JP5221087B2 - Hydrocarbon recovery system, degassing apparatus used therefor, and hydrocarbon recovery method. - Google Patents
Hydrocarbon recovery system, degassing apparatus used therefor, and hydrocarbon recovery method. Download PDFInfo
- Publication number
- JP5221087B2 JP5221087B2 JP2007235783A JP2007235783A JP5221087B2 JP 5221087 B2 JP5221087 B2 JP 5221087B2 JP 2007235783 A JP2007235783 A JP 2007235783A JP 2007235783 A JP2007235783 A JP 2007235783A JP 5221087 B2 JP5221087 B2 JP 5221087B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- hydrocarbon
- liquid
- absorbing
- absorption
- 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
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 217
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 105
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims description 105
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 103
- 238000007872 degassing Methods 0.000 title claims description 23
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 115
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 75
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 54
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 49
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 28
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 9
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 9
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 5
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 99
- 239000000047 product Substances 0.000 description 30
- 229910001872 inorganic gas Inorganic materials 0.000 description 21
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 16
- 239000011265 semifinished product Substances 0.000 description 14
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 13
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 9
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 6
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 6
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000809 air pollutant Substances 0.000 description 3
- 231100001243 air pollutant Toxicity 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- -1 naphtha Substances 0.000 description 3
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- VXNZUUAINFGPBY-UHFFFAOYSA-N 1-Butene Chemical compound CCC=C VXNZUUAINFGPBY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003915 air pollution Methods 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- IAQRGUVFOMOMEM-UHFFFAOYSA-N butene Natural products CC=CC IAQRGUVFOMOMEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Images
Description
本発明は、炭化水素回収システム及びそれに用いる脱気装置、並びに炭化水素回収方法に関する。 The present invention relates to a hydrocarbon recovery system, a degassing device used therefor, and a hydrocarbon recovery method.
原油や各種石油製品、半製品を槽内に積み込んで運搬するタンカーやタンクローリーは、通常、安全上の対策のため、原油や各種石油製品、半製品を荷揚げした後、窒素や二酸化炭素などを主成分とするガスを導入することによって、槽内の酸素濃度を爆発範囲外となる濃度に調整している。この槽に、再び原油や各種石油製品、半製品を積み込むと、槽内のガスは槽外に排出される。 Tankers and tank trucks that carry crude oil, various petroleum products, and semi-finished products in tanks are usually loaded with crude oil, various petroleum products, semi-finished products, and then mainly nitrogen and carbon dioxide for safety reasons. By introducing gas as a component, the oxygen concentration in the tank is adjusted to a concentration outside the explosion range. When crude oil, various petroleum products, and semi-finished products are loaded into this tank again, the gas in the tank is discharged out of the tank.
このような槽内から排出される排出ガスは、通常、直前に運搬した原油、各種石油製品又は半製品の残存物から発生する炭化水素化合物を通常数%〜数十%(体積基準)含有している。このような排出ガスを大気中に放出すると、大気汚染などの環境問題を引き起こし、また、安全上の問題にもなりうる。また、これらの排出ガスを燃焼させて大気中に排出することは、エネルギー資源の浪費につながるだけでなく、窒素酸化物などの大気汚染物質等の排出を増大させることとなる。 Exhaust gas discharged from such tanks usually contains several percent to several tens percent (volume basis) of hydrocarbon compounds generated from the crude oil, various petroleum products or semi-finished products left immediately before. ing. If such exhaust gas is released into the atmosphere, it may cause environmental problems such as air pollution, and may be a safety problem. Moreover, burning these exhaust gases into the atmosphere not only wastes energy resources, but also increases the emission of air pollutants such as nitrogen oxides.
