Regulations relating to measurement of fuel and flare gas for calculation of CO 2

373 Forskrift om brensel- og fakkelgassmåling Fastsatt av OD 12. august 1993 Forskrift om brensel- og fakkelgassmåling ved beregning av CO 2 -avgift i petroleumsvirksomheten. Fastsatt av Oljedirektoratet 12. august 1993 med hjemmel i lov 21. desember 1990 nr 72 om avgift på utslipp av CO 2 i petroleumsvirksomheten på kontinentalsokkelen, 5 (jf Nærings- og energidepartementets delegeringsvedtak 27. desember1990) og forskrift til lov om petroleumsvirksomhet, kgl res 28. juni 1985 47 jf 48, (jf Nærings- og energidepartementets delegeringsvedtak 25. november 1992), jf lov 29. november 1996 nr 72 om petroleumsvirksomhet 11-1 siste ledd og forskrift til lov om petroleumsvirksomhet, kgl res 27. juni 1997 74. Sist endret 25. februar 1998. Regulations relating to measurement of fuel and flare gas for calculation of CO 2 tax in the petroleum activities. Issued by the Norwegian Petroleum Directorate 12 August 1993 by virtue of Act 21 December 1990 no 72 relating to CO 2 tax in the petroleum activities on the Norwegian continental shelf, section 5 (cf. decision on delegation of authority made by the Ministry of Petroleum and Energy, 27 December 1990) and regulations to Act relating to petroleum activities, Royal Decree 28 June 1985, section 47, cf section 48, (cf. decision on delegation of authority made by the Ministry of Petroleum and Energy 25 November 1992), 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 February 1998. INNHOLD CONTENTS FORORD... 375 KAP I - INNLEDENDE BESTEMMELSER 1 Formål... 376 2 Virkeområde... 376 3 Definisjoner... 376 4 Straffebestemmelse... 377 5 Ikrafttredelses- og overgangsbestemmelser... 378 KAP II - ALMINNELIGE BESTEMMELSER 6 Pliktsubjekt.... 378 7 Styringssystem... 378 8 Tilsynsmyndighet... 379 9 Myndighet til å fatte enkeltvedtak m.v... 379 KAP III - INNSENDELSE AV SØKNADER, DOKUMENTASJON OG INFORMASJON 10 Søknad om tillatelse... 379 11 Dokumentasjon... 379 12 Informasjon... 379 KAP IV - GENERELLE BESTEMMELSER OM MÅLING OG MÅLESYSTEMET 13 Generelle krav til virksomheten... 380 14 Verifikasjon... 380 PREFACE... 375 CHAPTER I - INTRODUCTORY PROVISIONS Section 1 Purpose... 376 Section 2 Scope... 376 Section 3 Definitions etc.... 376 Section 4 Penal provision... 377 Section 5 Entry into force and transitional provisions... 378 CHAPTER II - GENERAL PROVISIONS Section 6 Obligated party... 378 Section 7 Management system... 378 Section 8 Supervisory authority... 379 Section 9 Authority to make individual administrative decisions etc.... 379 CHAPTER III - SUBMISSION OF APPLICATIONS, DOCUMENTATION AND INFORMATION Section 10 Application for licence... 379 Section 11 Documentation... 379 Section 12 Information... 379 CHAPTER IV - GENERAL PROVISIONS RELATING TO MEASUREMENT AND THE METERING SYSTEM Section 13 General requirements to the activity... 380 Section 14 Verification... 380

374 Forskrift om brensel- og fakkelgassmåling Fastsatt av OD 12. august 1993 15 Dokumentasjon... 380 16 Usikkerhetsanalyse... 380 17 Kalibrering.... 381 18 Måleenheter... 381 19 Referensebetingelser... 381 20 Føring av gass-strømmen utenom målesystemet.... 381 21 Tilrettelegging for kontroll og kalibrering..... 381 Section 15 Documentation... 380 Section 16 Uncertainty analysis... 380 Section 17 Calibrations... 381 Section 18 Units of measurement... 381 Section 19 Reference conditions... 381 Section 20 By-passing the metering system... 381 Section 21 Arrangement for inspection and calibration... 381 KAP V - UTFØRELSE AV MÅLESYSTEMETS MEKANISKE DEL CHAPTER V - DESIGN OF THE MECHANICAL PART OF THE METERING SYSTEM 22 Utførelse av målesystemet... 381 23 Målesystemets arbeidsområde.... 382 24 Avstengingsventiler (brenselgass)... 382 25 Krav til strømningsforhold... 382 KAP VI - UTFØRELSE AV MÅLESYSTEMETS INSTRUMENTDEL 26 Plassering av givere.... 382 27 Instrumentrør... 382 28 Generelt om målesløyfene... 382 29 Målesløyfe for ultralydføler... 382 30 Målesløyfe for turbinmåler... 382 31 Målesløyfe for trykk... 382 32 Målesløyfe for temperatur... 383 33 Målesløyfe for densitet... 383 34 Målesløyfe for differentialtrykk... 383 35 Montering av kontrollinstrumenter... 383 36 Miljøkontrollerte rom... 383 37 Prøvetakingsutstyr... 383 KAP VII - UTFØRELSE AV MÅLESYSTEMETS DATAMASKINDEL 38 Utførelse av datamaskindelen...... 383 KAP VIII - PRØVING, KALIBRERING OG KONTROLL FØR MÅLESYSTEMET TAS I BRUK 39 Generelt.... 384 40 Instrumentprøving... 384 41 Kontroll av mekanisk del... 384 42 Kontroll av målesløyfer... 384 43 Kontroll av datamaskindel... 384 KAP IX - MÅLESYSTEMET I BRUK 44 Generelt... 385 45 Prosedyrer og personell... 385 46 Avviksrapportering... 385 47 Manuell logging... 385 48 Kalibreringsdokumenter... 385 49 Driftskrav til mekanisk del... 385 50 Driftskrav til instrumentdel... 385 51 Driftskrav til datamaskindel... 385 52 Kontroll av signaloverføring... 386 Veiledning til forskrift om brensel- og fakkelgass måling ved beregning av CO 2 -avgift mv... 387 Section 22 Design of the metering system... 381 Section 23 Operating range of the metering system... 382 Section 24 Shutoff valves (fuel gas)... 382 Section 25 Requirements relating to flow profile... 382 CHAPTER VI - DESIGN OF THE INSTRUMENT PART OF THE METERING SYSTEM Section 26 Location of sensors... 382 Section 27 Impulse lines... 382 Section 28 Instrument loops - general... 382 Section 29 Instrument loop - ultrasonic sensors... 382 Section 30 Instrument loop - turbine meters... 382 Section 31 Pressure circuit... 382 Section 32 Temperature circuit... 383 Section 33 Density circuit... 383 Section 34 Differential pressure circuit... 383 Section 35 Installation of monitoring instruments... 383 Section 36 Environmentally protected rooms... 383 Section 37 Sampling equipment... 383 CHAPTER VII - DESIGN OF THE COMPUTER PART OF THE METERING SYSTEM Section 38 Design of the computer part... 383 CHAPTER VIII - TESTING, CALIBRATION AND COMMISSIONING OF THE METERING SYSTEM PRIOR TO START UP Section 39 General... 384 Section 40 Instrument testing... 384 Section 41 Testing the mechanical part... 384 Section 42 Testing the instrument loops... 384 Section 43 Testing the computer part... 384 CHAPTER IX - THE METERING SYSTEM IN OPERATION Section 44 General... 385 Section 45 Procedures and personnel... 385 Section 46 Deviation reporting... 385 Section 47 Manual logging... 385 Section 48 Calibration documents... 385 Section 49 Operating requirements mechanical part... 385 Section 50 Operating requirements instrument part... 385 Section 51 Operating requirements computer part... 385 Section 52 Signal transmission check... 386 Guidelines to regulations relating to measurement of fuel and flare gas for calculation of CO 2 tax etc.... 387

375 Forskrift om brensel- og fakkelgassmåling Fastsatt av OD 12. august 1993 FORORD Forskriften gir bestemmelser om måling av brensel og fakkelgass og innkreving av tilhørende avgifter i petroleumsvirksomheten. Forskriften legger til rette for Oljedirektoratets tilsyn med virksomheten. Det er utarbeidet 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 juridisk bindende. Veiledningen er derfor ikke til hinder for tekniske eller operasjonelle løsninger, såfremt det kan dokumenteres at løsningene innfrir forskriftens krav til totalnøyaktighet. 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 spesifikt, henvises det til anerkjente normer. PREFACE These regulations apply to the measurement of fuel and flare gas and the belonging taxes in the petroleum activities. These regulations provide for the Norwegian Petroleum Directorate s supervision of the activities. 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 legally binding. Consequently the guidelines shall not constitute an obstacle to select other technical or operational solutions than those suggested in the guidelines, providing documentation can be produced to show that the chosen solutions fulfill the requirements of the regulations for total system uncertainty. The guidelines refer to specific international standards, other standards with similar or more stringent requirements may be used. When technical requirements for the equipment or the systems are not specifically mentioned any recognised international standards may be used.

