CN104830365B - 一种高硫原油油气回收工艺及油气回收系统 - Google Patents
一种高硫原油油气回收工艺及油气回收系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104830365B CN104830365B CN201510142032.XA CN201510142032A CN104830365B CN 104830365 B CN104830365 B CN 104830365B CN 201510142032 A CN201510142032 A CN 201510142032A CN 104830365 B CN104830365 B CN 104830365B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- oil
- condenser
- segregation apparatuss
- oil gas
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
Abstract
本发明提供一种高硫原油油气回收工艺及油气回收系统。油气回收工艺包括以下步骤：a.将高硫原油油气进行压缩，压缩后的油气再进行冷却，之后进行气、液分离，对分离出的液体进行收集；b.对步骤a中分离出的油气进行冷凝处理，之后进行气、液分离，对分离出的液体进行收集；c.将步骤b中分离出的油气通入活性炭吸附装置，之后油气再进行脱硫处理；对活性炭吸附装置中的烃类物质进行脱附、收集。本发明的高硫原油油气回收工艺在冷凝处理过程中已将大部分的硫化物及烃类物质冷凝为液体，可使得进入脱硫塔的硫化物的种类及数量较少，成分较简单，从而可使得脱硫塔的穿透硫容较高，脱硫的效果较好，使得脱硫后的油气中的硫含量很容易达标。
Description
技术领域
本发明涉及原油油气回收的技术领域，特别涉及一种高硫原油油气回收工艺及油气回收系统。
背景技术
原油的挥发物主要是碳氢化合物和硫化物，碳氢化合物包括CH4、C2H6、C3H8等，都是易燃气体；硫化物包括H2S、羰基硫、硫醇、硫醚、噻吩、二硫化合物等。原油的挥发物的任意排放不仅会带来环境污染，还会直接危害人类的生存环境。由于轻质油品大部分属于挥发性易燃易爆物质，易聚集，与空气形成爆炸性混合物后沉聚于洼地或管沟之中，遇火极易发生爆炸或火灾事故，造成生命和财产的重大损失。由于油气爆炸极限范围宽，油气扩散范围广，由此而引起的火灾爆炸事故时有发生。随着安全、环保、节能意识的逐步增强，国内已广泛采用油气回收技术对原油的挥发物进行回收。
以下是对某原油码头进行两年的实地测量之后得到的典型的高硫高烃工况的原油油气组分列表，包括表1和表2，具体为：
表1硫化物浓度的分布情况
| 单位：mg/m3 | 分子量 | mol％ | |
| 羰基硫 | 22 | 60 | 0.001 |
| 甲硫醇 | 686 | 48 | 0.032 |
| 乙硫醇 | 11105 | 62 | 0.401 |
| 异丙硫醇 | 3026 | 76 | 0.089 |
| 丙硫醇 | 562 | 76 | 0.017 |
| 甲硫醚 | 49 | 62 | 0.002 |
| 乙硫醚 | 96 | 90 | 0.003 |
| 噻吩 | 667 | 84 | 0.017 |
| 二甲二硫 | 0 | 94 | 0.000 |
| 甲乙二硫 | 29 | 108 | 0.001 |
| 二乙二硫 | 101 | 122 | 0.002 |
| 单位：mg/m3 | 分子量 | mol％ | |
| 丁硫醇 | 553 | 90 | 0.014 |
| 合计 | 16900 | 0.578 |
表2原油油气组分的分布情况
目前的高硫原油油气回收工艺一般包括以下步骤：
先通过风机把原油灌装时产生的原油油气引入岸船对接安全系统，之后进入脱硫塔进行多级脱硫，油气经脱硫处理并冷却后再进入活性炭吸附罐进行脱烃处理，之后对活性炭吸附罐内的烃类物质用真空泵进行脱出，脱附出来的油气再用压缩机增压，之后再通过0℃以上的冷凝处理使油气冷凝为液体，收集液体，即完成高硫原油油气的回收。
但是，上述的高硫原油油气回收工艺存在以下缺陷：
1、由于进入脱硫塔的硫化物的种类较多，成分较复杂，导致脱硫塔的穿透硫容较低(约为5％-8％)，脱硫的效果较差，使得脱硫后的油气中的硫含量很难达标。
2、由于进入脱硫塔的硫化物的种类较多，含量较高，使得所需的脱硫剂的数量非常大，脱硫成本很高，且脱硫后的脱硫剂不能进行再生，一般是拉走后进行燃烧处理，燃烧后产生的二氧化硫再进行烟气脱硫处理，与锅炉尾端的脱硫处理工艺一致，拉走进行燃烧处理，运输成本较高，且处理费用昂贵。
3、由于原油油气中含有较多烃类物质，而脱硫剂一般都是活性炭改性而成，在脱硫时不可避免会有大量烃类物质被脱硫剂吸附，这样既降低了脱硫剂的硫容，又使得回收的烃类物质大量减少。
4、由于油船上的原油油气中含有大量二氧化碳(油船在运输原油时，为了安全及节省氮气的用量，当夜间温度降低，油舱压力降低时，一般往油舱中补入船上的锅炉尾气，锅炉尾气中含有大量的二氧化碳，从而使油舱压力升压，可避免油舱被大气压压瘪的事故发生)，而大多数的改性活性炭都是碱性的，与酸性气体二氧化碳非常容易反应，故在用脱硫剂脱硫时，大量的二氧化碳会会与脱硫剂发生反应，从而大大降低脱硫剂的使用效率，严重影响了脱硫剂的硫容。
