AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS

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1 Portaria ANP/Inmetro nº... de... de CONSULTA PÚBLICA OBJETO: Proposta de revisão do Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural que aborda as questões relacionadas com os sistemas de medição de petróleo e gás natural e estabelece procedimentos administrativos, técnicos e operacionais para as medições, apropriação de volumes e selagem dos sistemas de medição, nos termos da legislação metrológica aplicável. ORIGEM: ANP/Inmetro O DIRETOR GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS ANP, no uso de suas atribuições legais conferidas pela Lei n o 9.478, de 6 de agosto de 1997, e o PRESIDENTE DO INSTITUTO NACIONAL DE METROLOGIA, NORMALIZAÇÃO E QUALIDADE INDUSTRIAL - INMETRO, no uso de suas atribuições, conferidas pelo parágrafo 3º do artigo 4º da Lei n.º 5.966, de 11 de dezembro de 1973, pelo inciso I do artigo 3º da Lei n.º 9.933, de 20 de dezembro de 1999, pelo inciso V do artigo 18 da Estrutura Regimental da Autarquia, aprovada pelo Decreto n.º 5.842, de 13 de julho de 2006, e pela alínea a do subitem 4.1 da Regulamentação Metrológica aprovada pela Resolução n.º 11, de 12 de outubro de 1988, do Conselho Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial Conmetro, resolvem: Art. 1º Disponibilizar, nos sítios e proposta de texto do Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural para regulamentar a Medição de Petróleo e Gás Natural. Art. 2º Declarar aberto, a partir da data da publicação desta Portaria, o prazo de 30 (trinta) dias para que sejam apresentadas sugestões e críticas relativas ao Regulamento Técnico de Medição supramencionado. Art. 3º Informar que as críticas e sugestões, a respeito da proposta, deverão ser encaminhadas para os endereços abaixo: Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP Núcleo de Fiscalização da Medição da Produção de Petróleo e Gás Natural Av. Rio Branco, o andar - Centro CEP Rio de Janeiro - RJ Tel: (021) FAX: (021) medicao1@anp.gov.br Art. 4º Declarar que, findo o prazo estipulado no artigo 2º, a ANP e o Inmetro se articularão com as entidades representativas do setor, que tenham manifestado interesse na matéria, para que indiquem representantes nas discussões posteriores, visando à consolidação do texto final. sua vigência. Art. 5º Publicar esta Portaria de Consulta Pública no Diário Oficial da União quando iniciar-se-á a JOÃO ALZIRO HERZ DA JORNADA Presidente do Inmetro HAROLDO BORGES RODRIGUES LIMA Diretor Geral da ANP ANP INMETRO Núcleo de Fiscalização da Medição da Produção de Petróleo e Gás Natural Av. Rio Branco, 65 19º andar Centro CEP Rio de Janeiro RJ Telefones (21) FAX (21) Diretoria de Metrologia Legal - DIMEL Divisão de Regulamentação Técnica Metrológica - DIREM Endereço: Av. N. S. das Graças, 50 Xerém - Duque de Caxias - RJ CEP: Telefones: (021) FAX : (021)

2 ANEXO: Portaria Inmetro nº...., de... de... de 2008 O DIRETOR GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS ANP, no uso de suas atribuições legais conferidas pela Lei n o 9.478, de 6 de agosto de 1997, em conjunto com o PRESIDENTE DO INSTITUTO NACIONAL DE METROLOGIA, NORMALIZAÇÃO E QUALIDADE INDUSTRIAL - Inmetro, no uso de suas atribuições, conferidas pelo parágrafo 3º do artigo 4º da Lei n.º 5.966, de 11 de dezembro de 1973, pelo inciso I do artigo 3º da Lei n.º 9.933, de 20 de dezembro de 1999, pelo inciso V do artigo 18 da Estrutura Regimental da Autarquia, aprovada pelo Decreto n.º 5.842, de 13 de julho de 2006, e pela alínea a do subitem 4.1 da Regulamentação Metrológica aprovada pela Resolução n.º 11, de 12 de outubro de 1988, do Conselho Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial Conmetro, tornam público o seguinte ato: Art. 1º Fica aprovado o Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural, anexo à presente Portaria, o qual estabelece as condições e requisitos mínimos que os sistemas de medição de petróleo e gás natural devem observar, com vistas a garantir resultados acurados e completos. Art. 2º Ficam sujeitos ao Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural, aprovado por esta Portaria, o projeto, a instalação, a operação, o teste e a manutenção em perfeitas condições de funcionamento dos seguintes sistemas de medição: I - sistemas de medição onde serão realizadas as medições volumétricas fiscais do petróleo ou do gás natural produzido nos campos, a que se refere o inciso IV do art. 3º, art. 4º e art. 5º do Decreto n.º 2.705, de 3 de agosto de 1998; II - sistemas de medição onde serão realizadas as medições volumétricas do petróleo ou do gás natural para controle operacional dos volumes consumidos, injetados, transferidos e transportados; III - sistemas de medição onde serão realizadas as medições volumétricas do petróleo ou do gás natural para controle operacional dos volumes importados e exportados; e IV - sistemas de medição onde serão realizadas as medições volumétricas de água para controle operacional dos volumes produzidos, captados, injetados e descartados. Art. 3º Fica concedido o prazo máximo de 12 (doze) meses, a contar da data de publicação desta Portaria, para que os sistemas de medição, já instalados e em utilização, sejam integralmente adequados ao Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural, aprovado por este ato. Art. 4º O não cumprimento das disposições contidas na presente Portaria sujeita o infrator às penalidades previstas na Lei nº 9.847, de 26 de outubro de 1999, e em legislação complementar. Art. 5º Os casos omissos, bem como disposições complementares que se fizerem necessárias, serão resolvidos pelo Chefe do Núcleo de Fiscalização da Medição da Produção da ANP e pelo Diretor de Metrologia Legal do Inmetro, dentro da competência de cada um. Art. 6º Esta Portaria entrará em vigor na data de sua publicação no Diário Oficial da União. JOÃO ALZIRO HERZ DA JORNADA Presidente do Inmetro HAROLDO BORGES RODRIGUES LIMA Diretor Geral da ANP 2

3 REGULAMENTO TÉCNICO DE MEDIÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL A QUE SE REFERE A PORTARIA INMETRO Nº.... DE... DE ÍNDICE 1. OBJETIVO E CAMPO DE APLICAÇÃO Objetivo Campo de Aplicação Normas e Regulamentos SIGLAS UTILIZADAS DEFINIÇÕES UNIDADES DE MEDIDA CRITÉRIOS GERAIS PARA MEDIÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL SISTEMAS DE MEDIÇÃO PONTOS DE MEDIÇÃO MEDIÇÃO FISCAL DE PETRÓLEO Medição de Petróleo em Tanques Inspeção e Manutenção dos Tanques de Medição e dos Sistemas Automáticos de Medição de Nível Medição de Petróleo em Linha Calibração de Medidores de Petróleo Medidor Padrão de Referência Medidor Padrão de Trabalho Medidor Fiscal em Operação Amostragem e Análise de Propriedades do Petróleo MEDIÇÃO FISCAL DE GÁS NATURAL Medição de Gás Natural em Linha Calibração e Inspeção de Medidores de Gás Natural Amostragem e Análise de Gás Natural APROPRIAÇÃO DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL Medições Compartilhadas Medições para Apropriação Medições para Apropriação de Petróleo Medições para Apropriação de Gás Natural Testes de Poços Apropriação da Produção aos Poços e Campos MEDIÇÕES OPERACIONAIS DA PRODUÇÃO, TRANSFERÊNCIA, TRANSPORTE, IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO MEDIÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL MOVIMENTADO COM TRANSFERÊNCIA DE CUSTÓDIA PROCEDIMENTOS OPERACIONAIS Procedimentos em Caso de Falha dos Sistemas de Medição Relatórios de Medição, Teste, Calibração, Inspeção e Auditoria Inspeções, verificações metrológicas e auditorias SELAGEM DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO FISCAL ANEXO A REFERÊNCIAS ANEXO B PERIODICIDADE DE CALIBRAÇÃO / INSPEÇÃO / ARQUEAÇÃO