376 Forskrift om brensel- og fakkelgassmåling Fastsatt av OD 12. august 1993 KAP I INNLEDENDE BESTEMMELSER 1 Formål Forskriftens formål er å sikre at nøyaktige målinger ligger til grunn for beregning og rapportering av CO2-avgift. Dette gjøres ved å: a) utdype petroleumslovens og CO 2 -avgiftslovens krav til brensel- og fakkelgassmåling b) trekke opp rammebetingelser hva angår tilrettelegging, planlegging og gjennomføring av virksomheten i henhold til CO 2 -avgiftsloven og petroleumsloven c) stille funksjonelle krav til måleutstyrets tekniske utforming og bruken av det d) utdype den enkelte deltagers plikt til å etterleve krav fastsatt i eller i medhold av lov eller forskrift gjennom iverksettelse av nødvendige systematiske tiltak e) stille krav til hvorledes mengder av brensel- og fakkelgass skal rapporteres og dokumenteres f) legge til rette for et hensiktsmessig tilsyn med virksomheten 2 Virkeområde Forskriftens virkeområde er som nevnt i CO 2 - avgiftsloven 2. Forskriften gjelder ved planlegging og prosjektering, bygging og bruk av målesystemer/måleutstyr for bestemmelse og rapportering av mengder benyttet til brensel- og fakkelgass i petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel. Annen brensel enn naturgass, som diesel eller eventuelt olje/kondensat, er ikke regulert av forskrift når det gjelder måleutstyr. Kravene til rapportering av diesel eller olje/kondensat brukt til brensel vil være i henhold til denne forskrift. Vanndamp eller nitrogen som av prosessmessige årsaker medfølger i gassmengder til fakling, kan det gis fradrag for etter søknad. 3 Definisjoner Akkreditering: Akkreditering er en offisiell anerkjennelse av at en organisasjon arbeider i henhold til et dokumentert kvalitetssystem og har demonstrert kompetanse til å utføre nærmere beskrevne oppgaver 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 fagområder. Brensel: Naturgass benyttet til drift av forbrenningsmaskiner (turbiner ol). Olje/kondensat benyttet til drift av forbrenningsmaskiner. Diesel ol benyttet til drift av forbrenningsmaskiner. Bruksstedet: Innretning der målesystemet er i bruk. Byggeplass: Fabrikasjonssted der en eller flere av målesystemets tre hoveddeler fabrikeres, monteres og testes. CO 2 -avgiftsloven: Lov av 21. desember 1990 nr 72 om avgift på utslipp av CO 2 i petrolelumsvirksomheten på kontinentalsokkelen. CHAPTER I INTRODUCTORY PROVISIONS Section 1 Purpose The purpose of these regulations is to ensure that the calculation and reporting of CO 2 tax is based on accurate measurements. This is achieved by: a) supplementing the requirements relating to fuel and flare gas metering as specified in the petroleum Act and in the Act relating to CO 2 tax; b) stipulating general provisions with regard to organization, planning and implementation of the activities in accordance with the Act relating to CO 2 tax and the Petroleum Act; c) stipulating functional requirements for the technical design and operation of the metering equipment; d) defining in detail the duties of each individual participant to comply with requirements contained in or stipulated pursuant to acts or regulations through the implementation of necessary systematic measures; e) stipulating requirements with regard to the reporting and documentation of fuel and flare gas quantities; f) providing suitable supervision for the activities. Section 2 Scope The scope of application of these regulations shall be as specified in section 2 of the Act relating to CO 2 tax. These regulations are applicable to planning, design, fabrication and operation of metering systems and metering equipment for the determination and reporting of quantities used for fuel and flare gas in the petroleum activities on the Norwegian continental shelf. Fuel other than natural gas, such as diesel oil or, if applicable, oil/condensate, is not covered by the regulations in respect of the metering equipment. The requirements relating to the quantitive reporting of diesel oil or oil/condensate used for fuel will be in accordance with these regulations. Deduction may on application be made for water vapour or nitrogen which for process related reasons accompany volumes of gas for flaring. Section 3 Definitions etc. Accreditation: A formal recognition by an appointed body that an organization is operating in accordance with the declared documented quality assurance system and that it has demonstrated compliance at all stages of designated approvals. Recognized standard: Guidelines, standards etc which within a professional field are internationally and/or nationally recognized. Acts or regulations which are not directly applicable, but which are utilized to regulate corresponding or neighbouring areas of activity. Fuel: Natural gas used for the operation of combustion machinery (turbines etc.). Oil/condensate used for the operation of combustion machinery. Diesel oil and similar used for the operation of combustion machinery. Location of application: An installation where the metering system is in service. Place of manufacture: Facility where fabrication, assembly and testing of one or more of the three main parts of the metering system takes place. Act relating to CO 2 tax: Act of 21 December 1990 No. 72 relating to CO 2 tax in the petroleum activities on the Norwegian continental shelf.

377 Forskrift om brensel- og fakkelgassmåling Fastsatt av OD 12. august 1993 Datamaskindel: Den delen av målesystemet som består av digitale datamaskiner, og som mottar digitale målesignaler fra analog til digital omformer eller digitale målesløyfer. Fakkel: Naturgass avbrent eller ventilert til atmosfære. Fiskale kvanta: Målte kvanta for avgiftsformål. Giver/føler: Element som reagerer direkte på den størrelsen som skal måles, slik at føleren gir 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 datamaskindel. Kalibrering: Fastleggelse av sammenheng mellom inngangssignal og utgangssignal for et måle-instrument eller apparat. Kontroll: Prosedyre for å få bekreftet at utgangssignalet fra et instrument samsvarer med den sanne verdi. Mekanisk del: Alt mekanisk utstyr som inngår i målesystemet: Målesløyfe: Sammenkopling som omfatter alt utstyr og datalinjer mv fra inngang på føler til visuell gjengivelse i datamaskindel. Målesystem: Sammenstilling av utstyr som benyttes for måling av avgiftsbelagte kvanta. Målesystemet vil normalt bestå av mekanisk del, instrumentdel og datamaskindel. System: Formalisert samling av innbyrdes koordinerte prosedyrer. Omformer/transmitter: Teknisk utstyr som endrer energibærerens karakter. Usikkerhet: Det området hvor den sanne verdi av en målt størrelse kan forventes å ligge med en fastsatt sannsynlighet. 4 Straffebestemmelse Overtredelse av denne forskriften eller vedtak som er truffet i medhold av denne, straffes etter CO 2 -avgiftsloven 6 og straffeloven kap. 3a. Computer part: That part of the metering system which consists of digital computers, and which receives digital metering signals from analogue to digital (A/D) converters or from digital instrument loops. Flare: Natural gas burnt off or vented to the atmosphere. Fiscal quantity: Measured quantity used for calculation of CO 2 tax. Sensor: Device which reacts directly on the condition to be measured, so that it produces a signal which is proportional to the physical condition. Instrument: An assembly comprising of a tansmitter and one or more sensors. The signal from an instrument represents a physical condition. Instrument part: That part of the metering system which is located between the mechanical part and the computer part, i.e. from the sensor to the digital input of the computer part, inclusive. Calibration: Determination of the relationship between an input signal and an output signal for a measuring instrument or a device. Calibration check: The process or procedure of checking an instrument to confirm that its output or registration is in close agreement with the true value measured. Mechanical part: All mechanical equipment included in the metering system. Instrument loop: The assembly of all equipment and computer links etc. from the input sensor to the visual representation in the computer part of the metering system. Metering system: Assembly of equipment used for measuring fiscal quantities. The metering system will normally consist of a mechanical part, an instrument part and a computer part. System: Formalised arrangement of mutually coordinated procedures. Transmitter: Technical device which changes the nature of the measured signal. Uncertainty: The interval within which the true value of a measured quantity can be expected to lie with a stated probability. Section 4 Penal provision Violation of these regulations or decisions made in pursuance of the regulations shall be punishable in accordance with Section 6 of the Act relating to CO 2 tax and to Chapter 3a of the Criminal Code.

378 Forskrift om brensel- og fakkelgassmåling Fastsatt av OD 12. august 1993 5 Ikrafttredelses- og overgangsbestemmelse Denne forskriften trer i kraft 1.10.1993. Forskriften kap I, II, IV (unntatt forskriften 16) og IX skal gjelde for alle brensel- og fakkelgass målesystemer. Forskriften kap III, V, VI, VII, VIII, samt forskriften 16 i kap IV gjelder for måle-systemer/måleutstyr utformet/innkjøpt etter forskriftens ikrafttredelse. Forskriften kap III, V, VI, VII og VIII, samt forskriften 16 i kap IV kan ved enkeltvedtak overfor den enkelte operatør gjøres helt eller delvis gjeldende for eksisterende måleutstyr/- målesystemer jf 9 første ledd. Section 5 Entry into force and transtional provisions These regulations enter into force on 1 October 1993. Chapters I, II, IV (except section 16) and IX of these regulations shall be applicable to all fuel and flare gas metering systems. Chapters III, V, VI, VII, VIII of these regulations, together with section 16 of Chapter IV, shall be applicable to metering systems/metering equipment designed/purchased after the entry into force of these regulations. Chapters III, V, VI, VII, VIII of the regulations, together with section 16 of Chapter IV, can through individual decisions imposed on the individual operator, be made applicable in full or in part to existing metering equipment/metering systems, cf. section 9, first paragraph. KAP II ALMINNELIGE BESTEMMELSER 6 Pliktsubjekt Operatøren 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 operatøren 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. Operatøren har det direkte ansvar for målesystemet i driftsfasen og skal utpeke ansvarshavende. Den ansvarshavende eller den han utpeker, skal være til stede på bruksstedet og ha ansvar for at prosedyrer for betjening, kalibrering og kontroll følges. 7 Styringssystem Operatøren skal sørge for at det blir etablert et styringssystem for å sikre at kravene i denne forskriften blir innfridd. Overordnet ansvar for å føre tilsyn med styringssystemet kan legges til den enhet som er ansvarlig for virksomhetens øvrige styringssystem. Funksjons- og arbeidsområdet for personell som skal føre tilsyn/arbeide med måle-systemene eller tall rapportert herfra, skal fremgå av operatørens organisasjonsplan. Dette personellets plikter og ansvar skal være klart beskrevet. Operatøren skal spesifisere krav til uavhengighet for enkeltpersoner og enheter som deltar i verifisering av tall og kalibreringsrapporter for utstyr omfattet av denne forskriften. Operatøren skal oppdatere styringssystemet på en systematisk og styrt måte. Oljedirektoratet skal orienteres om ajourføringen. Operatøren skal forøvrig sikre at ajourføringen blir gjort forsvarlig kjent internt i egen organisasjon og hos berørte arbeidstakere, entreprenører mv. Operatøren skal påse at erfaringsoverføring blir ivaretatt ved skifte av personell og ved overgang mellom bygge- og driftsfase. Styringssystemet skal dokumenteres for å sikre at gjeldende myndighetskrav etterleves. CHAPTER II GENERAL PROVISIONS Section 6 Obligated party The operator and any other party participating in petroleum activities according to section 2 of these regulations shall ensure that provisions contained in or issued pursuant to these regulations are complied with. In addition the operator is obliged 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 operator has the direct responsibility for the metering system during the operational phase and shall appoint a person to be responsible. The responsible person or a person appointed by him shall be present on the location of application and shall be responsible for ensuring that procedures for operation, calibration and control are complied with. Section 7 Management system The operator shall ensure that a management system is established to ensure that the requirements of these regulations are complied with. Superior responsibility for supervision of the management system may be placed with the unit which is otherwise responsible for the management system established for the activities. Work functions and the scope of responsibility for the personnel who are required to supervise/work with the metering systems or with the quantitive data reported from the systems, shall be identified in the organization plan of the operator. The duties and responsibilities of the said personnel shall be clearly described. The operator shall specify the requirements introduced to ensure the independence of individual persons and units participating in the verification of reported quantities and calibration reports for equipment covered by these regulations. The operator shall ensure that the management system is kept up to date in a systematic and effective manner. The Norwegian Petroleum Directorate shall be informed of such revisions. Furthermore the operator shall ensure that details of the revisions are given adequate publicity within his own organization and that details are made available to employees, contractors etc. concerned with the operation and maintenance of the metering system. The operator shall ensure that transfer of experience is taken care of when there is a change over of personnel and in the transition between construction and the operational phase. The management system shall be documented in order to ensure compliance with applicable statutory requirements.