5、以某原油装卸码头为例，以10万方的高硫原油装船计，年装船10次，则年需回收高硫原油油气100万方，其高硫工况时的含硫成分如表3：
表3硫化物浓度的分布情况
| 单位：mg/m3 | 分子量 | mol％ | |
| 羰基硫 | 22 | 60 | 0.001 |
| 甲硫醇 | 686 | 48 | 0.032 |
| 乙硫醇 | 11105 | 62 | 0.401 |
| 异丙硫醇 | 3026 | 76 | 0.089 |
| 丙硫醇 | 562 | 76 | 0.017 |
| 甲硫醚 | 49 | 62 | 0.002 |
| 单位：mg/m3 | 分子量 | mol％ | |
| 乙硫醚 | 96 | 90 | 0.003 |
| 噻吩 | 667 | 84 | 0.017 |
| 二甲二硫 | 0 | 94 | 0.000 |
| 甲乙二硫 | 29 | 108 | 0.001 |
| 二乙二硫 | 101 | 122 | 0.002 |
| 丁硫醇 | 553 | 90 | 0.014 |
| 合计 | 16900 | 0.578 |
按某脱硫剂生产厂家5％～10％的穿透硫容计，由于其中的二氧化碳及烃类物质对脱硫剂的影响，即使按乐观估计其仍有6％的穿透硫容计算，大约需要281.67吨脱硫剂，每吨约4万元，则年脱硫费用为1126.68万元，脱硫成本非常高。
6、由于为固法脱硫，脱硫塔需装填脱硫剂的量非常大，需要的脱硫塔很多，使得脱硫塔的占地面积很大，由于脱硫剂不能再生，每次更换脱硫剂的工程量也非常大。
发明内容
本发明目的在于提供一种高硫原油油气回收工艺，以解决现有的油气回收工艺中由于进入脱硫塔的硫化物的浓度较高，种类较多，成分较复杂，导致脱硫塔的穿透硫容较低，脱硫的效果较差，使得脱硫后的油气中的硫含量很难达标的技术性问题。
本发明的另一目的在于提供一种用于上述的高硫原油油气回收工艺的油气回收系统，以解决现有的油气回收工艺中由于进入脱硫塔的硫化物的浓度较高，种类较多，成分较复杂，导致脱硫塔的穿透硫容较低，脱硫的效果较差，使得脱硫后的油气中的硫含量很难达标的技术性问题。
本发明目的通过以下的技术方案实现：
一种高硫原油油气回收工艺，包括以下步骤：
a.将高硫原油油气引入压缩装置进行压缩，压缩后的油气经冷却装置进行冷却，之后进行气、液分离，对分离出的液体进行收集；
b.对步骤a中分离出的油气进行冷凝处理，之后进行气、液分离，对分离出的液体进行收集；
c.将步骤b中分离出的油气通入活性炭吸附装置进行脱烃处理，脱烃处理之后的油气再通入脱硫装置中进行脱硫处理；对活性炭吸附装置中的烃类物质进行脱附、收集。
优选地，所述步骤b中的冷凝处理步骤包括：将油气通入冷凝器Ⅰ中进行冷凝，使油气降温至15℃以下。
优选地，在油气进入冷凝器Ⅰ之前，增加对油气进行脱水处理的步骤。
优选地，所述步骤b中的冷凝处理步骤包括：将油气通入冷凝器Ⅱ中进行冷凝，使油气降温至-35℃以下。
优选地，在油气进入冷凝器Ⅱ之前，增加对油气进行脱水处理的步骤。
优选地，所述步骤b中的冷凝处理步骤包括：将油气先通入冷凝器Ⅲ中进行冷凝，使油气降温至6～15℃，之后进行气、液分离，对分离出的液体进行收集，将分离出的气体再通入冷凝器Ⅳ中进行冷凝，使油气降温至-35℃以下。
优选地，在油气进入冷凝器Ⅳ之前，增加对油气进行脱水处理的步骤。
优选地，所述步骤b中的冷凝处理步骤包括：将油气先通入冷凝器Ⅴ中进行冷凝，使油气降温至6～15℃，之后进行气、液分离，对分离出的液体进行收集，将分离出的气体再通入冷凝器Ⅵ中进行冷凝，使油气降温至-25～-10℃，之后进行气、液分离，对分离出的液体进行收集，将分离出的气体再通入冷凝器Ⅶ中进行冷凝，使油气降温至-35℃以下。
优选地，在油气进入冷凝器Ⅵ之前，增加对油气进行脱水处理的步骤。
优选地，油气在通入活性炭吸附装置之前，先与经冷却装置冷却并分离后的油气进行热交换。
优选地，在所述步骤a中，所述压缩装置压缩至表压为6-16barg，所述冷却装置使油气降温至40-60℃。
优选地，所述步骤c中的脱硫处理步骤包括：油气先通入脱硫塔Ⅰ进行初次脱硫，从脱硫塔Ⅰ的出气口出来的油气再通入脱硫塔Ⅱ进行再次脱硫。
优选地，还包括步骤d，所述步骤d包括：将步骤a、b中收集的液体和从活性炭吸附装置脱附出来的烃类物质用于锅炉燃烧，所述锅炉产生的热量用于对原油罐进行加热，所述锅炉的尾端设有尾气脱硫装置，所述锅炉燃烧产生的尾气通入所述尾气脱硫装置中。
优选地，在所述步骤a中，在对油气进行压缩之前，先通过岸船对接安全系统检测油气中O2的浓度，若O2的浓度为7-8％，则通过岸船对接安全系统的补氮装置将氮气补入油气中，使O2的浓度降低至小于6％。
一种用于上述的高硫原油油气回收工艺的油气回收系统，包括压缩装置、冷却装置、分离装置Ⅹ、冷凝分离子系统、活性炭吸附装置和脱硫装置，所述压缩装置、所述冷却装置、所述分离装置Ⅹ、所述冷凝分离子系统、所述活性炭吸附装置、所述脱硫装置依次连接。
优选地，所述冷凝分离子系统包括冷凝器Ⅰ和分离装置Ⅰ，所述分离装置Ⅹ的出气口与所述冷凝器Ⅰ连接，所述冷凝器Ⅰ和分离装置Ⅰ连接，所述分离装置Ⅰ的出气口与所述活性炭吸附装置连接。