そこで、炭化水素化合物を含有する排出ガスと吸収用液との接触により炭化水素化合物を回収することが知られており、例えば、排出ガスとタンク内に貯蔵された原油とを接触させることによって、炭化水素化合物を原油中に回収するシステムが提案されている(例えば、特許文献1参照)。
しかしながら、従来の炭化水素化合物の回収システムでは、吸収用液に炭化水素化合物を吸収させた場合、直ぐに飽和に達してしまうため、炭化水素化合物を吸収した回収液を頻繁に新しい吸収用液に交換したり、回収液を別途再処理したりする必要があった。また、特許文献1のように、原油を用いた場合、灯油などに比べて回収率が低いうえに、炭化水素化合物を吸収させた回収液を原油タンクに戻すと、吸収された軽質な炭化水素化合物や無機ガスなどの軽質留分の割合が増加し、原油タンクのブリーザーバルブ等から再蒸発した炭化水素ガスや無機ガスなどの軽質ガスが排出されてしまうことが懸念されていた。 However, in the conventional hydrocarbon compound recovery system, if the hydrocarbon compound is absorbed in the absorption liquid, it immediately reaches saturation, so the recovered liquid that has absorbed the hydrocarbon compound is frequently replaced with a new absorption liquid. Or the collected liquid must be reprocessed separately. Further, as in Patent Document 1, when crude oil is used, the recovery rate is lower than that of kerosene, and when the recovered liquid that has absorbed the hydrocarbon compound is returned to the crude oil tank, the absorbed light hydrocarbons There has been a concern that the proportion of light fractions such as compounds and inorganic gases will increase, and light gases such as hydrocarbon gas and inorganic gas re-evaporated from the breather valve of the crude oil tank will be discharged.
このため、大気中への大気汚染物質の放出量を低減するとともに、運搬用槽内から排出される排出ガスに含まれる炭化水素化合物を高い回収率で容易に回収できる回収システムが求められている。 Therefore, there is a need for a recovery system that can reduce the amount of air pollutants released into the atmosphere and easily recover hydrocarbon compounds contained in exhaust gas discharged from the transport tank at a high recovery rate. .
本発明は、上記事情に鑑みてなされたものであり、炭化水素化合物の回収率の向上を図った炭化水素回収システム、及びそれに用いる脱気装置、並びに炭化水素回収方法を提供することを目的とする。 The present invention has been made in view of the above circumstances, and an object thereof is to provide a hydrocarbon recovery system that improves the recovery rate of hydrocarbon compounds, a degassing device used therefor, and a hydrocarbon recovery method. To do.
上記目的を達成するため、本発明では、運搬用槽からの排出ガスに含まれる炭化水素化合物を回収する炭化水素回収システムであって、排出ガスを加圧して炭化水素化合物を含有する圧縮物を排出する圧縮機と、圧縮物を加圧状態で吸収用炭化水素油と接触させることにより、炭化水素化合物の少なくとも一部を吸収用炭化水素油に吸収させて吸収液を得る吸収装置と、吸収液を減圧して、軽質留分を含む分離ガスと吸収用炭化水素油及び炭化水素化合物の少なくとも一部を含む回収液とに分離する脱気装置と、を備える炭化水素回収システムを提供する。 In order to achieve the above object, the present invention provides a hydrocarbon recovery system for recovering a hydrocarbon compound contained in an exhaust gas from a transport tank, wherein a compressed product containing a hydrocarbon compound by pressurizing the exhaust gas is provided. A compressor for discharging, an absorption device that absorbs at least a part of the hydrocarbon compound in the absorbing hydrocarbon oil by contacting the compressed material with the absorbing hydrocarbon oil in a pressurized state, and an absorption device; There is provided a hydrocarbon recovery system comprising a degassing device for reducing the pressure of the liquid and separating it into a separation gas containing a light fraction and a recovery liquid containing at least part of an absorbing hydrocarbon oil and a hydrocarbon compound.
このような炭化水素回収システムは、排出ガスを圧縮機によって加圧し、得られる圧縮物を加圧状態で吸収用炭化水素油と接触させているため、排出ガスに含まれる炭化水素化合物の吸収用炭化水素油への吸収を促進することができる。このため、十分に高い回収率で炭化水素化合物を回収することができる。また、脱気装置では、炭化水素化合物を吸収した吸収液を減圧することによって、軽質留分を含有する分離ガスと、吸収用炭化水素油及び炭化水素化合物の少なくとも一部を含む回収液とに分離しているため、回収液に含まれる軽質留分を十分に低減することができる。これによって、回収液からの軽質留分の再蒸発を十分に抑制することができる。また、回収液を再び吸収用炭化水素油として利用できるため、容易に炭化水素化合物の回収をすることができる。 In such a hydrocarbon recovery system, the exhaust gas is pressurized by a compressor, and the resulting compressed product is brought into contact with the absorbing hydrocarbon oil in a pressurized state, so that the hydrocarbon compound contained in the exhaust gas is absorbed. Absorption into hydrocarbon oil can be promoted. For this reason, the hydrocarbon compound can be recovered at a sufficiently high recovery rate. Further, in the deaeration device, by reducing the pressure of the absorption liquid that has absorbed the hydrocarbon compound, the separation gas containing the light fraction and the recovery liquid containing at least a part of the hydrocarbon oil for absorption and the hydrocarbon compound are obtained. Since it is separated, the light fraction contained in the recovered liquid can be sufficiently reduced. Thereby, re-evaporation of the light fraction from the recovered liquid can be sufficiently suppressed. Further, since the recovered liquid can be used again as the absorbing hydrocarbon oil, the hydrocarbon compound can be easily recovered.
