1. Aula 5 10/03/2021
1.1. Princípios de Estados Correspondentes
1.1.1. Enunciado
1.1.1.1. "Todos os fluidos avaliados na mesma temperatura reduzida e pressão reduzida, possuem aproximadamente o mesmo fator de compressibilidade e apresentam o mesmo desvio da idealidade"
1.1.2. O que é uma correlação generalizada?
1.1.2.1. É qualquer tipo de equação que correlaciona o fator de compressibilidade Z em função de Tr e Pr
1.1.3. O que esse princípio diz?
1.1.3.1. Que todos os gases na mesma Tr e Pr possuem o mesmo Z e o mesmo desvio.
1.1.3.1.1. O que é Z?
1.1.3.1.2. O que é esse "desvio da idealidade"?
1.1.3.1.3. Como eu encontro o valor de Z dado um Tr e Pr?
1.2. Modelos - Equações de Estado
1.2.1. Gás ideal
1.2.1.1. PV / RT = 1
1.2.1.2. As moléculas não enxergam as outras
1.2.1.2.1. Não há interação entre elas
1.2.2. Gás real
1.2.2.1. PV / RT = Z
1.2.2.2. As moléculas ficam mais agrupadas, as moléculas percebem as outras.
1.2.2.2.1. Volume vai ficando mais compacto
1.2.2.3. Z = V / V ideal
1.2.2.3.1. Sempre menor que 1
1.2.2.4. No entanto, as moléculas podem também sofrer forças de repulsão quando estão muito próximas. Assim, elas irão se distanciar, podendo seu volume crescer.
1.2.2.4.1. Assim fazendo V > Vreal e Z > 1
1.2.2.4.2. Gráfico Gás real x Gás ideal
1.2.3. Equação do Virial
1.2.3.1. Dependendo da Pressão podem haver duas séries.
1.2.3.1.1. PV/RT = 1 + B'P + C'P²
1.2.3.2. Coeficientes obtidos a partir de dados experimentais
1.2.3.2.1. 1 + B/v + C/v²
1.2.3.3. Eq. do Virial modificada (45 min)
1.2.3.3.1. Introdução do fator acêntrico
1.2.4. Equação de Estado Cúbicas
1.2.4.1. Van der Waals
1.2.4.1.1. Força repulsiva - Força atrativa
1.2.4.2. Soave - Redlich - Kwong
1.2.4.2.1. Nova modificação
1.2.4.3. Peng - Robinson
1.2.4.3.1. Modificação no termo atrativo
1.2.4.4. Interpretações
1.2.4.4.1. Parâmetros
1.2.4.4.2. Gráfico
1.2.4.5. Perguntas
1.2.4.5.1. Qual a diferença entre elas?
1.2.4.5.2. Quantas soluções essas equações fornecem?
1.2.4.5.3. Como encontrar os parâmetros a e b? (33 min)
1.2.5. Expressões mais gerais para qualquer fase
1.2.5.1. Soave-Redlich-Kwong
1.2.5.1.1. Ambas usam coef. de fugacidade
1.2.5.2. Peng-Robinson
1.2.5.3. Equações
1.2.5.3.1. Outras equações
1.3. Equilíbrio de Fases (46 min)
1.3.1. Termos
1.3.1.1. Equilíbrio
1.3.1.1.1. Ausência de mudança
1.3.1.1.2. Condição estacionária
1.3.2. Diz-se que o Reservatório atinge o equilíbrio instantaneamente. Por quê?
1.3.3. Regra das fases
1.3.3.1. F = Nc - P + 2
1.3.3.2. Número de variaveis para definir um sistema
1.3.4. Tabela - Onde se aplica?
1.3.4.1. Tabela
1.3.4.1.1. Explique a tabela. (51 min)
1.4. Aplicações do Equilíbrio de Fases (1h15)
1.4.1. Parei em 1h47
1.5. Prova
1.5.1. Cada um vai receber um caso
1.5.2. Duração: 2h
1.5.2.1. + 15 min
1.5.2.2. 9h - 11h
2. Aula 6 - 17/03/2021
2.1. Experimento PVT Simulado
2.1.1. foto
2.1.1.1. 2
2.1.1.2. ilustração
2.1.2. Fator volume de formação
2.1.2.1. foto
3. Aula 7 - 31/03/2021
3.1. Propriedades de Petróleo
3.1.1. Pressão de Bolha
3.1.1.1. Standing (1981)
3.1.2. Razão de solubilidade (Rs)
3.1.2.1. Standing (1981)
3.1.2.1.1. É basicamente a correlação de Standing para o Pb, porém sem o índice 'b'
