FACTOR Z POR MÉTODOS NUMÉRICOS.
Katherine Rodríguez María Alejandra Vega Luisa Fernanda Nieto Alejandro Ortega G.
Rómulo Niño
Ingeniería del Gas Natural
Universidad De América Ingeniería de petróleos Bogotá Colombia Agosto 26 2014
CONTENIDO
1. Introducción. 2. Objetivos. 3. Desarrollo Factor Z: 3.1 Método Dranchuk, Purvis And Robinson. 3.2 Método Hall, K.R And Yarborough. 3.3 Método Gopal. 4. Conclusiones. 5. Bibliografía.
1. INTRODUCCIÓN.
El gas natural es un energético natural de origen fósil, que se encuentra normalmente en el subsuelo continental o marino. Se formó hace millones de años cuando una serie de organismos descompuestos como animales y plantas, quedaron sepultados bajo lodo y arena, en lo más profundo de antiguos lagos y océanos. En la medida que se acumulaba lodo, arena y sedimento, se fueron formando capas de roca a gran profundidad. La presión causada por el peso sobre éstas capas más el calor de la tierra, transformaron lentamente el material orgánico en petróleo crudo y en gas natural. El gas natural se acumula en bolsas entre la porosidad de las rocas subterráneas. Pero en ocasiones, el gas natural se queda atrapado debajo de la tierra por rocas sólidas que evitan que el gas fluya, formándose los yacimientos. El factor de compresibilidad Z, es un factor de corrección, que se introduce en la ecuación de estado de gas ideal para modelar el comportamiento de los gases reales, los cuales se pueden comportar como gases ideales para condiciones de baja presión y alta temperatura, tomando como referencia los valores del punto crítico, es decir, si la temperatura es mucho más alta que la del punto crítico, el gas puede tomarse como ideal, y si la presión es mucho más baja que la del punto crítico el gas también se puede tomar como ideal. En este trabajo se desarrollaron diversos métodos numéricos para encontrar dicho factor Z, esto aplicándolo a un yacimiento real llamado Haynesville shale.
2. OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Determinar el método para calcular el factor de compresibilidad (z) más óptimo para el campo Haynesville Shale, basándose en el factor obtenido por el método analítico.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Calcular el factor de compresibilidad z, para el gas natural de campo Haynesville Shale, por tres métodos numéricos diferentes: 1. Método Dranchuk, Purvis and Robinson. 2. Método Hall, K.R and Yarborough. 3. Método Gopal. Calcular el factor de compresibilidad z, para el gas natural de campo Haynesville shale por el método analítico. Analizar por medio de la comparación de los resultados obtenidos por los tres métodos, con el resultado del método analítico, para de esta manera poder determinar cuál es el método que se acomoda mas al Yacimiento Haynesville Shale.
3, DESARROLLO FACTOR Z
3,1 Método Dranchuk, Purvis and Robinson A1 A2 A3 A4 A5 A6 A7 A8
0,31506237
Componente
%mol
-1,0467099
C1 C2 C3 CO2 N2
95
-0,57832729 0,53530771 -0,61232032 -0,10488813
0,1 0 4,8 0,1
0,68157001 0,68446549
Componente
Yi
Pci (Psia)
YiPci
C1 C2 C3 CO2 N2 Ʃ
0,95 0,001
667,8 707,8
634,41 0,7078
343,37 550,09
326,2015 0,55009
0
616,3
0
666,01
0
0,048
1071
51,408
547,9
26,2992
0,001
493
0,493
227,6
0,2276
1,00
Ʃ
687,02 610 2000
Ʃ
353,28
Tyac (°R) Pyac(Psia) ρ
0,569013262
z
0,8
z ( Standing and Katz)
0,87
Tr Pr
1,73
Z por el metodo Dranchuk
0,881615841
2,91
Tci
(°R)
Y iTci
3.2 Método Hall, K.R and Yarborough.
Component e
Yi
Mi
Yi Mi
Pci (Psia)
Tci
(°R)
YiPci
Y iTci
N2 CO2 C1 C2 C3
0,001 0,048
28,013 44,010
0,028013 2,11248
493 1071
227,6 547,9
0,493 51,408
0,2276 26,2992
0,95
16,043
15,24085
667,8
343,37
634,41
326,2015
0,001
30,073
0,030073
707,8
550,09
0,7078
0,55009
0
44,096
0
616,3
666,01
0
0
∑
1
687,0188
353,27839
Tr Pr
1,726683594
Tyac (°R)
610
2,911128487
Pyac(Psia)
2000
t
0,579144902
17,411416
yi f(yi) f´(yi) xn tolerancia 0,5 3,41910432 38,78014729 0,411833643 0,411833643 1,235504721 13,65625024 0,321361903 0,09047174 0,321361903 0,440683455 4,726639271 0,228127909 0,093233993 0,228127909 0,151795262 1,710983433 0,139409772 0,088718137 0,139409772 0,038410291 0,900987451 0,096778445 0,042631327 0,096778445 0,001156036 0,811156687 0,095353276 0,001425169 0,095353276
-2,9569E-05
0,810273338 0,095389769 3,64926E-05
0,095389769 7,66665E-07 0,810294429 0,095388822 9,46156E-07 -1,98722E0,095388822 08 0,810293881 0,095388847 2,45247E-08 0,095388847 5,15099E-10 0,810293895 0,095388846 6,35694E-10 -1,33517E0,095388846 11 0,810293895 0,095388846 1,64776E-11
Z metodo numerico Z metodo Standing Katz
0,875287923 0,87
3, 2 Método Gopal.
Z
Pr(-0,0284Tr+0,0625)+0,4714Tr
Componente
%mol
C1 C2
95 0,1
C3 CO2 N2
4,8
Tyac (°R) Pyac(Psia)
610 2000
Tr Pr Componente
0 0,1
1,73 2,91
Yi
Pci (Psia)
YiPci
Tci
(°R)
Y iTci
C1 C2 C3 CO2
0,95
667,8
634,41
343,37
326,2015
0,001 0
707,8 616,3
0,7078 0
550,09 666,01
0,55009 0
0,048
1071
51,408
547,9
26,2992
N2
0,001
493
0,493
227,6
0,2276
Ʃ
1,00
Ʃ
687,02
Ʃ
353,28
Z Metodo Gopal
0,853148799
4. CONCLUSIONES. 5. BIBLIOGRAFIA