また、本発明では、原油タンカーに設けられた運搬用槽からの排出ガスに含まれる炭化水素化合物を回収する炭化水素回収システムであって、排出ガスを加圧して炭化水素化合物を含有する圧縮物を排出する圧縮機と、圧縮物を加圧状態で吸収用原油と接触させることにより、炭化水素化合物の少なくとも一部を吸収用原油に吸収させて吸収液を得る吸収装置と、吸収液を減圧して、軽質留分を含む分離ガスと吸収用原油及び炭化水素化合物の少なくとも一部を含む回収液とに分離する脱気装置と、を備える炭化水素回収システムを提供する。 Further, in the present invention, a hydrocarbon recovery system for recovering a hydrocarbon compound contained in an exhaust gas from a transport tank provided in a crude oil tanker, the compressed product containing the hydrocarbon compound by pressurizing the exhaust gas A compressor that discharges the compressed material, and an absorbent device that absorbs at least a part of the hydrocarbon compound into the absorbent crude oil by bringing the compressed product into contact with the absorbent crude oil under pressure. Thus, a hydrocarbon recovery system is provided that includes a separation gas containing a light fraction and a degassing device that separates the recovered crude oil and at least a part of the hydrocarbon compound into a recovered liquid.
このような炭化水素回収システムは、原油タンカーに設けられた運搬用槽内からの排出ガスを圧縮機によって加圧し、得られる圧縮物を加圧状態で吸収用原油と接触させているため、排出ガスに含まれる炭化水素化合物の吸収用原油への吸収を促進することができる。このため、十分に高い回収率で炭化水素化合物を回収することができる。また、脱気装置では、炭化水素化合物を吸収した吸収液を減圧することによって、軽質留分を含有する分離ガスと、吸収用原油及び炭化水素化合物の少なくとも一部を含む回収液とに分離しているため、回収液中の軽質留分を十分に低減することができる。これによって、回収液からの軽質留分の再蒸発を十分に抑制することができる。また、回収液を再び吸収用原油として利用できるため、容易に炭化水素化合物の回収をすることができる。さらに、原油を炭化水素化合物の吸収用液として使用しているため、精製された石油製品又は半製品を容易に手配できない原油備蓄基地や原油中継基地において特に有用である。 In such a hydrocarbon recovery system, the exhaust gas from the transport tank provided in the crude oil tanker is pressurized by a compressor, and the resulting compressed product is brought into contact with the crude oil for absorption in a pressurized state. The absorption of the hydrocarbon compound contained in the gas into the absorbing crude oil can be promoted. For this reason, the hydrocarbon compound can be recovered at a sufficiently high recovery rate. Further, in the deaeration device, the absorption liquid that has absorbed the hydrocarbon compound is depressurized to be separated into a separation gas containing a light fraction and a recovery liquid containing at least a part of the crude oil for absorption and the hydrocarbon compound. Therefore, the light fraction in the recovered liquid can be sufficiently reduced. Thereby, re-evaporation of the light fraction from the recovered liquid can be sufficiently suppressed. Further, since the recovered liquid can be used again as the crude oil for absorption, the hydrocarbon compound can be easily recovered. Furthermore, since crude oil is used as a liquid for absorbing hydrocarbon compounds, it is particularly useful in crude oil storage bases and crude oil relay bases where refined petroleum products or semi-finished products cannot be easily arranged.
また、本発明の炭化水素回収システムは、圧縮機と吸収装置との間に、圧縮物を冷却する冷却器をさらに備えることが好ましい。 Moreover, it is preferable that the hydrocarbon recovery system of the present invention further includes a cooler for cooling the compressed product between the compressor and the absorber.
