A importância da metrologia na Petrobrás

Transcrição

1 Paulo Sérgio e Silva* *Engenheiro de Petróleo da PETROBRAS José Alberto Pinheiro da Silva Filho* *Engenheiro e Consultor da PETROBRAS 1. Introdução A importância da metrologia na Petrobrás A PETROBRAS, como detentora do monopólio de execução de exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil por 44 anos, foi responsável pela medição, arrecadação e distribuição dos royalties aos estados, municípios e Governo Federal. A Agência Nacional do Petróleo ANP, criada pela Lei Federal n 9.478, de 6 de agosto de 1997, recebeu como uma de suas atribuições a responsabilidade de aplicação da legislação pertinente para distribuição dos recursos arrecadados como Participações Governamentais. A partir da nova legislação, particularmente o Decreto-Lei n 2.705, de 3 de agosto de 1998, foram regulamentadas as novas formas de Participações Governamentais e as definições para as limitações das concessões de exploração e produção de petróleo e gás natural. Dessa forma, a ANP passou a ter elementos necessários para estabelecer a política de distribuição de recursos, conforme a legislação vigente. As participações governamentais são pagas pelos concessionários à ANP (e daí aos municípios, governos estaduais, União, Marinha, Ministério de Minas e Energia, etc.) segundo os volumes medidos nas respectivas concessões (cada concessão corresponde a um campo de produção) e se constituem de: Royalties Lei nº 9.478/97 - Artigo 47 Os royalties serão pagos mensalmente, em moeda nacional, a partir da data de início da produção comercial de cada campo, em montante correspondente a dez por cento da produção de petróleo ou gás natural. Participação Especial Decreto n 2.705/98 - Artigo 21 A participação especial constitui compensação financeira extraordinária devida pelos concessionários de exploração e produção de petróleo ou gás natural, nos casos de grande volume de produção ou de grande rentabilidade, e será paga, com relação a cada campo de uma dada área de concessão, a partir do trimestre em que ocorrer a data de início da respectiva produção (casos de Marlim, Albacora, Marlim Sul, etc.). Proprietários de Terra Lei n 9.478/97 - Artigo 52 O pagamento aos proprietários de terra é uma participação, paga mensalmente, equivalente a um percentual de um por cento da produção de petróleo ou gás natural realizada nas propriedades regularmente demarcadas na superfície do campo. Segundo a ANP, em 2003 as participações governamentais totalizaram R$ 9,57 bilhões, sendo que R$ 4,4 bilhões referem-se a royalties pagos a estados, municípios e outros beneficiários. Dentre as diversas atividades desenvolvidas pela maior Companhia de Petróleo do país na extração e movimentação da produção do petróleo das bacias nacionais e internacionais, onde se faz presente, e obedecendo à legislação vigente, encontra-se a de medição do petróleo e do gás natural produzidos nas concessões.

2 As medições dos volumes produzidos do petróleo e do gás natural e suas propriedades têm seus procedimentos operacionais, ferramentas e equipamentos, todos regulamentados por uma legislação normativa nacional e internacional, a fim de garantir a rastreabilidade do que foi mensurado dentro de uma conotação metrológica. Com a mudança da legislação no setor petróleo nacional, no final dos anos 90, que aumentou grandemente os encargos sobre a produção, a Companhia comprometeu-se a aumentar a produtividade e, conseqüentemente, otimizar seus processos em curto espaço de tempo. Mesmo antes da concretização dessa mudança, o processo para aumentar a eficiência já tinha começado com o programa de qualidade total no início dos anos 90, através da mudança na estrutura organizacional da Companhia, ajuste do corpo técnico em termos de equipes, simplificação de instalações, questionamento dos procedimentos e adoção de novas práticas. Dentre estes itens estava o processo de medição dos volumes produzidos, a fim de otimizar a produção e minimizar as perdas. Com a transferência da gestão do monopólio nacional do petróleo para a ANP, a PETROBRAS foi obrigada a passar por grandes mudanças, a fim de enfrentar novos desafios. E direcionou investimentos para medição, tendo em vista a crescente importância da metrologia na Companhia, dado que as despesas relativas às Participações Governamentais tendem a ser crescentes nos próximos anos. 2. Metrologia e a indústria do petróleo Para começar a entender como é a relação da PETROBRAS com a metrologia, segue uma descrição sucinta da atividade petrolífera em relação à medição e captação de dados