3.2. Dúvidas
3.2.1. Qual a diferença entre equação e correlação?
3.2.2. Por que não chamar "Equação de Standing"?
3.2.3. Qual a diferença entre cada correlação das propriedades de petroleo? Por que há tantas?
4. Apostila do prof. Victor
4.1. INTRODUÇÃO
4.1.1. O que é importante determinar ao se fazer uma avaliação de um reservatório de petróleo?
4.1.1.1. É importante determinar as quantidades de ÓLEO e de GÁS produzidas nas condições de superfície
4.1.2. Como os engenheiros de petróleo determinam isso?
4.1.2.1. Através de Células PVT, eles fazem testes para obter dados volumétricos das amostras.
4.1.3. Qual o objetivo dos testes com a Célula PVT?
4.1.3.1. Obter as principais variáveis que serão usadas nos cálculos de balanço material
4.1.4. Quais são as variáveis a serem determinadas por uma célula PVT?
4.1.4.1. Razão gás-óleo
4.1.4.1.1. Rs
4.1.4.2. Fator volume de formação de óleo
4.1.4.2.1. Bo
4.1.4.3. Fator volume de formação de gás
4.1.4.3.1. Bg
4.1.4.4. Fator volume de formação de água
4.1.4.4.1. Bw
4.1.5. Em resumo, o que os testes PVT fazem?
4.1.5.1. Esses testes realizam
4.1.5.1.1. sucessivas REDUÇÕES DE PRESSÃO
4.1.5.1.2. e então MEDEM
4.1.5.1.3. e calculam outras propriedades precisamente como
4.2. PETRÓLEO
4.2.1. De que é constituído?
4.2.1.1. Hidrocarbonetos
4.2.1.2. Não-hidrocarbonetos
4.2.1.2.1. H2S
4.2.1.2.2. CO2
4.2.1.2.3. N2
4.2.2. Quais suas características mais comuns?
4.2.2.1. Peso
4.2.2.2. Aparência
4.2.2.3. Viscosidade
4.2.2.4. Fase
4.2.2.5. Cor
4.2.2.5.1. Motivo: Diversidde de formas como os HC podem ligar-se entre si
4.2.2.6. Presença de Não-Hidrocarbonetos
4.2.3. Um reservatório pode conter petróleo em que fase?
4.2.3.1. Existem reservatório apenas de óleo (com gás em solução)
4.2.3.2. reservatório apenas de gás
4.2.3.3. e reservatório de óleo e gás em equilíbrio
4.2.4. Classificação dos fluidos de petróleo
4.2.4.1. Por que existe essa classificação?
4.2.4.2. Quais são elas
4.2.5. Qual a diferença entre temperatura crítica e temperatuda cricondentérmica?
5. Aula 1 03/02/2021
5.1. Bibliografia
5.1.1. Ahmed
5.1.2. McCain
5.2. Objetivo da disciplina
5.2.1. Estudo da VARIAÇÃO das PROPRIEDADES INTENSIVAS dos fluidos
5.2.1.1. em função de MUDANÇAS de
5.2.1.1.1. PRESSÃO
5.2.1.1.2. VOLUME
5.2.1.1.3. TEMPERATURA
5.2.1.1.4. COMPOSIÇÃO
6. Aula 2 - 10/02/2021
6.1. Exemplos de propriedades intensivas
6.1.1. Densidade
6.1.1.1. = massa específica
6.1.1.2. líquido, vapor, sólido
6.1.2. Compressibilidade
6.1.3. Tensão superficial
6.1.4. Viscosidade
6.1.5. capacidade calorífica
6.2. Análise PVT
6.2.1. Aplicações
6.2.1.1. Auxiliar na formulação de ESTRATÉGIAS
6.2.1.1.1. para a PRODUÇÃO EFICIENTE de óleo e gás
6.2.1.2. Auxiliar os processos de RECUPERAÇÃO AVANÇADA de óleo
6.2.1.2.1. via INJEÇÃO DE GÁS e PROCESSOS TÉRMICOS
6.2.1.3. ajudar no PROJETO e OPERAÇÃO de instalações de processamento
6.2.1.4. Escoamento bifásico é ruim. Os engenheiros devem saber monitorar bem as propriedades do petróleo para verificar se há mudança de fase na linha de separação.
