home *** CD-ROM | disk | FTP | other *** search
/ Over 1,000 Windows 95 Programs / Over 1000 Windows 95 Programs (Microforum) (Disc 2).iso / 0883 / tdescr.txt < prev    next >
Text File  |  1996-07-29  |  8KB  |  220 lines
  1. ---------------------------------------------------------------------------
  2.  
  3.                                   WinPipeD
  4.  
  5. ---------------------------------------------------------------------------
  6.  
  7.                        5090 Richmond Avenue, No. 378,
  8.                           Houston, TX 77056;  USA
  9.             713/827-2662, Fax: 713/850-9135, dshaw@neosoft.com
  10.  
  11.                 http://www.neosoft.com/~dshaw/winpiped.html
  12.  
  13. ---------------------------------------------------------------------------
  14.  
  15.                   Technical Description of WinPipeD V.1.0.
  16.  
  17.         ------------------------------------------------------------
  18.     --------------------------------------------------------------------
  19.         ------------------------------------------------------------
  20.  
  21. WinPipeD is designed to carry out all the standard calculations required in 
  22. designing multiphase pipe systems. It performs pressure, temperature, holdup
  23. and flow regime calculations in a single pipe, using black-oil assumptions 
  24. about the fluids, for steady-state flow. Sufficient correlations are 
  25. provided to allow the correct equations to be used for the situation being 
  26. analyzed and to allow for a sensitivity analysis.
  27.  
  28.  
  29. ---------------------------------------------------------------------------
  30.  
  31. Technology
  32.  
  33. Multiphase Flow
  34.  
  35. The following multiphase steady-state flow correlations are provided as
  36. standard:
  37.  
  38. Aziz, Govier and Fogarasi
  39. Mukherjee and Brill
  40. Dukler, Eaton and Flanigan
  41. Beggs and Brill
  42. Orkiszewski
  43. Duns and Ros
  44. Hagedorn and Brown
  45. Poettman and Carpenter
  46. Baxendell and Thomas
  47. Fancher and Brown
  48. Griffith and Wallis correction to Hagedorn and Brown
  49. Triggia correction to Orkiszewski
  50. Palmer correction to Beggs and Brill
  51.  
  52. More details can be found in the references below.
  53.  
  54. Temperature
  55.  
  56. (Professional version only). Temperature effects are fully coupled with the
  57. hydraulics, to allow rigorous prediction of the temperature profile.
  58. Alternatively, fixed linear or exponential profiles can be assumed. A
  59. single liquid enthalpy and gas enthalpy is provided by the user, subject to
  60. black-oil PVT assumptions. A slip-corrected mixture enthalpy is then
  61. computed. As a convenience, thermal conductivity is calculated by the
  62. program for:
  63.  
  64. Wellbores
  65. Surface pipes
  66. Buried Pipes
  67.  
  68. PVT
  69.  
  70. Black-oil PVT calculations are made internally using any combination of
  71. these correlations:
  72.  
  73. Solution Gas-Oil Ratio and Bubble Point:
  74.      Lasater
  75.      Standing
  76.      Vazquez and Beggs
  77.      Glaso
  78.  
  79. Oil Formation Volume Factor:
  80.      Vazquez and Beggs
  81.      Standing
  82.      Glaso
  83.  
  84. Z-Factor:
  85.      Hall-Yarborough
  86.      Standing
  87.      Dranchuk, Purvis and Robinson
  88.      Gopal
  89.  
  90. Oil Viscosity:
  91.      Beggs and Robinson
  92.      Glaso
  93.  
  94. More details can be found in the references below.
  95.  
  96. Software
  97.  
  98. WinPipeD was designed as a Windows program from the start, and includes
  99. numerous ease-of-use features. It integrates with the overall Windows
  100. environment via the clipboard, allowing office productivity tools to be
  101. used together with it. The Basic version runs under Windows 3.x; WinPipeD
  102. Professional comes in a Windows 95 / NT version also.
  103.  
  104. The program is split in two: a Windows interface program and a calculation
  105. DLL. The interface is written using Borland Delphi and the calculations are
  106. in ANSI C compiled with Microsoft Visual C++. It has been compiled to take
  107. advantage of the 486 math coprocessor: a plain 386 or 286 DLL is available
  108. separately.
  109.  
  110. Source code is available for either the interface, the DLL or both. The
  111. interface between the two is very flexible, so DLL source for the
  112. calculations makes a very valuable research or training tool.
  113.  
  114. Differences between the Basic and Professional Versions
  115.  
  116. The Basic Version of WinPipeD contains all the features for regular,
  117. technical use. However, WinPipeD Professional has the following advantages:
  118.  
  119. Unrestricted single-user license
  120. Full on-line documentation and Windows Help
  121. Metric units capability
  122. Temperature prediction by energy balance
  123.  
  124. References
  125.  
  126. General
  127.  
  128. Govier, G. W. & Aziz, K. (1972): "The Flow of Complex Mixures in Pipes",
  129. Van Nostrand Reinhold Co., New York.
  130.  
  131. Brill, J. P. & Beggs, H. D. (1991): "Two-Phase Flow in Pipes" (6th ed.),
  132. University of Tulsa Press, Tulsa.
  133.  
