Forskrift om måling av petroleum for fiskale formål og for beregning av CO₂ -avgift

DatoFOR-2001-11-01-1234
DepartementOlje- og energidepartementet
PublisertI 2001 hefte 13 (Merknader)
Ikrafttredelse01.01.2002
Sist endretFOR-2013-03-15-284 fra 01.07.2013
EndrerFOR-1991-07-03-532, FOR-1993-08-12-806
Gjelder forNorge
HjemmelFOR-1997-06-27-653-§26, FOR-1997-06-27-653-§86, LOV-1990-12-21-72-§5, FOR-1990-12-27-1229, FOR-2001-12-11-1451-§3-19-7
Kunngjort06.11.2001
Rettet15.11.2006 (§ 8a, § 13a og § 26).
KorttittelForskrift om fiskal måling av petroleum

Kapitteloversikt:

Hjemmel: Fastsatt av Oljedirektoratet 1. november 2001 med hjemmel i forskrift 27. juni 1997 nr. 653 til lov om petroleumsvirksomhet § 86 siste ledd, jf. § 26, jf. lov 29. november 1996 nr. 72 om petroleumsvirksomhet § 4-10 og lov 21. desember 1990 nr. 72 om avgift på utslipp av CO₂ i petroleumsvirksomheten på kontinentalsokkelen § 5, jf. delegeringsvedtak 28. juni 1985 nr. 1419 og delegeringsvedtak 27. desember 1990 nr. 1229.
Tilføyd hjemmel: Forskrift 11. desember 2001 nr. 1451 om særavgifter § 3-19-7.
EØS-henvisninger: EØS-avtalen vedlegg II kap. IX nr. 27b (direktiv 2004/22/EF).
Endringer: Endret ved forskrifter 5 des 2003 nr. 1720, 13 des 2004 nr. 1853, 22 aug 2006 nr. 1014, 11 okt 2007 nr. 1205, 24 nov 2008 nr. 1253, 7 des 2009 nr. 1845, 8 mars 2012 nr. 209, 15 mars 2013 nr. 284. 

Forord

Formålet med denne forskriften er å sikre at nøyaktige målinger ligger til grunn for beregning av statens skatter og avgifter, herunder CO₂ -avgiften, og rettighetshavernes inntekter. Forskriften utdyper petroleumslovens- og CO₂ -avgiftslovens krav til måling av petroleum og trekker opp rammebetingelser for tilrettelegging, planlegging og gjennomføring av virksomheten som vist til i petroleumsloven og CO₂ -avgiftsloven. Kravene til gjennomstrømningsmålere for andre væsker enn vann er med virkning fra 30. oktober 2006 endret i samsvar med direktiv 2004/22/EF om måleinstrumenter (MID) og er harmonisert med forskrift 21. desember 2007 nr. 1738 om krav til gjennomstrømningsmålere (for væsker unntatt vann) fastsatt av Nærings- og handelsdepartementet og Justervesenet jf. merknadene til § 13a. I praksis gjelder dette målesystem for olje og gasser i væskeform.

Måleforskriften stiller funksjonelle og spesifikke krav til måleutstyrets utforming og bruken av det, utdyper den enkelte deltagerens ansvar for å etterleve krav som er fastsatt i eller i medhold av lov og skal bidra til å sikre at måleutstyr- og metode til enhver tid innfrir denne forskriftens krav til total måleusikkerhet. Forskriften stiller krav til hvordan mengdene av brensel- og fakkelgass skal rapporteres og dokumenteres. Det legges videre til rette for et hensiktsmessig tilsyn med virksomheten. Denne forskriften erstatter tidligere forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass mv. og tidligere forskrift om brensel- og fakkelgassmåling ved beregning av CO₂ -avgift i petroleumsvirksomheten. Spesielle forhold vedrørende CO₂ -avgiftsmåling er gitt i merknad til § 14. Dersom bestemmelser i denne forskriften omfatter enten brenselgass eller fakkelgass vil dette fremgå i teksten.

I merknadene til § 1 i denne forskriften er beskrevet saksgangen vedrørende utstyr og metoder for bestemmelse av NOx -utslipp.

Forskriften legger til rette for at ikke all dokumentasjon behøver sendes til Oljedirektoratet, men kan være tilgjengelig hos operatøren og oversendes Oljedirektoratet etter forespørsel. Det legges videre til rette for elektronisk formidling av opplysninger.

Det er utarbeidet merknad til de enkelte bestemmelser i denne forskriften. Merknadene gir forklaring og veiledning til forskriftsbestemmelsene. Det er gitt eksempler på hvordan forskriftens krav kan innfris, eller det er vist til anerkjente normer, herunder industristandarder, som en måte å oppfylle myndighetskrav på. Standarder som ikke er nevnt i forskriften med merknader kan eventuelt benyttes etter konsultasjon med Oljedirektoratet. Kjøp og salg av petroleum foregår over landegrensene og aktørene er internasjonale. Tekniske normer bør derfor være internasjonalt aksepterte. Det vises for øvrig til merknadene til § 4. Veiledning til plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst, PUD, og plan for anlegg og drift av innretninger for transport og for utnyttelse av petroleum, PAD, av 18. mai 2000, viser til hvilke opplysninger en PUD//PAD bør inneholde om fiskale målesystemer.

0Tilføyd ved forskrift 22 aug 2006 nr. 1014 (i kraft 30 okt 2006). Endret ved forskrifter 7 des 2009 nr. 1845 (i kraft 1 jan 2010), 8 mars 2012 nr. 209 (i kraft 1 juli 2012).

Kapittel I. Innledende bestemmelser

§ 1.Virkeområde

Denne forskriften gjelder petroleumsvirksomheten på områder som omfattes av lov av 29. november 1996 nr. 72 om petroleumsvirksomhet § 1-4 og lov av 21. desember 1990 nr. 72 om avgift på utslipp av CO₂ i petroleumsvirksomhet på kontinentalsokkelen § 2, nærmere bestemt,

a)ved planlegging, prosjektering, bygging og bruk av målesystemer for måling av produserte, transporterte og solgte mengder olje og gass (fiskale målesystemer)
b)ved planlegging, prosjektering, bygging og bruk av målesystemer og måleutstyr for bestemmelse og rapportering av mengder benyttet til brensel- og fakkelgass i petroleumsvirksomhet.

For gjennomstrømningsmålere for andre væsker enn vann vil forskrift 26. april 2006 nr. 466 om krav til gjennomstrømningsmålere (for væsker unntatt vann) fastsatt av Nærings- og handelsdepartementet og Justervesenet gjelde med de presiseringer som følger av forskriften her.

0Endret ved forskrift 22 aug 2006 nr. 1014 (i kraft 30 okt 2006).
§ 2.Definisjoner

I denne forskriften betyr:

Akkreditering:

En offisiell anerkjennelse av at en organisasjon arbeider i samsvar med dokumentert kvalitetssikringssystem og har vist at den har kompetanse til å utføre nærmere bestemte oppgaver. 

Allokering:

Fordeling av petroleum mellom ulike eiergrupper og eierselskap. 

Anerkjent norm:

Standard, veiledning, med mer, som innenfor et fagområde er internasjonalt og/eller nasjonalt anerkjent. Lov eller forskrift som ikke får direkte anvendelse, men som regulerer tilsvarende eller tilgrensende områder kan også være anerkjent norm. 

Brensel:

Naturgass, olje, kondensat eller diesel benyttet til drift av forbrenningsmaskiner som turbiner og lignende. 

Bruksstedet:

Innretning eller terminal der målesystemet er i bruk. 

Byggeplass:

Fabrikasjonssted der en eller flere av målesystemets hoveddeler fabrikkeres, monteres og testes. 

Datamaskindel:

Den delen av målesystemet som består av datamaskiner, og som mottar målesignaler fra analog- til digitalomformer eller fra digitale målesløyfer. 

Fakkelgass:

Naturgass avbrent eller ventilert til atmosfære. 

Fiskal måling:

Måling i forbindelse med kjøp og salg og beregning av skatt/avgift. 

Giver:

Element som reagerer på den størrelsen som skal måles, slik at giveren gir ut et signal som er representativt for denne størrelsen. 

Gjennomstrømningsmåler for andre væsker enn vann:

Et instrument beregnet på kontinuerlig måling, registrering og visning av mengden av væske som strømmer gjennom et lukket og fullstendig fylt rør under gitte målebetingelser. 

Instrument:

En sammenstilling av transduser og en eller flere givere. Signalet fra et instrument representerer en fysisk tilstand.

Teknisk innretning som brukes for å måle en fysisk parameter. 

Instrumentdel:

Del av målesystemet fra og med instrument til digital inngang til datamaskindelen. 

Kalibrering:

Fastleggelse av sammenheng mellom målt verdi og referanseverdi med kjent usikkerhet. Ved kalibrering av målere mot et kjent volum brukes ofte det engelske begrepet proving. 

Kalibreringsfaktor, K-faktor:

Forhold mellom måleverdi avlest fra måler og måleverdi fra et referansemålesystem. (Ofte benevnt verdi som angir pulser pr. mengde enhet.) 

Kalibreringsfaktor for strømningsmåler:

Benevnt eller ubenevnt verdi som angir forholdet mellom strømningsmålers registrering og gjennomstrømmet volum. I denne forskriften er betegnelsen ment å dekke de internasjonale benevnelsene meterfaktor og K-faktor. 

Kalibreringsfaktor (meter faktor) for strømningsmåler:

Ubenevnt verdi som angir forholdet mellom strømningsmålers registrering og gjennomstrømmet mengde. 

Kalibreringsmodus:

Valgbar tilstand for datamaskindel for å utføre verifikasjon, mens tilhørende målerør er avstengt. 

Kontroll:

Overvåking, tilsyn, inspeksjon og lignende av tilstander, prosessforløp, produkter mv. for å påse at disse er i samsvar med spesifikasjoner. 

Linearitet:

1)Uttrykk for hvor godt en kalibreringskurve for utstyr tilnærmes en rett linje.
2)Uttrykk for sammenhengen mellom størrelser der en endring av den ene forårsaker en entydig og proporsjonal endring av den andre. 

Liquefied Natural Gas (LNG):

Naturgass hovedsakelig bestående av metan (CH4) nedkjølt til væskeform ved omkring minus 160 grader C, med densitet ved atmosfæretrykk på ca. 430-460 kg/m³ . Standard densitet er typisk i området 0,67-0,74 kg/Sm³ . 

Mekanisk del:

Alt mekanisk utstyr som inngår i et olje- eller gassmålesystem. 

Målerør:

Rett rørstrekning der strømningsmåler er montert. 

Målesløyfe:

Sammenkopling som omfatter alt utstyr og datalinjer med mer, fra inngang av giver til visuell gjengivelse i datamaskindel. 

Målestasjon:

Sammenstilling av måleutstyr som benyttes for bestemmelse av målte kvanta. 

Måleusikkerhet:

Et uttrykk for resultatet av en måling som karakteriserer området hvor sann verdi antas å ligge. 

Målesystem:

Består av mekanisk del, instrumentdel og datamaskindel, samt dokumentasjon og prosedyrer knyttet til disse. 

Oppløsning:

Angir den minste variasjon i signalnivå som gir registrerbart utslag for måleinstrumenter. 

Petroleumsprodukter:

Salgbare produkter som er skilt ut fra råolje eller naturgass. Eksempel: etan, propan, bensin, parafin. 

Rørnormal:

Utstyr for kalibrering av dynamisk strømningsmåler, basert på forskyvning av et legeme gjennom et kalibrert rør. 