このような冷却器を備えることによって、圧縮物を冷却して炭化水素化合物をより多く液化させることができる。これによって、より多くの炭化水素化合物が液化炭化水素に吸収されて、炭化水素化合物の回収率を一層向上させることができる。また、炭化水素化合物やその燃焼ガスの大気中への放出量をより十分に低減することができる。 By providing such a cooler, the compressed product can be cooled and more hydrocarbon compounds can be liquefied. As a result, more hydrocarbon compound is absorbed by the liquefied hydrocarbon, and the recovery rate of the hydrocarbon compound can be further improved. In addition, the amount of release of hydrocarbon compounds and their combustion gases into the atmosphere can be more sufficiently reduced.
本発明ではまた、運搬用槽からの排出ガスに含まれる炭化水素化合物を回収する炭化水素回収システムに用いられ、排出ガスの圧縮物を吸収用炭化水素油に吸収させた吸収液を減圧することによって、軽質留分を含む分離ガスと吸収用炭化水素油及び炭化水素化合物の少なくとも一部を含む回収液とに分離する脱気装置であって、吸収液が供給され、分離ガスと回収液とに分離する容器本体を備え、容器本体の内部に、吸収液から分離された回収液を滞留させるトレイと、トレイに滞留する回収液を下方に移送するダウンパイプと、を有する炭化水素回収システム用の脱気装置を提供する。 In the present invention, it is also used in a hydrocarbon recovery system for recovering a hydrocarbon compound contained in an exhaust gas from a transport tank, and depressurizing an absorbing liquid obtained by absorbing a compressed product of the exhaust gas in an absorbing hydrocarbon oil. The degassing device for separating the separation gas containing the light fraction and the recovery liquid containing at least a part of the absorbing hydrocarbon oil and hydrocarbon compound, wherein the absorption liquid is supplied, and the separation gas and the recovery liquid For a hydrocarbon recovery system including a tray for separating the recovered liquid separated from the absorption liquid and a down pipe for transferring the recovered liquid staying in the tray downward. A degassing device is provided.
このような脱気装置は、吸収液を減圧することによって、吸収液から炭化水素化合物や無機ガスなどの軽質留分を分離ガスとして分離しているため、軽質留分が十分に低減された回収液を得ることができる。これによって、回収液からの軽質留分の再蒸発を十分に抑制することができ、十分に高い回収率で炭化水素化合物を回収することができる。また、回収液を再び吸収用炭化水素油として利用できるため、容易に炭化水素化合物の回収をすることができる。さらに、この脱気装置は、トレイとダウンパイプとによって回収液が容器本体内の下方に移送されるため、容器本体内で静電気の発生を抑制することができ、安全性にも優れるものである。 Such a deaerator separates light fractions such as hydrocarbon compounds and inorganic gases from the absorbent as a separation gas by reducing the pressure of the absorbent, so that the light fraction is sufficiently reduced. A liquid can be obtained. As a result, re-evaporation of the light fraction from the recovered liquid can be sufficiently suppressed, and the hydrocarbon compound can be recovered with a sufficiently high recovery rate. Further, since the recovered liquid can be used again as the absorbing hydrocarbon oil, the hydrocarbon compound can be easily recovered. Furthermore, since the recovery liquid is transferred downward in the container body by the tray and the down pipe, this deaeration device can suppress the generation of static electricity in the container body and is excellent in safety. .
本発明ではまた、運搬用槽からの排出ガスに含まれる炭化水素化合物を回収する炭化水素回収方法であって、排出ガスを加圧して炭化水素化合物を含有する圧縮物を排出する圧縮工程と、圧縮物を加圧状態で吸収用炭化水素油と接触させることにより、炭化水素化合物の少なくとも一部を吸収用炭化水素油に吸収させて吸収液を得る吸収工程と、吸収液を減圧して、軽質留分を含む分離ガスと吸収用炭化水素油及び炭化水素化合物の少なくとも一部を含む回収液とに分離する脱気工程と、を備える炭化水素回収方法を提供する。 The present invention is also a hydrocarbon recovery method for recovering a hydrocarbon compound contained in an exhaust gas from a transport tank, wherein the compression step discharges a compressed product containing the hydrocarbon compound by pressurizing the exhaust gas; By bringing the compressed product into contact with the absorbing hydrocarbon oil under pressure, an absorbing step of absorbing at least a part of the hydrocarbon compound into the absorbing hydrocarbon oil to obtain an absorbing liquid, and reducing the absorbing liquid, There is provided a hydrocarbon recovery method comprising a separation gas containing a light fraction and a degassing step of separating into a recovery liquid containing at least a part of an absorbing hydrocarbon oil and a hydrocarbon compound.
