Naturgass Gassmåling NTNU 9. nov 2006

Transkript

1 Naturgass Gassmåling NTNU 9. nov 2006 v/ Endre Jacobsen Fagleder fiskalmåling og feltallokering

2 Innhold Introduksjon Hvorfor måle gass og hvor måles den? Måleprinsipper for gassmåling Aktører Utforming og bygging av målesystem Utfordringer

3 Målebehov i ulike deler av transport - / verdi-kjeden av brønnstrøm; av samlestrøm subsea på innstallasjon separatormålinger, CO 2 -avgift fra felt / innstallasjon til transportsystem terminal internt i transportsystem salgspunkt til kunde (exit)

4 Allocation of gas and condensate - principle

5 Economic aspects of metering Value of information Hardware costs Operating costs

6 Metering uncertainty and cost

7 Transportsystem for gass på norsk sokkel 6600 km rørledningsnett Gassco operatør 81 milliarder Sm3 (2005) 0,5 % målefeil tilsv. ca 600mill 1,50 NOK/Sm3

8 Måling i transportsystem bestemme levert energimengde (masse x brennverdi) analysere aktuell kvalitet; hydrokarbon- og vann-doggpunkt CO 2 H 2 S - brennverdi, wobbe index, etc Må sikre at betingelser i kontrakter og nasjonale krav i distribusjonsnett blir oppfylt.

9 Gassco konsekvenser for måling Nå: selskapsbaserte salg (Selger vs. kjøper) Booking av kapasitet i entry / exit punkter faste tariffer for booking av kapasitet på ulike punkter tariffering iht booket kapasitet nominerte mengder = leverte mengder ingen eierskapsallokering i tørrgass-systemet fiskal måling / analyse på alle entry / exit punkter

10

11 Gassmåling prosessanlegg Gass levert til eksport ref transport (entry punkt) Dedikert måling knyttet til produksjon av satelittfelt CO 2 avgift 78 øre pr Sm3 gass (2005-sats); separate fuel og fakkel målesystemer; Stat C. ca Sm3/d fuel Sm3/d flare (ca 170 mill NOK/år) norsk sektor ca 3 milliarder kr Massebalanse over anlegget (plattformen); monitorere ytelse og GOR (gas oil ratio) gassinjeksjon Brønntesting mot test separator; dvs rate mot brønnhodetrykk & kalibrering av våtgassmålere Regulering av prosess (nivåkontoll i separator og scrubber, kompressor anti-surge, sjekk av utstyrs ytelse)

12 Måling av LNG; ref Snøhvit LNG skipes som flytende gass ved 160 degc i spesialbygde tankere måling av LNG for kjøp/salg utføres ved nivåmåling av mengde i skipstank (kuletank eller rektangulær) iht industrinorm nivåmåling 2 uavhengige systemer (hovedsystem: radar) temperaturmåling minimum 5 nivåer pr. tank oppmålt og sertifisert tankvolum analyse av produktet (hovedsakelig metan)

13

14 Aktører innen fagområdet norsk sokkel Myndigheter Oljedirektoratet + Justervesenet definerer tekniske og funksjonelle krav til fiskale målesystem via egne forskrifter samt nytt EUdirektiv for væskemålesystemer godkjenner evt forenklinger basert på kost/nytte vurdering tilsyn med virksomheten Gassco operatørselskap eid av staten; Arkitekt-rolle, administrer kapasitet, gir adgang til transportsystemer vha objektive og ikke-diskriminerende betingelser. Transportsystem infrastruktur eies av Gassled. Rettighetshavere og driftsoperatører (Hydro, Statoil, Conocophillips, ExxonMobil, Shell, ENI, Total, BP... ) Leverandør- og kontraktørindustrien Test laboratorier (K-lab, IKM-lab, Teknologisk Institutt),

15 Komponenter og funksjoner i et målesystem Flow element Akseptabel rørkonfigurasjon Trykk, temperatur, densitet Prøvetaking / analyse Datamaskin-del Operasjon, vedlikehold og kalibrering

16 Grunnleggende tekniske behov sikre sporbarhet; ved hjelp av kalibrering av del-komponenter dokumentere at måleusikkerhet er innenfor gitte krav (+/- 1% for gass): funksjonell sammenheng mellom input og resultat etableres usikkerhet i alle delbidrag evalueres mhp fordelingsfunksjon (vanligvis normalfordeling) kvantifisere delbidrag bestem evt usikkerhetsbidrag som er korrelerte -> finn korrelasjonskoeffisient kalkuler kombinert standard usikkerhet (1 sigma); bruk gitte summeringsregler for ikke korrelerte og korrellerte usikkerhetsbidrag beregn relativ expanded usikkerhet (2 sigma dvs 95 konfidensnivå) for prosessen

17 Måleprinsipp for mengdemåling av gass Ultralyd; kompakt og ny teknologi, følsom for ventilstøy Differansetrykk; konvensjonelt, lav turndown Orifice; ISO 5167, følsøm for strømningsprofil Venturi; ISO 5167, V-Cone; korte oppstrøms strekk ( Turbinmeter; konvensjonelt, Coriolis; ny teknologi, liten kapasitet, måler direkte i masse

18 Blendeplate, venturi og V-cone Trykkfall over en restriksjon i røret V-cone Formlene for trykkfallet er forskjellige for alle tre målerne. Prinsippet er det sammen for alle tre målerne venturi blendeplate

19 Orifice måling ISO 5167

20 Orifice Trykkprofil

21

22 Turbinmåler Måler volumstrøm ved aktuelle betingelser Rotor er opplagret på en mest mulig friksjonsfri måte. Rotasjonenfrekvens er proposjonal med gasshastighet igjennom måler Rotasjonen detekteres vha magnetpunkter på rotorblad som generer spenningspulser i detektor på rørveggen. Må kalibreres mot kjent referanse på laboratorium. Følsom for skitt og partikler i gassstrømmen