nos diversos processos envolvidos no desenvolvimento de uma área produtora. A Metrologia na indústria do petróleo está presente mesmo antes da definição do local onde será perfurado um poço. Com base nas características topográficas e geológicas são definidas áreas para atividades sísmicas, onde leituras são realizadas por meio de cartas para definição do local, profundidade, objetivo e coordenadas, tudo sendo medido com uma considerável margem de incerteza. Durante a perfuração de cada poço, a cada metro perfurado e a cada tubo adicionado, as medições são realizadas e considerações são feitas acerca da quantidade de fluido que está sendo circulado, da pressão, do peso da coluna de tubos, e então programas são redesenhados conforme os resultados das medições dos parâmetros. Após a perfuração, vários testes são realizados para possibilitar o conhecimento do potencial de produção da rocha-reservatório, e também neste estágio são obtidos os dados de profundidade, vazões e volumes dos líquidos e gases oriundos do reservatório, etc. Em seguida, os dados medidos servirão para o dimensionamento e construção das instalações para o escoamento, armazenamento e transferência da produção de petróleo e gás da respectiva área. Estas instalações serão munidas de sistemas de medição para a determinação dos dados dos fluidos: vazão, volume, temperatura, pressão, massa específica, composição do gás, viscosidade, encolhimento e diversos outros parâmetros, agora com uma margem de incerteza substancialmente menor do que nos passos da perfuração do poço. Estas medições servirão de base para o pagamento das Participações Governamentais (royalties, participações especiais, pagamentos aos proprietários de terras), impostos, encargos contratuais e custo unitário do processo produtivo. Então, todos os hidrocarbonetos nas fases líquida e gasosa, economicamente aceitáveis, são tratados, transportados e entregues para um terminal ou parque de armazenamento, e os gases são tratados e armazenados nas Unidades de Processamento. A partir deste ponto, o gás já

3 especificado segue para o mercado e o petróleo na fase líquida para o refino, para posteriormente seguir para os postos de combustíveis e derivados. No trabalho de refino, as medições dos produtos de saída (gasolina, óleo diesel, querosene, GLP, etc.) também devem ser mais precisas, tendo em vista que cada produto e suas características devem ser controlados para se ajustar às especificações previstas nos contratos com os diversos clientes. Resumindo, a cada passo do processo produtivo do petróleo, a metrologia se faz presente em diversas formas: ora para atender aos desígnios da exploração, como o desafio de encontrar petróleo no subsolo, ora na determinação dos volumes produzidos para possibilitar o exato pagamento das Participações Governamentais (royalties, etc.) e impostos, ora na segurança do processo e do meio ambiente, e, finalmente, na venda dos produtos refinados ao consumidor. Ou seja, a medição é a caixa registradora da Companhia, que aumenta de exatidão e exigência a cada passo que se aproxima dos pontos de entrega, onde diferenças de 0,01% são discutidas. 3. Medição na área de produção A ANP e o INMETRO Instituto Nacional de Metrologia e Qualidade, através de sua Portaria Conjunta ANP/INMETRO n. 1, de 19 de junho de 2000 ( aprovaram o Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural, que é aplicado à área de Exploração e Produção de petróleo no âmbito nacional. Ficam sujeitos ao Regulamento o projeto, a instalação, a operação, o teste e a manutenção em perfeitas condições de funcionamento dos seguintes sistemas de medição: Medições volumétricas fiscais; Medições volumétricas para controle operacional dos volumes consumidos, injetados, transferidos e transportados; Medições volumétricas para controle operacional dos volumes importados e exportados; Medições volumétricas de água para controle operacional dos volumes produzidos, captados, injetados e descartados; Medições em testes de poços para apropriação. Os pontos de medição são definidos no Regulamento quanto à sua finalidade: 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 2.705, de 03/08/1998. Obs: O ponto de medição fiscal caracteriza a transferência de propriedade do óleo, ou seja, da União (proprietária do subsolo) para o concessionário. Medição para Apropriação da Produção 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 (ex.: teste de poços). Obs: Medição fiscal compartilhada é a medição fiscal dos volumes de produção de dois ou mais campos, que se misturam antes do ponto de medição.

