Fundamental Overview of an NGL Meter Station Design Tony Lockard

Enterprise Products

1100 Louisiana Street, Houston, TX 77002-5227

Overview

The  second  consideration  that  influences  the  skid  design is  the  meter  technology  chosen.    The  skid  components In  this  paper  I  will  attempt  to  give  a  fundamental required  can  change  depending  on  the  meter  technology overview  of  an  NGL  meter  station  design;  however,  it  is selected.    There  are  numerous  meter  technologies not a straight forward, one size fits all scenario.  There are available  on  the  market,  but  the  three  major  meter multiple  considerations  that  influence  the  meter  station technologies

commonly

used

for

NGL

custody

design  and  all  must  be  taken  into  account.    Major measurement  are  Turbine  meters,  Coriolis  meters,  and considerations  are:  what  product  or  products  will  be Positive Displacement (PD) meters.

measured,  what  meter  technology  to  utilize,  and  the process design limitations.

Other  minor  considerations  will  be  discussed  at  the appropriate times throughout the paper.

The first thing that must be taken into account is whether the  product  is  a  purity  product  or  a  mixed  compositional Discussion

product.    Most  purity  products  are  measured  and accounted  for  by  volume,  while  a  mixed  compositional Volumetric Meter Station Design

product  is  measured  and  accounted  for  by  mass.    This Figure  1  below  is  a  layout  for  a  typical  uni-directional influences the meter skid design, since mass product skids volume  metric  meter  skid.    Examples  of  purity  products: must  be  set-up  to  allow  for  the  stream’s  mass  and stream’s compo

Propane, Butane, iso-Butane, Natural Gasoline.

sition to be measured properly.

Figure 1 – Typical Volumetric Measurement Skid The  components  required  include:  strainer,  flow displacement  meter  is  significantly  impacted  by  the conditioner,  meter,  temperature  transmitter,  pressure cleanliness of the product stream being measured.

transmitter,  densitometer,  prover,  and  a  back  pressure control valve.  These components will be discussed in the Meter  performance  can  be  negatively  affected  by  flow order as installed on the meter run piping.

profile distortions (swirl) created by piping effects prior to entering the meter.  As a result, the amount measured can A strainer should be considered on each meter installation be  in  error  and  is  dependent  on  the  direction  and to  ensure  no  debris  enters  the  meter  run.    Depending  on amplitude  of  the  distortion.    A  general  rule  of  thumb  is the  meter  technology  chosen,  debris  entering  the  meter that  30  pipe  diameters  of  straight  pipe  is  required  to could  lead  to  mis-measurement,  premature  meter  failure, straighten  most  flow  profile  distortions;  however, or  both.    For  example,  the  performance  of  a  positive depending  on  the  severity  of  the  distortion,  significantly more  pipe  diameters  may  be  required  before  the  flow

profile returns to normal.  Some data indicates significant swirl induced by piping effects can persist  for  more than 200 pipe diameters.

Figure 2 – Comparison Flow Disturbances No Flow Conditioning Vs. Flow Conditioning Figure 4 – Product Swirl from Installation Effect with Flow Conditioning

Since profile distortions can negatively impact the quality of flow measurement, a flow conditioner may be required to  eliminate  any  flow  profile  distortions  prior  to  the product  entering  certain  meter  technologies.    Flow conditioners  can  eliminate  the  flow  distortion  in  as  little as 10 pipe diameters.  For specific requirements the meter station  piping  should  be  modeled,  and  the  flow conditioner  manufacture  should  be  consulted.  Types  of flow conditioners range from simple tube bundles (shown below)  to  high  performance  flow  conditioners  which address both swirl and velocity profiles.

Figure 3 – Product Swirl from Installation Effect with No Flow Conditioning

Figure 5 – Meter Tube with Strainer and Flow Conditioning

Meter technology must be considered to ensure the proper meter  is  selected  and  utilized  on  each  installation.