Samsvarsmerking:

Merking av gjennomstrømningsmålere med «CE»-merke, supplerende metrologisk merking og identifikasjonsnummeret til det aktuelle tekniske kontrollorgan som beskrevet i forskrift om krav til gjennomstrømningsmålere (for væsker unntatt vann), vedlegg 5. 

Samsvarsvurdering:

En vurdering av om et produkt oppfyller de tekniske krav o.l. som er fastsatt for gjennomstrømningsmålere i forskrift om krav til gjennomstrømningsmålere (for væsker unntatt vann). 

Strømningsmåler (gass):

Utstyr satt inn i eller påsatt et rør med tilhørende signalomformer som gir et primærsignal som er proporsjonalt med gjennomstrømningen. 

Transduser:

Teknisk utstyr som endrer energibærerens karakter. Benyttes i denne forskrift kun for ultralydmålere.

0Endret ved forskrifter 13 des 2004 nr. 1853 (i kraft 1 jan 2005), 22 aug 2006 nr. 1014 (i kraft 30 okt 2006), 8 mars 2012 nr. 209 (i kraft 1 juli 2012).
§ 3.Ansvar etter denne forskriften

Rettighetshaveren og andre som deltar i petroleumsvirksomhet som omfattes av denne forskriften, er ansvarlig etter denne forskriften og enkeltvedtak gitt med hjemmel i samme.

I tillegg plikter rettighetshaveren å påse at enhver som utfører arbeid for seg, enten personlig, ved ansatte eller ved entreprenører eller underentreprenører, overholder denne forskriften og enkeltvedtak gitt med hjemmel i den.

0Endret ved forskrift 22 aug 2006 nr. 1014 (i kraft 30 okt 2006).
§ 4.Krav til petroleumsvirksomheten generelt

Virksomheten som nevnt i § 1 i denne forskrift skal foregå i samsvar med krav fastsatt i eller i medhold av denne forskriften, og i samsvar med anerkjente normer for slik virksomhet.

Ved bruk av teknologi eller metoder som ikke er beskrevet i anerkjent norm, kreves utarbeidet kriterier for utvikling, prøving og bruk.

Kapittel II. Krav til styringssystem mv.

§ 5.Styringssystem

Rettighetshaveren og andre som deltar i petroleumsvirksomheten skal etablere, følge opp og videreutvikle et styringssystem som skal omfatte organisering, prosesser, prosedyrer og ressurser som er nødvendig for å sikre etterlevelse av kravene i denne forskriften.

Et styringssystem for måling skal utarbeides og vedlikeholdes på en systematisk og styrt måte. Oppdateringer skal gjøres kjent internt i egen organisasjon, for Oljedirektoratet og for andre berørte parter. Styringssystemet skal sikre at erfaringsoverføring ivaretas ved skifte av personell og ved overgang mellom bygge- og driftsfase.

Overordnet ansvar for, og tilsyn med, styringssystemet skal legges til den enhet som er ansvarlig for virksomhetens øvrige styringssystem.

En kvalitetssikringshåndbok for drift av målesystemer skal utarbeides.

§ 6.Organisasjon og kompetanse

Funksjons- og ansvarsområde for personell som har tilsyn med eller utfører oppgaver vedrørende målesystemet skal dokumenteres i rettighetshaverens organisasjonsplan. Personellets plikter, ansvar og myndighet skal være beskrevet.

Rettighetshaver skal utpeke ansvarshavende for målesystemet. Ansvarshavende skal ha ansvar for at prosedyrer for drift, vedlikehold, kalibrering og kontroll følges.

Alt personell som utfører oppgaver relatert til målesystemene skal ha dokumentert kompetanse innenfor fagområdet. Det skal være et system som viser at oppdatering og kompetansebygging blir ivaretatt.

§ 7.Verifikasjon

Ved planlegging, prosjektering, innkjøp, bygging og bruk av fiskale målesystemer som nevnt i denne forskriften, skal rettighetshaver kunne verifisere at bestemmelsene i forskriften eller enkeltvedtak er oppfylt. Uavhengig verifikasjon av kritiske parametere kan kreves.

Rettighetshaver skal sørge for verifikasjon av fiskale tall og kalibreringsrapporter for utstyr omfattet av denne forskriften.

Kapittel III. Generelle krav til måling og målesystemet

§ 8.Tillatt måleusikkerhet
MålesystemUsikkerhetsgrense ved 95 % konfidensnivå (utvidet usikkerhet med dekningsfaktor k = 2)
Salg og allokeringsmåling av olje0,30 % av standard volum
Salg og allokeringsmåling av gass1,0 % av masse
Brenselgassmåling1,5 % av standard volum
Fakkelgassmåling5,0 % av standard volum
Salgsmåling av LNG0,50 % av målt energiinnhold per skipslast

Målesystemet skal være utformet slik at systematiske målefeil unngås eller kompenseres for.

Målesystemets totalusikkerhet skal kunne dokumenteres. Det skal utarbeides usikkerhetsanalyse for målesystemet innenfor 95 % konfidensnivå. I denne forskrift brukes konfidensintervall lik ± 2 σ, dvs. dekningsfaktor k = 2. Dette gir et konfidensnivå litt høyere enn 95 %.

LNG skal måles og analyseres på utskipingsstedet. Operatøren har ansvar for, og skal kunne dokumentere, at målesystemet er i samsvar med anerkjente normer.

Volum av LNG kan ved lasting bestemmes ved bruk av sporbart oppmålte skipstanker og kalibrert nivåmåleutstyr.

For målesystemets delkomponenter gjelder følgende maksimumsgrenser:

DelkomponentSløyfeusikker-hetsgrenserUsikkerhets-grenser til komponent/LinearitetsbåndRepeterbarhets-grenser (bånd)
Rørnormal oljeNA0,04 % for alle 4 volum0,02 % for alle 4 volum
Turbinmåler olje1 puls av 100 000, 0,001 %,ved pulsoverføring av målesignal0,25 % i arbeids-området (10:1) Bånd: 0,50 % (10:1) og 0,30 % (5:1)0,027 %, usikkerhet, ref. tabell B1, API MPMS ch. 5.8.
Ultralydmåler olje1 puls av 100 000, 0,001 %, ved pulsoverføring av målesignal0,20 % i arbeidsområdet (10:1) Bånd: 0,30 % (10:1)0,027 %, usikkerhet, ref. tabell B1, API MPMS ch. 5.8.
Coriolis måler olje1 puls av 100 000, 0,001 %, ved pulsoverføring av målesignal0,20 %, i arbeidsområdet. Bånd: 0,30 % (10:1)0,027 %, usikkerhet, ref. tabell B1, API MPMS ch. 5.8.
Turbinmåler gass (salg og allokering)1 puls av 100 000 0,001 %, ved pulsoverføring av målesignal0,70 % i arbeidsområdet (10:1) Bånd: 1,0 % (10:1)0,28 % i arbeidsområdet (10:1)
Ultralydmåler gass (salg og allokering)1 puls av 100 000, 0,001 %, ved pulsoverføring av målesignal0,70 % i arbeidsområdet (20:1) etter at nullpunkts korreksjon og k-faktor innlegging er utført. Avvik fra referanse se NORSOK I-104.0,40 % i arbeidsområdet (20:1) etter at nullpunktskontroll er utført
Coriolis måler gass (allokering)1 puls av 100 000, 0,001 %, ved pulsoverføring av målesignal0,70 % i arbeidsområdet 20:10,40 % for gasshastigheter større enn minimum spesifisert hastighet.
Trykkmåling olje, gass0,30 % av målt verdi i arbeidsområdet0,10 % av målt verdi i arbeidsområdetNA
Trykkmåling brenselgass, fakkelgass0,50 % av målt verdi i arbeidsområdet0,20 % av målt verdi i arbeidsområdetNA
Temperaturmåling olje, gass0,30 °C0,20 °CNA
Temperaturmåling brenselgass, fakkelgass0,50 °C0,30 °CNA
Densitetsmåling olje0,50 kg/m³0,30 kg/m³NA
Densitetsmåling gass0,30 % av målt verdi0,20 % av målt verdiNA
Differanse-trykkmåling0,30 % av målt verdi i arbeidsområdet0,10 % av målt verdi i arbeidsområdetNA
Vann i olje måling0,05 volum % absolutt for 0 til 1,0 volum % vanninnhold, ± 5,0 % av målt verdi over 1,0 volum % vanninnhold0,50 % av målt verdi ved vanninnhold over 0,01 volum %
Densitetsmåling LNGNA0,30 % av målt verdiNA
Volummåling LNGNA0,30 % av målt verdiNA
Online GCNA0,30 % av brennverdi0-25 mol %: 0,02 mol % 25-100 mol %: 0,05 mol %.
Brennverdi gassNA0,30 % av brennverdiNA
Usikkerhet datamaskindel for olje og gassNA0,001 %NA
Usikkerhet datamaskindel for brensel- og fakkelgassNA0,1 %NA
For brenselgass: se merknad til § 14.

Linearitetsbånd kan brukes som test kriterium ved aksept av målere og er angitt i kolonnen usikkerhetsgrense for komponent hvor det er relevant.

Repeterbarhetskravet for væskemålere er nå et usikkerhetskrav på 0,027 %, ref. tabell B1, i API MPMS ch. 5.8.

0Endret ved forskrifter 13 des 2004 nr. 1853 (i kraft 1 jan 2005), 8 mars 2012 nr. 209 (i kraft 1 juli 2012).
§ 8a.Tillatt måleusikkerhet for gjennomstrømningsmålere (for andre væsker enn vann)

For gjennomstrømningsmålere for andre væsker enn vann, jf. denne forskriften § 13a, gjelder minstekrav til usikkerhetsgrenser inntatt i forskrift 21. desember 2007 nr. 1738 om krav til gjennomstrømningsmålere (for væsker unntatt vann) § 29, jf. § 3. Tilsvarende gjelder for delkomponenter i et målesystem dersom dette følger av forskrift om krav til gjennomstrømningsmålere (for væsker unntatt vann).

0Tilføyd ved forskrift 22 aug 2006 nr. 1014 (i kraft 30 okt 2006). Endret ved forskrift 7 des 2009 nr. 1845 (i kraft 1 jan 2010).
§ 9.Måleenheter

Målesystemet skal gi avlesning i SI-enheter. Rapportering av fiskale måledata til Oljedirektoratet skal være i SI-enheter.

Rapportering av brensel- og fakkelgass til Oljedirektoratet skal være i standard kubikkmeter for naturgass og liter for diesel eller andre hydrokarboner i væskefase.

Bestemmelse av målesystemets kritiske deler ved oppmåling skal være i SI-enheter.

§ 10.Referansebetingelser

Standard referansebetingelser for trykk og temperatur skal ved måling av olje og gass være 101,325 kPa og 15 °C. Ved måling av petroleumsprodukter kan annet referansetrykk benyttes.

§ 11.Bestemmelse av energiinnhold mv.

Gassammensetning fra kontinuerlig strømningsproporsjonal gasskromatografi eller fra automatisk strømningsproporsjonal prøvetaking skal benyttes for bestemmelse av energiinnhold.

For salgsgassmålestasjoner skal to uavhengige systemer installeres.

Når olje eller gass analyseres for bestemmelse av fysiske og/eller kjemiske egenskaper og analyseresultatene benyttes til salgs- eller allokeringsformål, skal dette utføres av et kompetent laboratorium.

§ 12.Føring av gass- og oljestrømmen utenom målesystemet

Strømmen av gass eller olje skal ikke føres utenom målesystemet.

