CONTENT INNHOLD PREFACE FORORD... 88

Transkript

1 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass 85 Fastsatt av OD 3.juli 1991 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass mv. Fastsatt av Oljedirektoratet 3. juli 1991 i medhold av lov 22. mars 1985 nr 11 om petroleumsvirksomhet 15 fjerde ledd, jf forskrift til lov om petroleumsvirksomhet, kgl res 14. juni , 19 og 47, jf Olje- og energidepartementets delegeringsvedtak 28. juni 1985, jf lov 29. november 1996 nr 72 om petroleumsvirksomhet 11-1 siste ledd og forskrift til lov om petroleumsvirksomhet, kgl res 27. juni Sist endret 25. mars Regulations relating to fiscal measurement of oil and gas. Issued by the Norwegian Petroleum Directorate 3 July 1991 pursuant to Act 22 March 1985 no 11 relating to petroleum activities, section 15, fourth paragraph, cf regulations to Act relating to petroleum activities laid down by Royal Decree 14 June 1985, sections 15, 19 and 47. Cf letter of delegation 28 June 1985, from the Ministry of Petroleum and Energy cf Act 29 November 1996 no 72 relating to petroleum activities section 11-1 last paragraph and regulations to Act relating to petroleum activities, Royal Decree 27 June 1997 section 74. Last amended 25 March INNHOLD CONTENT FORORD KAP I INNLEDENDE BESTEMMELSER Formål Virkeområde Definisjoner Straffebestemmelse Ikrafttredelse og overgangsbestemmelser KAP II ALMINNELIGE BESTEMMELSER Pliktsubjekt Styringssystem Tilsynsmyndighet Myndighet til å gi enkeltvedtak mv KAP III SØKNADER, DOKUMENTASJON, INFORMASJON OG VERIFIKASJON Søknad om tillatelse Innsending av dokumentasjon Informasjon KAP IV GENERELLE BESTEMMELSER OM MÅLING OG MÅLESYSTEMET Krav til virksomheten generelt Verifikasjon Dokumentasjon Usikkerhetsanalyse Kalibrering Målenheter Referansebetingelser PREFACE CHAPTER I INTRODUCTORY PROVISIONS Section 1 Purpose Section 2 Scope Section 3 Definitions Section 4 Penal provision Section 5 Entry into force and transitional provisions CHAPTER II GENERAL PROVISIONS Section 6 Obligated party Section 7 Management system Section 8 Supervisory authority Section 9 Authority to make rulings etc CHAPTER III APPLICATIONS, DOCUMEN- TATION, INFORMATION AND VERIFICATION Section 10 Application for licence Section 11 Presentation of documentation Section 12 Information CHAPTER IV GENERAL PROVISIONS ASSOCIATED WITH MEASUREMENT AND THE MEASUREMENT SYSTEM Section 13 General operational requirements Section 14 Verification Section 15 Documentation Section 16 Uncertainty analysis Section 17 Calibration Section 18 Units of measurement Section 19 Reference conditions... 95

2 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass 20 Bestemmelse av energiinnhold (gass) Føring av gass- og oljestrømmen utenom målesystemet Tilrettelegging for kontroll og kalibrering på bruksstedet KAP VUTFØRELSE AV MÅLESYSTEMETS MEKANISKE DEL Utførelse av målesystemet (olje/gass) Målesystemets arbeidsområde (olje/gass) Avstengningsventiler (olje/gass) Krav til rørnormal (olje) Krav til turbinmålere (olje) Krav til strømningsmåler (gass) Krav til målerøret (gass) Krav til strømningsforhold (gass)...98 KAP VI UTFØRELSE AV MÅLESYSTEMETS INSTRUMENTDEL Plassering av givere (olje/gass) Instrumentrør (olje/gass) Generelt om målesløyfene (olje/gass) Målesløyfe for trykk (olje/gass) Målesløyfe for temperatur (olje/gass) Målesløyfe for densitet (olje/gass) Målesløyfe for primærsignal (gass) Omforming av signal fra analog til digital form (olje/gass) Montering av kontrollinstrumenter (olje/gass) Miljøkontrollerte rom (olje/gass) Prøvetakingsutstyr (olje/gass) Overføring av pulssignal fra turbinmåler (olje) KAP VII UTFØRELSE AV MÅLESYSTEMETS DATAMASKINDEL Utførelse av datamaskindelen (olje/gass) Sikkerhet mot feil og tap av data (olje/gass) Administrative funksjoner (olje/gass) Utskrifter og automatisk logging (olje/gass) Datamaskinens beregning av fiskale kvanta (olje/gass) Strømforsyning til målesystemet (olje/gass) KAP VIII PRØVING, KALIBRERING OG KONTROLL FØR MÅLESYSTEMET TAS I BRUK Generelt (olje/gass) Instrumentprøving (olje/gass) Kalibrering av rørnormal (olje) Kontroll av målesløyfer (olje/gass) Kontroll av analog- til digital-omforming (olje/gass) Prøving med væskestrøm gjennom målesystemet på byggeplass (olje) Kontroll av målesystemets turbinmålerkalibrering på byggeplass (olje) Kontroll av automatisk beregning av kalibreringsfaktor (olje) Kontroll av datamaskin (olje/gass) Fastsatt av OD 3.juli 1991 Section 20 Determination of energy content (gas) Section 21 By-passing the metering system Section 22 Arrangements for inspection and calibration CHAPTER V DESIGN OF THE MECHANICAL PART OF THE METERING SYSTEM Section 23 Design of the metering system (oil/gas)...95 Section 24 Operating range of the metering system Section (oil/gas) Requirements for the isolation valves (oil/gas) Section 26 Requirements for the proving system (oil)...96 Section 27 Requirements for the turbine meters (oil) Section 28 Requirements for the flow meter (gas)...96 Section 29 Requirements for the metering tube (gas) Section 30 Requirements for the flow profile (gas)...98 CHAPTER VI DESIGN OF THE INSTRUMENT PART OF THE METERING SYSTEM Section 31 Location of sensors (oil/gas) Section 32 Impulse lines (oil/gas) Section 33 General requirements for the instrument loops (oil/gas) Section 34 Pressure circuit (oil/gas) Section 35 Temperature circuit (oil/gas) Section 36 Density circuit (oil/gas) Section 37 Instrument loop for primary signal (gas) Section 38 Conversion of a signal from analog to digital form (oil/gas)...99 Section 39 Installation of monitoring instruments (oil/gas) Section 40 Environmentally protected rooms (oil/gas)...99 Section 41 Sampling equipment (oil/gas) Section 42 Pulse transmission system from turbine meter (oil) CHAPTER VII DESIGN OF THE COMPUTER PART OF THE METERING SYSTEM Section 43 Design of the computer part (oil/gas) Section 44 Security against errors and loss of data (oil/gas) Section 45 Administrative routines (oil/gas) Section 46 Print out and automatic logging (oil/gas) Section 47 The computer routines for fiscal measurement calculations (oil/gas) Section 48 Power supply to the metering system (oil/gas) CHAPTER VIII TESTING, CALIBRATION AND COMMISSIONING OF THE METERING SYSTEM PRIOR TO START-UP Section 49 General (oil/gas) Section 50 Instrument testing (oil/gas) Section 51 Calibration of the meter prover (oil) Section 52 Check of the instrument loops (oil/gas) Section 53 Check of the A/D - converter (oil/gas) Section 54 Flow testing of the metering system on liquid at the site of manufacture (oil) Section 55 Testing of the metering system's arrangement for calibrating the turbine meters at the manufacturer's site (oil) Section 56 Check of the automatic calculation of the calibration factor (oil) Section 57 Testing of the computer part (oil/gas)

3 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass 87 Fastsatt av OD 3.juli 1991 KAP IX MÅLESYSTEMET I BRUK Prosedyrer og personell (olje/gass) Manuell logging (olje/gass) Kalibreringsdokumenter(olje/gass) Driftskrav for rørnormal (olje) Driftskrav for strømningsmålere (olje/gass) Driftskrav datamaskindel (olje/gass) Kontroll og kalibrering (olje/gass) Kontroll av målerørene (gass) Kontroll av strømningsmåler (gass) Kalibrering av turbinmålere (olje) Kalibrering av givere (olje/gass) Kontroll av signaloverføring fra giverne til datamaskindelen (olje/gass) Kontroll av omformere (fra analog til digital) (olje/gass) Kontroll av datalinjekvalitet (olje/gass) Kontroll av datamaskindel (olje/gass) Veiledning til forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass CHAPTER IX THE METERING SYSTEM IN OPERATION Section 58 Procedures and personnel ( oil/gas) Section 59 Manual logging (oil/gas) Section 60 Calibration documents (oil/gas) Section 61 Operating requirements for the prover (oil) Section 62 Operating requirements for flow Section meters (oil/gas) Operating requirements for the computer part (oil/gas) Section 64 Inspection and calibration (oil/gas) Section 65 Inspection of the metering tubes (gas) Section 66 Inspection of flow meters (gas) Section 67 Calibration of the turbine meters (oil) Section 68 Calibration of the transducers (oil/gas) Section 69 Inspection of the signal transmission from the transducer to the computer (oil/gas) Section 70 Inspection of the A/D - converters (oil/gas) Section 71 Inspection of the quality of data transmission lines (oil/gas) Section 72 Checking of the computer part (oil/gas) Guidelines to the regulations relating to fiscal measurement of oil and gas

4 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass 88 Fastsatt av OD 3.juli 1991 FORORD Forskriften gir bestemmelser om fiskal kvantumsmåling av olje og gass i petroleumsvirksomheten og legger til rette for Oljedirektoratets tilsyn med virksomheten. Det er utarbeidet en supplerende veiledning til forskriften. Veiledningen har to funksjoner: Den gir utfyllende kommentarer til forskriftsbestemmelsene. Der forskriften inneholder resultatorienterte krav, gir veiledningen eksempler på hvordan de kan oppfylles. Veiledningen er ikke i seg selv juridisk bindende. Den er derfor ikke til hinder for at andre enn veiledningens tekniske og operasjonelle løsninger velges, såfremt det kan dokumenteres at løsningene innfrir forskriftens krav til total nøyaktighet. Når det i veiledningen vises til internasjonale standarder, vil andre standarder med tilsvarende eller strengere tekniske krav kunne benyttes. Når det gjelder tekniske krav til komponenter og anlegg utover det som nevnes spesifisert, vises det til anerkjente normer. PREFACE These regulations applies to the fiscal measurements of oil and gas which are executed in the petroleum industry and provide for the Norwegian Petroleum Directorate s supervision of the activities described in these regulations. Supplementary guidelines to the regulations have been prepared. The guidelines have two functions: They provide supplementary comments to the provisions of the regulations. Where result oriented requirements are stipulated in the regulations, the guidelines provide examples of how such requirements may be fulfilled. The guidelines are not by itself legally binding. Consequently they shall not constitute an obstacle to choosing other technical and operational solutions than those suggested in the guideline, providing documentation can be produced to show that the chosen solution fulfils the requirements of the regulations for system total uncertainty. When the guidelines refer to specific international standards, other standards with similar or more stringent requirements may be used. When technical requirements for equipment or systems are not specifically mentioned, any mutually agreed international standard may be used.

