ASME B 31.1: Power Piping
This code was written with power piping in mind included to cover fuel gas and oil systems in the plant, central and district heating system, in addition to water and steam systems in power plants.This code is for making new piping. It can be used as a guide for repair / replacement.

Boiler External and Non boiler External Piping :

The code has separate requirement for boiler external and non boiler external piping. Boiler external piping is actually within the scope of Secton I of B&PV code. Section I refers to B31.1 for technical requirement. Non boiler external piping falls entirely within the scope of B 31.1. thus boiler external piping is treated as part of boiler whereas nonboiler external piping is not.
Boiler external piping is considered to start at the first weld for welded pipe, flanged face for flanged piping, or threaded joint for threaded piping outside of the boiler. It extends to the valve or valves required by Section I. Both the joint with the boiler proper piping and the valves at the end of the piping fall within the scope of boiler external piping.

Systems Covered under B 31.1:

  1. Boiler external piping including steam, feedwater, blowoff, and drain piping;
  2. Instrument, control, and sampling piping;
  3. Spray-type desuperheater piping for use on steam generators and reheat piping;
  4. Piping downstream of pressure reducing valves;
  5. Pressure-relief piping;
  6. Piping for flammable and combustible liquids;
  7. Piping for flammable gased, toxic gases or liquids, or non flammable non toxic gases;
  8. Piping for corrosive liquids and gases;
  9. Temporary piping systems;
  10. Steam trap piping;
  11. Pump-discharge piping; and
  12. District heating and steam distribution systems.


gap software demoGAP Software is a multiphase oil and gas optimiser tool that models the surface gathering network of field production systems. When linked with the well models of PROSPER and reservoir models of MBAL a full field production optimisation and forecast can be achieved. GAP can model production systems containing oil, gas and condensate, in addition to gas or water injection systems.
Multi-well optimisation for artificially lifted and naturally flowing production networks:
  • Surface gathering system models with constraints
  • Looped networks
  • Gas and condensate gathering systems
  • Oil and water gathering systems
  • Injections networks
  • Compressor modelling
  • Pump modelling

Optimisation of gathering system against constraints:

  • Fast and robust Global Optimisation algorithm using non-linear programming (NLP) which has been recognised in the industry as best in class.
  • Wellhead chokes can be set, compressors and pumps optimised, and gas for gas lifted wells allocated to maximise production
  • Multiple Flowlines
  • Multiple Separators
  • Unlimited number of nodes – wells, reservoir, etc.
  • Field optimisation studies with mixed systems (ESP, GL, Naturally Flowing, PCP, Jet and Rod Pumps)
  • Optimise production forecasting

Pipeline Flow Assurance Studies

Reservoir Management

  • Models injection system performance, using MBAL or other numerical reservoir models
  • Advises on wellhead chokes settings to meet reservoir management targets

Fully Compositional from the Reservoir to the Process side
Easy to use graphical interface for drawing system network (using icons for separators, compressors, pipelines, manifolds and wells, inline chokes and reservoir tanks)


ASME B40.100: Pressure Gauges and Gauge Attachments
Publication Date: Jan 1, 2005ASME Standards Committee B40 is comprised of a balanced cross section of pressure gauge users, manufacturers, and interested members representing governmental agencies, testing laboratories, and other standards-producing bodies. All are convinced that national standards such as this one serve not only to provide product performance and configuration guidelines, but also to inform and update the specifier and user regarding the science of pressure gauge production, application, and use.

An addenda was issued on December 31, 2001, adding Nonmandatory Appendix C to B40.1, B40.2, B40.5, and B40.6.

This Standard was approved by the B40 Standards Committee and approved as an American National Standard by the American National Standards Institute on September 19, 2005.