Currently  there  are  two  volumetric  meters  (turbine  and that  the  force  generated  by  the  fluid  is  sufficiently  large PD)  and  one  mass  meter  (Coriolis)  commonly  being enough to minimize the effect of friction generated by the utilized  for  NGL  custody  measurements.  For  volumetric bearing.  As long as the fluid flow rate is high enough, the measurement  the  Coriolis  meter  will  be  set-up  to  output meter’s  performance  is  relatively  linear,  but  still  non-volume  pulses  by  internally  converting  the  mass  to linear  enough  to  warrant  a  meter  factor  curve  within  the volume output  utilizing its  measured density at operating manufacturer’s  prescribed  flow  range  (just  not  practical conditions.

most of the time).  As the fluid flow rate drops below the meter  minimum, the effect  from  friction increase and the Turbine meters are mechanical meters that convert a fluid meter  begins  to  under-measure;  therefore,  the  meter velocity into a rotational velocity.  Any rotational velocity manufacture  should  be  consulted  to  verify  the  meter component  in  the  product  stream  can  affect  a  turbine minimum  prior  to  designing  the  station.    Station  design meter, so flow conditioning should be installed as  a good should ensure the flow rate is maintained above the meter design practice.

minimum.

When  the  product  changes  on  a  given  turbine  meter,  the viscosity  and  density  can  affect  the  rotational  velocity  of the  meter.    Any  change  to  the  rotational  velocity  of  the turbine  meter  blades  will  directly  impact  the  amount  of product measured by the  meter.  Any time the product is changed on a turbine meter, the meter should be proved to generate a new meter factor (MF).

Turbine  meters  require  periodic  proving  to  ensure  the meter  factor  is  consistent  and  that  the  meter  is  operating correctly.  Any significant changes in the meter factor can indicate the meter is damaged or dirty.

Figure 6 – Generic Turbine Meter

Positive displacement (PD) meters are mechanical meters that rely on small, discrete volume pockets to measure the Rotational  velocity  of  the  Turbine  meter  is  measured  by volumetric  flow  rate  of  the  product  passed  through  the electronic  pickups,  and  the  electronic  pulse  outputs  are meters.    PD  meters  are  highly  repeatable,  and  work  very sent a device to compile the pulses.  Compiled pulses can well  while  operating  in  flow  regions  and  viscosity  that then be converted to volume utilizing the K-factor for the could  be  problematic  with  other  meter  technologies.

meter  installed.    The  unit  of  the  K-factor  is  pulses  /  unit Flow  profile  disturbances  have  very  little  effect  on  PD

volume.

meters,  so  they  work  very  well  in  installations  with significant flow profile disturbances.

Figure 8 – Schematic of Typical Positive Displaced Figure 7 – Schematic illustration of electronic signal Meters

generated by the rotor movement

In certain applications PD meters work very well, but they Since  turbine  meters  are  mechanical  devices,  the can  also  have  significant  limitations.    These  meters volumetric flow rate of the fluid must be maintained such require  good  filtration  since  they  rely  on  tight  clearances

to maintain the seal between the volume pockets.  As the Figure 9 – Schematic of Coriolis Meter Guiding seals  degrade,  so  does  the  meter  performance.    Product Principals

slippage between pockets will results in the meter under-measuring.    The  tight  seal  tolerances  and  numerous The meter also measures the period frequency of the fluid moving  parts  also  increase  the  likelihood  of  mechanical travelling within the tube.  This frequency can be used to failure  which  leads  to  increased  maintenance.    For  this calculate  the  density  of  the  fluid  passing  through  the reason,  the  fluid’s  lubricity  should  be  taken  into meter tubes.  Since the mass and density are both known, consideration when PD meters are selected.

the  meter  can  be  setup  to  generate  a  volume  output.    If setup  for  volume  output,  the  meter  can  be  proven At  higher  flow  rates  installation  of  PD  meters  become volumetrically, but the density function of the meter must problematic  since  the  meters  become  large,  heavy,  and be verified since it is an integral part of the internal meter may  require  multiple  meter  runs  as  compared  to  other volume  calculations.  In  this  scenario  the  meter  would technologies.    The  higher  cost  of  the  PD  meter  often function similarly to a volumetric meter.

makes  its  installation  less  desirable  when  evaluating  for larger flow rates.