379 Forskrift om brensel- og fakkelgassmåling Fastsatt av OD 12. august 1993 8 Tilsynsmyndighet Oljedirektoratet fører tilsyn med at bestemmelsene gitt i og i medhold av denne forskrift overholdes. 9 Myndighet til å fatte enkeltvedtak mv Oljedirektoratet kan fatte de enkeltvedtak som er nødvendige for gjennomføringen av bestemmelsene gitt i og i medhold av denne forskriften. I forbindelse med enkeltvedtak kan direktoratet sette vilkår. Oljedirektoratet kan etter søknad fravike bestemmelser i denne forskriften dersom særlige forhold tilsier det. Fravik skal gis skriftlig. Section 8 Supervisory authority The Norwegian Petroleum Directorate shall supervise compliance with the provisions stipulated in or in pursuance of these regulations. Section 9 Authority to make individual administrative decisions etc. The Norwegian Petroleum Directorate may make the individual administrative decisions necessary for the implementation of the provisions stipulated in and by virtue of these regulations. The Directorate may stipulate conditions in connection with individual administrative decisions. Based on an application, the Norwegian Petroleum Directorate may grant an exemption from the provisions stipulated in these regulations if special conditions can be presented to warrant such exemption. Any exemption shall be communicated in writing. KAP III INNSENDELSE AV SØKNADER, DOKUMENTASJON OG INFORMASJON. 10 Søknad om tillatelse Operatøren skal innhente tillatelse fra Oljedirektoratet ved følgende aktiviteter: 1) Utforming/innkjøp av målesystem/måleutstyr. 2) Før målesystemet/måleutstyret tas i bruk på bruksstedet. 11 Dokumentasjon I forbindelse med søknad om tillatelse etter forskriften 10 pkt 1, skal operatøren sende Oljedirektoratet følgende dokumentasjon: 1) Teknisk beskrivelse av målesystemene. 2) Tegninger og oversiktsskjema som viser fysisk plassering av målesystemet i det aktuelle produksjonsanlegget. 3) Tegninger og beskrivelse av funksjoner til utstyr som inngår i målesystemet. 4) Dokumentasjonsliste. 5) Fremdriftsplan (innkjøp/bygging/installasjon). 6) Plan for kvalitetstesting. 7) Beskrivelse av den del av operatørselskapets og leverandørs styringssystem som vedrører denne leveranse. 12 Informasjon Etter at tillatelse i henhold til forskriften 10 pkt 1, er gitt, skal Oljedirektoratet informeres om endringer som påvirker nøyaktighet av brensel- og fakkelgassmålinger. Oljedirektoratet skal videre informeres i tilfeller som er beskrevet i forskriften 13, 39, 45, 46 og 51. CHAPTER III SUBMISSION OF APPLICATIONS, DOCUMENTATION AND INFORMATION Section 10 Application for licence The operator shall obtain a licence from the Norwegian Petroleum Directorate in connection with the following activities: 1) the design/purchase of metering system/metering equipment; 2) prior to initial service/use of the metering system/metering equipment at the designated location. Section 11 Documentation In connection with an application for a licence in accordance with section 10, first paragraph, the operator shall forward the following information to the Norwegian Petroleum Directorate: 1) technical description of the metering systems; 2) drawings and general layout showing the physical location of the metering system in the relevant production facility; 3) drawings, description of functions relating to equipment included in the metering system; 4) list of documentation; 5) progress schedule (purchase/construction/installation); 6) quality surveillance plan; 7) description of the relevant part of the operator s and supplier s management systems which are related to the purchase. Section 12 Information When licence has been granted in accordance with section 10, first paragraph, the Norwegian Petroleum Directorate shall be notified of any alterations that may affect the accuracy of fuel and flare gas measurements. The Norwegian Petroleum Directorate shall furthermore be informed in such cases as described in sections 13, 39, 45, 46 and 51.

380 Forskrift om brensel- og fakkelgassmåling Fastsatt av OD 12. august 1993 KAP IV GENERELLE BESTEMMELSER OM MÅLING OG MÅLESYSTEMET 13 Generelle krav til virksomheten Virksomhet som nevnt i forskriften 2, 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 22) er det vist til anerkjente normer og gitt eksempler på hvordan denne forskriftens krav kan innfris. Dersom det velges alternative løsninger skal det kunne dokumenteres at løsningene oppfyller forskriftens krav. Operatøren skal informere Oljedirektoratet før alternative løsninger velges. 14 Verifikasjon Ved planlegging, prosjektering, innkjøp/bygging og bruk av målesystemer/måleutstyr omfattet av denne forskriften, skal operatøren kunne verifisere at bestemmelsene i forskriften eller enkeltvedtak som er gitt i medhold av den, er oppfylt. Uavhengig verifikasjon av kritiske parametre kan kreves. 15 Dokumentasjon Det skal etableres og opprettholdes et ajourført arkiv som skal inneholde nødvendige spesifikasjoner, beregninger og tegninger vedrørende målesystemet. Arkivet skal også inneholde driftsprosedyrer og annen relevant dokumentasjon. Rapportering av brensel- og fakkeltall for innbetaling av CO 2 -avgift skal skje halvårlig på standard skjema i henhold til mal utgitt av Oljedirektoratet. Operatøren skal arkivere de rapporterte og de målte mengder slik at det kan dokumenteres at disse samsvarer. Om målte tall av tekniske grunner ikke er tilgjengelige, skal rapporterte tall kunne dokumenteres på en beregningsmessig forsvarlig måte. Dieselmengder som er levert til plattform i vedkommende avgiftstermin, skal rapporteres som grunnlag for avgift. Eventuelle fradrag for diesel som ikke benyttes til forbrenning, må dokumenteres. 16 Usikkerhetsanalyse Det skal utarbeides en usikkerhetsanalyse for målesystemet innenfor 95% konfidensnivå i henhold til anerkjent norm. For måling av brenselgass skal den totale usikkerhet i avlest verdi for hele strømningsområdet ikke overstige ± 1,8 %. For måling av fakkelgass skal den totale usikkerhet i avlest verdi for hele strømningsområdet ikke overstige ± 5 %. Om det avvikes fra de krav som forøvrig er gitt i denne forskrift eller den utdyping som er gitt i den tilhørende veiledning, må det dokumenteres at totalusikkerhetsgrenser gitt av denne paragraf overholdes, jf forskriften 9 annet ledd. CHAPTER IV GENERAL PROVISIONS RELATING TO MEASUREMENT AND THE METERING SYSTEM Section 13 General requirements to the activity The activities relating to the metering system as referred to in section 2 of these regulations shall be carried out in accordance with requirements stipulated in or by virtue of these regulations, and in accordance with recognized standards for such activities. In the guidelines (section 22), reference is made to recognized standards and examples are given of how the requirements of the regulations can be complied with. If alternative solutions are chosen, documentation to demonstrate that such solutions comply with the requirements of the regulations shall be available. The operator shall inform the Norwegian Petroleum Directorate before these alternative solutions are selected. Section 14 Verification During the phases associated with the planning, design, purchase/ construction and operation of metering systems/metering equipment covered by these regulations, the operator shall be capable of verifying that the provisions of these regulations or individual administrative decisions made by virtue of the regulations, have been complied with. Independent verification of critical parameters may be required. Section 15 Documentation An updated filing system shall be established and maintained which shall contain necessary specifications, calculations and drawings with regard to the metering system. The file shall also contain operational procedures and other relevant documentation. Reporting of fuel and flare figures for payment of CO 2 tax shall take place every six months using a standard form according to a model issued by the Norwegian Petroleum Directorate. The operator shall file printouts and data sheet containing details of the reported and the measured quantities to enable cross checking of the documentation for conformity to be undertaken. In the event that measured figures are not available for technical reasons, it must be possible to document the reported figures such that they are satisfactory from a calculation point of view. Volumes of diesel oil delivered to the platform during the tax period in question, shall be reported as taxable basis. Deductions, if any, of diesel oil not used for combustion must be documented. Section 16 Uncertainty analysis An uncertainty analysis shall be prepared for the metering system, within a 95 percent confidence level according to recognized standard. For the metering of fuel gas, the total uncertainty of the measured value over the entire operating flow range shall not exceed +/- 1.8 %. For the metering of flare gas, the total uncertainty of the measured value over the entire operating flow range shall not exceed +/- 5 %. If deviations are made from the requirements otherwise stipulated by these regulations or by the elaboration provided in the guidelines to these regulations, it must be documented that the total uncertainty limits stipulated by this section are complied with, cf. Section 9, second paragraph.

381 Forskrift om brensel- og fakkelgassmåling Fastsatt av OD 12. august 1993 17 Kalibrering De komponenter som inngår i målesystemet, og som har betydning for målenøyaktigheten, skal være kalibrert av et kompetent laboratorium. Kontroll av at ovennevnte 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. 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 brensel og fakkelgasstall til Oljedirektoratet skal være i SI-enheter (standard kubikkmeter for naturgass og liter for diesel). 19 Referansebetingelser Standard referansebetingelser for trykk og temperatur skal ved måling av gass være 101.325 kpa og 15 0 C. 20 Føring av gass-strømmen utenom målesystemet Strømmen av gass skal under normale driftsforhold ikke føres utenom målesystemet. 21 Tilrettelegging for kontroll og kalibrering Alle deler av målesystemet, inkludert avstengningsventiler for gass-strømmen, skal være lett tilgjengelige 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. 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 tolerence values shall be carried out regularly by dedicated personnel. If during the calibration check, equipment is found to be outside the given tolerence values, corrections must be carried out by personnel with the necessary qualifications and training or by recalibration at a competent laboratory. 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 analysis shall be carried out by a competent laboratory. Section 18 Units of measurement The metering system shall give readings in SI units. Reporting of fuel and flare gas figures to the Norwegian Petroleum Directorate shall be in SI units (standard cubic meters for natural gas and liters for diesel oil). Section 19 Reference conditions Standard reference conditions for pressure and temperature to which measured volumes of gas will be referred are 101.325 kpa and 15 o C. Section 20 By-passing the metering system The hydrocarbon stream shall not be allowed to bypass the metering system. Section 21 Arrangement for inspection and calibration All parts of the metering system, including shut-off valves for the gas flow, shall be readily accessible so that inspection and calibration can be carried out without difficulty. Locations where calibration and inspections are carried out shall be adequately protected against the weather and against vibrations, so that the requirements of the regulations can be met. KAP V UTFØRELSE AV MÅLESYSTEMETS MEKANISKE DEL 22 Utførelse av målesystemet Målesystemets mekaniske del skal ved måling av brenselgass bestå av utstyr utført i henhold til anerkjent norm. Ved forskriftens fastsettelse er det ingen anerkjent norm for måling av fakkelgass. Fakkelgass målesystemets mekaniske del skal utføres i henhold til de krav som stilles i denne forskriften. De ulike målemetoder som vil kunne benyttes, er omtalt i veiledningen til denne forskriften. Ved utforming av målesystemets mekaniske del skal operatøren påse at krav gitt i forskriften kap III og IV er ivaretatt. CHAPTER V DESIGN OF THE MECHANICAL PART OF THE METERING SYSTEM Section 22 Design of the metering system The mechanical part of the fuel gas metering system shall consist of equipment designed in accordance with recognized standards. With regard to flare gas metering, at the time of entry into force of these regulations there are no recognized standards. The mechanical part of the flare gas metering system shall be designed in accordance with the requirements stipulated in these regulations. The various metering methods that may be used are described in the guidelines to these regulations. During design of the mechanical part of the metering system, the operator shall ensure that requirements stipulated by Chapters III and IV of the regulations are met.