このような炭化水素回収方法は、排出ガスを圧縮機で加圧して得られる圧縮物を加圧状態で吸収用炭化水素油と接触させているため、排出ガスに含まれる炭化水素化合物の吸収用炭化水素油への吸収を促進することができる。このため、十分に高い回収率で炭化水素化合物を回収することができる。また、脱気工程では、炭化水素化合物を吸収した吸収液を減圧することによって、軽質留分を含有する分離ガスと、吸収用炭化水素油及び炭化水素化合物の少なくとも一部を含む回収液とに分離しているため、回収液に含まれる軽質留分を十分に低減することができる。これによって、回収液からの軽質留分の再蒸発を十分に抑制することができる。また、回収液を再び吸収工程で吸収用炭化水素油として利用できるため、容易に炭化水素化合物の回収をすることができる。 In such a hydrocarbon recovery method, since the compressed product obtained by pressurizing the exhaust gas with a compressor is brought into contact with the absorbing hydrocarbon oil in a pressurized state, it is used for absorbing hydrocarbon compounds contained in the exhaust gas. Absorption into hydrocarbon oil can be promoted. For this reason, the hydrocarbon compound can be recovered at a sufficiently high recovery rate. In the degassing step, the absorption liquid that has absorbed the hydrocarbon compound is depressurized, whereby a separation gas containing a light fraction and a recovery liquid containing at least a part of the hydrocarbon oil for absorption and the hydrocarbon compound are obtained. Since it is separated, the light fraction contained in the recovered liquid can be sufficiently reduced. Thereby, re-evaporation of the light fraction from the recovered liquid can be sufficiently suppressed. Moreover, since the recovered liquid can be used again as the absorbing hydrocarbon oil in the absorption step, the hydrocarbon compound can be easily recovered.
本発明によれば、炭化水素化合物の回収が容易で且つその回収率が十分に高く、炭化水素化合物やその燃焼ガス、大気汚染物質の大気中への放出量を十分に低減できる炭化水素回収システム、及びそれに用いられる脱気装置、並びに炭化水素回収方法を提供することができる。 According to the present invention, a hydrocarbon recovery system that can easily recover a hydrocarbon compound, has a sufficiently high recovery rate, and can sufficiently reduce the release amount of the hydrocarbon compound, its combustion gas, and air pollutants into the atmosphere. , And a deaeration device used therefor, and a hydrocarbon recovery method can be provided.
以下、場合により図面を参照して、本発明の好適な実施形態について説明する。なお、図面の説明において、同一又は同等の要素には同一符号を用い、重複する説明を省略する。 In the following, preferred embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings as the case may be. In the description of the drawings, the same reference numerals are used for the same or equivalent elements, and duplicate descriptions are omitted.
図1は、本発明の炭化水素回収システムの好適な実施形態を示す概略構成図である。本実施形態に係る炭化水素回収システム100は、運搬用槽10からの排出ガスに含まれる炭化水素化合物を回収するものであり、圧縮機12、吸収塔14、脱気塔16、回収タンク18、燃焼装置20、ボイラー22を備えている。
FIG. 1 is a schematic configuration diagram showing a preferred embodiment of the hydrocarbon recovery system of the present invention. The
運搬用槽10は、原油や各種石油製品、半製品を運搬するタンカーやタンクローリー、タンク車などに設置されている。各種石油製品としては、LPG,ガソリン、灯油、軽油、重油、ナフサ、キシレンやベンゼンなどの化学品等を、半製品としてはこれらの製品のブレンド基材などを例示することができる。
The
上述の原油や各種石油製品、半製品を降ろした後、安全確保のため、運搬用槽10には、窒素等の無機ガスが導入される。例えば酸素濃度を6体積%以下に調整することで、安全性が確保される。無機ガスとしては、窒素、二酸化炭素、低濃度の酸素を含有するボイラー排ガスなどを用いることができる。
After unloading the above-mentioned crude oil, various petroleum products, and semi-finished products, an inorganic gas such as nitrogen is introduced into the
