Edição 321 • 2010

Campo fértil para inovação
Portaria ANP/Inmetro voltará a consulta pública.
Objetivo é ter nova versão ainda em 2010, permitindo a
adoção de novas tecnologias para medição de vazão

Flávio Bosco

A revisão da Portaria Conjunta ANP/Inmetro 001/2000 voltará a consulta pública no início de 2010. Após a primeira consulta pública, realizada no ano passado, as duas entidades decidiram escrever uma nova minuta, já reconhecendo parte das demandas, e estipularam como meta publicar a nova versão da Portaria até agosto do próximo ano. É essa Portaria que defi ne quais tipos de medidores de vazão são utilizados para medição fi scal – para controle do pagamento de royalties sobre o volume extraído do subsolo. “A necessidade de uma nova consulta em 2010 se faz necessária, visto que a primeira gerou uma gama enorme de comentários que justifi ca uma nova consulta prevista para abril de 2010”, explica o chefe da Divisão de Instrumentos de Medição de Fluidos da Diretoria de Metrologia Legal do Inmetro, Renato Ferreira Lazari.

Entre as novidades, a nova versão da Portaria incorpora desde a criação de um índice e de uma bibliografi a legal concentrada até os novos equipamentos e métodos de medição. Entre as propostas recebidas na primeira consulta pública, os prazos de calibração – hoje considerados muito curtos por quem opera esses sistemas – e a adoção de novas tecnologias já previstas pelo American Petroleum Institute para medição de vazão eram as mais signifi cativas.

Lazari ressalta que o regulamento irá contemplar novas tecnologias que não estavam disponíveis quando a Portaria foi publicada. “O aprendizado ao longo desses dez anos fortaleceu a ferramenta e permitiu aos reguladores adotar, dentro de um processo amplamente discutido com os diversos atores, e editar um documento mais robusto e mais adequado ao crescimento desse mercado”.

Um exemplo é o chamado medidor multifásico – que calcula o fl uxo de óleo, gás e água que saem dos poços antes mesmo de passarem pelos vasos separadores. Esse tipo de equipamento – que combina um medidor de vazão venturi ou deslocamento positivo com uma fonte radioativa para medir a densidade do fl uido – já é utilizado pela norueguesa StatoilHydro, com quem a Petrobras tem um acordo de cooperação tecnológica. A própria API já possui boas práticas relacionadas a medição multifásica – no Brasil, a ANP e o Inmetro ainda não admitem o uso desse tipo de medidor para fi m fi scal, mas a Petrobras realizou testes nos campos de Carmópolis e Atalaia e em laboratórios internacionais.

José Alberto Pinheiro, instrutor do curso de Medição Fiscal do IBP e da ISA, lembra que a medição multifásica já está quase consolidada internacionalmente – embora haja necessidade de consolidar algumas práticas do ponto de vista operacional no Brasil. Uma das vantagens desse tipo de medidor é a eliminação de separador de testes embarcados nas plataformas, onde o mais importante é espaço.

A Portaria Conjunta ANP/Inmetro signifi cou um marco na história da medição de vazão por introduzir um regulamento técnico de medição, com força de Lei, padronizando as estações que medem a quantidade de petróleo ou gás extraída do subsolo. “Tal regulamento promoveu, junto aos atores envolvidos neste cenário, um processo de aprendizado e crescimento no que tange a exatidão das medições relativas ao segmento de petróleo e gás e a adequação às exigências defi nidas em seu texto”, pontua Lazari.

Agora, com o aprimoramento tecnológico, todos os envolvidos reconhecem a necessidade de adequar o regulamento. As alternativas tecnológicas não serão citadas nominalmente – como acontece atualmente, com a especifi cação das tecnologias de medição ultrassônica, de deslocamento positivo e do tipo turbina para medição de óleo, e de placa de orifício, ultrassom e turbinas para vazão de gás – abrindo espaço para inovações. “Com o aprimoramento do mercado, no que tange a tecnologia, houve o aparecimento de novos equipamentos e métodos de medição, fazendo-se necessário adequar o regulamento a esse processo evolutivo. Em sua revisão, algumas simples alterações foram a criação de um índice e de uma bibliografi a legal concentrada, elaboração de uma melhor divisão de tópicos para facilitar a leitura e localização de informações específi cas, e a organização de todas as siglas em ordem alfabética. Além dessas pequenas alterações, foram feitas revisões no conteúdo técnico, as quais fazem naturalmente parte do processo de aperfeiçoamento de qualquer regulamento”, comenta o técnico do Inmetro, justifi cando que essas ações têm o objetivo de estimular a pesquisa e o desenvolvimento com o intuito de aprimorar as informações atuais, buscando uma maior autonomia do conhecimento técnico do mercado de petróleo e gás.

