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MANUAL DE PROCEDIMENTOS PARA INSPEÇÃO DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL 2 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. 3 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. 4 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. 5 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. 6 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; 7 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 8 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 : 9 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 10 Instalação : Campo: Concessionário: Data: Descrição da instalação i) Medição de óleo ii) Medição de gás Medidor: Inspetor: Campo: Responsável: Verificação Evidência Número 11 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. 12 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. 13 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. 14 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. 15 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; 16 • 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 17 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 25 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. 27 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
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