4 1. OBJETIVO E CAMPO DE APLICAÇÃO 1.1 Objetivo Este Regulamento estabelece as condições mínimas que devem ser atendidas pelos sistemas de medição aplicáveis a: Produção de petróleo e gás natural; Transporte e estocagem de petróleo e gás natural; Importação e exportação aduaneira de petróleo e gás natural; Transferência de custódia de petróleo e gás natural. 1.2 Campo de Aplicação Este Regulamento se aplica a todos os sistemas de medição equipados com dispositivos destinados a medir, computar e mostrar o volume de petróleo ou gás natural produzido, processado, armazenado, transportado ou transferido, utilizados para: Medição fiscal da produção de petróleo e gás natural nas instalações de produção; Medição fiscal da produção de petróleo e gás natural em testes de longa duração dos poços produtores de petróleo e gás natural; Medição fiscal nos pontos de transferência de custódia de petróleo e gás natural, inclusive nas operações de transporte de petróleo e gás natural; Medição para apropriação da produção de petróleo e gás natural dos poços e campos; Medição da produção de petróleo e gás natural em testes de poços, cujos resultados sejam utilizados para apropriação da produção aos campos e aos poços; Medição operacional para controle de produção de petróleo e gás natural; Medição operacional para controle da água produzida, injetada nos poços ou descartada; Medição operacional na entrada e saída das unidades de processamento de gás natural; Medição operacional para controle da movimentação no transporte e estocagem de petróleo e gás natural; Medição operacional nas importações e exportações de petróleo e gás natural e Medição operacional para controle do gás natural consumido em instalações aplicáveis ao escopo definido no subitem 1.1, durante as operações de produção, processamento, armazenamento, transporte e transferência de petróleo e gás natural; Este Regulamento não se aplica: Aos sistemas de medição que, formando parte de instalações de produção, armazenamento e transporte, tenham finalidades diversas daquelas descritas no subitem 1.2.1; Aos sistemas de medição do refino de petróleo e medições de derivados líquidos de petróleo e gás natural; Aos sistemas de medição relacionados à distribuição de gás natural canalizado; e Aos sistemas de medição de gás natural veicular. 1.3 Normas e Regulamentos As normas e regulamentos a serem atendidos estão apontados nos itens pertinentes deste Regulamento, sendo identificados por números de referência no texto e se encontram listados no Anexo A Os requisitos estabelecidos pela regulamentação técnica federal, e normas da ABNT, nesta ordem, devem ser prioritariamente atendidos com relação aos demais documentos listados no Anexo A A ANP e o Inmetro podem exigir, em complementação às regulamentações federais a serem aplicadas, as normas vigentes sobre o assunto, priorizando as normas ABNT em relação às demais Na ausência ou falta de atualização da legislação brasileira sobre determinado tema, normas e recomendações de outras instituições poderão ser utilizadas como alternativas conforme consta no Anexo A desse Regulamento, desde que autorizadas pela ANP e/ou Inmetro, no âmbito de competência de cada órgão Para fins da determinação prevista neste Regulamento, as medidas materializadas, os instrumentos e os métodos de medição são aqueles regulamentados pelas Portarias mencionadas no Anexo A deste Regulamento, não obstante a incorporação de outros equipamentos e métodos que venham a ter seu ato normativo posteriormente efetivado. 4

5 1.3.4 As atualizações ou substituições de normas citadas neste documento deverão ser acatadas pelo usuário imediatamente quando causarem impacto apenas em nível de procedimentos e onde fique comprovada que a não alteração do projeto trará prejuízos para terceiros. A ANP e/ou Inmetro deve(m), no âmbito de atuação de cada órgão, ser informado(s) do ato antes da próxima revisão de projeto A ANP/Inmetro, a qualquer tempo, poderá determinar a modificação imediata do projeto do sistema de medição, de forma a aplicar qualquer alteração ou substituição que venha a ocorrer nas normas utilizadas. 2. SIGLAS UTILIZADAS ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas AGA - American Gas Association ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis API - American Petroleum Institute ASTM - American Society for Testing and Materials CEN - European Committee for Standardization CNP - Conselho Nacional do Petróleo Conmetro - Conselho Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial DTI - Department of Trade and Industry Ilac- International Laboratory Accreditation Cooperation Inmetro - Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial INPM - Instituto Nacional de Pesos e Medidas ISO - International Organization for Standardization OIML - Organização Internacional de Metrologia Legal 3. DEFINIÇÕES Para efeito deste Regulamento são consideradas as seguintes definições, além daquelas constantes da Lei n.º 9.478/97, modificada pela Lei n.º /05, do Contrato de Concessão para Exploração, Desenvolvimento e Produção de Petróleo e Gás Natural e das referências [1.9] e [1.10], quando se tratar de termo técnico relativo às medições em geral: 3.1 BSW (Basic Sediments and Water) - porcentagem de água e sedimentos em relação ao volume total do fluido produzido. 3.2 Calibração - Conjunto de operações que estabelece, sob condições especificadas, a relação entre os valores indicados por um instrumento de medição ou pelo próprio sistema de medição ou valores representados por uma medida materializada ou um material de referência, e os valores correspondentes das grandezas estabelecidos por padrões. 3.3 Carregador - Pessoa jurídica que: (i) contrata quantidade de gás natural do Produtor, (ii) contrata serviço de processamento de gás natural do Processador e (iii) contrata serviço de transporte de gás natural do Transportador, com a finalidade de efetuar a venda de gás natural às companhias distribuidoras locais. 3.4 Certificado de verificação - documento certificando que a verificação de um instrumento de medição foi realizada com resultado satisfatório. Nota: Em se tratando de arqueação de tanques, o documento é chamado Certificado de Arqueação. 3.5 Condições de Base - Condições especificadas de temperatura (20 o C) e pressão (0, MPa) para as quais o volume mensurado do líquido ou do gás é convertido. Nota: Neste Regulamento, condições de base e condições padrão de medição têm o mesmo significado. 3.6 Condição de Medição - Condição do fluido na qual o volume está para ser mensurado, num ponto de medição (exemplo: temperatura e pressão do fluido mensurado). 3.7 Condição de Referência - Condições de uso prescritas para ensaio de desempenho de um instrumento de medição ou para intercomparação de resultados de medições. 3.8 Condição de Utilização - Condições de uso para as quais as características metrológicas especificadas de um instrumento de medição mantêm-se dentro de limites especificados. 5

6 3.9 Condição Usual de Operação - Condições de temperatura, pressão e propriedades (massa específica e/ou densidade e viscosidade) médias do fluido medido, avaliadas no período desde a última calibração do sistema de medição ou o último teste do poço até a data de avaliação Controle Metrológico Legal - conjunto de atividades de metrologia legal visando a garantia metrológica, que compreende o controle legal dos instrumentos de medição, a supervisão metrológica e a perícia metrológica Dispositivo Adicional - parte de um dispositivo que não seja considerado auxiliar, necessário para assegurar o nível exigido de exatidão da medição ou facilitar operações de medições, ou que possa, de certa forma, afetar a medição Dispositivo Auxiliar - dispositivo destinado a realizar uma função específica, diretamente envolvido na elaboração, transmissão ou apresentação dos resultados mensurados Dispositivo Calculador - Parte do medidor que recebe os sinais do transdutor de medição e, possivelmente, de instrumentos de medição associados, computa esses sinais e, se apropriado, armazena os resultados na memória até serem utilizados. Além disso, o dispositivo calculador pode ser capaz de comunicação bidirecional com equipamentos periféricos Dispositivo de Conversão - Dispositivo que converte automaticamente o volume mensurado nas condições de medição em um volume nas condições de base, ou em uma massa, levando em conta as características do fluido (temperatura, pressão, densidade, densidade relativa, etc.) mensurado usando-se instrumentos de medição associados, ou armazenando-se na memória Dispositivo Indicador - Parte de um medidor que apresenta continuamente os resultados de uma medição Dispositivo Registrador - Parte de um medidor que fornece o registro de uma indicação Falha de Sistema - Acontecimento no qual o desempenho do sistema de medição não atende aos requisitos deste Regulamento ou das normas aplicáveis Falha Presumida - Situação na qual existem indícios de falha tais como regulagens e ajustes não autorizados ou variação dos volumes medidos que não corresponda a variações nas condições de operação das instalações de petróleo e gás natural; 3.19 Fator do Medidor - Quociente entre o volume bruto medido, utilizando um medidor padrão de trabalho ou medida materializada de volume, e o volume registrado por um medidor durante um teste de calibração do medidor em operação Inspeção Metrológica - Exame de um instrumento de medição (ou de um sistema de medição) para constatar se a marca de verificação e/ou o certificado de verificação é válido, se nenhuma marca de selagem foi danificada ou violada, se o instrumento (ou sistema de medição) não sofreu modificações evidentes após a verificação metrológica e se seus erros não ultrapassam os erros máximos admissíveis em serviço Instrumentos de Medição Associados - Instrumentos conectados ao dispositivo calculador, ao dispositivo de correção ou ao dispositivo de conversão, para medição de certas quantidades que são características do líquido, com vistas a fazer uma correção e/ou uma conversão Medição Fiscal - Medição do volume de produção fiscalizada efetuada num ponto de medição da produção a que se refere o inciso IV do art. 3º do Decreto n.º 2.705, de 03/08/ Medição Fiscal Compartilhada - Medição fiscal dos volumes de produção de dois ou mais campos, que se misturam antes do ponto de medição Medição Operacional - Medição para controle da produção que inclui medições de petróleo e gás natural para consumo como combustível ou para qualquer outra utilização dentro do campo; da água produzida, injetada, captada ou descartada; do petróleo transferido; do gás natural para processamento; do petróleo e gás natural transportado, estocado, movimentado com transferência de custódia, importado ou exportado Medição para Apropriação - Medição a ser utilizada para determinar os volumes de produção a serem apropriados a cada campo em um conjunto de campos com medição compartilhada ou a cada poço em um mesmo campo Medição de Transferência de Custódia - Medição do volume de petróleo ou gás natural, movimentado com transferência de custódia, nos pontos de entrega e recepção Medidor (medidor de fluidos) - Instrumento destinado a medir continuamente, computar e indicar o volume do fluido que passa pelo transdutor de medição, sob as condições de medição Medidor de BSW Instrumento destinado a medir a porcentagem de água e sedimentos em relação ao volume total do fluido. 6