Medir a vazão de um hidrocarboneto não é algo tão simples. Nos cursos do IBP e da ISA, as principais dúvidas dos alunos estão relacionadas às questões de calibração e metrologia – como erro e incerteza – e a especifi - cação mais adequada para a medição de vazão – que dependerá, sobretudo, do fl uido: se é um líquido ou um gás, se é condutor ou isolante, e se está limpo ou contaminado, pela presença de sólidos, bolhas de ar, densidade e viscosidade. Para medir a vazão da água, por exemplo, os medidores utilizados para óleo podem não atender satisfatoriamente, já que a água é um fl uido condutivo, enquanto o óleo é isolante.

A maior parte dos modelos adotados para medir vazão são multivariáveis – porque sempre vêm associados à medição de temperatura e de pressão. Isso ocorre porque, na indústria de óleo e gás – pelo menos aqui no Brasil – o padrão é medição em volume. E, nesse caso, é necessário que haja uma conversão para valores pressão e temperatura padrão – 20ºC e atmosfera de 101 325 Pa. Só dispensa o cálculo dessas duas variáveis a medição de vazão em massa – em que o valor é absoluto. A variável vazão é defi nida como a quantidade de fl uido que passa por uma determinada sessão por onde ocorre o escoamento em um determinado espaço de tempo – que pode ser uma unidade de massa ou volume, daí a importância, para o caso de vazão volumétrica, das condições de pressão e temperatura.

Um equívoco nessa informação altera signifi cativamente o resultado da medição – em uma tubulação, com o fl uido gasoso comprimido a 20 bar e 40ºC, um volume de 10 litros/h se transforma em 100 litros/hora quando retorna para uma pressão mais baixa. Já a vazão mássica é absoluta. Nessa tarefa, os técnicos têm a disposição normas internacionais – API, American Gas Association e da Organization Internationale de Metrologie Legale, para nortear as aplicações de medidores, além das normas ISO, que determinam parâmetros de calibração para cada tipo de medidor. O gerente de negócios da Emerson, Amauri Soares, destaca o crescimento dos medidores coriolis e ultrassônicos no setor de petróleo e gás, por conta do alto grau de precisão. “Além de uma gama maior e melhor de tecnologias de medição, as tecnologias existentes se aprimoraram, resultando em menor erro na medição e grandes avanços em diagnósticos”, conta o executivo. Desafi os têm aparecido para a medição de petróleos de alta viscosidade: tecnologias como medição por efeito coriolis e medidores ultrassônicos sofrem infl uencias de óleos ultraviscosos – e precisam ser compensadas na medição. “São equipamentos que possuem características vantajosas para a medição, mas que ainda merecem uma investigação mais profunda sobre o funcionamento sob certas condições”, lembra o gerente técnico e da qualidade da Metroval, Erik Tedesco. No downstream, que movimenta por dia 1,8 milhão de barris de petróleo, a Petrobras avalia a adoção do medidor por ultrassom não intrusivo em correntes líquidas.

Nas refi narias estão instalados sistemas de medição para transferência de custódia que operam desde vazões de 30m³/h até 2.500 m³/h. Medidores tipo turbina são os mais utilizados para derivados claros – como gasolina, diesel, GLP e QAV – por sua alta estabilidade e manutenção conhecida há bastante tempo. Para os derivados escuros, de alta viscosidade, o medidor de deslocamento positivo tem a preferência. Os altos custos ainda não permitiram uma disseminação dos medidores coriolis e ultrassônicos de múltiplos feixes. Na fábrica de polipropileno da Braskem localizada em Paulínia / SP, por exemplo, são utilizados medidores do tipo coriolis para a medição de recebimento da matéria-prima e injeção de aditivos e catalisadores na reação – o processo de polimerização do propeno na Braskem exige ainda as medições legais na chegada da matéria- prima e no retorno do gás para a refi naria da Petrobras. Seu preço, no entanto, cobra a maior precisão e confi abilidade.



Intertítulo Calibração


O grau de incerteza não depende unicamente da tecnologia, mas também das características construtivas de cada equipamento, além da combinação com o tipo de fl uido. A Portaria ANP/Inmetro limita os valores para erros máximos admissíveis – para medição de óleo o erro máximo é de 0,2% e para o sistema de medição completo é 0,3%. No caso do gás, a portaria indica uma incerteza máxima de 1,5% para o sistema.

