
2.3.4.6. Deve ser instalado um instrumento de medição de temperatura ou sistema de
compensação automática de temperatura. A compensação automática pode ser por
meios mecânicos, eletrônicos ou por processamento digital.
2.3.4.7. Deve ser instalado um instrumento de medição de pressão ou sistema de
compensação automática de pressão.
2.3.4.8. A configuração dos sistemas de medição deve estar em conformidade com as
prescrições das normas e padrões referenciados no item 6.3.4 do Regulamento.
2.3.4.9. Os medidores devem ser operados dentro de uma faixa de vazão na qual a incerteza
na medição seja compatível com os requisitos do Regulamento. Se as variações na
vazão a ser medida estiverem fora desta faixa, devem ser instalados dois ou mais
medidores em paralelo, ou outrasolução previamente aprovada pela ANP, de forma a
cobrir a faixa de vazão operacional sem ultrapassar a incerteza permitida.
2.3.4.10. O Regulamento não permite a produção sem medição. Para cobrir os casos de falhas
e manutenção, devem ser instalados medidores reserva, com válvulas para
alinhamento e isolamento. Os medidores reserva, em princípio, devem ser idênticos
aos medidores principais.
20
2.3.5. TUBULAÇÕES, VÁLVULAS E ACESSÓRIOS
2.3.5.1. Os sistemas de medição de petróleo em linha devem ser instalados de forma a
impedir que o petróleo possa passar pelo sistema sem ser medido. Não devem ser
instalados contornos (by passes) do sistema de medição. Os fluxogramas da
instalação devem ser analisados para verificar se não podem ser abertos contornos
mediante a abertura de várias válvulas.
2.3.5.2. Os medidores, tubulações e acessórios devem ser compatíveis com as condições de
operação. Deve ser verificado se estão protegidos contra a máxima sobrepressão
possível, seja através da resistência das partes submetidas a pressão ou pela
existência de válvulas de segurança. Devem ser analisados os efeitos da dilatação
térmica em trechos do sistema que possam ser bloqueados quando cheios de
produto.
2.3.5.3. A menos que os medidores, pelas suas características construtivas, não permitam o
fluxo bidirecional, devem ser instaladas válvulas de retenção que evitem o fluxo
reverso através do sistema.
2.3.5.4. Se houver possibilidade de passagem ou liberação de gases, deverá ser instalado um
eliminador de gases antes do medidor.
2.3.5.5. Os medidores devem ser instalados conforme instruções do fabricante, normas
aplicáveis e boas práticas metrológicas e de engenharia. No caso de medidores tipo
deslocamento positivo, devem ser instalados filtros antes dos medidores para evitar
danos causados por sólidos em suspensão.
2.3.6. OPERAÇÃO DO SISTEMA DE MEDIÇÃO
2.3.6.1. Os medidores devem ser operados dentro das faixas que assegurem que a incerteza
está dentro dos limites permitidos e sem ultrapassar a faixa de medição
recomendados pelo fabricante. Na inspeção devem ser analisados os relatórios de
medição e qualquer outra documentação disponível para verificar se tais limites foram
respeitados.
2.3.6.2. Os medidores devem ser inspecionados visualmente para verificar se não há sinais
de danos.
2.3.6.3. Deve ser verificado se o ruído produzido pelo medidor é anormalmente alto. No caso
de medidores de deslocamento positivo, deve ser verificado se a queda de pressão,
em função da vazão, é muito superior a esperada, o que pode ser um indício de
problemas com o medidor.
21
2.3.6.4. Deve ser verificado, através dos relatórios de medição e outros documentos
disponíveis, se ocorreram variações significativas nos parâmetros operacionais, sem
a correspondente re-calibração do(s) medidor(es). O parâmetros a serem
considerados são: densidade do petróleo, temperatura e viscosidade. No caso de
medições para apropriação devem ser verificadas variações no BSW que afetam a
viscosidade.
2.3.6.5. Deve ser verificado o funcionamento dos medidores de temperatura e pressão e dos
sistemas de compensação automática. Deve se verificado o funcionamento dos
sistemas eletrônicos e digitais.
2.3.6.6. No caso de serem verificadas condições anormais de operação ou variações
significativas nos parâmetros operacionais sem re-calibração, o inspetor deve
registrar uma não conformidade e requerer a re-calibração do medidor com a maior à
brevidade possível. Se as condições anormais puderem fazer com que a incerteza na
medição seja superior àquela especificada no Regulamento, deve ser registrada uma
não conformidade crítica e o medidor afetado deve ser retirado de operação.
2.3.7. SISTEMAS DE CALIBRAÇÃO
2.3.7.1. Os sistemas de calibração previstos no regulamento são os seguintes:
• Provadores em linha, dos tipos provador convencional ou provador de pequeno
volume;
• Tanques de calibração;
• Medidores padrão.
2.3.7.2. Os sistemas de calibração devem ser construídos, instalados, calibrados e operados
conforme as recomendações das normas referenciadas no item 6.4 do Regulamento
e no item 2 deste procedimento.
2.3.7.3. O sistema de calibração pode ser instalado permanentemente ou ser um sistema
portátil.
2.3.7.4. Os provadores e tanques de calibração devem ser calibrados utilizando padrões de
volume rastreáveis aos padrões aceitos pelo INMETRO, no mínimo uma vez a cada 5
anos. Na inspeção do sistema de calibração deve ser verificado se o provador e/ou
tanque de calibração possuem certificado de calibração dentro do prazo de validade.
2.3.7.5. Os medidores padrão devem ser calibrados periodicamente, conforme indicado no
item 6.4.6 do Regulamento, utilizando um provador ou um tanque de calibração. Na
inspeção de medidores padrão deve ser verificado se o medidor possui relatório de
calibração dentro do prazo de validade, e se o fluido utilizado na calibração é o
mesmo fluido da operação.
22
2.3.8. OPERAÇÃO DE SISTEMAS DE CALIBRAÇÃO
2.3.8.1. Os medidores em operação devem ser calibrados periodicamente, conforme
requisitos do item 6.4.1 do Regulamento. Os medidores também devem ser re-
calibrados após reparos e quando ocorrerem variações significativas nas condições
de operação.
2.3.8.2. Quando for utilizado para calibração um medidor padrão, este deverá ser instalado
em série com o medidor a ser calibrado e à jusante de filtros e eliminadores de gás.
