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CIUDAD OJEDA, SEPTIEMBRE 2011

FACILITADOR: DENY GONZALEZ

FUNDAMENTOS DEL GAS NATURAL EN LOS PROCESOS DE LA INDUSTRIA PETROLERA

DENSIDAD PSEUDOLIQUIDA DE SISTEMAS HIDROCARBUROS.

Método Grafico. Standing y Katz 1942.

Paso 1. Se determina la densidad del H2S y C3+.

n

i i

ii

SH

SHSH

n

iiiSHSH

CSHPMXPMX

PMXPMX

32

22

322

2**

**

3

Paso 2. Se determina el % W del N2 + C2 y compuestos mas pesados.

n

iiiNN

NNCCCNCN

PMXPMX

PMXPMXW

222

22222222

**

***100%

Paso 3. Con la densidad del H2S y C3+ y % W del N2 + C2 , se determina la

densidad de la fracción (C2 + y N2)+, mediante la grafica 23-14.



Método Grafico.

Standing y Katz 1942.




Paso 4. Se determina la densidad CO2 y N2 + C2, en caso de no haber CO2 se

va al paso 5.

Paso 5. Se determina el %WC1 en el sistema.

Paso 6. Con la densidad del (C3 + y H2S +) y %WC1 , en grafica se interceptan y

se obtiene la densidad liquidad de hidrocarburo.

22

222

2

22

22222

222

***

***

CN

n

iiiNN

CO

COCO

n

iiiNNCOCO

CNCO

PMXPMXPMX

PMXPMXPMX

n

iiiSHSHNNCOCO

CCSistemaC

PMXPMXPMXPMX

PMXW

1222222

111

****

**100%

Paso 7. El valor obtenido de densidad se corrige a cualquier presión y

temperatura mediante las graficas 23-15 y 23-17 respectivamente.

atemperaturpresionidealgasgas _Paso 8.


Ejemplo. Método Grafico.

n

i i

ii

SH

SHSH

n

iiiSHSH

CSHPMXPMX

PMXPMX

32

22

322

2**

**

3

Composicion Z(i) Z(i) n PM Pm (mezcla)Densidad (60ºF)

lb/ft3

Volumen. V

= PM / de

C1 20,896 0,20896 16,043 3,35235 -

C2 1,886 0,01886 30,070 0,56712 -

C3 2,387 0,02387 44,097 1,05260 31,619 0,033289965

iC4 0 0,00000 58,123 0,00000 35,123 0

nC4 3,586 0,03586 58,123 2,08429 36,423 0,057224577

iC5 0 0,00000 72,150 0,00000 38,981 0

nC5 2,447 0,02447 72,150 1,76551 39,36 0,04485545

C6 1,844 0,01844 86,177 1,58910 41,4 0,038384152

C7+ 2,983 0,02983 100,200 2,98897 42,92 0,069640401

C8 2,995 0,02995 114,231 3,42122 44,09 0,077596245

C10 18,208 0,18208 142,285 25,90725 45,79 0,565784075

C14 3,038 0,03038 198,394 6,02721 47,815 0,126052697

CO2 39,73 0,39730 44,010 17,48517 51,016 0,342739003

H2S 0 0,00000 34,080 0,00000 - 0,0001

Total = 100 Total = 66,24079 Total = 1,355566565

2682,44012827562,1

83615,44

32 CSH



Paso 1. Se determina la densidad del H2S y C3+.




n

iiiNN

NNCCCNCN

PMXPMX

PMXPMXW

222

22222222

**

***100%

2490,140327,45

71202,56% 2222 CNCNW

Valor = 44

22

222

2

22

22222

222

***

***

CN

n

iiiNN

CO

COCO

n

iiiNNCOCO

CNCO

PMXPMXPMX

PMXPMXPMX

7493,45374631,1

88844,62222 CNCO

Paso 2. Se determina el % W del N2 + C2 y compuestos mas pesados.