5 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass 89 Fastsatt av OD 3.juli 1991 KAP I INNLEDENDE BESTEMMELSER 1 Formål Forskriftens formål er å sikre at nøyaktige målinger ligger til grunn for beregning av statens avgifter og rettighetshavers inntekter ved å: a) Utdype petroleumslovens og petroleumsforskriftens krav til fiskal måling, b) trekke opp rammebetingelser hva angår tilrettelegging, planlegging og gjennomføring av virksomheten, c) stille krav til måleutstyrets tekniske utforming og driften av det, d) utdype den enkelte deltakers ansvar, e) bidra til å sikre at allokeringsmetode, måleutstyr og målemetode til enhver tid gir tilfredsstillende nøyaktighet og pålitelighet, f) legge til rette for et hensiktsmessig tilsyn med virksomheten. 2 Virkeområde Forskriften kommer til anvendelse ved planlegging og prosjektering, bygging og bruk av målesystemer for måling av produserte/solgte mengder olje og gass (fiskale målestasjoner), ved mengdebestemmelse for tarifformål, og ved utforming av allokeringssystem basert på tall fra fiskale målestasjoner. Forskriftens anvendelsesområde er som nevnt i petroleumsloven Definisjoner I denne forskriften betyr: Allokering: Fordeling av solgte/produserte mengder hydrokarboner mellom eiergruppe og eierselskap. Anerkjent norm: Veiledning, standard mv som innenfor et fagområde er internasjonalt og/eller nasjonalt anerkjent. Lov eller forskrift som ikke får direkte anvendelse, men som regulerer tilsvarende eller tilgrensende områder. Bruksstedet: Innretning, undervannsinstallasjon eller terminal der målesystemet er i bruk. Byggeplass: Fabrikasjonsted der en eller flere av målesystemets tre hoveddeler fabrikkeres, monteres og testes. Datafil: Datamengde ordnet på en spesiell måte i et datalager. Datamaskindel: Den delen av målesystemet som består av digitale datamaskiner, og som mottar digitale målesignaler fra analog- til digital-omformer eller fra digitale målesløyfer. Datamaskin for administrative rutiner: Datamaskin tilkoplet en eller flere datamaskiner som utfører beregning. Informasjon mottatt fra sistnevnte kan bli behandlet videre for rapporteringsformål. Informasjon kan bli overført fra administrativ dataenhet til datamaskin for beregning. Administrativ dataenhet kan også omfatte utstyr for langtids og korttidslagring av data. CHAPTER I INTRODUCTORY PROVISIONS Section1 Purpose The purpose of this regulation is to ensure that accurate measurements provide the basis for royalty tax stipulations and the licensee s income by: a) Stating supplementary provisions to the petroleum Act and the petroleum regulations as regards requirements to fiscal measurement. b) Putting forward requirements concerning the organisation, planning and implementation of the activities. c) Stating technical requirements for the design and operation of the metering equipment. d) Stating the responsibilities of the participants. e) Ensuring that allocation methods, metering equipment and measurement methods provide adequate accuracy and reliability at all times. f) Provide for suitable supervision of the activities. Section 2 Scope The regulations are applicable to planning, design, construction and operation of metering stations for measurement of produced/ sold quantities of oil and gas (fiscal metering stations), by quantity determination for tariff purposes, and to allocation system based on figures from fiscal metering stations. The area of application is as defined in section 1-4 in the Act relating to petroleum activities. Section 3 Definitions For the purpose of the present regulations, the following definitions shall apply: Allocation: Distribution of sold/produced quantities of hydrocarbons between licensees and owner companies. Recognised standard: Guidelines, Standards or similar documents which, within a technical field, are internationally or nationally recognised. Also, Acts or Regulations which are not directly applicable but which regulate corresponding or neighbouring areas of activity. Area of application: An installation, a subsea installation or a terminal where the metering system is in operation. Place of manufacture: Facility where fabrication or construction of one or more of the measurement system s three main parts takes place. Datafile: Groups of data which belong together stored in an electronic unit. Computer part: The part of the measurement system which comprises of digital computers and receives digital metering signals from A/D converters or from digital instrument loops. Computer for administrative routines: Computer connected to one or more flow calculation computers. Information from the flow calculation computers may be further processed for reporting purposes. Information may be transferred from the administrative computer to the flow calculation device. The administrative unit may include long and short term data storage facilities.

6 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass Datamaskin for beregning: Datamaskin som er tilkoplet et eller flere instrumenter og/eller enheter for mottak og sending av signaler. Lagerenheten (memory) blir betraktet som en del av datamaskin for beregning. Den utfører langtids og kortidslagring av data. Datanett: De funksjonsenheter og det utstyr som gjør det mulig å opprette forbindelse mellom datamaskinbaserte enheter. Dokumentert feilmåling: Kvantifiserbar mengde feilmålt på grunn av at aksepterte prosedyrer for drift eller kalibrering av målestasjonen ikke er fulgt. Fiskale kvanta: Målte kvanta som benyttes ved salg, eller ved beregning av produksjonsavgift og skatt for petroleum. Fiskal målestasjon: Sammenstilling av måleutstyr som benyttes for bestemmelse av fiskale kvanta. Gass: Hydrokarboner som er i gassfase ved målingen. Giver/føler: Element som reagerer direkte på den størrelsen som skal måles, slik at føleren gir ut et signal som er representativt for denne størrelsen. Instrument: En sammenstilling av transmitter og en eller flere følere. Signalet fra et instrument representerer en fysisk tilstand. Instrumentdel: Den delen av målesystemet som er mellom den mekaniske delen og datamaskindelen, dvs, fra og med føler til digital inngang til datamaskindelen. Kalibrering: Fastleggelse av sammenheng mellom inngangssignal og utgangssignal for et måleinstrument eller apparat. Kalibreringsfaktor: Forhold mellom måleverdi avlest fra måler og måleverdi fra et referensemålesystem Kalibreringsmodus: Valgbar tilstand for datamaskindel for å utføre kontroll, mens tilhørende målerør er avstengt. Linearitet: 1) Uttrykk for hvor godt en kalibreringskurve for utstyr tilnærmes en rett linje. 2) Uttrykk for sammenhengen mellom størrelser der en endring av den ene forårsaker en entydig og proposjonal endring av den andre. Mekanisk del: Målerør, måleblendehus med plate, turbinmåler, rørnormal og alt mekanisk utstyr som for øvrig inngår i et olje/gassmålesystem. Målerør (olje/gass): Rett rørstrekning der strømningsmåler er montert. 90 Fastsatt av OD 3.juli 1991 Flow computer: A computer performing flow calculations connected to one or more instruments and/or devices for collecting and distribution of signals. The storage unit (memory) which is providing long and short term retention of data, is regarded as an integral part of the flow computer. Data network: The devices and equipment which allow different computers to communicate with each other. Document measurement error: Quantifiable amount incorrectly measured, due to the fact that the accepted procedures for operation or calibration are not followed. Fiscal quantity: Measured quantity used for sale or calculation of royalty and tax. Fiscal metering station: Assembly of metering equipment dedicated to the determination of fiscal quantities. Gas: Hydrocarbons in gaseous state at measurement conditions. Sensing element: A device which acts directly on the condition it shall measure. The device produces a signal proportional to a physical condition. Instrument: An assembly comprising of a transmitter and one or more sensing elements. The signal leaving an instrument represents a physical condition. Instrument part: The part of the metering system which is located between the mechanical part and the computer part i.e. from sensing element to digital input of the computer part inclusive. Calibration: Establish relationship between the input and output signal for a device. Calibration factor: Relationship between the measured value coming from a flow meter and the measured value from a reference measurement system. Calibration mode: Selectable condition within the flow computer where routine checks and calibrations can be carried out, whilst the associated meter tubes are closed. Linearity: 1) Deviation between a calibration curve for a device and a straight line 2) A relation between conditions where a change in one causes a proportional change for the other. Mechanical part: Meter tube, turbine meter, meter prover and all mechanical devices that are included in an oil/gas metering system. Metering tube (oil/gas) : Straight pipe section where a flow meter is installed.

7 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass 91 Fastsatt av OD 3.juli 1991 Målesløyfe: Sammenkopling som omfatter alt utstyr og datalinjer mv. fra inngang føler til visuell gjengivelse i datadel. Målesystem: Består av mekanisk del, instrumentdel og datamaskindel. Olje: Stabilisert olje eller kondensat. Omfatter også olje som inneholder større mengder lette hydrokarboner enn vanlig stabilisert olje, forutsatt at temperatur og fysikalske egenskaper som viskositet og smørende evne ikke avviker vesentlig fra det som er vanlig for stabilisert olje. Omformer/transmitter: Teknisk utstyr som endrer energibærerens karakter. Oppløsning: (Om måleinstrumenter) Angir den minste variasjon i signalnivå som gir registrerbart utslag. Petroleumsloven: Lov 29. november 1996 nr 72 om petroleumsvirksomhet. Petroleumsforskriften: Forskrift til lov om petroleumsvirksomhet. Kgl res 27. juni Rørnormal (olje): Utstyr for kalibrering av dynamisk volummåler, basert på forskyvning av et legeme gjennom et kalibrert rør. Strømningsmåler: Utstyr satt inn i eller påsatt et rør med tilhørende signalomformer som gir et primærsignal som er proporsjonalt med gjennomstrømmende mengde. Termometerlomme: Monteringslomme for temperaturmåler. Turbinmåler-kalibreringsfaktor (olje): Benevnt eller ubenevnt tall som angir forholdet mellom turbinmålers registrering og gjennomstrømmet volum. Termen er i denne forskriften ment å dekke de internasjonale benevnelsene meterfaktor og K-faktor. Usikkerhet av måling: Et estimat som karakteriserer området hvor den målte verdi vil befinne seg. I denne forskrift er dette ved 95 % konfidensnivå, k=2. 4 Straffebestemmelse Overtredelse av denne forskriften eller vedtak som er truffet i medhold av den, straffes som bestemt i petroleumsloven Ikrafttredelses og overgangsbestemmelser 1. Denne forskriften trer i kraft 1. september Fra samme dato gjøres følgende endringer: a) Forskrift for fiskal kvantumsmåling av olje som produseres fra indre norsk farvann, norsk sjøterritorium og den del av kontinentalsokkelen som er undergitt norsk statshøyhet, fastsatt av Oljedirektoratet 2. april 1984, oppheves. b) Forskrift for fiskal kvantumsmåling av gass som produseres fra indre norsk farvann, norsk sjøterritorium og den del av kontinentalsokkelen som er undergitt norsk statshøyhet, fastsatt av Oljedirektoratet 2. april 1984, oppheves. Instrument loop: The assembly of all devices and data links from the sensing element to the visual indication in the computer part of the metering system. Metering system: Includes mechanical part, instrument part and computer part. Oil: Stabilised crude oil or condensate, including crude oil that contains larger amounts of lighter, hydrocarbons than normal stabilised crude oil, provided the temperature and the physical properties such as viscosity and lubricating ability do not differ essentially from what is typical for stabilised crude oil. Transmitter: Technical device which change the nature of the measured signal. Resolution: The least variation in signal level which produces a noticeable change in the displayed value. The petroleum Act: Act 29 November 1996 no 72 relating to petroleum activities. The petroleum regulations: Regulations to Act relating to petroleum activities. Royal Decree 27 June 1997 Prover (oil): A device for the calibration of dynamic volume meters, based on displacement of a body through a calibrated tube. Flow meter: Equipment located in or clamped to a pipe and its signal transformer, to provide a primary signal proportional to the amount of flow through the pipe. Thermowell: A well in the meter tube for installation of a thermometer. Calibration factor for turbine meter: A number that indicates the ratio between the readings of the turbinemeter and the volume throughput. The term is used to cover both the terms meter factor and the K-factor. Uncertainty in measurement: An estimate characterising the range within which the measured value will be found. In these regulations this is at 95 percent confidence level, k=2. Section 4 Penal Provisions Violation of these regulations or decisions made in pursuance of these regulations, shall be punishable as set out in the petroleum Act section Section 5 Entry into force and transitional provisions 1. These regulations enter into force on 1. September 2. As of the same date the following changes are made: a) Regulations relating to fiscal measurement of oil produced in Norwegian internal waters, in Norwegian territorial sea and in that part of the Norwegian continental shelf which is subject to Norwegian sovereignty, issued by the Norwegian Petroleum Directorate 2 April 1984, are repealed. b) Regulations relating to fiscal measurement of oil produced in Norwegian internal waters, in Norwegian territorial sea and in that part of the Norwegian continental shelf which is subject to Norwegian sovereignty, issued by the Norwegian Petroleum Directorate 2 April 1984, are repealed.

