4.3.2 Технологические потери природного газа при регенерации технических жидкостей

Технологические потери природного газа, выделяющегося при регенерации технических жидкостей (метанол, ДЭГ, ТЭГ и др.) определяют по формуле:

где,

Q_ж - расход жидкости, подвергаемой регенерации, м³/ч; r - растворимость природного газа в жидкости при термобарических параметрах регенерации, м³/м³;

X_г.прод - мольная доля добываемой продукции в газе, выделяющемся при регенерации;

- продолжительность расчетного периода, ч.

Растворимость бессернистого природного газа в растворе ДЭГа, м³/м³ определяют экспериментально или определяют по эмпирической формуле:

r_ДЭГ = 10,197 · P · A (4.6)

где,

P - давление регенерации ДЭГ, МПа;

A - коэффициент, зависящий от температуры и концентрации ДЭГа, определяемый по формуле:

A = 1,415 · C · 10^-3 + 5,78 · C² · 10^-6 + 1,436 · T · 10^-3 -

- 2,969 · T · C · 10^-5 + 3,571 · T² · 10^-6 - 7,048 · 10^-2 (4.7)

где,

C - концентрация ДЭГа, % масс;

T - температура, °C.

Растворимость бессернистого природного газа в растворе ТЭГ принимают на больше, чем в растворе ДЭГа.

Растворимость сернистого природного газа в растворах ДЭГа, м³/м³, определяют по эмпирической зависимости:

где,

T - температура регенерации, °C;

а, в - эмпирические коэффициенты, определяемые по формулам:

lg а = 0,01338 · C + 0,50958 · lg P - 0,6102 (4.9)

lg в = 0,03365 · P + 0,00874 · C - 1,124 (4.10)

где,

C - концентрация ДЭГа, % масс;

P - давление регенерации, МПа.

Растворимость сероводородсодержащих природных газов в растворе моноэтиленгликоля концентрацией 70% масс. в диапазоне давлений принимают равной .

Технологические потери природного газа при дегазации или регенерации жидкостей определяют по формуле:

П_г.д = П_г.д.к + П_г.д.в + П_г.р.ж (4.11)