Permitir a calibração in loco pelo agente regulado, evitando desequilíbrio financeiro dos contratos.

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1 Respostas às questões formuladas e não respondidas durante a Audiência realizada em 8/06/2010, no Rio de Janeiro. Agente Proposta Justificativa Parecer Justificativa do Parecer PB - G&E 3.17 Incluir termo definido Citada Perícia Metrológica PB - G&E 3.43 Reordenar o capítulo 3 Definições Supervisão Metrológica fora de ordem Será ordenado alfabeticamente PB - G&E 3.52 Unificar Ponto de Recepção ou Ponto de Recebimento Alinhar à Resolução ANP n 16 Será alinhado a Lei de 2009 PB - G&E 3.64 Unificar Ponto de Recepção ou Ponto de Recebimento Será alinhado a Lei de 2009 PB - G&E 3.61 Unificar Operador ou Transportador Clareza do texto Será alinhado a Lei de 2009 PB - G&E 3.64 Unificar Operador ou Transportador Clareza do texto Será alinhado a Lei de 2009 PB - G&E Acrescentar texto... desde que seja realizado por pessoal qualificado. Clareza de texto. O comentário não se aplica ao item PB - G&E Acrescentar texto... ou agente regulado pelo menos garantindo a rastreabilidade ao Inmetro. Permitir a calibração in loco pelo agente regulado, evitando desequilíbrio financeiro dos contratos. PB - G&E Acrescentar texto... ou agente regulado pelo menos garantindo a rastreabilidade ao Inmetro. Permitir a calibração in loco pelo agente regulado, evitando desequilíbrio financeiro dos contratos. PB - G&E Acrescentar texto... ou agente regulado pelo menos garantindo a rastreabilidade ao Inmetro. Permitir a calibração in loco pelo agente regulado, evitando desequilíbrio financeiro dos contratos. PB - G&E Excluir já citado no PB - G&E 11.3 PB - G&E PB - G&E PB - G&E Criar Anexo Anexo C C.1 Anexo C C.1 alínea a Acrescentar texto... ou agente regulado pelo menos garantindo a rastreabilidade ao Inmetro. Permitir a calibração in loco pelo agente regulado, evitando desequilíbrio financeiro dos contratos. Detalhar os canais de comunicação ANP e Apresentar canais de comunicação para envio de Inmetro relatórios e dados Incluir na solicitação de extensão de periodicidade de calibração a aplicação do item O SGM abrange os subitens do C.1 (a,b,c,d,e e f) 5.1.2, modelo de gestão da medição. Para condições operacionais equivalentes, Substituir... único medidor para um mesmo equipamentos de mesmo modelo possuem modelo de medidor características de periodicidade de calibração iguais. A aparente repetição parcial do texto não traz prejuízos para o entendimento do RTM. Os canais de comunicação serão detalhados no RTM. A aparente repetição de requisitos não traz prejuízos para o entendimento do RTM. Não há como garantir que medidores diferentes, apesar de possuírem um mesmo modelo, tenha desempenho idêntico. Agente Proposta Justificativa Comentár Acreditação dos Serviços de Calibração de io 1 Elementos Secundários A operadora deve possuir procedimentos de calibração, os quais serão submetidos à aprovação pelo INMETRO; A operadora deve garantir que os executores estejam devidamente treinados em tais procedimentos; Devem ser utilizados padrões rastreáveis à RBC (Rede Brasileira de Calibração); Comentár io 2 Comentár io 3 Comentár io Aplicar tal definição também para os serviços de inspeção que possam ser realizados em campo (trechos retos, placas de orifício). Intervalo de Calibração para Medidores Ultrassônicos de Gás Natural A nova minuta não atendeu ao pleito de considerar o intervalo máximo de 60 meses para calibração de medidores ultrassônicos para transferência de custódia de gás natural processado; Não deve ser considerada factível a contratação de serviços no exterior para calibrações em intervalo de 24 meses: Custos excessivos; Pouca garantia de benefícios do ponto de vista metrológico; Acarretará em indisponibilidade dos sistemas de medição. Requisitos para Medição Operacional Medição de Gás Natural em Linha: Sugestão: diferenciar os requisitos. Procedimentos em caso de falha dos sistemas de medição para Transferência de Custódia Sugestão: restringir o item à Medição Fiscal e de Apropriação. A estimativa dos volumes afetados deverá ocorrer conforme especificado para cada aplicação: A experiência internacional comprova que intervalos dessa ordem são satisfatórios. Muitos países adotam intervalos de 60 meses (por ex. Argentina), ou até 96 meses (por ex. Alemanha); Ainda não existe no Brasil nem histórico de resultados desse tipo de serviço, nem laboratório acreditado pelo INMETRO para a realização desses ensaios; A indústria fica sem uma alternativa viável para efetuar tais calibrações; o novo texto está definindo os mesmos requisitos tanto para Medição de Transferência de Custódia, quanto para Medição Operacional. Os procedimentos descritos no item não poderiam ser aplicado à Medição para Transferência de Custódia. Os contratos firmados entre os agentes já definem procedimentos específicos a se adotar em caso de falhas. Contratos de Transporte definem critérios para estimativas em caso de falha de medição de b) A estimativa do volume de petróleo e gás custódia. A proposta do regulamento impossibilitará natural transportado, entre o momento da falha e a utilização da medição do cliente em caso de a saída de operação de um medidor em um falhas, que é o primeiro critério estabelecido nos ponto de entrega, será baseada no balanço das Contratos de Transporte da. Além disso, a vazões medidas e totalizadas e nos volumes maneira proposta para a estimativa no apurados nos trechos do sistema de transporte a Regulamento não seria a mais adequada para montante e a jusante da derivação para o ponto medição de gás, por se tratar de um fluido de entrega. compressível, em que a diferença do estoque no trecho considerado possuirá um erro de cálculo que impactará de forma bastante significativa. Retirar item B. Será acrescentado ao capítulo 6 (Tipo de Medição de Fluídos) as exceções para medição operacional. onde existir contrato entre transportador e carregador. onde existir contrato entre transportador e carregador.

