TPG 4140 Naturgass 9. september 2004 NTNU GASSMÅLING. Endre Jacobsen.

Transkript

1 TPG 4140 Naturgass 9. september 2004 NTNU GASSMÅLING Endre Jacobsen

2 Innhold Introduksjon Hvorfor måle gass og hvor måles den? Ulike regimer for gassmåling Måleprinsipper for gassmåling Regelverk og standarder Utforming og bygging av målesystem Utfordringer Hvordan organisert i Statoil Oppsummering

3 Introduksjon Leverandører Prosjektering / Avtaler - partnere Konseptutvikling - kost/nytte Drift -støtte - prosedyrer Måling Tilsyn - revisjoner bygging av systemer Teknologiutvikling -testing Standardisering -ISO/ Norsok

4 -Transportsystemer for gass - Produksjon fra norsk sokkel: ca 75 milliarder Sm3 gass pr år -0,5% målefeil tilvarer ca 300 mill NOK

5 Hvorfor gassmåling? rørledning og transport Salgsmåling, eks ilandføring av norsk gass i Tyskland, Belgia og Frankrike. Underlagt strenge krav fra nasjonale myndigheter, selger-, kjøper- og transportør Allokeringsmåling i rørledningsnett for å bestemme andel av gass ved salgspunkt, eks måling av alle innstrømmer til ulike soner oppstrsøm salgsmålepunkt. For tørrgass: f.eks ut av Kolsnes, ut av Kårstø, ut Sleipner, ut Heimdal For rikgass: f.eks fra Statfjord, fra Gullfaks, fra Åsgard, Mengde og kvalitetsmåling av gassen ifm blanding av ulike kvaliteter (Draupner)

6

7 Hvorfor gassmåling? prosessanlegg Gass levert til eksport ref transport Dedikert måling knyttet til produksjon av satelittfelt CO 2 avgift 76 øre pr Sm3 gass; separate fuel og fakkel målesystemer; Stat C. ca Sm3/d fuel Sm3/d flare (ca 170 mill NOK/år) Massebalanse over anlegget (plattformen); monitorere ytelse og GOR gassinjeksjon Brønntesting vha test separator; dvs fastlegge ytelse sfa BHT og choke-åpning Regulering av prosess (nivåkontoll i separator og scrubber, kompressor anti-surge)

8 Brukere av måletall Mengde- / energi-bestemmelse ved salg Beregning av CO 2 -avgift Input til eierskapsallokering Rapportering til myndigheter, rørledningsoperatør og partnere Drift og operasjon av transportsystemer for optimal drift av anlegg (f.eks Kårstø) Drift og operasjon for sikre on-spec gass ved leveringspunkt Reservoir enhet tilknyttet felt. (Sikre optimal produksjon, oppdatere reservoirmodell)

9 Simulert strømingsprofil

10 Typiske komponenter og funksjoner i et målesystem Flow element Akseptabel rørkonfigurasjon Trykk, temperatur, densitet Prøvetaking / analyse Operasjon, vedlikehold og kalibrering

11 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

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

13 Orifice måling ISO 5167

14 Orifice Trykkprofil

15

16 Turbinmåler Måler volumstrøm Rotor er opplagret på en mest mulig friksjonsfri måte. Rotasjonen er prop. med volumstrømmen i røret Rotasjonen detekteres vha magnetpunkter på rotorblad som generer spenningspulser i detektor på rørveggen. Må kalibreres. Følsom for skitt og partikler i gassstrømmen

17 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 blende og turbin. C= Lp t AB t BA

18

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

20 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

21 Ultrasonic Signal Transmission

22 Five path matrix combination

23 Typical Noise Mitigation Piping Design

24 Coriolismeter rheonik.de

25 Coriolismeter emersonprocess.com

26 NORSOK STANDARD FISCAL MEASUREMENT SYSTEMS FOR HYDROCARBON GAS I-104 Rev. 2, June 1998

27 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

28 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

29 Ultralyd måler + lav usikkerhet over stort område + selvdiagnose muligheter + ingen bevegelige deler - krever normalt flowkalibrering - kan påvirkes av ventilstøy - kan ha T /P begrensing + ikke trykkfall + høy kapasitet + bi-direksjonal bruk

30 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

31 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

32 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)

33 NORSOK / ISO Underlag ifm innkjøp, Funksjonelle krav, operasjonelle krav, krav til testing osv Detaljerte krav til uforming og løsning Kalibrering av komponenter

34 Hovedaktiviteter fram til leveranser av målesystemer Kost nytte vurdering tidlig i prosjektet; hvor mye penger står på spill ved evt forenklet måling (dvs større måleusikkerhet) Evt avklare i partnerskapet 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

35

36 KVITEBJØRN GASSMÅLEPAKKE 2 x millsm3/d ca 40 tonn

37 KVITEBJØRN GASSMÅLEPAKKE Instrumentseksjon Ultralydmåler FMC MPU 1200

38

39 Hovedutfordringer utvikle kompakte og vektbesparende konsepter redusere vedlikehold, integrerte operasjoner mot land, selvdiagnose, robuste og kvalifiserte løsninger dokumentere sporbarhet i målingene gasskvalitetsbestemmelse for å sikre krav til brennverdi, CO2, etc forenkling av systemer (våtgass måling direkte fra brønn)

40 Metering i Statoil Prosjektmiljø (tidligfase, nye prosjekter til oppstart, konsern-krav, rammeavtale, standarisering) Driftsmiljø land (fagansvarlig for anlegget; inkl modifikasjoner og prosedyrer, kvalitetskontroll etc.) Veldikehold og drift på anlegget (Ansvarlig på brukerstedet, sikre daglig operasjon og kvalitet på målinger) Fagnettverk som for å ivareta erfaring på tvers

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

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

43 Standard og normer AGA 7 Measurement of gas by turbine meters -AGA Transmission Measurement Committee Report No. 7. AGA 8 Compressibility factors of Natural Gas and other related hydrocarbon gases, AGA Transmission Measurement Committee Report No. 8. AGA 9 Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters; AGA Transmission Measurement Committee Report No. 9. AGA 10 Speed of sound in Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases AGA 11 Measurement of Natural Gas by Coriolis Meter ASTMD 1945 Analysis of natural gas by gas chromatography IP PMM VII Continuous Density Measurement ISO 5024 Measurement - Standard reference conditions ISO Measurement of fluid flow by means of pressure differential devices inserted in circular cross-section conduits running full Part 1: General principles and requirements. Part 2: Orifice plates Part 3: Nozzles and Venturi nozzles Part 4: Venturi tubes ISO 6976 Natural gas - Calculation of calorific values, density, relative density and Wobbe index from composition ISO Guidelines for the application of the ISO 9001 to the development, supply and maintenance of software. ISO 9951 Measurement of gas flow in closed conduits - Turbine meters ISO Natural Gas Sampling Guidelines ISO Performance evaluation of on line analytical systems ISO Measurement of fluid in closed conduits - Guidance to the selection, installation and use of Coriolis meters (mass flow, density and volume flow measurement) ISO Natural gas - Calculation of compression factor Part 1-3