2.3.8.3. Deve ser verificado na inspeção se as operações de calibração e o cálculo dos
fatores atenderam os requisitos dos itens 6.4 do Regulamento e as recomendações
das Normas nele referenciadas.
2.3.8.4. Na inspeção devem ser verificados os certificados de calibração de todos os
medidores em operação, quanto aos intervalos entre as calibrações, as variações dos
fatores entre as calibrações e os sistemas de calibração utilizados, com a finalidade
de detectar falhas e não-conformidades dos sistemas de medição.
2.3.8.5. Os instrumentos de medição de temperatura e pressão devem ser calibrados
periodicamente. Devem ser verificados durante a inspeção os respectivos certificados
de calibração.
2.3.9. MEDIÇÃO DE MASSA ESPECÍFICA
2.3.9.1. A massa específica do petróleo deve ser medida para o cálculo da dilatação térmica.
A medição pode ser automática ou manual. No último caso deverá ser feita conforme
métodos indicados no item 6.5.6.1.
2.3.9.2. Nas medições automáticas, os instrumentos de medição de densidade deverão ser
calibrados periodicamente, conforme recomendações do fabricante e boas práticas
metrológicas e de engenharia ou no mínimo uma vez a cada seis meses.
2.3.9.3. Para coleta de amostras e medição de densidade ver o correspondente procedimento
de inspeção.
2.3.10. MEDIÇÃO DE CONTEÚDO DE ÁGUA E SÓLIDOS
2.3.10.1. O conteúdo de água e sólidos (BSW) no petróleo, deve ser determinado em amostras
coletadas e analisadas conforme item 6.5 do Regulamento.
2.3.10.2. A verificação dos métodos de coleta é análise é coberta por procedimento específico.
23
2.3.11. CÁLCULO DO VOLUME DE PRODUÇÃO
2.3.11.1. O cálculo do volume de produção deve ser efetuado conforme itens 6.1.8 e 6.3.6 do
Regulamento.
2.3.11.2. Devem ser produzidos relatórios de medição contendo todos os dados e cálculos
efetuados.
2.3.11.3. A verificação de métodos de cálculo é objeto de procedimento de inspeção
específico.
2.3.12. APROVAÇÃO DE PONTOS DE MEDIÇÃO DE SISTEMA DE MEDIÇÃO DE
PETRÓLEO EM LINHA
2.3.12.1. O projeto detalhado do sistema medição deverá incluir, no mínimo:
• Diagrama esquemático das instalações, indicando as principais correntes de
petróleo, gás e água, a localização dos pontos de medição fiscal, os pontos de
medição para controle operacional da produção, do gás para processamento, do
transporte, estocagem , importação e exportação de petróleo e gás natural;
• Fluxograma de engenharia dos sistemas de medição, mostrandotodas as
tubulações, medidores e acessórios instalados;
• Especificações e folhas de dados dos instrumentos de medição, amostradores e
acessórios;
• Memorial descritivo dos sistemas de medição, incluindo uma descrição dos
equipamentos, instrumentos e sistemas de calibração a serem empregados;
• Memorial descritivo da operação dos sistemas de medição, contendo uma descrição
dos procedimentos de medição, amostragem, análise e determinação de
propriedades e cálculo dos volumes de produção.
Devem ser verificados, no mínimo, os seguintes itens:
• Localização dos pontos de medição, conforme Plano de Desenvolvimento ou Projeto
Básico de Adequação e diagrama esquemático da instalação;
• Qualidade prevista do petróleo a ser medido;
• Não existência de tubulações que permitam a transferência de petróleo sem passar
pelo ponto de medição;
• Acessórios dos sistemas de medição;
• Existência de sistemas de calibração ou de conexões e válvulas para instalação de
sistema móvel.
• Cumprimento dos requisitos das normas aplicáveis relacionadas no Regulamento de
Medição;
• Procedimentos de calibração dos medidores;
• Procedimentos de medição e métodos de análise e de cálculo.
24
2.3.13. Relação de Documentos de Referência
ISO 2714 Liquid hydrocarbons -- Volumetric Measurement by Displacement Meter
Systems Other Than Dispensing Pumps
ISO 2715 Liquid Hydrocarbons -- Volumetric Measurement by Turbine Meter Systems
ISO 4267-2 Petroleum and Liquid Petroleum Products -- Calculation of Oil Quantities -
- Part 2: Dynamic Measurement
ISO 7278-1 Liquid Hydrocarbons -- Dynamic Measurement -- Proving Systems for
Volumetric Meters -- Part 1: General Principles
ISO 7278-2 Liquid Hydrocarbons -- Dynamic Measurement -- Proving Systems for
Volumetric Meters -- Part 2: Pipe Provers
ISO 7278-3 Liquid Hydrocarbons -- Dynamic Measurement -- Proving Systems for
Volumetric Meters -- Part 3: Pulse Interpolation Techniques
ISO/DIS 7278-4 Liquid Hydrocarbons -- Dynamic Measurement -- Proving Systems for
Volumetric Meters -- Part 4: Guide for Operators of Pipe Provers
API - MPMS
Chapter 5, Metering
Chapter 5.1, General Consideration for Measurement by Meters.
Chapter 5.4, Accessory Equipment for Liquid Meters.
Chapter 5.5, Fidelity and Security of Flow Measurement Pulsed - Data Transmission
Systems.
API - MPMS
Chapter 7.2, Temperature-Dynamic Temperature Determination.
API - MPMS
Chapter 11.2.1M, Compressibility Factors for Hydrocarbons: 638-1074 Kilograms per
Cubic Meter Range.
API - MPMS
Chapter 4, Proving Systems
Chapter 4.1, Introduction, Second Edition.
Chapter 4.3, Small Volume Provers
Chapter 4.4, Tank Provers
Chapter 4.5, Master-Meter Provers.
Chapter 4.7, Field-Standard Test Measures.
Portaria INMETRO n 113/97- Medidores Mássicos
OIML R117
CNP- Resolução n 06/70- Tabelas de Correção de Volume de Petróleo e Derivados
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2. PROCEDIMENTO DE INSPEÇÃO
2.4. CÁLCULOS DE VOLUMES DE PETRÓLEO
2.4.1 OBJETIVO
2.4.1.1. Este procedimento tem por objetivo definir os critérios para verificação dos cálculos
do volume de produção de petróleo a partir dos valores medidos por sistemas de
medição de petróleo que devam atender aos requisitos do Regulamento de Medição
de Petróleo e Gás Natural
2.4.1.2. O procedimento cobre o cálculo de volumes de produção de petróleo.
2.4.2. DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA
2.4.2.1. Regulamento de Medição
2.4.2.2. Normas e Padrões relacionados no Regulamento de Medição
2.4.3. GERAL
2.4.3.1. Os cálculos dos volumes líquidos de produção de petróleo devem constar dos
relatórios de medição. No caso de cálculos feitos por meio computacional, deve ser
indicado no relatório o programa utilizado. Periodicamente valores conhecidos devem
ser processados para garantir que o programa não foi alterado. Devem ser indicados
todos os valores utilizados no cálculo para eventual verificação do cálculo
apresentado.