2 Os sistemas de medição de gás natural devem ser constituídos dos seguintes equipamentos: c) Um sistema de amostragem, de forma a manter a representatividade da amostra no período de medição e atendendo aos requisitos do capítulo 8 deste Regulamento, conforme a aplicação; Proposta: Um sistema de amostragem, quando aplicável, de forma a manter a A redação atual não deixa claro que a representatividade da amostra no período de Transferência de Custódia de Gás Processado medição, e atendendo aos requisitos do capítulo deverá seguir apenas a Resolução ANP N 16/ deste Regulamento, conforme a aplicação; Será incluido no item 6.4.1c) a particularidade do gás natural processado As medições operacionais de petróleo e gás natural devem atender aos critérios dos subitens 6.1, 6.2, 6.3, 6.4, 6.5 ou 6.6, conforme o caso. Flexibilizar o item 6.4 no que se refere à ponto de análises e computadores de vazão. A totalização do volume operacional é realizada no próprio PLC, não sendo verificados ganhos em se utilizar um computador de vazão, além do aumento do custo do projeto. Será acrescentado ao capítulo 6 (Tipo de Medição de Fluídos) as exceções para medição operacional Os instrumentos de medição associados devem atender aos requisitos técnicos e metrológicos estabelecidos nas regulamentações pertinentes e estarem calibrados por laboratórios acreditados pelo Inmetro. Os instrumentos de medição associados devem ser calibrados por laboratório acreditado pelo Inmetro, por laboratório acreditado por organismo membro do ILAC ou pelo agente Os procedimentos e padrões utilizados até o regulado. momento atendem aos requisitos metrológicos As calibrações dos medidores requeridos pelo INMETRO. Além disso, ressalta-se associados realizadas pelo agente regulado só que a dificuldade de logística pode impactar na podem ser in loco, obedecendo à periodicidade qualidade da calibração, gerando aumento do e seguindo procedimentos de desnecessário de custo (pelo aumento da calibração previamente aprovados pelo Inmetro. quantidade de estoque equipamentos O agente regulado deve comprovar a sobressalentes e tempo para execução do serviço) proficiência do pessoal envolvido no processo de calibração, a adequação dos instrumentos e padrões envolvidos Os medidores em operação devem ser calibrados com um fluido de massa específica, viscosidade e temperatura, suficientemente próximas às do fluido medido pelo medidor em operação a ser calibrado. A vazão de ensaio deve ser igual à vazão usual de operação do medidor em operação, com um desvio máximo de ±10% Retirar item. Redundante em função do item Será revista a redação dos itens para especificar a diferenciação dos mesmos A calibração dos medidores em operação deve ser feita utilizando-se o fluido medido nas condições usuais de medição, ou usando fluído similar com desvios inferiores a: a) 20% na massa específica e viscosidade; b) 5 C na temperatura; c) 10% na pressão; e d) 10% no desvio inferior da vazão usual de operação Não existe no Brasil laboratório acreditado para calibração de medidores com gás a alta pressão. Para o caso de turbinas, por exemplo, a própria AGA 7 prevê calibração a baixa pressão, Acrescentar como NOTA: Alternativamente, a estabelecendo limites de erros. Além disso, existem calibração dos medidores em condições estudos realizados pelo NMI que identificam o diferentes daquelas estabelecidas acima poderá impacto da calibração em condições diferentes ser autorizada pelo Inmetro. daquelas de operação para turbinas, cuja variação encontrada chegaria no máximo à 0,2%. Esse valor poderia ser utilizado na penalização da incerteza de medição. Tabela 2 Dividir por tecnologia, adotando o prazo de 5 anos para medidores tipo ultrassônico O intervalo adotado para ultrassônicos na medição de gás processado não corresponde às boas práticas internacionais. Como exemplo pode-se citar a TGN (Argentina) que utiliza a periodicidade de 5 anos e o PIGSAR (Alemanha) que calibra seus ultrassônicos a cada 8 anos. Tabela 2 No Brasil não existe laboratório acreditado para realização de calibrações de medidores ultrassônicos com gás a alta pressão. Portanto, seria necessário que os mesmos fossem enviados à laboratórios no exterior. O tempo médio estimado entre transporte e calibração é de 6 meses. Tabela 2 Um prazo tão reduzido para ultrassônicos prejudica a utilização dessa tecnologia frente à placa de orifício e turbinas de medição. Para determinação do prazo devem ser consideradas as vantagens do ultrassônico frente às demais tecnologias, como por exemplo sua maior estabilidade em função da não existência de parte móveis, além do autodiagnóstico que possibilita uma avaliação dos parâmetros de medição (velocidade do som, relação sinal ruído, potência dos sinais, entre outros).