7 3.29 Medidor em Operação - Medidor utilizado para medição fiscal, apropriação ou operacional de volumes relacionados à produção, movimentação, estocagem e processamento de petróleo e gás natural dentro do campo de aplicação deste regulamento Medidor Padrão de Referência - Padrão, geralmente tendo a mais alta qualidade metrológica disponível em um dado local ou em uma dada organização, a partir do qual as medições lá executadas são derivadas Medidor Padrão de Trabalho - Padrão utilizado rotineiramente para calibrar ou controlar medidas materializadas, instrumentos de medição ou materiais de referência Número de Reynolds Parâmetro adimensional, proporcional à densidade do fluido, à velocidade média de escoamento, ao diâmetro do tubo e inversamente proporcional à viscosidade do fluido. Este parâmetro possibilita verificar qual a natureza do escoamento incompressível presente em um tubo Petróleo Estabilizado - Petróleo com pressão de vapor inferior a 70 kpa, na temperatura de medição Ponto de Ebulição Verdadeiro - Temperatura na qual a fase vapor e líquida estão em equilíbrio sob a pressão de 101,325 kpa (pressão atmosférica) Ponto de Entrega de Gás Natural Ponto de medição situado em uma instalação denominada Estação de Entrega (city-gate), no qual o gás natural é entregue pelo produtor, processador ou transportador ao carregador ou a quem este autorize Ponto de Interconexão Constitui a região onde fisicamente ocorre a ligação entre dois ou mais equipamentos, processos ou sistemas de transferência, transporte ou estocagem, na qual é instalado um ou mais sistemas de medição. Em sistemas de transferência e transporte de gás natural, a interconexão também ocorre quando da ligação de ramais de derivação à linha tronco dos referidos sistemas Ponto de Medição Localização em uma planta de produção, processo, sistema de transferência, transporte ou estocagem onde fica instalado um sistema de medição de petróleo ou gás natural utilizado com objetivo de medição fiscal, de apropriação e operacional Ponto de Recepção de Gás Natural - Ponto de medição situando em uma instalação denominada Estação de Medição ou Estação de Transferência de Custódia, no qual o gás natural é recebido pelo transportador do carregador ou de quem este autorize Potencial de Produção Corrigido do Campo - Somatório dos potenciais de produção corrigidos dos poços do campo Potencial de Produção Corrigido do Poço - Volume de produção de um poço à vazão de teste, durante o tempo efetivo de produção Potencial de Produção do Poço - Volume de produção de um poço durante 24 horas, à vazão de teste RS (Razão de Solubilidade) Relação entre o volume de gás e o volume do óleo no qual este se encontra dissolvido, nas condições de temperatura e pressão de medição RGO (Razão Gás-Petróleo) - Volume de gás produzido por volume de petróleo produzido, ambos medidos nas condições de base Relatório de Medição - Documento informando os valores medidos, o fator do medidor, os fatores de correção e o volume apurado num período de medição Sistema de Calibração - Sistema composto de um medidor padrão de trabalho (ou medida materializada de volume) e de dispositivos auxiliares e/ou adicionais, necessários para executar as operações de calibração de um medidor em operação, já incorporado a um sistema de medição Sistema Supervisório Sistema de Supervisão e Controle composto de equipamentos eletrônicos e sistemas computacionais que monitoram e registram dados e informações de pressão, temperatura, vazão e volume relacionados com a produção, processamento, transferência, transporte, estocagem de petróleo ou gás natural, a partir do qual se tem o controle operacional de uma instalação industrial, além do gerenciamento e registro de eventos de alarmes e falhas Tabela Volumétrica - Tabela indicando o volume contido em um tanque para cada nível de enchimento, sendo esta parte integrante do Certificado de Arqueação de tanque emitido pelo Inmetro Tanque de Calibração - Medida materializada de volume utilizada como padrão volumétrico para calibração de medidores Técnico Responsável É o técnico especialista em área correlata à atividade a ser desenvolvida e com registro no respectivo conselho profissional, que responde perante a ANP/Inmetro pelo serviço executado pela sociedade 7

8 empresária/simples, acreditada/autorizada junto a esses órgãos governamentais, nos sistemas de medição acobertados pelo presente Regulamento Teste de Longa Duração - Testes de poços, realizados durante a fase de Exploração, com a finalidade exclusiva de obtenção de dados e informações para conhecimento dos reservatórios, com tempo de fluxo total superior a 72 horas Transdutor de Medição - Dispositivo que fornece uma grandeza de saída que tem uma correlação determinada com a grandeza de entrada. O transdutor de medição inclui um sensor de fluxo ou volume Transportador - Pessoa jurídica autorizada pela ANP a operar as instalações de transporte Tubo-padrão (Provador) - Medida materializada de volume, constituída de um tubo ou cilindro, de volume conhecido, utilizado como padrão volumétrico para calibração de medidores Vazão de Teste de Poço - Volume total de produção de um poço, durante um teste, dividido pelo tempo, em horas, de duração do mesmo Vazão Usual de Operação - Vazão média, avaliada no período desde a última calibração do sistema de medição ou o último teste de poço até a data de avaliação. No cálculo da vazão média não devem ser considerados os períodos em que não houve fluxo Verificação Metrológica - Procedimento que compreende o exame, a marcação e/ou a emissão de um certificado de verificação, que constate e confirme que um instrumento de medição (ou um sistema de medição) ou uma medida materializada de volume satisfaz às exigências regulamentares Volume Bruto Observado (em tanque) - Volume nas condições de operação e determinado a partir do nível de petróleo medido no tanque e tabela de arqueação sem qualquer fator de correção. Este volume inclui o volume de água livre, sedimentos e água emulsionados Volume Bruto Corrigido (em tanque) - Volume bruto de petróleo (descontada a água livre) corrigido pelos fatores de dilatação térmica da parede do tanque e para as condições de base Volume Bruto Corrigido (em linha) - Volume corrigido pelo fator do medidor e convertido para as condições de base Volume Líquido de Petróleo - Volume bruto corrigido (para a condição de base), descontado o volume de água e sedimentos emulsionados no petróleo mensurado Volume Registrado - Variação no registro do dispositivo registrador de um medidor, entre o início e o fim de uma medição. 4. UNIDADES DE MEDIDA 4.1 As grandezas devem ser expressas em unidades do Sistema Internacional de Unidades SI. 4.2 As indicações volumétricas de petróleo ou de gás natural devem ser referidas às condições de base. 5. CRITÉRIOS GERAIS PARA MEDIÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL Sistemas de Medição 5.1 Os sistemas de medição aos quais este Regulamento se aplica, seus dispositivos adicionais, auxiliares e instrumentos de medição associados, devem ser projetados, instalados, operados, testados e mantidos em condições adequadas de funcionamento para efetuar a medição, dentro das condições de utilização, atendendo às exigências técnicas e metrológicas pertinentes, em todas as aplicações cobertas por este Regulamento A periodicidade de calibração, verificação ou inspeção dos instrumentos de medição e de arqueação ou inspeção de tanques não deverá exceder os valores apresentados no Anexo B deste regulamento, de acordo com o equipamento e sua aplicação na medição fiscal, de apropriação ou apenas operacional. 5.2 Os sistemas de medição utilizados para medição fiscal e para apropriação devem ser aprovados pela ANP e pelo Inmetro, antes do início da produção de um campo ou de um teste de longa duração Qualquer instrumento de medição, cujos resultados entrarem nos cálculos da medição fiscal, deverá atender aos requisitos exigidos para medição fiscal. Da mesma forma, instrumentos de medição, cujos resultados entrarem nos cálculos da medição para apropriação, deverão ter, no mínimo, os requisitos para medição de apropriação. 5.3 Os sistemas de medição, medidas materializadas de volume e medidores padrão (de referência e de trabalho) utilizados para calibração devem ser aprovados pelo Inmetro e estarem sob controle metrológico legal. 8