优选地，所述油气回收系统还包括脱水装置Ⅰ，所述脱水装置Ⅰ与分离装置Ⅹ的出气口连接，所述脱水装置Ⅰ的出气口与所述冷凝器Ⅰ连接。
优选地，所述冷凝分离子系统包括冷凝器Ⅲ、分离装置Ⅲ、冷凝器Ⅳ和分离装置Ⅳ，所述分离装置Ⅹ的出气口与所述冷凝器Ⅲ连接，所述冷凝器Ⅲ与所述分离装置Ⅲ连接，所述分离装置Ⅲ的出气口与所述冷凝器Ⅳ连接，所述冷凝器Ⅳ与所述分离装置Ⅳ连接，所述分离装置Ⅳ的出气口与所述活性炭吸附装置连接。
优选地，所述油气回收系统还包括脱水装置Ⅱ，所述脱水装置Ⅱ与所述分离装置Ⅲ的出气口连接，所述脱水装置Ⅱ的出气口与所述冷凝器Ⅳ连接。
优选地，所述冷凝分离子系统包括冷凝器Ⅴ、分离装置Ⅴ、冷凝器Ⅵ、分离装置Ⅵ、冷凝器Ⅶ和分离装置Ⅶ，所述分离装置Ⅹ的出气口与冷凝器Ⅴ连接，冷凝器Ⅴ与分离装置Ⅴ连接，分离装置Ⅴ的出气口与冷凝器Ⅵ连接，冷凝器Ⅵ与分离装置Ⅵ连接，分离装置Ⅵ的出气口与冷凝器Ⅶ连接，冷凝器Ⅶ与分离装置Ⅶ连接，分离装置Ⅶ的出气口与所述活性炭吸附装置连接。
优选地，所述油气回收系统还包括脱水装置Ⅲ，脱水装置Ⅲ与分离装置Ⅴ的出气口连接，脱水装置Ⅲ的出气口与冷凝器Ⅵ连接。
优选地，所述油气回收系统还包括换热器，所述换热器分别与所述分离装置Ⅹ的出气口、所述冷凝分离子系统的出气口连接，从所述分离装置Ⅹ的出气口出来的油气通过所述换热器与经所述冷凝分离子系统的出气口出来的油气进行热交换。
优选地，所述脱硫装置包括脱硫塔Ⅰ和脱硫塔Ⅱ，所述活性炭吸附装置的出气口与所述脱硫塔Ⅰ连接，所述脱硫塔Ⅰ的出气口与所述脱硫塔Ⅱ连接。
优选地，所述油气回收系统还包括原油罐和用于对所述原油罐进行加热的锅炉装置，所述锅炉装置包括锅炉，所述锅炉的尾端设有尾气脱硫装置，所述分离装置Ⅹ和冷凝分离子系统分离出的液体可用于所述锅炉的燃烧。
优选地，所述油气回收系统还包括岸船对接安全系统，油船的油舱的出气口与所述岸船对接安全系统连接，所述岸船对接安全系统的出气口与所述压缩装置连接，所述岸船对接安全系统内设有补氮装置。
与现有技术相比，本发明有以下有益效果：
1、本发明的高硫原油油气回收工艺在冷凝处理过程中已将大部分的硫化物及烃类物质冷凝为液体，可使得进入脱硫塔的硫化物的种类及数量较少，成分较简单，从而可使得脱硫塔的穿透硫容较高，脱硫的效果较好，使得脱硫后的油气中的硫含量很容易达标；
2、本发明的高硫原油油气回收工艺在冷凝处理过程中已将大部分的硫化物及烃类物质冷凝为液体，可使得进入脱硫塔的硫化物的种类及数量较少，从而使得所需的脱硫剂的数量较少，脱硫成本较低；
3、以某原油装卸码头为例，高硫工况时硫含量16.9g/m3，年需处理量100万方/年，用本发明的高硫原油油气回收工艺只需要约2吨脱硫剂，每吨约4万元，则大概需要8万元，可大大降低脱硫剂的成本，本发明的高硫原油油气回收工艺与现有工艺的脱硫费用的对比见下表4：
表4两种脱硫方案的费用比较
4、由于脱硫需要的脱硫塔不多，可大大减少脱硫塔的占地面积，更换脱硫剂时的工程量也大大减少。在满足同样脱硫量的条件下，传统工艺方案的脱硫剂装填量为本发明工艺方法的140多倍，其更换成本和工作量也明显比本发明大很多。
5、本发明的高硫原油油气回收工艺的活性炭装填量更少，通过压缩冷凝后，冷凝出大量的烃类物质，使后续进入活性炭的烃类物质的浓度大大降低，且带压吸附的吸附率比常压吸附要高很多，可进一步降低活性炭的实际用量。
6、本发明的高硫原油油气回收工艺的脱硫处理和活性炭吸附处理更安全。传统方案采用固法脱硫时由于伴随有化学反应，其放热量非常剧烈，脱硫塔温度将达到80～300℃，表面温度超出了原油油气所要求的爆炸危险区的标准；而活性炭直接吸附高烃油气，活性炭将急剧升温，由于活性炭是热的不良导体，积聚的温度很难扩散，可使活性炭罐的局部温度超过200℃，给设备带来安全隐患。而在本发明的高硫原油油气回收工艺中，大量的烃类物质和硫化物在低温下相变析出，使得进入活性炭和脱硫塔的烃类物质和硫浓度都非常低，消除了传统方案的安全隐患。
7、本发明的高硫原油油气回收工艺的功耗比传统工艺方案小近一半，
针对某原油码头的实例按本发明工艺测算的各工艺设备能耗如下表5：
表5
备注：本发明对入口的高硫浓度和高烃浓度不那么敏感，在处理高硫高烃工况时，用以上设备2套，总计功率1076KW，总流量超过5000Nm3/h，不需要流速减半成2500Nm3/h运行。越是高硫高烃，用本发明越是能够节约成本。
针对某原油码头的实例按传统工艺方案测算的各工艺设备能耗如下表6：
表6
备注：未计入备用真空泵1台，备用冷水循环泵及备用循环水泵各1台。以上传统工艺方案在处理高硫高烃工况时的设计流量只有2500Nm3/h，即在处理高硫高烃工况时只能把流速减半运行，才能保证其功耗为1053KW。
以下是某原油码头的原油油气回收实例：此码头公司拥有两个原油码头装船平台，按两码头原油油气回收同时运行，其流量达到5000Nm3/h，用传统工艺方案时，在处理高硫高烃工况时，只能把流量减半运行(2500Nm3/h)，但能耗不会减半(因其本身就是按高硫高烃工况减半运行设计的)；而按本发明的工艺，可处理5600Nm3/h的高硫高烃原油油气，其功率为1076KW，由于采用本发明整体设备占地面积小，整体完全撬块化，在单码头运行时，可只开启单套设备，则其功率为538.2KW，比原工艺方案小一半，具体的功耗见下表7：