Kapittel IV. Krav til utførelse av målesystemet

§ 13.Krav til målesystemet generelt

Målesystemet skal planlegges og bygges etter krav i denne forskriften og i henhold til anerkjente normer for målesystemer. For gjennomstrømningsmålere (for væsker unntatt vann) gjelder tilleggskrav som følger av § 13a.

Målesystemet skal kunne måle alle planlagte hydrokarbonstrømmer uten at noen del av måleutstyret opererer utenfor sitt arbeidsområde.

Målesystemet skal i størst mulig grad utstyres med dupliserte instrumentfunksjoner for signaler fra primærmålere og instrumentering for å legge til rette for tilstandsovervåking og redusere behov for preventivt vedlikehold. Signaler fra parallelle måleløp vil kunne benyttes i forbindelse med tilstandsovervåking.

Trådløs kommunikasjon mellom ulike deler av det fiskale målesystem kan benyttes dersom det demonstreres at løsningen integritetsmessig tilsvarer tradisjonell løsning med kommunikasjonskabel.

På salgsmålestasjoner skal antall målerør i parallell være slik at maksimal hydrokarbonstrøm skal kunne måles med ett målerør ute av drift, mens de øvrige opererer innenfor sitt arbeidsområde.

Målesystemet skal være egnet for den aktuelle type måling, de gitte fluidegenskaper og de volumer av hydrokarboner som skal måles.

Ved behov skal strømningsrettere installeres.

I områder der kontroll og kalibrering foretas skal det være tilstrekkelig beskyttelse mot uteklima og rystelser.

Målerør og tilhørende utstyr skal isoleres oppstrøms og nedstrøms i den lengde som er nødvendig for å hindre temperaturendring for de instrumentene som gir innsignal til de fiskale beregningene.

Avstengningsventiler skal være av blokkerings- og avblødningstype. Alle ventiler av betydning for integritet av målestasjonen skal kunne kontrolleres for å sikre mot lekkasje.

Alle deler av målesystemet skal være lett tilgjengelige for vedlikehold, kontroll og kalibrering. 

Flerfasemåling

Dersom tradisjonell enfasemåling av hydrokarboner ikke er mulig av økonomiske årsaker, vil flerfasemåling kunne anvendes. Flerfasemåleren vil da kunne benyttes som fiskal måler.

Følgende forhold må dokumenteres tilfredsstillende for at et konsept basert på flerfasemåling skal kunne tillates tatt i bruk, jf. kap VII og § 18:

-Operatør må forelegge et konsept for Oljedirektoratet for kommentarer og formell behandling i god tid før innsendelse av Plan for Utbygging og drift (PUD). Et estimat av forventet måleusikkerhet skal presenteres, kombinert med økonomiske tall for risiko for tap mellom utvinningstillatelser (ref. NORSOK I-105), Annex C).
-Hovedprinsipper i drifts- og vedlikeholdsfilosofi beskrives.
-Kalibreringsmulighet for målere mot testseparator eller annen referanse.
-Redundans i sensorer og robusthet i utforming av målekonsept.
-Relevant PVT (tilstandslikning) modell og representativ prøvetakingsmulighet for å kunne utføre en god PVT beregning.
-Utforming av innløpsrør for å sikre like betingelser om flere målere i parallell benyttes.
-Fleksibilitet i system for å kunne håndtere varierende GVF (gas væske fraksjon).
-Planlagt metode for tilstandsmonitorering og/eller planlagt kalibreringsintervall beskrives.
-Planlagt metode og intervall for prøvetaking og oppdatering av PVT data beskrives.

Flerfasemålerne skal når de er en del av det fiskale målesystem behandles som øvrig fiskalt måleutstyr og de administrative krav som gjelder etter denne forskriften må derfor følges.

0Endret ved forskrifter 22 aug 2006 nr. 1014 (i kraft 30 okt 2006), 8 mars 2012 nr. 209 (i kraft 1 juli 2012).
§ 13a.Gjennomstrømningsmålere (for andre væsker enn vann)

Gjennomstrømningsmålere for andre væsker enn vann som kjøpes for bruk i petroleumsvirksomheten eller som tas i bruk etter 30. oktober 2006 innenfor denne forskriftens virkeområde må være godkjent av teknisk kontrollorgan etter prosedyrene for samsvarsvurdering, jf. forskrift om krav til gjennomstrømningsmålere (for væsker unntatt vann) § 4 og forskrift 20. desember 2007 nr. 1723 om målenheter og måling § 4-11. Det vises for øvrig til forskrift om målenheter og måling § 8-1 «Overgangsbestemmelser for måleredskaper som omfattes av direktiv 2004/22/EF». Bestemmelsen gjelder tilsvarende.

Gjennomstrømningsmålere for andre væsker enn vann skal ha samsvarsvurdering og samsvarsmerking, herunder supplerende meterologisk merking. Dette gjelder òg dersom en gjennomstrømningsmåler konstrueres og produseres utelukkende for bruk til egne formål. Tilsvarende gjelder for delkomponenter i et målesystem dersom dette følger av forskrift om krav til gjennomstrømningsmålere (for væsker unntatt vann).

Under bruk må gjennomstrømningsmålere for andre væsker enn vann som et minimum oppfylle krav som fremgår av denne forskrift § 8a.

0Tilføyd ved forskrift 22 aug 2006 nr. 1014 (i kraft 30 okt 2006), endret ved forskrift 7 des 2009 nr. 1845 (i kraft 1 jan 2010).
§ 14.Målesystemets mekaniske del

Målesystemets mekaniske del skal utformes slik at representative måleverdier frembringes som innsignaler for de fiskale beregninger (jf. § 8).

Det skal legges til rette for nødvendig redundans og mulighet for verifikasjon av gass og væskemålerne.

Når turbinmålere brukes til væskemåling, skal permanent rørnormal være tilgjengelig for kalibrering av målerne.

Rørnormalen skal kunne kalibreres på bruksstedet.

Dersom andre typer strømningsmålere brukes til væskemåling, skal permanent utstyr for kalibrering av måler være tilgjengelig.

Det skal dokumenteres at omkringliggende utstyr ikke vil påvirke målesignalene.

§ 15.Målesystemets instrumentdel

Trykk, temperatur, densitet og komposisjonsanalyse skal måles på en slik måte at representative måleverdier frembringes som innsignaler for de fiskale beregninger (jf. § 8).

§ 16.Målesystemets datamaskindel

Målesystemets datamaskindel skal utformes slik at de fiskale beregninger kan utføres innenfor den fastsatte måleusikkerhet (jf. § 8).

Datamaskindelen skal være utstyrt med ulike sikringsfunksjoner slik at de fiskale tall ikke kan endres som følge av uønskede hendelser av teknisk art eller som en følge av manuell feiloperasjon.

Datamaskindelen skal ved rapporter kunne dokumentere de ulike fiskale parametere og de fiskale mengder som er beregnet av disse.

Datamaskindelen skal ha avbruddsfri strømforsyning. Det skal sikres at feil registreres med alarm og at reservesystem aktiveres. Strømbrudd skal ikke kunne forårsake at fiskale måledata slettes fra datamaskinens lagringsenhet.

§ 17.Krav til prøvetaking

Prøvetakingen skal utføres på en måte som sikrer at prøvemengde er representativ.

Prøvetakingen skal være automatisk og strømningsproporsjonal. I tillegg skal det være mulig å foreta manuell prøvetaking.

For olje og kondensat skal nødvendig utstyr for homogenisering installeres oppstrøms av uttak for prøvetakingsrør.

Kapittel V. Krav til kalibrering og verifisering mv. før målesystemet tas i bruk

§ 18.Søknad om samtykke

Rettighetshaver skal innhente samtykke fra Oljedirektoratet før målesystemet tas i bruk. Det skal også innhentes samtykke for utføring av større ombygginger eller endring av bruksområde for et målesystem.

Dersom forutsetningene for et samtykke som er gitt i medhold av denne paragrafen første ledd, endres vesentlig, kan Oljedirektoratet kreve at rettighetshaver henter inn et nytt samtykke før aktivitetene føres videre.

Før målesystemet tas i bruk skal det utarbeides prosedyrer for drift, vedlikehold, kalibrering og verifikasjon. Prosedyrene skal ivareta at målesystemet vedlikeholdes til den standard det er utformet til.

Prosedyrer for kalibreringer og verifiseringer som skal utføres for å klargjøre målestasjonen til oppstart, skal sendes til Oljedirektoratet som vedlegg til søknaden.

0Endret ved forskrift 5 des 2003 nr. 1720 (i kraft 1 jan 2004).
§ 19.Generelt

Kalibreringer og verifiseringer som beskrives i dette kapitlet skal utføres før målesystemet tas i bruk på bruksstedet.

Oljedirektoratet skal ha anledning til å være til stede når aktivitetene utføres.

§ 20.Kalibrering av mekanisk del

Rørnormalens volum skal kalibreres,

a)før levering av målesystemet fra byggeplassen,
b)før målesystemet tas i bruk på bruksstedet.

De mekaniske delene som er kritiske for måleusikkerheten skal oppmåles eller strømningskalibreres for å dokumentere kalibreringskurve.

Det ferdigmonterte væskemålesystemet skal testes med væskestrøm på byggeplassen og funksjonell test av strømningsmålere skal utføres.

Statistiske metoder for å dokumentere repeterbarhetskrav kan benyttes.

0Endret ved forskrift 8 mars 2012 nr. 209 (i kraft 1 juli 2012).
§ 21.Kalibrering av instrumentdel

Målesløyfene skal være kalibrert og kalibreringsresultatene skal være tilgjengelig.

Målesløyfene skal kalibreres med et antall punkter slik at linearitetsavvik avdekkes innenfor arbeidsområdet. Kalibrering av målesløyfene skal utføres ved visuell avlesning av signalene i datamaskindelen.

§ 22.Verifisering av datamaskindel

For hvert målerør skal det utføres verifikasjon av datamaskindelen for å bekrefte at alle funksjonene er operative.

For alle uavhengige programrutiner skal det verifiseres at beregninger utføres med krav lik eller bedre enn det som er nevnt i denne forskriften § 8. Integrasjon skal verifiseres med minst tre verdier i strømningsområdet.

Beregningene for kalibreringer som nevnt i denne forskriften § 20 skal verifiseres. Dette omfatter K-faktor for den enkelte kalibrering og gjennomsnittsverdien innenfor det tillatte variasjonsområdet.

Kapittel VI. Krav til målesystemet i bruk

§ 23.Vedlikehold

Målesystemet skal vedlikeholdes til den norm det er konstruert i henhold til.

Det utstyr som inngår i målesystemet, og som har vesentlig betydning for måleusikkerheten, skal være kalibrert med sporbart utstyr før oppstart, og deretter vedlikeholdes til denne standard.

Kontroll for å sikre at utstyr som nevnt i denne paragrafens første ledd er innenfor gitte grenseverdier skal utføres regelmessig av kvalifisert personell. Dersom utstyr ved kalibrering er utenfor de gitte grenseverdiene, skal korrigering utføres av kvalifisert personell eller ved kalibrering og tilhørende korrigering i et kompetent laboratorium. Sporbar kalibrering av testinstrumenter skal utføres regelmessig av kompetente laboratorier.

§ 24.Driftskrav for rørnormal

Rørnormalens volum skal kalibreres årlig.

Kalibrering skal også utføres dersom volumet kan ha endret seg som følge av utstyrsvikt.

§ 25.Driftskrav for strømningsmålere

Turbinmålere for olje skal kalibreres mot den permanente rørnormalen med en repeterbarhet slik at en sekvens av fem etterfølgende enkeltkalibreringer faller innenfor et bånd på 0,05% av gjennomsnittlig kalibreringsfaktor.