2.4.3.2. Os cálculos de volume de petróleo consistem da determinação do volume líquido de
petróleo, a partir do volume bruto medido, corrigido pelo volume de água e
sedimentos, e pela variação de volume devida à diferença de temperatura e pressão
entre as condições de medição e as condições padrão.
2.4.4. DADOS PARA CÁLCULO
2.4.4.1. Os dados para cálculo devem corresponder aos obtidos através de medições. Esta
correspondência deve ser verificada através de registros operacionais, inclusive
quanto à hora e dia em que as medições foram efetuadas.
26
2.4.4.2. Todos os dados para cálculo devem ser representativos e provenientes de medições
dentro do período de produção considerado. A utilização de valores assumidos ou
históricos não é permitida e deve ser considerada uma não conformidade.
2.4.5. PROCEDIMENTO DE CÁLCULO
2.4.5.1. Deve ser verificado se os procedimentos para cálculo dos volumes líquidos estão de
acordo com as normas referenciadas nos itens 6.1.8 e 6.3.6 do Regulamento de
Medição.
2.4.5.2. Os fatores para correção por dilatação térmica, pressão e BSW devem ser calculados
conforme itens 6.1.5 e 6.3.5 do Regulamento de Medição. Se forem utilizados fatores
calculados por outros procedimentos, estes devem ser aprovados pela ANP.
2.4.5.3. Quando os cálculos forem efetuados, total ou parcialmente, pelo próprio sistema de
medição, deverão ser verificados os procedimentos de cálculo, os parâmetros
empregados e a integridade dos sistemas de transmissão de dados.
2.4.5.4. Os sistemas de medição que efetuam diretamente os cálculos devem possuir
registros dos volumes brutos medidos, para que se possa verificar os resultados
através de cálculo .
2.4.6. RELATÓRIO DE MEDIÇÃO
2.4.6.1. Deve ser verificada a elaboração dos relatórios de produção conforme itens 10.2.1 a
10.2.4 do Regulamento. Os relatórios devem cobrir todos os períodos de medição
desde a última inspeção.
2.4.6.2. Devem ser verificados o conteúdo dos relatórios e os cálculos conforme modelos
aprovados pela ANP.
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2. PROCEDIMENTO DE INSPEÇÃO
2.5. MEDIÇÃO DE GÁS EM LINHA
2.5.1. OBJETIVO
2.5.1.1. Este procedimento tem por objetivo definir os critérios para inspeção de sistemas de
medição de gás, que devam atender aos requisitos do Regulamento de Medição de
Petróleo e Gás Natural.
2.5.1.2. O procedimento cobre a medição fiscal e a medição para apropriação de gás em
linha.
2.5.2. DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA
2.5.2.1. Regulamento de Medição
2.5.2.2. Normas e Padrões relacionados no Regulamento de Medição
2.5.3. GERAL
2.5.3.1. A medição de gás em linha é coberta pelos itens 7.1, 7.2 e 7.3 do Regulamento de
Medição de Petróleo e Gás Natural.
2.5.3.2. O procedimento de medição consiste da medição da vazão no ponto de medição
fiscal e de apropriação e a sua totalização para um tempo pré-determinado,
normalmente um dia de produção. Os valores medidos são corrigidos
automaticamente (ou em casos especiais manualmente) pela dilatação térmica e
compressibilidade do gás, para se ter os volumes nas condições de referência.
2.5.4. SISTEMAS DE MEDIÇÃO EM LINHA
2.5.4.1. Os tipos de medidores fiscais e de apropriação a serem utilizados nas medições de
gás em linha devem ser dos seguintes tipos:
• Placas de orifício;
• Medidores tipo turbina;
• Medidores tipo ultra-sônico, multicanal.
• Outros tipos de medidores aprovados pela ANP, após consulta do concessionário ou
autorizatário.
28
2.5.4.2. Os sistemas de medição fiscal e apropriação devem incorporar dispositivos de
compensação automática de pressão e temperatura do gás, conforme item 7.1.11.
Tais sistemas devem compensar as variações do coeficiente de compressibilidade
decorrentes das variações de pressão e temperatura. As variações do coeficiente de
compressibilidade são também função da composição do gás, desta forma o
dispositivo de compensação deve permitir que os parâmetros de composição do gás
sejam modificados em função das análises periódicas requeridas pelo regulamento.2.5.4.3. Nos sistemas para medição fiscais e de apropriação de volumes de gás inferiores a
5000 m³ por dia, a compensação pode ser feita de forma manual, através da leitura
de instrumentos locais, conforme item 7.1.13.
2.5.4.4. Os sistemas de medição devem ser operados dentro de uma faixa de vazão na qual a
incerteza na medição seja compatível com os requisitos do Regulamento. Se as
variações na vazão a ser medida estiverem fora desta faixa, devem ser instalados
dois ou mais medidores em paralelo ou outra solução previamente aprovada pela
ANP, de forma a cobrir a faixa de vazão operacional sem ultrapassar a incerteza
permitida.
2.5.4.5. O Regulamento não permite a produção sem medição. Para cobrir as falhas
eventuais e a manutenção, devem ser instalados medidores reserva, com válvulas
para alinhamento e isolamento. Os medidores reserva, em princípio, devem ser
idênticos aos medidores principais.
2.5.5. TUBULAÇÕES, VÁLVULAS E ACESSÓRIOS
2.5.5.1. Os sistemas de medição de gás em linha devem ser instalados de forma a impedir
que o gás natural possa passar pelo sistema sem ser medido. Não podem ser
instalados contornos (by passes) do sistema de medição. Os fluxogramas da
instalação devem ser analisados para verificar se não podem ser abertos contornos
mediante a abertura de várias válvulas.
2.5.5.2. Os medidores, tubulações e acessórios devem ser compatíveis com as condições de
operação. Deve ser verificado se estão protegidos contra a máxima sobrepressão
possível, seja através da resistência das partes submetidas a pressão ou pela
existência de válvulas de segurança.