3 A normas de referência para medidores tipo turbina (AGA 7) e tipo ultrassônico (AGA 9) não Será alterada a tabela visando esclarecer que Ressaltar que a Inspeção de Trechos Retos estabelecem periodicidade para avaliação dos as inspeções de trechos retos são relativas às Tabela 3 refere-se apenas às placas de orifício. trechos retos, em função dessas tecnologias serem placas de orifício. muito mais flexíveis em relação aos parâmetros de rugosidade, excentricidade, etc. Tabela 3 Em 2009 a realizou inspeção de trechos retos em todos seus pontos de entrega. O objetivo foi verificar o status desses trechos, uma vez que sua maioria foi construída a mais de dez anos. Não foram identificados itens de reprovação em função de degradação. Esse resultado era esperado por se tratar de gás processado a baixa velocidade. Pelos resultados encontrados, não haveria necessidade de nova inspeção em três anos. Além disso, os itens acrescentados referentes à verificação de projetos/instalações nesta revisão da portaria minimizariam problemas como trechos curtos, retificadores não conformes e rugosidade. Anexo C A Cada solicitação somente será válida para um único medidor, em um mesmo ponto de medição Anexo C A Proposta: Cada solicitação somente será válida para o mesmo modelo e a mesma aplicação. A OIML D 10 (Guidelines for the determination of calibration intervals of measuring instruments) prevê a avaliação de instrumentos de forma individual ou em grupos (EX: equipamentos de mesmo tipo ou modelo). Na, um mesmo medidor pode ser utilizado em diversos pontos, sem que haja variações significativas de performance, por serem utilizados na medição de gás processado. Além disso, a avaliação em grupo é bastante utilizada em análises estatísticas. Não há como garantir que medidores diferentes, apesar de possuírem um mesmo modelo, tenha desempenho idêntico. Entretanto, será avaliada junto ao Inmetro a possibilidade de utilizar o histórico do medidor em pontos diferentes, porém com condições de operação semelhantes. Anexo C A A avaliação do intervalo de maneira individual significaria que voltaríamos a periodicidade inicial, sempre que houvesse a substituição de medidores, mesmo sem a alteração de fabricantes/modelos. 3- Incluir definição de medidor padrão de trabalho, segundo Portaria 64, item , abaixo e OIML R117.Medidor padrão de trabalho: medidor padrão utilizado rotineiramente para Padronização de definições com a portaria 64 [2.5]e definições calibrarmedidores em operação nos sistemas de OIML R117 [4.9] medição.após essa inserção, revisar o texto para que o termo padrão de trabalho seja substituído por medidor padrão de trabalho Geral Questionar à ANP a respeito da prevalência das normas ABNT sobre ISO, OIML, API. Prevalência da norma antiga ou nova?quando entender a VIRGULA como E /OU? Eliminar interpretações variadas Cancelada 3.11 Adequar o texto da definição de Computador de Adequação do vocabulário àquele adotado pela Vazão ao termo Dispositivo Calculador definido portaria vigente. na Portaria 64 e/ou OIML R e Trocar o termo condição padrão de medição 3.33 por condição de base. Utilizar o termo adequado. CLEG Definição utilizada no Decreto de 1998 Suprimir o termo: liberados para a atmosfera e 3.41 incluir queimados por estrutura específica de O termo liberado na atmosfera não está adequado. Não há necessidade de adequação. queima A instalação de medição engloba a totalização Incluir a palavra parciais após...controle dos dos volumes produzidos, processados, volumes... estocados ou movimentados. Cancelada 3.54 Substituir termo: Fluidos por Vazão. Utilizar termo que defina uma variável de processo. Será excluido o termo "(de Fluidos)", entretanto não será substituido por "vazão" pois o medidor pode ser de volume ou vazão Substituir termo: acurácia por exatidão. Possuem o mesmo significado. O termo acurácia aparece uma única vez no texto da Portaria. O termo "acurácia" será substituido por "exatidão" Inserir definição as seguintes definições: Provador Convencional; Dispositivo tubular com volume definido entre chaves detectoras que permite acumulação de ou mais pulsos diretos de um medidor. Um provador convencional pode do tipo unidirecional ou bidirecional Provador Compacto; Dispositivo cilíndrico ou tubular com volume definido entre chaves detectoras que não permite acumulação mínima de pulsos diretos de um medidor. Um provador compacto requer medição discriminada dos pulsos através de contador de pulsos interpolados para aumentar a resolução Provador Móvel; Pode ser um provador convencional ou compacto instalado sobre um veículo que permite sua movimentação de um local para outro. Permitir melhor definição dos