Kalibreringsfaktoren for strømningsmålere skal ligge innenfor kontrollgrensene som nevnt i anerkjent norm. Strømningsmålere som installeres etter overhaling, modifikasjon eller utskifting skal umiddelbart kalibreres for å verifisere krav til linearitet og repeterbarhet.

Etter oppstart av målesystemet skal det utføres kalibreringer av strømningsmålere for å verifisere krav til repeterbarhet og linearitet. Det skal også verifiseres i hvilken grad kalibreringsfaktoren påvirkes av strømningsmengde, temperatur, trykk og sammensetningen ved endringer innenfor variasjonsområdet.

Kalibrering av strømningsmålere skal tilfredsstille følgende krav,

a)det skal etableres grenser for kalibreringsfaktor og oljestrømning, temperatur, trykk, densitet, viskositet eller sammensetning dersom det er en sammenheng mellom disse. Ved overskridelse av grensene skal ny kalibrering utføres,
b)tidsintervallet mellom kalibrering av strømningsmålerne skal ikke overskride fire dager. For hver skipning skal kalibreringsfaktor for strømningsmålere i bruk bestemmes.

Statistiske metoder for å dokumentere repeterbarhetskrav kan benyttes.

Måleblendene skal kontrolleres for kantskarphet, overflateruhet og planhet. Kontroll skal foretas ved oppstart og én gang per måned i de første seks måneder. Etter dette kan intervallene utvides, men dersom det senere oppdages skader eller slitasje skal intervallet for kontroll av måleblendene reduseres. Måleblenden skal også kontrolleres etter hendelser som kan ha påvirket den fiskale målekvaliteten. Måleblendene skal sertifiseres før installasjon i målerør og senere om det avdekkes synlige skader.

For ultralydmåling av gass skal tilstandsparametere verifiseres.

Ved gassmåling med måleblende eller ultralyd skal målerørene kontrolleres ved indikasjon på endring av innvendig overflate.

§ 26.Driftskrav for instrumentdel

Alle givere skal kontinuerlig overvåkes og/eller regelmessig kalibreres i henhold til krav i § 8, jf. § 8a. Når kalibrering utføres skal dette omfatte flere verdier i giverens arbeidsområde. Dersom givernes utgangssignaler avviker fra de grenser som er fastsatt, skal nødvendig vedlikehold og deretter ny kalibrering utføres.

Kalibreringsmetodene skal være slik at systematiske målefeil unngås eller kompenseres for.

Gassdensitometere skal verifiseres mot beregnet densitet eller annen relevant metode.

Online gasskromatografer skal valideres mot sporbar referanse gass med en fastsatt frekvens. Avledet av usikkerhetsangivelse i § 8, skal kriterier for validering fastsettes. Dersom gasskromatograf ved validering er utenfor angitt kriterium skal kalibrering utføres og nye faktorer etableres. Etter en slik korreksjon skal ny validering utføres for å få bekreftet at gasskromatograf nå er innenfor det gitte testkriterium.

Variasjoner i gasskomposisjon skal overvåkes og ved variasjon utover ± 5 %, bør referansegass med ulik brennverdi og eventuelt ny linearitetstest vurderes.

0Endret ved forskrifter 22 aug 2006 nr. 1014 (i kraft 30 okt 2006), 8 mars 2012 nr. 209 (i kraft 1 juli 2012).
§ 27.Driftskrav for datamaskindel

Kritiske data skal regelmessig arkiveres. Det skal etableres prosedyrer for håndtering av feilmeldinger fra datamaskindelen eller feil som oppdages på annen måte.

Ved programendringer og ved bytte av datamaskindeler skal det utføres en uavhengig verifikasjon av datamaskindelens beregningskrav, jf. denne forskriften § 22.

0Endret ved forskrift 8 mars 2012 nr. 209 (i kraft 1 juli 2012).

Kapittel VII. Krav til dokumentasjon

§ 28.Dokumentasjon før målesystemet tas i bruk

Etter at plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst (PUD) og plan for anlegg og drift av innretning og for utnyttelse av petroleum (PAD) er godkjent og før målesystemet tas i bruk, skal operatøren ha følgende dokumenter tilgjengelig,

a)teknisk beskrivelse av målesystemet,
b)oversikt som viser plasseringen av målesystemet i prosess- og transportsystemet,
c)tegninger og beskrivelse av utstyret som inngår i målesystemet,
d)dokumentasjonsoversikt for målesystemet,
e)fremdriftsplan for prosjektet frem til søknad om samtykke til bruk,
f)beskrivelse av operatørens og leverandørens styringssystem for oppfølging av målesystemet,
g)usikkerhetsanalyse.

Oljedirektoratet skal på forespørsel tilsendes dokumentasjon som nevnt i denne paragrafen første ledd.

§ 29.Dokumentasjon for målesystemet i bruk

Det skal etableres og vedlikeholdes et arkiv som skal omfatte dokumentasjon vedrørende målesystemet. Det skal kunne dokumenteres at kvaliteten på målinger er som nevnt i denne forskriften og at det er samsvar mellom rapporterte og målte kvanta.

Fast innsatte parametere skal enkelt kunne verifiseres.

Dokumentert feilmåling skal det korrigeres for. Korrigering skal foretas om avviket er større enn 0,02% av totalt volum. Om feil har en lavere prosentverdi skal korreksjon utføres når feilens totalverdi anses å være betydelig.

Dersom det er uklart hvor lenge det har vært feilmålt, skal korreksjon foretas for halvdelen av det tidsrom det maksimalt kan ha blitt feilmålt.

Rapportering av CO₂ -avgiftsmålinger for innbetaling av CO₂ -avgiften skal skje halvårlig som nevnt i CO₂ -avgiftsloven § 4 og i henhold til skjema utgitt av Oljedirektoratet.

Om målte tall av tekniske grunner ikke er tilgjengelige, skal rapporterte tall kunne dokumenteres på en beregningsmessig forsvarlig måte.

Diesel levert til innretningen i avgiftsterminen skal rapporteres som grunnlag for CO₂ -avgiftsberegning. Fradrag for diesel som ikke er benyttet til forbrenning skal dokumenteres og rapporteres til Oljedirektoratet som nevnt i denne paragrafen fjerde ledd.

Alle måledata som denne forskriften omfatter skal rapporteres i PetroBank-systemet.

0Endret ved forskrift 5 des 2003 nr. 1720 (i kraft 1 jan 2004).
§ 30.Informasjon

Etter at PUD er godkjent skal rettighetshaver informere Oljedirektoratet om alle vesentlige «forhold» som påvirker kvalitet av fiskale målinger eller tall rapportert fra disse.

Oljedirektoratet skal informeres om,

a)årlig plan for aktiviteter innenfor fagområdet
b)prosedyre for eierskapsallokering av petroleum mellom ulike rettighetshavere i utvinningstillatelser
c)feilmåling
d)når fiskale måledata er blitt korrigert basert på beregninger
e)endring i kalibreringsintervall
f)endring i beregningsprogrammer
g)endringer i de forutsetninger som ligger til grunn for samtykket
h)lasterstatningsprosedyrer som gjelder ved salg av hydrokarboner i væskefase.
0Endret ved forskrift 7 des 2009 nr. 1845 (i kraft 1 jan 2010).
§ 31.Kalibreringsdokumenter

Beskrivelse av fremgangsmåte ved kalibrering og kontroll, samt oversikt av resultater der måleavvik før og etter kalibrering fremgår, skal dokumenteres. Dokumentasjonen skal være tilgjengelig for verifikasjon på bruksstedet.

0Endret ved forskrift 5 des 2003 nr. 1720 (i kraft 1 jan 2004).

Kapittel VIII. Alminnelige bestemmelser

§ 32.Tilsynsmyndighet - myndighet til å fatte enkeltvedtak mv.

Oljedirektoratet fører tilsyn med at bestemmelsene som er gitt i denne forskriften eller vedtak som er fattet i medhold av den, blir overholdt. Oljedirektoratet kan fatte de enkeltvedtakene som er nødvendige for å gjennomføre bestemmelser som er gitt i denne forskriften.

§ 33.Dispensasjon

Oljedirektoratet kan i særlige tilfeller dispensere fra bestemmelser som er gitt i denne forskriften.

§ 34.Straffebestemmelse

Overtredelse av denne forskriften eller vedtak som er fattet i medhold av den, straffes som bestemt i petroleumsloven § 10-17, og CO₂ -avgiftsloven § 7, jamfør straffeloven kapittel 3a.

§ 35.Ikrafttredelses- og overgangsbestemmelser
1.Denne forskriften trer i kraft 1. januar 2002.
2.Fra samme dato gjøres følgende endringer
a)forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass i petroleumsvirksomheten, fastsatt av Oljedirektoratet 3. juli 1991 nr. 532, oppheves.
b)forskrift om brensel- og fakkelgassmåling ved beregning av CO₂ -avgift i petroleumsvirksomheten, fastsatt av Oljedirektoratet 12. august 1993 nr. 806, oppheves.
3.Vedtak fattet i medhold av forskriftene som er nevnt i denne paragrafen nummer 2 skal gjelde inntil de eventuelt blir opphevet eller endret av Oljedirektoratet.
4.
a)Denne forskriftens generelle krav og krav vedrørende uttesting og drift av måleutstyr (kapittel I, II, III, V, VI, VII og VIII) gjelder for alle målesystemer.
b)Krav til utførelse (kapittel IV) gjelder kun målesystem hvor utførelse ble påbegynt etter 1. januar 2002. Oljedirektoratet kan ved enkeltvedtak overfor den enkelte operatør gjøre krav til utførelse helt eller delvis gjeldende for måleutstyr eller målesystem som er utført før tidspunktet nevnt i foregående punktum, jamfør denne forskriften § 32.

Referanseliste

-AGA, American Gas Association
-AGA Report No 8, Natural Gas density and compressibility factor executable program and Fortran Code
-AGA Report No 9, Measurement of gas by multipath ultrasonic meters
-AGA Report No 10, Speed of sound in natural gas and other related hydrocarbon gases
-ASTM 1945, Standard test method for analysis of natural gas by gas chromatography
-API, MPMS, American Petroleum Institute, Manual of Petroleum Measurement Standards
-API Recommended Practice 86. Recommended practice for multiphase flow
-ISO Natural Gas. Upstream Area - Allocation of gas and condensate (TR ISO TC 193)
-NFOGM Flerfasehåndbok
-Håndbok for usikkerhetsberegning CMR/NFOGM/OD
-ISO/OIML The Guide to the expression of uncertainty in measurement
-OIML R 117 Measuring systems for liquids other than water, Annex A
-ISO 3171 Petroleum liquids - Automatic pipeline sampling
-ISO 5024 Petroleum liquids and liquefied petroleum gases. Measurement Standard reference conditions
-ISO 5167-1 Measurement of fluid flow by means of orifice plates, nozzles and venturi tubes inserted in circular cross section conduits running full
-ISO 6551 Petroleum Liquids and Gases - Fidelity and Security of Dynamic
-ISO 6976. Natural gas - Calculations of calorific values, density, relative density and Wobbe index from composition
-ISO 7278 Liquid hydrocarbons - Dynamic measurement - Proving system for volumetric meters
-ISO 9002 Quality systems, Model for quality assurance in production, installation and servicing
-ISO 9951 Measurement of gas flow in closed conduits - Turbine meters
-ISO 1000 SI units and recommendations for the use of their multiples and certain other units
-ISO/IEC 17025 General requirements for the competence of testing and calibration laboratories
-ISO/CD 10715 Natural Gas - Sampling Guidelines
-NORSOK I-104, Fiscal measurement systems for hydrocarbon gas
-NORSOK I-105, Fiscal measurement systems for hydrocarbon liquid
-NORSOK P-100, Prosess system
-NS 4900
-NS 1024
-LNG Custody Transfer Handbook (CTH), G.I.I.G.NL
-ISO 13398 Refrigerated light hydrocarbon fluids - Liquefied natural gas - Procedure for custody transfer on board ship
-Forskrift 21. desember 2007 nr. 1738 om krav til gjennomstrømningsmålere (for væsker unntatt vann)
-Forskrift 20. desember 2007 nr. 1723 om målenheter og måling.
0Endret ved forskrifter 13 des 2004 nr. 1853 (i kraft 1 jan 2005), 24 nov 2008 nr. 1253 (i kraft 1 jan 2009), 7 des 2009 nr. 1845 (i kraft 1 jan 2010), 8 mars 2012 nr. 209 (i kraft 1 juli 2012).