表7
且装船流量减半运行，会增加船舶停靠码头的时间，浪费码头资源，增加业主成本，且延长了操作时间，安全风险也增加。若两种工艺方案都在同等平台下设计(都按高硫高烃工况不减半运行设计)，则传统工艺方案的占地面积将更大，能耗将达到2000KW，活性炭和脱硫剂填埋将更多。
附图说明
图1为本发明的高硫原油油气回收工艺的流程图。
具体实施方式
以下结合附图和实施例，具体说明本发明。为了使本领域的技术人员能够清楚、完整的知晓本发明的内容并可以实施本发明的技术方案，实施例中公开了大量的细节。但是，很显然地，没有这些细节本领域的技术人员也能够实施本发明的技术方案，达到本发明的目的，实现本发明的效果。这些细节是发明人经过大量的实验而选择的最优的实施方式，并不用来限制本发明的保护范围。本发明的保护范围以权利要求书的内容为准，本领域的技术人员根据本申请文件公开的内容无需创造性劳动而得到的技术方案也在本发明的保护范围内。
实施例1
请参阅图1，一种用于高硫原油油气回收工艺的油气回收系统，包括压缩装置4、冷却装置(图中未画)、分离装置Ⅹ5、冷凝分离子系统、活性炭吸附装置7和脱硫装置8，所述压缩装置4、所述冷却装置、所述分离装置Ⅹ5、所述冷凝分离子系统、所述活性炭吸附装置7、所述脱硫装置8依次连接。本发明的油气回收系统通过冷凝分离子系统将大部分的含硫化合物及烃类物质冷凝为液体，从而使进入脱硫装置的含硫化合物的种类及数量较少，成分较简单，可使得脱硫装置的穿透硫容较高，脱硫的效果较好，从而使得脱硫后的油气中的硫含量很容易达标，也使得所需的脱硫剂的量较少，进而降低脱硫成本。
其中，压缩装置4可为滑片式压缩机，该滑片式压缩机用水夹套冷却，压缩过程的最高温度小于100℃。冷却装置可为风冷却器。分离装置Ⅹ5可为三相分离器。脱硫装置8为脱硫塔，所述脱硫塔内填充有催化剂改性活性炭。活性炭吸附装置7内填充有活性炭。
进一步地，所述冷凝分离子系统包括冷凝器Ⅴ(图中未画)、分离装置Ⅴ62、冷凝器Ⅵ(图中未画)、分离装置Ⅵ64、冷凝器Ⅶ65和分离装置Ⅶ66，所述分离装置Ⅹ5的出气口与冷凝器Ⅴ连接，冷凝器Ⅴ与分离装置Ⅴ62连接，分离装置Ⅴ62的出气口与冷凝器Ⅵ连接，冷凝器Ⅵ与分离装置Ⅵ64连接，分离装置Ⅵ64的出气口与冷凝器Ⅶ65连接，冷凝器Ⅶ65与分离装置Ⅶ66连接，分离装置Ⅶ66的出气口与所述活性炭吸附装置7连接。在本实施例中，设置三组冷凝装置，通过该三组冷凝装置对油气进行三次冷凝，可使得大部分的含硫化合物(如硫醇、硫醚、噻吩等)及烃类物质冷凝成液体，可除去油气中的大部分含硫化合物及烃类物质，可利于后续的脱硫处理及脱烃处理。
进一步地，所述油气回收系统还包括脱水装置Ⅲ63，所述脱水装置Ⅲ63为分子筛脱水装置，分子筛脱水装置与分离装置Ⅴ62的出气口连接，分子筛脱水装置的出气口与冷凝器Ⅵ连接。通过设置分子筛脱水装置可除去油气中的水分。
进一步地，所述油气回收系统还包括复温换热器61，所述复温换热器61分别与所述分离装置Ⅹ5的出气口、所述分离装置Ⅶ66的出气口连接，从所述分离装置Ⅹ5的出气口出来的油气通过所述复温换热器61与经所述分离装置Ⅶ66的出气口出来的油气进行热交换，使得从所述分离装置Ⅹ5的出气口出来的油气的温度进一步降低，为后续的冷凝处理节约能量；使得经所述分离装置Ⅶ66的出气口出来的油气的温度得以升高，利于后续的脱烃处理。通过设置复温换热器可充分利用油气的热量，进而节约能量。
进一步地，所述脱硫装置8包括脱硫塔Ⅰ和脱硫塔Ⅱ，所述活性炭吸附装置7的出气口与所述脱硫塔Ⅰ连接，所述脱硫塔Ⅰ的出气口与所述脱硫塔Ⅱ连接。通过设置两个脱硫塔进行两次脱硫处理可使得油气中的含硫化合物能脱除得更彻底，使得脱硫后的油气中的硫含量能达标。
进一步地，所述油气回收系统还包括岸船对接安全系统3，油船1上的油舱2的出气口与所述岸船对接安全系统3连接，所述岸船对接安全系统3的出气口与所述压缩装置4连接，所述岸船对接安全系统3内设有补氮装置。油气在进入岸船对接安全系统3后，先通过岸船对接安全系统3检测油气中O2的浓度，若O2的浓度为7-8％，则通过岸船对接安全系统的补氮装置将氮气补入油气中，使O2的浓度降低至小于6％。在O2的浓度为7-8％，通过岸船对接安全系统的补氮装置将氮气补入油气中，可使得后续的压缩过程的安全性更高。
实施例2
本实施例与实施例1的区别在于：所述冷凝分离子系统包括冷凝器Ⅰ和分离装置Ⅰ，所述油气回收系统还包括脱水装置Ⅰ，所述脱水装置Ⅰ与分离装置Ⅹ的出气口连接，所述脱水装置Ⅰ的出气口与所述冷凝器Ⅰ连接，所述冷凝器Ⅰ和分离装置Ⅰ连接，所述分离装置Ⅰ的出气口与所述活性炭吸附装置连接。本实施例的其他结构及原理与实施例1相同，在此不再赘述。
在本实施例中，只设置一组冷凝装置，结构简单，能耗小，油气回收的成本更低。
实施例3
本实施例与实施例1的区别在于：所述冷凝分离子系统包括冷凝器Ⅲ、分离装置Ⅲ、冷凝器Ⅳ和分离装置Ⅳ，所述油气回收系统还包括脱水装置Ⅱ，所述分离装置Ⅹ的出气口与所述冷凝器Ⅲ连接，所述冷凝器Ⅲ与所述分离装置Ⅲ连接，所述脱水装置Ⅱ与所述分离装置Ⅲ的出气口连接，所述脱水装置Ⅱ的出气口与所述冷凝器Ⅳ连接，所述冷凝器Ⅳ与所述分离装置Ⅳ连接，所述分离装置Ⅳ的出气口与所述活性炭吸附装置连接。本实施例的其他结构及原理与实施例1相同，在此不再赘述。