tipos usuais de provadores.definição atual de provador é insuficiente para determinação dos prazos de calibração da Tabela 1 do Unidade de Compressão de GNC Esta portaria abrangerá as distribuidoras? Ter em vista a definição deste item que confere esta possibilidade, ao contrário do que foi esclarecido em nossa última reunião com a ANP. Este regulamento se aplica apenas a empresas e consóricios de empresas autorizados pela ANP Mencionar que este item se aplica apenas amedição Fiscal ou de Apropriação Suprimir o item b. Em transferência de custódia já existem contratos entre as partes que prevê o que ocorrerá nestes casos de falha. Em transferência de custódia já existem contratos entre as partes que prevê o que ocorrerá nestes casos de falha. onde existir contrato entre transportador e carregador. onde existir contrato entre transportador e carregador.

4 Utilização da norma API 3.1.B além da OIML já Incluir no item b a referência Bibliográfica [8.2] mencionada nesse item.manter coerência com o b)...automático de nível: [4.2], [8.2] item a que faz referência à norma API 3.1.A Definir o termo correto:correção x ConversãoCorreção: Compensação de um efeito sistemático estimado. A compensação pode assumir diferentes formas, tais como a adição de um valor ou a multiplicação por um fator, ou pode ser deduzida a partir de uma tabela.conversão: Relação entre duas unidades de medida correspondentes a grandezas do mesmo tipo Incluir a norma de referência [8.11] Inserir na referência o item [8.40] (API MPMS medição contínua de densidade) Incluir definições no texto do Regulamento. Inserir norma de referência sobre medidores de turbina que não foi identificada na listagem mencionada neste item. Inserir norma de referência sobre medidores de densidade que não foi identificada na listagem mencionada neste item. A definição em questão encontra-se no VIM como mencionado no caput do item 3. De acordo com a hierarquia estabelecida neste regulamento deve ser utilizada a norma da referência [7.3] Retirar a repetição do item ou revisar indicação correta para identificação do item Texto com erro. A numeração dos itens será corrigida. repetido incorretamente Substituir termo: incerteza máxima por erro máximo admissível.realizar esta modificação ao longo de todoo texto da portaria, onde Manter coerência com A Portaria 64 (OIML), em relação aos limites máximos de medição, no que diz mencionado estetermo (itens: e ) respeito a metrologia legal Suprimir o item c Esse item não é cabível aqui. Será excluido o item Reordenar a numeração a partir deste item. Há incoerência na numeração seqüencial. mencionado não existe na minuta em questão Anexo D8.12 Substituir o termo: medição fiscal compartilhada por medição de apropriação compartilhada. Revisar os subitens que definem os requisitos de medição operacional. Na alocação dos volumes fiscais serão usados os medidores de alocação instalados nos separadores de produção. Portanto, o resultado do teste de poço somente entra na alocação do volume alocado ao separador de produção para os poços individuais. Diferenciar os requisitos operacionais dos demais. Os procedimentos e padrões utilizados até o momento atendem aos requisitos metrológicos requeridos pelo Inmetro. Além disso, ressalta-se Alterar texto para: Os instrumentos de medição que as dificuldades de logística podem impactar associados devem ser calibrados por laboratório naqualidade da calibração, aumento desnecessário acreditado pelo Inmetro, por laboratório de custo (pelo aumento da quantidade de estoque acreditado por organismo membro do ILAC ou equipamentos sobressalentes e tempo para pelo agente regulado. execução do serviço), sem um correspondente ganho de qualidade.manter conformidade com itens 9.1.2, 9.4.1, e Alterar texto para: Os trechos retos e os condicionadores de fluxo devem ser inspecionados por laboratórioacreditado pelo Inmetro, por laboratórioacreditado por organismo membro do ILAC ou pelo agente regulado. Os procedimentos e padrões utilizados até o momento atendem aos requisitos metrológicos requeridos pelo Inmetro. Além disso, ressalta-se que as dificuldades de logística podem impactar naqualidade dessa inspeção, aumento desnecessário de custo (pelo aumento da quantidade de estoque equipamentos sobressalentes e tempo para execução do serviço)manter conformidade com itens 9.1.2, 9.4.1, e Os procedimentos e padrões utilizados até o momento atendem aos requisitos metrológicos requeridos pelo Inmetro. Além disso, ressalta-se Alterar texto para: As placas de orifício e portaplacas devem ser inspecionados por laboratório que as dificuldades de logística podem impactar naqualidade dessa inspeção, aumento