Segundo o RTM, nas medições de petróleo e de gás natural, devem ser realizadas análises qualitativas e quantitativas das amostragens de fluidos envolvidos no processo. Estas análises são usadas, respectivamente, na determinação dos volumes de líquidos e na composição dos gases.

A determinação de características como massa específica do Petróleo; poder calorífico, teor de gases inertes e contaminantes no Gás Natural deve ser realizada por instrumentos de medição regulamentados, que devem ser submetidos ao controle legal. Nos casos de instrumentos não regulamentados, esses devem ter sua calibração realizada em laboratório acreditado pelo Inmetro.

Quanto as calibrações e inspeções dimensionais, todos os instrumentos de medição devem atender a regulamentação técnica metrológica em vigor, sendo as calibrações e inspeções dimensionais executadas por conta e risco do agente regulado. Calibrações dos instrumentos de medição não regulamentados devem garantir pelo menos a rastreabilidade ao Inmetro e os padrões de referência devem ser calibrados por laboratório acreditado.

Devem ser elaborados relatórios de medição contendo todos os valores medidos, todos os cálculos efetuados, incluindo os parâmetros e fatores utilizados, para determinação do volume do fluido medido. Quando se tratar de medição da produção, os relatórios de produção deverão especificar um carregamento ou um dia de produção, o que for menor.

O armazenamento dos dados de configuração, entrada e saída dos computadores de vazão e demais dispositivos que impactem na medição deverá garantir a rastreabilidade, de forma que todos os cálculos de volume possam ser comprovados, excetuando-se as medições para controle operacional.

Além disso, todos os relatórios, documentos, certificados e dados exigidos pelo RTM devem ser armazenados por período não inferior a dez anos, devendo ser garantida a inviolabilidade destes.

Devem ser enviados à ANP dados e informações de produção e movimentação de petróleo, gás natural e água a respeito dos respectivos sistemas de medição, com conteúdo, frequência e forma a serem definidas pela ANP e o operador terá de dar acesso livre à ANP e ao Inmetro, a qualquer tempo, às instalações de petróleo e gás natural para fiscalização das operações e para as atividades relativas ao controle legal dos sistemas de medição e seus instrumentos, inclusive os associados.

Nos meses iniciais de 2021, ANP e Inmetro realizaram um workshop onde foram apresentados os principais problemas regulatórios no âmbito da medição de petróleo e gás natural com o intuito de se obter contribuições e subsídios para a elaboração de uma análise de impacto dos pontos mais relevantes do RTM a serem revisados. As propostas de mudança serão submetidas a consulta e audiências públicas. Essas iniciativas visam a simplificação dos atos normativos e sua adequação as atuais demandas, além de reforçar a publicidade e a transparência dos atos regulatórios.

Na parte 1 desse artigo explicamos a origem e aplicabilidade do RTM, clique aqui e continue lendo.

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