  134. Chisholm, D. (1983): "Two-Phase Flow in Pipelines and Heat Exchangers",
  135. Pitman Press, Bath.
  136.  
  137. Katz, D. L. et al (1959): "Handbook of Natural Gas Engineering",
  138. McGraw-Hill Book Co., New York.
  139.  
  140. Colebrook, C. F. (1938): J Inst Civil Engrs, 11, p. 133.
  141.  
  142. Moody, L. F. (1944): "Friction Factors for Pipe Flow", Trans ASME, 66, p.
  143. 671.
  144.  
  145. Multiphase Flow
  146.  
  147. Aziz, K., Govier, G. W. & Fogarasi, M. (1972): "Pressure Drop in Wells
  148. Producing Oil and Gas", J Candn Pet Tech, (July-Sept) pp. 38-48.
  149.  
  150. Mukherjee, H. (1979): "An Experimental Study of Inclined Two-Phase Flow",
  151. Ph.D. Thesis, U of Tulsa.
  152. Mukherjee, H. & Brill, J. P. (1985): "Empirical Equations to Predict Flow
  153. Patterns in Two-Phase Inclined Flow", Int J Multiphase Flow, 11 (3), pp.
  154. 299-315.
  155.  
  156. Dukler, A. E. et al (1969): "Gas-Liquid Flow in Pipelines, Inst. Research
  157. Results", AGA-API Project NX-28 (May).
  158. Eaton, B. A. et al (1967): "The Prediction of Flow Patterns, Liquid Holdup
  159. and Pressure Losses Occurring During Continuous Two-Phase Flow in
  160. Horizontal Pipelines", Trans AIME, p. 815.
  161. Flanigan, O. (1958): "Effect of Uphill Flow on Pressure Drop in Design of
  162. Two-Phase Gathering Systems", Oil & Gas J, 56, (Mar) p. 132.
  163.  
  164. Beggs, H. D. & Brill, J. P. (1973): "A Study of Two-Phase Flow in Inclined
  165. Pipes", J Pet Tech, (May) pp. 607-617.
  166.  
  167. Orkiszewski, J. (1967): "Predicting Two-Phase Pressure Drops in Vertical
  168. Pipes", J Pet Tech, (June) pp. 829-838.
  169.  
  170. Duns, H. & Ros, N. C. J. (1963): "Vertical Flow of Gas and Liquid Mixtures
  171. in Wells", Proceedings 6th World Petr. Congress, p. 451.
  172.  
  173. Hagedorn, A. R. & Brown, K. E. (1965): "Experimental Study of Pressure
  174. Gradients Occurring During Continuous Two-Phase Flow in Small-Diameter
  175. Vertical Conduits", J Pet Tech, (April) pp. 475-484.
  176.  
  177. Poettman, F. H. & Carpenter, P. G. (1952): "The Multiphase Flow of Gas, Oil
  178. and Water Through Vertical Flow Strings With Application to the Design of
  179. Gas-Lift Installations", Drill and Prodn Practices API, pp. 257-317
  180.  
  181. Baxendell, P. B. & Thomas, R. (1961): "The Calculation of Pressure
  182. Gradients in High-Rate Flowing Wells", J Pet Tech, (Oct) pp. 1023-1028.
  183.  
  184. Fancher, G. H. & Brown, K. E. (1963): "Prediction of Pressure Gradients for
  185. Multiphase Flow in Tubing", Soc Pet Eng J, (March) pp. 59-69.
  186.  
  187. Griffith, P. & Wallis, G. B. (1961): "Two-Phase Slug Flow", J Heat
  188. Transfer; Trans ASME, (Aug) pp. 307-320.
  189.  
  190. Palmer, C. M. (1975): "Evaluation of Inclined Pipe Two-Phase Liquid Holdup
  191. Correlations Using Experimental Data", M.S. Thesis, U of Tulsa.
  192.  
  193. PVT
  194.  
  195. Lasater, J. A. (1958): "Bubble Point Pressure Correlation", Trans AIME, p.
  196. 379.
  197.  
  198. Standing, M. B. (1947): "A General Pressure-Volume-Temperature Correlation
  199. ... for Mixtures of California Oils and Greases", Drill and Prodn Practices
  200. API.
  201.  
  202. Vazquez and Beggs (1980) J Petr. Tech. (June) p. 968
  203.  
  204. Glaso (1980) J Petr. Tech. (May) p. 785
  205.  
  206. Yarborough, L. & Hall, K. R. (1974): "How to Solve Equation of State for
  207. Z-Factors", Oil & Gas J, (Feb) p. 86.
  208.  
  209. Standing, M. B. & Katz, D. L. (1942): "Density of Natural Gases", Trans
  210. AIME, p. 140.
  211.  
  212. Dranchuk, Purvis and Robinson (1974): Institute of Petroleum Technical
  213. Series, No. IP74-008
  214.  
  215. Gopal (1977): Oil & Gas J, (August 8), p. 58
  216.  
  217. Beggs and Robinson (1975): J Petr. Tech. ( Sept), p. 1140
  218.  
  219. ---------------------------------------------------------------------------
  220.