23 Ultralydmåler Måler tiden en ultralydspuls buker medstrøms og motstrøms gjennom gassen. Pulsen kan gå rett over eller reflekteres på rørveggen Gasshastighet og lydhastighet gitt som v = Lp 1 1 a 2cosφ t AB t BA God kapasitet og turndown, kan dekke behovet fra 3 til 4 blende plater Takler rare innløpsprofiler mye bedre enn blendeplate og turbin. C= Lp t AB t BA

24

25 Algorithm For A Chordal Multipath USM Chord Location V m = R 0.309R 0.309R 0.809R Weight W A B C D

26 Data Calculation Summary Measure transit times Calculate individual chord velocities Weight chord velocities Calculate average flow velocity Calculate average volume flow rate Convert to m 3 /hour 2 L V = 2 X. V Q = Weight A = Weight B = Weight C = Weight D = i = 1 = V V ( r ) W i i i πd. 4 Q (m 3 s -1 ) x 3600 = Actual Volume Flow rate (m 3 /hour) t t t. t i

27 Five path matrix combination

28 Coriolismeter emersonprocess.com

29 Orifice + dokumentert i standard + generelt akseptert + lav kost + ingen bevegelige deler + behøver ikke flowkalibrering + ikke temp / trykk begrenset + mekanisk robust - følsom for pulserende flow - lav turndown - høyt trykkfall - flow profil sensitiv - ikke selvrensende - kan blir ødelagt ved høy flow - følsom for væskepartikler

30 Turbinmeter + lav usikkerhet over stort område + generelt akseptert + medium kost + enkel interface mot computer - krever flowkalibrering - relativt høyt trykkfall - bevegelige deler, må smøres - tåler ikke partikler / våt gass - kan ødelegges ved for høy rate

31 Ultralyd måler + lav usikkerhet over stort område + selvdiagnose muligheter + ingen bevegelige deler - krever normalt flowkalibrering - kan påvirkes av ventilstøy - kan ha trykk / temepratur begrensing + ikke trykkfall + høy kapasitet + mulighet for bi-direksjonal bruk

32 Coriolis måler + gir direkte masserate + kan kalibreres ved vann og brukes på gass + ikke følsom for strømningsprofil - høyt trykkfall - følsom for crosstalk og eksterne vibrasjoner nær operasjonsfrekvens - maksikmalt 6 10 størrelse + bi-direksjonal bruk

33 Kriterier for valg av måleprinsipp Føringer gitt i avtaler, myndighetskrav og normer (standarder) Hva er det egentlige behovet? (masse? volum? energi?) Kapasitet og turndown Prosessbetingelser (P, T, risiko for kondensering evt væskeinnhold,) Tilgjengelighetskrav, risiko for og frekvens for evt kortvarig nedstengning Krav til måleusikkerhet Kost / nytte vurdering Ubemannet drift?, fjerntliggende anlegg? subsea? Diverse: CO 2 innhold; kan være problemer ifm ultralyd; følsomhet for våtgass

34 ODs Forskrifter for fiskale målesystemer prinsipper - krav Total måleusikkerhet; for gass < +/- 1% (massebasis) inkluderer: komponenent, sløyfe, kalkulasjon, kontrollintervall Dokumentere total måleusikkerhet; basert på komponent delusikkerhet (Trykk, temperatur, Flow element, Densitet Vedlikeholdsprogram Dokumentasjon Internkontroll Kompetanse (bl.a v/ ansvarlig på brukerstedet) Prosedyrer og krav Tilsyn og revisjon (OD, internt, partnere)

35 Spesifikasjoner og krav basert på: NORSOK / ISO Underlag ifm innkjøp, Funksjonelle krav, operasjonelle krav, krav til testing osv Detaljerte krav til uforming og løsning Kalibrering av komponenter

36 Hovedaktiviteter fram til leveranser av målesystemer Gjennomføre kost nytte vurdering tidlig; estimere økonomisk risiko ved evt forenklet måling (dvs større måleusikkerhet) Avklare i partnerskapene aksept for forenklet måling Definere målekonsept ifm PUD / PAD (Søknad til myndighetene); Videre modning av prosjekt i FEED fase av engineering kontraktor Prosjekt på anbud til kontraktor Utarbeide forespørselsunderlag, anbud på målesystem og valg av underleverandør Sikre overenstemmelse mot krav og forskrifter underveis (testing, dok. gjennomgang, Dokumentere ferdig system og klargjøre for drift (prosedyrer, dataflyt, opplæring

37

38

39 KVITEBJØRN GASSMÅLEPAKKE 2 x millsm3/d ca 40 tonn

40 KVITEBJØRN GASSMÅLEPAKKE Instrumentseksjon Ultralydmåler FMC MPU 1200

41 Hovedutfordringer utvikle kompakte og vektbesparende konsepter redusere vedlikehold, integrerte operasjoner mot land, selvdiagnose, sikre robuste og kvalifiserte løsninger dokumentere sporbarhet i målingene gasskvalitetsbestemmelse forenkling av systemer (våtgass måling direkte fra brønn)

42 Oppsummering Hvorfor måle gass og hvor måles den? Ulike regimer for gassmåling Måleprinsipper for gassmåling Regelverk og standarder Utforming og bygging av målesystem

43 Takk for meg...

44 Referanser (Coriolis prinsipp) (Oljedirektoratet) (generelt om transportsystemer) (NORSOK I-104) (norsk forening for olje og gassmåling) (interaktivt kurs)