Paso 3. Con la densidad del H2S y C3+ y % W del N2 + C2 , se determina la

densidad de la fracción (C2 + y N2)+, mediante la grafica 23-14.

Paso 4. Se determina la densidad CO2 y N2 + C2, en caso de no haber CO2 se

va al paso 5.




n

iiiSHSHNNCOCO

CCSistemaC

PMXPMXPMXPMX

PMXW

1222222

111

****

**100%

0608,524079,66

234528,335% 1 SistemaCW

Valor = 42,9

Correccion Presion, Densidad = 43,6 Grafica = 0,7

Correccion por Temperatura. Densidad = 41,8 Grafica = 1,8

* Existe un método numérico (Standing 1977) en el libro deTarek Amed pag. 144.

Paso 5. Se determina el %WC1 en el sistema.

Paso 6. Con la densidad del (C3 + y H2S +) y %WC1 , en grafica se interceptan y

se obtiene la densidad liquidad de hidrocarburo.

Paso 7. El valor obtenido de densidad se corrige a cualquier presión y

temperatura mediante las graficas 23-15 y 23-17 respectivamente.

Paso 8. atemperaturpresionidealgasgas _


ENTALPIA DE LOS GASES. (gpsa 2004, pag. 24-2)

La entalpía de los componentes puros están tabuladas. Debido las propiedades pseudocriticas de

la mezcla de gases se requiere de la entalpía de dicha mezcla, la cual puede ser obtenida

mediante el promedio de la fracción molar o peso, con su respectiva fracción molar o peso de la

entalpía.

'0/)(/)( TscRHHwTscRHHRTcHH ooo

lo TscRHH /)

HHHH oo

0/) TscRHH o

H0 , es la entalpía ideal, mientras que;

Fig. 24-6. Corrección de entalpía por ajuste de presión de un fluido

Fig. 24-7.Corrección por desviación de fluido

La entalpía de las sustancia pura se puede obtener en la fig. 24-3 y 24-4 en anexos.

PmHH

PmHyiHyiHH

o

i

o

i

o

m

o

*

***Mezcla

wiyiwm *

El factor acentrico de la mezcla de gas,



R=1.986 BTU / lbmol ºR

Se requiere conocer las propiedades reducidas de la mezcla de gas a estudio.

Si la mezcla de gas esta en dos fases se debe obtener una entalpía para la fase liquida y vapor, y

con la ecuación que se muestra obtener la entalpía de la mezcla;

VHLHH VaporLiquido




'0/)(/)( TscRHHwTscRHHRTcHH ooo

100,1/)lo TscRHH

HHHH oo

600,2/)0

TscRHH o

En fig. 24-3 y 24-4 se obtiene,

Presión = 2500 psia

Temperatura = 100 ºF

Componente Zi (%) Zi (n) MWi Pc Tc w Psc Tsc H (tabla) Ho

m

C1 75,6 0,5641791 16,043 667 343,01 0,0104 376,307463 193,519075 280 2534,3151

C2 18 0,13432836 30,07 707,8 549,74 0,0979 95,0776119 73,8456716 180 727,065672

C3 9,8 0,07313433 44,097 615 665,59 0,1522 44,9776119 48,6774776 156 503,100699

i-C4 5,2 0,03880597 58,123 527,9 734,08 0,1852 20,4856716 28,4866866 150 338,32791

H2S 25,4 0,18955224 34,08 1300 672,4 0,0948 246,41791 127,454925 125 807,492537

Total = 134 1 Totales = 783,266269 471,983836 4910,30192

Propiedades

Psc = 783,2663 Psr = 3,19176262

Tsc = 471,9838 Tsr = 1,18648131

w mezcla = 0,0553 H Ideal = 4910,3019

16,24941,105530,06,298,471986,1HH o

lbmolbtuH /14,241616,249430,4910


VISCOSIDAD DEL GAS NATURAL.