9 5.3.1 Os medidores padrão de referência e de trabalho devem ser calibrados e certificados por laboratórios acreditados pelo Inmetro ou por organismos membros do Ilac Os amostradores ou analisadores em linha, ou outros equipamentos incorporados ao sistema de medição que possam influenciar o resultado final da medição, devem ser aprovados pelo Inmetro, quanto às suas características de desempenho e atendimento a preceitos normativos exigidos e quanto à metodologia empregada A instalação desses equipamentos deve ser autorizada pela ANP e atender todas as exigências estabelecidas por esse órgão Os instrumentos de medição associados devem atender aos preceitos técnicos e metrológicos estabelecidos nas regulamentações pertinentes e estarem calibrados e certificados por laboratórios acreditados pelo Inmetro. Se a calibração for realizada in loco, esta deverá obedecer às exigências de acreditação estabelecidas pelo Inmetro. 5.4 Os modelos de medidores utilizados nos sistemas de medição aos quais este Regulamento se aplica, devem ser aprovados pelo Inmetro nos termos da Resolução 11/88 do Conmetro e possuir certificado de verificação No caso da utilização de placas de orifício, estas deverão seguir as normas pertinentes relacionadas no Anexo A deste Regulamento e terem sua verificação dimensional realizada por técnico responsável de sociedade empresária/simples acreditada pelo Inmetro e autorizada pela ANP. 5.5 Antes do início da produção de um campo, com pelo menos 90 dias de antecedência, os seguintes documentos devem ser apresentados à ANP e ao Inmetro para aprovação: a) Diagrama esquemático das instalações indicando as principais correntes de petróleo, gás natural e água, a localização dos pontos de medição fiscal, de apropriação, os pontos de medição para controle operacional da produção, do gás para processamento, do transporte, estocagem, importação e exportação de petróleo e gás natural; b) Memorial descritivo dos sistemas de medição, incluindo uma descrição dos equipamentos, instrumentos e sistema de calibração a serem empregados; c) Relatório de cálculo da incerteza do sistema de medição com evidência de validação do cálculo. d) Documentos Relativos ao controle metrológico legal dos medidores, dos instrumentos de medição associados, das medidas materializadas de volume e, se necessários, dos dispositivos adicionais e/ou auxiliares. e) Os documentos relativos aos procedimentos de calibração, aprovados pelo Inmetro, de instrumentos de medição incorporados ao sistema de medição Os demais documentos tais como: Fluxogramas de Engenharia, Especificações e Folhas de Dados de Instrumentos, Memorial Descritivo da Operação dos Sistemas de Medição, devem estar sempre à disposição na instalação de produção para análise da ANP e/ou do Inmetro, no âmbito de competência de cada órgão Toda a documentação listada em 5.5 e deve possuir identificação do responsável pelas informações prestadas. 5.6 O petróleo medido pelo sistema de medição fiscal deve ser estabilizado e não conter mais de 1% de água e sedimentos. A amostragem e a análise de propriedades do petróleo devem ser feitas conforme estabelecido no item 6.5 deste Regulamento e a documentação pertinente deve sempre estar à disposição na instalação de produção para fiscalização por parte da ANP O sistema de medição deve incorporar detectores e/ou procedimentos operacionais para prevenir a transferência através do ponto de medição de petróleo que não obedeça às especificações do subitem 5.6 ou às especificações alternativas aprovadas pela ANP conforme subitem O concessionário deve requerer autorização à ANP e/ou ao Inmetro, no âmbito de competência de cada órgão, para a utilização de sistemas de medição que não cumpram integralmente os requisitos deste Regulamento e Regulamentos Técnicos Metrológicos pertinentes, nas seguintes hipóteses: a) Utilização de tecnologias alternativas e inovadoras; b) Medições fiscais ou de apropriação em campos de pequena produção, para os quais o cumprimento integral deste Regulamento venha a afetar de forma significativa a economicidade da produção; c) Medição fiscal em testes de longa duração de poços com pequena produção; d) Medição fiscal em testes de longa duração de poços com média ou grande produção, desde que abrangendo um período de poucos dias de fluxo total O concessionário deve apresentar para análise e decisão da ANP e/ou Inmetro, no âmbito de competência de cada órgão, junto com o requerimento, documentação técnica que justifique a solicitação, assim como uma descrição detalhada do sistema de medição alternativo proposto. 9

10 5.8 Todas as calibrações e inspeções requeridas neste Regulamento devem ser executadas por conta e risco do concessionário ou do autorizatário e devem ser realizadas por técnico responsável de sociedade empresária/simples acreditada pelo Inmetro e/ou autorizada pela ANP, no âmbito de competência de cada órgão. Pontos De Medição 5.9 Os pontos de medição fiscal e de apropriação devem ser inspecionados e aprovados pela ANP para verificar se a sua instalação e funcionamento estão de acordo com o sistema de medição aprovado pela ANP e Inmetro O ponto de medição fiscal da produção de petróleo deve ficar imediatamente após as instalações de separação e tratamento, ou na tancagem da produção, e antes de quaisquer instalações de transferência, processamento, armazenamento, transporte ou terminais marítimos O ponto de medição fiscal da produção de gás natural deve ficar imediatamente após as instalações de separação e condicionamento e antes de quaisquer instalações de transferência, processamento ou transporte O ponto de medição de transferência de custódia de gás natural oriundo de importação / exportação por duto deve ser localizado em estação de medição instalada junto da fronteira entre o Brasil e o país importador / exportador O ponto de medição de transferência de custódia de gás natural oriundo de importação / exportação por terminal marítimo deve ser localizado em estação de medição instalada no píer de atracação da embarcação marítima em questão. Os sistemas de medição de transferência de custódia de gás natural liquefeito em terminais marítimos devem ser instalados a jusante da unidade de regaseificação do gás natural e a montante do ponto de recebimento do gasoduto de transporte ou transferência que esteja interligado ao referido terminal Os pontos de medição de transferência de custódia de gás natural transportado em um sistema de transporte devem estar localizados: a) nos pontos de recebimento; b) nos pontos de entrega; c) nos pontos de interconexão com outros sistemas de transporte, imediatamente após o recebimento do gás; 5.15 Os pontos de medição operacional do gás natural transportado em um sistema de transporte devem estar localizados: a) nos pontos de entrega (medição do gás utilizado como combustível em aquecedores); b) nas estações de compressão (medição e totalização da vazão do gás utilizado como combustível em turbocompressores, medição e totalização da vazão de gás utilizado como combustível em motores auxiliares e geradores de energia elétrica, além da medição e totalização da vazão de gás movimentado na estação, ou seja, medição na sucção e na descarga da estação); c) nas estações de redução de pressão do gás natural (medição do gás utilizado como combustível em aquecedores); d) nas estações de medição operacional (medição do gás movimentado entre dutos, ou seja, entre conexões que interligam instalações com equipamentos lançadores e recebedores de pig s); 5.16 Além dos pontos de medição fiscal e de apropriação, inspeções e/ou controle metrológico legal de outros sistemas de medição cobertos por este Regulamento podem ser executados a critério da ANP e/ou do Inmetro, no âmbito de competência de cada órgão. 6. MEDIÇÃO FISCAL DE PETRÓLEO 6.1 Medição de Petróleo em Tanques Nas medições em tanques, inclusive os instalados em terminais e refinarias, o ponto de transferência da produção deve estar localizado, por convenção, imediatamente à jusante dos tanques de medição Os tanques utilizados para medição fiscal e de apropriação de petróleo devem atender aos seguintes requisitos: Possuírem Certificado de Arqueação emitido pelo Inmetro, acompanhado da tabela volumétrica do tanque Serem providos de bocas de medição e de amostragem do conteúdo; Serem providos de mesa de medição no fundo e de marca de referência próxima à boca de medição; As linhas de enchimento devem ser projetadas para minimizar queda livre de líquido e respingos Manterem todas as condições gerais exigidas pelas normas aplicáveis e observadas pelo Inmetro quando do controle metrológico legal. 10

11 6.1.3 As medições de nível de líquido devem ser feitas com trena manual, Classe de Exatidão 2, ou com sistemas automáticos de medição de nível, Classe de Exatidão 2, que tenham Portaria de Aprovação de Modelo e certificado de verificação expedidos pelo Inmetro, dentro do período de validade A utilização de régua externa para medição fiscal ou de apropriação só poderá ser realizada em casos especiais, mediante autorização da ANP/Inmetro, no âmbito de competência de cada órgão As medições de nível de líquido nos tanques devem obedecer aos requisitos dos seguintes documentos e regulamentos, conforme referências contidas no Anexo A: Medições manuais com trena: [1.1], [1.2], [6.1], [7.33] Medições com sistema automático de nível: [3.1], [3.3], [6.2], [6.3], [7.34] Para determinação do volume de petróleo no tanque devem ser consideradas as seguintes correções e os respectivos fatores: a) Tabela volumétrica do tanque; b) Dilatação térmica entre a temperatura de medição e a temperatura base (20 C). A medição de temperatura e os fatores de correção pela dilatação térmica devem atender aos requisitos das normas: [1.3], [1.4], [3.2], [6.2], [6.4], [6.5], [6.6], [7.35]; c) Conteúdo de água e sedimentos, determinado conforme subitem 6.5 deste Regulamento; d) Determinação da massa específica através de instrumento de medição que tenha Portaria de Aprovação de Modelo e certificado de verificação expedidos pelo Inmetro dentro do período de validade. A determinação deve ser realizada conforme os procedimentos estabelecidos nos documentos: [2.2] e [2.3] Todas as linhas conectando os tanques de medição fiscal e de apropriação às suas entradas e saídas, bem como a outros tanques e a drenos, devem ser providas de válvulas que possam ser seladas na posição fechada e instaladas o mais próximo possível do tanque Quando da inspeção do tanque para verificar a sua estanqueidade, as válvulas devem ser testadas e seladas com selos identificados e controlados através de numeração e logomarca Os tanques devem ser operados em ciclos de enchimento e medição: Durante o ciclo de enchimento, as válvulas de saída de petróleo do tanque para o ponto de transferência devem estar fechadas e, no caso de medições fiscais, devem estar seladas Após o término do ciclo de enchimento, deve-se deixar o conteúdo do tanque repousar por um período de tempo suficiente para liberação de vapores retidos no líquido ou gerados durante o enchimento, eventual decantação, tratamento e drenagem de água Antes do início do ciclo de medição, devem ser fechadas todas as válvulas que conectam o tanque às entradas para enchimento, a outros tanques ou às saídas para pontos diferentes do ponto de transferência. No caso de medições fiscais, as válvulas devem ser seladas (ver ) na posição fechada Deve ser feita a amostragem conforme o subitem 6.5 e determinada a temperatura média conforme as normas aplicáveis O nível inicial deve ser medido conforme normas aplicáveis, sendo então aberta(s) a(s) válvula(s) de saída de petróleo para o ponto de transferência Após o término da transferência do petróleo, são fechadas as válvulas de saída para o ponto de transferência e medido o nível residual no tanque. Nas medições fiscais as válvulas devem ser seladas (ver ) Nos sistemas com controle automatizado de válvulas, o sistema supervisório deverá garantir as disposições dos itens anteriores O cálculo dos volumes líquidos deve seguir as recomendações do documento mencionado nas referências: [7.1] e [7.2] Devem ser elaborados relatórios de medição, conforme o subitem 11.2 deste Regulamento, contendo todos os valores medidos e todos os cálculos para a determinação do volume de petróleo mensurado através do tanque O usuário do tanque deve estabelecer manual de procedimentos operacionais para a medição em tanques, incluindo o período de tempo a ser utilizado para repouso de seu conteúdo, considerada as condições operacionais do mesmo e adequado ao volume e características do fluido a ser medido. Este manual de procedimentos operacionais deve estar disponível na instalação e todos os envolvidos devem possuir treinamento formal nos procedimentos. 11