6.3. Revisão de termodinâmica
6.3.1. Sistema heterogêneo
6.3.1.1. 2 ou + fases
6.3.1.2. Propriedades intensivas mudam abruptamente na superfície de contato
6.3.2. Fase
6.3.2.1. É possível mover de um ponto a outro sem observar uma MUDANÇA DESCONTÍNUA em uma propriedade
6.3.3. Propriedade
6.3.3.1. Característica de um sistema (FASE)
6.3.3.1.1. que pode ser avaliada QUANTITATIVAMENTE
6.3.3.2. São elas
6.3.3.2.1. Densidade
6.3.3.2.2. Compressibilidade
6.3.3.2.3. Tensão superficial
6.3.3.2.4. Viscosidade
6.3.3.2.5. Condutividade térmica
6.3.3.3. Extensivas/intensivas
6.3.3.3.1. (In)tensivas (In)dependem da massa
6.3.4. Estado
6.3.4.1. Condição de um sistema em um instante de tempo
6.3.4.2. Estado de Equilíbro/não equilíbrio
6.3.4.2.1. Não-Equilíbrio
6.3.5. Diagrama de fases
6.3.5.1. Ponto de orvalho/bolha
6.3.5.1.1. Ponto de bolha
6.3.5.1.2. Ponto de orvalho
6.3.5.2. Ponto crítico
6.3.5.2.1. Condição de PRESSÃO e TEMPERATURA
6.3.5.2.2. Ponto onde Pressão de bolha, Pressão de orvalho e outras linhas se encontram
6.3.5.2.3. Fases vapor e líquido de uma mistura podem coexistir acima do ponto crítico, em algumas condições.
6.3.6. Processo
6.3.6.1. Mudança de um sistema
6.4. Propriedades de Óleo e gás
6.4.1. Fluidos de reservatório são formados principalmente por
6.4.1.1. HIDROCARBONETOS
6.4.1.1.1. Alifáticos
6.4.1.1.2. Aromáticos
6.4.1.2. CO2
6.4.1.3. N2
6.4.1.4. Compostos sulfurados
6.4.1.5. Água
6.4.1.5.1. ***Injeção de vapor = Usado para RECUPERAÇÃO DE ÓLEOS
6.4.2. Valor comercial (R$)
6.4.2.1. Pode ser estimado através da MEDIÇÃO de algumas das seguintes PROPRIEDADES FÍSICAS
6.4.2.1.1. Massa específica e grau API
6.4.2.1.2. Teor de Gasolina e querosene
6.4.2.1.3. Teor de enxofre e asfalto
6.4.2.1.4. Ponto de fluidez (pour point)
6.4.2.1.5. Ponto de névoa (cloud point)
6.4.3. Classificação de petróleo
6.4.3.1. PNA
6.4.3.1.1. Parafínico
6.4.3.1.2. Naftênico
6.4.3.1.3. Naftênico - aromático
6.4.3.1.4. Aromático - Alifático
6.4.3.2. Resinas e asfaltenos
6.4.3.2.1. "As resinas são os compostos que estabilizam os asfaltenem. Se houver um desequilíbrio, os asfaltenos precipitam"
6.4.4. Óleo cru
6.4.4.1. ÓLEO CRU sempre associado ao GÁS
6.4.4.1.1. Para avaliar o comportamento em função de T e P, eu preciso saber...
6.4.4.2. O que ocorre ao diminuir a pressão?
6.4.4.2.1. Ocorre liberação de GÁS da SOLUÇÃO
6.4.4.2.2. Formação de SISTEMA BIFÁSICO
6.4.4.3. É preciso saber as QUANTIDADES RELATIVAS de ÓLEO e de GÁS na mistura.