Standing Katz (1977), planteó una expresión matemáticamente conveniente para el

cálculo de la viscosidad del gas natural a presión atmosférica y a temperatura del

pozo, al igual que las correcciones en ecuaciones para describir los efectos de N2,

CO2 y H2S, la relación propuesta fue:

33

22 )10(59.9log)10(48.8)( gyNN

33

22 )10(24.6log)10(08.9)( gyCOCO

33

22 )10(73.3log)10(49.8)( gSyHSH

SHCONuncorred 2)(2)(2)()1(1

γglog3

6.15(10)

38.188(10)460Tγg*

62.062(10)

51.709(10))uncorred1(μ

Donde,

YN2, YCO2, YH2S = fracción molar de estos componentes en la mezcla.

T= Temperatura del sistema, ºR

U1 = Viscosidad del gas a presión atmosférica y temperatura de reservorio


Dean y Stiel (1965) plantearon la siguiente correlación matemática para el cálculo de

la viscosidad de un gas a presión atmosférica y una temperatura de reservorio

(yacimiento).

)5.1(,)(

*)10(349/8

Pr5

1 Tsrm

T

)5.1(,)0932.01338.0(*)10(8.166 9/5

Pr

5

1 Tsrm

T

m

rEXPrEXPg

))(111.1(*439.1*)10(8.101

888.15

TrZr

*

Pr27,0

);( PsrTrsZ

Donde m es el parámetro de viscosidad la mezcla de gas definido por:


Densidad reducida del gas


Método Lee-Gonzalez-Eakin (1966), presento una relación semi empírica para

calcular la viscosidad del gas natural. Esta relación expresa la viscosidad del

gas en términos de temperatura del reservorio, densidad y peso molecular del

gas. Los autores señalan que este método no puede ser usado en gases

ácidos.

TrZr

*

Pr27,0

Donde




Ejercicio Propuesto. Encontrar la densidad pseudoliquida y viscosidad de la siguiente

mezcla de gas


PRESION DE CONVERGENCIA, CONSTANTE DE EQUILIBRIO Y FASES

DEL GAS NATURAL.

Presión de Convergencia

La presión de convergencia, PK puede definirse como la presión al cual todos los

valores de K aparentemente convergen a la unidad (1,0) a la temperatura del

sistema. En otras palabras, es la presión para un sistema a una temperatura dada,

cuando ya no es posible la separación del vapor y líquido, los valores de Ki

realmente son continuos y convergen en el valor unitario (1,0), solo cuando la

temperatura del sistema es la temperatura crítica, la presión de convergencia es

igual a la presión critica.

CORRELACION RZASA

a1 = 6124.3049

a2 = -2753.2538

a3 = 415.42049

Donde;



DEL GAS NATURAL.

Presión de Convergencia

CORRELACION WHITSON Y TORP

MÉTODO DE ORGANICK HOLLINGSWORTH

a) Se hace un cálculo de fases a la presión y temperatura a la cual se desean las

constantes de equilibrio, usando una presión de convergencia aproximada.

b) La fase liquida se divide en dos partes: Parte I, componente mas liviano

(generalmente metano) que debe estar presente, mínimo en un 0.1% por mol y

parte II, los demás componentes.

c) Se calcula una temperatura critica de la parte II, en ºF, por la formula

n

i

ii

n

i

iCii

CII

MX

MTX

T

2

2



DEL GAS NATURAL.


d) Se calcula la presión de convergencia, PK en psia, con:

log(PK) = A + B*T + C*T2+ E / T.

Donde, T= ºF, es la temperatura del sistema y los valores A, B, C, D y E están dados

por:

A = a1+( a2*TCII )+ (a3* TCII

2 ) + (a4 TCII 3)

B = b1+( b2*TCII )+ (b3* TCII 2 ) + (b4 TCII

3)

C = c1+( c2*TCII )+ (c3* TCII 2 ) + (c4 TCII

3)

E = e1+( e2*TCII )+ (e3* TCII 2 ) + (e4 TCII

3)