  • Propiedades de los fluidos: Propiedades del gas natural, propiedades del petróleo saturado, propiedades del petróleo bajosaturado, propiedades del agua saturada, propiedades del agua bajosaturada.
  • Fundamentos de flujo a través de tuberías: ecuación general de la energía, pérdidas de presión por fricción, ecuación de Darcy, encuación de Fanning, ecuación de fricción
  • Flujo de líquidos por tuberías: Número de Reynolds, eficiencia de flujo, aplicación de la ecuación de flujo en el análisis y diseño de tuberías que conducen líquidos
  • Diseño de tuberías, pérdidas por fricción en las tuberías
  • Predicción del comportamiento de pozos inyectores de agua
  • Ejemplo de aplicación de Análisis Nodal
  • Optimización de líquidos de conducción de fluidos: ecuaciones del método, tuberías telescopiadas, flujo de crudos viscosos
  • Flujo de gas por tuberías y estranguladores: ecuación general de energía en unidades prácticas, flujo de gas natural por conductos anulares, número de reynolds en conductos anulares
  • Aspectos a considerar en la ecuación general de energía: el factor de fricción, nivel base, métodos de solución para las ecuaciones de flujo, presión media, eficiciencia de flujo
  • Sistemas complejos de transporte de hidrocarburos y recolección: tuberías en serie, tuberías en paralelo
  • Ecuación general de costos: costos de la tubería, espesor de la tubería, factor de conversión a costo anual, cosot fijo anual de operación y mantenimiento de la tubería o ducto, costos por compresión, potencia por milla
  • Análisis económico de líneas de conducción de gas natural o gasoductos: diseño económico, desarrollo del método de multiplicadores de Lagrange
  • Predicción del comportamiento de un pozo productor de gas: erosión de tuberías, descarga de fluidos y/o líquidos
  • Flujo de gas a través de estranguladores: diámetro del estrangulador, válvulas de seguridad subsuperficiales
  • Raspatubos o escriadores: frecuencia de corridas, velocidad del escariados
  • Flujo multifasico en tuberias: patrones de flujo, colgamiento, velocidades superficiales, velocidad real, densidad de la mezcla de fluidos, gasto de masa, viscosidad de la mezcla y emulsión, tensión superficial de la mezcla de líquidos, densidad de la mezcla de líquidos
  • Flujo multifasico en tuberias horizontales: cálculo de la caída presión en tuberías horizontales, cálculo del colgamiento de líquido en tuberías horizontales transportadas por gas húmedo, transporte de gas húmedo
  • Correlación de Bertuzzi, Tek y Correlacion de Poettman
  • Correlación de Eaton, Andrews, Knowels y Brown
  • Correlacion de Beggs y Brill, Correlación de Dukler
  • Flujo multifásico vertical: comportamiento cualitativo en tuberías verticales, método de Poettman y Carpenter, método de Orkiszewski, régimen de burbuja, régimen de bache, régimen de transición bache-niebla, método combinado, método gráfico de Gilbert, flujo por conductos anulares
  • Flujo multifásico a través de hidrocarburos: Correlaciones de Gilbert, Ros y Achong, Correlación de Poettman y Beck, Ecuación de Ashford, Modelo de Ashford y Pierce, Correlación de Omaña
  • Comportamiento de pozos fluyentes: Análisis de flujo de yacimiento al pozo, permeabilidad relativa
  • Indice de productividad IP: índice de productividad IP en yacimientos bajosaturados, IPR en yacimientos de petróleo saturados
  • Curvas de IPR futuras: Método de Fetkovich, Eickmer y Standing, curvas generalizadas de IPR
  • Análisis Nodal: efecto del diámetro de la tubería de producción, efecto del diámetro del estrangulador, comportamiento del flujo, distribución general de presiones, diseño de tuberías de producción y líneas de descarga, elección del nodo de solución, nodos funcionales
  • Pozos de inyección de gas o agua
  • Optimización del diseño y operación de sistemas de bombeo neumático continuo (BNC): Análisis nodal de un sistema de producción por BNC, potencia requerida de compresión
  • Optimización de un sistema de producción de petróleo
  • Cálculo de la distribución de temperatura de los fluidos en las tuberías:


MBAL helps the engineer better define reservoir drive mechanisms and hydrocarbon volumes. This is a prerequisite for reliable simulation studies. MBAL is commonly used for modelling the dynamic reservoir effects prior to building a numerical simulator model.
MBAL contains the classical reservoir engineering tool and has redefined the use of Material Balance in modern reservoir engineering.

For existing reservoirs, MBAL provides extensive matching facilities. Realistic production profiles can be run for reservoirs with or without history matching.

Reservoir Engineering Tool

  • Material Balance
  • Monte Carlo Simulator
  • Decline Curve Analysis
  • 1D model
  • Multi-Layer
  • Tight Gas

Material Balance
This incorporates the classical use of Material Balance calculations for history matching through graphical methods (like Havlena-Odeh, Campbell, Cole etc.). Detailed PVT models can be constructed (both black oil and compositional) for oils, gases and condensates.

Furthermore, predictions can be made with or without well models and using relative permeabilities to predict the amount of associated phase productions.

  • Multi Tank Variable PVT with Depth
  • Determine Components of Reservoir Energy
  • Visualise the Parameters that Impact Performance

Forecast Well and Reservoir Performance

  • Forecast Using Rate Schedule or Well and manifold pressure schedule
  • Set well and global constraints:
  • At well and field level
  • Determine when wells will water out
  • Forecast pressure decline, producing GOR
  • The long term effects of completion decisions on compression, gas/water injection, gas recycling


  • Black oil
  • Fully Compositional
  • Compositional Tracking