Vedlegg 1: Skjema 1, CO₂ -avgift, halvårlig innbetaling 

SKJEMA 1 - CO₂ -AVGIFT

HALVÅRLIG INNBETALING 

Halvår:

Selskap: 

Felt/innretningAvg. beløp
Gass
Avg. beløp
Olje/kondensat
Avg. beløp
Sum







Sum denne perioden
Sum korrigeringer
Sum renter
Halvårlige innbetalinger
 

Dato/sign.

___________________________ 

Til internt bruk i Oljedirektoratet

KontoDebetKredit




Sum

Vedlegg 2: Skjema 2, CO₂ -avgift, avgiftsberegning per produkt 

SKJEMA 2 - CO₂ -AVGIFT

AVGIFTSBEREGNING PER PRODUKT 

Halvår:

Felt/innretning:

Norskandel:

Produkt: 

MånedBrensel
(Sm³ /1)
Fakling
(Sm³ /1)
Utslipp
(Sm³ /1)
Totalt
(Sm³ /1)
Avg. satsAvg. beløp
(NOK)
1
2
3
4
5
6
Sum
Tidl. innbetalt
Differanse
Renter
Totalt

Dato/sign:

__________________________ 

Revidert SKJEMA 2 fylles ut ved korrigering av tidligere oppgjør.

Spesifikasjon av renteberegning legges ved.

Merknader til forskrift om måling av petroleum for fiskale formål og for beregning av CO₂ -avgift

Til kapittel I Innledende bestemmelser

Til § 1 Virkeområde

Etter petroleumsloven § 1-4 gjelder forskriften også for anlegg på land dersom petroleum er transportert til anlegget med rørledning fra kontinentalsokkelen og målingen av praktiske årsaker foretas på land i Norge. Oljedirektoratet vil i slike tilfeller samordne tilsynsaktiviteten med Justervesenet (JV) som vist til i samarbeidsavtale mellom de to etatene. Ved terminaler i utlandet hvor norsk petroleum ilandføres med rørledning foretar Oljedirektoratet måleteknisk tilsyn i samarbeid med relevante myndigheter i vedkommende stat, jf. petroleumsloven § 1-4 første ledd andre punktum. 

CO₂ -avgiftsmåling:

CO₂ -avgiften beregnes per felt/innretning. I henhold til CO₂ -avgiftsloven § 5 er det Finansdepartementet som treffer bestemmelser vedrørende avgiftens størrelse og omfang.

Forskriften gjelder for måling av naturgass som benyttes til drift av forbrenningsmaskiner, og for naturgass som blir avbrent eller ventilert til atmosfære. Utslipp av ren CO₂ blir avgiftsbelagt etter samme avgiftssats som naturgass som benyttes til forbrenning. Denne forskriften gjelder ikke for annen brensel enn naturgass når det gjelder krav til målesystem.

Forskriften gjelder også for bruk av diesel til drift av forbrenningsmaskiner. Dieselmengder er avgiftsbelagt for flyttbare innretninger som utfører hjelpefunksjoner for innretninger og er tilknyttet innretninger som produserer olje eller gass, Dieselmengdene skal dokumenteres og rapporteres som gitt i denne forskriften § 29. Diesel utgjør en relativt begrenset del av brenselforbruket i petroleumsvirksomheten. Oljedirektoratet har derfor ikke funnet det hensiktsmessig å detaljregulere i denne forskriften hvordan diesel skal mengdebestemmes.

Ved oppstart av nye felt begynner CO₂ -avgiften å løpe fra det tidspunkt når 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.

Boring av utvinningsbrønner fra flyttbare innretninger omfattes ikke av avgiften. Flyttbar innretning som har en direkte tilknytning til en produksjonsinnretning er avgiftspliktig. Brønner som er identifisert som letebrønner vil være unntatt avgiftsplikt, også når de bores fra anlegg med avgiftsplikt.

Når produksjon av petroleum opphører i forbindelse med nedstengning av et felt, det vil si når utvinningen av petroleum fra forekomsten opphører og anlegget er uten hydrokarboner, skal det ikke lenger betales CO₂ -avgift. For innretninger uten egen produksjon av petroleum skal det ikke betales CO₂ -avgift etter at innretningens hovedfunksjon er opphørt. Med innretninger uten egen produksjon menes for eksempel pumpe/kompressor plattformer.

Vanndamp eller nitrogen som av prosessmessige årsaker medfølger i gassmengder til fakling, kan det etter søknad gis fradrag for. 

NOx -avgiftsmåling

Oljedirektoratet er kompetent myndighet for fast installerte innretninger på kontinentalsokkelen og kan blant annet godkjenne kildespesifikk utslippsfaktor etter søknad fra den avgiftspliktige, inkludert metode for måling eller beregningsmåte for å fastsette størrelse på NOx -utslipp, jf. forskrift 11. desember 2001 nr. 1451 om særavgifter § 3-19-7.

Toll- og avgiftsdirektoratet (TAD), ved Tollregionene forvalter de innkrevingsmessige og juridiske forhold vedrørende avgiften. Oljedirektoratets (OD) ansvar omfatter det tekniske ansvar for fast installerte innretninger på kontinentalsokkelen.

Den tekniske oppfølging av NOx -utslipp fra flyttbare borerigger og annen maritim virksomhet er Sjøfartsdirektoratets ansvar.

Avgiftsberegningen skjer i henhold til krav gitt i forskrift om særavgifter § 3-19-6.

Beregnes avgiften etter en kildespesifikk utslippsfaktor, skal det foreligge dokumentasjon fra operatør som angir faktorer og metode for slik fastsettelse. Denne dokumentasjon må forelegges for Oljedirektoratet. Dersom ingen innvendinger er mottatt fra OD, innen 4 uker fra dokumentasjonen er mottatt, kan de nye faktorer tas ibruk.

Når de nye faktorer tas i bruk, skal TAD skriftlig informeres. Kopi av denne korrespondanse skal sendes OD og Tollregionen.

Ved innføring av Predictive Emission Monitoring Systems (PEMS), gjelder samme prinsipp. Operatør informerer OD om at PEMS er innført og at man ønsker å ta systemet i bruk for NOx -avgiftsrapportering fra en fastsatt dato. Tekniske forklaringer av PEMS må medfølge. Om ingen innvendinger er mottatt innen 4 uker, er dette akseptert som basis for NOx -avgiftsrapportering. TAD, OD og Tollregion informeres tilsvarende som ved kildespesifikk utslippsfaktor om at ny beregningsmetode er gjeldende.

For fakkelgass er nå en faktor på 1,4 g/Sm³ gass forbrent i bruk som utslippsfaktor. Utredningsarbeid pågår for å få et bedre erfaringsgrunnlag for å fastsette denne faktor.

For de ulike gassturbiner og dieselmotorer i bruk kan de sjablon verdier som er gitt i forskrift om særavgifter § 3-19-9, benyttes.

Operatør skal for den enkelte installasjon til enhver tid ha en oppdatert liste over utstyr som er NOx -avgiftspliktig og de faktorer eller målemetoder som er i bruk for å bestemme utslippet.

Til § 2 Definisjoner

Definisjoner som følger av overordnet regelverk er ikke gjentatt i denne forskriften.

Til § 3 Ansvar etter denne forskriften

Det presiseres at denne paragrafens første ledd innebærer en materiell plikt til å etterleve forskriftens bestemmelser og enkeltvedtak som gis i medhold av forskriften. Plikt til å gjøre dette gjennom iverksettelse av nødvendige systematiske tiltak følger av denne forskriften § 5.

De pliktene som rettighetshaverne i fellesskap har etter petroleumsloven og CO₂ -avgiftsloven, vil operatøren av den enkelte innretning ha det direkte ansvar for, som ved utforming, innkjøp og drift av målesystemene og med rapportering og betaling av avgift. Denne forskriftens bestemmelser vil derfor være adressert til operatøren på vegne av rettighetshaverne.

Til § 4 Krav til petroleumsvirksomheten generelt

I merknadene til de enkelte paragrafene anbefales det bruk av en rekke industristandarder eller andre normgivende dokumenter, eventuelt med tilleggspunkt som fremgår av merknaden, som en måte å oppfylle forskriftens krav på. Den anbefalte løsningen blir gjennom denne henvisning en anerkjent norm. På områder der det ikke er industristandarder, beskriver forskriften i enkelte tilfeller i merknaden til bestemmelsen løsninger som angir måter å oppfylle forskriftens krav på. Slike anbefalinger vil få samme status som henvisningen til industristandarder som nevnt. I følge § 4 kan rettighetshaveren normalt legge til grunn at anbefalt løsning innfrir det aktuelle forskriftskravet.

Det forutsettes at forskriften og merknadene sees i sammenheng for å få en best mulig forståelse av det nivået som ønskes oppnådd gjennom forskriften. Normer som anbefales i merknadene vil være sentrale ved fortolkningen av de enkelte forskriftskravene.

Total måleusikkerhet som nevnt i denne forskriften § 8, vil være avgjørende for hvilke målemetoder som kan benyttes.

Bruk av anerkjente normer som nevnt i første ledd er frivillig i den forstand at det kan velges andre tekniske løsninger, metoder eller fremgangsmåter.

Grunnlaget for å benytte alternative metoder kan være,

a)dokumentasjon som viser at måleusikkerhet og driftssikkerhet er lik eller bedre enn for konvensjonelt utstyr,
b)ved allokeringsmåling der det er misforhold mellom kostnad ved konvensjonelt system i forhold til et forenklet system (jf. Norsok I-105, Annex C).

Avklaring vedrørende målekonseptet bør skje ved behandling av plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst (PUD) eller plan for anlegg og drift av innretninger for transport eller for utnyttelse av petroleum (PAD) eller ved behandling av søknad om fritak for slik plan.

Godkjennelse av PUD eller PAD innebærer at målekonseptet med tilhørende usikkerhetsnivå er godkjent. Eventuell dispensasjon, jf. § 33, kommer bare til anvendelse for de avvik fra forskriftskravene som ikke er identifisert i PUD eller PAD.

Til kapittel II Krav til styringssystem mv.

Kapitlet omhandler krav til styringssystem innenfor både petroleumslovens og CO₂ -avgiftslovens virkeområder. En har funnet det hensiktsmessig å fastsette felles bestemmelser for de to områdene. Det vises også til petroleumsloven § 10-6 og petroleumsforskriften § 56, § 57 og § 58.

Til § 5 Styringssystem

Et styringssystem for måling bør inneholde:

a)usikkerhetsgrenser totalt og for delkomponenter,
b)ansvarslinjer for oppfølging av kvalitet på målesystem,
c)ansvarsområder mellom ulike avdelinger i organisasjonen og grenseflater mellom dem.