2.5.5.3. A menos que os medidores, pelas suas características construtivas, não permitam o
fluxo bidirecional, devem ser instaladas válvulas de retenção que evitem o fluxo
reverso através do sistema.
29
2.5.5.4. Os medidores devem ser instalados conforme instruções do fabricante e das normas
correspondentes. Devem ser respeitados os trechos retos à montante e à jusante do
elemento de medição e a instalação de retificadores de fluxo, conforme normas
aplicáveis e recomendações do fabricante.
2.5.6. OPERAÇÃO DO SISTEMA DE MEDIÇÃO
2.5.6.1. Os medidores devem ser operados dentro das faixas que assegurem que a incerteza
está dentro dos limites permitidos e sem ultrapassar os valores, máximo e mínimo,
recomendados pelo fabricante. Na inspeção devem ser analisados os relatórios de
medição e outra documentação disponível para verificar se tais limites foram
respeitados.
2.5.6.2. Os medidores devem ser inspecionados visualmente para verificar se não há sinais
de danos.
2.5.6.3. Nas placas de orifício deve ser verificado se o diâmetro do orifício instalado
corresponde àquele utilizado nos cálculos de vazão.
2.5.6.4. Nos sistemas de troca de placa com a linha em operação deve ser verificado se os
mesmos estão em bom estado e se não existem vazamentos.
2.5.6.5. Deve ser verificado, através dos relatórios de medição e de análise do gás, se as
propriedades do gás utilizadas no cálculo da vazão correspondem à última análise
química do mesmo.
2.5.6.6. Deve ser verificado o funcionamento dos medidores de temperatura e pressão e dos
sistemas de compensação automática. Devem ser verificados a configuração e o
funcionamento dos sistemas eletrônicos e digitais de cálculo, assim como a exatidão
dos parâmetros de cálculo fixados nos mesmos.
2.5.6.7. Quaisquer condições anormais detectadas nas verificações deste item devem ser
consideradas como não-conformidades.
2.5.6.8. Se as condições anormais causarem uma incerteza na medição superior àquela
especificada no Regulamento, deve ser registrada uma não conformidade crítica e o
medidor afetado deve ser retirado de operação até a implementação da ação
corretiva correspondente.
2.5.7. INSPEÇÃO E CALIBRAÇÃO DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO
2.5.7.1. Os sistemas de medição devem ser submetidos à inspeção e calibração periódicas
para assegurar a exatidão das medições. Cada sistema de medição deve ter um
modelo de cálculo de incerteza na medição, no qual apareça a incerteza de cada
30
medição parcial para se obter a incerteza permitida no regulamento para a medição
de volumes de gás natural em condições de referência.
2.5.7.2. Os medidores ultrassônicos e turbinas devem ser calibrados conforme normas
existentes a partir de recomendações do fabricante. Estes medidores podem ser
calibrados no local ou retirados para calibração em laboratório.
2.5.7.3. Os instrumentos de pressão diferencial, pressão estática e temperatura devem ser
calibrados periodicamente. Na inspeção devem ser verificados os certificados de
calibração de todos os instrumentos utilizados nas medições.
2.5.7.4. Os instrumentos e padrões utilizados na calibração devem ser rastreáveis aos
padrões aceitos pelo INMETRO.
2.5.7.5. As placas de orifício devem ser verificadas anualmente quanto às suas dimensões e
tolerâncias. O trecho de tubulação para medição deve ser inspecionado, no mínimo,
uma vez a cada três anos. Na inspeção devem ser verificados os certificados de
inspeção das placas e dos trechos de medição.
2.5.8. CÁLCULO DO VOLUME DE PRODUÇÃO
2.5.8.1. O cálculo do volume de produção deve ser efetuado conforme item 7.1 do
Regulamento
2.5.8.2. Devem ser produzidos relatórios de medição contendo todos os dados e cálculos
efetuados.
2.5.8.3. A verificação dos métodos de cálculo é objeto de procedimento de inspeção
específico.
2.5.9. APROVAÇÃO DE PONTOS DE MEDIÇÃO DE SISTEMA DE MEDIÇÃO DE GÁS EM
LINHA
2.5.9.1. O projeto detalhado do sistema de medição deverá incluir, no mínimo:
• Diagrama esquemático das instalações indicando as principais correntes de petróleo,
gás e água, a localização dos pontos de medição fiscal, os pontos de medição para
controle operacional da produção, do gás para processamento, do transporte,
estocagem , importação e exportação de petróleo e gás natural;
• Fluxograma de engenharia dos sistemas de medição, mostrando todas as
tubulações, medidores e acessórios instalados (inclusive válvulas de bloqueio e
retenção);
• Especificações e folhas de dados dos instrumentos de medição, amostradores e
acessórios;
31
• Memorial descritivo dos sistemas de medição, incluindo uma descrição dos
equipamentos, instrumentos e sistemas de calibração a serem empregados;
• Memorial descritivo da operação dos sistemas de medição, contendo uma descrição
dos procedimentos de medição, amostragem, análise e determinação de
propriedades e cálculo dos volumes de produção.
Devem ser verificados, no mínimo, os seguintes itens:
• Localização dos pontos de medição, conforme Plano de Desenvolvimento ou Projeto
Básico de Adequação;
• Composição do gás a ser medido;
• A inexistência de tubulações que permitam a transferência de gás sem passar pelo
ponto de medição;
• Acessórios dos sistemas de medição;
• Cumprimento dos requisitos das normas aplicáveis relacionadas no Regulamento de
Medição;
• Procedimentos de calibração dos medidores;
• Procedimentos de medição e métodos de análise e de cálculo.
32
2. PROCEDIMENTO DE INSPEÇÃO
2.6. CÁLCULOS DE VOLUMES DE GÁS NATURAL
2.6.1. OBJETIVO
2.6.1.1. Este procedimento tem por objetivo definir os critérios para verificação dos cálculos
de volume de produção de gás natural a partir dos valores medidos por sistemas de
medição de petróleo que devam atender aos requisitos do Regulamento de Medição
de Petróleo e Gás Natural
2.6.1.2. O procedimento cobre o cálculo de volumes de produção de gás natural.
2.6.2. DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA
2.6.2.1. Regulamento de Medição
2.6.2.2. Normas e Padrões relacionados no Regulamento de Medição
2.6.3. GERAL
2.6.3.1. Os cálculos dos volumes líquidos de produção de gás natural devem constar dos
relatórios de medição. No caso de cálculos feitos por meio computacional, deve ser
indicado no relatório o programa utilizado. Periodicamente valores conhecidosdevem
ser processados para garantir que o programa não foi alterado. Devem ser indicados
todos os valores utilizados no cálculo para eventual verificação manual do cálculo
apresentado
2.6.3.2. Os cálculos de volume de gás natural consistem da determinação do volume de gás
em condições padrão, a partir das medições efetuadas, incluindo o cálculo do volume
e a correção para as condições padrão de pressão e temperatura.