6.4.4.3.1. Por que?
6.4.4.4. O que é preciso saber para avaliar o comportamento do óleo cru em um reservatório em função de T e P?
6.4.4.4.1. Quantidade de gás, tipo de gás, fração molar de cada componente na mistura.
6.5. Tipos de Fluidos de Reservatórios
6.5.1. Black Oil
6.5.1.1. Apresentam
6.5.1.1.1. Baixa RGO
6.5.1.1.2. Baixa P sat
6.5.1.2. Linhas de qualidade BASTANTE ESPAÇADAS
6.5.1.3. Condições do separador
6.5.1.3.1. Localizadas em linhas de qualidade de alto valor
6.5.1.4. Em decorrência dos fatores acima
6.5.1.4.1. Ocorre um pequeno ENCOLHIMENTO quando produzido
6.5.1.5. Fluido resultante vai se tornando MAIS PESADO
6.5.1.5.1. a medida em que o gás vai saindo da solução
6.5.1.5.2. Os componentes saem primeiro. Na Pb esses componentes saem rapidamente. A proporção de componentes mais pesados é grande.
6.5.1.6. Descreva 3 principais características de um fluido classificado como BLACK OIL.
6.5.2. Óleo volátil
6.5.2.1. Contém elevados teores de hidrocarbonetos intermediários
6.5.2.1.1. e reduzidos teores de pesados
6.5.2.2. Baixa VISCOSIDADE
6.5.2.2.1. São claros e muito leves
6.5.2.3. linhas de qualidade POUCO ESPAÇADAS
6.5.2.3.1. Próximo a linha de ponto de bolha
6.5.2.4. Descreva 3 principais características de um fluido classificado como ÓLEO VOLÁTIL.
6.5.3. Gás condensado
6.5.3.1. Totalmente gás em condições de reservatório
6.5.3.2. reduzindo a pressão
6.5.3.2.1. abaixo da pressão de orvalho
6.5.3.3. Ponto crítico deslocado para a ESQUERDA do envelope.
6.5.3.3.1. Temperatura de reservatório se situa entre a temperatura crítica e a cricondentérmica.
6.5.3.4. Descreva 3 principais características de um fluido classificado como GÁS CONDENSADO.
6.5.4. Gás úmido
6.5.4.1. Constituído praticamente por metano e alguns componentes leves.
6.5.4.2. Gás a direita do envelope de fases.
6.5.4.2.1. Condições do separador dentro do envelope.
6.5.4.3. Não há formação de líquido em condições de reservatório, porém ocorre deposição em condições do separador.
6.5.4.4. Descreva 3 principais características de um fluido classificado como GÁS ÚMIDO.
6.5.5. Gás seco
6.5.5.1. Descreva 3 principais características de um fluido classificado como GÁS SECO.
6.5.5.2. Metano e componentes não-hidrocarbonetos.
6.5.5.3. Diagrama abaixo da T. ambiente
6.5.5.3.1. Não ocorre deposição de líquido
6.5.5.3.2. Não entra na região bifásica
6.5.6. Estudar + // Ver outras fontes
6.6. Questões
7. Aula 3 - 24/02/21
7.1. Recuperação de Petróleo
7.1.1. Métodos
7.1.1.1. Térmico
7.1.1.1.1. Combustão in situ
7.1.1.2. Miscível
7.1.1.2.1. Injeção de vapor
7.1.1.3. Químico
7.1.2. O que significa "recuperação de óleo/petróleo"?
7.1.3. Por que se usa injeção de vapor d'água ao invés de água líquida para extrair o petróleo?
7.1.4. Quais os problemas que o vapor dágua pode ocorrer?
7.1.4.1. Dissolução de sais
7.1.4.2. Bactérias alófilas
7.1.4.3. Produção de CO2 e outras substâncias...
7.2. Modelos de simulação
7.2.1. Modelo Black-Oil
7.2.1.1. Estudar +
7.2.2. Modelo Composicional
7.2.2.1. Requer informação da composição além da pressão e temperatura
7.2.2.2. Óleo e gás são misturas de vários componentes
7.2.2.3. Propriedades volumétricas são determinadas em função de
7.2.2.3.1. Pressão