382 Forskrift om brensel- og fakkelgassmåling Fastsatt av OD 12. august 1993 23 Målesystemets arbeidsområde Målesystemet skal kunne måle alle planlagte hydrokarbonstrømmer uten at noen del av måleutstyret opererer utenfor sitt arbeidsområde. 24 Avstengningsventiler (brenselgass) Hvert målerør skal ved innløp og utløp utstyres med avstengingsventiler som hensiktsmessig kan lekkasjetestes. 25 Krav til strømningsforhold Reynoldstallet/gasshastigheten skal ikke overstige den grense som settes for at måleutstyr skal kunne operere innenfor de fastsatte nøyaktighetsgrenser. Section 23 Operating range of the metering system The metering system shall be capable of measuring the full range of planned hydrocarbon flows without any component in the metering system having to operate outside its specified operating limits. Section 24 Shutoff valves (fuel gas) Each meter tube shall at the inlet and the outlet be fitted with shutoff valves which can be expediently leak tested. Section 25 Requirements relating to flow conditions The Reynolds number/gas velocity shall not exceed the limit set to enable metering equipment to operate within the stipulated accuracy limits. KAP VI UTFØRELSE AV MÅLESYSTEMETS INSTRUMENT- DEL 26 Plassering av givere Trykk og temperatur skal måles i hvert målerør, dersom de inngår i de fiskale beregninger. Densitet skal, når den inngår i de fiskale kvantumsalgoritmer, måles i henhold til anerkjent norm eller bestemmes på en slik måte at representativ prøve ligger til grunn for densitetsberegning. 27 Instrumentrør Instrumentrør som forbinder målerørets trykkuttak med giver, skal være kortest mulig. Giverne skal plasseres høyere enn trykkuttak, og instrumentrørene skal ha kontinuerlig fall mot trykkuttak. 28 Generelt om målesløyfene Signalene fra giverne skal overføres slik at målefeilene blir minst mulig. Overføring skal skje via færrest mulig signalomformere. Signalkabler og andre deler av målesløyfene skal utføres og monteres slik at de ikke påvirkes av magnetiske felt. Hele målesløyfene skal testes dvs fra felt instrumentering til avlest signal i datamaskindel. 29 Målesløyfe for ultralydføler Målesløyfe for ultralydfølere skal utføres i henhold til blant annet leverandørs spesifikasjon. 30 Målesløyfe for turbinmåler Målesløyfe for turbinmåler skal utføres i henhold til anerkjent norm. 31 Målesløyfe for trykk I målesløyfe for trykk skal måleusikkerheten for hele sløyfen inkludert kalibreringsdrift i perioden mellom rekalibrering være mindre enn 0,5% av maksimalt kalibreringstrykk. CHAPTER VI DESIGN OF THE INSTRUMENT PART OF THE METERING SYSTEM Section 26 Location of sensors: Pressure and temperature shall be measured in each of the meter tubes, if these parameters are included in the fiscal calculations. Density shall, when included in the fiscal volume algorithms, be measured in accordance with recognized standards, or be determined in such a way that density calculations are based on representative gas composition data. Section 27 Impulse lines Impulse lines connecting the meter tube pressure tappings with the transmitters, shall be as short as possible. Transmitters shall be positioned at a higher level than the pressure tappings, and the impulse line shall have a continuous downwards gradient toward these pressure tappings. Section 28 Instrument loops - general The signals from the sensors shall be transmitted so that measurement errors are minimized. Transmission shall pass through as few signal converters as possible. Signal cables and other parts of the instrument loops shall be designed and installed so that they will not be affected by electromagnetic interference. The instrument loops shall be tested in their entirety, i.e. from field instrumentation to the digital display on the computer part. Section 29 Instrument loop - ultrasonic sensors Instrument loops for ultrasonic sensors shall be designed in accordance with inter alia the supplier s specifications. Section 30 Instrument loop - turbine meter Instrument loops for turbine meters shall be designed in accordance with recognized standard. Section 31 Pressure loop The uncertainty for the entire pressure loop including calibration drift between successive calibrations shall be less than 0,5%, of maximum calibration pressure.

383 Forskrift om brensel- og fakkelgassmåling Fastsatt av OD 12. august 1993 32 Målesløyfe for temperatur I målesløyfe for temperatur skal platina motstandselementet være i henhold til anerkjent norm. Måleusikkerhet for hele sløyfen, inkludert kalibreringsdrift i perioden mellom rekalibreringer, skal være mindre enn ± 0.50 0 C i det temperaturområdet målingene foretas. 33 Målesløyfe for densitet Anerkjent norm skal benyttes dersom densitetsmålere anvendes. I målesløyfe for densitet skal måleusikkerhet for hele sløyfen, inkludert kalibreringsdrift i perioden mellom rekalibreringer, være mindre enn ± 0.30 % av målt verdi. 34 Målesløyfe for differensialtrykk I målesløyfe for differensialtrykk skal måleusikkerheten for hele sløyfen, inkludert kalibreringsdrift i perioden mellom rekalibreringer, være mindre enn ± 0.30 % av maksimalt differensialtrykk. Differensialtrykkmålere som benyttes, skal ha en måleusikkerhet bedre enn 0.10 % av maksimalt differensialtrykk. 35 Montering av kontrollinstrumenter Det skal være tilkoplingsmuligheter for kontrollinstrumenter for de givere som er nevnt i forskriften 29, 30, 31, 32, 33 og 34. 36 Miljøkontrollerte rom Instrumenter som er følsomme overfor temperatursvingninger eller andre miljøfaktorer, skal plasseres i et rom eller et kabinett der en har kontroll over miljøet. 37 Prøvetakingsutstyr Prøvetakingsutstyr skal være i henhold til anerkjent norm. Uttak for prøvetakingsutstyr skal installeres slik at representativ prøve kan innhentes. Avstand til nærmeste oppstrøms forstyrrelse bør være minimum 20 D. Innhold i prøvetakingsutstyr skal analyseres etter anerkjent norm. Section 32 Temperature circuit The platinum resistance element for the temperature circuit shall be in accordance with a recognized standard. The measuring uncertainty for the entire loop, including calibration drift between successive calibrations, shall be less than +\- 0.50 o C over the temperature range applicable to the measurements. Section 33 Density circuit A recognized standard shall be used for the installation of density meters. The accuracy for the complete density circuit including any calibration drift between successive calibrations shall be better than +\- 0.30 percent of the measured value. Section 34 Differential pressure circuit The uncertainty for the entire differential pressure circuit, including any calibration drift between successive calibrations, shall be less than +\- 0.30 % of maximum differential pressure. The uncertainty of the differential pressure transmitters used shall not exceed 0.10% of maximum differential pressure. Section 35 Installation of monitoring instruments It shall be possible to connect monitoring instruments for the sensors mentioned in Sections 29, 30, 31, 32, 33 and 34. Section 36 Environmentally protected rooms Instruments sensitive to temperature or other environmental factors shall be installed in a room or enclosure that provides environmental control. Section 37 Sampling equipment Sampling equipment shall be in accordance with recognized standards. The sampling probe shall be installed such that a representative sample of the process fluid can be collected. The distance to the nearest upstream disturbance should be at least 20 D. Contents of the sampling equipment shall be analysed according to recognized standard. KAP VII UTFØRELSE AV MÅLESYSTEMETS DATAMASKIN- DEL 38 Utførelse av datamaskindelen Den datamaskinen som utfører de fiskale kalkulasjoner skal være knyttet til målesignalene på en slik måte at feilkilder minimaliseres. Datamaskindelen skal ved sløyfesjekker kunne verifisere de krav forskriften kap VI stiller for instrumentering, jf 28 med veiledning. Alle faste innsatte parametere skal enkelt kunne verifiseres. Tall for akkumulerte kvanta skal lagres i datamaskinens minne og i telleverk for den tidsperiode som anses nødvendig. Tallene skal være sikret slik at de ikke kan nullstilles som følge av teknisk eller menneskelig feiloperasjon. Akkumulerte kvanta skal daglig logges automatisk. Alarmer for de feil i systemet som datamaskin detekterer, skal logges automatisk. Algoritmene i datamaskinens beregningsrutiner for fiskale kvanta skal oppfylle krav gitt i henhold til anerkjent norm. CHAPTER VII DESIGN OF THE COMPUTER PART OF THE METER- ING SYSTEM Section 38 Design of the computer part The computer performing the fiscal calculations shall be connected to the measurement signals in such way that errors are minimized. The computer part shall be such that the requirements for loop checks can be complied with as stipulated for instrumentation in Chapter VI, cf. Section 28 with guidelines. All permanently entered parameters shall be readily verifiable. Figures for accumulated quantities shall be stored in the computer s memory and in back-up counters for the time period which is regarded as necessary. The numbers shall be secured in such a way that they cannot be zeroed as a result of technical failure or human error. Accumulated quantities shall be logged automatically every day. Alarms associated with system failures that are detected by the computer shall be logged automatically.