Las constantes

a1 = 1.797064 c1 = -5.2867215x10-5

a2 = 2.1987547x10-3 c2 = 1.2446502 x10-7

a3 = 1.6185399 x10-6 c3 = -5.3578971 x10-11

a4 = -1.188797 x10-9 c4 = -2.7626487 x10-14

b1 = 9.3317175 x10-3 e1 = 38.234458 x10-5

b2 = 3.9836405 x10-6 e2 = -5.0398134 x10-2

b3 = -5.5610874 x10--8 e3 = - 1.8534164 x10-5

b4 = 4.5029573 x10-11 e4 = 3.2528255 x10-8



DEL GAS NATURAL.


e) Si la presión de convergencia del paso anterior se corresponde satisfactoriamente

con el valor supuesto, se ha obtenido el valor correcto de PK. De lo contrario se

supone un nuevo valor de PK y se repiten los cálculos descritos, pasos (a) a (e).

CONSTANTE DE EQUILIBRIO CON BASE A ECUACIONES DE ESTADO.

CORRELACIÓN DE WILSON.

CORRELACIÓN DE CANFIELD.

Desarrollo una correlación para uso en computadoras con base en las curvas de

constantes de equilibrios para hidrocarburo del GPSA, tal correlación es la

siguiente:



DEL GAS NATURAL.

Donde:

Ki= Constante de equilibrio del componente “i” a P y T

Pi = P/Pk, presión a la que se desea Ki (temperatura del sistema, en lpca dividida, por

la presión de convergencia del sistema, en lpca.

Tr ( ¡ ) = T / Tc ( i ). Temperatura a la que se desea Ki (Temperatura del sistema) en

°R, dividida por la temperatura critica del componente “i” en °R.

Zci = Factor de compresibilidad critico del componente “i”.

CORRELACIÓN DE CANFIELD.



DEL GAS NATURAL.

Presion = 1400 psia

Temperatura = 250 ºF

710 ºR

Componente Zi (%) MWi g

CO2 0,0000 44,01

N2 0,0000 28,0134

C1 66,9811 16,043

C2 9,6000 30,07

C3 7,3300 44,097

i-C4 3,0000 58,123

n-C4 0,0000 58,123

i-C5 0,0000 72,15

n-C5 0,0000 72,15

C6 0,0000 86,177

C7+ 13,0889 210 0,889

H2S 0,0000

Total = 100

Metodo de Rzasa.

Pk = - 2381,8542 + 46,341487 [MW * g]C7+ + Σ ai [ (MW * g)C7+ / (T - 460) ] i

donde a1 = 6124,3049

i = 1 a 3, a2 = -2753,2538

a3 = 415,42049

Pk 9480,6646

Presion de Convergencia.

Metodo de Whitson y Torp

Pk = 60*Mw C7+ - 4200

Pk 8400

Ejercicio resuelto. Presión de Convergencia



DEL GAS NATURAL.