7.2.2.3.2. Temperatura
7.2.2.3.3. Composição de cada fase
7.3. Célula PVT
7.3.1. Cilindro/forno feito de aço inox para controlarmos a temperatura
7.3.1.1. para tentarmos regular os efeitos de pressão e outras condições
7.3.2. Funcionamento
7.3.2.1. Início: Líquido no ponto 1
7.3.2.1.1. Ao deslocar o êmbolo para a esquerda
7.3.2.2. Líquido no ponto 2
7.3.2.2.1. Volume aumenta
7.3.2.2.2. Pressão diminui até que...
7.3.3. Objetivo
7.3.3.1. Controlar a Temperatura
7.3.3.2. Tentativa de EMULAR as condições de reservatório
7.3.3.2.1. A temperatura num reservatório é a princípio mantida constante
7.3.3.2.2. Que condições?
7.4. Equações e Diagramas
7.4.1. Eq. de Clausius-Clapeyron
7.4.2. Eq. de Walter
7.4.3. Correlação de Lee-Keller
7.4.3.1. Pressão de vapor
7.4.3.1.1. em função da
7.4.3.2. Parâmetros
7.4.3.2.1. Pressão reduzida
7.4.3.2.2. Temperatura reduzida
7.4.3.2.3. Fator Acêntrico
7.4.4. Propriedades bifásicas - Componente Puro
7.4.4.1. Volume molar
7.4.4.1.1. Menor volume = líquido
7.4.4.1.2. Maior volume = Vapor
7.4.5. Misturas binárias
7.4.5.1. Qual é mais volátil?
7.4.5.1.1. Componente 1 é muito mais volátil que o 2
7.4.5.2. Lei de Raoult
7.4.5.2.1. Somas das pressões parciais deve ser igual a pressão total do sistema.
7.4.6. Misturas multicomponentes
7.4.6.1. + de 2 componentes
7.4.6.2. Como construir o DIAGRAMA DE FASES?
7.4.6.2.1. Através da CÉLULA PVT
7.5. Propriedades PVT
7.5.1. Propriedades de interesse
7.5.1.1. Fator volume -formação de óleo (B0)
7.5.1.2. Fator gás-formação de gás (Bg)
7.5.1.3. Fator volume-formação total (Bt)
7.5.1.4. Viscosidade de óleo e gás (mi0 e mig)
7.5.1.5. Coef. de compressibilidade e de expansão térmica
7.5.2. Volume de gás padrão
7.5.2.1. Condições padrão
7.5.2.1.1. 1 atm / 14,7 psia
7.5.2.1.2. T = 15C
7.5.2.2. CNTP
7.5.2.2.1. 25C
7.5.2.2.2. 1 atm
7.5.2.2.3. Volume de 1 mol = 22,4 L
7.5.2.3. Qual o volume de 1 mol nas condições padrão?
7.5.2.3.1. v = nRT/P
7.5.3. Massa específica
7.5.3.1. Densidade absoluta de gás ideal
7.5.3.1.1. Massa/Volume molar
7.5.3.1.2. = MM*P/RT
7.5.3.2. Para fluidos na mesma condição de P e T
7.5.3.2.1. como R é uma constante...
7.5.4. Densidade relativa do gás
7.5.4.1. Massa específica do gás / Massa específica do ar
7.5.4.2. Densidade relativa de um fluido é sempre
7.5.4.2.1. Massa específica fluido / Massa específica do fluido de referência
7.5.4.3. Exercício
7.5.4.3.1. Massa molar média
7.5.4.3.2. Densidade
7.5.5. Fator Volume de Formação
7.5.5.1. Gás comprimido nas cond. de reservatório
7.5.5.1.1. Transpote para as condições padrão
7.5.5.2. Se eu reduzo a pressão, o que ocorre?
7.5.5.2.1. Volume AUMENTA
7.5.5.3. Volume nas Cond. de Reservatório / Volume nas Condições Padrão
7.5.5.3.1. Z = 1 para gás ideal
7.5.5.3.2. Bg nunca será maior que 1
7.5.5.3.3. Exercício (1:53)
7.5.6. Fator de compressibilidade (Z)
7.5.6.1. Depende de 2 variáveis
7.5.6.1.1. Pressão reduzida
7.5.6.1.2. Temperatura reduzida
7.5.6.2. Diagrama serve para gás puro ou mistura
7.5.6.2.1. Figura
7.5.7. Compressibilidade isotérmica (Cg)
7.5.7.1. Definição
7.5.7.1.1. 1 / V * (derivada volume / derivada pressão)
7.5.7.1.2. Mantendo a T constante
7.5.7.2. Diagrama (2:12)
7.5.7.2.1. figura
7.5.7.3. Exemplo (2:15)
7.5.7.3.1. .