8 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass c) Denne forskriftens generelle krav og krav vedrørende drift av måleutstyr (kap I,II,III,IV og IX) gjelder alle målesystemer. Designkrav (kap V,VI,VII) gjelder kun målesystem hvor design ble påbegynt etter denne forskriftens ikrafttredelsesdato. 92 Fastsatt av OD 3.juli 1991 c) The general requirements of these regulations and requirements relating to operation of measuring equipment (Chapters I, II, III, IV and IX) are applicable to all metering systems. Design requirements (Chapters V, VI, VII) are applicable only to metering systems where design was commenced after the date of entry into force of these regulations. KAP II ALMINNELIGE BESTEMMELSER 6 Pliktsubjekt Rettighetshaver og andre som deltar i petroleumsvirksomhet som omfattes av denne forskriften, plikter å etterleve forskriften og enkeltvedtak gitt med hjemmel i denne. I tillegg plikter rettighetshaver å påse at enhver som utfører arbeid for seg, enten personlig, ved ansatte eller ved entreprenører eller underentreprenører, overholder bestemmelsene gitt i eller i medhold av forskriften. Rettighetshaveren skal utpeke en ansvarshavende for målesystemet i driftsfasen. Den ansvarshavende eller den han utpeker, skal være tilstede på bruksstedet og ha ansvaret for at prosedyrer for betjening, kalibrering og kontroll følges. 7 Styringssystem Rettighetshaver skal sørge for at det etableres styringssystem i henhold til petroleumsforskriften 56. Funksjons- og arbeidsområdet for personellet som skal føre tilsyn/arbeide med målesystemene eller fiskale tall rapportert herfra, skal fremgå av rettighetshaverens organisasjonsplan. Dette personellets plikter og ansvar skal være klart beskrevet. Rettighetshaveren skal spesifisere krav til uavhengighet for enkeltpersoner og avdelinger som deltar i verifisering av fiskale tall og kalibreringsrapporter for utstyr omfattet av denne forskriften. Rettighetshaver skal oppdatere styringssystemet på systematisk og styrt måte. Oljedirektoratet skal orienteres om ajourføringen. Rettighetshaveren skal forøvrig sikre at ajourføringen blir gjort forsvarlig kjent internt i egen organisasjon og hos berørte arbeidstakere, entrepenører mv. Overordnet ansvar for og tilsyn med styringssystemet skal legges til den enhet som er ansvarlig for virksomhetens øvrige styringssystem. 8 Tilsynsmyndighet Oljedirektoratet fører tilsyn med at bestemmelsene gitt i og i medhold av denne forskrift overholdes. 9 Myndighet til å gi enkeltvedtak mv 1. Oljedirektoratet kan treffe de enkeltvedtak som er nødvendige for gjennomføringen av bestemmelsene gitt i og i medhold av denne forskrift. I forbindelse med enkeltvedtak kan direktoratet sette vilkår. 2. Oljedirektoratet kan fravike bestemmelser i denne forskriften dersom særlige forhold tilsier det. Fravik skal gis skriftlig. CHAPTER II GENERAL PROVISIONS Section 6 Obligated party The licensee and other parties participating in petroleum activities comprised by these regulations have a duty to comply with the regulations and individual decisions issued pursuant to the regulations. In addition the licensee has a duty to see to it that anyone performing work for him, either personally, through employees or through contractors or subcontractors, complies with the provisions contained in or issued pursuant to these regulations. The licensee shall appoint one responsible person for the metering system once it is placed into service. The responsible person, or the person to whom the authority has been delegated, shall be present, or available on the area of application where the metering system is in service and be responsible for ensuring that the procedures for the operation, calibration and monitoring are duly implemented. Section 7 Management system The licensee shall see that a management system is established in accordance with the petroleum regulations section 56. Functions and area of responsibility of personnel regularly involved with the metering systems, or fiscal figures reported from these, shall be identified in the licensee s organisation plan. The duties and responsibilities of these personnel shall be described. The licensee shall specify requirements for independency of individuals and departments involved in verification of reported quantities or calibration reports for equipment related to the fiscal metering stations. The licensee shall keep the management system up to date in a systematic and controlled manner. The Norwegian Petroleum Directorate shall be informed about alterations. The licensee shall ensure that details of the revisions are given adequate publicity within his own organisation and that details are made available to employees, contractors etc. concerned with the operation and maintenance of the metering system. Superior responsibility for and supervision of the management system shall be assigned to the unit which is responsible for the other management systems of the enterprise. Section 8 Supervisory authority The Norwegian Petroleum Directorate shall supervise compliance with provisions laid down in or pursuant to these regulations. Section 9 Authority to make individual decisions etc 1. The Norwegian Petroleum Directorate may make the necessary individual decisions to implement the provisions contained in or issued by virtue of these regulations. Conditions may be imposed by the Directorate in connection with individual decisions. 2. When warranted by special circumstances, The Norwegian PetroleumDirectorate may issue an exemption from the provisions in these regulations. Exemption shall be given in writing.

9 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass 93 Fastsatt av OD 3.juli 1991 KAP III INNSENDELSE AV SØKNADER, DOKUMENTASJON OG INFORMASJON 10 Søknad om tillatelse Rettighetshaveren skal innhente tillatelse fra Oljedirektoratet ved følgende aktiviteter: 1) Det fiskale målesystemets utforming (design). 2) Før målesystemet leveres fra byggested. 3) Før målesystemet tas i bruk på bruksstedet. Bygging skal ikke igangsettes før tillatelse i henhold til pkt 1) er gitt. 11 Dokumentasjon Før eller i forbindelse med søknad om tillatelse etter 10 pkt 1) skal rettighetshaver sende Oljedirektoratet følgende dokumentasjon: a) Teknisk beskrivelse av målesystemet. b) Tegninger og oversiktsskjema som viser fysisk plassering av målesystemet i det aktuelle produksjons- og transportsystemet. c) Tegninger, beskrivelse av funksjoner til utstyr som inngår i målesystemet. d) Forslag til installasjon av utstyr for måling av olje/gass densitet. For gass densitet skal også tilpasning til valgt beregningsmodell for datamaskin beregnet densitet dokumenteres. e) Dokumentasjonsliste. f) Fremdriftsplan. g) Plan for kvalitetstesting. h) Beskrivelse av den del av rettighetshaverens / leverandørens styringssystem som vedrører denne leveranse. Oljedirektoratet kan kreve tilleggsopplysninger. 12 Informasjon Etter at tillatelse i henhold til 10 pkt 1) er gitt, skal Oljedirektoratet informeres om endringer som påvirker nøyaktighet av fiskale kvanta. I de tilfeller hvor de fiskale målinger inngår som en del av et allokeringssystem skal rettighetshaveren informere Oljedirektoratet om allokeringsprinsippene så snart de er tilgjengelige. Oljedirektoratet skal informeres ved dokumentert feilmåling som følge av at avtalte prosedyrer for drift eller kalibrering av målestasjon ikke er fulgt. Korrigering skal foretas om avviket er større enn 0,020 % av totalt volum. Om feil har en lavere prosentverdi, skal korreksjon utføres når feilens totalverdi anses å være betydelig. Dersom det er uklart hvor lenge det er feilmålt, skal korreksjon foretas for halvdelen av det tidsrom det maksimalt kan ha blitt feilmålt. Oljedirektoratet skal ha informasjon om de lasteerstatningsprosedyrer som gjelder ved salg av hydrokarboner i væskefase. Om det velges løsninger for måleutstyret som ikke er beskrevet i kapitlene V, VI og VII, skal rettighetshaveren påse at informasjon i henhold til 13 blir sendt til Oljedirektoratet. Rettighetshaveren skal likeledes påse at informasjon i henhold til denne forskriften 20, 23, 44, 49, 58, 61, 63 og 66 blir sendt Oljedirektoratet. CHAPTER III APPLICATION FOR LICENCES, DOCUMENTATION AND INFORMATION Section 10 Application for a licence The licensee shall apply for and obtain a licence from the Norwegian Petroleum Directorate for the following activities. 1) The design of the fiscal metering system. 2) Prior to the delivery of the fiscal metering system from the place of manufacture 3) Prior to entering the fiscal metering system into service for fiscal purposes. The licensee shall not commence any construction work until the license in accordance with item 1) is obtained. Section 11 Documentation Before or in connection with the application for a licence in accordance with section 10, item 1), the licensee shall submit to Norwegian Petroleum Directorate the following documentation: a) a technical description of the metering system. b) drawings and schematics showing the physical location of the metering system in the associated production and transportation system. c) drawings and specification of equipment included in the metering system. d) proposal for installation of equipment to measure oil/gas density. For gas density only, the selection of the computer model for calculation of density, shall be documented. e) list of documentation f) progress plan g) quality surveillance plan h) description of the part of the licensee s and vendor s management systems which is related to the metering systems. The Norwegian Petroleum Directorate may require further information. Section 12 Information Once the license in accordance with section 10, item 1) has been obtained, the Norwegian Petroleum Directorate shall be informed of all changes which influence the accuracy of fiscal quantities. When the fiscal metering station forms a part of an allocation system, the licensee shall inform the Norwegian Petroleum Directorate with details of the allocation principles as soon as they are available. The Norwegian Petroleum Directorate shall be notified in the event of documented measurement errors caused by the noncompliance with agreed procedures for operation or calibration of a metering station. Correction shall be carried out if the deviation is greater than percent of total volume. If errors have a lower percentage value, correction shall be carried out when the total value of the error is considered to be significant. Where there is doubt concerning the time at which a measurement error arose, the correction shall apply for half of the maximum possible time since it could have occurred. The Norwegian Petroleum Directorate shall be informed of any cargo claims procedure applying to sale of hydrocarbons in liquid phase. If the selected concepts for the metering equipment are not described in chapter V, IV and VII, the licensee shall ensure that information in accordance with section 13 is provided to the Norwegian Petroleum Directorate. The licensee shall also ensure that information according to sections 20, 23, 44, 49, 58, 61, 63 and 66 of these regulations is forwarded to the Norwegian Petroleum Directorate.