For verifikasjon av dokumentasjon:

a)hvem som mottar dokumentasjon, og i hvilken rekkefølge,
b)hva som gjøres med dokumentasjon,
c)hvordan informasjon fra dokumentasjon håndteres,
d)hvordan og hvor dokumentasjon oppbevares etter ferdigbehandling,
e)hvilke tiltak som utføres dersom vurdering av data krever videre oppfølging.

For verifikasjon av utstyr:

a)en beskrivelse av hensikt, retningslinjer for utførelse og hvilken enhet som er ansvarlig,
b)en beskrivelse av utstyr som verifiseres og spesifisering av utstyr som benyttes til dette,
c)en beskrivelse av nødvendige forberedelser,
d)en systematisk beskrivelse av hvordan verifikasjonene utføres,
e)en beskrivelse av hvordan oppnådde resultater behandles for å sikre kvalitet,
f)en referanse til loggføring for målesystemene,
g)et eksempel som viser hvordan resultater, merknader og avviksgrenser bør registreres.

For bruk av utstyr:

a)en beskrivelse av utstyret som benyttes ved normal drift,
b)en prosedyre for avviksbehandling for utstyr som svikter under normal drift,
c)en oversikt over viktig informasjon og erfaringsoverføring,
d)en liste over alarmer og en prosedyre for hvordan de håndteres.

Styringssystemet kan omfatte andre elementer enn de som er nevnt i denne opplistingen.

Til § 6 Organisasjon og kompetanse

Rettighetshaver bør påse at ansvarshavende som nevnt i denne paragrafen annet ledd ivaretar et særlig faglig ansvar for å se til at målesystemet til en hver tid tilfredsstiller gjeldende bestemmelser. Videre bør rettighetshaveren påse at ansvarshavende for målesystemet holdes orientert om målesystemer under planlegging, bygging og ferdigstilling.

Rettighetshaveren bør påse at:

a)det er en arbeidsbeskrivelse for hver stilling inkludert krav til kompetanse
b)det etableres og vedlikeholdes prosedyrer for å identifisere opplæringsbehov
c)det sikres at alt personell har fått opplæring til å utføre sine tildelte oppgaver
d)det etableres og vedlikeholdes en oversikt over kvalifikasjoner, opplæring og erfaring for alt personell med oppgaver som omfattes av denne forskriften.

Til § 7 Verifikasjon

Hensikten med verifikasjon er å bekrefte, ved å undersøke og framskaffe bevis for, at spesifiserte krav er oppfylt. Med uavhengig verifikasjon som nevnt i denne paragrafen andre punktum, menes at operatøren kan pålegges å bruke tredje part for utførelsen.

Til kapittel III Generelle krav til måling og målesystemet

Til § 8 Tillatt måleusikkerhet

Prinsipper for usikkerhetsanalyse er gitt i ISO «Guide to the Expression of Uncertainty in Measurement» (the Guide).

Håndbok for usikkerhetsberegning, CMR/NFOGM/OD, 1999 omfatter både olje og gassmåling.

± er fjernet, fra tabellene, da det når man angir 95 % konfidensnivå er nok å oppgi tallverdi.

Når referanse (master) målere brukes for kalibrering av målere i drift, bør master målerne ha betydelig bedre (30 %) linearitet og repeterbarhet enn det som er spesifisert som maksimum grenser i tabell 2.

En totalusikkerhet bedre enn den fastsatte måleusikkerhet for brenselgass blende målestasjoner (1,5 %) krever at densitet bestemmes slik at totalusikkerhet kommer innenfor fastsatt grense.

For en del parametere er måleusikkerhet definert i forhold til målt verdi. Arbeidsområdet for giverne må tilpasses området det normalt måles i. Ved oppstart eller nedstengning av målerør, vil man i korte perioder være utenfor arbeidsområdet og grenser for måleusikkerhet.

I noen spesielle tilfeller er arbeidsområdet for trykkgiverne slik at krav som angitt for trykkmåling olje, gass; trykkmåling brensel, fakkelgass og differansetrykkmåling ikke kan oppfylles. Etter informasjon til Oljedirektoratet, som angitt i § 30, vil utstyr likevel kunne benyttes til formålet.

Når rørnormalkalibrering utføres med væsker med lav densitet, som kondensat og LPG, vil repeterbarheten bli noe høyere pga. CTL temperatursensitivitet.

Krav til ultralyd brenselgassmåler bør være som angitt i NORSOK I-104, punkt 6.2.2.4.

For prøvetaking og analyse av LNG vises det til LNG Custody Transfer Handbook (CTH), NORSOK I-104 og ISO 13398 Refrigerated light hydrocarbon fluids - Liquefied natural gas - Procedure for custody transfer on board ship (1997).

Til § 9 Måleenheter

Anerkjent norm er ISO-1000 eller NS-1024. For trykk kan enheten bar benyttes.

Til § 10 Referansebetingelser

Referansebetingelsene som nevnt i denne paragrafen er fra NS-4900, ISO-5024 eller NORSOK I-104 og I-105. Ved salg av petroleumsprodukter bør masse (vekt i vakuum) i samsvar med SI-enheter benyttes som fiskal størrelse.

Til § 11 Bestemmelse av energiinnhold mv.

Anerkjent norm for bestemmelse av energiinnhold vil være ISO-6976 eller tilsvarende. Referansetemperatur for energiberegning bør være 25 °C/15 °C (°C forbrenningens referansetemperatur/°C volum). Ved bruk av kontinuerlig gasskromatografi vil anerkjent norm være NORSOK I-104.

Til § 12 Føring av gass- og oljestrømmen utenom målesystemet

Når olje lastes til tankskip vil resirkulasjonslinje for oljemålestasjonen kunne tillates.

For skipning av petroleumsprodukter i små laster vil en ha behov for resirkulasjonslinje på målestasjonen. En forutsetning er at et system for ventilintegritet benyttes.

Eventuelt forbikoblingsrør stenges med blindflens eller med en avstengningsventil med dobbel blokk og avblødningsmulighet, slik at olje ikke kan passere uten å bli målt.

Til kapittel IV Krav til utførelse av målesystemet

Til § 13 Krav til målesystemet generelt

Målere som ikke har egen kalibreringsenhet (rørnormal) bør uttestes med væske eller gass ved test betingelser som er så like operasjonsbetingelsene som mulig.

Når forskrift nevner dupliserte instrumentfunksjoner betyr det ikke at primærmåler nødvendigvis skal dupliseres. For nyere måleprinsipper som ultralyd og coriolis, kan duplisering/overvåking effekt oppnås ved ulike signal typer.

Om det på en allokeringsmålestasjon med ultralydløsning velges en løsning med kun ett målerør, bør man ha muligheter for å kontrollere måler under drift og å ha nødvendig reserveutstyr klar for installasjon i målerør.

For gassmåling bør maksimum strømningshastighet ved ultralydmåling ikke overstige 80 % av leverandørens spesifiserte maksimum strømningsrate.

Ett målerør hvor det er lagt til rette for vedlikehold, vil oppfylle forskriftens krav for en brenselgassmålestasjon.

For vedlikehold av brenselgassmålestasjon med bare ett målerør bør det være omløp.

Dersom strømningsrettere benyttes, bør de være av anerkjent fabrikat.

Anerkjente normer for avstengingsventiler er NORSOK I-104, I-10 og NORSOK P-001.

Ventiler med dobbel tetning og mellomliggende ekspanderende kammer kan benyttes.

Avstengingsventilene bør ha omkoplingslinje, slik at trykk kan utjevnes før de åpnes.

Det bør vurderes behov for at elektronisk utstyr skal være typegodkjent som angitt i OIML R 117 Measuring systems for liquids other than water, Annex A (1995).

Til § 13a Gjennomstrømningsmålere (for andre væsker enn vann)

Måleforskriften er ved forskriftsendring 22. august 2006 nr. 1014 endret som følge av Norges implementering av direktiv 2004/22/EF om måleinstrumenter (MID), jf. EØS-avtalen vedlegg II kap. IX om måleinstrumenter nr. 27. For måling i petroleumsvirksomheten, herunder måling på landterminaler omfatter dette kun gjennomstrømningsmålere (for andre væsker enn vann). Kravene til disse måleinstrumentene er endret i samsvar med direktivet og er harmonisert med forskrift 21. desember 2007 nr. 1738. om krav til gjennomstrømningsmålere (for væsker unntatt vann), fastsatt av Nærings- og handelsdepartementet og Justervesenet. Det vises og til forskrift 20. desember 2007 nr. 1723 om målenheter og måling. Nevnte forskrift fastsetter i kapittel 4 hvilke krav gjennomstrømningsmålere skal oppfylle for å kunne gjøres tilgjengelig på markedet og for å kunne brukes for beregning av økonomiske oppgjør. Prosedyre for samsvarsvurdering fremgår av § 4-11 i denne forskriften. Modulene som prosedyrene består av, er beskrevet i vedlegg 1 til den nevnte forskriften. Kravene i vedleggene er å anse som minimumskrav, slik at måleinstrumenter minst må oppfylle disse grunnleggende kravene. Rettighetshaver som bruker og produsentene, har derved full anledning til å legge strengere krav til grunn.

Endringene får ikke betydning for eksisterende gjennomstrømningsmålere i petroleumsvirksomheten. Det gjelder både tekniske krav og krav under bruk.

Direktivet er først og fremst rettet mot produsenter av måleinstrumenter, men har og betydning for andre som omsetter måleinstrumenter. Måleinstrumenter som omfattes av MID må oppfylle direktivets tekniske krav før de gjøres tilgjengelig på markedet. Førmarkedskontrollen innebærer gjennomføring av en samsvarsvurdering ved bruk av teknisk kontrollorgan og samsvarsmerking som skal vise at direktivets krav er oppfylt. Det følger av de instrumentspesifikke vedleggene i MID hvilke moduler som det enkelte måleinstrument skal godkjennes etter, her MI-005, jf. og § 4 i forskrift om krav til gjennomstrømningsmålere (for væsker unntatt vann). Som fabrikant av måleinstrument etter direktivet regnes òg den som konstruerer og produserer et måleinstrument for egen bruk.

For eksisterende gjennomstrømningsmåler som er tatt i bruk eller gjort tilgjengelig på markedet før ikrafttredelsestidspunktet (30. oktober 2006) gjelder kravene i måleforskriften som før. Det samme vil gjelde for gjennomstrømningsmålere som er solgt i EØS-området før ikrafttredelsestidspunktet og som deretter videreselges for bruk. Det gjelder òg overgangsregler for gjennomstrømningsmålere som er typegodkjent før ikrafttredelsestidspunktet, jf. § 8-1 i forskrift om målenheter og måling.

Endringene får heller ikke anvendelse der måleforskriften har anvendelse som følge av overenskomst med fremmed stat, jf. petroleumsloven § 1-4 første ledd siste punktum.

Implementeringen av MID direktiv for væskemålestasjoner vil i praksis innebære at operatør bestiller et væskemålesystem hos en leverandør/produsent. Operatør skal før bestilling foretas, og etter dialog med Oljedirektoratet, avklare om utstedelse av MID sertifikat er relevant for angjeldende væskemålestasjon. Hvis MID sertifikat skal utstedes, vil det bli leverandørens oppgave å benytte et anerkjent teknisk kontrollorgan (TKO) i Norge eller utlandet for å få utstedt et MID sertifikat.

Det er væskemålestasjoner som leverer til skip eller inn i rørledning systemer som er omfattet av MID.

Til § 14 Målesystemets mekaniske del 

Utførelse av målesystemet for hydrokarboner i væskefase

Anerkjente normer er NORSOK I-105 og American Petroleum Institute (API), Manual of Petroleum Measurement (MPMS) ch. 4 og ch. 5.