在本实施例中，设置两组冷凝装置，进行两次冷凝，可使得较多的含硫化合物(如硫醇、硫醚、噻吩等)及烃类物质冷凝成液体，可除去油气中较多的含硫化合物及烃类物质，可利于后续的脱硫处理及脱烃处理。
实施例4
本实施例与实施例1的区别在于：所述油气回收系统不包括岸船对接安全系统；所述油气回收系统包括原油罐和用于对所述原油罐进行加热的锅炉装置，所述原油罐用于存储原油，所述原油罐的出气口与所述压缩装置连接，所述锅炉装置包括锅炉，所述锅炉的尾端设有尾气脱硫装置，所述分离装置Ⅹ5和冷凝分离子系统分离出的液体可用于所述锅炉的燃烧。在存放原油的地方，一般都设有用于对原油罐进行加热的锅炉，锅炉的尾端一般设有尾气脱硫装置，通过尾气脱硫装置吸收锅炉尾气中的二氧化硫、二氧化碳等酸性物质。本发明的油气回收系统回收的含硫的液体可用于锅炉燃烧，燃烧后的尾气通入尾气脱硫装置中，产生的二氧化硫能被尾气脱硫装置吸收。本发明可充分利用回收的含硫的液体及锅炉尾端的尾气脱硫装置，当使用回收的含硫的液体作为燃料时，只需要改造尾气脱硫装置就可以完全吸收锅炉燃烧产生的二氧化硫，成本低。
本实施例的其他结构及原理与实施例1相同，在此不再赘述。
实施例5
请参阅图1，本发明的高硫原油油气回收工艺，包括以下步骤：a.将高硫原油油气引入压缩装置4进行压缩，压缩后的油气经冷却装置进行冷却，少部分烃类相变冷凝，之后经分离装置Ⅹ5进行气、液分离，对分离出的液体进行收集；b.对步骤a中分离出的油气进行冷凝处理，之后进行气、液分离，对分离出的液体进行收集；c.将步骤b中分离出的油气通入活性炭吸附装置7进行脱烃处理，脱烃处理之后的油气再通入脱硫装置8中进行脱硫处理；对活性炭吸附装置7中的烃类物质进行脱附、收集。本发明的高硫原油油气回收工艺在冷凝处理过程中已将大部分的含硫化合物(如硫醇、硫醚、噻吩等)及烃类物质冷凝为液体，可使得进入脱硫装置的含硫化合物的种类及数量较少，成分较简单，可使得脱硫装置的穿透硫容较高，脱硫的效果较好，从而使得脱硫后的油气中的硫含量很容易达标，也使得所需的脱硫剂的数量较少，进而降低脱硫成本。若有100万方的高含硫的原油油气(含硫约16.9g/m3)需要回收，用本发明的高硫原油油气回收工艺只需要约2吨脱硫剂，每吨约4万元，则大概需要8万元，与现有技术相比，可大大降低脱硫剂的成本。此外，由于脱硫需要的脱硫装置不多，可大大减少脱硫装置的占地面积，且布置和更换脱硫装置的工程量也大大减少。
在本发明的高硫原油油气回收工艺中，用脱硫装置脱硫及用活性炭吸附装置脱烃都是在一定的压力下进行的，脱硫和脱烃的效率更高。由于冷凝过程中已经使大部分的烃类物质冷凝为液体，使得进入活性炭吸附装置的烃类物质较少，且带压吸附，吸附率更大，同样活性炭容积下，接触时间变长，使吸附更彻底；只需要较少量的活性炭即可吸附油气中的烃类物质，活性炭的使用量仅为现有技术中的1/4。
在本发明的高硫原油油气回收工艺中，将脱烃步骤放于冷凝步骤之后，在冷凝时可使大部分重烃类冷凝，降低进入活性炭吸附装置的浓度，故而大大降低了活性炭吸附温升，使活性炭在安全温度区间工作，从而提高了脱烃处理的安全性。
其中，压缩装置4可为滑片式压缩机，滑片式压缩机用水夹套冷却，压缩过程的最高温度小于100℃。活性炭吸附装置7中的活性炭达到饱和后进行降压解析，并真空再生，此部分气体可直接送入锅炉燃烧。
在本实施例中，所述步骤b中的冷凝处理步骤包括：将油气先通入冷凝器Ⅴ中进行冷凝，使油气降温至6～15℃，之后通过分离装置Ⅴ62进行气、液分离，对分离出的液体进行收集，将分离出的气体再通入冷凝器Ⅵ中进行冷凝，使油气降温至-25～-10℃，之后通过分离装置Ⅵ64进行气、液分离，对分离出的液体进行收集，将分离出的气体再通入冷凝器Ⅶ65中进行冷凝，使油气降温至-40℃。以高硫原油油气2000Nm3/h为例，压缩至8barg后进行冷凝处理，则脱出硫化物的效率如表8所示：
表8各硫化物经冷凝后的脱出效率
从上表可看出，压缩冷凝至-40℃时，其总的脱出硫效率为98.82％，剩余硫化物主要以硫化氢和羰基硫的形式存在，这样可使得脱硫剂更具有针对性，可选择穿透硫容非常高的脱硫剂。油气经过三次冷凝之后，大部分的含硫化合物(如硫醇、硫醚、噻吩等)及烃类物质冷凝为液体，极大地减轻了后续的脱硫装置的脱硫负担。
进一步地，在油气进入冷凝器Ⅵ之前，先通过分子筛脱水装置对油气进行脱水处理。通过脱水处理可除去油气中的水分。
进一步地，在所述步骤a中，在对油气进行压缩之前，先通过岸船对接安全系统3检测油气中O2的浓度，若O2的浓度为7-8％，则通过岸船对接安全系统3的补氮装置将氮气补入油气中，使O2的浓度降低至小于6％。通过岸船对接安全系统的补氮装置将氮气补入油气中，可使得后续的压缩过程的安全性更高。
进一步地，在所述步骤a中，所述压缩装置压缩至表压为6-16barg，所述冷却装置使油气降温至40-60℃。所述压缩装置压缩至表压为6-16barg，可将油气变为压缩气，还可避免油气形成水合物。通过所述冷却装置使油气降温至40-60℃，可为后续的冷凝处理节约能量。
进一步地，油气在通入活性炭吸附装置7之前，先通过复温换热器61与经冷却装置冷却后的油气进行热交换。通过设置复温换热器可充分利用油气的热量，进而节约能量。