このような無機ガスが封入された運搬用槽10の内部は、運搬した原油や各種石油製品、半製品に由来する炭化水素ガスと、窒素、二酸化炭素、酸素などの無機ガスとを含有するガスによって満たされている。炭化水素ガスとしては、揮発性の炭化水素ガス、例えば炭素数1〜7のガス、より具体的には、メタン、エタン、エチレン、プロパン、プロピレン、ブタン、ブテン、ペンタン、ヘキサンなどを例示することができる。なお、運搬用槽10の温度は常温、圧力は大気圧と同等とすることができる。
The inside of the
圧縮機12としては、通常のガスコンプレッサーを用いることができる。この圧縮機12は、運搬槽10と配管L10で接続されている。配管L10としては、タンカーとコンプレッサーを接続するローディングアーム、通常の配管、及びこれらの組み合わせを用いることができる。
As the
圧縮機12は、運搬用槽10内の排出ガスを吸引して、所定の圧力P1に加圧された圧縮物を排出する。圧力P1としては、100〜1000kPaGが好ましく、200〜500kPaGがより好ましい。圧力P1が100kPaG未満の場合、炭化水素化合物の十分な回収率が得られない傾向があり、1000kPaGを超える場合、耐圧性を確保する観点から、炭化水素回収設備の建設コストが増大する傾向がある。また、圧縮物の温度は0〜50℃とすることができる。この圧縮物は、排出ガスに含まれる炭化水素化合物及び無機ガスなどを含有することができる。なお、圧縮物はガス、液体又はこれらの混合物である。そして、圧縮機12は、配管L12により吸収塔14と接続されている。なお、配管L12としては、通常の配管を用いることができる。
The
吸収塔14は、圧縮機12から配管L12を経由して導入される圧縮物と、回収タンク18から配管L18を経由して導入される吸収用炭化水素油とを気液接触させるものである。これによって、吸収塔14は、圧縮物に含まれる炭化水素化合物の少なくとも一部を吸収用炭化水素油に吸収させた吸収液と、圧縮物から少なくとも一部の炭化水素化合物が除去された未吸収ガスとを排出する。なお、配管L18としては通常の配管を用いることができる。
The
圧縮物と吸収用炭化水素油との接触方法としては、吸収用炭化水素油による炭化水素化合物の吸収量を向上させる観点から、向流接触とすることが好ましい。なお、通常圧縮物には無機ガスが含まれており、大部分の無機ガスは未吸収ガスとして排出されるが、一部の無機ガスは飽和濃度で吸収液に含まれる場合がある。 The contact method between the compressed product and the absorbing hydrocarbon oil is preferably countercurrent contact from the viewpoint of improving the amount of the hydrocarbon compound absorbed by the absorbing hydrocarbon oil. Normally, the compressed product contains an inorganic gas, and most of the inorganic gas is discharged as an unabsorbed gas, but some of the inorganic gas may be contained in the absorbing liquid at a saturated concentration.
吸収用炭化水素油としては、原油、各種石油製品、半製品等、炭化水素化合物を吸収する各種炭化水素油を用いることができるが、本実施形態では、原油を用いている。原油は、入手・調達の容易性、及びエネルギー効率に優れるため、好ましく用いることができる。つまり、原油の輸出基地、備蓄基地、中継基地などでは、石油製品、半製品を手配することが困難であるが、原油は容易に手配することが可能である。また、吸収用炭化水素油は炭化水素化合物を吸収した後、製品化又は半製品化するために精製処理が必要であるが、吸収用炭化水素油として精製された石油製品、半製品を用いると、再び精製処理が必要となるため、エネルギー効率上好ましくない。本実施形態では、吸収用炭化水素油として原油を用いて重複した精製処理を回避しているため、エネルギー効率に優れている。 As the hydrocarbon oil for absorption, various hydrocarbon oils that absorb hydrocarbon compounds, such as crude oil, various petroleum products, semi-finished products, and the like can be used. In this embodiment, crude oil is used. Crude oil can be preferably used because it is easily obtained and procured and has excellent energy efficiency. In other words, it is difficult to arrange petroleum products and semi-finished products at crude oil export bases, stockpiling bases, relay bases, etc., but crude oil can be easily arranged. In addition, the absorbing hydrocarbon oil needs to be refined in order to produce a product or a semi-finished product after absorbing the hydrocarbon compound, but if a refined petroleum product or semi-finished product is used as the absorbing hydrocarbon oil, This is not preferable in terms of energy efficiency because a purification process is required again. In this embodiment, since crude oil is used as the hydrocarbon oil for absorption and the redundant refining process is avoided, the energy efficiency is excellent.