Ved bruk av ultralydmåler til allokeringsmåling for væske, bør konsept med referansemåler og portabel rørnormal benyttes. 

Rørnormal olje

Anerkjente normer for rørnormalutforming er NORSOK I-105 og API, MPMS ch. 4.

Dimensjonering av rørnormalvolum basert på pulsinterpolasjon kan være etter ISO7278.

Det anbefales ikke å redusere volum av rørnormal ned mot minimumsgrensen, da dette kan føre til repeterbarhetsproblemer.

Kompakt rørnormal kan benyttes. 

Kompakt rørnormal

Utstyr og bemanning bør være tilgjengelig slik at nytt volum ved behov kan etableres innen 4 døgn.

Følgende bør oppfylles ved utforming og kalibrering:

a)vannkalibrering
b)oversikt over kritiske deler som bør være tilgjengelig ved behov for vedlikehold
c)kompakt rørnormal bør ha utstyr for lekkasjedeteksjon i hele det kalibrerte området
d)filtere bør installeres oppstrøms
e)kompakt rørnormal bør monteres vertikalt
f)kompakt rørnormal bør installeres oppstrøms av strømningsmåler slik at nedstrøms volum benyttes. 

Strømningsmålere væske

Ved ultralydvæskemåler bør oppstrømslengde være 10D inkludert strømningsretter. 

Utførelse av målesystemet for hydrokarboner i gassfase

Anerkjente normer er NORSOK I-104, ISO-5167-1, AGA Report no 9 og ISO-9951. 

Strømningsforhold gass

Ved bruk av måleblende bør Reynoldstall ikke overskride det høyeste som det finnes grunnleggende kalibreringsdata for (3,3107 ).

Differensialtrykket bør ikke overstige 500 mBar. 

Utførelse av målesystemet for brenselgass

Anerkjente normer er NORSOK I-104, ISO-5167-1, AGA report no. 9, ISO-9951.

Målemetoder for brenselgass kan være:

a)måleblende med trykk og temperaturmåling
b)turbinmåler med tilhørende trykk- og temperaturmåling (ikke innstikksturbin)
c)ultralydmåler med minimum to utgangsstråler og tilhørende trykk og temperaturmåling.

Diameterforholdet β kan varieres mellom de yttergrenser ISO-5167 viser til. Differensialtrykk bør ikke overstige 1 Bar.

Måling av densitet kan utelates og beregnes etter AGA report no 8. 

Utførelse av målesystemet for fakkelgass

Anerkjent norm er NORSOK I-104. 

Alternative metoder

For allokeringsmåling av olje og gass kan testseparatormåling i kombinasjon med flerfasemålere, som kalibreres mot testseparator, benyttes. Testseparatormåling bør i slike tilfeller forbedres i forhold til konvensjonelle systemer.

Til § 15 Målesystemets instrumentdel

Anerkjente normer er NORSOK I-104 og I-105.

Signalene fra giverne og transduserne bør overføres slik at måleusikkerheten blir minst mulig. Overføring bør skje via færrest mulig signalomformere. Signalkabler og andre deler av målesløyfene bør utføres og monteres slik at de ikke påvirkes av elektromagnetisk interferens.

Ved bruk av densitetsmålere ved målestasjonens utløp, bør disse installeres minimum 8 D etter oppstrøms forstyrrelse.

Når oljelasting til tankskip utføres, kan densitet bestemmes ved analyse av innhold i prøvekanne.

Når petroleumsprodukter måles, kan densitet beregnes ut fra anerkjent norm.

Ved måling av petroleumsprodukter kan det være behov for å vurdere forenklinger i instrumentering.

Ved gassmåling kan densitet bestemmes av kontinuerlig gasskromatografi, dersom bestemmelse kan gjøres innenfor usikkerhetskrav til densitetsmåling. Dersom kun en gasskromatograf benyttes, bør sammenlikningsfunksjon mot for eksempel ett densitometer utføres. Dette vil sikre uavhengig overvåkning av densitetsverdi og at densitet fortsatt måles når GC er ute av drift.

Målt densitet bør overvåkes.

Til § 16 Målesystemets datamaskindel

Anerkjente normer NORSOK I-104 og I-105.

Datamaskindelen bør ikke ha andre funksjoner enn dem som er knyttet til målesystemet. Der flere digitale datamaskiner benyttes bør det defineres hvor de ulike beregninger utføres. For å unngå feilkilder bør den datamaskindel som utfører fiskale kalkulasjoner, være knyttet til øvrig datautstyr på en slik måte at feilkilder unngås.

For pulsoverføring fra strømningsmålere bør signal kunne leses som antall pulser.

Kvanta registrert under kalibrering bør registreres separat, uavhengig av målte kvanta.

Tall for akkumulerte fiskale kvanta, som denne forskriften omfatter, bør for det enkelte målerør og målesystemet totalt lagres i elektroniske lagringsenheter. Lagringsenhetene bør være sikret slik at de ikke kan nullstilles eller endres uten at et sikringssystem følges.

Ved ultralydmåling bør datamaskindel inneholde kontrollfunksjoner for kontinuerlig oppfølging av kvaliteten på målingene. Tidsmåling bør kunne verifiseres.

Ved CO₂ avgiftsmåling kan alarmfunksjonen overføres som en generell alarm til bemannet kontrollrom.

For brenselgassmåling ved bruk av strømningsmåler, kan enklere signaloverføring enn ISO-6551 Class A vurderes.

Til § 17 Krav til prøvetaking

Anerkjente normer er NORSOK I-104 og I-105, ISO-3171 (olje) og ISO-10715 (gass), NFOGM-håndbok for vann i oljemåling (2001).

For olje og gassprøvetaking bør det sikres at utstyr i direkte kontakt med hydrokarboner ikke tæres opp av det mediet det tar prøver fra. Betjeningsinstruks bør monteres i prøvetakingskabinett.

Oljeprøver fra prøvetakersystem bør analyseres på laboratorium iht. ISO-10337, Crude petroleum - Determination of water - Coulometric Karl Fischer titration method. Sertifiserte sprøyter av digital type bør benyttes.

Homogenisering av prøve som skal analyseres bør om nødvendig dokumenteres.

Prøvetakingskabinett for olje og kondensat bør ved rørledningstransport ha en daglig og en månedlig prøvekanne. Ved tankbåtlasting er en prøvekanne tilstrekkelig. Utstyret bør utformes slik at prøvene kan fraktes til laboratorium for analyse. Fylling av prøvekanner bør overvåkes og antall prøver bør være minimum 10 000 i prøveperioden.

Vann i olje kan bestemmes fiskalt på allokeringsmålestasjoner ved å benytte kontinuerlig måling.

Når vanninnhold er over 5 volumprosent bør vann i olje bestemmes ved direkte måling med en vann i oljemåler.

Prøvetakingskabinett for gass bør ha instrumentrør og slanger av et slikt materiale at gassmolekyldiffusjon ikke kan forekomme.

Det bør være mulig å fjerne luft fra systemet ved påmontering av nye prøvekanner.

For CO₂ -avgiftsmålinger vil det ikke være krav om å installere automatisk prøvetakingsutstyr.

Til kapittel V Krav til kalibrering og verifisering mv. før målesystemet tas i bruk

Til § 18 Søknad om samtykke

Søknad om samtykke bør foreligge senest 20 virkedager før planlagt start av den aktiviteten det søkes samtykke for.

En forutsetning for å kunne innhente et samtykke er at det etableres en god dialog mellom operatør og OD i byggeperioden for å sikre en felles forståelse for ivaretakelse av krav til funksjonalitet for det fiskale målesystem.

Hvordan hendelser vedrørende det fiskale målesystem skal registreres, og hvordan oppfølgingen av disse vil foregå, bør beskrives.

Samtykkesøknaden bør videre inneholde allokeringsprosedyrer og eventuelle lasteerstatningsprosedyrer.

Samtykkesøknaden bør også inneholde et system for beregning av massebalansen for hydrokarbonstrømmen gjennom anlegget, slik at fakkelgassmengder kan beregnes ved behov.

Til § 19 Generelt

Når utstyr tas i bruk, kan leverandørens kalibreringsdata benyttes, dersom disse har tilfredsstillende sporbarhet og kvalitet. Dersom dette ikke er tilfellet bør utstyret kalibreres av et kompetent laboratorium. Med et kompetent laboratorium menes et laboratorium som er akkreditert som nevnt i anerkjent norm EN 45000/ISO-17025, eller på annen måte har dokumentert kompetanse og sikrer sporbarhet til internasjonale eller nasjonale normaler.

På grunnlag av operatørens fremdriftsplan vil Oljedirektoratet ta stilling til hvilke aktiviteter som ønskes bevitnet.

For alle tester av kritiske utstyrskomponenter bør det på forhånd utarbeides en testprosedyre hvor krav klart fremgår. Testprosedyre bør i tillegg ha referanser til aktuelle forskrifter og standarder.

Til § 20 Kalibrering av mekanisk del

De kontrollene det refereres til, vil for eksempel være oppmåling av kritiske mekaniske parametere med sporbart utstyr.

Krav til kalibrering av strømningsmålere og rørnormal jf. denne forskriften § 8.

Hulmålnormal som benyttes for kalibrering av rørnormal bør sertifiseres årlig. Volumet til hulmålnormalen bør sertifiseres ved gravimetrisk metode med referense til nasjonal norm med usikkerhet bedre enn ± 0,01%.

For små enveis rørnormaler bør det verifiseres at de 4 volumene er innbyrdes konsistente. Spredning bør ikke overstige 0,02% for k-faktorer eller strømningsrater.

Det bør være en distinkt forskjell mellom de 4 volumer.

For alle rørnormaler bør det verifiseres at de 4 volumene er konsistente etter volumkalibrering eller ombyggingsaktiviteter. Dette gjøres ved å etablere k-faktor for en måler og så skifte volum og repetere kalibreringssekvens.

Anbefalte kalibreringsmetoder for rørnormal:

a)«Master prover/master meter» metoden.

Før og etter eller samtidig med denne kalibreringen bør «master meter» kontrolleres mot «master prover» med samme krav til repeterbarhet som nevnt i § 8. Kalibreringskravet er oppfylt om «master meter» kalibreringsfaktor før og etter kalibrering av rørnormal, har et avvik som er mindre enn 0,02%.

b)«Master tank/master meter» metoden.

Her gjelder samme kalibreringskrav som bokstav a

c)Vannkalibreringsmetode.

Tre etterfølgende enkeltkalibreringer utføres, der en av dem har en strømningsrate som er forskjellig fra de to andre. Repeterbarhet er som for metodene i bokstav a og b. Bestemmelse med volumetrisk referanse vil være akseptabelt ved fabrikktesting (FAT), om bestemmelse med gravimetrisk referanse utføres før oppstart på bruksstedet.

Ved kalibrering som i punkt a) og b) bør 5 påfølgende enkeltkalibreringer i hvert målepunkt utføres.

Strømningsmålerens linearitet og repeterbarhet bør testes i høyeste og laveste del av arbeidsområdet, og i tre punkter naturlig fordelt mellom yttergrensene.

Til § 21 Kalibrering av instrumentdel

Måleresultatene bør være fra kalibreringsutstyr tilsvarende det som vil bli benyttet for kalibrering av giverne på bruksstedet. Giver kan utelates og erstattes med signalgenerator. Barrierenes påvirkning på målesignalene bør kartlegges.