10 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass KAP IV GENERELLE BESTEMMELSER OM MÅLING OG MÅLESYSTEMET 13 Krav til virksomheten generelt Virksomhet som nevnt i 2 i denne forskriften skal foregå i samsvar med krav fastsatt i eller i medhold av denne forskriften, og i samsvar med anerkjente normer for slik virksomhet. I veiledningen til forskriften er det vist til anerkjente normer og gitt eksempler på hvordan forskriftens krav kan innfris. Dersom det velges alternative løsninger, skal det kunne dokumenteres at løsningene oppfyller forskriftens krav. Rettighetshaveren skal informere Oljedirektoratet før alternative løsninger velges. 14 Verifikasjon Ved planlegging, prosjektering, bygging og bruk av fiskale målesystemer skal rettighetshaveren på forespørsel fra Oljedirektoratet eller egen kvalitetssikringsenhet kunne verifisere at bestemmelsene i denne forskriften eller enkeltvedtak som er gitt i medhold av den, er oppfylt. 15 Dokumentasjon Det skal etableres og opprettholdes et ajourført arkiv som skal inneholde nødvendige spesifikasjoner, beregninger og tegninger vedrørende målesystemet. Arkivet skal også inneholde inspeksjonsrapporter, verifikasjon og kvalitetsrevisjoner, design-, fabrikasjons- og installasjonsresyme, inspeksjonsprogrammer, operasjonshåndbok og annen relevant dokumentasjon. Rettighetshaveren skal utarbeide ajourførte lister over ferdig dokumentasjon og dokumentasjon som er under utarbeidelse Dette gjelder frem til målesystemet tas i bruk på bruksstedet. Rettighetshaveren skal påse at all dokumentasjon som er nødvendig for vurdering av godhet på fiskale tall, eventuelle skader på målesystemet, reparasjoner og ombygginger, til enhver tid er tilgjengelig. Dokumentasjonen skal oppbevares i målesystemets levetid. 16 Usikkerhetsanalyse Det skal utarbeides usikkerhetsanalyse for målesystemet innenfor 95 % konfidensnivå i henhold til anerkjent norm. For gassmålesystemet skal den totale usikkerhet for hele strømningsområdet ikke overstige + 1,0 % ved massemåling. For oljemålesystemet skal den totale usikkerhet for strømningsområdet ikke overstige + 0,30 % ved måling av standard volum. Om det avvikes fra noen av utstyrstoleransegrensene som er gitt i kapitlene V og VI, må det dokumenteres at totalusikkerhetsgrenser gitt av denne paragraf overholdes. 17 Kalibrering De komponenter som inngår i målesystemet, og som har betydning for målenøyaktigheten, skal være kalibrert av et kompetent laboratorium. Kontroll av at overnevnte utstyr er innenfor gitte grenseverdier, skal utføres regelmessig av dedikert personell. Om utstyr ved kontroll viser seg å være utenfor de gitte grenseverdier, må korrigering utføres av personell med nødvendige kvalifikasjoner og opplæring eller ved rekalibrering og tilhørende korreksjon i et kompetent laboratorium. 94 Fastsatt av OD 3.juli 1991 CHAPTER IV GENERAL PROVISIONS ASSOCIATED WITH MEASUREMENT AND THE MEASUREMENT SYSTEM Section 13 General operational requirements The activity mentioned in section 2 of these regulations shall take place in accordance with the requirements stipulated by or in pursuance of these regulations, and in accordance with recognised standards for such activities. In the guidelines to these regulations, reference is made to recognised standards and a description is provided of how the provisions of the regulations can be met. If alternative solutions are chosen, documentation to demonstrate that such solutions also comply with the requirements of the regulations shall be available. The licensee shall inform the Norwegian Petroleum Directorate before alternative solutions are chosen. Section 14 Verification When planning, designing, building and using fiscal metering stations, the licensee shall, on request from the Norwegian Petroleum Directorate or an internal QA-department, be prepared to verify that the system is in accordance with requirements stipulated by or in pursuance of the present regulations. Section 15 Documentation An updated archive shall be established and maintained which shall contain the necessary specifications, computations and drawings for the metering system. The archive shall also contain inspection reports, verifications and quality audits, design, fabrication and installation resume, inspection programmes, operating manual and other relevant documentation. The licensee shall maintain updated lists of documentation available, and documentation to be developed. This requirement is valid until the metering station is placed in service for fiscal purposes. The licensee shall ensure that all documentation deemed necessary to evaluate the accuracy of the fiscal figures, damage reports on the metering system, repair and modification details are available at all times. The documentation shall be filed for the lifetime of the metering system. Section 16 Uncertainty analysis An uncertainty analysis shall be developed for the oil and gas metering systems within 95 % confidence level in accordance with recognised standards. The total gas metering system uncertainty shall, for the operating flow range, be below % (mass metering). The total oil metering system uncertainty shall, for the operating flow range be below % (standard volume). If a deviation on any of the equipment tolerances given in chapters V and VI exists, it should be demonstrated that the metering system is within the limits for total uncertainty given in this section. Section 17 Calibration Components which are part of the metering system, and which are relevant to the metering accuracy, shall be regularly calibrated by a competent laboratory. Calibration check to see that the above equipment is within the given tolerance values shall be carried out regularly by dedicated personnel. If during the calibration check equipment is found to be outside the given tolerance values, corrections must be carried out by personnel with the necessary qualifications and training or by recalibration at a competent laboratory.

11 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass 95 Fastsatt av OD 3.juli 1991 Kalibrering av testinstrumenter skal utføres av laboratorier som er kompetente i henhold til anerkjent norm. Når olje eller gass analyseres for bestemmelse av fysiske egenskaper og når analyseresultatene benyttes til salgs- eller allokeringsformål skal analysene utføres av et kompetent laboratorium. 18 Måleenheter Målesystemet skal gi avlesning i SI-enheter. Rapportering av fiskale tall til Oljedirektoratet skal være i SIenheter. Bestemmelse av målesystemets kritiske deler ved oppmåling e l skal skje i SI-enheter. 19 Referansebetingelser Standard referansebetingelser for trykk og temperatur skal ved måling av olje og gass være kpa og 15 C. Ved LPG måling kan annet referansetrykk i henhold til anerkjent norm benyttes. 20 Bestemmelse av energiinnhold (gass) Energiinnholdet skal bestemmes i henhold til anerkjent norm. Direkte metoder for energibestemmelse kan benyttes på landterminaler (jf 12 syvende ledd). 21 Føring av gass- og oljestrømmen utenom målesystemet Strømmen av gass eller olje skal ikke føres utenom målesystemet. 22 Tilrettelegging for kontroll og kalibrering på bruksstedet Alle deler av målesystemet, inkludert avstengningsventiler for gass/oljestrømmen til systemet, skal være lett tilgjengelig slik at kontroll og kalibrering skal kunne foretas uten vanskeligheter. Steder der kalibreringer og kontroller foretas skal være tilstrekkelig beskyttet mot uteklima og rystelser, slik at forskriftens krav kan innfris. Calibration of test instruments shall be carried out by laboratories which are competent according to a recognized standard. When oil or gas is analysed for determination of physical properties and when the results of the analysis are used for marketing or allocation purposes, such analyses shall be carried out by a competent laboratory. Section 18 Units of measurement The metering system shall give readings in SI units. Reporting of fiscal figures to the Norwegian Petroleum Directorate shall be in SI units. Determination of the critical parameters of the metering system by measurements a.o. shall be in SI units. Section 19 Reference conditions Standard reference conditions for pressure and temperature shall be kpa and 15 0 C. LPG measurement could use other reference pressure in accordance with recognised standards. Section 20 Determination of energy content (gas) The energy content shall be determined in accordance with a recognised standard. Direct methods for energy determination can be used at shore terminals (cf. section 12 seventh paragraph). Section 21 By passing the metering system By passing of the metering system is not permitted. Section 22 Arrangements for inspection and calibration All parts of the metering system, including shut off valves for the hydrocarbon flow to the system, shall be easily accessible such that checks or calibrations can be carried out without difficulty. Locations where checking and calibration take place shall be protected in some way against environmental influences and vibrations such that the requirements stipulated in these regulations can be fulfilled. KAP V UTFØRELSE AV MÅLESYSTEMETS MEKANISKE DEL 23 Utførelse av målesystemet (olje/gass) Ved oljemåling skal målesystemets mekaniske del bestå av turbinmålere og rørnormal utført i henhold til anerkjent norm. Ved gassmåling skal målesystemets mekaniske del bestå av målerør med måleblende utført i henhold til anerkjent norm, eller av målerør med flerstråle ultralydmåler. Ved annen utforming av målesystemets mekaniske del skal rettighetshaveren påse at krav gitt i kapitlene III og IV er ivaretatt. 24 Målesystemets arbeidsområde (olje/gass) Målesystemet skal kunne måle alle planlagte hydrokarbon strømmer uten at noen del av måleutstyret opererer utenfor sitt arbeidsområde. Antall målerør i parallell skal være slik at maksimal hydrokarbonstrøm skal kunne måles med ett målerør ute av drift, mens de øvrige opererer innenfor sitt arbeidsområde. CHAPTER V DESIGN OF THE MECHANICAL PART OF THE METERING SYSTEM Section 23 Design of the metering system (oil / gas) The mechanical part of the metering system shall, when metering oil, comprise of turbine meters and a prover, designed in accordance with recognised standards. When metering gas, the mechanical part of the metering system shall consist of gas metering tubes and orifice plates designed in accordance with recognised standards, or of one or more metering tubes equipped with multipath ultrasonic meters. If another design of the mechanical part of the metering system is chosen, the licensee shall ensure that the requirements given in chapters III and IV are fulfilled. Section 24 Operating range of the metering system (oil / gas) The metering system shall be capable of metering the specified range of flows without any component involved operating outside its specification or the limitations set by this regulation. The number of parallel meter runs shall be such that the maximum flowrate can be measured with one meter out of service, whilst the rest of the meter runs operate within their specification.