进一步地，所述步骤c中的脱硫处理步骤包括：油气先通入脱硫塔Ⅰ进行初次脱硫，从脱硫塔Ⅰ的出气口出来的油气再通入脱硫塔Ⅱ进行再次脱硫。通过设置两个脱硫塔进行两次脱硫处理可使得油气中的含硫化合物能脱除得更彻底，使得脱硫后的油气中的硫含量能达标。
实施例6
本实施例与实施例5的区别在于：所述步骤b中的冷凝处理步骤包括：先通过分子筛脱水装置对油气进行脱水处理，之后再将油气通入冷凝器Ⅰ中进行冷凝，使油气降温至15℃，也可以降温至低于15℃，如8℃、0℃、-30℃、-100℃等。本实施例的其他步骤及原理与实施例5相同，在此不再赘述。
在本实施例中，只进行一次冷凝，工艺更简单，能耗小，油气回收的成本更低。
实施例7
本实施例与实施例5的区别在于：所述步骤b中的冷凝处理步骤包括：先通过分子筛脱水装置对油气进行脱水处理，之后再将油气通入冷凝器Ⅱ中进行冷凝，使油气降温至-35℃，也可以降温至低于-35℃，如-40℃、-60℃、-80℃、-100℃等。本实施例的其他步骤及原理与实施例5相同，在此不再赘述。
在本实施例中，只进行一次冷凝，工艺更简单，能耗小，油气回收的成本更低。
实施例8
本实施例与实施例5的区别在于：所述步骤b中的冷凝处理步骤包括：将油气先通入冷凝器Ⅲ中进行冷凝，使油气降温至6～15℃，之后进行气、液分离，对分离出的液体进行收集，将分离出的气体进行脱水处理，之后再通入冷凝器Ⅳ中进行冷凝，使油气降温至-35℃以下。本实施例的其他步骤及原理与实施例5相同，在此不再赘述。
在本实施例中，进行两次冷凝，可使得较多的含硫化合物(如硫醇、硫醚、噻吩等)及烃类物质冷凝成液体，可除去油气中较多的含硫化合物及烃类物质，可利于后续的脱硫处理及脱烃处理。
实施例9
本实施例与实施例5的区别在于：本实施例是对陆地上的原油罐进行灌装时排出的高硫原油油气进行油气回收，因此不包括岸船对接安全系统；本发明的高硫原油油气回收工艺还包括步骤d，所述步骤d包括：将步骤a、b中收集的液体和从活性炭吸附装置脱附出来的烃类物质用于锅炉燃烧，所述锅炉用于对原油罐进行加热，所述锅炉的尾端设有尾气脱硫装置，所述锅炉燃烧产生的尾气通入所述尾气脱硫装置中。在存放原油的地方，一般都设有用于对原油罐进行加热的锅炉，锅炉的尾端一般设有尾气脱硫装置，该尾气脱硫装置用于吸收锅炉尾气中的二氧化硫、二氧化碳等酸性物质。本发明的油气回收工艺回收的含硫的液体可用于锅炉燃烧，燃烧后的尾气通入尾气脱硫装置中，产生的二氧化硫能被尾气脱硫装置吸收。本发明可充分利用回收的含硫的液体及锅炉尾端的尾气脱硫装置，当使用回收的含硫的液体作为燃料时，只需要更换尾气脱硫装置就可以完全吸收锅炉燃烧产生的二氧化硫，改造成本低。本实施例的其他步骤及原理与实施例5相同，在此不再赘述。
以上公开的仅为本申请的几个具体实施例，但本申请并非局限于此，任何本领域的技术人员能思之的变化，都应落在本申请的保护范围内。
Claims (25)
1.一种高硫原油油气回收工艺，其特征在于，包括以下步骤：
a.将高硫原油油气引入压缩装置进行压缩，压缩后的油气经冷却装置进行冷却，之后进行气、液分离，对分离出的液体进行收集；
b.对步骤a中分离出的油气进行冷凝处理，之后进行气、液分离，对分离出的液体进行收集；
c. 将步骤b中分离出的油气通入活性炭吸附装置进行脱烃处理，脱烃处理之后的油气再通入脱硫装置中进行脱硫处理；对活性炭吸附装置中的烃类物质进行脱附、收集。
2.如权利要求1所述的高硫原油油气回收工艺，其特征在于，所述步骤b中的冷凝处理步骤包括：将油气通入冷凝器Ⅰ中进行冷凝，使油气降温至15℃以下。
3.如权利要求2所述的高硫原油油气回收工艺，其特征在于，在油气进入冷凝器Ⅰ之前，增加对油气进行脱水处理的步骤。
4.如权利要求1所述的高硫原油油气回收工艺，其特征在于，所述步骤b中的冷凝处理步骤包括：将油气通入冷凝器Ⅱ中进行冷凝，使油气降温至-35℃以下。
5.如权利要求4所述的高硫原油油气回收工艺，其特征在于，在油气进入冷凝器Ⅱ之前，增加对油气进行脱水处理的步骤。
6.如权利要求1所述的高硫原油油气回收工艺，其特征在于，所述步骤b中的冷凝处理步骤包括：将油气先通入冷凝器Ⅲ中进行冷凝，使油气降温至6~15℃，之后进行气、液分离，对分离出的液体进行收集，将分离出的气体再通入冷凝器Ⅳ中进行冷凝，使油气降温至-35℃以下。
7.如权利要求6所述的高硫原油油气回收工艺，其特征在于，在油气进入冷凝器Ⅳ之前，增加对油气进行脱水处理的步骤。
8.如权利要求1所述的高硫原油油气回收工艺，其特征在于，所述步骤b中的冷凝处理步骤包括：将油气先通入冷凝器Ⅴ中进行冷凝，使油气降温至6~15℃，之后进行气、液分离，对分离出的液体进行收集，将分离出的气体再通入冷凝器Ⅵ中进行冷凝，使油气降温至-25~-10℃，之后进行气、液分离，对分离出的液体进行收集，将分离出的气体再通入冷凝器Ⅶ中进行冷凝，使油气降温至-35℃以下。
9.如权利要求8所述的高硫原油油气回收工艺，其特征在于，在油气进入冷凝器Ⅵ之前，增加对油气进行脱水处理的步骤。
10.如权利要求1所述的高硫原油油气回收工艺，其特征在于，油气在通入活性炭吸附装置之前，先与经冷却装置冷却并分离后的油气进行热交换。
11.如权利要求1所述的高硫原油油气回收工艺，其特征在于，在所述步骤a中，所述压缩装置压缩至表压为6-16barg，所述冷却装置使油气降温至40-60℃。