4 Medição para Controle 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; do gás utilizado para elevação artificial, injeção, estocagem, ventilado ou queimado em tocha; 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. Obs: Os pontos de medição para transferência de custódia devem seguir os mesmos requisitos técnicos que os da medição fiscal. Os instrumentos de medição, as medidas materializadas e os sistemas de medição utilizados devem ser submetidos ao controle metrológico do INMETRO, quando houver, ou comprovar rastreabilidade aos padrões do INMETRO. Todas as calibrações e inspeções requeridas no Regulamento são executadas por conta e risco do concessionário e devem ser realizadas por pessoas ou entidades qualificadas. O grande desafio das medições do petróleo cru (produzido após os poços de petróleo) em seu estado bruto é a determinação das respectivas parcelas de hidrocarboneto e de água (naturalmente misturados, criando a denominada emulsão ) em um volume de petróleo líquido produzido. Um dos problemas na definição de um sistema de medição é a escolha do processo mais adequado para a medição do percentual de água no petróleo produzido. Este tem sido motivo de diversos estudos e conseqüente desenvolvimento de novas tecnologias em nível nacional e internacional. Este percentual, denominado de water cut ou BSW (basic sediment and water), quando medido por meio de análises de laboratório químico, apresenta incertezas em torno de 1%, isto incluindo o processo de amostragem. As medições obtidas nos laboratórios servem de padrão de comparação para os diversos dispositivos de medição do percentual de água no petróleo instalados em linha (equipamento instalado diretamente nos dutos de produção e transferência do petróleo). As novas tecnologias dos sistemas em linha não têm melhorado as

5 incertezas finais, porém possibilitam um melhor acompanhamento do desempenho do processamento do petróleo, já que medidas instantâneas são disponibilizadas a todo o momento. De modo geral, para medir bem o petróleo, é necessário retirar a água associada a este petróleo, e para isso é fundamental a utilização das Unidades ou Estações de Tratamento de Óleo e Efluentes. Então, desde o poço até o refino, a água produzida em um campo de petróleo é um elemento que exige cuidado e investimento para ser separado (gerando um custo de tratamento e logística para descartar a água, conforme a legislação), de modo a possibilitar a especificação dos produtos finais da Companhia. 4. Melhorar sempre é questão de Qualidade Com o advento da aplicação do programa de qualidade total efetivada em torno de 1992, a Companhia investiu na padronização das medições para controle de processo, na minimização das perdas e no aumento da produtividade. Entretanto, a prioridade era fundamentalmente atender aos requisitos dos clientes, sob os temas: Cliente é o rei!, fazer muito mais com menos!, Planejar, Desenvolver, Controlar, Agir!, etc. A certificação do corpo técnico pela American Society Quality Control ASQC disseminou os conhecimentos e práticas do controle de qualidade total no âmbito da holding PETROBRAS. Nesta fase, todos os empregados foram submetidos a uma pesada carga de treinamento, para usar as ferramentas e os preceitos da qualidade total, como, por exemplo, a carta de controle. Para controlar faz-se necessário elaborar boas previsões de produção, para isso é necessário medir bem. Daí foi iniciada uma revisão do processo de medição. Neste período a medição de transferência de custódia entre as Unidades de Produção e as Unidades de Refino do sistema PETROBRAS passou a ter grande importância, pois era esta medição que definia a receita. Assim, começou uma aproximação entre as unidades para discutir diferenças e conhecer seus respectivos sistemas de medição. A medição final (no destino) passava a servir de parâmetro para a correção da medição anterior (na origem), e quando ocorria uma grande diferença entre o volume de líquido entregue e o volume recebido, as partes passavam a discutir esses fatos. Assim, estas práticas levaram a outras discussões, como o sistema de unidades de medição a ser adotado, pois enquanto a operação media os volumes em metro cúbico, os setores financeiros e as gerências, influenciadas por outros segmentos (sociedade, mercado, investidores, consumidores, etc.), trabalhavam com volume de petróleo em barril, passando então os setores de controle de produção a emitir relatórios com volumes em barril ou em metro cúbico, dependendo da finalidade do relatório. As discussões desses fatos podem identificar melhoria de padrões, planejamento e até mesmo descobrir os reais interesses do cliente. Atualmente, muitos conceitos foram ampliados por todos que contribuem para o processo produtivo. Os resultados desta busca por melhoria contínua passaram por simplificações de instalações, revisão de procedimentos e certificações de diversos sistemas, os quais estão submetidos a auditorias periódicas internas e externas. A certificação de diversos sistemas, como unidades de Refino, unidades de Injeção de Vapor, unidades de Processamento de Gás, setor de Estudo de Reservas e Reservatórios, etc., pela ISO 9000, foi feita a fim de garantir a perfeita operação dos sistemas dentro dos parâmetros internacionais, submetendo os processos a um rigoroso acompanhamento através da documentação dos registros da medição de grandezas que compõem os diversos itens de controle e verificação da unidade certificada.