Verifisering av turbinmålernes pulsoverføringssystem bør utføres. Anerkjent norm er ISO-6551. Avlesning av pulser bør foretas på datamaskindelen og på eksterne telleverk. Det bør simuleres 100.000 pulser og ved avvik på to pulser bør det simulerte pulsantallet fordobles.

Ved oppstart av nye målesystemer kan instrumenter bli liggende på lager utover den tid som anbefales for kalibrering. I slike tilfeller skal kalibrering utføres av kompetent laboratorium før instrumentene tas i bruk.

Ved kalibrering av turbinmålere med lav k-faktor og/eller ved bruk av kompakt rørnormal kan det være hensiktsmessig at hver enkelt kalibrering består av flere repetisjoner, for å øke kalibreringsvolumet og antall pulser fra turbinmåleren.

Til § 22 Verifisering av datamaskindel

Alarmhåndtering og rapportering bør verifiseres med manuelt innlagte måleverdier for hvert målerør og hele målesystemet. Systemet bør verifiseres for spenningsfeil og datalinjeoverføringsfeil.

Verifikasjon av pulsalarm for turbinmåler bør utføres og alarm aktiviseres dersom det oppstår avvik mellom de to pulstogene.

Verifikasjon av det elektroniske utstyrets ytelse bør utføres og være i samsvar med det klimatiske og mekaniske miljø måleutstyret vil bli utsatt for.

Til kapittel VI Krav til målesystemet i bruk

Til § 23 Vedlikehold

Ved bruk av e-drift baserte vedlikeholdssystemer må oppfølging av fiskale parametere og planlagt vedlikehold skje på en planmessig og styrt måte.

For å sikre kontinuerlig kvalitet på målingene må det til enhver tid være relevant fagpersonell tilgjengelig for tolkning, analyse og eventuell korreksjon av oppståtte feiltilstander.

Når to instrumenter utfører samme type måling med samme kvalitet, da bør en av målerne identifiseres som i drift og den andre vil da ha en overvåking/reserve funksjon. Skifte mellom de to instrumentene bør kun skje når måler i drift feiler.

Til § 24 Driftskrav for rørnormal

Kalibrering av rørnormal er omtalt i merknad til § 20. Dersom rørnormalvolumet avviker mer enn ± 0,04 % fra volumet ved forrige kalibrering bør feilsøking foretas for å avdekke årsaken til avviket.

Lavere kalibreringsfrekvens kan benyttes for rørnormaler, basert på en teknisk vurdering av stabilitet på foregående kalibreringer (bedre enn ± 0,02 % av gjennomsnittlig volum for 3 påfølgende), vurdert i et kost nytte perspektiv.

Eksisterende rørnormal kalibreringsintervall på basis av vurdering i avsnitt over økes til det dobbelte av eksisterende intervall. Når man har fått erfaring fra denne kalibreringsfrekvens kan ny vurdering gjøres.

Dersom vurdering av kalibreringsresultat fra flere rørnormaler viser systematiske avvik, bør Oljedirektoratet konsulteres vedrørende spørsmål om kalibreringsresultat skal implementeres.

For målesystemer som benyttes for væsker med lav densitet, som kondensat og LPG, kan grenseverdiene som er gitt i denne merknaden økes, jf. merknad til § 8.

Til § 25 Driftskrav for strømningsmålere

Anerkjent norm for overvåking av turbinmåler k-faktorer er API MPMS ch. 13.

For fakkelgassmålere bør nullpunktkontroll foretas regelmessig med en ekstern enhet. Andre typer kontroller kan det avhengig av fabrikat på måler være relevant å utføre for å kunne verifisere kvalitet på måler.

Tilstandsbaserte overvåkingspakker for flerstråle ultralyd målere «Condition Based Monitoring (CBM)» bør benyttes. Eksempler på parametere som kan inngå i et tilstandsovervåkingsystem:

-Første tilstandssjekk (foot print), registrert ved strømningslaboratorium
-Signal til støy forhold (SNR)
-Signal kvalitet (Gain og Burst)
-Strømningsprofil overvåking (flathet, symmetri, turbulens og swirl)
-Lydhastighet (VOS)
-Ulike former for densitetssammenlikning
-Hastighet av hver enkelt lydbane.

Overvåking systemene vil variere litt mellom de ulike leverandørene.

Avviksgrenser for de ulike parametere bestemmes før oppstart eller så snart som mulig deretter.

Rekalibrering bør utføres om måleren har en dårlig vedlikeholdshistorie.

For skipning av petroleumsprodukter i små laster vil det kunne være hensiktsmessig å benytte K-faktor som er etablert under resirkulering.

For krav til repeterbarhet og linearitet for kalibrering av strømningsmåler vises det til denne forskriften § 8.

Kontroll og rengjøring av målerøret bør om nødvendig foretas ved demontering av målerørets seksjoner.

Driftskrav for turbinmåler avviker fra utformingskrav gitt i § 8 og er spesifisert i § 25.

Til § 26 Driftskrav for instrumentdel

Ved bruk av overvåkingsfunksjoner kan tilstandsbasert vedlikehold benyttes til forlengelse av kalibreringsintervaller.

Instrumenter som benyttes for kalibrering bør oppbevares adskilt fra andre instrumenter.

Intervallet mellom kalibreringer kan økes dersom det dokumenteres stabilitet for måleutstyret.

Ved tilstandsbasert vedlikehold bør et antall givere for hver parameter på målestasjonen kalibreres minst en gang i året for å sikre sporbarhet. En sammenlikning av disse mot tilsvarende givere på målestasjoner bør utføres for å sikre sporbarhet.

Ved utarbeidelse av kontrollgrenser for den enkelte komponent ved online gasskromatografer (benchmark test), bør man ta utgangspunkt i det overordnede GC usikkerhetskrav og dividere på kvadratroten av antall komponenter. Avvik for den enkelte komponent og for kombinerte verdier bør alltid kontrolleres mot normaliserte verdier for å redusere vær påvirkning på tallene. Avvik for hver enkelt komponent bør ikke medføre mer enn 0,1 % avvik i brennverdi eller standard densitet.

Overgang til benchmark prinsipp for GC, for anlegg som opereres med regelmessig kalibrering og korreksjon bør utføres så snart det er praktisk hensiktsmessig. For eksempel i forbindelse med oppgradering av utstyr.

Anerkjent norm til usikkerhet for sporbare referansegasser er gitt i NORSOK I-104.

Til § 27 Driftskrav for datamaskindel

Alarmer fra målesystemet bør etter oppstart systematisk gjennomgås, for å redusere antall og få et hensiktsmessig data grensesnitt mot øvrig kontrollromsutstyr.

Beregningskravene bør verifiseres ved å benytte et uavhengig system (PC).

Til kapittel VII Krav til dokumentasjon

Til § 28 Dokumentasjon før målesystemet tas i bruk

Ingen merknad.

Til § 29 Dokumentasjon for målesystemet i bruk

Denne paragrafens første og andre ledd gjelder all måling som er vist til i denne forskriften. Dokumentasjon som nevnt i denne paragrafen første ledd vil bl a være spesifikasjoner, beregninger og tegninger vedrørende målesystemet, samt driftsprosedyrer og annen relevant dokumentasjon.

Den generelle regelen i petroleumsloven § 10-4 om materiale og opplysninger innebærer at dokumentasjon vedrørende fiskal måling som vist til i denne forskriften skal være tilgjengelig i Norge uansett hvor driftsorganisasjonen er lokalisert. Dette innebærer ikke noe forbud mot å lagre dokumentasjonen utenlands, så lenge den kan gjøres tilgjengelig for Oljedirektoratet innen rimelig tid. I noen tilfeller, f.eks. under tilsyn på målestasjoner som er lokalisert i utlandet, vil det være mest praktisk at Oljedirektoratet får tilgang til dokumentasjonen på stedet. Ved driftsorganisasjoner lokalisert utenfor Norge bør dokumentasjonen være tilgjengelig på brukssted og tilgjengelig for Oljedirektoratet etter forespørsel.

Om noen av utstyrskomponentene driver innen sitt variasjonsområde og dette detekteres ved rutinekalibrering er dette ikke grunnlag for korreksjon.

Korreksjon bør imidlertid ikke iverksettes om kostnad ved korreksjonsarbeid overstiger verdien av den feilmålte mengde som det skal korrigeres for.

Standardskjema for innrapportering av CO₂ -avgift er gitt som vedlegg 1 og 2 til denne forskriften.

Operatør kan, dersom det er hensiktsmessig, rapportere dieselforbruk til OD etter samme prinsipp som tilsvarende rapportering til Miljødirektoratet i henhold til klimakvoteforskriften 

Merknad til § 30 Informasjon

Lasterstatningsprosedyrene bør utformes slik at når olje selges i tankskipslaster fra lastebøye til havs, bør korreksjonsgrense være den internasjonalt aksepterte for oljehandel, 0,5%. Korreksjon bør bare kunne utføres dersom både skipstall i lossehavn og terminaltall avviker fra målestasjonstall med 0,5% eller mer. Videre bør det påvises feil ved det offisielle måleutstyret, før korreksjoner kan utføres. 0,3 % har ofte blitt benyttet for skipslaster fra petroleumsvirksomheten på den norske del av kontinentalsokkelen.

Til § 31 Kalibreringsdokumenter

Ingen merknad.

Til kapittel VIII Alminnelige bestemmelser

Til § 32 Tilsynsmyndighet - myndighet til å fatte enkeltvedtak mv.

Olje- og energidepartementet er klageinstans for Oljedirektoratets vedtak som er fattet i medhold av denne forskriften.

Når det gjelder grunnlaget for og omfanget av CO₂ -avgiften, er Finansdepartementet klageinstans.

Eventuelle klager på vedtak skal sendes gjennom Oljedirektoratet, jf. forvaltningsloven kapittel VI.

Til § 33 Dispensasjon

Dispensasjon betegner myndighetenes vedtak, normalt etter en søknad, om å godta et avvik fra et regelverkskrav. Avvik betegner i denne sammenhengen en uoverensstemmelse mellom valgte løsninger og regelverkskrav.

Det må søkes om dispensasjon dersom en vil bruke en annen løsning enn den som går fram av et spesifikt forskriftskrav, eller en løsning som ikke tilfredsstiller kravnivået i forskriften.

Eventuelle søknader om dispensasjon bør normalt inneholde,

a)en oversikt over bestemmelsene som det søkes dispensasjon fra,
b)en redegjørelse for hvilke særlige forhold som gjør dispensasjon nødvendig eller rimelig,
c)en redegjørelse for hvordan dispensasjonssaken har vært behandlet internt i virksomheten,
d)en beskrivelse av avviket og den planlagte varigheten av avviket,
e)en beskrivelse av eventuelle tiltak som helt eller delvis skal kompensere for avviket,
f)en beskrivelse av eventuelle tiltak for å korrigere avviket, dersom avviket er av midlertidig art.

Til § 34 Straffebestemmelse

Ingen merknad.

Til § 35 Ikrafttredelses- og overgangsbestemmelser

Denne forskriften er materielt sett i all hovedsak en videreføring av tidligere rett. Forskriften medfører ikke skjerpelser som nødvendiggjør unntak fra ikrafttredelsen eller overgangsordninger. 

0Merknadene tilføyd ved forskrift 13 des 2004 nr. 1853 (i kraft 1 jan 2005). Endret ved forskrifter 22 aug 2006 nr. 1014 (i kraft 30 okt 2006), 11 okt 2007 nr. 1205, 7 des 2009 nr. 1845 (i kraft 1 jan 2010), 8 mars 2012 nr. 209 (i kraft 1 juli 2012), 15 mars 2013 nr. 284 (i kraft 1 juli 2013).