12 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass Maksimum strømningshastighet ved ultralydmåling av gass skal ikke overstige 80% av leverandørs spesifiserte maksimum rate. Ved bruk av ultralydmålere på salgsgassmålestasjoner, skal målestasjon bestå av minimum to parallelle rør, hver med 100% kapasitet. Ved allokeringsmålestasjoner vil et målerør med rørarrangement som angitt i 28 kunne være tilstrekkelig. Det er tilgjengelighet på måler som vil være avgjørende for om det kan gis tillatelse til en løsning med ett målerør. 25 Krav til avstengningsventiler (olje/gass) Hvert målerør og eventuell rørnormal skal ved innløp og utløp utstyres med avstengningsventiler. Ventilene skal være av blokkerings- og avblødningstype. Alle ventiler av betydning for integritet av målestasjonen skal hensiktsmessig kunne kontrolleres for å sikre mot eventuell lekkasje. Ved målestasjoner som ikke er kontinuerlig i bruk trenger ikke innløpsventil til målerør å være av blokkerings og avblødningstype dersom avstengning er mulig på annen måte. Fireveis ventil skal utstyres med automatisk lekkasjeovervåking. 26 Krav til rørnormal (olje) Permanent rørnormal skal installeres. Konvensjonelle rørnormaler skal være konstruert slik at det kan etableres fire kalibrerte volum. Ved bruk av kompakt rørnormal skal utstyr for rekalibrering være tilgjengelig på installasjon. Rørnormalen skal konstrueres slik at repeterbarhet ved kalibrering oppfyller det krav at fem kalibreringer i rekkefølge skal falle innenfor et bånd på 0,020% av gjennomsnittlig volum. Statistisk metode med tilsvarende repeterbarhetskrav kan også benyttes. Hvis de fem første påfølgende kalibreringer faller utenfor et bånd på 0,020 % av gjennomsnittlig volum, tillates tre ekstra kalibreringer. Er det også nå umulig å få fem kalibreringer i rekkefølge innenfor et bånd på 0,020 %, må feilsøking utføres før kalibreringssekvens starter på nytt. Utstyr som brukes for kalibrering av rørnormal, skal sertifiseres årlig. Volumet skal sertifiseres ved gravimetrisk metode med referanse til nasjonal norm med usikkerhet bedre enn ± 0.01 %. Antall ledd i kalibreringskjede skal være så få som mulig. Temperatur og trykkmålere som benyttes skal være sertifisert i henhold til nasjonal norm. Rørnormalen skal kunne kalibreres på bruksstedet. 27 Krav til turbinmålere (olje) Turbinmålerens linearitetsavvik skal ikke overstige ± 0,25 % i arbeidsområdet (10:1). I det reduserte området hvor turbinmåleren vil bli brukt mesteparten av operasjonstiden, er linearitetskravet ± 0,15 %. Turbinmålernes linearitet og repeterbarhet skal testes i høyeste og laveste del av arbeidsområdet, og i tre punkter naturlig fordelt mellom yttergrensene. 28 Krav til strømningsmåler (gass) a) Krav til måleblende: Diameterforholdet skal ikke overstige 0,60 dersom anerkjent norm gir en strømningskoeffisient med dårligere nøyaktighet ved høyere diameterforhold. 96 Fastsatt av OD 3.juli 1991 When using ultrasonic flow meters, the maximum flow velocity shall not exceed 80% of the maximum rate specified by the vendor. When using ultrasonic flow meters on sales gas metering stations, the metering station shall consist of at least two parallel tubes, each allowing for 100 % capacity. When using ultrasonic flow meters on allocation metering stations, one metering tube could be adequate, provided the requirements as given in section 28 are taken care of. It is the availability of the flow meter which determines whether a solution with one single metering tube can be allowed. Section 25 Requirements for the isolation valves (oil/gas) Each metering run, and prover shall at inlet and outlet be equipped with isolation valves. The valves shall be of the block and bleed type. All the valves which are critical for the integrity of the metering station, shall be conveniently located for verification in order to detect any leakage. Batch type metering stations do not necessarily have to be equipped with block and bleed valves at the inlet of the metering station, if alternative suitable shut off methods are available. Four way valve shall be equipped with automatic leak detection. Section 26 Requirements for the proving system (oil) A permanent prover shall be installed. The conventional prover shall be designed so that four calibrated volumes can be established. If a compact prover is used, equipment for recalibration shall be available in the area of application. The prover shall be designed so that the repeatability during calibration fulfils the requirement that five consecutive trials are within a band of % of the average volume. A Statistical method achieving similar repeatability requirements can also be utilised. When the first five consecutive trials are outside a band of % of the average volume, it is acceptable to carry out three additional trials. If the spread is still outside of % of the average, fault finding shall be undertaken before the calibration sequence is restarted. The equipment used for the calibration of a pipe prover shall be annually certified. The volume shall be certified by a gravimetric method, traceable to the national standard. The uncertainty of the volumetric measure calibration shall be less than %. The number of steps is the calibration chain shall be minimized. The temperature and pressure devices used shall be certified in accordance with the national standard. The prover shall be available for recalibration at the site of operation. Section 27 Requirements for the turbine meters (oil) The linearity error of the turbine meters shall not exceed % in the working range (10:1). In the reduced range where the turbine will mainly be used, the linearity error shall not exceed %. The turbine meters shall be tested to verify the repeatability and linearity requirements. The test shall be carried out at the highest and at the lowest part of the working range, and at three points distributed between the minimum and maximum values. Section 28 Requirements for the flow meter (gas) a) Requirements for the orifice plate: The diameter ratio shall not exceed 0.60, if the applied standard gives a flow coefficient with less accuracy for higher diameter ratios.

13 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass 97 Fastsatt av OD 3.juli 1991 Tykkelsen på måleblenden skal minst sikre at maksimum dynamisk nedbøyning ikke overskrider 50 % av den totale nedbøyning som tillates i anerkjent norm. Maksimalt differensialtrykk skal ikke forårsake en systematisk tilleggs målefeil på mer enn 0,10 %, som følge av bøyning av måleblenden. Holder for blendeplate og ventiler i nærheten av blendeplate på oppstrømssiden skal være av en slik type at de ikke avgir smørefett eller andre substanser som kan avsette seg på måleblenden eller målerøret ved normal drift. Måleblenden skal kunne skiftes eller tas ut for inspeksjon uten at linjetrykket må senkes. b) Krav til ultralydmåler: Måleren skal ha det antall lydbaner som ved utprøving har vist seg å være nødvendig for å gi en representativ hastighetsmåling for hele rørtverrsnittet ved relevante driftsbetingelser. Alle geometriske dimensjoner i måleren som påvirker måleresultatet, skal være oppmålt med sporbart utstyr, ved kjent temperatur. Materialkonstanter skal oppgis for korreksjon. Måleren skal være utformet og installert slik at oppsamling av urenheter i form av væske og faste partikler foran og rundt transduserne unngås i størst mulig grad. Måleren skal enten ved egen utforming eller ved nødvendig rørarrangement alltid være tilgjengelig for nødvendig vedlikehold. Måleren skal være konstruert slik at måling av tilfredsstillende kvalitet opprettholdes ved bortfall av transduserpar. Ultralydmåleren skal individuelt kalibreres ved et sporbart laboratorium ved prosessbetingelser (strømningshastighet, trykk og temperatur) mest mulig lik de aktuelle operasjonsbetingelser. Effekt av endrede temperatur- og trykkforhold skal være fastlagt. Nullpunktkorreksjon og meterfaktor skal bestemmes. Måleren skal entydig identifiseres, og sertifikat utstedes. Ultralydmåleren skal testes i øvre og nedre del av området, samt i tre punkter naturlig fordelt mellom disse. Fem repetisjoner skal gjøres i hvert punkt. Avvik fra referense skal være mindre enn +/- 0,5%, etter at nullpunktkorreksjon og kalibreringsfaktorkorreksjon er utført. Kravet gjelder for strømningshastigheter større enn 5% av maksimum måleområde. Kalibreringsfaktor som fremkommer ved kalibrering skal alltid benyttes. 29 Krav til målerøret (gass) Anerkjent norm skal benyttes til fastsettelse av målerørenes minimum lengder. Målerørene skal være sammensatt og montert på bruksstedet slik at en del av målerøret kan demonteres for inspeksjon av rørets innervegg oppstrøms og nedstrøms av måleblenden. Målerørene skal isoleres oppstrøms og nedstrøms i den lengde som er nødvendig for å hindre varmetransport som kan gi temperaturendring for de instrumentene som gir innsignal til de fiskale beregninger. Målerørets innerflate skal være kontinuerlig uten trinn eller avsatser over en lengde på minst 10 D oppstrøms av blendeplaten. Oppstrøms og nedstrøms trykkuttak skal ligge i samme aksielle plan. Trykkuttakene skal ikke være lavere enn målerørets horisontale akse. Ved bruk av ultralydmålere skal minimum oppstrøms lengde være 10D. Minimum nedstrøms lengde skal være 3D. Det skal videre verifiseres at utforming av rør oppstrøms og nedstrøms av ultralydmåler ikke påvirker måler på en slik måte at overordnede usikkerhetskrav gitt i 16 overskrides. Om det viser seg nødvendig skal strømningsretter av anerkjent type installeres. The thickness of the orifice plate shall at least ensure that the maximum dynamic deflection does not exceed 50 % of total acceptable deflection according to recognised standards. The maximum differential pressure shall not cause a systematic additional measurement error of more than 0.10 % due to the deflection of the orifice plate. The orifice carrier and the upstream valves shall be such as they do not produce lubricating grease or other substances that may be deposited on the orifice or the meter tube at normal operating conditions. It shall be possible to interchange orifice plates without the need to depressurise the line. b) Requirements for the ultrasonic flow meter: The ultrasonic flow meter shall have the number of sound paths which have been proven to be necessary to provide a representative velocity measurement for the cross section during the relevant flow conditions. All geometric dimentions of the ultrasonic flow meter which affect the measurement result shall be measured using traceable equipment, at known temperatures. The material constants shall be available for corrections. The meter shall be designed and installed so that any accumulation of impurities in the form of liquid and solid particles in the proximity of the transducers is avoided. The meter shall either by its own design or by necessary piping arrangement always be available for necessary maintenance. The meter shall be designed so that measurements of acceptable quality can be achieved when one tranducer pair is out of service. The ultrasonic flow meter shall be individually calibrated at a traceable laboratory at process conditions (velocity of flow, pressure and temperature) as simililar to the operational conditions as possible. The influence of variations in pressure and temperature shall be determined. The zero point correction and the calibration factor shall be determined. The meter shall be individually identified, and a certificate shall be issued. The ultrasonic flow meter shall be tested in the upper and lower part of the range, and at three points distributed between the minimum and the maximum values. Five repeats shall be made for each point. When the zero point correction and calibration factor correction are done, the deviation from the reference shall be less than +/- 0,5 %. The requirement applies to velocities above 5 % of maximum range. The calibration factor which derives from the calibration shall always be used. Section 29 Requirements for metering tube (gas) A recognised standard shall be used to determine the minimum lengths of the metering tubes. The metering tubes shall be connected and mounted at the site of operation so that a part of the pipe can be dismantled for inspection of the pipe s inner wall upstream and downstream of the orifice plate. The metering tube shall be insulated upstream and downstream for a distance sufficient to prevent heat transfer which may lead to temperature changes affecting instrument readings for fiscal parameters. The inner wall of the metering tube shall be continuous without steps or offsets for a length of at least 10 diameters upstream of the orifice plate. Upstream and downstream pressure tappings shall be in the same axial plane. The pressure tapping shall not be below the central axis of the meter tube. When using ultrasonic flow meters the minimum upstream length shall be 10 D. The minimum downstream length shall be 3 D. It shall further be verified that the ultrasonic meter is not influenced by the lay out of the piping upstream or downstream in such a way that overall uncertainty requirements laid down in section 16 are exceeded. If it is necessary, flow straighteners of recognised standard can be installed.