7.5.7.3.2. Gráfico
7.5.8. Viscosidade do gás
7.5.8.1. Figura
7.5.8.1.1. Tendência
7.5.9. Fator de volume-formação de óleo (B0)
7.5.9.1. Há diferença para o Fator volume-formação de gás
7.5.9.2. No caso do óleo, enquanto eu o transporto, P e T vão sendo se reduzindo.
7.5.9.2.1. Chega um momento que atinge a Pressão de Bolha
7.5.9.2.2. É preciso separar o que ficou de líquido.
7.5.9.3. Bo nunca é menor que 1
7.5.9.3.1. Já Bg nunca é maior que 1
7.5.10. Razão de gás-óleo (GOR) - Razão de solubilidade
7.5.10.1. figura
7.5.10.1.1. diagrama
7.5.10.2. Volume de gás (std) / Volume óleo (std)
7.5.11. Fator volume-formação total de óleo (Bl)
7.5.11.1. Bl = B0 + Bg (Rsb - Rs)
7.5.11.1.1. figura
7.5.12. Compressibilidade isotérmica de óleo (Co)
7.5.12.1. figuras
7.5.12.1.1. 1.
7.5.12.1.2. 2.
7.5.13. Viscosidade dinâmica do óleo
7.5.13.1. Não entrou em muitos detalhes
7.5.13.2. Acima da Pb, sua variação é pequena
7.5.13.3. Abaixo da Pb
7.5.13.3.1. Gás dissolvido
7.5.13.3.2. Variação é maior
7.5.14. Expansão térmica de óleo (beta o)
7.5.14.1. figura
7.6. Testes PVT
7.6.1. Existem 3 tipos
7.6.1.1. Liberação FLASH
7.6.1.1.1. Processo de separação gás-óleo
7.6.1.1.2. Condições
7.6.1.1.3. Pra que serve?
7.6.1.2. Separação diferencial
7.6.1.2.1. Conforme eu reduzo a Pressão abaixo da P bolha, o que ocorre?
7.6.1.2.2. O que é feito?
7.6.1.2.3. O gás recolhido é levado à CONDIÇÕES PADRÃO e medido
7.6.1.3. Teste de separador
7.6.1.3.1. Expansão rápida
7.6.1.3.2. Slide
7.6.2. Figura
7.6.2.1. .
7.6.3. Quais as APLICAÇÕES da Análise PVT?
7.6.3.1. Engenharia de reservatórios
7.6.3.2. Engenharia de prdução
7.7. Questões
7.7.1. O que é pressão de vapor?
7.7.1.1. Uma vez mantida a T constante, a pressão de vapor é aquela pressão exercida pelo vapor sobre a superfície de um líquido, dentro de um recipiente fechado.
7.7.1.1.1. Uma vez mantida a Temperatura constante, a pressão de vapor é a pressão exercida sobre um líquido num recipiente fechado.
7.7.2. E pressão parcial? O que é?
7.7.2.1. É a pressão exercida por aquele gás dentro de uma mistura gasosa. É a pressão como se ele estivesse sozinho num recipiente e não misturado.
7.7.3. Como determinar as frações na fase vapor ou na fase líquida? (1:22)
8. Aula 4 - 03/03
8.1. Motivacional
8.1.1. Por que é importante uma amostra representativa?
8.1.1.1. É possível encontrar diversos materiais junto ao petróleo.
8.1.1.1.1. Gás livre ou capa de gás.
8.1.1.2. Para que servem as correlações?
8.1.1.2.1. Fazer estimativas para o PLANEJAMENTO EXPERIMENTAL.
8.1.2. Como as propriedades PVT de liquido e de gás podem ser estimadas?
8.1.2.1. É preciso coletar uma amostra representativa do todo.