12.如权利要求1所述的高硫原油油气回收工艺，其特征在于，所述步骤c中的脱硫处理步骤包括：油气先通入脱硫塔Ⅰ进行初次脱硫，从脱硫塔Ⅰ的出气口出来的油气再通入脱硫塔Ⅱ进行再次脱硫。
13.如权利要求1所述的高硫原油油气回收工艺，其特征在于，还包括步骤d，所述步骤d包括：将步骤a、b中收集的液体和从活性炭吸附装置脱附出来的烃类物质用于锅炉燃烧，所述锅炉产生的热量用于对原油罐进行加热，所述锅炉的尾端设有尾气脱硫装置，所述锅炉燃烧产生的尾气通入所述尾气脱硫装置中。
14.如权利要求1所述的高硫原油油气回收工艺，其特征在于，在所述步骤a中，在对油气进行压缩之前，先通过岸船对接安全系统检测油气中O2的浓度，若O2的浓度为7-8%，则通过岸船对接安全系统的补氮装置将氮气补入油气中，使O2的浓度降低至小于6%。
15.一种用于权利要求1所述的高硫原油油气回收工艺的油气回收系统，其特征在于，包括压缩装置、冷却装置、分离装置Ⅹ 、冷凝分离子系统、活性炭吸附装置和脱硫装置，所述压缩装置、所述冷却装置、所述分离装置Ⅹ 、所述冷凝分离子系统、所述活性炭吸附装置、所述脱硫装置依次连接。
16.如权利要求15所述的油气回收系统，其特征在于，所述冷凝分离子系统包括冷凝器Ⅰ和分离装置Ⅰ，所述分离装置Ⅹ 的出气口与所述冷凝器Ⅰ连接，所述冷凝器Ⅰ和分离装置Ⅰ连接，所述分离装置Ⅰ的出气口与所述活性炭吸附装置连接。
17.如权利要求16所述的油气回收系统，其特征在于，所述油气回收系统还包括脱水装置Ⅰ，所述脱水装置Ⅰ与分离装置Ⅹ 的出气口连接，所述脱水装置Ⅰ的出气口与所述冷凝器Ⅰ连接。
18.如权利要求15所述的油气回收系统，其特征在于，所述冷凝分离子系统包括冷凝器Ⅲ、分离装置Ⅲ、冷凝器Ⅳ和分离装置Ⅳ，所述分离装置Ⅹ的出气口与所述冷凝器Ⅲ连接，所述冷凝器Ⅲ与所述分离装置Ⅲ连接，所述分离装置Ⅲ的出气口与所述冷凝器Ⅳ连接，所述冷凝器Ⅳ与所述分离装置Ⅳ连接，所述分离装置Ⅳ的出气口与所述活性炭吸附装置连接。
19.如权利要求18所述的油气回收系统，其特征在于，所述油气回收系统还包括脱水装置Ⅱ，所述脱水装置Ⅱ与所述分离装置Ⅲ的出气口连接，所述脱水装置Ⅱ的出气口与所述冷凝器Ⅳ连接。
20.如权利要求15所述的油气回收系统，其特征在于，所述冷凝分离子系统包括冷凝器Ⅴ、分离装置Ⅴ、冷凝器Ⅵ、分离装置Ⅵ、冷凝器Ⅶ和分离装置Ⅶ，所述分离装置Ⅹ的出气口与冷凝器Ⅴ连接，冷凝器Ⅴ与分离装置Ⅴ连接，分离装置Ⅴ的出气口与冷凝器Ⅵ连接，冷凝器Ⅵ与分离装置Ⅵ连接，分离装置Ⅵ的出气口与冷凝器Ⅶ连接，冷凝器Ⅶ与分离装置Ⅶ连接，分离装置Ⅶ的出气口与所述活性炭吸附装置连接。
21.如权利要求20所述的油气回收系统，其特征在于，所述油气回收系统还包括脱水装置Ⅲ，脱水装置Ⅲ与分离装置Ⅴ的出气口连接，脱水装置Ⅲ的出气口与冷凝器Ⅵ连接。
22.如权利要求15所述的油气回收系统，其特征在于，所述油气回收系统还包括换热器，所述换热器分别与所述分离装置Ⅹ的出气口、所述冷凝分离子系统的出气口连接，从所述分离装置Ⅹ的出气口出来的油气通过所述换热器与经所述冷凝分离子系统的出气口出来的油气进行热交换。
23.如权利要求15所述的油气回收系统，其特征在于，所述脱硫装置包括脱硫塔Ⅰ和脱硫塔Ⅱ，所述活性炭吸附装置的出气口与所述脱硫塔Ⅰ连接，所述脱硫塔Ⅰ的出气口与所述脱硫塔Ⅱ连接。
24.如权利要求15所述的油气回收系统，其特征在于，所述油气回收系统还包括原油罐和用于对所述原油罐进行加热的锅炉装置，所述锅炉装置包括锅炉，所述锅炉的尾端设有尾气脱硫装置，所述分离装置Ⅹ和冷凝分离子系统分离出的液体可用于所述锅炉的燃烧。
25.如权利要求15所述的油气回收系统，其特征在于，所述油气回收系统还包括岸船对接安全系统，油船的油舱的出气口与所述岸船对接安全系统连接，所述岸船对接安全系统的出气口与所述压缩装置连接，所述岸船对接安全系统内设有补氮装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510142032.XA CN104830365B (zh) | 2015-03-27 | 2015-03-27 | 一种高硫原油油气回收工艺及油气回收系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510142032.XA CN104830365B (zh) | 2015-03-27 | 2015-03-27 | 一种高硫原油油气回收工艺及油气回收系统 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN104830365A CN104830365A (zh) | 2015-08-12 |
| CN104830365B true CN104830365B (zh) | 2017-02-01 |
Family
ID=53808571