6 5. Nova Gestão do Monopólio Nacional do Petróleo Com a quebra do monopólio do petróleo em 1997, a nova legislação mudou todo o quadro de taxação dos volumes produzidos, aumentando os royalties do petróleo de 5% do volume produzido para 11% (sendo 10% relativos aos royalties e 1% para os proprietários de terra), além das participações especiais que são também devidas nos casos dos campos com grande volume de produção ou de grande rentabilidade. Naquele ano foi criada a ANP Agência Nacional do Petróleo para regular e gerir o mercado nacional do petróleo. Esta regulação passou a exigir que a medição fosse por concessão, isto é, por campo de petróleo produtor. Assim, foram reduzidas as medições conjuntas nos pontos de entrega do produto, e as medições das Estações produtoras aumentaram sua importância, bem como mais processos de tratamento do petróleo foram instalados nas concessões, a fim de estabilizar e especificar os volumes produzidos. Conseqüentemente, todos os sistemas de medição das instalações de produção tiveram que ser discutidos e adequados à nova realidade. Enquanto que na legislação anterior cerca de 5% da produção era paga com os encargos e royalties e eram repassados para os municípios, estados e Federação, a legislação atual adicionou outra entidade a ser favorecida: os proprietários de terra com 1% sobre o volume produzido. Estes recebiam, anteriormente, valores fixos pela servidão, aluguel das terras utilizadas e lucro cessante de alguma cultura desenvolvida em sua propriedade, não participando das receitas da produção obtidas com o óleo e gás dos poços instalados em suas terras. Então, a forma de apropriar a produção dos campos aos proprietários foi definida por lei, com base nos últimos testes de produção dos poços destes campos. Desse modo, pode-se ver que as medições para a realização dos testes de produção dos poços e as realizadas nas instalações dos campos de petróleo passaram a ter maior importância. Então, a medição poço a poço passou a ter uma importância muito significativa na destinação do pagamento dos encargos governamentais sobre a produção. Assim, os tanques e vasos separadores de teste de produção dos poços passaram a ser munidos de mais dispositivos e métodos com caráter metrológico a fim de aumentar sua precisão (ou melhorar a sua incerteza nos resultados), e também a medição das estações, plataformas ou outros pontos de medição junto às concessões foi submetida a um processo de adequação, que ainda está em andamento. Em vista deste processo de adequação, verifica-se que houve um aquecimento do mercado de equipamentos e serviços no setor petróleo, devido à entrada de novas empresas e, principalmente, à busca dos diversos setores da PETROBRAS a fim de se equipar para atender à legislatura vigente. 6. Mudança nos Paradigmas Na PETROBRÁS, a mudança que o Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural, editado através da Portaria Conjunta ANP/INMETRO n 1, de 19 de junho de 2000, causou no direcionamento de boletins, relatórios e comunicações foi muito grande. Nas medições fiscais as paralisações estão sendo informadas. A exigência de que a medição fiscal fosse realizada com o óleo estabilizado (quase que totalmente dissociado do gás natural) e que possuísse um percentual de água no petróleo abaixo de 1% teve como conseqüência a elaboração de um plano básico de adequação e foi iniciado por todas as Unidades de Negócios de produção da Companhia um processo de negociação com a ANP, a fim de atender ao regulamento e amenizar os impactos do aumento de custos sobre as atividades produtivas, e que a economicidade e a rentabilidade das áreas produtivas existentes fossem mantidas.

7 Paralelamente, outro participante da indústria do petróleo nacional também teve que participar das mudanças: o fornecedor de bens e serviços na área de medição. Estes fornecedores de equipamentos e serviços nacionais, bem como os representantes de empresas internacionais, também tiveram que tomar conhecimento da nova Regulamentação e se adequar. Em alguns casos, passaram a ser parceiro e a participar de licitações cada vez mais concorridas. Outro ponto do Regulamento que causou impacto foi a freqüência de calibração para os diversos tipos de medição, gerando uma demanda que o mercado brasileiro não tinha e ainda não tem como atender. Em vista disso, a demanda por serviços e equipamentos cresceu e os preços aumentaram como nunca. Por exemplo: o custo de uma calibração que era de R$ 1.500,00 passou para R$ 9.000,00 em apenas dois meses. Tal fato forçou a Companhia a buscar soluções internas e externas, através de negociações e parcerias. Um exemplo interessante na resolução do problema foi o contrato de calibração com uma empresa de serviço para fornecimento de uma unidade móvel de calibração realizada pela Unidade de Negócios de E&P da Bahia, que trouxe para o Brasil uma prática adotada nos campos dos Estados Unidos. Outro exemplo foi o investimento no desenvolvimento de novas tecnologias ao ser construída a Estação Metrológica de Testes de Medidores de Vazão de Óleo de Atalaia (Aracaju, SE), favorecendo a realização de experimentos metrológicos e estudos de novas técnicas. Várias Unidades de Negócios passaram a investir em pequenos laboratórios, para a inspeção de placas de orifício e calibração de medidores menores, através de iniciativa própria ou em parceria. Nos contratos com parceiros os erros de arredondamento, por exemplo, passaram a ter relevante importância, pois a substituição de um número por outro pode aumentar a incerteza desta medição e causar diferenças que, num primeiro momento, podem parecer pequenas, mas que ao longo de um período o saldo ou a sobra pode prejudicar um dos parceiros. Assim, toda diferença passou a ser acompanhada e discutida conjuntamente. Cabe ressaltar a nova demanda por serviços especializados relativos à Metrologia, que até então tinham pouca expressão: arqueação de tanques pequenos (capacidade menor que 100 m 3 ) de medição de petróleo; certificação de sistemas de medição de gás natural, incluindo análises dimensionais e de rugosidade de superfícies internas dos tubos; análises de incertezas de medição baseadas na norma ISO GUM; aprovação de modelo de medidores segundo a Portaria INMETRO n 64/2003; etc. Tais serviços têm motivado a especialização de novos técnicos e até mesmo a criação de empregos em organizações como IBAMETRO, IPT (Instituto de Pesquisas Tecnológicas de São Paulo), IQM (Instituto de Qualidade e Metrologia), PUC-Rio, UFRN, CEFET- SE, entre outras. 7. Especialização dos técnicos Para atender às mudanças nos procedimentos e na forma de tratar os valores medidos, foram criados grupos informais de técnicos de medição nas diversas Unidades de Negócios. Em vista da importância, tais grupos foram submetidos a uma coordenação da Sede da Companhia para uniformizar a implantação de novos procedimentos técnicos e gerir contratos com entidades metrológicas para auxiliar as Unidades da PETROBRAS, promover o treinamento e difundir os conhecimentos da metrologia sob coordenação de Técnicos Especialistas. O Grupo de Medição Nacional foi denominado GMED, e tem se reunido periodicamente, promovendo discussões sobre o tema, apoiando as boas práticas de engenharia, buscando a qualidade metrológica nos processos, apresentando soluções, analisando os contratos, abrindo canais com fornecedores de bens e serviços, promovendo eventos internos e externos, viabilizando viagens de treinamento e intercâmbio internacional, participando das negociações com a ANP e com o INMETRO, realizando auditorias internas e, finalmente, gerando e difundindo procedimentos operacionais padronizados.

8 A conseqüência destas discussões sobre medição entre os diversos técnicos da Empresa e parceiros, tanto no meio acadêmico como prestadores de serviço e fornecedores, têm propiciado a organização de seminários, fóruns sobre o tema e visitas a diversas empresas, conforme mostrado na foto a seguir. 8. Problemas de infra-estrutura de laboratórios de medição, ação da PETROBRAS O cenário nacional de laboratórios de calibração de vazão segundo a Rede Brasileira de Calibração RBC ainda é incipiente (desde a edição da Portaria de Medição da ANP/ INMETRO a situação pouco mudou), conforme apresentado na Tabela 1: A Companhia teve que estabelecer certas freqüências de calibração em seus instrumentos e sistemas de medição conforme o Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural da ANP/INMETRO. As exigências ampliaram e mudaram a cultura de operação e de calibração dos diversos sistemas de medição, gerando uma demanda que as empresas fornecedoras e os laboratórios nacionais não estavam preparados para atender. Mesmo os laboratórios existentes não atendiam às exigências da nova legislação (caso da calibração com água em vez de óleo). Conseqüentemente, a Companhia firmou contratos e montou pequenos laboratórios para calibrar instrumentos, e novas tecnologias -* estão sendo usadas para fazer calibrações dos medidores nas condições de operação. Por exemplo: o contrato firmado pela Unidade de Negócios da Bahia com um sistema de calibração móvel (provador móvel com tecnologia muito difundida nos Campos terrestres dos Estados Unidos) para calibrar os medidores de óleo das concessões baianas. Ressaltamos os esforços em pesquisa de novas tecnologias, principalmente, na medição multifásica, isto é, a medição do óleo e gás sem separação, que tem recebido uma grande atenção em seu desenvolvimento. Atualmente, vem sendo aplicada em alguns poços da Amazônia e no controle operacional em poços da Bacia de Campos.

9 Os laboratórios de análises químicas de apoio aos campos e Unidades de Processamento também tiveram que passar por ampliação e padronização de suas atividades para atender ao aumento da demanda exigida pelo regulamento técnico de medição da ANP/INMETRO. 9. Teste de Produção dos Poços de Petróleo Esta atividade foi grandemente atingida, tendo em vista as mudanças que a legislação vigente impõe, tanto em importância como em qualificação da mesma. Recentemente os testes de produção dos poços tinham uma conotação basicamente operacional, em que a simplificação das instalações de produção e equipamentos de teste deixava claro que a exatidão do teste de produção não tinha grande importância. Entretanto, a lei mudou isso e impôs aos testes de produção dos poços uma importância na distribuição dos encargos e apropriação da produção de óleo e gás para as concessões. Também a nova realidade do mercado fez com que a PETROBRAS buscasse parceiros para a exploração e produção de várias concessões. Como em toda relação comercial, a divisão dos lucros e perdas exige um bom sistema de acompanhamento da produção. Assim, mais uma vez os testes estão sendo exigidos para apresentar melhores níveis de exatidão. Basicamente, nos poços produtores dos campos terrestres, os tanques de teste foram padronizados, arqueados (medição dimensional do tanque para geração de tabela volumétrica) e passaram a ter conotação metrológica através da utilização de trena de profundidade com registro e acompanhamento do INMETRO. Entretanto, as exigências do regulamento de medição empreenderam um novo andamento à execução dos testes de produção. Nos poços marítimos, os vasos de separação de óleo e gás também passaram por uma padronização, a fim de que atendessem à nova exigência da legislação. Os equipamentos foram melhorados, procedimentos revisados, toda diferença está sendo evidenciada, e os diversos instrumentos estão sendo calibrados com uma maior freqüência, entretanto o item que ainda precisa de estudo e atenção é a forma de coletar as mostras, para determinação do BSW e da densidade dos fluidos emulsionados. Quanto mais próximo do poço, no caso do teste de produção, como citado anteriormente, maior a dificuldade da indústria do petróleo em determinar o percentual de água produzida juntamente com o petróleo. Em vista disso, as normas aconselham a retirada da água para realização de uma boa medição. Mas não é só este o problema, o óleo encolhe ao longo do tempo, isto é, perde gás e partículas leves à medida que é submetido a uma transferência entre tanques, estações ou unidades de transporte. Estas propriedades do óleo geram incertezas, e conseqüentes diferenças. Assim, estudos são feitos para definir a melhor forma de mensurar este petróleo próximo do poço, pois alguns casos fogem da forma regular de testar um poço, como é o caso dos poços de águas profundas, que precisam de equipamentos especiais. Observamos que o petróleo líquido é difícil de lidar, não só pelas propriedades inflamáveis que tem, mas também, pelas propriedades instáveis dos hidrocarbonetos. Então, medir um produto com esta propriedade requer trabalho e investimento de recursos. 10. Sistema de Unidade na PETROBRAS A PETROBRAS na busca de empresas de serviço, fornecedores e centros tecnológicos, para execução da atividade petrolífera no Brasil, lançou mão de empresas do mercado internacional, principalmente no começo das atividades. Estas entidades trouxeram seus sistemas de Unidades usuais de sua cultura. Então, o sistema de unidades de medição adotado pela Empresa teve grande influência dos diversos sistemas de unidades vigentes no mundo, tendo em vista a presença de técnicos e equipamentos provenientes de diversas nacionalidades, os quais eram os detentores da tecnologia de produção de petróleo até então. Dessa forma, as unidades, como

10 barril, polegada, galão e outras, sempre estiveram presentes nas atividades de produção do petróleo nacional. Depois das crises do petróleo, e do aumento da produção nacional e da necessidade de ficar independente dos mercados internacionais, nos anos 80, houve a adoção de um programa de nacionalização de equipamentos, seguido de uma informatização e consolidação do sistema de informação da produção de óleo, gás e água. Conseqüentemente, o resultado foi a adoção de sistema de unidades PETROBRAS, com características próprias, conforme o entendimento do corpo técnico, fornecedores, gerentes, governo e investidores. Atualmente, a orientação na PETROBRAS é para que se passe a usar o SI Sistema Internacional de Unidades, originalmente Système Internacional d Unités. 11. Conclusões A área de negócios de Exploração e Produção (E&P) da PETROBRAS está em fase final de adequação à Portaria Conjunta ANP/INMETRO nº 1, de 19 de junho de 2000, que contém o Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural. Dado que o Regulamento de medição é considerado como pioneiro no âmbito nacional, o cenário atual inclui diversas iniciativas com a participação da PETROBRAS e dos principais fabricantes de sistemas de medição e institutos de pesquisa, para atendimento a esta legislação, fazendo com que a Metrologia tenha uma importância fundamental em seus processos. Não é por acaso que, segundo a ANP, em 2003 as participações governamentais totalizaram R$ 9,57 bilhões, sendo que R$ 4,4 bilhões referem-se a royalties pagos a estados, municípios e outros beneficiários. Ao longo dos anos a PETROBRAS tem melhorado continuamente, a fim de acompanhar as exigências do mercado e da legislação vigente. Estas mudanças implicam no aprimoramento de novas tecnologias aplicadas, tanto na produção de grandes volumes em águas profundas como na produção de pequenos volumes economicamente viáveis nos campos terrestres nordestinos, ou no norte capixaba ou no interior da Amazônia, ou em outros lugares onde a Empresa esteja presente, em projetos resguardados por medição dentro dos preceitos metrológicos ditados por normas nacionais e internacionais, para garantir a perfeita aplicação de investimentos em áreas e blocos produtores de petróleo ainda mais rentáveis. Referências BRASIL. Agência Nacional do Petróleo; Instituto de Nacional de Metrologia e Qualidade. Portaria Conjunta ANP/INMETRO, n.1, de 19 de junho de Aprova o Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural, que estabelece as condições e requisitos mínimos para os sistemas de medição de petróleo e gás natural, com vistas a garantir resultados acurados e completos. Disponível em: < Acesso em: out SILVA, P. S. Procedimento de arqueação simplificada em tanque com capacidade menor que 100 m 3 aprovado pela Agência Nacional. Silva Filho, J.A.P.Adequação da PETROBRAS à Portaria Conjunta ANP-INMETRO n 1/2000, workshop sobre Sistemas de Medição Fiscal de Vazão de Óleo e Gás, ISA Sociedade de Instrumentação, Sistemas e Automação Distrito 4, São Paulo, junho 2004.