12 6.2 Inspeção e Manutenção dos Tanques de Medição e dos Sistemas Automáticos de Medição de Nível Os tanques utilizados para medição fiscal e de apropriação de petróleo devem ser periodicamente inspecionados, conforme subitem deste regulamento, por conta e risco do concessionário ou do autorizatário da instalação de petróleo ou gás natural, para observar a existência de danos, incrustações e depósitos de material que possam afetar a arqueação e a utilização normal dos tanques Caso seja constatada a existência de anormalidade que venha a prejudicar a medição através do tanque, o usuário deverá providenciar, junto ao Inmetro, nova arqueação Os tanques utilizados para medição devem ser arqueados, conforme subitem deste regulamento, ou imediatamente após a ocorrência de modificações ou alterações físicas verificadas nas inspeções citadas no item 6.2.1, que alterem a tabela volumétrica, capazes de afetar a arqueação, devendo ficar fora de operação a partir desta ocorrência, até que seja efetuada a nova arqueação As trenas e os termômetros utilizados para medição devem possuir certificado de verificação e atender aos seus respectivos Regulamentos Técnicos Metrológicos. As trenas e os termômetros devem ser verificados periodicamente, conforme subitem deste regulamento Quando o tanque for utilizado em medições fiscais, o sistema automático de medição de nível deve ser inspecionado, conforme subitem deste regulamento, quanto ao seu estado de manutenção. Devem ser comparadas as informações quanto aos pontos em três níveis, a saber: próximos do nível máximo, médio e mínimo. A diferença entre os valores medidos com trena Classe de Exatidão 1 (aprovada pelo Inmetro e com certificado de verificação dentro do período de validade) e as leituras do sistema automático não deve ultrapassar 6,00 mm Esta inspeção deve ser por conta e risco do concessionário ou do autorizatário da instalação de petróleo ou gás natural Caso seja constatado que o equipamento tenha que ser ajustado, modificado, calibrado ou consertado, esta atividade deverá ser realizada por técnico responsável de sociedade empresária/simples acreditada pelo Inmetro e/ou autorizada pela ANP, no âmbito de competência de cada órgão. 6.3 Medição de Petróleo em Linha Os sistemas de medição de petróleo em linha devem ser constituídos, pelo menos, dos seguintes equipamentos: a) Medidores compatíveis com os requisitos deste Regulamento e que atendam os preceitos técnicos e metrológicos exigidos pelo Inmetro. Quando o dispositivo indicador e o dispositivo registrador incorporados aos medidores forem mecânicos, os mesmos não devem permitir retorno ao zero. No caso de incorporação de dispositivo indicador e dispositivo registrador eletrônicos, o retorno ao zero só deve ser possível com dispositivos protegidos por meio de selos ou de outras proteções contra acesso não autorizado. b) Um sistema de calibração, fixo ou móvel, conforme previsto no subitem 6.4 deste Regulamento, apropriado para a calibração dos medidores fiscais, aprovado pela ANP e pelo Inmetro; c) Um sistema de amostragem de forma a manter a representatividade da amostra no período de medição e atendendo aos requisitos do subitem 6.5 deste Regulamento, do tipo manual ou automático; d) Um instrumento ou sistema de medição de temperatura adjunto ao medidor; e) Um instrumento ou sistema de medição de pressão adjunto ao medidor; Os sistemas de medição podem possuir dispositivos de conversão que atendam ao estabelecido em 5.3 deste Regulamento Os sistemas de medição em linha devem ser projetados de forma que: a) Sejam compatíveis com os sistemas de transferência aos quais estiverem conectados; b) Não ocorra refluxo através dos medidores; c) Os medidores sejam protegidos contra transientes de pressão; d) Os medidores sejam protegidos contra pressões de choque maiores que as pressões de projeto dos mesmos; e) Gases ou vapores não passem pelos medidores; f) Não possuam contorno dos medidores, com exceção das situações de intervenção em poços utilizando-se separadores ou tanques de teste Os sistemas de medição fiscal de petróleo devem ser projetados, instalados e calibrados para operar dentro da classe de exatidão 0.3 conforme [1.8]. Na operação dos sistemas de medição em linha deve ser assegurado que: 12

13 a) Os medidores sejam operados dentro das condições de utilização especificadas pelo fabricante e constantes da portaria específica de aprovação de modelo expedida pelo Inmetro; b) Os medidores fiscais devem ser submetidos à calibração na freqüência requerida por este Regulamento A instalação e utilização de sistemas de medição de petróleo em linha devem atender às orientações dos documentos cujas referências estão a seguir relacionadas ou outros reconhecidos internacionalmente, desde que aprovados pela ANP e/ou pelo Inmetro, no âmbito de competência de cada órgão: [1.5], [1.8], [3.4], [6.7], [6.8], [6.19], [7.3], [7.4], [7.5], [7.6], [7.7], [7.8], [7.36], [7.37], [7.38] As medições de petróleo devem ser corrigidas pelos seguintes fatores: a) Dilatação térmica entre a temperatura base e a temperatura nas condições de medição conforme as seguintes normas: [3.2], [6.6], [7.9]. b) Compressibilidade do líquido entre a pressão base e a pressão nas condições de medição conforme a seguinte norma (a compensação não será requerida quando a pressão nas condições de medição seja tal que a correção seja inferior a 0,05%): [7.10]. c) Conteúdo de sedimentos e água no petróleo, determinado conforme o subitem 6.5 deste Regulamento O cálculo dos volumes medidos deve estar de acordo com a seguinte norma: [6.9] Devem ser elaborados relatórios de medição contendo todos os valores medidos, todos os parâmetros e fatores utilizados e todos os cálculos efetuados para determinação do volume líquido de petróleo, conforme o subitem 11.2 deste Regulamento Nas medições de líquido em linha com dispositivos eletrônicos devem ser atendidos os requisitos dos seguintes documentos [1.8], [3.4], [7.6] e [7.7]. 6.4 Calibração de Medidores de Petróleo Os padrões de referência, os padrões de trabalho e os equipamentos utilizados na calibração dos tubos-padrão de deslocamento mecânico, dos tanques de calibração, dos medidores padrão de referência, ou de outro sistema de calibração utilizado, devem atender às prescrições estabelecidas no subitem 5.3 deste Regulamento Os medidores instalados nos sistemas de medição de petróleo devem ser calibrados periodicamente conforme previsto neste regulamento, atender os requisitos de controle metrológico legal estabelecidos pelo Inmetro e às exigências constantes em 5.3 e 5.4. O responsável pela calibração deve ser um técnico responsável de sociedade empresária/simples acreditada/autorizada pelo Inmetro Quando calibrados em laboratórios, estes devem estar acreditados pelo Inmetro ou por organismos membros do Ilac. Casos que, comprovadamente, não possam atender a estas exigências deverão ser submetidos à decisão final por parte do Inmetro. Medidor Padrão de Referência O medidor padrão de referência, tubo-padrão de deslocamento mecânico ou tanque de calibração, utilizado na calibração de medidores padrão de trabalho, devem atender os preceitos estabelecidos em 5.3 deste Regulamento, bem como os requisitos dos documentos abaixo relacionados ou outros reconhecidos internacionalmente: [3.4], [3.5], [3.6], [6.10], [6.11], [6.12], [6.13], [7.11], [7.12], [7.13], [7.14], [7.15], [7.16], [7.17], [7.18], [7.19], [8.1] A calibração do tubo-padrão e do tanque de calibração deve ser realizada por técnico responsável de sociedade empresária/simples acreditada/autorizada pelo Inmetro A calibração de medidor padrão de referência, utilizando tubo-padrão ou tanque de calibração, deve ser realizada por técnico responsável de sociedade empresária/simples acreditada/autorizada pelo Inmetro. Medidor Padrão de Trabalho O medidor padrão de trabalho deve ser calibrado em laboratório acreditado pelo Inmetro, para se obter o fator do medidor, antes do mesmo ser utilizado na calibração de medidores instalados em sistemas de medição fiscal e de apropriação. Quando calibrado fora do Brasil, o laboratório responsável pela calibração deve ser acreditado por organismos membros do Ilac. Casos que, comprovadamente, não possam atender a estas exigências deverão ser submetidos à decisão final por parte do Inmetro Quando o medidor padrão de trabalho estiver instalado in loco, o mesmo pode ser calibrado através de medida materializada de volume, que atenda os requisitos estabelecidos em 5.3, e O executor da 13