2.6.3.3. A composição do gás é necessária para os cálculos, devendo ser medida a intervalos
regulares, conforme Regulamento de Medição, ou de forma contínua, utilizando
analisadores em linha.
2.6.4. DADOS PARA CÁLCULO
2.6.4.1. Os dados para cálculo devem corresponder aos obtidos através de medições. Esta
correspondência deve ser verificada através de registros operacionais, inclusive
quanto à hora e dia em que as medições foram efetuadas.
33
2.6.4.2. Deve ser verificado se a composição do gás utilizada nos cálculos corresponde à
análise mais recente.
2.6.4.3. Todos os dados para cálculo devem ser provenientes de medições representativas
dentro do período de produção considerado. A utilização de valores assumidos ou
históricos não é permitida e deve ser considerada uma não conformidade crítica.
2.6.5. PROCEDIMENTO DE CÁLCULO
2.6.5.1. Deve ser verificado se os procedimentos para cálculo dos volumes de gás natural
estão de acordo com as normas referenciadas nos itens 7.1.7, 7.1.8 e 7.1.9 do
Regulamento de Medição.
2.6.5.2. Quando os cálculos forem efetuados, total ou parcialmente, pelo sistema de medição,
deverão ser verificados os procedimentos de cálculo, os parâmetros empregados e a
integridade dos sistemas de transmissão de dados.
2.6.5.3. Os sistemas de medição que efetuem diretamente os cálculos devem possuir
registros dos valores medidos, para que se possam verificar os resultados através de
cálculo manual.
2.6.6. RELATÓRIO DE MEDIÇÃO
2.6.6.1. Deve ser verificada a elaboração de relatórios de produção conforme item 10.2.1 a
10.2.4 do Regulamento. Os relatórios devem cobrir todos os períodos de medição
desde a última inspeção.
2.6.6.2. Deve ser verificado o conteúdo dos relatórios e os cálculos conforme modelos
aprovados pela ANP.
34
2. PROCEDIMENTO DE INSPEÇÃO
2.7. TESTES DE POÇOS
2.7.1. OBJETIVO
2.7.1.1. Este procedimento tem por objetivo definir os critérios para inspeção de sistemas de
testes de poços, que devam atender aos requisitos do Regulamento de Medição de
Petróleo e Gás Natural.
2.7.1.2. O procedimento cobre os testes de poços.
2.7.2. DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA
2.7.2.1. Regulamento de Medição.
2.7.2.2. Normas e Padrões relacionados no Regulamento de Medição.
2.7.3. GERAL
2.7.3.1. Os testes de poços estão cobertos pelo item 8.3 do Regulamento.
2.7.3.2. Os poços devem ser testados periodicamente, para fins de controle do reservatório e
para alocação da produção a cada poço e cálculo das participações de estados,
municípios e superficiários nas participações governamentais. Em alguns casos os
resultados dos testes de poços são utilizados para alocação da produção de campos.
2.7.3.3. Os intervalos máximos entre testes são determinados no item 8.3.1 e 8.3.2 do
Regulamento.
2.7.4. SISTEMA DE TESTE E OPERAÇÃO
2.7.4.1. Os testes devem ser feitos em separadores de teste ou tanques de teste. Outros
equipamentos de teste necessitam ser previamente aprovados pela ANP.
2.7.4.2. Deve ser verificado se os testes são feitos nas condições usuais de operação do
poço e dos sistemas de separação. Caso as condições sejam diferentes, devem ser
utilizados fatores de correção para o cálculo dos volumes de produção de petróleo,
gás e água.
35
2.7.4.3. Os testes devem ter uma duração de pelo menos quatro horas, precedidas de um
tempo de produção nas condições de teste, não inferior a uma hora, para a
estabilização das condições operacionais.
2.7.4.4. Deve ser verificado se o período de teste foi de no mínimo 4 horas.
2.7.5. MEDIÇÕES DE VOLUMES DE PRODUÇÃO
2.7.5.1. Durante o teste devem ser medidos os volumes de gás, óleo e água produzidos. Os
sistemas de medição devem ter características iguais às dos sistemas de medição
para apropriação conforme item 8.3.7 do regulamento.
2.7.5.2. Os volumes de gás podem ser estimados quando houver autorização para ventilação
do gás ou quando especificamente autorizado pela ANP. A estimativa deverá ser
feita com base em análises de laboratório.
2.7.6. RELATÓRIO DE TESTE
2.7.6.1. Os resultados dos testes devem ser registrados num relatório de teste, conforme item
10.2.5 do Regulamento.
2.7.6.2. Os relatórios de teste e todos os cálculos de produção devem ser verificados.
2.7.6.3. Deve ser verificado se os resultados dos testes estão sendo utilizados nos cálculos
de apropriação da produção a partir das respectivas datas das suas realizações.
36
2. PROCEDIMENTO DE INSPEÇÃO
2.8. COLETA DE AMOSTRAS E ANÁLISES DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
2.8.1. OBJETIVO
2.8.1.1. Este procedimento tem por objetivo definir os critérios para inspeção de sistemas de
amostragem e análise de petróleo e gás, que devam atender aos requisitos do
Regulamento de Medição de Petróleo e Gás Natural
2.8.1.2. O procedimento cobre a tomada de amostras e análises de petróleo e gás natural.
2.8.2. DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA
2.8.2.1. Regulamento de Medição
2.8.2.2. Normas e Padrões relacionados no Regulamento de Medição
2.8.3. GERAL
2.8.3.1. A coleta de amostras e análise de petróleo estão cobertos pelo item 6.5 do
Regulamento. A amostragem e análise de gás natural são cobertas pelo item 7.3 do
Regulamento.
2.8.3.2. As propriedades físico-químicas do petróleo, incluindo a sua densidade e conteúdo
de água e sedimentos, devem ser determinadas em amostras colhidas de forma a
serem representativas para cada período de medição. Os valores obtidos nas
análises devem ser utilizados para cálculo do volume de produção, juntamente com
as medições de volume, temperatura e pressão.
