Forskrift om måling av petroleum for fiskale formål og for beregning av CO 2 -avgift.

Kapittel I. Innledende bestemmelser

§ 1 . Virkeområde

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

§ 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.

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.

Kalibreringsfaktor, K-faktor:

Forhold mellom måleverdi avlest fra måler og måleverdi fra et referansemålesystem.

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.

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.

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

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.

Strømningsmåler:

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.

§ 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 den.

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.

§ 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

Målesystem Usikkerhetsgrense ved 95% konfidensnivå (utvidet usikkerhet med dekningsfaktor k=2) Salg og allokeringsmåling av olje ± 0,30% av standard volum Salg og allokeringsmåling av gass ± 1,0% av masse Brenselgassmåling ± 1,8% av standard volum Fakkelgassmåling ± 5,0% av standard volum

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%.

For målesystemets delkomponenter gjelder følgende maksimumsgrenser: Delkomponent Sløyfeusikkerhetsgrenser Linearitetsgrenser (bånd) Usikkerhetsgrenser til komponent Repeterbarhetsgrenser (bånd) Rørnormal olje NA NA ± 0,04% for alle 4 volum 0,02% for alle 4 volum Turbinmåler olje 1 puls av 100.000, 0,001% 0,50% i arbeidsområdet (10:1) 0,30% i arbeidsområdet (5:1) ± 0,25% i arbeidsområdet (10:1) 0,04% i arbeidsområdet (10:1) Ultralydmåler olje 1 puls av 100.000, 0,001%, ved pulsoverføring av målesignal 0,30% i arbeidsområdet (10:1) ± 0,20% i arbeidsområdet (10:1) 0,07% i arbeidsområdet (10:1) Turbinmåler gass (salg og allokering) 1 puls av 100.000 1,0% i arbeidsområdet (10:1) ± 0,70% i arbeidsområdet (10:1) 0,28% i arbeidsområdet (10:1) Ultralydmåler gass (salg og allokering) 1 puls av 100.000, 0,001%, ved pulsoverføring av målesignal 1,0% i arbeidsområdet (20:1). Avvik fra referansen ved kalibrering skal være mindre enn ± 1,50% i arbeidsområdet (20:1) før anvendelse av kalibreringsfaktor ± 0,70% i arbeidsområdet (20:1) etter at nullpunktskontroll er utført 0,50% i arbeidsområdet (20:1) etter at nullpunktskontroll er utført Trykkmåling olje, gass ± 0,30% av målt verdi i arbeidsområdet NA ± 0,10% av målt verdi i arbeidsområdet NA Trykkmåling brenselgass, fakkelgass ± 0,50% av målt verdi i arbeidsområdet NA ± 0,20% av målt verdi i arbeidsområdet NA Temperaturmåling olje, gass ± 0,30 °C NA ± 0,20 °C NA Temperaturmåling brenselgass, fakkelgass ± 0,50 °C NA ± 0,30 °C NA Densitetsmåling olje ± 0,50 kg/m 3 NA ± 0,30 kg/m 3 NA Densitetsmåling gass ± 0,30% av målt verdi NA ± 0,20% av målt verdi NA Differanse-trykkmåling ± 0,30% av målt verdi i arbeidsområdet NA ± 0,10% av målt verdi i arbeidsområdet NA Vann i olje måling NA ± 0,05 volum% absolutt for 0 til 1,0 volum% vanninnhold, ± 5,0% av målt verdi over 1,0 volum% vanninnhold 0,50% av målt verdi ved vanninnhold over 0,01 volum% Online GC NA NA ± 0,15% av brennverdi NA Brennverdi gass NA NA ± 0,15% av brennverdi NA Usikkerhet datamaskindel for olje og gass NA NA ± 0,001% NA Usikkerhet datamaskindel for brensel- og fakkelgass NA NA ± 0,1% NA For brenselgass: se merknad til § 14.

§ 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.

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

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.

§ 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

Rettighetshaveren skal innhente samtykke fra Oljedirektoratet før målesystemet tas i bruk.

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.

§ 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

før levering av målesystemet fra byggeplassen, 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 strømningsmålerkalibrering skal utføres.

Statistiske metoder for å dokumentere repeterbarhetskrav kan benyttes.

§ 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.

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, 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. 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 av utstyret utføres.

