TRABAJO PRÁCTICO Nº1 PROPIEDADES CRÍTICAS DE FRACCIONES DE PETRÓLEO INDEFINIDAS
Determinar:
( T c , Pc , V c ) , la temperatura de ebullición normal
a) Las propiedades críticas factor acéntrico
( ω)
y el factor de compresibilidad crítica
( T b ) , el
( z c ) , para una fracción de
+¿¿ C7 heptano plus que tiene las siguientes propiedades: ¿ M a=180 [ lb /lb−mol ]
γ =0,8 dónde:
Ma
: peso molecular aparente.
γ : gravedad específica.
( z c ) por los distintos métodos y calcular la diferencia
b) El factor de compresibilidad crítica
porcentual de estos con respecto al valor obtenido por la ecuación de estado de los gases reales. SOLUCIÓN: ― Ecuación de Riazi y Daubert con constantes de correlación para las distintas propiedades: T c =544,4 · M 0,2998 · γ 1,0555 · e[ (−1,3478× 10
−4
)· M + (−0,61641 ) · γ ]
pc =4,5203× 104 · M −0,8063 · γ 1,6015 · e[ (−1,8078× 10
−3
V c =1,206 ×10−2 · M 0,20378 · γ −1,3036 · e[ (−2,657 ×10 T b=6,77857 · M 0,401673 · γ −1,58262 · e [3,77409× 10
−3
−3
(1)
) · M + ( −0,3048 ) · γ ]
(2)
)· M +0,5287· γ +2,6012× 10−3 · M·γ ]
(3)
· M +2,984036 ·γ + (−4,25288× 10 ) · M·γ ] −3
(4 )
― Ecuación de Edmister, factor acéntrico: 3 · log ω=
pc 14,7
T 7 · c −1 Tb
(
)
−1
(5)
― Ecuación de estado de los gases reales, factor de compresibilidad crítica: z c−GR =
p c ·V c · M R· T c
(6)
― Método Haugen, factor de compresibilidad crítica: z c−H =
1 1,28· ω +3,41
(7) 1
INGENIERÍA DE RESERVORIOS I (PET 204)
― Método Reid, Prausnitz y Sherwood, factor de compresibilidad crítica: z c−PRS =0,291−0,080· ω
(8)
― Método Salerno y socios, factor de compresibilidad crítica: z c−S=0,291−0,080 ·ω−0,016 · ω 2
(9)
― Método Nath, factor de compresibilidad crítica: z c−N =0,2918−0,0928 · ω
(10)
CÁLCULOS a) Determinando propiedades: Determinando T c , de (1) : T c =544,4 ·1800,2998 ·0,81,0555 ·e [(−1,3478× 10
−4
) ·180+ ( −0,61641) ·0,8 ]
T c =1216,4 [ ° R ]
Determinando 4
pc , de (2) :
pc =4,5203× 10 ·180
−0,8063
·0,8
1,6015
·e
[(−1,8078× 10−3 ) ·180+(−0,3048 ) · 0,8]
pc =271,8 [ psia ]
Determinando V c , de (3) :
V c =1,206 ×10−2 ·180 0,20378 · 0,8−1,3036 ·e [(−2,657 ×10
−3
) ·180+0,5287 ·0,8 +2,6012× 10−3· 180· 0,8]
V c =0,0640 [ ft 3 /lb ]
Determinando T b , de (4 ) :
T b=6,77857 ·180 0,401673 · 0,8−1,58262 · e[ (3,77409× 10
−3
) ·180+2,984036 · 0,8+ (−4,25288× 10−3 ) ·180· 0,8 ]
T b=904,1 [ ° R ]
Determinando ω , de (5) : 271,8 14,7 ω= −1 1216,4 7· −1 904,1 3 · log
(
)
ω=0,5719
Determinando
zc . 2
INGENIERÍA DE RESERVORIOS I (PET 204)
de (6) : z c−GR =
271,8 · 0,0640 ·180 10,73 ·1216,4
z c−GR =0,2399 de (7) : z c−H =
1 1,28· 0,5719+3,41
z c−H =0,2583 de (8) : z c−PRS =0,291−0,080· 0,5719 z c−PRS =0,2452 de (9) : z c−S=0,291−0,080 ·0,5719−0,016 · 0,57192 z c−S=0,2400 de (10) : z c−N =0,2918−0,0928 · ω z c−N =0,2387 b) Calculando diferencias porcentuales:
Determinando la diferencia porcentual de dif = dif =
|z c−H −z c−GR| z c−GR
z c−H
con respecto a
z c−GR :
×100
|0,2583−0,2399| 0,2399
× 100
dif =7,67
Determinando la diferencia porcentual de dif = dif =
|z c−PRS−z c−GR| z c−GR
z c−GR :
× 100
|0,2452−0,2399| 0,2399
z c−PRS con respecto a
× 100 3
INGENIERÍA DE RESERVORIOS I (PET 204)
dif =2,21
Determinando la diferencia porcentual de dif = dif =
|z c−S −z c−GR| z c−GR
z c−S con respecto a
z c−GR :
×100
|0,2400−0,2399| 0,2399
× 100
dif =0,04
Determinando la diferencia porcentual de dif = dif =
|z c−N −z c−GR| z c−GR
con respecto a
z c−GR :
×100
|0,2387−0,2399| 0,2399
z c−N
×100
dif =0,5
RESPUESTAS.a) T c =1216,4 [ ° R ]
z c−GR =0,2399
pc =271,8 [ psia ]
z c−H =0,2583
V c =0,0640 [ ft 3 /lb ]
z c−PRS=0,2452
T b=904,1 [ ° R ]
z c−S=0,2400
ω=0,5719
z c−N =0,2387
b) Método Haugen
dif =7,67
Método Reid, Prausnitz y Sherwood
dif =2,21
Método Salerno y socios
dif =0,04
Método Nath
dif =0,5
4