Ejercicio resuelto. Presión de Convergencia Presion = 1400 psia Pk = 9480,66459

Temperatura = 250 ºF Pr = 0,14766897

710 ºR

Componente Zi (%) MWi g Pc Tc w Psc Tsc Zci

CO2 0 44,01 1069,5 227,18 0,2667 0 0 0,274

N2 0 44,01 492,8 547,4 0,0372 0 0 0,29

C1 66,9811321 16,043 667 343,01 0,0104 446,764151 229,751981 0,288

C2 9,6 30,07 707,8 549,74 0,0979 67,9488 52,77504 0,285

C3 7,33 44,097 615 665,59 0,1522 45,0795 48,787747 0,281

i-C4 3 58,123 527,9 734,08 0,1852 15,837 22,0224 0,283

n-C4 0 58,123 548,8 765,18 0,1995 0 0 0,274

i-C5 0 72,15 490,4 828,63 0,2286 0 0 0,27

n-C5 0 72,15 488,1 845,37 0,2514 0 0 0,263

C6 0 86,177 439,5 911,47 0,299 0 0 0,264

C7+ 13,0888679 210 0,889 261,20642 1342,47037 0,51265899 34,1889633 175,714173 0,263

H2S 0 34,08 1300 672,4 0,0948 0 0 0,284

Total = 100 Totales = 609,818414 529,051341

Componente Ki (wilson) Ai Tr i Bi Ki canfield

CO2 77,9753182 1,088560667 3,125275112 0,1201561 14,9693175

N2 1,26040147 0,94347563 1,297040555 -1,96230213 1,14471011

C1 7,87044483 0,960621619 2,069910498 -0,6185625 3,79438701

C2 1,91306503 0,986870768 1,291519627 -1,97806928 1,03953633

C3 0,64688088 1,022859272 1,066722757 -2,77194886 0,45575913

i-C4 0,30386352 1,004723643 0,967197036 -3,25482009 0,30608034

n-C4 0,23761548 1,088560667 0,927886249 -3,47776953 0,18940804

i-C5 0,11632586 1,12765947 0,856835982 -3,94030841 0,10379306

n-C5 0,09681444 1,198803887 0,839868933 -4,06414034 0,06974882

C6 0,04336952 1,188428333 0,778961458 -4,56089086 0,04273423

C7+ 0,00013437 1,198803887 0,528875733 -8,16503842 0,0009618

H2S 1,26773855 0,995761861 1,055919096 -2,81948246 0,46860314



DEL GAS NATURAL.

FORMULAS PARA EL CÁLCULO DE FASES:

También se denomina cálculos de equilibrio o de

vaporización instantánea. Se refiere al cómputo de la

comprensión de las fases y gaseosa en que se divide un

sistema de hidrocarburos (puede contener ciertas

impurezas) a determinada presión y temperatura. Se

supone que a estas condiciones existe equilibrio entre el

vapor (gas) y el líquido.



DEL GAS NATURAL.

Z i F = Moles del componente i en el sistema

Z ¡ = Fracción molar del componente i en el

sistema.

F = moles totales en el sistema

X i L= Moles del componente i en el líquido

X ¡ = Fracción molar del componente i en el líquido

L = moles de líquido

Y i V = Moles del componente i en el vapor

Y i = Fracción Molar del componente i en el vapor (gas)

V= Moles de vapor

CÁLCULO DE FASES:



DEL GAS NATURAL.

Balance de materiales (Moles)

Reemplazando esta Ecuación:

Donde:

Definición de constante de equilibrio

Yi = (Ki) (Xi)

Trabajando con un mol del sistema, F = 1 luego L + V = 1,0

Ecuación 1.

CÁLCULO DE FASES:


Ecuación 2.

Estas ecuaciones son base para el cálculo de fases, es decir, calcular la composición

del líquido y vapor que consiste en equilibrio a una presión y temperatura dadas.

Método de Newton Raphson. A través de las ecuaciones

Derivando la ecuación

A través de las ecuaciones


DEL GAS NATURAL.


MÉTODO DE RACHFORD Y RICE

1. Se supone siempre V = ½ para el primer tanteo y se calcula f (v)

2. Se prueba si el valor de f (v) está cerca a cero dentro de la exactitud fijada,

generalmente

3. Si no está dentro de la exactitud fijada, se ve si el valor es positivo o negativo. Si es

positivo, se incrementa V y se es negativo se disminuye V y se repite el paso.

4. El aumento o disminución se realiza de manera fija, tomando la mitad del

incremento o disminución del paso anterior. Por lo que el aumento o disminución en

una iteración J, cualquiera seria , donde J es entero que se inicia en 2 y se incrementa

a la unidad.

5. Una vez que se obtenga el V para el cual f (v) este dentro de la exactitud fijada, se

calcula la composición del liquido y la composición del gas.

Mediante la siguiente ecuación


DEL GAS NATURAL.


Ejercicio resuelto. Constante de Equilibrio.

Presion = 1400 psia

Temperatura = 250 ºF Por funcion Objetivo.