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

Gassdensitometere skal verifiseres mot beregnet densitet eller annen relevant metode.

Ved bruk av kontinuerlig gasskromatografi skal korrektivt vedlikehold og ny kalibrering utføres.

§ 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.

Overføring av signaler fra givere til datamaskindelen skal kontrolleres i forbindelse med kalibrering av giverne.

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

Kapittel VII. Krav til dokumentasjon

§ 28 . Dokumentasjon før målesystemet tas i bruk

teknisk beskrivelse av målesystemet, oversikt som viser plasseringen av målesystemet i prosess- og transportsystemet, tegninger og beskrivelse av utstyret som inngår i målesystemet, dokumentasjonsoversikt for målesystemet, fremdriftsplan for prosjektet frem til søknad om samtykke til bruk, beskrivelse av operatørens og leverandørens styringssystem for oppfølging av målesystemet, 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.

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 CO 2 -avgiftsmålinger for innbetaling av CO 2 -avgiften skal skje halvårlig som nevnt i CO 2 -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 CO 2 -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.

§ 30 . Informasjon

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

årlig plan for aktiviteter innenfor fagområdet feilmåling når fiskale måledata er blitt korrigert basert på beregninger endring i kalibreringsintervall endring i beregningsprogrammer endringer i de forutsetninger som ligger til grunn for samtykket lasterstatningsprosedyrer som gjelder ved salg av hydrokarboner i væskefase.

§ 31 . Kalibreringsdokumenter

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

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 CO 2 -avgiftsloven § 7, jamfør straffeloven kapittel 3a.

§ 35 . Ikrafttredelses- og overgangsbestemmelser

Denne forskriften trer i kraft 1. januar 2002. Fra samme dato gjøres følgende endringer forskrift om fiskal kvantumsmåling av olje og gass i petroleumsvirksomheten, fastsatt av Oljedirektoratet 3. juli 1991 nr. 532, oppheves. forskrift om brensel- og fakkelgassmåling ved beregning av CO 2 -avgift i petroleumsvirksomheten, fastsatt av Oljedirektoratet 12. august 1993 nr. 806, oppheves. 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. 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. 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.

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 ASTM 1945, Standard test method for analysis of natural gas by gas chromatography (1991) API, MPMS, American Petroleum Institute, Manual of Petroleum Measurement Standards Håndbok for usikkerhetsberegning CMR/NFOGM/OD (1999) ISO/OIML The Guide to the expression of uncertainty in measurement (1995) OIML R 117 Measuring systems for liquids other than water, Annex A (1995) ISO 3171 Petroleum liquids – Automatic pipeline sampling (1988) ISO 5024 Petroleum liquids and liquefied petroleum gases. Measurement Standard reference conditions (1976) ISO 5167-1 Measurement of fluid flow by means of orifice plates, nozzles and venturi tubes inserted in circular cross section conduits running full (1998) ISO 6551 Petroleum Liquids and Gases – Fidelity and Security of Dynamic (1982) ISO 6976 Natural gas – Calculations of calorific values, density, relative density and Wobbe index from composition (1995) ISO 7278 Liquid hydrocarbons – Dynamic measurement – Proving system for volumetric meters. ISO 9002 Quality systems, Model for quality assurance in production, installation and servicing (1994) ISO 9951 Measurement of gas flow in closed conduits – Turbine meters (1993) ISO 1000 (1981), 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 system for hydrocarbon gas (Rev 2, 2 June 1998) NORSOK I-105, Fiscal measurement system for hydrocarbon liquid (Rev 2, 2 June 1998) NORSOK P-100, Prosess system NS 4900 (1979) NS 1024 (1982)

Vedlegg 1: Skjema 1, CO 2 -avgift, halvårlig innbetaling

SKJEMA 1 – CO 2 -AVGIFT HALVÅRLIG INNBETALING

Halvår: Selskap: Felt/innretning Avg. 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 Konto Debet Kredit Sum

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

SKJEMA 2 – CO 2 -AVGIFT AVGIFTSBEREGNING PER PRODUKT

Halvår: Felt/innretning: Norskandel: Produkt: Måned Brensel (Sm 3 /1) Fakling (Sm 3 /1) Utslipp (Sm 3 /1) Totalt (Sm 3 /1) Avg. sats Avg. 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.