TPG 4140 Naturgass Gassmåling NTNU 29. september 2005 v/ Endre Jacobsen endre@statoil.com Fagleder fiskale målesystem
Innhold... noe om Introduksjon Hvorfor måle gass og hvor måles den? Måleprinsipper for gassmåling Aktører Utforming og bygging av målesystem Utfordringer
Målebehov i ulike deler av transport - / verdikjeden fra brønn (våtgassmåler) på innstallasjon separatormålinger, CO2-avgift fra felt / innstallasjon til transportsystem (entry) terminal internt i transportsystem salgspunkt til kunde (exit)
wewewew $ $ B3 B2 A1 $ A Concession A Offshore Onshore treating plant $ B1 B Fiscal Metering $ C1 $ C2 Concession B Concession C C Onshore $ Gas -MJ ($) -m 3 Condensate -kg ($) -m 3 Figure 1
Transportsystem for gass på norsk sokkel 6500 km rørledningsnett Gassco operatør produksjon ca 75 milliarder Sm3/år 0,5 % målefeil tilsv. ca 300mill NOK
Måling i transportsystem bestemme levert energimengde (masse x brennverdi) analysere aktuell kvalitet hydrokarbon- og vann-doggpunkt CO 2 H 2 S - brennverdi, wobbe index, etc Må sikre at betingelser i kontrakter blir oppfylt
Gassco konsekvenser for måling Nå: selskapsbaserte salg (Selger vs. kjøper) Booking av kapasitet i entry / exit punkter faste tariffer for booking av kapasitet på ulike punkter tariffering iht booket kapasitet nominerte mengder = leverte mengder ingen eierskapsallokering i tørrgass-systemet fiskal måling / analyse på alle entry / exit punkter
Gassmåling behov @ prosessanlegg Gass levert til eksport ref transport (entry punkt) Dedikert måling knyttet til produksjon av satelittfelt CO 2 avgift 78 øre pr Sm3 gass (2005-sats); separate fuel og fakkel målesystemer; Stat C. ca 590.000 Sm3/d fuel + 50.000 Sm3/d flare (ca 170 mill NOK/år) norsk sektor ca 3 milliarder kr Massebalanse over anlegget (plattformen); monitorere ytelse og GOR (gas oil ratio) gassinjeksjon Brønntesting mot test separator; dvs rate mot brønnhodetrykk & kalibrering av våtgassmålere Regulering av prosess (nivåkontoll i separator og scrubber, kompressor anti-surge, sjekk av utstyrs ytelse)
Phase Envelope Dew Dew Point Point Bubble Bubble Point Point Temperature Pressure
Måling av LNG fra Snøhvit LNG skipes som flytende gass ved 160 degc i spesialbygde tankere måling av LNG for kjøp/salg utføres ved statisk måling av mengde i skipstank (kuletank eller rektangulær) iht industrinorm nivåmåling 2 uavhengige systemer (hovedsystem: radar) temperaturmåling minimum 5 nivåer pr. tank oppmålt og sertifisert tankvolum analyse av produktet (hovedsakelig metan)
Aktører innen fagområdet norsk sokkel Oljedirektoratet definerer tekniske og funksjonelle krav til fiskale målesystem via egne forskrifter godkjenner evt forenklinger basert på kost/nytte vurdering tilsyn med virksomheten Gassco operatørselskap eid av staten Rettighetshavere og driftsoperatører (Hydro, Statoil, Conocophillips, ExxonMobil, Shell, ENI, Total,... ) Leverandør- og kontraktørindustrien Test laboratorier (K-lab, IKM-lab, TI,
Måleteknologi - strømingsprofil
Komponenter og funksjoner i et målesystem Flow element Akseptabel rørkonfigurasjon Trykk, temperatur, densitet Prøvetaking / analyse Datamaskin-del Operasjon, vedlikehold og kalibrering
Grunnleggende tekniske behov sikre sporbarhet ifm kalibrering av komponenter dokumentere usikkerhet i målesystem vha separat analyse hvor: funksjonell sammenheng mellom input og resultat etableres usikkerhet i alle delbidrag evalueres mhp fordelingsfunksjon (vanligvis normalfordeling) kvantifisere delbidrag bestem evt usikkerhetsbidrag som er korrelerte -> finn korrelasjonskoeffisient kalkuler kombinert standard usikkerhet (1 sigma); bruk gitte summeringsregler for ikke korrelerte og korrellerte usikkerhetsbidrag beregn relativ expanded usikkerhet (2 sigma dvs 95 konfidensnivå) for prosessen