14 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass Ultralydmålere må ikke installeres i umiddelbar nærhet av trykk-reduksjonssystemer (ventiler e l) som kan påvirke ultralydsignalene. Det skal utføres en studie som viser at omkringliggende utstyr (oppstrøms og nedstrøms) ikke vil påvirke ultralydsignalene. Det skal settes kvalitetskrav til innvendig kvalitet på målerørene ved ultralydmåling. Ultralydmåler med tilhørende målerør må isoleres oppstrøms og nedstrøms for å redusere temperatugradienter. 30 Krav til strømningsforhold (gass) Ved blendemåling gjelder: Reynolds-tallet basert på rørdiameter skal ikke overstige den øvre grense som fastsettes av anerkjent norm. Differensialtrykket skal ikke overstige 50 kpa, (500 mbar). 98 Fastsatt av OD 3.juli 1991 The ultrasonic flow meter must not be installed in the immediate vicinity of pressure reduction systems (valves etc.), which may affect the ultrasonic signals. An evaluation shall be carried out which shows that surrounding equipment (both upstream and downstream), will not affect the ultrasonic signals. When doing ultrasonic measurement, quality requirements for the inner quality of the metering tubes shall be determined. The ultrasonic flow meter with associated metering tube shall be insulated upstream and downstream in order to reduce themperature gradients. Section 30 Requirements for the flow profile (gas) Requirements for the orifice measurement: Reynolds number shall not exceed the upper limit set by the applied standard. The differential pressure shall not exceed 50 kpa (500 mbar). KAP VI UTFØRELSE AV MÅLESYSTEMETS INSTRUMENTDEL 31 Plassering av givere (olje/gass) Trykk og temperatur skal måles i hvert målerør. Ved oljemåling skal trykk og temperaturmåling utføres ved innløp og utløp av konvensjonell rørnormal. Densitet skal måles i hvert målerør eller av to målere plassert ved målestasjonens innløp eller utløp slik at de gir representativ densitet. Densitometeret må installeres slik at representativ densitetsmåling oppnås. Trykk og temperatur må måles i umiddelbar nærhet av densitometeret. For oljemålestasjoner for lasting av tankskip kreves ikke kontinuerlig densitets måling. Ultralydmåling krever at temperatur, trykk og eventuelt densitet utføres etter samme retningslinjer som ved blendemåling. 32 Instrumentrør (olje/gass) Instrumentrør som forbinder målerørets trykkuttak med giver, skal være kortest mulig. Giverne skal ved gassmåling plasseres høyere enn trykkuttak, og instrumentrørene skal ha kontinuerlig fall mot trykkuttak. Ved oljemåling skal giverne plasseres lavere enn trykkuttak. Instrumentrørene skal ha kontinuerlig stigning mot trykkuttak. 33 Generelt om målesløyfene (olje/gass) Signalene fra giverne skal overføres slik at målefeilene blir minst mulig. Overføring skal skje via færrest mulig signalomformere. Målesløyfene skal holdes atskilt fra den øvrige instrumentering på bruksstedet. Signalkabler og andre deler av målesløyfene skal utføres og monteres slik at de ikke påvirkes av magnetiske felt. Målesløyfene skal kontrolleres månedlig. Total usikkerhet i avlest verdi fra datamaskinen, skal ikke overstige krav gitt i ved det normale variasjonsområdet for kabinett temperaturen. Total usikkerhet vil bestå av bidrag fra giver, signaloverføringsutstyr og datamaskin. Sertifikat som angir kritiske parametere relatert til elektronikk og transdusere skal utstedes. Når testcelle benyttes skal fortrinnsvis trykk og temperatur være så like driftsbetingelsene som mulig. CHAPTER VI DESIGN OF THE INSTRUMENT PART OF THE METERING SYSTEM Section 31 Location of sensors (oil / gas) Pressure and temperature shall be measured in each of the metering tubes. When metering oil, the pressure and temperature shall also be measured at the inlet and outlet of the pipe prover. Density shall be measured in each of the metering pipes, or by two densitometers mounted at the inlet or outlet of the metering station in such a manner that they provide representative density. The density measurement device shall be installed so that representative measurements are achieved. Pressure and temperature shall be measured as close as possible to the density measurement. On batch loading stations continuous density measurement is not required. The ultrasonic flow measurement requires that temperature, pressure and if applicable density measurement are to be carried out according to the same guidelines as applicable to conventional orifice measurement. Section 32 Impulse lines (oil/gas) The impulse lines connecting the meter tube s pressure tapping and transmitter shall be as short as possible. When metering gas the sensor shall be mounted at a higher level than the pressure tapping, and the impulse line shall have a downward gradient towards the pressure tapping. When metering oil the transmitter shall be mounted lower than the pressure tapping, and the impulse line shall have an upward gradient towards the pressure tapping. Section 33 General requirements for the instrument loops (oil/gas) Signals from sensors shall be transmitted so that errors are minimised. Transmission shall pass through the least possible number of signal converters. The instrument loops shall be segregated from other types of equipment in the area of use. Cables and other parts of the instrument loops shall be designed and installed so they will not be affected by electromagnetic fields. The instrument loops shall be checked monthly. Total uncertainty in the value displayed on the computer shall not exceed the requirements stipulated in sections within the normal temperature range of the equipment cabinets. Total uncertainly is the sum of uncertainty values for measuring device, transmitter, transmission lines and the computer. A certificate indicating the critical parameters related to electronic and transducers shall be issued. When a test cell is

15 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass 99 Fastsatt av OD 3.juli 1991 used, the pressure and temperature shall be as similar to the operational conditions as possible. 34 Målesløyfe for trykk (olje/gass) I målesløyfe for trykk skal måleusikkerhet for hele sløyfen inkludert kalibreringsdrift per måned være mindre enn +/- 0,30 % av maksimalt kalibreringstrykk. 35 Målesløyfe for temperatur (olje/gass) I målesløyfe for temperatur skal platina motstandselementet være i henhold til anerkjent norm. Måleusikkerhet for hele sløyfen, inkludert kalibreringsdrift per måned skal være mindre enn ± 0,30 C i det temperaturområdet målingene skal foretas. Måleelementet skal ha en måleusikkerhet bedre enn ± 0,20 C. 36 Målesløyfe for densitet (olje/gass) Anerkjent norm skal benyttes ved installasjon av densitetsmålere. I målesløyfe for densitet skal måleusikkerheten for hele sløyfen, inkludert kalibreringsdrift, per måned være mindre enn ± 0.30% av målt verdi. Densitetsmålere som benyttes ved oljemåling skal ha en spesifisert måleusikkerhet bedre enn 0,50 kg/m 3. Densitet for gass skal beregnes i datamaskin og benyttes dersom densitetsmålingen faller ut. 37 Målesløyfe for primærsignal (gass) For måleblender er differensialtrykket primærsignalet. I målesløyfe for differensialtrykk skal måleusikkerheten for hele sløyfen, inkludert kalibreringsdrift per måned være mindre enn ± 0,30 % av maksimalt differensialtrykk. Differensialtrykkmålere som benyttes skal ha en måleusikkerhet bedre enn 0,10 % av maksimalt differensialtrykk. Minimum to differensialtrykk målere må innstalleres, for gjensidig overvåking. For ultralydmålere er signaler til og fra de akustiske transdusere primærsignalet. Kritiske parametere relatert til elektronikk og transdusere skal bestemmes.. Kvaliteten på det elektriske signalet som representerer den akustiske pulsen som registreres må kunne verifiseres ved automatisk kontrollprosedyre i instrumentet eller ved tilkopling av eksternt utstyr. Transduserne skal være identifisert ved serienummer e l, plassering i målerhus etc. Dedikert sertifikat hvor kritiske parametere er gjengitt, må medfølge. 38 Omforming av signal fra analog til digital form (olje/gass) Oppløsning av A/D omformer skal være bedre enn + 0,010 %, av full skala. Total feil i analog til digital omforming, inkludert oppløsning, lineraritet, repeterbarhet skal maksimalt være + 0,020 % av full skala. 39 Montering av kontrollinstrumenter (olje/gass) Det skal være tilkoplingsmuligheter for kontroll instrumenter til samtlige givere som gir signal som brukes i beregningsalgoritmene for målesystemet. 40 Miljøkontrollerte rom (olje/gass) Instrumenter som er følsomme overfor temperatursvingninger eller andre miljøfaktorer, skal plasseres i et rom eller et kabinett der en har kontroll over miljøet. Section 34 Pressure circuit (oil/gas) The uncertainty of the complete pressure circuit, including any drift over a period of one month, shall not exceed +/ % of maximum calibrated pressure. Section 35 Temperature circuit (oil/gas) The temperature measuring element shall be a platinum resistance element in accordance with recognised standards. The uncertainty for the complete loop, including any drift over a period of one month, shall not exceed C over the temperature range of the measurements. The uncertainty of the temperature measuring element shall not exceed C. Section 36 Density circuit (oil/gas) The density measurements shall be in accordance with a recognised standard. The uncertainty of the complete density circuit, including any drift over a period of one month shall not exceed % of measured value. The density measuring device used for oil shall have a vendor specified uncertainty which not exceeds 0.50 kg/m³. Back up density for gas shall be calculated in the computer and be activated when the online density measurement is outside its preset limits. Section 37 Instrument loop for primary signal (gas) In respect of orifice plates, the differential pressure is the primary signal. The uncertainty of the complete differential pressure loop, including any drift over a period of one month, shall not exceed % of maximum differential pressure. The uncertainly of the differential pressure transmitters shall not exceed 0.10 % of maximum differential pressure. A minimum of two differential pressure transmitters shall be installed to monitor each other. With regard to ultrasonic flow meters, the signals between the acoustic transducers are the primary signals. Critical parameters related to electronic and transducers shall be determined. It shall be possible to verify the quality of the electric signal which represents the acoustic pulse by automatic monitoring procedures in the instrument or by connecting external test equipment. The transducers shall be identified by serial number or similar, location in the meterhouse etc. A dedicated certificate stating critical parameters shall be attached. Section 38 Conversion of a signal from analog to digital form (oil/gas) The resolution of the analog to digital converter shall be better than % of full scale. Total error in analog to digital conversion including resolution, linearity, repeatability and other random errors shall not exceed % of full scale. Section 39 Installation of monitoring instruments (oil/gas) It shall be possible to connect monitoring instruments to measure the performance of all sensors which provide input parameters to the fiscal algorithms. Section 40 Environmentally protected rooms (oil/gas) Instruments sensitive to temperature or other environmental factors shall be installed in a room or enclosure allowing control of these factors.

16 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass 100 Fastsatt av OD 3.juli Prøvetakingsutstyr (olje/gass) Prøvetakingsutstyr skal være av automatisk type og konstrueres i henhold til anerkjent norm. Prøvetakingen skal være mengdeproposjonal. Det skal i tillegg være mulighet for manuell prøvetaking. Uttak for prøvetakingsutstyr for gass skal installeres minimum 20 D nedstrøms av nærmeste bend. For oljemåling skal om nødvendig utstyr for homogenisering installeres oppstrøms av uttak for prøvetakingsutstyr. Innhold i prøvetakingsutstyr skal analyseres etter anerkjent norm. 42 Overføring av pulssignal fra turbinmåler (olje) Turbinmåler skal være utstyrt med to sendere for generering av uavhengige pulstog. Komparatorutstyr for pulstogene skal installeres. Utstyret skal konstrueres i henhold til anerkjent norm. Section 41 Sampling equipment (oil/gas) The sampling equipment shall be of automatic type and be designed in accordance with recognised standards. The samples shall be flow proportional. In addition, equipment for manual sampling shall be provided. The sampling probe for gas sampling shall be installed at least 20 Diameters downstream of the nearest bend. When measuring oil, adequate mixing equipment shall, if necessary, be installed upstream of the sampling probe. The content of the sampling equipment shall be analyzed in accordance with recognised standards. Section 42 Pulse transmission system for turbine meter (oil) The turbine meter shall be equipped with two pick-ups for generating independant pulse trains. Comparator equipment for monitoring the pulse trains shall be installed. The equipment shall be designed in accordance with recognised standards. KAP VII UTFØRELSE AV MÅLESYSTEMETS DATAMASKINDEL 43 Utførelse av datamaskindelen (olje/gass) Datamaskindelen skal ikke ha andre funksjoner enn dem som er knyttet til målesystemet. Datamaskindelen kan bestå av flere digitale datamaskiner. I de tilfeller hvor flere maskiner brukes, skal det klart defineres hvor de ulike arbeidsoppgaver blir utført. Den datamaskindel som utfører de fiskale kalkulasjonene, skal være knyttet til den del som samler og distribuerer målesignaler fra målestasjon, på en slik måte at feilkilder minimaliseres. Datamaskindelen skal bygges opp slik at maksimal hydrokarbonstrøm kan måles, selv om det oppstår svikt innenfor en enkelt del av datamaskindelen. Den del av datamaskindelen som utfører administrative oppgaver som rapportering, lagring mv., behøver ikke dupliseres om utstyr av alminnelig anerkjent type benyttes. Datamaskindel skal kunne verifisere krav gitt i Ved utprøving av systemet for pulsoverføring fra turbin målere skal det være mulig å lese antall pulser direkte eller som turbinmålers kalibreringsfaktor. Manuelt innlagte parametere skal gjengis uten sløyfing av siffer eller avrunding. Datamaskindelen skal være oppbygd slik at mengder registrert under kalibrering blir registrert separat, og uavhengig av målte mengder. Oppløsningen ved visuell avlesning skal være god nok til at en enkelt kan kontrollere krav til regnenøyaktighet i 47 bokstav e). En hvilken som helst indikert verdi skal om nødvendig kunne gjengis med minst åtte gjeldende siffer. Dette skal gjelde i de ulike parameteres arbeidsområde, samt inntil + 10 % av max/min verdi. Tall for akkumulerte fiskale kvanta både for det enkelte målerør og for målesystemet totalt skal lagres i elektroniske lagerenheter (filer) og i telleverk, i den tidsperiode som anses nødvendig. Filene skal være sikret slik at de ikke kan nullstilles eller endres om ikke et spesielt sikringssystem følges. CHAPTER VII DESIGN OF THE COMPUTER PART OF THE METER- ING SYSTEM Section 43 General requirements for the computer part (oil/gas) The computer part of the metering system shall have no functions other than those associated in the metering. The computer part may consist of a number of digital computers. In such a case, the locations where the different tasks are performed should be clearly defined. The part of the computer performing the fiscal calculations shall be connected to the part that collects and distributes measurement signals from the metering station in a manner such that errors are minimised. The computer part shall be designed in such a way that maximum oil/gas flow can be measured even if failures occur within any level of the computer part. The part of the computer which deals with administrative tasks such as reporting, storing etc. need not be duplicated if equipment of a generally accepted standard is used. The computer part shall be capable of verifying the requirements given in section When testing the system for pulse transmission from the turbine meters, it shall be possible to read the pulses received by the computer part directly or as a turbine meter calibration factor. Manually entered parameters shall be displayed without rounding off or truncation of digits. The computer part shall be designed so that during calibration the amounts shall be registrated separately and independently of measured amounts. The resolution on the visual display shall be sufficient to verify the requirements for calculation accuracy given in section 47, item e), of this regulation. Any displayed value shall if necessary be presented by 8 significant digits. This shall be valid in the normal range of any parameter and + 10 % of this value. The computer part shall include electronic means for storing accumulated fiscal quantities for each meter run and the total metering system. These figures shall also be stored in back up counters. The figures shall be stored for the time period which is regarded as necessary. The files shall be secured in such a way that they can not be zeroed or altered unless a special security method is followed.