吸収塔14は、その内部に充填物14aを収容している。充填物14aとしては、例えばガラス製、セラミック製又はステンレス製のラシヒリング等を例示することができる。ガラス製又はセラミック製のラシヒリングは、耐腐食性に優れ、ステンレス製のラシヒリングは、破損し難く機械的強度に優れる。吸収塔14の内部に、このような充填物14aを収容することにより、圧縮物と吸収用炭化水素油との接触を効率よく行い、未吸収ガスとして排出される炭化水素化合物を低減することができる。
The
吸収塔14における吸収用炭化水素油と圧縮物との接触時間は、10秒間〜10分間であることが好ましい。接触時間が10秒間未満であると、吸収用炭化水素油による炭化水素化合物の吸収量が低下する傾向がある。一方、接触時間が10分間を越えると、吸収塔14の建設費が上昇する傾向がある。
The contact time between the absorbing hydrocarbon oil and the compressed product in the
気液比(吸収用炭化水素油の15℃での体積/圧縮物の標準状態(0℃、1atm)での体積)は、10〜200L/Nm3であることが好ましく、12〜180L/Nm3であることがより好ましく、15〜150L/Nm3であることが特に好ましい。気液比が10L/Nm3未満であると、吸収用炭化水素油による炭化水素化合物の吸収量が低下する傾向にある。一方、気液比が200L/Nm3を超えると、吸収塔14の建設費が上昇する傾向にある。
The gas-liquid ratio (volume of absorbing hydrocarbon oil at 15 ° C./volume of compressed product in standard state (0 ° C., 1 atm)) is preferably 10 to 200 L / Nm 3 , and 12 to 180 L / Nm. 3 is more preferable, and 15 to 150 L / Nm 3 is particularly preferable. When the gas-liquid ratio is less than 10 L / Nm 3 , the amount of hydrocarbon compound absorbed by the absorbing hydrocarbon oil tends to decrease. On the other hand, when the gas-liquid ratio exceeds 200 L / Nm 3 , the construction cost of the
吸収塔14内の温度は、40℃以下であることが好ましく、38℃以下であることがより好ましく、35℃以下であることが特に好ましい。吸収塔14内の温度が40℃を超えると、吸収用炭化水素油の蒸発量が増加して吸収量が低下する傾向がある。
The temperature in the
吸収塔14内の圧力P2は、圧縮物の圧力P1と同等であることが好ましい。具体的には、圧力P2は100〜1000kPaGであることが好ましく、200〜500kPaGであることがより好ましい。吸収塔14内の圧力P2が100kPaG未満の場合、吸収用炭化水素油による炭化水素化合物の吸収量が低下する傾向があり、1000kPaGを超える場合、耐圧性を確保する観点から、炭化水素回収設備の建設コストが増大する傾向がある。
The pressure P2 in the
吸収塔14の下部は、配管L15により脱気塔16と接続されている。また、吸収塔14の上部は、配管L14により燃焼装置20と接続されている。配管L14,L15としては通常の配管を用いることができる。
The lower part of the
吸収塔14の下部に接続された配管L15により排出される吸収液は、吸収用炭化水素油及び炭化水素化合物の他に、少量の無機ガスを含有していてもよい。吸収塔14の上部に接続された配管L14により排出される未吸収ガスは、無機ガスの他に、メタンやエタンなどの軽質の炭化水素化合物を含有していてもよい。
The absorbing liquid discharged by the pipe L15 connected to the lower portion of the
燃焼装置20は、通常の燃料ガス処理用の燃焼装置を用いることができる。これによって、吸収塔14から配管L14を経由して移送されてくる炭化水素化合物を含有する未吸収ガスを、燃焼して安全に大気中に放出することができる。なお、本実施形態では、未吸収ガスの処理装置として燃焼装置20を用いたが、未吸収ガスは他の方法によって処理することも可能である。例えば、ボイラーや他の装置の加熱炉用の燃料として用いることも可能である。
As the