Coriolis  meters  are  very  linear  with  very  good  accuracy when  operated  within  acceptable  flow  ranges.    As  the Coriolis  meters  are  non-mechanical  and  rely  on  the flow  rate  decreases,  the  meter  zero  instability  becomes  a inertial force exerted on an object as a result of movement higher  percentage  of  the  overall  flow  rate  causing  the relative to a rotating frame of reference.  In these meters, relative  accuracy  to  deteriorate.  Zero  instability  is  the as flow passes through a vibrating tube, the tube begins to amount  the  meter  fluctuates  (±)  when  the  meter  is torque.  The amount the tube torques is proportional to the blocked-in at operating conditions, and liquid full.  Unlike amount  of  mass  passing  though  the  meter;  therefore,  the the  turbine  meter,  which  always  under-measures,  a meter can be calibrated and setup to generate direct mass Coriolis meter can over-measure or under-measure.  Care pulses out of the meter.

should  be  taken  to  ensure  the  meter  station  is  properly designed to guarantee the meter is always flowing within its acceptable ranges for proper measurement.

Coriolis  meters  can  be  sensitive  to  vibration,  and  piping stresses,  so  the  meter  piping  should  be  designed  to confirm  the  meter  is  properly  supported  and  care  should be  taken  to  minimize  any  vibrational  concerns.    Flow profile  distortions  have  very  little  effects  on  Coriolis meters, so flow conditioning may not be a necessity.

Coriolis  meters  require  calculations  be  performed  by  the CPU  in  the  meter  transmitter  which  results  in  a measurement output delay.  This delay results in a phase shift between the product measured by the Coriolis meter and  the  product  moved  through  the  prover.    The  phase shift between the two devices  is the primary cause of the poor  repeatability  experienced  by  the  meter  during proving.

Volume  products  are  sold  at  net  conditions,  but  are measured  at  flowing  conditions.    Net  conditions  are defined as equilibrium vapor pressure (EVP) at 60°F or at 14.7  PSIA  if  EVP  of  the  product  is  less  than  1

atmosphere.  To  correct  the  product  to  net  conditions,  an accurate  measurement  of  temperature  and  pressure  is required.    These  process  measurements  are  used  to calculate the CTL and CPL from the API MPMS product

tables.    A  spare  thermowell  is  required  to  ensure  the temperature transmitter is properly calibrated.

The  product’s  temperature  is  required  for  CTL  and  CPL

determinations.

This

is

accomplished

by

two

philosophies.  The first is by using a fixed specific gravity at 60 which does not require a densitometer.  The second is  by  using  a  live  flowing  density  which  does  require  a densitometer.    From  the  flowing  density  along  with  the temperature  and  pressure,  the  flow  computer  uses  an iterative procedure to back calculate the SG at 60

There  are  two  primary  types  of  densitometers  which  are Figure 10 – Picture of a Flow through Denistometer Loop currently  being  utilized.    The  first  is  an  insertion  type  of densitometer.    Insertion  densitometers  have  velocity Facilities  (Pyc  ball  connections)  must  be  installed  to limitations which are commonly exceeded by the product verify  the  density  measurement  for  both  types  of velocities.  In this case, the densitometers are installed in densitometers.    During  this  density  verification  process, stilling  wells  off  the  mainline  pipe.    Stilling  wells  limit temperatures at the densitometer outlet, mainline pipe and product  velocities,  but  they  also  raise  concerns  about  a pycnometer outlet must be within 0.2°F

representative  sample  being  maintained  in  the  stilling well.    The  installation  of  the  stilling  well  also  become For custody measurement, provisions must be installed to problematic  when  verifying  the  instrument,  since  the prove each meter run independently.  The decision should operator  must  ensure  the  product  contained  in  the be made whether the meter will be proved with a portable calibration  device  (PYC  Ball)  is  representative  of  the prover or with a permanently installed prover.  Frequency material within the stilling well.