acreditado pelo Inmetro, por laboratório desnecessário de custo (pelo aumento da acreditado pororganismo membro do ILAC ou quantidade de estoque equipamentos pelo agenteregulado. sobressalentes e tempo para execução do serviço)manter conformidade com itens 9.1.2, 9.4.1, e Incluir: Caso os resultados de calibraçãoindicarem a necessidade de ajuste... Melhor definição do texto no iníciodo texto. Incluir trecho grifado abaixo: O padrão de trabalho deve ser calibrado peloagente regulado (com padrão de referêncialocal) ou laboratório acreditado pelo Inmetroou por laboratório acreditado por organismomembro do ILAC. Incluir, no final do texto, após a palavra calibrados o seguinte texto: excetuando-se osprovadores O agente regulado pode possuir padrões de referência para calibração, como por exemplo, os padrões de referência usados para calibração dos provadores. Manter coerência com o procedimentos do API para calibração de provadores pelo método water draw, utilizado pelo Inmetro. A alocação da produção ao campo sempre estará relacionada a uma medição fiscal compartilhada. Será acrescentado ao capítulo 6 (Tipo de Medição de Fluídos) as exceções para medição operacional. Qualquer alteração nos resultados de calibração deve ser implementado na configuração dos sistemas de medição. Inserir o texto, abaixo, ao final deste item: Alternativamente, a utilização de fluidossubstitutivos na calibração dos medidores emoperação poderá ser autorizada pelo Inmetro. Permitir a calibração alternativa desses medidores em função da inexistência de laboratórios disponíveis no país para realização deste serviço. Corrigir a numeração deste item para e corrigir os demais itens a partir deste. Retirar a Manter a numeração correta do Regulamento. Será feita a alteração no texto. acentuação gráfica dos A Cancelada Inserir o texto, abaixo, ao final deste item: Alternativamente, a calibração dos medidores em condições diferentes daquelas estabelecidas acima poderá ser autorizada pelo Inmetro. Inserir no início do texto a seguinte frase: Na medição de líquidos Suprimir este item, pois seu texto já é citado no item desse Regulamento. Corrigir na Lista de Referência, o item [8.12], passando de norma API MPMS12.1/01 para API MPMS Enquanto não houver laboratório disponível no país para realização deste serviço, este item deverá ser aplicado. Evitar redundância entre os itens O texto será modificado a fim de especificar os critérios para medição de líquido e medição de gás. A aparente repetição parcial do texto não traz prejuízos para o entendimento do RTM. a correção quanto ao item [8.29]

5 11.3 Inserir no final do texto a seguinte frase: por laboratório acreditado por organismomembro do ILAC ou pelo agente regulado. Anexo A Organizar as atribuições da tabela na forma de Possibilitar melhor entendimento das atribuições do Os canais de comunicação serão detalhados no um fluxograma ou de um mapa de processo com INMETRO e da ANP, de forma sequencial. RTM. entradas e saídas. Tabela 1 Tabela 1 Tabela 2 Tabela 2 Tabela 3 Tabela 5 Anexo C Letra a Novo Alterar os Prazos dos Provadores e redefiní-los da seguinte forma :- Convencional Fixo:Fiscal - 5 anos; Apropriação - 5 anos etransferência de Custódia - 5 anos- Compacto Fixo:Fiscal - 3 anos; Apropriação - 3 anos etransferência de Custódia- 3 anos- Móvel:Fiscal - 3 anos ; Apropriação - 3 anos etransferência de Custódia- 3 anos Inserir uma linha para Medidor Ultrassônico:Fiscal - 2 anos ; Apropriação - 2 anos etransferência de Custódia- 2 anos Inserir uma linha para Medidor Ultrassônico:Fiscal - 2 anos ; Apropriação - 2 anos etransferência de Custódia- 2 anos A tabela deveria levar em consideração asdiferentes tecnologias e boas práticas daindústria de petróleo Alterar : Trecho Reto para Trecho Reto para placa de orifício Alterar o prazo para Apropriação de a cada teste para 90 dias. Substituir o texto do item a por: Cada solicitação somente será válida para omesmo modelo e a mesma aplicação. Utilização de normas fora da hierarquia do item Menção das referências [8.33] e [8.34] no item Possibilidade de utilização da norma API/AGA de placas de orifício Aprovação do projeto de medição documentos Transferir os subitens (c) e (d) para o item Falha de medição A tabela deveria levar em consideração as diferentes tecnologias e boas práticas da indústria de petróleo.justificativa: atender referência [8.8], deste regulamento. A tabela deveria levar em consideração as diferentes tecnologias e boas práticas da indústria de petróleo. A tabela deveria levar em consideração as diferentes tecnologias eboas práticas da indústria de petróleo. Proposta atual é mais restritiva que a medição fiscal e possui alto