A computational tool for EoS parameter estimation : evaluation of new methodologies and application in a natural gas processing simulation

Detalhes bibliográficos
Ano de defesa: 2018
Autor(a) principal: Abunahman, Samir Silva
Orientador(a): Não Informado pela instituição
Banca de defesa: Não Informado pela instituição
Tipo de documento: Dissertação
Tipo de acesso: Acesso aberto
Idioma: eng
Instituição de defesa: Universidade Federal do Rio de Janeiro
Brasil
Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia
Programa de Pós-Graduação em Engenharia Química
UFRJ
Programa de Pós-Graduação: Não Informado pela instituição
Departamento: Não Informado pela instituição
País: Não Informado pela instituição
Palavras-chave em Português:
Equações de Estado
Estimativa de parâmetros
CNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA QUIMICA
Link de acesso: http://hdl.handle.net/11422/12852
Resumo: Brazilian pre-salt reservoirs represent the discovery of large amounts of light oil, but at high pressures and containing high levels of CO2, being a challenge in its thermodynamic modelling by conventional equations of state (EoS). In order to perform more accurate predictions, it is necessary to execute the procedure of parameter estimation. Therefore, in this work a computational tool was developed that reliably carries out this parameter estimation with interactive and user-friendly interface, allowing the creation of charts containing parametric and objective function evaluations in each point of the optimization. New methodologies for parameter estimation were systematized utilizing this tool: the first one by applying simultaneously vapour-liquid and liquid-liquid equilibria and the other handling water content in dew point condition. Utilizing the EoS Cubic-Plus-Association (CPA), these methodologies were properly validated with literature data. New CPA parameters for water, which take into account the experimental value of its hydrogen bonds energy, and for its mixture with CO2 were obtained, whose average absolute deviation in the water content at pressures higher than 200 bar fell from 23.7% to 3.3% compared to previous publications. Finally, this study has been applied into a natural gas process unit, modelled with the parameters found here.
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