2.8.3.3. Outras propriedades do petróleo devem ser medidas mensalmente, conforme item
6.5.2 do Regulamento.
2.8.3.4. Amostras de gás devem ser coletadas e analisadas de acordo com os intervalos
máximos prescritos pelo Regulamento. Os resultados das análises devem ser
utilizados para o cálculo dos volumes de produção.
37
2.8.4. SISTEMAS DE AMOSTRAGEM DE PETRÓLEO
2.8.4.1. O recolhimento de amostras em tanques de petróleo deverá atender aos requisitos do
item 6.5.3 do Regulamento. O procedimento de tomada de amostra deve assegurar
que a amostra final seja representativa do conteúdo do tanque.
2.8.4.2. Os sistemas de amostragem em linha devem cumprir com os requisitos do item 6.5.4,
quanto a sua instalação, e do item 6.3.1, quanto a proporcionalidade entre o volume
das amostras e o volume medido pelo sistema de medição.
2.8.4.3. O sistema de amostragem deve ser estanque e possuir selos para evitar que
vazamentos ou operações erradas possam descaracterizar as amostras.
2.8.4.4. Deve ser verificado se as amostras recolhidas pelo sistema de amostragem
automático são homogeneizadas antes de serem enviadas para o laboratório.
2.8.4.5. Deve ser verificada a integridade das amostras após o recolhimento e até que seja
completada a sua respectiva análise.
2.8.5 ANÁLISES DO PETRÓLEO EM LABORATÓRIO
2.8.5.1 As amostras de petróleo deverão ser submetidas a análises de laboratório conforme
item 6.5.6 do Regulamento, para determinação de massa específica, fração
volumétrica de água e sedimentos, ponto de ebulição verdadeiro, teor de enxofre e
metais pesados.
2.8.5.1. Deve ser verificado se os procedimentos analíticos empregados atendem às
respectivas normas de referência.
2.8.5.2. Outras análises, tais como RGO residual e fatores de encolhimento podem ser
necessárias no caso de medições para apropriação. Deve ser verificado se os
procedimentosanalíticos atendem aos requisitos do item 8.2 do Regulamento.
2.8.5.3. Deve ser verificado o registro dos resultados das análises e a sua utilização para o
cálculo do volume de produção, quando aplicável.
2.8.6. ANÁLISES DO PETRÓLEO EM LINHA
2.8.6.1. A utilização de analisadores em linha é prevista pelo regulamento no item 6.5.1. A
utilização de analisadores em linha não dispensa a tomada de amostras e análises de
laboratório.
38
2.8.6.1. Deve ser verificado se os analisadores em linha estão instalados e se são operados
conforme instruções do fabricante.
2.8.6.2. Quando os analisadores em linha forem providos de sistemas de amostragem, deve
ser verificado se as amostras são representativas do petróleo medido.
2.8.6.3. Deve ser verificado se os analisadores em linha são calibrados a intervalos regulares,
conforme prescrito em Norma(s) aplicável(eis) e instruções do fabricante. Deve ser
verificado se os resultados das análises em linha são compatíveis com os resultados
das análises de laboratório.
2.8.6.4. Quando os resultados das análises são utilizados diretamente para cálculo do volume
líquido de produção devem ser verificados os sistemas de transmissão de dados e o
funcionamento correto do sistema automático de cálculo.
2.8.7. SISTEMAS DE AMOSTRAGEM DE GÁS NATURAL
2.8.7.1. Devem ser tomadas amostras de gás para análise a intervalos regulares conforme
itens 7.3.1 e 8.2.5.2 do regulamento.
2.8.7.2. Os sistemas de amostragem manual de gás natural devem ser projetados e operados
de forma a assegurar a tomada de uma amostra representativa.
2.8.7.3. Deve ser verificado se são tomadas as providências necessárias visando garantir a
integridade das amostras durante o seu manuseio e transporte até o laboratório de
análise.
2.8.7.4. Os sistemas de amostragem automática de gás natural devem ser instalados
conforme prescrito em Norma(s) aplicável(eis) e instruções do fabricante, de forma a
se obter uma amostra representativa da corrente de gás.
2.8.7.5. Quando o sistema de amostragem automática estiver ligado a um analisador em
linha, deverá ser assegurado que a amostra não seja descaracterizada entre o seu
ponto de coleta e o analisador, particularmente através da condensação parcial do
gás amostrado.
2.8.8. ANÁLISE DE GÁS NATURAL EM LABORATÓRIO
2.8.8.1. As amostras de gás natural deverão ser submetidas a análises de laboratório
conforme item 7.3.2 do Regulamento, para determinação da sua composição, do
calor de combustão e do seu conteúdo de água.
2.8.8.2. Deve ser verificado se os procedimentos analíticos empregados atendem às
respectivas normas de referência.
39
2.8.8.3. Deve ser verificado o registro dos resultados das análises e a sua utilização para o
cálculo dos volumes de produção, quando aplicável.
2.8.9. ANÁLISES DE GÁS NATURAL EM LINHA
2.8.9.1. A utilização de analisadores em linha é prevista pelo regulamento no item 7.3.1. A
utilização de analisadores em linha não dispensa a tomada de amostras e análises de
laboratório.
2.8.9.2. Deve ser verificado se os analisadores em linha estão instalados conforme prescrito
em Norma(s) aplicável(eis) se são operados instruções do fabricante.
2.8.9.3. Deve ser verificado se os analisadores em linha são calibrados a intervalos regulares,
conforme prescrito instruções do fabricante. Deve ser verificado se os resultados das
análises em linha são compatíveis com os resultados das análises de laboratório.
2.8.9.4. Quando os resultados das análises são utilizados diretamente para cálculo do volume
líquido de produção, devem ser verificados os sistemas de transmissão de dados e o
funcionamento correto do sistema automático de cálculo.
40
2. PROCEDIMENTO DE INSPEÇÃO
2.9. CÁLCULOS DE APROPRIAÇÃO NAS MEDIÇÕES COMPARTILHADAS
2.9.1. OBJETIVO
2.9.1.1. Este procedimento tem por objetivo definir os critérios para verificação dos cálculos
de apropriação de volumes de produção de petróleo e gás natural a partir dos valores
medidos por sistemas de medição petróleo que devam atender aos requisitos do
Regulamento de Medição de Petróleo e Gás Natural
2.9.1.2. O procedimento cobre o cálculo da apropriação de volumes de produção de petróleo e
gás natural.