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201510142032.XA Active CN104830365B (zh) | 2015-03-27 | 2015-03-27 | 一种高硫原油油气回收工艺及油气回收系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN104830365B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105950205A (zh) * | 2016-06-01 | 2016-09-21 | 张光照 | 一种voc高温气体处理装置 |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3661719A (en) * | 1970-10-28 | 1972-05-09 | John J Kelmar | Non-polluting by-product coal carbonization plant |
| CN102441326B (zh) * | 2010-10-12 | 2014-08-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种含烃含硫废气的处理方法 |
| CN102225293A (zh) * | 2011-03-28 | 2011-10-26 | 西安交通大学 | 一种脱除原油挥发气中硫化氢气体的油气回收反应器装置 |
| CN202089932U (zh) * | 2011-06-15 | 2011-12-28 | 正和集团股份有限公司 | 汽油脱硫醇油气回收再利用装置 |
| CN102915194B (zh) * | 2012-11-13 | 2015-08-26 | 北京奇艺世纪科技有限公司 | 基于移动设备的视频预览的实现方法、装置和移动终端 |
| CN104096379B (zh) * | 2014-07-11 | 2016-03-02 | 海湾环境科技（北京）股份有限公司 | 一种码头高硫原油油气回收处理系统 |
-
2015
- 2015-03-27 CN CN201510142032.XA patent/CN104830365B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN104830365A (zh) | 2015-08-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106731444B (zh) | 一种焦化装置低压逸散气体回收处理方法及装置 | |
| CN101417183B (zh) | 一种回收低温甲醇洗尾气中甲醇的工艺 | |
| CN107413183B (zh) | 一种有机废气回收处理工艺与成套装置 | |
| CN105647592A (zh) | 一种低阶煤热解油气的回收系统及回收方法 | |
| CN108970332B (zh) | 一种转炉和/或高炉煤气的脱碳方法 | |
| CN202295966U (zh) | 油气回收装置 | |
| CN106902625B (zh) | 一种超重力克劳斯尾气脱硫系统装置及应用 | |
| CN106731578B (zh) | 一种连续脱硫生产系统及其脱硫工艺 | |
| US20180296971A1 (en) | Renewable wet desulfurization process using a suspension bed | |
| CN203060883U (zh) | 一种用于二硫化碳生产中的废气回收系统 | |
| CN103756743A (zh) | 海上平台脱除低含量硫化氢原料气中的硫化氢的方法 | |
| CN100415856C (zh) | 一种天然气脱硫脱水净化装置 | |
| CN109569193A (zh) | 一种吸收与再生同步的脱硫方法 | |
| CN107413173A (zh) | 一种高效有机废气回收处理方法与成套装置 | |
| CN103074135A (zh) | 低浓度瓦斯脱水方法及成套装置 | |
| CN203549850U (zh) | 一种有机废气综合处理系统 | |
| CN103768914B (zh) | 一种酸性水储罐逸散废气处理方法 | |
| CN104548879B (zh) | 一种炼油厂酸性水罐排放气治理方法和装置 | |
| CN104830365B (zh) | 一种高硫原油油气回收工艺及油气回收系统 | |
| CN107854962A (zh) | 一种适用于VOCs废气吸收吸附设备的油幕净化塔 | |
| CN109609219B (zh) | 一种焦化尾气治理方法及装置 | |
| CN213835200U (zh) | 一种高效高炉煤气羰基硫转化脱除装置 | |
| CN202860371U (zh) | 一种组合式苯系物回收系统 | |
| CN204490813U (zh) | 一种高硫原油油气回收系统 | |
| CN205635508U (zh) | 一种低阶煤热解油气的回收系统 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| EXSB | Decision made by sipo to initiate substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant |