Revista Controle & Instrumentação – Edição nº 291 – 2024 |
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| Medição de Vazão está na base de cálculo dos Royalties | |||||
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| Os Royalties são uma remuneração à sociedade pela exploração do petróleo e do gás, recursos não renováveis; a Participação Especial (PE) é uma compensação financeira extraordinária devida pelos concessionários de exploração e produção de petróleo ou gás natural para campos de grande volume de produção e, diferentemente dos royalties, que são pagos mensalmente por todos os campos produtores, a participação especial é paga trimestralmente pelas empresas apenas para campos com grande volume de produção e/ou grande rentabilidade. As estimativas de quanto a União vai arrecadar de Royalties são calculadas pela ANP a partir da estimativa dos volumes de produção, da alíquota definida no contrato de concessão e no valor do hidrocarboneto que é publicado mensalmente para cada campo e que depende de uma série de parâmetros. Em função das incertezas das variáveis utilizadas para os cálculos, não há garantia de efetivação das estimativas ao longo do período simulado – segundo a própria ANP. Os volumes de produção são medidos e declarados pelas petroleiras; essa medição é garantida por normas e boas práticas. Existem diversas resoluções do INMETRO e da própria ANP que definem os requisitos e procedimento. Por exemplo, a Portaria INMETRO n° 291 de 2021 define o Regulamento Técnico Metrológico para a medição dinâmica de petróleo. Temos também o Regulamento Técnico de Medição de Óleo e Gás Natural publicado pela Portaria Conjunta da ANP e INMETRO n° 001 de 2013 que é a legislação mais importante para regulamentar as atividades relacionadas as medições. Esse documento inclusive está em fase de revisão/atualização com o objetivo de “aprimorar o equilíbrio do custo regulatório, imposto às empresas pelos requisitos de medição, reduzindo ou eliminando determinações, sem que isso gere um risco metrológico,” explica a ANP - Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. |
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| O Regulamento Técnico de Medição, elaborado pela ANP em conjunto com o INMETRO, traz requisitos aplicáveis aos sistemas de medição de instalações de produção e transporte de petróleo e gás natural: esses sistemas de medição têm impacto direto na arrecadação governamental, na gestão dos reservatórios, no controle operacional de equipamentos e nos contratos de transporte de gás natural. Uma das principais alterações esperadas para essa nova versão é a criação de categorias de vazão de acordo com as características de produção do campo: sistemas de medição de baixa vazão têm características diferentes dos de alta vazão. A revisão irá determinar requisitos mais flexíveis para sistemas de medição de baixa vazão reduzindo os custos regulatórios desses campos e aumentando sua atratividade para investimentos; para sistemas de medição de alta vazão, foram adicionados requisitos para garantir uma maior qualidade de medição e diminuindo a ocorrência de falhas ou indisponibilidade destes sistemas. Mas por que isso é tão importante? Porque o setor de petróleo e gás se baseia nas medições dos grandes volumes de fluidos produzidos e transferidos, produtos estratégicos para a geração de energia, produção de derivados e sistemas de transporte. Uma das características da produção é a inconstância das condições dos poços ao longo de sua vida útil e o simples aumento dos volumes da água e variações da pressão afetam as características físico-químicas do fluido e do escoamento, com impacto direto nas medições O RTM aprovado pela Portaria Conjunta ANP/INMETRO n° 001 é apenas um dos regulamentos e normas aplicáveis aí – porque são muitas as particularidades desse mercado na exploração, produção e transporte. Esse RTM busca manter as medições confiáveis e sua implementação, mais que compulsória e assim definidora de valores importantes para a sociedade, deve ser de interesse dos players porque influencia na escolha das tecnologias dos medidores – que carregam O erro é a diferença entre o valor medido de uma grandeza e um valor de referência (considerado o verdadeiro) e a incerteza é o parâmetro que caracteriza a dispersão dos valores atribuídos a um mensurando, com base nas informações utilizadas (INMETRO, 2012 e 2016). diferentes erros e incertezas nos resultados. |
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| E incerteza de medição significa dúvida sobre a validade do resultado de uma medição e reflete a falta de conhecimento exato do valor do mensurando. Inúmeros fatores podem contribuir para essa dúvida e um deles é o método de medição: um sistema com placa de orifício parte de uma certa incerteza maior que a de um medidor linear; um ruido sônico afeta mais um medidor ultrassônico que uma turbina; a velocidade do escoamento afeta menos um medidor de deslocamento positivo ou Coriolis que outras tecnologias. E quanto maior a incerteza maior o risco de erro no volume envolvido na medição e nos custos. | |||||
| Volumes e valores envolvidos no setor de petróleo e gás são gigantes; a importância de escolher bem as tecnologias aumenta. Os medidores de vazão usados pelo setor são testados em relação a padrões internacionais e/ou nacionais para determinar sua precisão e quão bem mantêm essa precisão sob diferentes condições. Testado, o instrumento recebe um Certificado de Aprovação de Padrão Metrológico (MPA/PAC) que certifica que o instrumento atende aos padrões de segurança, testes técnicos e de medição, margem de erro e desempenho de características metrológicas e técnicas. E as agências reguladoras podem suspender um certificado por vários motivos, como violação de condições operacionais específicas, identificação de defeitos ou erros de projeto ou desempenho, dúvidas em relação à precisão, exatidão ou confiabilidade e não conformidade com leis e regulamentos. Os fabricantes de medidores são responsáveis por assegurar o desempenho adequado dos equipamentos sob uso contínuo, conforme as especificações técnicas e os limites de erro máximo admissível. |
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| Os quadros foram montados utilizando a análise SWOT, que permite identificar mais facilmente pontos fortes e fracos de cada tecnologia ajudando na escolha do medidor que melhor se encaixa no uso pretendido. Medidores de vazão tipo turbina, ultrassônico, Coriolis e deslocamento positivo são recomendados pelo RTM desenvolvido em conjunto pela ANP e pelo Inmetro. Os quadros mostram que toda tecnologia tem sua própria limitação. Vale lembrar que para escolher o medidor também se deve ter em mente o espaço disponível para instalação, o investimento disponível, a temperatura, a instalação adequada, a calibração regular, a adequação aos regulamentos e padrões e um bom parceiro/fornecedor. | |||||
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| A Portaria 156 foi revisada algumas vezes pelo Inmetro para realizar correções no texto (Portaria Inmetro n°236/2022) e ajustes nas disposições transitórias sobre regras e prazos de adequação (Portaria Inmetro n°308/2024). A Portaria Inmetro n°156/2022 trata do estabelecimento do Controle Metrológico Legal para medidores de vazão lineares de gás natural e suas variações, isso é, biometano e GLP em fase gasosa. Os medidores lineares são usualmente utilizados em aplicações de transferência de custódia de volumes maiores de gás especificado em gasodutos de transporte e de distribuição. São exemplos de medidores lineares os do tipo turbina, ultrassônico ou de deslocamento positivo. A Portaria não afeta a medição de petróleo. A ANP explica que se trata de regramento com o objetivo de garantir a qualidade da medição do volume de gás natural para aplicações fiscais, de apropriação da produção e de transferência de custódia. Nesse contexto, o termo “qualidade” se refere aos erros máximos admissíveis para os medidores que utilizam essas tecnologias abarcadas pelo Controle Metrológico Legal do Inmetro. Não há qualquer previsão nessa norma sobre a qualidade do produto. Por hora, a grande maioria das aplicações das tecnologias de medição regulamentadas pelo Inmetro são os pontos de acesso e saída de gasodutos de transporte. No futuro, tais medidores serão aplicados também na produção, mas já adequados. A Agência reguladora destaca que é de interesse dos fabricantes de medidores adequarem seus produtos para a nova legislação. Uma vez adequado o modelo, os usuários deverão realizar uma homologação junto ao Inmetro nos seus medidores instalados em campo para que possam continuar utilizando o equipamento, denominada verificação inicial ou subsequente. Medidores não adequados para a aplicação deverão ser substituídos por modelos homologados. Essa substituição será acompanhada pela ANP, no âmbito das suas atribuições definidas na Resolução Conjunta ANP/Inmetro n°1/2013. Os impactos dessa legislação decorrem do aumento da precisão e da confiabilidade das medições fiscais, de apropriação e de transferência de custódia, uma vez que os modelos de medidores utilizados nessas aplicações estratégicas para o país serão homologados pela Diretoria de Metrologia Legal do Inmetro, trazendo mais confiança para a apuração de participações governamentais decorrentes dos contratos de E&P e da segurança para as partes na compra e venda do gás natural no país. |
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| Várias são as tecnologias utilizadas para a medição de petróleo e gás natural, porém estes medidores têm que ser compatíveis com os requisitos do RTM e atendam aos requisitos técnicos e metrológicos exigidos pelo Inmetro, tal como aprovação de modelo do medidor. E o RTM define quatro tipos de medição para hidrocarbonetos líquidos e gasosos: medição fiscal, medição de apropriação, medição operacional e de medição de transferência de custódia. A medição fiscal é a medição do volume de produção fiscalizada efetuada nos pontos de medição da produção definidos por lei. Refere-se ao total produzido e exportado por um campo ou uma plataforma de produção dentro de características determinadas. A medição de apropriação é a utilizada para determinar os volumes de produção a serem apropriados a cada poço. A medição operacional é medição de fluidos para controle de processo, tanto de produção quanto de movimentação e estocagem de petróleo e gás natural, que não se enquadrem como medição fiscal, de apropriação ou transferência de custódia. A medição de transferência de custódia é a medição do volume de petróleo ou gás natural, movimentado com transferência de custódia, nos pontos de entrega e recebimento. Por exemplo a venda do gás natural de uma transportadora a uma distribuidora é feita por uma medição de transferência de custódia. A medição fiscal de petróleo e gás natural é importante e representa a quantidade do produto o mais limpo possível e sem impurezas adicionais a ser enviado às refinarias e estações de tratamento de gás natural e que será tributado por meio de royalties. Assim, os sistemas de medição fiscais devem utilizar tecnologias de medidores e de instrumentação acessória que ofereçam menor incerteza de medição de vazão. No RTM, o sistema de medição fiscal de petróleo tem que operar dentro de uma classe de exatidão 0,3 e, na prática, operar com uma incerteza máxima de medição de petróleo de 0,3% e um sistema de medição de gás natural necessita operar com uma incerteza máxima de 1,5% para o gás natural. A medição por apropriação, usada principalmente para se determinar o volume produzido por um poço e assim fazer a divisão da parte dos royalties que são de direito de munícipios, estados, união e proprietários da terra onde se localizam cada poço. A medição de apropriação para petróleo por um sistema de medição tem por classe de exatidão 1,0 e, na prática, espera-se uma incerteza máxima de 1,0% na medição do petróleo para apropriação. A medição operacional é utilizada no processo de extração e limpeza do petróleo e gás natural é muito utilizada para controle e conferência nos processos. Para este tipo de medição, o RTM não estabelece limites definidos. A medição de transferência de custódia, pela sua importância financeira, deve ter os mesmos limites de incerteza que os previstos para a medição fiscal. |
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| O RTM está passando por um processo de revisão e a minuta básica apresenta diferentes limites de incerteza (tabela): | |||||
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| Quanto às tecnologias utilizadas no RTM atual estão os medidores rotativos, tipo turbina, mássico Coriolis, os ultrassônicos e os por pressão diferencial (placa de orifício). | |||||
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| Para gás natural são muito utilizados os sistemas de medição por placa de orifício, embora na revisão do RTM se esteja abrindo oportunidade o uso de medidores lineares na expectativa de se baixar a incerteza para medição fiscal de 1,5% para 1% e abrindo um mercado para o uso de medidores ultrassônicos, por exemplo, para aplicação em exploração e produção de gás natural, uma vez que este tipo de medidor já é utilizado em transferência de custódia em transporte de gás natural. As tecnologias de medição de vazão para as medições fiscal, de apropriação, operacional e de transferência de custódia podem ser utilizadas em plantas de refino, plataformas, dutos e em transferência de custódia. Devido ao RTM ANP/INMETRO, em áreas de produção e exploração de petróleo e gás natural onshore e offshore como as plataformas de petróleo, os conceitos são seguidos e a construção e operação dos sistemas de medição já estão bem consolidados. Em situações de transferência de custódia entre transportadoras e distribuidoras de petróleo e gás natural, assim como no recebimento dos hidrocarbonetos pelas refinarias, os sistemas de medição já obedecem aos requisitos desse regulamento. Para medição em dutos em geral, existe o desafio da regulação dos sistemas de medição em situações mais recentes como a injeção de biometano (não regulado) em dutos de gás natural (regulados) ou mesmo a possível injeção de hidrogênio em dutos de gás natural. Mas não existe apenas o RTM. Em medição de petróleo e gás natural são utilizadas as normas e documentos técnicos da ISO, API MPMS e AGA. Também normas europeias com a BSI. Estes documentos são citados no RTM ANP/INMETRO tanto na versão atual como na versão em revisão. Boas práticas são utilizadas nos sistemas de medição de gás natural, tais como a cuidadosa calibração dos medidores que atendam corretamente as faixas de operação destes sistemas, assim como a periodicidade de calibração dos medidores e instrumentação acessória também definidas no RTM. |
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| Referência bibliográfica: Regulamento técnico de medição de petróleo e gás natural a que se refere à resolução conjunta ANP/INMETRO Nº 01, de 10 de junho de 2013 – Pode ser obtida no site da ANP ou INMETRO. Minuta-resolução-CP-1-2022, pode ser obtida no site da ANP ou INMETRO |
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| A Portaria no 156, de 30 de marco de 2022 emitida pelo Inmetro, é o Regulamento Tecnico Metrológico para instrumentos de medição de vazão de gás natural, biometano e gás liquefeito de petróleo (GLP) quando em sua fase gasosa para fins de medição fiscal, transferência de custódia, distribuição e comercialização. Neste regulamento estão definidos os requisitos técnicos, de segurança da informação e compatibilidade eletromagnética que os medidores de vazão de gás devem atender para obter sua aprovação de modelo. Este processo da Portaria 156/2022 guarda uma similaridade ao ocorrido na medição de petróleo no âmbito da PORTARIA CONJUNTA ANP/INMETRO Nº 1, DE 19 DE JUNHO DE 2000, quando este regulamento entrou em vigor, não existia um RTM emitido pelo Inmetro para aprovar modelos de medidores de vazão de petróleo, o que foi resolvido com a publicação Portaria INMETRO Nº 64 DE 11/04/2003. Anteriormente a entrada em vigor do RTM 156/2022, apenas os medidores de vazão de gás tipo turbina e rotativos podiam ter modelo aprovado pelo Inmetro, pois existiam regulamentos específicos para este fim, fato que gerava uma distorção no mercado, pois nenhum outro tipo de medidor de vazão de gás podia ter modelo aprovado, como por exemplo mássicos e ultrassônicos. É importante mencionar que o RTM 156/2022 não se aplica para medições de gás com elementos tipo deprimogêneos nem para queima de gás de flare. No RTM 156/2022, nas disposições transitórias se define: Art. 4o Os medidores que não