Q74 a Q81

De acordo com a legislação brasileira relacionada aos sistemas de medição, em linha ou em tanques, equipados com dispositivos destinados a medir, a computar e a mostrar o volume de petróleo e de gás natural produzidos, processados, armazenados ou transportados, julgue os itens que se seguem.

74
Na calibração de um medidor em operação, com um provador em linha, os resultados devem registrar pelo menos três, em seis testes sucessivos, em que a diferença máxima entre os fatores de calibração seja inferior a 0,005%.

75
As placas de orifício, utilizadas na medição fiscal de gás natural, devem ser inspecionadas mensalmente para verificar se cumprem as tolerâncias dimensionais.

76
Não é necessária autorização prévia da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis para mensurações de gás natural nos pontos de medição da produção que utilizem placas de orifício, turbinas ou medidores do tipo ultrassônico.

77
A unidade de volume, na medição de gás natural, é o metro cúbico, nas condições de referência de 20 °C de temperatura e 0,101325 MPa de pressão.

78
Os sistemas de medição de petróleo em linha devem contemplar medidores de fluidos do tipo deslocamento positivo ou do tipo turbina, ou medidores mássicos do tipo coriolis. No caso de outros tipos de medidores, sua utilização deve ser previamente autorizada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.

79
Não pode ocorrer a medição fiscal dos volumes de produção de dois ou mais campos que se misturam antes do ponto de medição.

80
O medidor-padrão deve ser calibrado com um fluido de massa específica, com viscosidade e temperatura suficientemente próximas às do fluido medido pelo instrumento em operação, e com uma vazão igual à usual desse instrumento, com uma tolerância de ± 10%.

81
O petróleo avaliado nos pontos de medição, excetuando-se as medições para apropriação, deve ser estabilizado e não conter mais de 1% de água e de sedimentos.

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