384 Forskrift om brensel- og fakkelgassmåling Fastsatt av OD 12. august 1993 Datamaskinen skal kunne beregne kvanta med en nøyaktighet på 0,10 % eller bedre (A/D omforming er inkludert i dette tallet). Datamaskinens intervall mellom innlesning av måleverdier skal ikke overstige 5 sekunder. Strømbrudd må ikke i noe tilfelle forårsake at fiskale tall slettes fra datamaskinens minne. Datamaskindelen skal være tilknyttet innretningens UPS anlegg. The algorithms used in the computer s computation routines for fiscal quantities shall meet the requirements stipulated in accordance with recognized standards. The computer shall be capable of calculating quantities with an accuracy of 0.10 % or better (A/D conversion is included in this figure). The computer s interval between readings of measured values shall not exceed 5 seconds. In no case must power failure cause deletion of fiscal figures from the computer s memory. The computer part shall be connected to the UPS system of the installation. KAP VIII PRØVING, KALIBRERING OG KONTROLL FØR MÅLESYSTEMET TAS I BRUK. 39 Generelt Kontrollene som beskrives i dette kapittel skal utføres på følgende stadier: 1) Før måleutstyret/målesystemet forlater byggeplassen. 2) Etter montering på bruksstedet, dvs umiddelbart før måleutstyret/målesystemet tas i bruk. Plan for de ulike aktiviteter og detaljbeskrivelse av de kontroller som beskrives i dette kapittel skal sendes Oljedirektoratet. Direktoratet skal ha anledning til å være til stede og bevitne kritiske tester. De tester som Direktoratet ønsker å bevitne, skal være uttestet før Direktoratet bevitner. Varsel om tidspunkt skal gis Oljedirektoratet minst 3 uker før kontrollene finner sted. 40 Instrumentprøving Instrumenter som er kritiske for målesystemets nøyaktighet og hvor nøyaktighet ikke anses tilstrekkelig dokumentert, skal verifiseres under kontrollerte betingelser i et akkreditert laboratorium. 41 Kontroll av mekanisk del De mekaniske delene som anses å være kritiske for målenøyaktighet skal oppmåles, eller om mulig fullskala strømningstestes for å dokumentere kalibreringskurve. Kontrollene skal være sporbare, jf forskriften 17. 42 Kontroll av målesløyfer 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 datamaskin. Om det anses hensiktsmessig kan giver eller føler erstattes med signalgenerator. 43 Kontroll av datamaskindel Det skal utføres kontroll av datamaskin for å verifisere at de ulike funksjoner er operative. For alle uavhengige programrutiner skal det kontrolleres at beregninger utføres med lik eller bedre nøyaktighet enn den som er fastsatt i forskriften kap VII. Integrasjonsnøyaktighet skal kontrolleres for minst tre verdier, maksimum og minimum hydrokarbonstrøm og en verdi mellom de nevnte yttergrenser. CHAPTER VIII TESTING, CALIBRATION AND COMMISSIONING OF THE METERING SYSTEM PRIOR TO START UP Section 39 General The tests described in this chapter shall be carried out in the following stages: 1) before the metering equipment/system leaves the place of manufacture; 2) after installation at the location of application, i.e. immediately prior to start-up. A plan for the various activities and a detailed description of the tests, checks and inspections described in this chapter shall be submitted to the Norwegian Petroleum Directorate. The Directorate shall be afforded an opportunity to be present and witness critical tests. The tests that are designated by the Directorate for validation, shall be verified by the operator prior to the Directorate witnessing. A notice of the time set for the tests shall be given to the Norwegian Petroleum Directorate, this should not be less than 3 weeks before such tests are undertaken. Section 40 Instrument testing Instruments that are critical to the accuracy of the metering system, and where the accuracy is not sufficiently documented, shall be verified in a controlled laboratory environment. The laboratory should be accredited. Section 41 Testing the mechanical part The mechanical parts that are considered to be critical to measurement accuracy shall be measured or if possible be subjected to a full-scale flow test to develop and document calibration curves. The tests shall be traceable, cf. Section 17. Section 42 Testing the instrument loops The accuracy of the instrument loops shall be tested. All parts of the instrument loops shall be calibrated before the loop checks are carried out. Completed calibration forms shall be available. The accuracy of the instrument loops shall be checked by reading the visual signal from the computer. If it is considered expedient, transmitters or sensors may be replaced by a signal generator. Section 43 Testing the computer part The computer shall be tested to verify that the various functions are operative. For all independent program routines it shall be verified that calculations are carried out with an accuracy equal to or better than that which is stipulated in Chapter VII. Integration accuracy shall be checked for at least three points, including maximum and minimum hydrocarbon flow and one value between the said limit values.

385 Forskrift om brensel- og fakkelgassmåling Fastsatt av OD 12. august 1993 KAP IX MÅLESYSTEMET I BRUK 44 Generelt Før målesystemet tas i bruk, skal operatøren ha tilgjengelig et system for kontrollberegning av massebalansen for hydrokarbonstrømmen gjennom prosessanlegget. 45 Prosedyrer og personell Før målesystemet tas i bruk, skal operatøren utarbeide og innsende til Oljedirektoratet prosedyrene for betjening og kalibrering av målesystemet. Disse prosedyrene skal ivareta at målesystemet vedlikeholdes til den norm det er konstruert i henhold til, og tilfredsstiller bestemmelsene i dette kapittel. Operatøren skal påse at betjening kalibrering og kontroll utføres av kvalifisert personell. Oljedirektoratet skal årlig informeres om det program operatøren planlegger for aktiviteter beskrevet i dette kapittel. 46 Avviksrapportering Oljedirektoratet skal informeres ved følgende hendelser: 1) Designendringer som påvirker nøyaktighet av målte kvanta. 2) Feilmåling som følge av at avtalte prosedyrer for drift eller kalibrering av måleutstyr ikke er fulgt. 3) Når måleutstyr av ulike årsaker er ute av drift. 47 Manuell logging Prosedyren skal foreskrive at alle aktiviteter og hendelser som angår målesystemet, dokumenteres. 48 Kalibreringsdokumenter Prosedyren skal inneholde en trinnvis beskrivelse av fremgangsmåte ved kalibrering, og skjema for utfylling av kalibreringsresultater. Alle slike skjema skal være utformet slik at måleavvik før og etter eventuell kalibrering fremgår. Alle kalibreringsrapporter skal være tilgjengelige for inspeksjon på bruksstedet i ett år fra kalibreringstidspunktet. 49 Driftskrav til mekanisk del De mekaniske deler som er kritiske for målenøyaktighet, skal underkastes regelmessig kalibrering. Dette kan enten gjøres med sporbart utstyr på bruksted eller i sporbart laboratorium, jf forskriften 17 og 41. 50 Driftskrav til instrumentdel Kalibrering av alle givere skal foretas regelmessig i henhold til den frekvens som prosedyre foreskriver. Målesløyfene skal kontrolleres med en frekvens bestemt av kvaliteten på utstyret. Kontroll hver sjette måned vil normalt være det lengste kontrollintervall som kan tillates. 51 Driftskrav til datamaskindel 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. CHAPTER IX THE METERING SYSTEM IN OPERATION Section 44 General Before the metering system is introduced into service, the operator shall have for control purposes a system available for the calculation of the mass balance for the hydrocarbon flow through the processing plant. Section 45 Procedures and personnel Before the metering system is put into service, the operator shall prepare and submit to the Norwegian Petroleum Directorate the procedures for operation and calibration of the metering system. These procedures shall ensure that the metering system is maintained to its designed standard, and that it complies with the provisions contained in this chapter. The operator shall ensure that calibration and control is carried out by qualified personnel. The Norwegian Petroleum Directorate shall be informed annually of the programme planned by the operator for the activities described in this chapter. Section 46 Deviation reporting The Norwegian Petroleum Directorate shall be informed in the event of the following: 1) design alterations which affect the accuracy of measured quantities; 2) measurement errors due to non-compliance with agreed procedures for operation or calibration of metering equipment; 3) when the metering equipment is for various reasons inoperative. Section 47 Manual logging The procedure shall ensure that all activities and events affecting the metering system are documented. Section 48 Calibration documents The procedure shall contain a step by step description of the calibration process, and shall include the standard form to be used for calibration results. All such forms shall be drawn up so as to show pre and post calibration data and the associated measurement deviation. All calibration reports shall be available for inspection at the location of application for a period of one year after the time of calibration. Section 49 Operating requirements mechanical part The mechanical parts that are considered to be critical to measurment accuracy shall be subjected to recalibration at regular intervals. This may take place either at the location of application using traceable equipment, or in a traceable laboratory, cf sections 17 and 41. Section 50 Operating requirements instrument part Calibration of all sensors shall be carried out at regular intervals in accordance with the frequency prescribed in the procedure. Instrument loops shall be checked at a frequency determined by the quality of the equipment. Every six months will normally be the maximum time interval permissible between instrument loop checks. Section 51 Operational requirements computer part A satisfactory routine shall be established to ensure that critical data is regularly copied and filed as backup, in the event of irregularities connected with the data in use.

386 Forskrift om brensel- og fakkelgassmåling Fastsatt av OD 12. august 1993 Oljedirektoratet skal informeres minimum 3 uker før endringer i program utføres. Prosedyre skal foreskrive kontroll og om nødvendig kalibrering hvis en får feilmeldinger fra datamaskindelen eller feil oppdages på annen måte. Det skal minst en gang per år utføres en uavhengig verifikasjon av datamaskindelens regnenøyaktighet. 52 Kontroll av signaloverføring Overføring av signaler fra giverne til datamaskindelen skal kontrolleres i forbindelse med kontroll/kalibrering av giverne. The Norwegian Petroleum Directorate shall be informed at least 3 weeks before any programme alteration takes place. The procedures shall prescribe control and, if required, calibration in the event of any error messages from the computer part, or if errors are otherwise detected. An independent verification of the calculating accuracy of the computer part shall be carried out at least once a year. Section 52 Signal transmission check Transmission of signals from the transmitters to the computer part shall be checked as part of the activities associated with the control/ calibration of the transmitters.