17 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass 101 Fastsatt av OD 3.juli Sikkerhet mot feil og tap av data (olje/gass) Datamaskindelen skal i størst mulig grad være utstyrt med interne, automatiske kontrollfunksjoner. Disse funksjonene skal sikre at datautstyret til enhver tid og på ethvert nivå fungerer korrekt. Datamaskinens beregningsalgoritmer og faste parametere med betydning for beregning av fiskale kvanta skal ha en beskyttelse som umuliggjør direkte inngrep i fastlagte regneprogrammer uten at et etablert sikringsystem følges. Informasjon om sikringsystemet skal fremlegges for Oljedirektoratet før målesystemet settes i drift. Programutgave i bruk skal dokumenteres med versjonnummer. Endring av versjonnummer skal skje ved enhver endring av permanente programkoder. Det skal være mulig å bestemme nåværende programversjon direkte fra skjerm eller rapporter. Datalinjer mellom ulike deler av datamaskinen skal kontrolleres ved teknikker i henhold til anerkjent norm. 45 Administrative funksjoner (olje/gass) Datamaskindelen skal blant annet dekke følgende funksjoner: - Lagring av fiskale kvanta for det enkelte målerør og målesystemet totalt. - Alarmrapportering (jf 46). - Start av turbinmåler kalibrering med tilhørende rapportering (olje). - Månedslagring av målte parametere og data for akkumulerte kvanta for hvert målerør. Mulighet for utskrift av slike data (jf 46). - Kommunikasjonsmuligheter via skjerm, skrivere og tastatur. - Styring av prøvetakingsutstyr. 46 Utskrifter og automatisk logging (olje/gass) Datamaskindelen skal automatisk logge og via en skriver for rapporter og en separat skriver for tilhørende alarmer (eller ved hensiktmessig prioriteringsrutine via en skriver) fremskaffe blant annet følgende informasjon: a) Alarmer for de feil i systemet som datamaskindelen detekterer. b) Innsatte parametere i datamaskindel som kan endres ved operatørinngrep. Om man benytter fast innsatt verdi istedenfor signal fra målesystem, skal dette angis visuelt på utskrift. c) Kvantumsrapporter. d) Rapport for kalibrering av turbinmåler mot permanent rørnormal. Alle variable data som behøves for manuell kontroll av datamaskindelens beregnede kalibreringsfaktor skal inngå i rapporten. Rapporten skal også inneholde alle korreksjonsfaktorene som inngår i beregningen av kalibreringsfaktoren, (olje). e) Momentanverdi ( 47 a) for hydrokarbonstrøm og på alle innsignaler fra målesløyfene. f) For hvert målerør og totalt skal det automatisk logges og lagres i 1 eller 2 og 24 timers intervaller: kumulative kvanta og gjennomsnittsverdier av trykk, temperatur og densitet. (Gjelder rørledningstransport). Hensiktsmessig lagringstid for disse data skal etableres. Ved tankskiplasting skal data nevnt i bokstav a), b) og c) skrives ut i rapports form, minimum en gang ved avslutning av hver last. Rapporten i bokstav d) skal skrives ut umiddelbart etter at turbinmålerkalibreringen er foretatt. Section 44 Security against errors and loss of data (oil/gas) The computer part shall, as far as possible be equipped with automatic self diagnostic functions. These functions shall ensure that, at any time and at any level, the computer equipment is operating correctly. The algorithms and fixed parameters important for accurate computation of fiscal quantities shall be secured in a way that makes direct access impossible, without following an established security routine. The Norwegian Petroleum Directorate shall be informed about the security routines before the metering system is put into operation. The present program version or versions, shall be identified by version number. Change of version number shall be implemented every time permanent program data is altered. It shall be possible to determine the present program version directly from VDU or print outs. Data links between separate parts of the computer part shall be checked in accordance with techniques described in recognised standards. Section 45 Administrative functions (oil/gas) The following functions shall also be provided by the computer part: - Storage of accumulated fiscal quantities for each metering tube and the total metering system. - Alarm reports (cf section 46). - Control of turbine meter calibration with necessary reports (oil). - Monthly storage of measured parameters and accumulated quantities for each metering tube. An option for print out of such data (cf section 46). - Communication facilities via VDU, printer and terminal. - Control of sampling equipment. Section 46 Print outs and automatic logging (oil/gas) The computer part shall have dedicated printers for alarms and reports. A common printer for alarms and reports can be used if an acceptable priority routine is established. The computer part shall have provision for automatic logging and reporting of the following information: a) Alarms for any faults detected by the computer part. b) Manually entered parameters on the computer part that can be changed by an operator. Where fixed values are used instead of the live signals this shall be visually identified on the print out. c) Quantity reports. d) Reports for meter proving. All data required for manual checks of the calculated correction factor shall be included on the reports. All correction factors employed and included in the calculation shall be on the print out (oil). e) Instantaneous values (section 47 a) for flow rate and all signals from the instrument loops. f) The computer shall, for each meter run, automatically log and store, at intervals of 1 or 2 hours and 24 hours: Cummulated quantities and average values of pressure, temperature and density (pipeline transport). Storage retention time for these data shall be specified. For metering system used for tanker loading, data according to item a),b) and c),shall be on print out, at least at the end of a batch. The report mentioned in item d) shall be printed immediately after the proving is complete.

18 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass 102 Fastsatt av OD 3.juli Datamaskinens opplegg for beregning av fiskale kvanta (olje/gass) Algoritmene i datamaskindelens beregningsrutiner for fiskale kvanta skal oppfylle krav gitt i henhold til anerkjent norm. Datamaskindelen skal videre oppfylle følgende: a) Tidsintervallet mellom datamaskindelens lesning av målesystemets innsignaler skal ikke være større enn 1 sekund. For parametere med lengre responstid, dvs. for tetthet og temperatur skal tidsintervallet mellom innlesningene ikke være større enn 5 sekunder. Intervallet mellom hver syklus for beregning av momentan hydrokarbon strøm skal være mindre enn 10 sekunder. b) I de tilfeller der intervallet mellom beregningene strekker seg over flere sykluser for lesning av innsignaler, skal gjennomsnittverdier av innsignaler benyttes til beregning. Gjennomsnittverdien for densitet og differensialtrykk (gass) skal beregnes fra kvadratrotverdiene av innleste verdier. c) Datamaskindelens beregningsalgoritmer for turbinmålers kalibreringsfaktor og for volum ved referansebetingelser skal inneholde alle korreksjonsledd i henhold til anerkjent norm. d) Iterasjonsprosedyre ved gassmåling skal sikre ny iterasjon dersom differansen mellom siste og nest siste utregning av strømningskoeffisient overstiger e) Algoritme og avrundingsfeil ved beregning av fiskale kvanta i datamaskindel skal være mindre enn + 0,001 %. 48 Strømforsyning til målesystemet (olje/gass) Målesystemets datamaskindel skal ha et strømforsyningsystem som er knyttet til en innretnings eller terminals avbruddsfrie kraftforsynings system (UPS). Et automatisk system skal sikre at feil på den strømforsyning som er i drift detekteres med alarm på datamaskin, samtidig som reserve strømforsyning aktiveres. Ethvert skifte fra den ene kilden til den andre skal være slik at det ikke influerer på den normale driften av målesystemet. Strømbrudd må ikke i noe tilfelle kunne forårsake at fiskale tall slettes fra datamaskinens lagringsenhet. Section 47 The computer routines for fiscal measurement calculations (oil/gas) The computer routines for fiscal measurement calculation shall fulfil the requirements detailed in the applied standards. The computer routines shall further include the following: a) The time interval between the computer responding to changes of the metering system s input signals shall not be greater than 1 second. Parameters having longer response time, such as density and temperatures, should not exceed a response time of 5 seconds. The interval between each cycle for computation of instantaneous flow shall be less than 10 seconds. b) Where the interval between the calculations extends over several updates of input data, the mean value of the input data shall be used in the computations. The mean values for density and differential pressure (gas) shall be calculated from the square roots of the field values. c) The algorithms for calibration factor and volume at reference conditions shall contain all correction factors as defined in recognised standards. d) The iteration procedure, when metering gas, shall ensure that a new iteration of flow coefficient is carried out if the difference between the two last flow coefficient computations exceeds e) Algorithm and unintentional rounding off errors for computations of fiscal quantities in the computer part shall be less than %. Section 48 Power supply to the metering system (oil/gas) The metering system shall have a power supply connected to the facilitie s uninteruptable power supply (UPS). An automatic system shall ensure that faults on the power supply are immediately detected as an alarm in the computer part. Such faults shall cause automatic change over to the back up system. Any shift from the one power source to the other shall be carried out in such a manner that the normal operation of the metering system is not affected. A power fault shall not in any case be able to cause loss of fiscal figures. KAP VIII PRØVING, KALIBRERING OG KONTROLL FØR MÅLESYSTEMET TAS I BRUK 49 Generelt (olje/gass) Kontrollene som beskrives i dette kapitlet, skal utføres på følgende stadier: a) Før målesystemet forlater byggeplassen. b) Etter montering på bruksstedet, dvs umiddelbart før målesystemet tas i bruk. Plan for de ulike aktiviteter og detaljbeskrivelse av de kontroller som er beskrevet i dette kapitlet skal sendes til Oljedirektoratet. Oljedirektoratet skal ha anledning til å være til stede og bevitne kritiske tester. De punkter Oljedirektoratet ønsker å bevitne, skal være uttestet før Oljedirektoratet bevitner. Varsel om tidspunkt skal gis Oljedirektoratet minst tre uker før kontrollene finner sted. Ultralydmålere for gass skal testes individuelt i et sporbart laboratorium i henhold til krav i 28. Turbinmålere for hydrokarboner i væskefase skal testes i testeanlegg for å verifisere at krav gitt i 27 kan oppfylles. CHAPTER VIII TESTING, CALIBRATION AND COMMISSIONING OF THE METERING SYSTEM PRIOR TO START UP. Section 49 General (oil/gas) The tests described in this chapter shall be carried out in the following order: a) Before the metering system leaves the manufacturer. b) After installation at the place of use, immediately prior to start up. A plan for the various activities, and a detailed description of the tests mentioned in this chapter, shall be forwarded to the Norwegian Petroleum Directorate. Those activities which the Norwegian Petroleum Directorate wish to witness should be verified prior to the Norwegian Petroleum Directorate witnessing. Notice of tests shall be sent to the Norwegian Petroleum Directorate at least 3 weeks before testing commences. Ultrasonic flow meters for gas shall be individually tested at a traceable laboratory according to the requirements in section 28. Turbine meters for hydrocarbons in liquid phase shall be tested in a test facility to verify that the requirements laid down in section 27, can be achieved.