custo operacional. A maior parte do parque instalado no Brasil utiliza a norma AGA-3 para placas de orifício, assim como projetos atualmente em licitação em Unidades de Negócio onde tal norma é padronizada como diretriz. A ANP já aprovou oficialmente tal orientação no passado (2006). A maior parte do parque instalado no Brasil utiliza a norma AGA-3 para placas de orifício, assim como projetos atualmente em licitação em Unidades de Negócio onde tal norma é padronizada como diretriz. A ANP já aprovou oficialmente tal orientação no passado (2006). A maior parte do parque instalado no Brasil utiliza a norma AGA-3 para placas de orifício, assim como projetos atualmente em licitação em Unidades de Negócio onde tal norma é padronizada como diretriz. A ANP já aprovou oficialmente tal orientação no passado (2006). Documentos como P&IDs e isométricos, etc. somente estão disponíveis em fases avançadas do projeto ( Projeto de Detalhamento ) Documentos como P&IDs e isométricos, etc. somente estão disponíveis em fases avançadas do projeto ( Projeto de Detalhamento ) Será alterada a tabela visando esclarecer que as inspeções de trechos retos são relativas às placas de orifício. Será especificado o prazo para análises quando se tratar de apropriação por teste de poço ou quando se tratar de apropriação contínua. Não há como garantir que medidores diferentes, apesar de possuírem um mesmo modelo, tenha desempenho idêntico. De acordo com o Art. 3 serão adequados os projetos já aprovados ou sistemas de medição em operação serão adequados somente quando solicitado pela ANP. Os novos projetos devem obedecer a hierarquização de normas. O itens serão tranferidos conforme solicitado. Explicitar o procedimento de apuração do volume afetado Aproveitar o texto do RTM de 2000: Quando for detectada uma falha num medidor... Quando a falha for detectada durante a calibração periódica, a produção afetada é considerada a produção desde a calibração precedente ou durante os 21 dias imediatamente anteriores à calibração.a detecção de uma falha pode ocorrer após 72 horas da sua ocorrência (ex.: falha durante a calibração de um medidor de vazão). Só é possível garantir a inexistencia de falha presumida em periodos entre calibrações válidas, nos termos do item Comunicação de falha de medição Incluir:...da ocorrência ou detecção de uma falha do sistema de medição... Aproveitar o texto do RTM de 2000: Quando for detectada uma falha num medidor... Quando a falha for detectada durante a calibração periódica, a produção afetada é considerada a produção desde a calibração precedente ou durante os 21 dias imediatamente anteriores à calibração.a detecção de uma falha pode ocorrer após 72 horas da sua ocorrência (ex.: falha durante a calibração de um medidor de vazão). O texto será modificado para atender a solicitação. Novo item ( ) Arqueação de tanques de medição de apropriação Re-incluir o procedimento de arqueação simplificada (do item do RTM de 2000) Em tanques menores que 100 m3 tem sido prática consolidada a adoção de procedimento de arqueação simplificada, inclusive com vantagens econômicas e de prazo para o regulado. A ANP e o INMETRO podem solicitar a prévia aprovação do procedimento a ser adotado pelo regulado (a) e (b) Normas para o cálculo do CTL e CPL do óleo Acrescentar a norma API MPMS 11.1 A maior parte do parque instalado de computadores de vazão no Brasil segue tal norma.as atuais Portarias de Aprovação de Modelo do INMETRO para computadores de vazão foram baseadas em tal norma. É a norma mais moderna e abrangente (inclui os óleos pesados, por ex.).a atual minuta não está prevendo esta norma para o cálculo do CPL

6 Itens Apropriação de volumes de água produzida e e injetada Retirar estes itens O requisito de medição de água como apropriação está em desacordo com o texto da capa da Portaria na alínea VI : VI sistemas de medição onde serão realizadas as medições volumétricas de água para controle operacional dos volumes produzidos, captados, injetados e descartados Além disto, a referência [4.9] OIML R117 se aplica a Líquidos que não água A menção às normas [8.38] e [8.39] não é recomendada, dado que a medição de água, por ser operacional, pode ser realizada por dispositivos eletrônicos que não computadores de vazão (ex. PLCs, etc.) Serão excluídos dos itens e o item Localização dos pontos de medição fiscal Detalhar a menção ao ponto de medição fiscal de gás natural O texto da Portaria/RTM de 2000 pode ser adaptado:5.4 O ponto de medição fiscal da produção de gás natural deve localizar-se imediatamente após as instalações de separação e tratamento e condicionamento e antes de quaisquer instalações de transferência, processamento