710 ºR Comprobacion

Pk = 9480,66459 Vapor = 0,805305176

Liquido = 0,194694824

Componente Zi (%) MWi g ki wilson yi =Ki x Zi xi = Zi / Ki x y

CO2 0 28,0134 77,97531822 0 0 0 0

N2 0 44,01 1,260401474 0 0 0 0

C1 66,9811321 16,043 7,870444831 5,27171305 0,085104633 0,102530436 0,806960138

C2 9,6 30,07 1,913065029 0,18365424 0,050181253 0,055321974 0,105834534

C3 7,33 44,097 0,646880879 0,04741637 0,11331298 0,10242704 0,066258093

i-C4 3 58,123 0,303863524 0,00911591 0,098728533 0,068275279 0,020746367

n-C4 0 58,123 0,237615477 0 0 0 0

i-C5 0 72,15 0,116325862 0 0 0 0

n-C5 0 72,15 0,096814443 0 0 0 0

C6 0 86,177 0,043369515 0 0 0 0

C7+ 13,0888679 210 0,889 0,000134373 1,7588E-05 974,0717897 0,67190267 9,02854E-05

H2S 0 1,26773855 0 0 0 0

Total = 100 5,51191715 974,4191171 1,000457398 0,999889417


DEL GAS NATURAL.


Ejercicio resuelto. Calculo de fases Newton Raphson Iteracion 1 1 2 2 3 3

V V = 0,7 V = 0,834245944 V = 0,808776074

Componente Zi Ki F( v ) F'( v ) F( v ) F'( v ) F( v ) F'( v )

CO2 0 77,97531822 0 0 0 0 0 0

N2 0 1,260401474 0 0 0 0 0 0

C1 0,66981132 7,870444831 0,79215959 0,936856093 0,6836226 0,697718658 0,701867683 0,735458224

C2 0,096 1,913065029 0,05347557 0,029787882 0,0497549 0,02578698 0,050420477 0,026481506

C3 0,0733 0,646880879 -0,03438239 0,016127537 -0,03669294 0,018367963 -0,036230998 0,017908393

i-C4 0,03 0,303863524 -0,0407332 0,055306456 -0,04981287 0,082710736 -0,047791716 0,076134936

n-C4 0 0,237615477 0 0 0 0 0 0

i-C5 0 0,116325862 0 0 0 0 0 0

n-C5 0 0,096814443 0 0 0 0 0 0

C6 0 0,043369515 0 0 0 0 0 0

C7+ 0,13088868 0,000134373 -0,43610024 1,453016553 -0,78901625 4,756306191 -0,683997861 3,574434987

H2S 0 1,26773855 0 0 0 0 0 0

Total = 1 0,33441934 2,491094522 -0,14214456 5,580890529 -0,015732414 4,430418046

Vn = 0,834245944 Vn = 0,808776074 Vn = 0,805225074

Iteracion 4 4 5 5 V = 0,805173288

V V = 0,805225074 V = 0,805173298 L = 0,194826712

Componente Zi Ki F( v ) F'( v ) F( v ) F'( v ) X L

CO2 0 77,97531822 0 0 0 0 0 0

N2 0 1,260401474 0 0 0 0 0 0

C1 0,66981132 7,870444831 0,70448905 0,740962126 0,70452742 0,741042833 0,102544659 0,807072082

C2 0,096 1,913065029 0,05051469 0,02658056 0,05051607 0,026582009 0,055325813 0,105841879

C3 0,0733 0,646880879 -0,03616752 0,017845693 -0,03616659 0,017844781 0,102420374 0,066253782

i-C4 0,03 0,303863524 -0,04752288 0,075280808 -0,04751898 0,075268461 0,068261016 0,020742033

n-C4 0 0,237615477 0 0 0 0 0 0

i-C5 0 0,116325862 0 0 0 0 0 0

n-C5 0 0,096814443 0 0 0 0 0 0

C6 0 0,043369515 0 0 0 0 0 0

C7+ 0,13088868 0,000134373 -0,67153629 3,445378097 -0,67135795 3,443548358 0,671448137 9,02243E-05

H2S 0 1,26773855 0 0 0 0 0 0

Total = 1 -0,00022295 4,306047284 -4,5591E-08 4,304286442 1 1

Vn = 0,805173298 Vn = 0,805173288


DEL GAS NATURAL.