19 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass 103 Fastsatt av OD 3.juli Instrumentprøving (olje/gass) Oljedirektoratet kan kreve at instrumenter som er kritiske for målesystemets nøyaktighet og hvor nøyaktighet ikke anses tilstrekkelig dokumentert, skal verifiseres under kontrollerte betingelser i et laboratorium. 51 Kalibrering av rørnormal (olje) Rørnormalens volum skal kalibreres: a) Før prøving og kontroll av målesystemet på byggeplassen. b) Umiddelbart før målesystemet tas i bruk på bruksstedet. Krav til kalibrering av rørnormal er gitt i Kontroll av målesløyfer (olje/gass) Målesløyfenes nøyaktighet skal kontrolleres. Alle deler av målesløyfene skal være kalibrert før kontrollmålingene. Kalibreringsskjema i utfylt stand skal være tilgjengelig. Avlesning for kontroll av målesløyfenes nøyaktighet skal foretas ved visuell avlesning av signal i datamaskindel. Om det anses hensiktsmessig kan giver eller føler utelates og erstattes med signalgenerator (jf 34-38). 53 Kontroll av analog til digital omforming (olje/gass) Det skal utarbeides prosedyre for testing av A/D omformer for minimum tre testpunkter slik at nøyaktighetskrav gitt i 38 kan kontrolleres. 54 Prøving med væskestrøm gjennom målesystemet på byggeplass (olje) Det ferdigmonterte målesystemet skal på byggeplassen prøves med væskestrøm. 55 Kontroll av målesystemets utførelse av turbinmålerkalibrering på byggeplassen (olje) Målesystemets turbinmålerkalibrering skal utprøves på byggeplassen. Minst en kalibrering skal gjennomføres med ven-tiler manuelt betjent fra kontrollromspanel eller lokalt panel. 56 Kontroll av automatisk beregning av kalibreringsfaktor (olje) De beregninger som skal utføres i henhold til 55, skal kontrollberegnes manuelt. Dette gjelder både meterfaktor for den enkelte prøving og den gjennomsnittsverdi som beregnes automatisk av de fem etterfølgende enkeltkalibreringer innenfor det tillatte variasjonsområdet. 57 Kontroll av datamaskin (olje/gass) For hvert enkelt målerør skal det utføres kontroll av datamaskindelen for å verifisere at de ulike funksjonene er operative. For alle uavhengige programrutiner skal det kontrolleres at beregninger utføres med lik eller bedre nøyaktighet enn den som er fastsatt i 47 e). Integrasjonsnøyaktighet skal kontrolleres for minst tre verdier, maksimal og minimal hydrokarbonstrøm og en verdi mellom de nevnte yttergrenser. Section 50 Instrument testing (oil/gas) The Norwegian Petroleum Directorate may require that, for instruments critical to the accuracy of the metering system, where the accuracy of the instruments is not considered to be sufficiently well documented, that the accuracy shall be verified in a controlled laboratory environment. Section 51 Calibration of the meter prover (oil/gas) The prover volume shall be calibrated: a) Before the metering system leaves the manufacturer. b) Immediately prior to start up at the place of operation. The requirements for the original and subsequent calibration are given in section 26. Section 52 Check of the instrument loops (oil/gas) The accuracy of the instrument loops shall be regularly checked. Each part of the loop shall be inspected before the loop checks are carried out. Completed calibration forms shall be available. The accuracy of the instrument loops shall be checked using the display reading of the visual signal from the computer part. If convenient, the licensee may use a signal generator instead of the original transmitter (cf sections 34-38). Section 53 Check of the a/d converter (oil/gas) A procedure for testing the A/D converter shall be prepared. It shall include at least 3 test points such that the accuracy requirement of section 38 can be verified. Section 54 Flowtesting of the metering system on liquid at the site of manufacture (oil) The assembled metering system shall be flow tested on liquid at the manufacturer s workshop. Section 55 Testing of the metering system s arrangement for calibrating turbine meters at the manufacturer s site (oil) The metering system s arrangement for automatic turbine meter calibration shall be tested at the manufacturer s site. At least one calibration shall be carried out by operating the valves either from the control room panel or from a local panel. Section 56 Check of the automatic calculation of the calibration factor (oil) The calculations required by section 55, shall be checked by manual calculation. This shall be done both for the meter factor for the individual trials and for the average value which is calculated for the five consequtive trials within the predetermined range. Section 57 Testing of the computer part (oil/gas) The computer part shall be tested for each metering tube to verify that the different functions are operational. Each independant program routine, shall be verified to be in accordance with, or better than, the accuracy stated in section 47 e. The integration accuracy shall be checked over at least three values, maximum and minimum hydrocarbon flow and one value at mid range.

20 Forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass KAP IX MÅLESYSTEMET I BRUK 104 Fastsatt av OD 3.juli 1991 CHAPTER IX THE METERING SYSTEM IN OPERATION 58 Prosedyrer og personell (olje/gass) Før målesystemet tas i bruk skal rettighetshaveren utarbeide og innsende til Oljedirektoratet prosedyrene for betjening og kalibrering av målesystemet (jf 10, pkt 3). Disse prosedyrene skal ivareta at målesystemet vedlikeholdes til den norm det er konstruert i henhold til, og tilfredsstille bestemmelsene i dette kapitlet. Rettighetshaveren skal påse at betjening, kalibrering og kontroll utføres av kvalifisert personell (jf 6). Oljedirektoratet skal årlig informeres om det program rettighetshaveren planlegger for aktiviteter beskrevet i dette kapitlet. 59 Manuell logging (olje/gass) Prosedyren skal foreskrive at alle aktiviteter og hendelser som angår målesystemet, dokumenteres. 60 Kalibreringsdokumenter (olje/gass) Prosedyren skal inneholde trinnvis beskrivelse av fremgangsmåte ved kalibrering, og skjema for utfylling av kalibreringsresultater. Alle slike skjemaer skal være utformet slik at feil før og etter eventuell kalibrering fremgår. Alle kalibreringsrapporter skal være tilgjengelige for inspeksjon på bruksstedet i ett år fra kalibreringstidspunktet. 61 Driftskrav for rørnormalen (olje) Rørnormalen skal ha en repeterbarhet som er slik at en sekvens av fem etterfølgende enkeltkalibreringer faller innenfor et bånd på 0,020% av enkeltkalibreringenes gjennomsnittlige volum. Rørnormalens volum skal rekalibreres årlig. Prosedyren for utførelse skal være i henhold til anerkjent norm. (jf 26). Rørnormalvolumet skal også rekalibreres dersom det er grunn til å anta at volumet har endret seg. 62 Driftskrav for strømningsmålere (olje/gass) a) Turbinmålerne skal kunne kalibreres mot den permanente rørnormalen med en repeterbarhet slik at en sekvens av fem etterfølgende enkeltkalibreringer faller innenfor et bånd på 0,050 % av gjennomsnittlig kalibreringsfaktor. Kalibreringsfaktoren for turbinmålere skal ligge innenfor kontrollgrensene i henhold til anerkjent norm. Turbinmålere som installeres etter overhaling eller utskifting skal umiddelbart testes for å verifisere at de oppfyller krav til linearitet og repeterbarhet. b) Ultralydmålerne skal kontrolleres etter opptrykking før de settes i drift, for å verifisere lydhastighet og nullpunkt for hver enkelt lydbane. Avviksgrenser for de ulike parametere må bestemmes før eller så snart som mulig etter oppstart. 63 Driftskrav for datamaskindel (olje/gass) Det skal etableres en tilfredsstillende rutine for å sikre at kritiske data regelmessig kopieres og arkiveres som reserve, i tilfelle uregelmessigheter med data i bruk. Section 58 Procedures and personnel (oil/gas) The licencee shall, prior to placing the metering system into operation, prepare and send to the Norwegian Petroleum Directorate, procedures for the operation and calibration of the metering station (cf section 10.3). These procedures shall ensure that the measurement system is maintained to the standard to which it is designed and satisfies the requirements of this chapter. The Licensee shall ensure that operation, calibration and verification are carried out by competent personnel (c.f. Section 6). The Norwegian Petroleum Directorate shall be informed annually of the Licensee s schedule for the activities described in this chapter. Section 59 Manual logging (oil/gas) The procedures must ensure that all activities and events which influence the measurement system are documented. Section 60 Calibration documents (oil/gas) The procedures shall contain a step by step description of the sequence of the various calibrations, and include standardised forms for calibration results. These forms shall be arranged such that the errors before and after any adjustment are evident. All calibration reports shall be available for inspection at the site of the calibration for a period of one year after the calibrations have taken place. Section 61 Operating requirements for the prover (oil) The meter prover shall have a repeatability to permit it to be calibrated with a sequence of 5 consequtive trials, where the difference between the highest and the lowest volume does not exceed % of the average volume. The meter prover volume shall be recalibrated annually. The procedure for the calibration shall be in accordance with recognised standard (cf section 26). The meter prover shall also be recalibrated if it is evident that a change of prover volume has taken place. Section 62 Operating requirements for flow meters (oil/gas) a) The turbine meters shall have a repeatability such that they can be calibrated against the permanent meter prover with a sequence of 5 consecutive runs, where the difference between the highest and the lowest calibration factor does not exceed % of the average calibration factor. The calibration factor for the turbine meters shall be validated by control limits according to a recognised standard. Newly installed turbine meters shall immediately be tested to verify that they fulfil the requirements of this regulation for linearity and repeatability. b) After being pressurised before being put into operation, the ultrasonic flow meters shall be checked to verify velocity of sound and zero point for each individual sound path. Deviation limits for the varoius parameters shall be determined prior to or as soon as possible after the meters are put into service. Section 63 Operating requirements for the computer part (oil/gas) An acceptable routine shall be established to ensure that critical data is regularly copied and archived as back up, to identify any irregularity in the data in use.