ou transporte, visando a condição mais favorável em termos de secagem, retirada de contaminantes, ausência de condensado, etc. O item será modificado para trazer clareza ao texto Localização dos pontos de medição fiscal Incluir possibilidade de medição em tanques de navios e tanques terrestres O item só menciona (induz) os pontos de medição fiscal de óleo em linha.a própria minuta cita as normas de medição de tanques em navios e terrestres (itens e e 6.1.4) O item será modificado para trazer clareza ao texto. Novo item e Itens e e e Testes de poços (pequenas acumulações) Caso o regulado não consiga realizar os testes de poços nas periodicidades definidas em e , devido a escoamento intermitente, muito alto teor de BSW, baixa produtividade, etc., a ANP deverá avaliar as alternativas de periodicidades propostas pelo regulado caso a caso. Dificuldades operacionais e perda de produção O texto será adaptado para permitir ampliações/reduções de periodicidades de testes de poços pela ANP. Incertezas de medição da vazão e volume Itens (fiscal) e (transf. custódia) a) Petróleo em linha: erro máximo admissível de 0,3% (classe 0.3 da OIML R117) Manter coerência com os requisitos de Metrologia Legal (OIML R117 e Portaria 64/2003 do INMETRO) e o RTM vigente. Itens (apropriaç ão), Manter coerência com os requisitos de Metrologia a) Petróleo em linha: erro máximo admissível de (pequena Legal (OIML R117 e Portaria 64/2003 do INMETRO) 1% (classe 1.0 da OIML R117) s e o RTM vigente. acumulaç ões), Itens Medição de transferência de custódia em FPSOs/FSOs e navios aliviadores A medição pode ser feita na EMED (offloading) ou nos tanques dos navios aliviadores 8 Amostragem de Fluidos Itens Itens e e e e 11.3 Incluir subitem sobre o uso de Analisadores Manter o texto do RTM de 2000 (aplicável nos itens para óleo item 8.1 e para gás natural item 8.2.3): Analisadores em linha podem ser utilizados para medir em forma contínua ou mais freqüente as propriedades do petróleo. Os analisadores devem ser calibrados periodicamente, com base nas análises de laboratório das amostras recolhidas Medição operacional Retirar este item (faz menção ao controle metrológico legal) Calibração de instrumentos de medição associados e Padrão de Trabalho Manter coerência com as práticas nacionais e internacionais vigentes.os pontos de medição de transferência de custódia são definidos em contratos. Nada é citado em relação ao uso de Analisadores de óleo. Nada é citado em relação ao uso de Analisadores de óleo. onde existam contratos. Será incluido no item o uso de analisadores de óleo em linha e a sua periodicidade de calibração no. A medição operacional não tem objetivos legais.

7 Os instrumentos de medição principais e associados são, em sua maioria, calibrados nas Alterar a frase (item 9.1.4) para: Os próprias instalações por padrões de trabalho de instrumentos de medição principais e associados propriedade do regulado. Os padrões de trabalho devem atender aos requisitos metrológicos hoje já são calibrados por laboratórios acreditados estabelecidos nas regulamentações pertinentes pelo INMETRO.Há ainda casos onde os padrões de e seus padrões de trabalho ou de referência trabalho são calibrados por padrões de referência devem estar calibrados por laboratórios de propriedade do regulado (casos dos provadores acreditados pelo INMETRO compactos que calibram os medidores padrão de trabalho que, por sua vez, calibram os medidores em operação) Mesma filosofia para os itens e e e 11.3 Os instrumentos de medição principais e associados são, em sua maioria, calibrados nas próprias instalações por padrões de trabalho de propriedade do regulado. Os padrões de trabalho hoje já são calibrados por laboratórios acreditados pelo INMETRO.Há ainda casos onde os padrões de trabalho são calibrados por padrões de referência de propriedade do regulado (casos dos provadores compactos que calibram os medidores padrão de trabalho que, por sua vez, calibram os medidores em operação) Itens e Itens e ANEXO B 12 (novo) ANEXO B ANEXO B Inspeção dos trechos retos, condicionadores de fluxo, placas de orifício e porta-placas Incluir...e serem inspecionados por instrumentos cujos padrões de trabalho sejam calibrados por laboratórios acreditados pelo INMETRO... Calibração dos medidores em operação Substituir a expressão só podem in loco por devem ser realizadas preferencialmente na própria instalação de produção Falha presumida entre calibrações sucessivas Os trechos retos, condicionadores de fluxo, placas de orifício, etc. são, em sua maioria, inspecionados nas próprias instalações instrumentos de propriedade do regulado ou contratado (ambos com rastreabilidade ao