Para a medição de gás, a simplicidade da placa de orifício é imbatível: ela é utilizada em mais de 90% dos pontos de medição de vazão porque sua calibração é unicamente dimensional – basta verifi car todas as dimensões para saber que ela está calibrada, dispensando a necessidade de comparação com outro medidor calibrado.

Só isso já seria sufi ciente para endossar a calibração periódica dos instrumentos. A periodicidade defi nida pela Portaria ANP/Inmetro determina intervalos mínimos de 60 dias para calibração – nos casos dos medidores e transmissores primários e secundários para as variáveis pressão, temperatura e vazão utilizados em sistemas fi scais – ou de 90 dias – para medidores e transmissores utilizados em sistemas de apropriação. Para os instrumentos utilizados em sistemas operacionais e para as placas de orifício utilizadas em sistemas de medição de gás, esse intervalo entre as calibrações é de um ano.

A calibração, no entanto, não é somente defi nida com base nessa periodicidade: a operação em condições extraordinárias – como sobrecargas – altera essas datas de calibração. “Mesmo que muitos técnicos considerem curtos, os prazos para calibração são factíveis, porque estamos tratando de uma aplicação que envolve o pagamento de royalties. E mesmo que seja um transtorno para o operador, calibrar os equipamentos dentro da frequência estipulada pela portaria atual, vale a pena, para garantir a confi abilidade dos instrumentos que ele está operando”, lembra Erik Tedesco.

A Metroval investiu R$ 10 milhões para expandir a capacidade de seu laboratório de calibração – que terá dois reservatórios, para trabalhos com petróleos de diferentes características, e permitirá a calibração de medidores de maior porte. “Começamos a fabricar medidores que alcançavam vazões na faixa de 1.200 m³/h e precisavam ser calibrados em algum lugar. Para atender a essa demanda, os operadores precisariam enviar os medidores para laboratórios no exterior”. Nas plataformas, é comum o trabalho com medidores master – que é utilizado para calibrar os medidores operacionais. São esses instrumentos que são enviados para calibração em laboratório. Já para as operações de transporte, os provadores instalados nos dutos fazem o papel de padrão para calibração – só que, nesse caso, a calibração precisa ser feita no campo.

No downstream, a vazão é monitorada para transferência de custódia – que diz respeito à totalização das quantidades de óleo cru recebidos pelas refi narias e das quantidades de derivados que são enviados para as companhias distribuidoras e terminais – ou para medição operacional – realizada para possibilitar a produção de derivados e sua especifi cação em termos de características e qualidade. Nos dois casos, as tecnologias são regidas pelos contratos comerciais entre vendedor e comprador – mas sempre seguem requisitos metrológicos rígidos, como os indicados no Manual of Petroleum Measurement Standards do American Petroleum Institute.

Imagine quanto 0,5% de erro na medição representa para um processamento diário de 1,8 milhão de barris por dia. Via de regra, o controle metrológico dos medidores de vazão envolvidos na transferência de custódia é feito por comparação com um provador em linha – que possui rastreabilidade a padrões metrológicos internacionais.

Em um ponto, todos concordam: a capacitação dos operadores ocupa os primeiros lugares na lista dos desafi os da indústria. Em primeiro lugar, as soluções que tecnicamente atendem a boas práticas de engenharia nem sempre atendem ao aspecto legal. “O conhecimento dos aspectos legais é um desafi o”, pontua Erik Tedesco. Só em 2008 – ano em que a crise arrefeceu os dispêndios com treinamentos – o curso realizado pelo IBP conseguiu reunir 45 técnicos, enquanto a ISA atendeu a 15 pessoas. “A capacitação do usuário e do fornecedor é muito importante, porque a maioria dos equipamentos é importada”, conclui José Alberto Pinheiro.


Petropotência
Sejam quais forem as expectativas do país – ou do mundo – a pauta de (praticamente) todas as reuniões
será o petróleo da camada pré-sal
O relatório World Energy Outlook 2009, divulgado no início de novembro pela Agência Internacional de Energia, afi rma que, graças às descobertas das novas reservas na camada présal, o Brasil passará a ser o sexto maior produtor mundial de petróleo em 2030 – atrás apenas de Arábia Saudita, Rússia, Iraque, Irã e Canadá – com 3,4 milhões de barris diários. O ritmo de crescimento, de 2,9% ao ano entre 2008 e 2030 dissipa qualquer dúvida: o Brasil se encaminha para se tornar uma petropotência, como vêm estampando os grandes jornais de economia e fi nanças do mundo.