Veiledning 387 Forskrift om til brensel- forskrift og om fakkelgassmåling brensel- og fakkelgassmåling Fastsatt Utgitt av OD 12. august 1993 Veiledning til forskrift om brensel- og fakkelgassmåling ved beregning av CO 2 - avgift i petroleumsvirksomheten. Utgitt av Oljedirektoratet 12. august 1993. Sist endret 25. mars 1999. Guidelines to regulations relating to measurement of fuel and flare gas for calculation of CO 2 tax in the petroleum activities. Published by the Norwegian Petroleum Directorate 12 August 1993. Last amended 25 March 1999. Til 1 Formål Ingen kommentarer. Til 2 Virkeområde Denne forskriften gjelder innenfor CO 2 -avgiftslovens virkeområde. Forskriften gjelder ved måling av naturgass benyttet til drift av forbrenningsmaskiner og ved måling av naturgass avbrent eller ventilert til atmosfære. Utslipp av ren CO 2 avgiftsbelegges etter samme avgiftssats som naturgass som benyttes til forbrenning. Forskriften gjelder også ved bruk av diesel til drift av forbrenningsmaskiner. Dieselmengder er avgiftsbelagt for flyttbare innretninger som utfører hjelpefunksjoner for innretninger som produserer olje eller gass (bolig, verksted, boring eller lignende funksjoner). Dieselmengdene skal dokumenteres og rapporteres som nevnt i forskriften 15. Diesel utgjør en relativt begrenset andel av brenselforbruket i petroleumsvirksomheten. Oljedirektoratet har derfor i denne forskriften ikke funnet det hensiktsmessig å detaljregulere hvorledes diesel skal mengdebestemmes. CO 2 -avgiften beregnes per felt/innretning. I henhold til CO 2 - avgiftsloven 5 er det Finansdepartementet som treffer bestemmelser vedrørende avgiftens grunnlag og omfang. Ved oppstart av nye felt har Finansdepartementet bestemt at avgiften begynner å løpe fra det tidspunkt hvor petroleum fra den først produserende brønnen føres inn i innretningens prosessystem. Fra dette tidspunkt vil all brenning av naturgass eller diesel på vedkommende innretning være avgiftspliktig. Ved avslutning av petroleumsvirksomhet har Finansdepartementet bestemt at det for produksjonsinnretninger ikke lenger finner sted utvinning i henhold til CO 2 -avgiftsloven 2 når produksjon av petroleum opphører i forbindelse med nedstengning av felt, dvs når uttappingen av petroleum fra forekomsten opphører og anlegget er fritt for hydrokarboner (kaldt anlegg). For transportinnretninger skal det ikke beregnes CO 2 -avgift etter at innretningens transportfunksjon har opphørt. Boring av produksjonsbrønner fra flyttbare innretninger omfattes ikke av avgiften. Dette med mindre den flyttbare innretning har en direkte tilknytning til en innretning i produksjon (f eks broforbindelse ol). Til 3 Definisjoner Ingen kommentarer. Til 4 Straffebestemmelser Ingen kommentarer. Til 5 Ikrafttredelses- og overgangsbestemmelser De overordnede usikkerhetskrav ved CO 2 -avgiftsmåling er gitt i forskriften 16. En del av målesystemene på innretningene møter ved forskriftens ikrafttredelse ikke disse kravene. Hovedprinsippet ved eventuelle krav om oppgradering av eksisterende målesystemer vil være at nøyaktighetsmessig forbedring på en rimelig måte må kunne relateres til den kostnad som oppgradering medfører. Re Section 1 Purpose No comments. Re Section 2 Scope These regulations are applicable within the scope of application of the Act relating to CO 2 tax. The regulations are applicable to the measurement of natural gas used for the operation of combustion machinery and also to the measurement of natural gas burned off or vented to the atmosphere. Discharge of pure CO 2 shall be taxable according to the same tax rate as natural gas used for combustion. The regulations are also applicable to diesel oil used for operation of combustion machinery. Diesel is taxed for floating installations which undertake service function for installations which produce oil or gas (quarter, workshop, drilling or similar functions) The diesel quantities shall be documented and reported as mentioned in section 15. Diesel constitutes a relativeley limited part of the fuel consumption in the petroleum activities, in consequence the Norwegian Petroleum Directorate has in these regulations considered it to be inappropriate to impose detailed regulations with regard to volume determination of diesel oil. The CO 2 tax is calculated per field/installation. According to the Act relating to CO 2 tax section 5, the Ministry of Finance will make decisions related to the basis and extent of the tax. When putting new fields on stream, the Ministry of Finance have decided that the CO 2 tax starts to run from the time when the first oil is reaching the process train. From this point on, all use of hydrocarbons for fuel or flare will be taxed. When petroleum activities have ceased the Ministry of Finance has decided that in respect of production installations, no further production is deemed to take place according to section 2 of the Act relating to CO 2 tax, when the production of petroleum is terminated in connection with the closing of a field, i.e. when the extraction of petroleum from the deposit is terminated and the structure is free from hydrocarbons (cold structure). With regard to transport appliances no CO 2 tax shall be calculated when the transport function of the appliance has ceased. Drilling of production wells from mobile installations will not be taxed. If the mobile installation, however, has a direct connection to an installation which is in production, then the mobile installation is within the scope of these regulations and the fuel and flare quantities will be subject to CO 2 tax. Re Section 3 Definitions etc. No comments. Re Section 4 Penal provision No comments. Re Section 5 Entry into force and transitional provisions The superior uncertainty requirements with regard to CO 2 tax measurements are stated in section 16. A number of the metering systems on the installations do not at the time of entry into force of the regulations meet these requirements. The basic principle with regard to any requirement for the upgrading of existing metering systems will be that an improvement in accuracy must be seen to be reasonably related to the cost of the upgrade.

Forskrift Veiledning om til brensel- forskrift og om fakkelgassmåling brensel- og fakkelgassmåling 388 Fastsatt Utgitt av OD 12. august 1993 Anvendelse av forskriften kap V, VI, VII og VIII for eksisterende målesystemer/måleutstyr vil skje ved enkeltvedtak overfor den enkelte operatør etter en konkret vurdering av det enkelte tilfellet. Ved installering av nytt måleutstyr på eksisterende innretninger vil forskriftens krav gjelde. Til 6 Pliktsubjekt De plikter som følger av CO 2 - avgiftsloven påhviler etter lovens 4 rettighetshaverne i fellesskap. I henhold til lovens 4 har operatøren det direkte ansvar for utforming/innkjøp og drift av målesystemer med tilhørende rapportering og betaling av CO 2 - avgift. Denne forskriftens bestemmelser vil derfor være adressert til operatøren på vegne av rettighetshaverne. Operatøren skal bl a påse at: a) Personell som utfører oppgaver som angår CO 2 -avgiftsmålingene skal ha nødvendig utdannelse, opplæring, teknisk kunnskap og erfaring for tilfredsstillende å kunne utføre sine oppgaver. b) Det skal være stillingsbeskrivelse for hver stilling som bl a omfatter krav til utdannelse, opplæring, teknisk kunnskap og erfaring. c) Det skal etableres og vedlikeholdes prosedyrer for å identifisere opplæringsbehov og det skal sikres at alt personell er opplært til å utføre sine tildelte oppgaver. Arkiv over kvalifikasjoner, opplæring og erfaring relevant for arbeidet skal etableres og holdes oppdatert for alt personell. Det vil være naturlig at de arbeidsoppgaver som utføres under virkeområdet til denne forskrift, utføres av det samme personell som utfører de arbeidsoppgaver som hører inn under Forskrift for fiskal kvantumsmåling av olje og gass. Til 7 Styringssystem Et styringssystem for denne del av petroleumsvirksomheten skal etableres etter samme retningslinjer som for virksomheten for øvrig. Med krav til uavhengighet menes at kritiske data minimum må verifiseres av to personer i operatørens organisasjon som ved signatur står ansvarlig. For en del data vil det være naturlig at personer som verifiserer er organisert i ulike enheter. Utstyr som benyttes til kalibrering må være sporbart via akkreditert laboratorium. En kvalitetssikringshåndbok for måling skal utarbeides. Denne bør utarbeides etter samme mal som tilsvarende som kreves i henhold til Forskrift for fiskal kvantumsmåling av olje og gass. Til 8 Tilsynsmyndighet Ingen kommentarer. Til 9 Myndighet til å fatte enkeltvedtak mv Forvaltningsloven kap IV og V inneholder nærmere bestemmelser om enkeltvedtak. Loven er tilgjengelig bl a i form av særtrykk fra forlaget Grøndahl & Søn. Etter forvaltningsloven skal forvaltningsorganet (Oljedirektoratet) som hovedregel gi skriftlig forhåndsvarsel om at et enkeltvedtak (f eks pålegg) vil bli fattet. Dette er ikke nødvendig dersom vedtaket er foranlediget av en søknad. Application of chapters V, VI, VII and VIII of the regulations for existing metering systems/metering equipment will be based on individual administrative decisions applicable to each operator following a specific consideration of each individual case. For installation of new metering equipment on existing installations, the requirements stipulated by these regulations will be applicable. Re Section 6 Obligated party The duties pursuant to the Act relating to CO 2 tax rest according to Section 4 of the act on the licensees jointly. According to Section 4 of the Act, the operator has the direct responsibility for the design/purchase and operation of metering systems with associated reporting and payment of CO 2 tax. The provisions of these regulations are consequentely addressed to the operator on behalf of the licensees. The operator shall, inter alia, see that: a) personnel carrying out tasks connected with the CO 2 measurements shall have the necessary education, training, technical knowledge and experience in order to be able to carry out their duties in a satisfactory manner; b) a job description shall be drawn up for each position which inter alia shall specify requirements in respect of education, training, technical knowledge and experience; c) procedures to identify training needs shall be established and maintained, and it must be ensured that all personnel are properly trained to perform their assigned duties. Files shall be established and maintained for all personnel, containing information on qualifications, training and experience relevant for the work. It will be regarded as natural to assume that the tasks carried out under the scope of application of these regulations will be carried out by the same personnel who undertake the duties pursuant to Regulations for fiscal measurement of oil and gas. Re Section 7 Management system A management system shall be established for this part of the petroleum activities according to the same directives as are applicable to the activities in general. The requirement for independency means that critical data should as a minimum be verified by two persons within the operators organization, who by their signatures can be held responsible. For some data it may be relevant that the persons who verify the data are part of units other than those who have undertaken the task. Equipment which is used for calibration should be tracable by an accredited laboratorium. A quality assurance manual for metering shall be prepared. This manual should be drawn up according to the same standard as required pursuant to Regulations for fiscal measurement of oil and gas. Re Section 8 Supervisory authorities No comments. Re Section 9 Authority to make individual administrative decisions etc. The public administration Act, chapters IV and V, contain more detailed provisions concerning individual administrative decisions. The Act is available, inter alia, in the form of an offprint from the publishing house Grøndahl & Søn. According to the public administration Act, the public administrative body (the Norwegian Petroleum Directorate) shall as a general rule give written notification in advance that an individual administrative decision (e.g. an order) will be issued. This is not necessary if the decision is based on an application.