14 calibração deve ser um técnico responsável de uma sociedade empresária/simples acreditada/autorizada pelo Inmetro. A metodologia empregada na calibração deve seguir normas aplicáveis constantes no Anexo A Os medidores padrão de trabalho, independente de sua tecnologia de construção, devem ser calibrados conforme subitem deste regulamento. Intervalos maiores, não superiores ao dobro do período definido na tabela do Anexo B para estes medidores, podem ser autorizados pela ANP e pelo Inmetro, conforme histórico que demonstre a estabilidade dos resultados. O Inmetro e/ou a ANP podem também determinar a redução do intervalo de calibração, baseado na análise dos resultados de calibrações realizadas após a ampliação do intervalo Os tubos-padrão de deslocamento mecânico devem ser calibrados conforme subitem deste regulamento, respeitando-se o estabelecido em e subitens, podendo haver extensão deste período pelo dobro do valor definido na tabela do Anexo B para estes instrumentos, por autorização da ANP e pelo Inmetro, conforme histórico que demonstre a estabilidade de resultado ou baixos índices de produção do campo onde os mesmos estiverem instalados Os tanques de calibração, medidas de capacidade padrão e os tubos-padrão de esfera fixos devem ser calibrados conforme subitem deste regulamento, respeitando-se o estabelecido em e subitens Os instrumentos de medição associados, incorporados ao tubo-padrão, devem respeitar os mesmos prazos de calibração estabelecidos neste Regulamento para o tubo-padrão Respeitando-se o disposto nos subitens 6.4.1, e deste Regulamento, a calibração do medidor padrão de trabalho deve ser realizada efetuando-se e registrando-se testes, de forma que as maiores diferenças obtidas nos testes, para os fatores do medidor, sejam menores do que 0,02% Os erros e incertezas de medição apresentados pelos medidores padrão de trabalho devem estar adequados às prescrições metrológicas estabelecidas para o medidor em operação a ser calibrado O medidor padrão de trabalho deve ser calibrado com um fluido de massa específica, viscosidade e temperatura, suficientemente próximas às do fluido medido pelo medidor fiscal em operação. A vazão de ensaio deve ser igual à vazão usual de operação do medidor fiscal em operação, com um desvio máximo de ±10%, para que o fator do medidor não apresente variação superior a 0,05% entre as condições de calibração do medidor padrão de trabalho e as condições de calibração do medidor fiscal em operação. No caso em que um medidor padrão de trabalho seja utilizado para calibração de diversos medidores fiscais em operação, com diferentes condições e diferentes vazões usuais de operação, devem ser feitas tantas calibrações do medidor padrão de trabalho quantas forem necessárias para atender aos requisitos deste item para todos os medidores fiscais em operação Alternativamente, a utilização de fluidos substitutivos na calibração dos medidores padrão de trabalho poderá ser autorizada pelo Inmetro desde que esses fluidos tenham viscosidade similar à do fluido medido pelo medidor em operação. Medidor Fiscal em Operação Os medidores fiscais em operação, instrumentos de medição e dispositivos adicionais/auxiliares, incorporados ao sistema de medição fiscal, devem ser calibrados com intervalo entre calibrações sucessivas conforme tabela constante do Anexo B deste Regulamento Intervalos maiores podem ser aprovados pela ANP e pelo Inmetro, conforme histórico que demonstre a estabilidade dos resultados. O Inmetro e/ou a ANP podem também determinar a redução do intervalo de calibração, baseado na análise dos resultados de calibrações realizadas após a ampliação do intervalo Os medidores fiscais em operação e os instrumentos de medição associados devem atender ao estabelecido em 5.3 e possuir certificado de verificação dentro do período de validade fixado nas normas aplicáveis Na calibração de um medidor fiscal em operação com um medidor padrão de trabalho, este pode ser instalado a montante ou a jusante do medidor em operação, porém, sempre a montante de qualquer válvula reguladora de contrapressão ou válvula de retenção, associadas com o medidor em operação e à jusante de filtros e eliminadores de gás, e respeitando-se as normas aplicáveis quanto à instalação do mesmo A calibração dos medidores fiscais em operação deve ser feita utilizando-se o fluido medido, nas condições usuais de operação. Quanto às condições usuais de operação, admitem-se desvios inferiores a 5 C na temperatura, 10% na pressão e 10% na vazão usual de operação A calibração, após manutenção dos medidores fiscais em operação, deve ser realizada por técnico responsável de uma sociedade empresária/simples acreditada/autorizada pelo Inmetro, e deverá seguir o estabelecido em ou

15 Para o cálculo do fator do medidor fiscal em operação, devem ser consideradas as seguintes correções do volume medido, quando pertinente: a) Variação do volume do calibrador pela ação da pressão do fluido sobre as paredes do mesmo; b) Dilatação térmica do líquido de teste; c) Variação do volume do calibrador de deslocamento mecânico ou do tanque de calibração com a temperatura; d) Variação do volume do líquido de teste com a pressão; e e) A faixa de vazão em conformidade com a indicada na Portaria de Aprovação de Modelo emitida pelo Inmetro e demais condições de utilização constantes nela A calibração de um medidor fiscal em operação com um medidor padrão de trabalho consiste na realização e registro de resultados de testes até registrar três testes sucessivos, nos quais a diferença máxima entre os fatores (do medidor) calculados seja menor que 0,05%. O fator do medidor deve ser calculado com base na média aritmética dos três testes Os erros e incertezas de medição apresentados pelos medidores padrão de trabalho devem estar adequados às prescrições metrológicas estabelecidas para o medidor em operação a ser calibrado A calibração de um medidor fiscal em operação com um tanque de calibração consiste na realização e registro de resultados de testes, até registrar dois testes sucessivos com uma diferença menor que 0,05% do volume do tanque de calibração. O fator do medidor deve ser calculado com base na média aritmética dos dois testes A calibração de um medidor fiscal em operação com um tubo-padrão consiste na realização e registro de resultados de testes até registrar cinco de seis testes sucessivos nos quais a diferença máxima entre os fatores de calibração calculados seja menor que 0,05%. O fator do medidor é calculado com base na média aritmética dos cinco testes Deve ser considerada uma falha presumida do medidor fiscal em operação quando a variação do fator do medidor, em relação ao da calibração imediatamente anterior, for maior que 0,25% ou quando não for possível obter resultados para determinação do fator do medidor, conforme os subitens , e deste Regulamento. Neste caso, o medidor em operação deverá ser submetido à manutenção e posterior verificação metrológica. 6.5 Amostragem e Análise de Propriedades do Petróleo Nas medições de petróleo devem ser coletadas amostras para análises qualitativas e quantitativas necessárias à determinação do teor de água e sedimentos (BSW) e à determinação da massa específica em cada medição ou período de medição a serem usadas na determinação dos volumes líquidos e outros usos. Analisadores em linha, que atendam 5.3 e cuja instalação seja autorizada pela ANP, podem ser utilizados para medir em forma contínua ou mais freqüente as propriedades do petróleo Devem ser coletadas amostras, para determinação do teor de enxofre e Ponto de Ebulição Verdadeiro, visando o atendimento à legislação específica da ANP relativa aos critérios para a fixação do preço mínimo do petróleo a ser adotado para fins de cálculo das participações governamentais A coleta de amostras deve atender às orientações dos seguintes documentos: [1.6], [2.1], [6.14], [6.15], [7.20], [7.21] e [7.39] Os sistemas de amostragem em linha, que atendam 5.3 e cuja instalação seja autorizada pela ANP, devem cumprir os seguintes requisitos: a) O ponto de amostragem deve estar localizado imediatamente a montante ou a jusante do medidor; b) O ponto de amostragem escolhido deve permitir que a amostra seja perfeitamente representativa do produto; c) O recipiente de coleta de amostras deve ser estanque e provido de um sistema de homogeneização das amostras As amostras obtidas pelos procedimentos de amostragem devem ser misturadas e homogeneizadas antes de se proceder às medições de propriedades e análises, sendo que o método de retirada da amostra deve ser aprovado pela ANP e pelo Inmetro As determinações e análises devem ser realizadas por técnico responsável de uma sociedade empresária/simples acreditada/autorizada junto ao Inmetro. Devem ser feitas as seguintes determinações e análises: Determinação da massa específica do petróleo deve seguir as orientações dos seguintes documentos: [2.2], [2.3], [7.22], [7.23] Determinação da fração volumétrica de água e sedimento, conforme um dos métodos dos seguintes documentos: [2.4], [2.5], [2.6], [7.24], [7.25], [7.26]. 15