of  provings,  number  of  meters  to  be  proved,  and  the location  of  the  site  are  factors  that  must  be  considered The  second  densitometer  type  is  a  flow  through when deciding whether to install a permanent prover.

densitometer  in  the  form  of  a  vibrating  tube  type densitometer  or  by  utilizing  the  density  function  of  a A  prover  is  a  device  calibrated  to  a  known  volume Coriolis  meter.    Scoops  or  quills  should  be  utilized  to between a set of switches.  Two commonly utilized types make sure the sample is taken from the center third of the of provers utilized in industry are piston and ball provers.

meter  run  piping.    Depending  on  the  scoop  design These  devices  are  used  to  calibrate  the  meter  by utilized,  the  scoop  should  generate  ample  pressure  to accumulating  the  pulses  generated  by  the  meter  for  the drive  an  adequate  flow  rate  through  the  loop.    It  will  be known  volume  of  the  prover.    This  volume  moved determined  that  an  adequate  flow  rate  has  been through  the  prover  is  compared  to  the  volume  measured established  when  the  temperature  at  the  densitometer by  the  meter.    A  meter  factor  is  created  by  dividing  the outlet  is  maintained  within  0.2°F  of  the  flowing prover volume by the measured volume.  The meter factor temperature of the fluid contained in the mainline pipe.  If is  used  to  correct  the  actual  volume  measured  to  the the  scoop  cannot  generate  adequate  flow,  then  a  device known volume.

must  be  installed  to  force  additional  flow  through  the loop.

close  to  the  operating  conditions  of  the  meter.    Keeping the operating condition as close as possible will minimize any  proving  errors  due  to  CTL  and  CPL  calculations.

Caution  should  be  taken  when  volumetrically  proving Ethane  and  Y-grade,  since  the  CTL  and  CPL  calculation for  these  products  can  be  in  error  for  certain  process conditions    Decreasing  the  piping  runs  will  also  help  to stabilize the system prior to initiating a prove.

A back pressure control valve should be installed on each meter  run  to  guarantee  the  pressure  of  the  meter  run  is maintained  above  1.25  *  Equilibrium  Vapor  Pressure (EVP)  +  2  *  Meter  Delta  P.    If  this  parameter  is  not maintained,  then  the  liquid  could  partially  vaporize causing  mis-measurement,  and  the  vapor  could  possibly Figure 11 – Typical Prover Operation cause  damage  to  the  meter  itself.    Damage  could  result from  high  velocities  in  the  meter  from  two  phased  flow, The  prover  diverter  must  be  a  double  block  and  bleed or from cavitation within the meter.

valve to ensure the valve is properly seated and no flow is by-passing  the  prover.    By-passing  flow  will  result  in  an  Inferred Mass Meter Station Design improper  meter  factor  being  created  and  possibly implemented.

Figure  12  below  is  a  typical  inferred  mass  measurement station  design.    Examples  of  mass  products  streams  are: The  piping  to  the  prover  should  be  minimized  to  ensure Y-grade, Ethane, E/P Mix, RGP, and RGB.

that  the  operating  conditions  within  the  prover  are  as Figure 12 – Typical Inferred Mass Measurement Skid The  components  required  include:  strainer,  flow skid,  but  the  meter  must  be  coupled  with  an  online conditioner,  meter,  temperature  transmitter,  pressure densitometer.    In  the  case  of  a  Coriolis  meter  it  can transmitter,  densitometer,  sampler,  prover,  and  a  back function  as  the  meter  and  the  densitometer,  but pressure  control  valve.    Only  the  components  and consideration  should  be  given  to  setting  the  meter  and requirements that differ from the volumetric meter station skid up for direct mass output.  The indicated volume will will be discussed.

be  multiplied  by  the  live  flowing  density  as  reported  by the densitometer to calculate the mass flow rate. The same All three meter types discussed can be used as a primary consideration  given  during  the  volumetric  meter  station measurement  device  on  an  inferred  mass  measurement design must be applied to this installation.