389 Forskrift Veiledning om til brensel- forskrift og om fakkelgassmåling brensel- og fakkelgassmåling Fastsatt Utgitt av OD 12. august 1993 Forvaltningsloven regulerer videre partens adgang til å gjøre seg kjent med sakens dokumenter og omhandler krav til begrunnelse for enkeltvedtak. Vanligvis skal det i vedtaket opplyses hvilke faktiske forhold vedtaket bygger på, hovedhensyn for skjønnsutøvelsen og hvilke bestemmelser som ligger til grunn for vedtaket. Enkeltvedtak kan påklages til overordnet forvaltningsorgan (Olje- og energidepartementet). Fristen for klage er 3 uker. Klager på enkeltvedtak fremsendes gjennom Oljedirektoratet. I forvaltningsloven kap VI er det gitt nærmere regler bl a om klagens form og innhold. Denne forskriften 9, annet ledd gir en generell adgang til å fravike forskriftens bestemmelser dersom særlige grunner tilsier det. Med fravik menes i denne forskriften en adgang for Oljedirektoratet til å akseptere avvik fra forskriftskravene eller godta andre løsninger og fremgangsmåter enn de som går frem av forskriften. Det må avgjøres konkret i den enkelte sak om det foreligger særlige grunner til å gi fravik. Til 10 Søknad om tillatelse. Tillatelse i henhold til punkt 1 må innhentes før innkjøp av en enkeltmåler eller bygging av et større system igangsettes. På grunnlag av operatørens plan for kvalitetsovervåking (QSP) vil Oljedirektoratet ta stilling til hvilke tester som ønskes bevitnet, jf kap VIII. Til 11 Dokumentasjon Pkt 1, 2, 3 i forskriften 11 vil normalt omfatte: a) Målsatte rørtegninger,fortrinnsvis isometriske. b) Datablad for måleutstyr. c) Eventuelle designberegninger relatert til måling. d) Prosessdatablad for målestasjoner (P, T, flow, v, δ, Z, mol fraksjon væske, mol vekt, komposisjon ol) e) Typisk blokkdiagram f) Oversikt over algoritmer som vil bli brukt. I forbindelse søknad om tillatelse i henhold til forskriften 10, pkt 2, skal normalt følgende dokumentasjon foreligge: g) Installasjonstegninger hvor kritiske måletekniske detaljer er fremhevet og målsatt. h) Prosedyre for oppmåling av kritiske deler og rør, samt sporbarhetsreferanse. i) Testsertifikater. j) Koplingsdiagrammer. k) Installasjonsprosedyrer som omfatter hele systemet. l) Uttestingsprosedyre for måler/målesystemet. m) Drifts/vedlikeholdsprosedyre og feilsøkingsprosedyre Til 12 Informasjon Ingen kommentarer. Til 13 Generellle krav til virksomheten Ved forskriftens fastsettelse er det ingen anerkjent norm for måling av fakkelgass The public administration Act furthermore regulates the right of the parties to acquaint themselves with the documents of the case, and it deals with requirements relating to the specification of a legal basis for individual administrative decisions. As a rule, information relating to the factual foundation on which the decision is based shall be included with the decision, as well as information on the general reasons for the judicial considerations and reference to the specific provisions on which the decision is based. Appeals against individual administrative decisions can be made to the superior public administrative body (Ministry of Petroleum and Energy). Appeal must be lodged within a time limit of 3 weeks. Appeal against an individual administrative decision must be submitted through the Norwegian Petroleum Directorate. Chapter VI of the public administration Act stipulates more detailed regulations inter alia with regard to the form and the contents of an appeal. Section 9, second paragraph, of these regulations provides a general right to exempt from the provisions of the regulations if special reasons warrant such exemption. Exemption shall in these regulations be understood as providing authority for the Norwegian Petroleum Directorate to accept deviations from the regulation requirements, or to accept other solutions and other procedures than those indicated in the regulations. As to whether or not special reasons exist for granting exemption, a decisions must be made specifically in each separate case Re Section 10 Application for licence Licence according to item 1 must be obtained before purchase of an individual metering device or before construction of a system of a certain size is initiated. Based on the operator s quality surveillance plan (QSP) the Norwegian Petroleum Directorate will determine what tests it will wish to witness (cf chapter VIII). Re Section 11 Documentation Items 1, 2 and 3 of this section will normally include: a) piping layout drawings to scale, preferably isometric; b) data sheet for metering equipment; c) design calculations related to metering, if any; d) process data sheet for metering stations (P,T,flow, v, δ, Z, mole fraction liquid, mole weight, composition etc.); e) typical block diagram; f) list of algorithms to be used. In connection with application for licence according to Section 10, subsection 2, the following documentation shall as a rule be available: g) scaled drawings where critical details with regard to metering are highlighted; h) procedure for the checking of critical parts and pipes, as well as traceability references; i) test certificates; j) loop diagrams; k) installation procedures comprising the entire system; l) testing procedure for sensor/metering system; m) operating/maintenance procedure and troubleshooting procedure. Re Section 12 Information No comments. Re Section 13 General requirements to the activity With regard to flare gas metering, no recognized standard is available at the time of entry into force of the present regulations.

Veiledning Forskrift om til brensel- forskrift og om fakkelgassmåling brensel- og fakkelgassmåling 390 Fastsatt Utgitt av OD 12. august 1993 Krav til installasjon må da basere seg på de krav som fremgår av denne forskriften. Videre må leverandørens anbefalinger og operatørens egne retningslinjer for installasjon av denne type utstyr brukes for å oppnå mest mulig hensiktsmessig installasjon. Til 14 Verifikasjon Med uavhengig verifikasjon menes at operatøren kan pålegges å bruke tredje part for å utføre spesielle arbeider. Til 15 Dokumentasjon Standardskjema for innrapportering av CO 2 -avgift er gitt som vedlegg 1 og 2 til denne veiledningen. Brensel og fakkelgassmengder skal også rapporteres i PPRS-systemet. Eventuell fradragsberettiget diesel kan rapporteres til Oljedirektoratet i forbindelse med den halvårlige avgiftsrapporteringen. Til 16 Usikkerhetsanalyse Denne forskriften angir krav til maksimum tillatt usikkerhet for de ulike komponentene av målesystemet (måleblende, turbinmåler, ol), og totalkrav gitt i forskriften 16. Kvantifisering av totalusikkerheten angir det maksimale usikkerhetsnivå en kan akseptere for brensel og fakkelgassmåling. Usikkerhetsangivelse for fakkelgassmåler er basert på leverandørinfo/teori, da praktisk verifisering over hele området ikke har vært mulig. Det tillates ikke å fravvike krav til de ulike komponenter med referanse til totalusikkerhetskrav. Prinsipper for usikkerhetsberegning for måleblende er vist i ISO 5167-1 Measurement of fluid flow by means of orifice plates,nozzles and venturi tubes inserted in circular cross section conduits running full (1991). Vedlegg 3 gir et eksempel på usikkerhetsberegning i henhold til dette.det er også angitt de parametere hvor det er tillatt å avvike fra prinsippene i Forskrift for fiskal kvantumsmåling av olje og gass i petroleumsvirksomheten. Parameterne hvor avvik tillates er: - beta kan varieres mellom yttergrenser gitt av ISO 5167-1 - differentialtrykk skal ikke overstige 1 bar. Differentialtrykk må likevel under ingen omstendighet forårsake tilleggsmålefeil på grunn av måleblende defleksjon utover 0,10 %. - densitetsmåling, jf forskriften 26. Prinsipper for generell usikkerhetsberegning er gitt i ISO 5167-1 og 5168 (1978) Measurement of fluid flow: estimation of uncertainty of a flow rate measurement (ISO 5168 er under revisjon). Usikkerhetsberegning for ultralydmålere er beskrevet i dokument ISO/TC30/WG 20N 79E Ulike relevante målemetoder er beskrevet i veiledningen 22. Til 17 Kalibrering Med kompetent laboratorium menes laboratorium som er akkreditert i henhold til internasjonal norm(en 45 000 serien) eller laboratorium som på annen måte har dokumentert kompetanse og sikrer sporbarhet til internasjonale/nasjonale normaler. Requirements relating to installation must therefore be based on the requirements contained in these regulations. Furthermore, the supplier s recommendations and the operator s own guidelines for installation of this type of equipment must be used to achieve the most suitable installation. Re Section 14 Verification The term independent verification means that the operator may be required to instruct a third party to carry out particular tasks. Re Section 15 Documentation Standardized forms for the reporting of CO 2 tax has been provided in appendix 1 and 2 to these guidelines. The fuel and flare quantities shall also be reported in the petroleum production reporting system (PPRS). Deductable diesel oil, if any, may be reported to the Norwegian Petroleum Directorate in connection with the six-monthly tax reporting procedure. Re Section 16 Uncertainty analysis These regulations stipulate requirements in respect of the maximum allowable uncertainty applicable to the various components of the metering system (orifice, turbine meter etc.), and for the accumulated uncertainty of the metering system as detailed in section 16. Quantification of the accumulated uncertainty indicates the maximum level of uncertainty acceptable in fuel and flare gas metering. The uncertainty estimate for the flare gas meter is based on vendor info and theory as practical tests over the full range has not been feasible. With reference ot the accumulated uncertainty requirement, there should be no deviation from the requirements laid down for the components of uncertainty for the individual items. Principles for uncertainty calculation for orifice are shown in ISO 5167-1 Measurement of fluid flow by means of orifice plates, nozzles and venturi tubes inserted in circular cross section conduits running full (1991). Appendix 3 provides an example of uncertainty calculations determined in accordance with this. The parameters allowing deviation from the principles contained in Regulations for fiscal measurement of oil and gas in the petroleum activities have also been indicated. Parameters allowing deviation are: - beta can be varied between extreme values given by ISO 5167-1; - differential pressure shall not exceed 1 bar. Under no circumstance must the differential pressure cause an additional measurement error exceeding 0.10 percent, due to orifice deflection; - density measurement, cf section 26. Principles for general uncertainty calculation are given in ISO 5167-1 and ISO 5168 (1978) Measurement of fluid flow:estimation of uncertainty of a flow rate measurement (ISO 5168 is being reviewed). Uncertainty analysis for ultrasonic meters can be undertaken in accordance with the principles laid down in ISO/TC30/WG 20N 79E. Various relevant measurement methods are described in section 22 of the guidelines. Re Section 17 Calibrations The term competent laboratory shall be a laboratory accredited in accordance with international standard (EN 45000 series) or a laboratory which otherwise has documented competence and is traceable to international/national standards.