Måleprinsipp for mengdemåling av gass Ultralyd; kompakt og ny teknologi, følsom for ventilstøy Differansetrykk; konvensjonelt, lav turndown Orifice; ISO 5167, følsøm for strømningsprofil Venturi; ISO 5167, V-cone; korte oppstrøms strekk (www.mccrometer.com) Turbinmeter; konvensjonelt, Coriolis; ny teknologi, liten kapasitet, måler direkte i masse
Blendeplate, venturi og V-cone Trykkfall over en restriksjon i røret Formlene for trykkfallet er forskjellige for alle tre målerne. Prinsippet er det sammen for alle tre målerne
Orifice måling ISO 5167
Orifice Trykkprofil
Turbinmåler Måler volumstrøm Rotor er opplagret på en mest mulig friksjonsfri måte. Rotasjonen er prop. med volumstrømmen i røret Rotasjonen detekteres vha magnetpunkter på rotorblad som generer spenningspulser i detektor på rørveggen. Må kalibreres mot kjent referanse på laboratorium. Følsom for skitt og partikler i gassstrømmen
Ultralydmåler Måler tiden en ultralydspuls buker medstrøms og motstrøms gjennom gassen. Pulsen kan gå rett over eller reflekteres på rørveggen Gasshastighet og lydhastighet gitt som v = Lp 1 1 a 2cosφ t AB t BA God kapasitet og turndown, kan dekke behovet fra 3 til 4 blende plater Takler rare innløpsprofiler mye bedre enn blende og turbin. C= Lp 1 1 2 + t AB t BA
Algorithm For A Chordal Multipath USM Chord Location V m =1.00 0.809R 0.309R 0.309R 0.809R Weight W 0.1382 0.3618 0.3618 0.1382 A B C D
Data Calculation Summary Measure transit times Calculate individual chord velocities Weight chord velocities Calculate average flow velocity Calculate average volume flow rate Convert to m 3 /hour 2 L V = 2 X. V Q = Weight A = 0.1382 Weight B = 0.3618 Weight C = 0.3618 Weight D = 0.1382 4 i = 1 = V V ( r ) W i i i πd. 4 Q (m 3 s -1 ) x 3600 = Actual Volume Flow rate (m 3 /hour) t t 21 21 - t. t 12 12 2 i
Five path matrix combination
Coriolismeter emersonprocess.com
Orifice + dokumentert i standard + generelt akseptert + lav kost + ingen bevegelige deler + behøver ikke flowkalibrering + ikke temp / trykk begrenset + mekanisk robust - følsom for pulserende flow - lav turndown - høyt trykkfall - flow profil sensitiv - ikke selvrensende - kan blir ødelagt ved høy flow - følsom for væskepartikler
Turbinmeter + lav usikkerhet over stort område + generelt akseptert + medium kost + enkel interface mot computer - krever flowkalibrering - relativt høyt trykkfall - bevegelige deler, må smøres - tåler ikke partikler / våt gass - kan ødelegges ved for høy rate
Ultralyd måler + lav usikkerhet over stort område + selvdiagnose muligheter + ingen bevegelige deler - krever normalt flowkalibrering - kan påvirkes av ventilstøy - kan ha trykk / temepratur begrensing + ikke trykkfall + høy kapasitet + mulighet for bi-direksjonal bruk
Coriolis måler + gir direkte masserate + kan kalibreres ved vann og brukes på gass + ikke følsom for strømningsprofil - høyt trykkfall - følsom for crosstalk og eksterne vibrasjoner nær operasjonsfrekvens - maksikmalt 6 10 størrelse + bi-direksjonal bruk
Kriterier for valg av måleprinsipp Føringer gitt i avtaler, myndighetskrav og normer (standarder) Hva er det egentlige behovet? (masse? volum? energi?) Kapasitet og turndown Prosessbetingelser (P, T, risiko for kondensering evt væskeinnhold,) Tilgjengelighetskrav, risiko for og frekvens for evt kortvarig nedstengning Krav til måleusikkerhet Kost / nytte vurdering Ubemannet drift?, fjerntliggende anlegg? subsea? Diverse: CO 2 innhold; kan være problemer ifm ultralyd; følsomhet for våtgass