The  primary  difference  on  a  mass  system  is  the sampler  pacing  should  be  set  such  that  the  composite installation  of  a  flow  weighted  composite  sampler.    A sample collected is representative of what flowed through composite  sampler  is  required  to  ensure  the  components the  meter.    In  most  instances  smaller  more  frequent within  the  stream  are  properly  accounted.    Errors  related sample  bite  sizes  are  better  than  larger  less  frequent  bite to composite samples and analysis can lead to component sizes.

shifting issues which can have large financial impacts.

To facilitate the collection and analysis of the sample per Composite  samplers  should  be  located  as  close  to  the contracts, dual sampler systems may be required in some piping  as  possible  to  minimize  the  sample  volume circumstances.    Once  the  sample  has  been  analyzed  the analysis  is  applied  to  the  totalized  mass  batch  to  get  the contained  in  the  quill,  sample  pump,  and  tubing  between component mass of the batch for accounting purposes.

the  meter  piping  and  the  accumulator.    The  size  of  this

tubing  should  be  relatively  small  to  help  minimize  the Direct Mass Meter Station Design volume of the sample contained within the tubing.

Figure  14  below  is  a  typical  mass  measurement  station design.  Examples of a mass product stream are: Y-grade, Ethane, RGP, and RGB.

Figure 13 – Typical NGL Sampler Setup The accumulator pots should  be adequately large enough to  accommodate  the  sample  being  collected,  and  the Figure 14 – Direct Mass Measurement Skid The  components  required  include:  strainer,  Coriolis sampler,  prover  with  densitometer,  and  a  back  pressure meter,  temperature  transmitter,  pressure  transmitter, control  valve.    Only  the  components  and  requirements

that  differ  from  the  inferred  mass  meter  station  will  be As  outline  in  this  paper  there  are  three  primary  station discussed.

designs, with the primary driving forces being: product to be  measured,  meter  technology  to  be  utilized  for The  first  difference  between  an  inferred  mass  meter  skid measurement, and any process design limitations.

and  a  direct  mass  meter  skid  is  how  the  components  are configured.    The  Coriolis  meter  and  sampler  must  be While  the  stations  all  look  similar  and  utilize  common configured  to  account  for  the  mass  output  from  the components,  their  arrangement  and  setups  have  subtle Coriolis  meter.    Configuring  the  system  ensures  the differences,  so  good  engineering  judgments  should  be  a Coriolis meter will report in mass, but the sampler can be basic  part  of  any  design.    Equipment  manufacturers,  and paced  via  mass  or  net  volume.    Net  volume  will  be appropriate design standards should be consulted prior to calculated  by  converting  mass  to  volume  by  utilizing  the any  skid  design  to  ensure  the  equipment  is  adequately density function from the Coriolis meter.

sized for the process design parameters.

Another  difference  is  that  the  meter  should  be  mass proved, so the densitometer must be set up to infer a mass for  the  prover.    To  generate  an  inferred  mass  for  the prover  the  known  prover  volume  must  be  multiplied  by the  average  product  density  to  generate  an  actual  mass during the prove.   Inferred mass measured by the prover is  then  divided  by  the  mass  as  measured  by  the  meter  to calculate  a  mass  Meter  Factor.    The  densitometer  should be installed on the prover outlet, and the same parameters apply that were previously mentioned.

Figure 15 – Inferred Prover Installation Typical fluid velocities on meter run piping can be high in relationship  to  the  prover  piping,  especially  if  the  prover services  multiple  meters  of  differing  sizes.  If  the  meter being proved is small in relation to the prover  sizing, the velocities in the prover piping could be significantly low, and  would  fail  to  generate  adequate  flow  through  the densitometer  loop.    Installation  of  a  valve  will  ensure  an adequate  flow  can  be  established  through  the  loop  by allowing  the  operator  of  the  skid  to  create  a  temporary pressure  drop  within  the  system;  thus,  forcing  additional product to flow through the loop.  In this case installation of a valve should be considered.

Conclusion