foram objeto de aprovação de modelo com base nas Portarias Inmetro no 31, de 24 de marco de 1997 e no 114, de 16 de outubro de 1997 poderão ser submetidos a verificação inicial e subsequente conforme a regulamentação ora aprovada até 6 de maio de 2030. Em julho de 2024, Portaria Inmetro nº 156, de 30 de marco de 2022 foi alterada pela Portaria Inmetro nº 308, de 18 de julho de 2024, tendo como principal impacto o os prazos de implementação: No seu inciso II do Art 2 se define: “O prazo citado no caput não se aplica aos medidores utilizados para medição fiscal e transferência de custódia, no âmbito da Resolução Conjunta ANP/Inmetro nº 1/2013, ou outro ato superveniente, que devem ser aprovados pela presente regulamentação para o uso pretendido.”(NR)”. Isto significa que o prazo de aplicação é imediato, onde nenhum medidor de vazão de gás pode ser utilizado no âmbito da Resolução Conjunta ANP/Inmetro nº 1 sem ter aprovação de modelo nem verificação inicial. Até o presente momento, não temos no mercado medidores de vazão com aprovação de modelo pelo Inmetro com base na Portaria no 156, de 30 de marco de 2022. |
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| O impacto mais claro da aplicação do RTM 156/2022 tem a ver com a revisão da Resolução Conjunta ANP/Inmetro n°1, que esteve em consulta pública em 2022, pois na versão colocada em consulta, a medição de gás por elementos deprimogêneos é vedada para certas aplicações, principalmente na medição de grandes vazões. A adequação do setor do gás natural à nova realidade regulamentada é muito complicada, inicialmente, pela ausência de medidores de vazão de gás com aprovação de modelo pelo RTM 156/2022 com a exigência imediata de ter aprovação de modelo pelo RTM 308/2024. Outra dificuldade é a falta de estrutura laboratorial para calibração dos medidores de vazão de gás em alta pressão, tais instalações são escassas no mundo e no Brasil, onde temos apenas um laboratório acreditado. Se a demanda por calibrações “obrigatórias” acontecer, ela não será atendida facilmente. Todos os medidores de vazão de gás para utilizados para medição fiscal e transferência de custódia, no âmbito da Resolução Conjunta ANP/Inmetro nº 1/2013 são fabricadas no exterior, onde sua utilização obrigatória para certas aplicações restringe o fornecimento de sistemas de medição utilizando elementos deprimogêneos fabricados no Brasil, o que não é positivo para a indústria Nacional. Esta preocupação já havia sido externada pela Abimaq durante o processo de consulta pública da resolução conjunta: Este item da “nova versão” da Resolução Conjunta ANP/Inmetro nº 1 tem alto impacto nos projetos novos e ainda nos que estão em desenvolvimento, é uma mudança drástica que tem implicações em todas as etapas dos projetos. É necessário avaliar os impactos pela utilização deste novo requisito, pois não passam unicamente por fatores económicos (CAPEX e OPEX). A utilização de medidores de vazão como maior tecnologia embarcada sempre é desejável, pois possibilita além da própria medição da vazão, outras vantagens como: diagnósticos, informação do processo etc.. A utilização destas tecnologias deve acontecer pelo convencimento dos usuários sobre sua utilidade e ganhos no controle e segurança do processo, econômicos e até diminuição de riscos. A escolha pela tecnologia de medição deveria ser feita pelos projetistas, integradores e usuários dos sistemas de medição, baseados nos requisitos técnicos e metrológicos. Se a tecnologia selecionada demonstra o atendimento aos critérios de exatidão e incerteza de medição, esta tecnologia poderia ser aceita e não vedada por decreto (a nova versão da resolução conjunta define critérios diferentes para as tecnologias de medição). Isto posto, na nossa opinião, os regulamentos não devem ser alheios à realidade da indústria nacional, bem como devem estabelecer prazos de implementação compatíveis com o mercado, permitindo aos fabricantes nacionais o desenvolvimento de tecnologias para concorrência em igualdade de condições com os fabricantes internacionais, garantindo a previsibilidade e segurança jurídica no Brasil. |
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