ODs Forskrifter for fiskale målesystemer prinsipper - krav Total måleusikkerhet; for gass < +/- 1% (massebasis) inkluderer: komponenent, sløyfe, kalkulasjon, kontrollintervall Dokumentere total måleusikkerhet; basert på komponent delusikkerhet (Trykk, temperatur, Flow element, Densitet Vedlikeholdsprogram Dokumentasjon Internkontroll Kompetanse (bl.a v/ ansvarlig på brukerstedet) Prosedyrer og krav Tilsyn og revisjon (OD, internt, partnere)
NORSOK / ISO Underlag ifm innkjøp, Funksjonelle krav, operasjonelle krav, krav til testing osv Detaljerte krav til uforming og løsning Kalibrering av komponenter
Hovedaktiviteter fram til leveranser av målesystemer Kost nytte vurdering tidlig i prosjektet; hvor mye penger står på spill ved evt forenklet måling (dvs større måleusikkerhet) Evt avklare i partnerskapet aksept for forenklet måling Definere målekonsept ifm PUD / PAD (Søknad til myndighetene); Videre modning av prosjekt i FEED fase av engineering kontraktor Prosjekt på anbud til kontraktor Utarbeide forespørselsunderlag, anbud på målesystem og valg av underleverandør Sikre overenstemmelse mot krav og forskrifter underveis (testing, dok. gjennomgang, Dokumentere ferdig system og klargjøre for drift (prosedyrer, dataflyt, opplæring
KVITEBJØRN GASSMÅLEPAKKE 2 x 14 20 millsm3/d ca 40 tonn
KVITEBJØRN GASSMÅLEPAKKE Instrumentseksjon Ultralydmåler FMC MPU 1200
Hovedutfordringer utvikle kompakte og vektbesparende konsepter redusere vedlikehold, integrerte operasjoner mot land, selvdiagnose, sikre robuste og kvalifiserte løsninger dokumentere sporbarhet i målingene gasskvalitetsbestemmelse for å sikre krav til brennverdi, CO2, etc forenkling av systemer (våtgass måling direkte fra brønn)
Oppsummering Hvorfor måle gass og hvor måles den? Ulike regimer for gassmåling Måleprinsipper for gassmåling Regelverk og standarder Utforming og bygging av målesystem
Takk for meg... Vedlegg for info følger...
Standard og normer AGA 7 Measurement of gas by turbine meters -AGA Transmission Measurement Committee Report No. 7. AGA 8 Compressibility factors of Natural Gas and other related hydrocarbon gases, AGA Transmission Measurement Committee Report No. 8. AGA 9 Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters; AGA Transmission Measurement Committee Report No. 9. AGA 10 Speed of sound in Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases AGA 11 Measurement of Natural Gas by Coriolis Meter ASTMD 1945 Analysis of natural gas by gas chromatography IP PMM VII Continuous Density Measurement ISO 5024 Measurement - Standard reference conditions ISO 5167-1-4 Measurement of fluid flow by means of pressure differential devices inserted in circular cross-section conduits running full Part 1: General principles and requirements. Part 2: Orifice plates Part 3: Nozzles and Venturi nozzles Part 4: Venturi tubes ISO 6976 Natural gas - Calculation of calorific values, density, relative density and Wobbe index from composition ISO 9000-3 Guidelines for the application of the ISO 9001 to the development, supply and maintenance of software. ISO 9951 Measurement of gas flow in closed conduits - Turbine meters ISO 10715 Natural Gas Sampling Guidelines ISO 10723 Performance evaluation of on line analytical systems ISO 10790 Measurement of fluid in closed conduits - Guidance to the selection, installation and use of Coriolis meters (mass flow, density and volume flow measurement) ISO 12213-1 Natural gas - Calculation of compression factor Part 1-3
Referanser www.emersonprocess.com/micromotion/tutor/ (Coriolis prinsipp) www.npd.no www.gassco.no (generelt om transportsystemer) http://www.standard.no/imaker.exe?id=1335 (NORSOK I-104) www.nfogm.no/docup/index.htm (norsk forening for olje og gassmåling) www.nfogm.no/kurs (interaktivt kurs)
NORSOK STANDARD FISCAL MEASUREMENT SYSTEMS FOR HYDROCARBON GAS I-104 Rev. 2, June 1998