2.9.2. DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA
2.9.2.1. Regulamento de Medição
2.9.2.2. Normas e Padrões relacionados no Regulamento de Medição
2.9.3. GERAL
2.9.3.1. Os volumes medidos nas medições fiscais compartilhadas devem ser apropriados
aos campos produtores, com base nas medições para apropriação ou nos testes de
poços.
2.9.3.2. Os cálculos para apropriação consistem do rateio dos volumes medidos num ponto
de medição fiscal compartilhada entre os campos cuja produção é medida nesse
ponto, com base em medições para apropriação ou em testes de poços.
2.9.4. DADOS PARA CÁLCULO
2.9.4.1. Os dados para cálculo devem corresponder aos obtidos através de medições. Esta
correspondência deve ser verificada através de registros operacionais, inclusive quanto
à hora e dia em que as medições foram efetuadas.
2.9.4.2. Todos os dados para cálculo devem ser provenientes de medições representativas
dentro do período de produção considerado. A utilização de valores assumidos ou
históricos não é permitida e deve ser considerada uma não conformidade crítica.
41
2.9.4.3. Quando forem utilizados para apropriação resultados dos testes de poços, deve ser
verificado se os valores utilizados correspondem ao último teste. Os testes de poços
são objeto de procedimento específico cujas determinações devem ser verificadas
através dos registros operacionais.
2.9.4.4. As medições fiscal e para apropriação devem corresponder ao mesmo período.
2.9.4.5. Todos os volumes utilizados nos cálculos de apropriação devem ser volumes líquidos
nas condições padrão. Devem ser computados os volumes dos vapores separados
do óleo e de condensado separado do gás após a medição para apropriação.
2.9.5. PROCEDIMENTO DE CÁLCULO
2.9.5.1. Deve ser verificado se os procedimentos para cálculo dos volumes apropriados a
cada campo estejam de acordo com o item 8.4 do Regulamento
2.9.6. RELATÓRIO DE MEDIÇÃO
2.9.6.1. Deve ser verificada a elaboração dos relatórios de medição conforme item 10.2.1 a
10.2.4 do Regulamento. Os relatórios devem cobrir todos os períodos de medição
desde a última inspeção.
2.9.6.2. Deve ser verificado o conteúdo dos relatórios e os cálculos conforme modelos
aprovados pela ANP.
42
3. LISTA DE VERIFICAÇÃO
3.1. INSPEÇÃO DE SISTEMAS DE MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM TANQUES
ITEM Conforme Nãoconforme
3.1.1. ARQUEAÇÃO E INSPEÇÃO DOS TANQUES
3.1.1.1. Foi apresentada tabela de arqueação, elaboradas pelo
INMETRO ou outro órgão competente para todos os tanques
utilizados para medição?
Sim Não 
3.1.1.2. As tabelas de arqueação estão todas dentro dos seus prazos de
validade?
Sim Não 
3.1.1.3. Para tanques com volume igual ou menor que 100 m³ e medindo
volumes de produção inferiores a 50 m³ por dia, em medições
para apropriação, foram apresentados relatórios de arqueação
por procedimento simplificado, na falta de tabelas de arqueação
elaboradas pelo INMETRO ou órgão competente?
Sim Não 
3.1.1.4. Foram apresentados relatórios de inspeção interna e externa de
todos tanques, dentro do prazo de validade de três anos?
Sim Não 
3.1.1.5. Os certificados de inspeção estão assinados por pessoa
qualificada e sua qualificação aparece no relatório.
Sim Não 
3.1.1.6. Existem deformações nos tanques de medição, que não
constem do relatório de inspeção?
Não Sim 
3.1.1.7. Há indícios de corrosão ou vazamento de algum tanque? Não Sim 
3.1.2. TUBULAÇÕES E VÁLVULAS
3.1.2.1. As tubulações de entrada e saída de óleo dos tanques utilizados
para medição, bem como aquelas de interconexão e dreno,
estão providas de válvulas, localizadas próximas ao tanque e
que possam ser seladas na posição fechada?Sim Não 
3.1.2.2. Existem relatórios de testes de vazamento dessas válvulas dos
tanques dentro do seu prazo de validade ou são utilizadas
válvulas do tipo duplo bloqueio e dreno, instaladas de forma a
permitir a detecção vazamentos em operação e que não
necessitam ser testadas?
Sim Não 
3.1.2.3. Existem tubulações que permitam a transferência de petróleo
sem passar pelos tanques de medição.
Não Sim 
43
ITEM Conforme Nãoconforme
3.1.3. ACESSÓRIOS DOS TANQUES
3.1.3.1. As escadas de acesso ao topo dos tanques estão em bom
estado e são seguras?
Sim Não 
3.1.3.2. Existe iluminação adequada nos acessos e no topo do tanque,
no caso de serem feitas medições durante a noite?
Sim Não 
3.1.3.3. Os tanques são providos de bocas de medição e tomada de
amostra, mesas de medição e marcas de referência?
Sim Não 
3.1.3.4. As bocas de medição e tomada de amostra estão em bom
estado, com suas tampas funcionando corretamente?
Sim Não 
3.1.3.5. As marcas de referência estão próximas das respectivas bocas
de medição e são claramente legíveis?
Sim Não 
3.1.3.6. A mesa de medição está em bom estado e nivelada na posição
indicada nos desenhos?
Sim Não 
3.1.3.7. A distância entre a mesa de medição e a marca de referência é
igual à indicada nos desenhos do tanque?
Sim Não 
3.1.3.8. As tubulações de entrada de líquido são projetadas para evitar
respingos?
Sim Não 
3.1.4. MEDIÇÃO MANUAL DE NÍVEL
3.1.4.1. As trenas para medição manual de nível tem certificados de
calibração válidos, emitidos pelo INMETRO ou laboratório
credenciado?
Sim Não 
3.1.4.2. As medições são feitas seguindo um dos procedimentos
recomendados no item 6.1.4.1 do Regulamento?
Sim Não 
3.1.4.3. Para réguas externas, quando autorizadas conforme item 8.2.1.3
do Regulamento, foi verificado o funcionamento correto do
sistema de flutuador e contrapesos, o alinhamento e a tensão
dos cabos, a verticalidade da régua e a possibilidade de leitura
sem erros de paralaxe?
Sim Não 
3.1.4.4. Existindo água livre no tanque, é medido seu nível, conforme
procedimento recomendado no item 6.1.4.1 do Regulamento?