É a média do que o país – e suas instituições – tem no radar para os próximos anos: não é de hoje que a Petrobras anuncia sua disposição para se transformar numa das cinco maiores empresas de energia do mundo até 2020. A Associação Brasileira das Indústrias Químicas tem uma meta semelhante: no mesmo período quer estar entre as cinco maiores do mundo.

Os fabricantes de máquinas e equipamentos têm desenhado um projeto para fazer o País ocupar a sétima posição do ranking mundial do setor. Tudo isso está calcado em muitos investimentos – a Abiquim estima que as indústrias químicas precisarão investir US$ 132 bilhões até o fi nal da próxima década. O presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, informou que o plano de investimentos para o período 2010- 2014 – que será apresentado nos primeiros meses de 2010 – deve superar os US$ 174 bilhões do plano 2009-2013. As expectativas em relação a 2010 e os números gerais sobre a economia pintam um quadro de euforia. Animadas pela redução do IPI, as empresas passaram os últimos meses se preparando para o melhor.

O BNDES trabalha com a perspectiva de que a economia brasileira poderá crescer 5,5% em 2010. “Existe confi ança, até um pouquinho superior à que tínhamos há 12 meses, quanto a capacidade de sustentar o crescimento global”, disse o presidente do Banco, Luciano Coutinho, no 14º Encontro Anual da Indústria Química.

Coutinho lembrou que a ascensão das classes mais baixas – que signifi - ca uma propensão ao consumo – deve continuar em 2010. A preocupação, no entanto, é o ingresso de capital estrangeiro – que pode contribuir para a criação de bolhas no mercado brasileiro, como alertou o prêmio Nobel de Economia no ano passado, Paul Krugman. “No capitalismo moderno, as bolhas são inevitáveis”, alerta o presidente do BNDES.

Não é de hoje que a idéia de que a simples existência de petróleo no subsolo pode elevar uma nação ao patamar de grande potência habita o imaginário popular. A história do petróleo no Brasil é um bom exemplo disso – desde o fi nal da década de 40, quando o país foi tomado por uma comoção nacional na campanha “O Petróleo é Nosso”. Mas a descoberta dessa mega reserva coloca todo o país em um novo patamar – com todos os seus prêmios e riscos. Administrar todo o volume de recursos gerados a partir do pré-sal é uma tarefa tão complicada quanto vencer os desafi os tecnológicos de extrair o petróleo naquelas condições. Ninguém imagina que o Brasil possa se transformar em uma Nigéria – onde as enormes reservas de petróleo nunca conseguiram superar a desigualdade social.

Mas há um caminho a percorrer para acabar com a pobreza, resolver os problemas de educação, violência e infraestrutura, e transformar o Brasil em uma potência a partir do petróleo.
Petróleo, por um bom tempo...
A despeito do crescimento das energias renováveis na matriz energética mundial, a Agência Internacional de Energia prevê que o petróleo continuará como a principal fonte até 2030, sendo responsável por 30% de toda a energia gerada – hoje essa participação é de 34%. Até lá, um crescimento de 1% ao ano na economia mundial afetará a demanda de petróleo em 55 milhões de barris.

O relatório faz ainda um alerta sobre as mudanças climáticas: o mundo precisará investir US$ 10,5 trilhões no setor de energia nas próximas duas décadas para limitar as emissões de gases do efeito estufa. Colocar um freio no aquecimento global é um consenso cada vez maior entre os países. Mas ainda há divergências sobre o modo de atingir esse objetivo – haja visto os desencontros na tentativa de formular um acordo capaz de estabelecer metas claras para a redução nas emissões durante a 15ª Reunião das Nações Unidas sobre Mudanças Climáticas - COP15, realizada na Noruega. Não existem respostas fáceis: o mundo necessariamente terá de evoluir para uma economia de baixo carbono. Mas ninguém ainda sabe como – e nem quando – se dará essa transição.


Bacia de Santos abre era dos grandes projetos
Após uma sequência de instalações das mega-plataformas, a maior notícia programada pela Petrobras para 2010 será a partida do projeto piloto de Tupi – um FPSO com capacidade para produzir 120 mil barris por dia, que entrará em operação no fi nal do ano. Mais do que isso, 2010 abre a era dos grandes projetos na Bacia de Santos. É ali que estão as áreas de Tupi, Iara e Guará, onde foram encontrados maiores volumes recuperáveis de petróleo até agora.