16 Determinação do Ponto de Ebulição Verdadeiro conforme um dos métodos dos seguintes documentos [5.2], [5.3] Determinação do teor de enxofre conforme um dos métodos dos seguintes documentos: [5.4], [5.5]. 7. MEDIÇÃO FISCAL DE GÁS NATURAL 7.1 Medição de Gás Natural em Linha Os sistemas de medição de gás natural devem ser constituídos dos seguintes equipamentos: a) Medidores, cujas características técnicas e metrológicas sejam compatíveis com os requisitos desse Regulamento e que atendam os preceitos técnicos e metrológicos exigidos pelo Inmetro. Os medidores devem ser utilizados respeitando-se as condições de utilização especificadas pelo fabricante e em conformidade com a aprovação do modelo. O dispositivo indicador e o dispositivo registrador incorporados aos medidores que totalizam os volumes mensurados não devem ser providos com dispositivo de retorno ao zero. Se esses dispositivos forem eletrônicos, o retorno ao zero somente deve ser possível através de dispositivos protegidos por meio de selos ou de outras proteções contra acesso não autorizado; Quando a função de totalização não for integrada à medição, em um único instrumento, deverá ser instalado no ponto de medição um instrumento ou equipamento eletrônico totalizador de vazão externo, como por exemplo, computadores de vazão; b) Um sistema de calibração fixo ou móvel, conforme previsto no subitem 7.2 deste Regulamento, apropriado para a calibração dos medidores fiscais e aprovado pela ANP e pelo Inmetro, sempre que a ANP julgar necessário; c) Um sistema de amostragem de forma a manter a representatividade da amostra no período de medição e atendendo aos requisitos do subitem 7.3 deste Regulamento, sempre que a ANP julgar necessário; d) Um sistema de proteção contra pressões de choque maiores que as pressões de projeto dos medidores que compõem o sistema de medição. e) Instrumentos ou sistemas de medição de pressão e temperatura adjuntos ao medidor; As medições de gás natural recebido num campo para elevação artificial ou injeção devem ser consideradas como medições fiscais Os medidores, dispositivos auxiliares, dispositivos adicionais e instrumentos de medição associados, que atendam aos subitens 5.3 e 5.4 deste Regulamento, devem ser instalados nos sistemas de medição de gás natural conforme documentos de referência e especificações dos fabricantes dos sistemas de medição. Os documentos e especificações desses equipamentos também devem ser considerados quando das incorporações dos mesmos no sistema de medição Não podem ser instalados contornos nos sistemas de medição fiscal de gás Sistemas com troca de placas de orifício em fluxo sob pressão não são considerados contornos Quando as condições operacionais exigirem e a ANP/Inmetro autorizar(em), contornos poderão ser instalados, desde que possuam monitoração de vazamento e registro de abertura ou lacre de válvulas(s) (ver 12.5) previamente aprovados pela ANP e pelo Inmetro Os medidores, dispositivos adicionais ou auxiliares e os instrumentos de medição associados devem ser selecionados e operados para que o valor medido esteja na faixa de medição e sua exatidão seja compatível com as características metrológicas especificadas neste Regulamento e outros pertinentes. Quando esses requisitos não puderem ser atendidos com um único instrumento, devem ser instalados dois ou mais instrumentos cobrindo a faixa de medição requerida Nas medições de gás natural com placas de orifício devem ser atendidos os requisitos dos seguintes documentos: [6.16], [6.17], [6.18], [4.4], [7.27], [7.28], [7.29] Nas medições de gás natural com medidores do tipo turbina, devem ser atendidos os requisitos dos seguintes documentos: [1.7], [3.7], [4.2], [4.4] Nas medições de gás natural com medidores do tipo ultra-sônicos, devem ser atendidos os requisitos dos seguintes documentos: [3.7], [4.1], [4.4] Nas medições de gás natural com medidores do tipo coriolis, devem ser atendidos os requisitos dos seguintes documentos: [3.7], [4.3] e [4.4] Nas medições de gás natural com dispositivos eletrônicos devem ser atendidos os requisitos dos seguintes documentos: [2.8], [3.7], [6.19], [7.6], [7.30] e [9.1]. 16

17 Os sistemas de medição fiscal de gás natural devem ser projetados, calibrados e operados de forma que a incerteza de medição do volume totalizado seja inferior a 1,5 %, na condição usual de operação do sistema Os sistemas de medição fiscal de gás natural devem incluir dispositivos para compensação automática das variações de pressão estática e de temperatura. A compensação deve incluir as variações do coeficiente de compressibilidade do gás decorrentes das variações de pressão e temperatura As variações na composição do gás natural, registradas durante as análises periódicas, conforme o subitem 7.3 deste Regulamento, devem ser compensadas imediatamente após cada nova análise, para as medições subseqüentes Os sistemas de medição fiscal de produção de gás natural, cujo valor total mensurado em um dia seja inferior a m 3, podem prescindir dos dispositivos de correção automática de pressão e temperatura, devendo ser registradas a pressão e a temperatura utilizadas no cálculo do volume total junto com a temperatura média do gás no período, determinada pela média de no mínimo três leituras diárias Os sistemas de medição de gás natural que operam com pressão menor ou igual a 300 kpa podem ter a produção de gás computada com base no volume de óleo e na RS do petróleo nas condições de medição. 7.2 Calibração e Inspeção de Medidores de Gás Natural Os medidores instalados nos sistemas de medição de gás natural devem ser calibrados periodicamente, atender aos requisitos de controle metrológico legal estabelecidos pelo Inmetro e às exigências constantes em 5.3 e 5.4. O responsável pela calibração deve ser um técnico responsável de uma sociedade empresária/simples acreditada/autorizada junto ao Inmetro Quando calibrados em laboratórios, estes devem estar acreditados pelo Inmetro ou por organismos membros do Ilac. Casos que comprovadamente não possam atender a estas exigências deverão ser submetidos à decisão final por parte do Inmetro Os instrumentos de medição e dispositivos adicionais/auxiliares, incorporados ao sistema de medição de gás natural devem ser calibrados por técnico responsável de uma sociedade empresária/simples acreditada/autorizada junto ao Inmetro e/ou ANP, no âmbito de competência de cada órgão, com intervalo entre calibrações sucessivas conforme tabela constante do Anexo B deste Regulamento Intervalos maiores podem ser aprovados pela ANP e pelo Inmetro, conforme histórico que demonstre a estabilidade dos resultados. O Inmetro e/ou a ANP podem também determinar a redução do intervalo de calibração, baseado na análise dos resultados de calibrações realizadas após a ampliação do intervalo Os medidores de gás do tipo turbina, ultra-sônico e coriolis devem ser calibrados com uma vazão próxima à vazão usual de operação, aceitando-se um desvio de ± 10% Os instrumentos de medição utilizados para compensação de pressão e temperatura devem atender às normas aplicáveis e possuírem certificado de verificação emitido pelo Inmetro, devendo a exatidão das medições realizadas por estes estar dentro dos limites estabelecidos nas legislações específicas de forma a assegurar que o sistema de medição atenda ao especificado em deste Regulamento Nos sistemas de medição com placas de orifício, os instrumentos de pressão diferencial, pressão e temperatura de fluxo devem atender às normas aplicáveis e possuírem certificado de verificação emitido pelo Inmetro, quando aplicável. A exatidão das medições realizadas por estes instrumentos deve estar dentro dos limites estabelecidos em normas aplicáveis, de forma a assegurar que o sistema de medição atenda ao especificado em deste Regulamento As placas de orifício, utilizadas na medição fiscal de gás natural, devem ser inspecionadas com periodicidade igual ou inferior ao determinado no Anexo B deste regulamento, respeitando-se o disposto em 5.4.1, para verificar se atendem aos requisitos dimensionais conforme estabelecido em normas aplicáveis. Quando da calibração do transmissor de pressão diferencial e instrumentos de medição associados, a placa de orifício deverá ser inspecionada visualmente para identificar a presença de condensado ou sólidos em sua superfície. Caso sejam verificados danos físicos na placa, esta deverá ser substituída Documentos comprobatórios dessas inspeções devem ser disponibilizados para a ANP e/ou o Inmetro, quando solicitados Intervalos maiores podem ser aprovados pela ANP e pelo Inmetro, conforme histórico que demonstre a estabilidade dos resultados. O Inmetro e/ou a ANP podem também determinar a redução do intervalo de inspeção, baseado na análise dos resultados de inspeções realizadas após a ampliação do intervalo. 17

18 7.2.6 Os trechos retos das tubulações adjuntos à placa de orifício, utilizados nas medições fiscais de gás natural, devem ser inspecionados, interna e externamente, conforme subitem deste regulamento, para verificar se atendem aos requisitos dimensionais estabelecidos pelas normas aplicáveis. Caso sejam verificados danos ou quaisquer outras anormalidades, ações deverão ser tomadas para correção da não-conformidade Documentos comprobatórios dessas inspeções devem ser disponibilizados para a ANP e/ou o Inmetro quando solicitados. 7.3 Amostragem e Análise de Gás Natural Nos pontos de medição fiscal da produção de gás natural, devem ser tomadas amostras para análise, pelo menos uma vez por mês. Pode ser utilizado analisador em linha, que atenda os requisitos estabelecidos em e cuja instalação seja autorizada pela ANP, para medição das propriedades e composições com maior freqüência. O analisador deve ser calibrado periodicamente por técnico responsável de sociedade empresária/simples acreditada pelo Inmetro e autorizada pela ANP, conforme subitem deste regulamento. Esta calibração deve ser realizada em função das análises de laboratório das amostras coletadas. A amostragem de gás natural deve atender aos requisitos do documento [7.31] Documentos comprobatórios das tomadas das amostras e das calibrações dos analisadores em linha, pela análise de laboratório das amostras coletadas, devem ser disponibilizados para a ANP e o Inmetro quando solicitados As amostras de gás devem ser analisadas qualitativa e quantitativamente para se obter a composição do gás, a massa específica, o poder calorífico, os teores de gases inertes e contaminantes, para o atendimento da Portaria ANP nº 104/2002, de 08/07/2002, para correções nas medições dos volumes e para outros usos. Devem ser utilizados os métodos descritos nos seguintes documentos: [5.1], [5.8], [6.20], [6.21], [6.22], [6.23]. 8. APROPRIAÇÃO DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL 8.1 Medições Compartilhadas Os sistemas de medição compartilhada das produções de dois ou mais campos devem ser autorizados pela ANP e aprovados pelo Inmetro, antes do início da produção. A documentação para autorização/aprovação deve incluir uma descrição detalhada dos métodos de apropriação da produção a cada campo e dos sistemas de medição para apropriação utilizados Nos sistemas de medição compartilhada, a produção de cada campo deve ser determinada por apropriação, com base na produção medida em medidores de apropriação ou estimada com base nos testes dos poços de cada campo e no tempo de produção de cada poço no mês. 8.2 Medições para Apropriação As medições para apropriação devem atender aos requisitos dos seguintes documentos: [1.8], [7.32] Quando uma ou mais unidades de produção marítima forem responsáveis pela medição fiscal de um único campo, a medição de apropriação aos poços poderá atender apenas aos requisitos exigidos para medição operacional Caso a unidade de produção marítima passe a realizar a medição fiscal para mais de um campo (medição fiscal compartilhada), os requisitos exigidos nas medições de apropriação ao campo passam a ser de medição para apropriação. Medições para Apropriação de Petróleo As medições para apropriação da produção de petróleo devem cumprir os requisitos para as medições fiscais, com as seguintes exceções: O petróleo pode ser não estabilizado e conter mais de 1% em volume de água e sedimentos A cada semestre, por conta e risco do concessionário ou do autorizatário da instalação de petróleo, o sistema automático de medição de nível, Classe de Exatidão 2, deve ser inspecionado quanto ao seu estado de manutenção. Devem ser comparadas as informações quanto aos pontos em três níveis, a saber: próximos do nível máximo, médio e mínimo. A diferença entre os valores medidos com trena, Classe de Exatidão 2 e aprovada pelo Inmetro, e as leituras do sistema automático não deve ultrapassar 12,00mm. 18