Sim Não 
44
ITEM Conforme Nãoconforme
3.1.5. MEDIÇÃO AUTOMÁTICA DE NÍVEL
3.1.5.1. Os sistemas de medição automática são aprovados pela ANP e
cumprem com os requisitos do item 6.1.4.2 do Regulamento.
Sim Não 
3.1.5.2. Os sistemas estão instalados e são operados conforme normas
vigentes baseadas nas instruções do fabricante?
Sim Não 
3.1.5.3. Foram apresentados relatórios de calibração de todos os
sistemas de medição de nível utilizados (um por tanque) dentro
dos seus prazos de validade?
Sim Não 
3.1.5.4. A calibração de sistemas automáticos de medição de nível foi
feita no mínimo em três níveis diferentes, utilizando trenas
manuais verificadas pelo INMETRO, ou laboratório credenciado?
Sim Não 
3.1.5.5. A exatidão dos medidores automáticos, conforme relatório de
calibração é de 6 mm para as medições fiscais e de 12 mm para
medições para apropriação?
Sim Não 
3.1.5.6. Os sistemas de transmissão de sinais e indicação remota
operam corretamente?
Sim Não 
3.1.6. MEDIÇÃO DE TEMPERATURA
3.1.6.1. A temperatura média do tanque é medida conforme métodos
indicados no item 6.5.1 do Regulamento para medições
manuais.
Sim Não 
3.1.6.2. A temperatura média do tanque é medida conforme métodos
indicados no item 6.5.1 do Regulamento para medições
automáticas.
Sim Não 
3.1.6.3. Foram apresentados certificados de calibração dos medidores
de temperatura, para sistemas automáticos, indicando que a
calibração foi feita conforme normas vigentes baseadas em
instruções do fabricante?
Sim Não 
3.1.7. MEDIÇÃO DE MASSA ESPECÍFICA
3.1.7.1. É medida a massa específica do petróleo, manualmente,
conforme indicado no item 6.5.6.1 do Regulamento?
Sim Não 
3.1.7.2. Nas medições automáticas, os instrumentos de medição de
densidade possuem relatórios de calibração dentro dos seus
prazos de validade e indicando que a calibração foi feita
conforme normas vigentes baseadas em recomendações do
Sim Não 
45
ITEM Conforme Nãoconforme
fabricante?
3.1.7.3. A coleta de amostras e medição de densidade foi verificada
conforme lista específica e os resultados foram satisfatórios?
Sim Não 
3.1.8. MEDIÇÃO DE CONTEÚDO DE ÁGUA E SÓLIDOS
3.1.8.1. O conteúdo de água e sólidos (BSW) no petróleo, é determinado
em amostras coletadas e analisadas conforme item 6.5 do
Regulamento?
Sim Não 
3.1.8.2. A coleta de amostras e medição de BSW foi verificada conforme
lista específica e os resultados foram satisfatórios?
Sim Não 
3.1.9. PROCEDIMENTO DE MEDIÇÃO
3.1.9.1. O procedimento de medição atende aos requisitos do item 6.1.7
do Regulamento?
Sim Não 
3.1.9.2. A medição é feita durante o enchimento ou o esvaziamento do
tanque?
Não Sim 
3.1.9.3. Durante a fase de enchimento do tanque, as válvulas de saída
estão fechadas e seladas?
Sim Não 
3.1.9.4. Após a fase enchimento, as válvulas de entrada são fechadas e
seladas?
Sim Não 
3.1.9.5. O tanque é deixado em repouso por um tempo suficiente para
permitir a liberação de vapores, eliminação de espuma e
decantação de água livre se houver
Sim Não 
3.1.9.6. Se a água livre for drenada isto é feito antes da medição de
nível?
Sim Não 
3.1.9.7. Se a água livre é expedida com o petróleo, o nível da interface
óleo/água é medido e utilizado no cálculo do volume líquido de
petróleo?
Sim Não 
3.1.9.8. Após a drenagem, as válvulas de dreno são fechadas e
seladas?
Sim Não 
3.1.9.9. A medições de nível, nível de interface, temperatura, densidade
e coleta de amostras para medição de BSW são feitas conforme
procedimentos recomendados no regulamento?
Sim Não 
3.1.9.10. Após a medição, as válvulas de saída são abertas e o petróleo Sim Não 
46
ITEM Conforme Nãoconforme
transferido?
3.1.9.11. Após o fim da transferência, o nível residual é medido e as
válvulas de saída são fechadas e seladas?
Sim Não 
3.1.10. CÁLCULO DO VOLUME DE PRODUÇÃO
3.1.10.1. O cálculo do volume de produção é efetuado conforme item
6.1.8 do Regulamento?
Sim Não 
3.1.10.2. São elaborados relatórios de medição contendo todos os dados
e cálculos efetuados?
Sim Não 
3.1.10.3. Foram verificados os métodos de cálculo conforme
procedimento específico e os resultados foram satisfatórios?
Sim Não 
47
3. LISTA DE VERIFICAÇÃO
3.2. INSPEÇÃO DE SISTEMAS DE MEDIÇÃO DE PETRÓLEO EM LINHA
ITEM Conforme Nãoconforme
3.2.1 TIPO DE MEDIDOR
3.2.1.1. Os medidores a serem utilizados nas medições de petróleo
em linha são dos tipos autorizados pelo Regulamento de
Medição?
Sim Não 
3.2.1.2. Os medidores são providos de um totalizador sem dispositivo
de retorno a zero?
Sim Não 
3.2.1.3. Existe um sistema de calibração fixo ou previsão para
conexão de um sistema de calibração móvel?
Sim Não 
3.2.1.4. Os medidores são calibrados no local da medição, utilizando o
petróleo medido e toda a malha de medição pode ser
verificada durante a calibração?
Sim Não 
3.2.1.5. Existe instalado um sistema de amostragem de petróleo, com
volume de amostra proporcional ao volume medido?
Sim Não 
3.2.1.6. Foi instalado um instrumento de medição de temperatura ou
sistema de compensação automática de temperatura?
Sim Não 
3.2.1.7. Foi instalado um instrumento de medição de pressão ou
sistema de compensação automática de pressão?
Sim Não 
3.2.1.8. A configuração dos sistemas de medição esta em
conformidade com as prescrições das normas e padrões
referenciados no item 6.3.4 do Regulamento?
Sim Não 
3.2.1.9. Os medidores são operados dentro