A começar pela plataforma de Mexilhão – campo de gás que deve entrar em operação em junho. Também no primeiro semestre a Petrobras começa a extrair o gás dos campos de Uruguá e Tambaú e petróleo dos campos de Tiro e Sidon e de Cachalote – este último localizado na Bacia de Campos. Como, no entanto, não são grandes projetos, a produção média de 2010 não crescerá mais do que 3,5% - para 2,25 milhões de barris, segundo o atual plano de negócios da empresa. Até novembro deste ano, a média diária atingiu 1,96 milhão de barris.

Os esforços estarão concentrados no detalhamento dos reservatórios do pré-sal – por conta do fi m dos prazos para confi rmação de comercialidade. Em 2010 a Petrobras planeja perfurar 13 poços na área do pré-sal da Bacia de Santos. Até 2016 as onze plataformas que a companhia planeja instalar na área do pré-sal consolida a Bacia de Santos como a estrela da produção de petróleo – serão mais dois testes de longa duração (Guará e Tupi Nordeste) e oito FPSOs replicantes com capacidade para produzir 150 mil barris por dia. Bacia de Santos abre era dos grandes projetos segundo o atual plano de negócios da empresa. Até novembro deste ano, a média diária atingiu 1,96 milhão de barris.

Os esforços estarão concentrados no detalhamento dos reservatórios do pré-sal – por conta do fi m dos prazos para confi rmação de comercialidade. Em 2010 a Petrobras planeja perfurar 13 poços na área do pré-sal da Bacia de Santos. Até 2016 as onze plataformas que a companhia planeja instalar na área do pré-sal consolida a Bacia de Santos como a estrela da produção de petróleo – serão mais dois testes de longa duração (Guará e Tupi Nordeste) e oito FPSOs replicantes com capacidade para produzir 150 mil barris por dia.


Indústrias químicas lançam pacto nacional
Para a Abiquim, elevar a indústria nacional da nona para a quinta posição no ranking das maiores fabricantes de produtos químicos do mundo exigirá um programa de investimento de US$ 132 bilhões até 2020. US$ 87 bilhões seriam necessários apenas para acompanhar o crescimento do PIB. Os US$ 45 bilhões restantes serão necessários para eliminar o défi cit do setor – que este ano deve alcançar US$ 18 bilhões.

O chamado Pacto Nacional da Indústria Química será encaminhado ao Governo – com propostas de medidas a serem implementadas pelo Governo, como uma política industrial que integre quatro pilares: insumos básicos e infra-estrutura, com investimentos em logística e um fornecimento competitivo de derivados de petróleo e energia elétrica; estratégias para o comércio externo, com agilidade na defesa do mercado interno contra concorrência desleal, estímulo à produção local e atenção ao câmbio; fortalecimento da cadeia produtiva, com desoneração e isonomia tributária e ao acesso a crédito para modernização do parque; e apoio à inovação tecnológica.

Como contrapartida, os compromissos do setor incluem o desenvolvimento de padrões cada vez mais elevados de responsabilidade e conduta e impulso ao crescimento econômico brasileiro.“Esse pacto representa uma nova postura na indústria química. No passado, desde o PND I e II, as iniciativas eram do Governo. Agora a indústria química, voluntariamente, indica metas e propõe o que o Governo deve fazer”, destaca o primeiro vice-presidente do Conselho Diretor da Abiquim, Pedro Wongtschowski. Segundo estimativas da Abiquim, o setor deve fechar o ano com um faturamento de US$ 103,3 bilhões – 15,5% menor do que resultado acumulado em 2008. O défi cit na balança comercial de produtos químicos também recuou – 22,4%, puxado pela queda nas importações.

Os projetos de investimentos até 2014 somam US$ 26,2 bilhões “Temos talvez duas opções: continuar como estamos, correndo o risco de destruir nossa cadeia de valor, ou nos unimos mais do que no passado para viabilizar a expansão do setor”, afi rmou o presidente do Conselho Diretor da Abiquim, Bernardo Gradin, ao apresentar o Pacto a executivos do setor no Encontro Anual da Indústria Química. O estudo prevê que em 2020, 10% da petroquímica mundial será verde – com o Brasil respondendo por metade desse mercado. Para isso, a indústria química nacional aportará mais US$ 16 bilhões.
 

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