19 Caso seja constatado que o equipamento tenha que ser ajustado/modificado/consertado/calibrado, esta atividade deverá ser realizada por técnico responsável de uma sociedade empresária/simples acreditada/acreditada pelo Inmetro. O usuário deve manter registros apropriados dessas intervenções para conhecimento da ANP Nas medições em tanque de volumes de produção líquida de petróleo menores que 50 m 3 /dia, com tanques de capacidade nominal menor que 100 m 3, é permitida a utilização de medição de nível por régua externa ao tanque, com erro de medição de ± 20 mm, incluídos os erros de leitura devidos à posição do observador Os medidores utilizados em sistemas de medição para apropriação da produção de petróleo em linha devem ser projetados, operados e calibrados de forma que os sistemas de medição aos quais estejam/sejam incorporados sejam enquadrados na Classe de Exatidão 1, conforme referências [1.8] e [3.4] Os medidores de apropriação da produção de petróleo em linha, transmissores de pressão e de temperatura, medidores de BSW e amostradores devem ser calibrados conforme subitem deste regulamento Na calibração dos medidores de apropriação da produção de petróleo em linha, conforme subitens , e , a diferença entre os valores do fator do medidor, nos diferentes testes, não deve ser superior a 0,5% Nas medições para apropriação da produção de petróleo não estabilizado, deve ser considerado, para cada concessão, o fator de encolhimento devido à liberação de vapores após a medição, quando da estabilização do petróleo. No caso em que esses vapores forem recuperados na unidade de tratamento, deve ser computada a produção de gás natural, estimada com base no volume de óleo e a RS do petróleo nas condições de medição para apropriação Os fatores de encolhimento, a RGO e os fatores de correção para a produção de gás natural, quando utilizados na determinação de volumes de produção, devem ser determinados a cada noventa dias, ou sempre que houver variações significativas Documentos comprobatórios dessas determinações devem ser disponibilizados para a ANP e o Inmetro quando solicitados A determinação do BSW do petróleo, medido nas condições de tanque, poderá ser feita por decantação (parcela de água livre), obtenção de amostras representativas ou utilização de analisador de fração que atenda os preceitos estabelecidos em e cuja instalação seja autorizada pela ANP. Medições para Apropriação de Gás Natural As medições para apropriação da produção de gás devem atender aos requisitos das medições fiscais de gás, com as seguintes exceções: A incerteza do volume totalizado no sistema de medição deve ser menor que 2% As análises de gás devem ser trimestrais. Essas análises devem ser realizadas por laboratórios acreditados pelo Inmetro Documentos comprobatórios das análises devem ser disponibilizados para a ANP quando solicitados Para sistemas de medição, cujo valor total mensurado em um dia seja inferior a m 3, aplicam-se os critérios do subitem deste Regulamento Nas medições para apropriação da produção de gás natural devem ser considerados os fatores de correção devido à separação de componentes e à condensação após a medição, quando do condicionamento do gás Os fatores de correção devem ser calculados com base na medição direta dos volumes separados ou das composições das correntes e balanço de material das unidades de condicionamento Os volumes de condensado devem ser apropriados como produção de petróleo. 8.3 Testes de Poços Nos casos em que os resultados dos testes de poços sejam utilizados somente para apropriação da produção aos poços, cada poço em produção deve ser testado com um intervalo entre testes sucessivos não superior a noventa dias, ou sempre que houver mudanças nas condições usuais de operação ou quando forem detectadas variações na produção Quando os resultados dos testes de poços forem utilizados para apropriação da produção a um campo, em casos de medição fiscal compartilhada, cada poço em produção deve ser testado a cada mês, com um intervalo entre testes sucessivos não superior a quarenta e dois dias, ou sempre que houver mudanças nas condições usuais de operação ou quando forem detectadas variações na produção. 19

20 8.3.3 Devem ser utilizados separadores de testes ou tanques de testes nos testes de poços. Outros métodos de testes, utilizando novas tecnologias, devem ser previamente aprovados pela ANP : As condições de teste devem ser iguais às condições usuais de operação. Quando isto não for possível, as condições empregadas devem ser previamente aprovadas pela ANP Os testes devem ter uma duração de, pelo menos, quatro horas, precedidas de um tempo de produção nas condições de teste para a estabilização das condições usuais de operação Nos testes devem ser medidos os volumes de petróleo, gás natural e água produzidos. A medição de gás natural pode ser estimada quando a ANP houver autorizado a ventilação ou a queima do gás natural produzido no campo, ou ainda tratar-se de um poço de gás lift intermitente. Para o cômputo da parcela de água emulsionada, deve ser determinado o conteúdo de água e sedimentos no fluido produzido Os sistemas de medição utilizados para os testes de poços devem atender aos requisitos dos sistemas de medição para apropriação, quando não se enquadrarem na situação prevista em Devem ser elaborados relatórios de teste de poços, conforme o subitem 11.2 deste Regulamento Os relatórios de testes devem ser disponibilizados para a ANP, quando solicitados. 8.4 Apropriação da Produção aos Poços e Campos A produção medida nos pontos de medição deve ser apropriada aos poços do campo, com base nos testes dos poços A produção apropriada a cada poço será igual ao volume total de produção do campo, multiplicado pelo potencial de produção corrigido do poço e dividido pelo potencial de produção corrigido do campo Este critério será utilizado para apropriação da produção de petróleo e de gás natural A apropriação da produção medida num ponto de medição compartilhado por dois ou mais campos, quando feita com base nos testes de poços, deve considerar o seguinte: Calcular o potencial de produção corrigido de todos os campos cuja produção é medida no ponto de medição, que é igual à soma dos potenciais corrigidos da produção dos poços de todos os campos envolvidos Apropriar a produção a cada poço, que é igual ao potencial de produção corrigido do poço multiplicado pela produção total de todos os campos que compartilham o ponto de medição e dividido pela soma dos potenciais de produção corrigidos de todos os campos A produção apropriada a cada campo é igual à soma das produções apropriadas aos poços desse campo A produção deve ser apropriada mensalmente, com base no último teste de produção de cada poço e no seu tempo de operação Documentos comprobatórios devem ser disponibilizados para a ANP, quando solicitados Quando são feitas medições para apropriação da produção, medida num ponto de medição compartilhado, a produção apropriada a cada campo é igual ao volume total de produção, multiplicado pelo volume medido na(s) respectiva(s) medição(ões) para apropriação e dividido pela soma dos volumes medidos em todas as medições para apropriação dos campos que compartilham o ponto de medição. A apropriação da produção aos poços deve ser feita para cada campo conforme subitem deste Regulamento, utilizando o valor de produção apropriado para o campo como volume total da produção do campo. 9. MEDIÇÕES OPERACIONAIS DA PRODUÇÃO, TRANSFERÊNCIA, TRANSPORTE, IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO. 9.1 As principais variáveis de processo dos sistemas de produção, processamento, transferência, transporte, estocagem, importação e exportação de petróleo e gás natural, dentre elas pressão, temperatura, vazão e volume, devem ser medidas, exibidas, registradas e disponibilizadas em Sistemas de Supervisão, de forma a permitir o acompanhamento operacional. As seguintes variáveis de processo devem ser medidas, consolidadas (por hora e por dia) e registradas: a) Os volumes de petróleo e gás natural utilizados como combustíveis. As medições de volumes de petróleo e gás natural utilizados como combustíveis durante a produção devem obedecer aos requisitos de medições para apropriação, definidos para petróleo e gás natural. As medições parciais e totais de volumes de petróleo e gás natural utilizados como combustíveis durante o processamento, transferência, transporte e estocagem devem obedecer aos requisitos de medições operacionais definidos para petróleo e gás natural. Enquadra-se neste item o gás natural 20