391 Forskrift Veiledning om til brensel- forskrift og om fakkelgassmåling brensel- og fakkelgassmåling Fastsatt Utgitt av OD 12. august 1993 Akkreditering av analyse laboratorium på offshore innretninger vil ikke bli krevd. Andre metoder for å dokumentere kompetanse vil være tilstrekkelig (f.eks. ISO 9002). For de i forskriftens avsnitt 1 nevnte komponenter, skal det utarbeides en plan for regelmessig kalibrering ved kompetent laboratorium. Enkelte komponenter som for eksempel turbinmålere vil på grunn av komponentens bruk/fysiske betingelser e.l. ikke være omfattet av krav om regelmessig kalibrering ved kompetent laboratorium. Det må for disse komponenter utarbeides kriterier for rekalibrering/resertifisering tilpasset den enkelte komponent. Når utstyr tas i bruk kan leverandørs kalibreringsdata benyttes, om disse anses å være av tilstrekkelig høy kvalitet. Om så ikke er tilfellet må utstyr rekalibreres av et kompetent laboratorium. Om utstyr ved kontroll viser seg å være utenfor gitte grenseverdier, må utstyret analyseres for å kunne konstatere hvorvidt feil er i feltinstrumentering, testinstrumentering eller har andre årsaker. Ved oppstart av nye målesystemer kan instrumenter bli liggende på lager utover den tid som anbefales for rekalibrering. I slike tilfeller bør rekalibrering av kompetent laboratorium utføres før instrumentene tas i bruk. Til 18 Måleenheter Denne forskriften 18 stiller krav om avlesning i SI-enheter. Slik avlesning skal være etter gjeldende ISO-standard, i dag ISO 1000/NS 1024 (1981/1982). For trykk kan enheten bar brukes. Om spesielle forhold skulle tilsi bruk av andre enheter, skal det søkes Oljedirektoratet om fravik i henhold til denne forskriften 9 annet ledd. For eksisterende innretninger kan etablert praksis videreføres uten fravikssøknad. Til 19 Referansebetingelser Referansebetingelsene er i henhold til NS 4900-ISO 5024, (1979-1976). Til 20 Føring av gass-strømmen utenom målesystemet Dersom operasjonelle forhold/problemer gjør det nødvendig å føre gass-strømmen utenom målesystemet, skal operatøren søke Oljedirektoratet om fravik i henhold til denne forskriften 9 annet ledd. Ved bruk av omløpsledning som en del av normalt vedlikehold, kan Oljedirektoratet informeres iht denne forskriften 46, pkt 3. Til 21 Tilrettelegging for kontroll og kalibrering Instrumenter som benyttes for kontroll og kalibrering, skal kun benyttes for dette formålet og oppbevares i avlåst rom/skap. Til 22 Utførelse av målesystemet Total måleusikkerhet gitt i forskriften 16, vil være avgjørende for hvilke målemetoder som kan brukes. Brenselgass: Målemetoder: - blendeplatemåler med trykk- og temperaturmåling. - turbinmåler med trykk- og temperaturmåling (ikke innstikksturbin) Accreditation of the chemical laboratory on an offshore installation will not be required. Other methods of documenting competance will be sufficient (i.e. ISO 9002). For the components mentioned in the first paragraph of this section, it should be developed a schedule for routine calibration at a competent laboratory. Some components i.e. turbine meters should because of the use/physical conditions a.o. not be included in the requirement for regular calibration at a competent laboratory. It should for these components be established criterias for recalibration/ recertification based on individual judgement. When equipment is taken into use, the calibration data funished by the supplier may be used, if they are considered to be of adequate quality. If such is not the case, the equipment must be recalibrated by a competent laboratory. If equipment is checked and found to be outside the given tolerences,the equipment will have to be analyzed to trace wheather the error is in the field instruments, test instruments or if it is caused by other sources. When new metering stations are started up, instruments may be kept in storage for a period of time exceeding the recommended time for recalibration. In such cases recalibration should be carried out by a competent laboratory before the instruments are taken into use. Re Section 18 Units of measurement Section 18 of these regulations stipulates a requirement that meter readings must be in SI units. Such readings shall be in accordance with the applicable ISO standard, at present ISO 1000/NS 1024 (1981/1982). With regard to pressure, the unit bar may be used. If special conditions should warrant the use of other units, an application for exemption shall be submitted to the Norwegian Petroleum Directorate in accordance with section 9, second paragraph, of these regulations. With regard to existing installations, established practice may be continued without the requirement for an exemption application. Re Section 19 Reference conditions The reference conditions are in accordance with NS 4900-ISO 5024, (1979-1976). Re Section 20 By-passing the metering system If operating conditions/problems require the gas flow to by-pass the metering system, the operator shall file an application for exemption to the Norwegian Petroleum Directorate in accordance with section 9, second paragraph, of these regulations. When using a by pass option as part of routine maintenance, the Directorate can be informed in accordance with section 46 nr. 3 of these regulations. Re Section 21 Arrangement for inspection and calibration Test equipment used for calibration purposes should be dedicated exclusively to that purposes. These instruments should be housed in a locked cabinet when not in use. Re Section 22 Design of the metering system Accumulated measuring uncertainty as stated in section 16 will decide which methods that can be used. Fuel gas: Measurement methods: - orifice plate with pressure and temperature compensation; - turbine meter with pressure and temperature compensation (not insertion turbine);

Forskrift Veiledning om til brensel- forskrift og om fakkelgassmåling brensel- og fakkelgassmåling 392 Fastsatt Utgitt av OD 12. august 1993 Ultralydmåler med minimum to stråler og tilhørende trykkog temperaturmåling kan benyttes. De to stråleparene kan genereres fra motstående transdusere eller fra to uavhengige transduserpar basert på refleksjon. Ved brenselgassmåling basert på måleblende, kan anerkjent norm være: ISO 5167-1 Measurement of fluid flow by means of orifice plates, nozzles and venturi tubes inserted in circular cross-section conduits running full (1991). AGA 3 (1985), vil også kunne benyttes. Oppstrøms rørlengder vil likevel måtte være iht ISO 5167-1. Dersom det benyttes turbinmålere for måling av brenselgass, skal målere med diameter lik rørdiameter, benyttes. AGA report no 7 og ISO 9951, beskriver metode. ISO/TC 30 N 590 og AGA Report No 9 beskriver metode for ultralydmåling. Andre målemetoder vil også kunne benyttes, jf denne forskriften 13. Fakkelgass: Målemetoder: - ultralydmåling - innstikksturbiner med densitometer/densitetsberegning - termistormetode Grunnlaget for valg av metode vil også her være betinget av overordnet usikkerhetskrav som nevnt i denne forskriften 16. Dersom det for øvre del av måleområdet ikke finnes måleutstyr som er bevist å tilfredsstille dette kravet, skal det velges en type utstyr eller metode som gir minst mulig måleusikkerhet. Alle tre metoder krever at både operatøren og leverandøren ved spesifikasjon av utstyr nøye vurderer den variasjon av prosessbetingelser (P, T, δ, Q, våt/tørr gass, ol) man kan ha i målepunkt. Følgende data for måleutstyr og prosessbetingelser må som et minimum kontrolleres før valg av målemetode/måleutstyr gjøres: - hastighetsområde for gass - usikkerhet ved 95% konfidensnivå - oppløsning - repeterbarhet - linearitet - responstid - rørdimensjonsområde - trykkområde - temperaturområde - følsomhet for endringer i densitet, gassammensetning Likeledes vil den fysiske installasjon av utstyr være kritisk for utstyrets evne til å produsere gode måledata. Prinsipp for valg av monteringssted skal være at det sted som i henhold til prosessdesign synes optimalt, skal velges. I praksis må det sikres at rette oppstrøms og nedstrøms rørlengder er i henhold til spesifikasjon. Dokumentasjon som viser at forannevnte forhold er ivaretatt skal utarbeides. For å ivareta krav til utviklet hastighetsprofil i målepunkt, bør fakkelmåleutstyr installeres slik at avstand til nærmeste oppstrømsforstyrrelse er minimum 20 D. Avstand til nærmeste nedstrøms forstyrrelse bør være minimum 8 D Måleutstyr for fakkelgass må ikke installeres så nær fakkel at det blir umulig å utføre normalt vedlikehold. Ultrasonic meter with minimum two beams and associated pressure and temperature compensation may be used. The two beam pairs may be generated from opposite transducers or from two independent transducer pairs based on reflection. For fuel gas metering based on the use of orifice plates, the recognized standard can be: ISO 5167-1 Measurement of fluid flow by means of orifice plates, nozzles and venturi tubes inserted in circular cross section conduits running full (1991). AGA 3 may also be used. The upstream lengths will, however, have to confirm to ISO 5167-1 requirements. If turbine meters are used for measuring fuel gas, meters with a diameter equal to the pipe diameter shall be used. Reference is made to AGA report No. 7 and ISO-9951 with regard to description of method. ISO/TC 30 N 590 and AGA Report no 9 describe method for ultrasonic measurement. Other measuring methods may also be used, cf section 13 of these regulations. Flare gas: Measurement methods: - ultrasonic measuring; - insertion turbines with density measurement/density calculation; - thermistor method. The basis for the choice of method will in these cases also be based on the uncertainty requirement as stated in Section 16 of these regulations. If for the upper part of the measuring range no metering equipment exists which has been proved to meet this requirement, an other type of equipment or method ensuring the least possible measuring uncertainty shall be selected. All three methods mentioned require that both the operator and the supplier when preparing specifications for the equipment carefully consider the variation of process conditions (P, T, δ, Q, wet/dry gas etc.) that can occur at the measurement location. The following data for metering equipment and process conditions must as a minimum be checked before choice of measuring method/metering equipment is made: - velocity range for gas; - uncertainty at 95 percent confidence level; - resolution; - repeatability; - linearity; - response time; - dimension range for pipes; - pressure range; - temperature range; - sensitivity to changes in density, gas composition etc. Likewise, the physical installation of equipment will be critical for the ability of the equipment to produce good metering data. The main principle for the choice and selection of installation location, shall be that which according to process design is deemed to be the best possible for optimum accuracy. In practice it must be ensured that the correct upstream and downstream pipe lengths are in accordance with specifications. Documentation to show that the abovementioned conditions have been met, shall be prepared. In order to meet the requirements for fully developed velocity profile at the measurement location, the flare metering equipment should be installed at least 20 D downstream of the nearest disturbance and 8 D upstream of the nearest downstream disturbance Flare gas metering equipment must not be installed so close to the flare that it becomes impossible to carry out normal maintenance.