8.1.2.2. Após isso, são feitos experimentos no laboratório em uma Célula PVT
8.1.2.3. As propriedades devem ser estimadas através de ...
8.1.2.3.1. CORRELAÇÕES
8.1.2.4. Gás só vai existir se estivar abaixo da PRESSÃO DE BOLHA
8.1.3. De que propriedades as propriedades PVT dependem?
8.1.3.1. Pressão
8.1.3.2. Temperatura
8.1.3.3. Composição química
8.2. EXERCÍCIOS
8.2.1. Calcular a Massa molar aparente, densidade, massa específica do gás em P = 200 T = 150F
8.2.1.1. Resolução (38 min)
8.2.2. Calcular o Z
8.2.2.1. Interpretação
8.2.2.1.1. Fator de compressibilidade = Z
8.2.2.1.2. Pc total = Mistura linear (fração i * Pc i)
8.2.2.1.3. Tc total = Mistura linear (fração i* Tc i)
8.2.2.2. Resolução
8.2.2.2.1. Gráfico
8.2.3. Exemplo anterior, só que para Gás real
8.2.3.1. Resolução
8.2.4. Exemplo anterior, usando correlações do Brown
8.2.4.1. Resolução
8.2.4.1.1. A proposta do Brown foi válida para esse caso
8.3. Propriedades de Gás Natural - Z
8.3.1. Brown
8.3.1.1. Para misturas sem composição conhecida... eles fizeram uma análise de regressão e preveram que
8.3.1.1.1. As propriedades pseudo-críticas dividem-se em 2 GRUPOS
8.3.1.1.2. e podem ser calculadas usando a
8.3.1.2. Passo a passo em 1h00
8.3.2. Wichert-Aziz
8.3.2.1. Corrigiram a equação de Brown, através das variáveis A, B e epsilon..
8.3.2.1.1. Pc novo
8.3.2.1.2. Tc novo
8.3.2.2. Imagem
8.3.2.2.1. .
8.3.2.3. Exercício 5 em 1h08
8.3.3. Sultton
8.3.3.1. "Correlação do Brown para gás úmido não são adequadas"
8.3.3.2. Corrige novamente Tc e Pc
8.3.3.3. Exercício 6
8.3.3.3.1. Resolução
8.3.3.3.2. Resolução 2
8.3.4. Papay
8.3.4.1. Correlação para fator de compressibilidade Z
8.3.4.1.1. slide
8.3.5. Hall e Yarborough
8.3.5.1. Correlação para o Z
8.3.5.1.1. slide
8.3.5.1.2. slide 2
8.3.5.2. Valores X são dependentes da Pr
8.3.5.2.1. Com eles eu determino Y
8.3.5.3. Chute inicial
8.3.5.3.1. Z = 1
8.3.6. Dranchuk e Abu-Kassem
8.3.6.1. slides
8.3.6.1.1. 1.
8.3.6.1.2. 2
8.4. Propriedade de gás natural - Viscosidade
8.4.1. Carr, Kobayashi e Burrows
8.4.1.1. Gás natural em presença de contaminantes
8.4.1.1.1. Nitrogenio
8.4.1.1.2. CO2
8.4.1.1.3. H2S
8.4.1.2. fig
8.4.1.2.1. .
8.4.2. Dempsey
8.4.2.1. Para pressões acima da atmosferica
8.4.2.1.1. fig.
8.4.2.1.2. constantes
8.4.3. Exercícios
8.4.3.1. correlações de Ahmed
8.4.3.1.1. fig
8.4.3.1.2. fig 2
8.4.4. Lee-Gonzalez-Eakin
8.4.4.1. fig.
8.4.4.1.1. .
8.4.4.2. É possível usar essa correlação acima da pressão atmosférica?
8.4.5. Exercicio 8
8.4.5.1. enunciado
8.4.5.1.1. .
8.4.5.1.2. solução
8.5. Propriedade de gás natural - Densidade de gás líquido
8.5.1. fig
8.5.1.1. fig 2
8.5.1.1.1. fig 3
8.5.1.2. fig 4
8.5.1.2.1. fig 5
8.5.2. Exercício
8.5.2.1. enunciado
8.5.2.1.1. 2
8.5.2.2. resposta
8.5.2.2.1. r2