INMETRO). Tais instrumentos e seus padrões de trabalho, quando houver, são calibrados por laboratórios acreditados pelo INMETRO.Dificuldades técnicas e de custo na logística do envio de tubos para laboratórios externos. Há casos em que instrumentos de medição principais e associados são calibrados por padrões de trabalho instalados em laboratórios de propriedade do regulado (fora das EMEDs).Nestes casos é garantida a rastreabilidade (casos do laboratório de Atalaia, Urucú, etc.) Alterar o texto: Deve ser considerada uma falha O valor de 0,25% é inferior à repetitividade de 0,4% presumida do medidor em operação quando a citada nos itens , e 9,4.8.4.O valor de variação do fator do medidor, em relação ao da 2,0% foi obtido pela proporcionalidade de 0,05% calibração imediatamente anterior, for maior que para 0,25% (respectivamente a repetitividade e a 0,25% (fiscal e de transferência de custódia) ou variação para falha presumida fixadas para de 2,0% (apropriação). medição fiscal). Relatórios de transferência de custódia Incluir:...Os relatórios deverão especificar um dia de movimentação ou um período de movimentação (batelada) PERIODICIDADE DE CALIBRAÇÃO, INSPEÇÃO E ANÁLISE Acrescentar em B.1 As periodicidades de calibrações e de análises apresentadas nas tabelas abaixo podem ser estendidas ou reduzidas... Protocolo entre ANP, INMETRO e regulado Incluir este item de forma a definir claramente o envio e recebimento de solicitações, documentação, agendamento de inspeções, etc. Todo protocolo deverá ser realizado unicamente entre a ANP e regulado independente do assunto. Tabela 1 Periodicidade de calibração dos sistemas de medição de petróleo Provador compacto fixo/móvel;3 anos Provador convencional (pipe prover);5 anos Tanque de calibração;5 anos Medidor padrão de trabalho (deslocamento positivo, turbina);6 meses Medidor padrão de trabalho (Coriolis, ultrassônico);12 meses Tabela 4 Periodicidade de análise de petróleo Ponto de Ebulição Verdadeiro/grau API 1 ano (por corrente, PEV é realizada caso haja variação de mais de 1 grau API anualmente) Tabela 1: Periodicidade de calibração dos sistemas de medição de petróleotabela 2: Periodicidade de calibração dos sistemas de medição de gás naturaltabela 3: Periodicidade de inspeções dos componentes dos sistemas de medição de petróleo e gás natural Há casos de navios onde a transferência de custódia é realizada em bateladas com duração superior a 24 horas Possibilidade de ampliar prazo de amostras conforme necessidade técnicas e/ou econômicas. Centralizar os protocolos na ANP, já que os contratos de exploração e produção são assinados pela ANP e regulado. Centralizar os protocolos na ANP, já que os contratos de exploração e produção são assinados pela ANP e regulado. Será alterada a tabela visando esclarecer que as inspeções de trechos retos são relativas às placas de orifício. O item será alterado para manter a coerencia de critério para falha de medição presumida na medição de apropriação. O item será modificado especificando as diferentes modalidades de trasferencia de custódia O texto será adaptado para permitir ampliações/reduções de periodicidades de periodicidades de análises pela ANP. Os canais de comunicação serão detalhados no RTM. O texto será adaptado para permitir ampliações/reduções de periodicidades de periodicidades de análises pela ANP. O texto será adaptado

8 Novo Texto (OBS:) Em sistemas de medição novos, no momento da sua entrada em operação, os certificados de calibração/inspeção dos instrumentos/dispositivos são considerados válidos desde que tenham sido emitidos há dois anos no máximo. Dado que os instrumentos/dispositivos estão em boas condições de preservação, é desnecessário recalibrar/reinspecionar os mesmos. Não há como garantir a boa condição de preservação. Sergio Fernando Petrobras Antonio Henrique Fernandes Leite Petrobras Não Aplicável Contra Propósito Incorporado Parcialmente Incorporado Contrário a Legislação Consulta Inmetro 9.1.4, e CLEG Alterar os textos desses 3 itens, incluindo o agente regulado como habilitado para executar calibração e inspeção dos instrumentos e equipamentos dos sistemas de medição. do RTM que fixa a incerteza máxima para o sistema de medição, como p. ex. + 1,5% p/ transferência de custódia no gás natural. A Sugestão é que o RTM já defina para cada tecnologia, como turbina, rotativo, placa de orifício, etc, a rotina de cálculo que deve ser seguida, visando a obtenção do valor limite de 1,5%, padronizando o método de cálculo, já que a simples adoção de uma norma não deve garantir esta padronização. A utilização da norma na referência [7.15] garante a padronização necessária para o cálculo da incerteza.