Metodo de Rice.

Iteracion 1 2 3 4 V = 0,5625

V 0,5 0,75 0,625 0,5625 L = 0,4375

Componente Zi Ki F( v ) F( v ) F( v ) F( v ) X L

CO2 0 77,97531822 0 0 0 0 0 0

N2 0 1,260401474 0 0 0 0 0 0

C1 0,66981132 7,870444831 1,03758082 0,747932092 0,86926282 0,945993066 0,137690221 1,083683287

C2 0,096 1,913065029 0,06018008 0,052026535 0,05580707 0,057911136 0,063424986 0,121336122

C3 0,0733 0,646880879 -0,03143352 -0,035208129 -0,03321393 -0,032299207 0,091468304 0,059169097

i-C4 0,03 0,303863524 -0,03203417 -0,043699932 -0,03696858 -0,034324945 0,049307782 0,014982836

n-C4 0 0,237615477 0 0 0 0 0 0

i-C5 0 0,116325862 0 0 0 0 0 0

n-C5 0 0,096814443 0 0 0 0 0 0

C6 0 0,043369515 0 0 0 0 0 0

C7+ 0,13088868 0,000134373 -0,26170702 -0,523273424 -0,34891144 -0,299082252 0,299122446 4,01939E-05

H2S 0 1,26773855 0 0 0 0 0 0

Total = 1 0,77258619 0,197777142 0,50597594 0,638197798 0,641013739 1,279211537

Ejercicio resuelto. Método de Rice


Presion = 800 psia Calculo de FasesTemperatura = 300 ºF

760 ºR

Pk =

Componente Zi (%) MWi g Pc Tc w Psc Tsc Zci

C1 66,9811321 16,043 667 343,01 0,0104 446,7641509 229,7519811 0,288

C2 9,6 30,07 707,8 549,74 0,0979 67,9488 52,77504 0,285

C3 7,33 44,097 615 665,59 0,1522 45,0795 48,787747 0,281

i-C4 3 58,123 527,9 734,08 0,1852 15,837 22,0224 0,283

C7+ 13,0888679 130 0,724 444,3509825 1175,29345 0,45352886 58,16051322 153,832608 0,263

Total

Componente ki wilson yi =Ki x Zi xi = Zi / Ki

C1

C2

C3

i-C4

C7+

Total =

Metodo de Newton.

Iteracion 1 1 2 2 3 3 4 4 V =

V V = 0,8 V = V = V = L =

Componente F( v ) F'( v ) F( v ) F'( v ) F( v ) F'( v ) F( v ) F'( v ) X L

C1

C2

C3

i-C4

C7+

Total =

Vn = Vn = Vn = Vn =


DEL GAS NATURAL.

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

CAMPBELL, John (1994). Gas Conditioning and Processing: The Basic Principles. Vol 1.

Campbell Petroleum Series Edition.: Okalhoma, USA.

GAS PROCESSORS SUPPLIERS ASSOCIATION. (2004). Engineering Data Book. Tulsa,

Oklahoma

LUDWIG, Ernest. (1964). Applied Process Design for Chemical and Petrochemical

Plants. Gulf Publishing Co.

MARTÍNEZ, Marcías y PÉREZ PALACIOS, Ramiro. (1966). Comportamiento de

Gases y Comportamiento de Fases. LUZ: Maracaibo

Tarek Ahmed. “Hidrocarbon Phase Behavior”. Contribution in Petroleum Geology and

Engineering. Volume 7. Series editor: George V. Chillingar, University of Southern

California. Gulf Publishing company. Copyright 1989.


facilitador: deny gonzalez ciudad ojeda, … · calcular la viscosidad del gas natural. esta...

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