脱気塔16は、配管L15により吸収装置14と接続されている。吸収装置14下部から排出される吸収液は、配管L15を経由して脱気塔16の導入部16aより導入される。
The
図2は、本発明の脱気塔の好適な実施形態を示す概略断面図である。脱気塔16は、脱気塔16本体の上部にトレイ40と、トレイ40から脱気塔16本体内下方に伸びるダウンパイプ42とを有する。
FIG. 2 is a schematic cross-sectional view showing a preferred embodiment of the deaeration tower of the present invention. The
脱気塔16内の圧力P3は、吸収塔内の圧力P2よりも低くなっている。このため、導入部16aより吸収液を脱気塔16内に導入すると、圧力の低下に伴って吸収液に含まれる軽質な炭化水素化合物や無機ガスなどの軽質留分を分離することができる。すなわち、吸収液は、脱気塔16によって、軽質留分を含む分離ガスと回収液とに分離することができる。
The pressure P3 in the
脱気塔16のトレイ40は、吸収液から軽質な炭化水素化合物及び無機ガス等を分離することにより得られる回収液を一旦滞留させる。これによって、回収液に残存する軽質炭化水素及び無機ガスの含有量を一層低減することができる。また、トレイ40に回収液を一旦滞留させることにより、滞留した回収液をダウンパイプ42によって脱気塔16本体内の下方に移送することができる。
The
ダウンパイプ42によって、下方に移送される回収液は、脱気塔16の下部に一旦滞留させることが好ましい。これによって、ダウンパイプ42の下端の開口部を脱気塔16下部に溜められた回収液中(回収液液面46より下方)に配置することができ、回収液落下に伴う飛沫の発生等による静電気の発生を防止することができる。なお、脱気塔16の下部における回収液の滞留量は、通常のレベルコントロールによって調整することができる。
The recovered liquid transferred downward by the
脱気塔16の塔頂部に接続された配管L16には圧力調整弁44が設けられている。この圧力調整弁44により、脱気塔16内の圧力P3を調整することができる。脱気塔16内の圧力P3としては、−500〜500kPaGとすることが好ましく、0〜300kPaGとすることがより好ましい。脱気塔16内の圧力P3が、0kPaG未満の場合、分離ガス中の炭化水素化合物の濃度が上昇する傾向がある。一方、脱気塔16の圧力P3が500kPaGを超える場合、回収液中の軽質な炭化水素化合物の濃度が上昇し、回収タンク18の圧力が上昇する傾向がある。なお、脱気塔16内の圧力P3を変更することによって、炭化水素化合物の回収率及び分離ガス中の炭化水素ガス濃度を任意に調整することができる。
A
脱気塔16の塔頂部にある排出部16bに接続された配管L16は、配管L20と配管L22に分岐して、それぞれ燃焼装置20とボイラー22とに接続されている(図1)。これによって、軽質な炭化水素化合物や無機ガスなどの軽質留分を含有している分離ガスを処理することができる。燃焼装置20に送られる分離ガスは、燃焼させて大気中に排出され、ボイラー22に送られる分離ガスは、ボイラー22の燃料に用いられる。なお、本実施形態では、分離ガスの処理装置として燃焼装置20及びボイラー22を用いたが、分離ガスは他の方法によって処理してもよい。例えば、他の装置の加熱炉用の燃料として用いることも可能である。
The pipe L16 connected to the
一方、脱気塔16の底部にある排出部16cに接続された配管L17は、回収タンク18に接続されている。配管L16及びL17としては通常の配管を用いることができる。回収タンク18としては、地上に設置される通常の原油タンクを用いることができる。なお、原油タンク以外のタンクとしては、回収システム専用のタンク、石油製品タンク、又は半製品タンクを用いることができる。脱気塔16の下部に溜められた回収液は、配管L17を経由してポンプ等により回収タンク18に送ることができる。本実施形態においては、吸収用炭化水素油の送り元のタンクと回収液の排出先のタンクを同一タンク(回収タンク18)としたが、これらのタンクは別々のものを用いてもよい。
On the other hand, the pipe L17 connected to the
回収タンク18として中東原油が保管されたタンクを用いる場合、その回収タンク18の内圧は原油の蒸気圧により、通常40〜80kPaGである。このような回収タンク18に蒸気圧の高い軽質な炭化水素化合物が多量混入すると、回収タンク18の内圧が上昇し、ブリーザーバルブによって炭化水素ガスが回収タンク18外に排出される場合がある。しかし、本実施形態の炭化水素回収システムによれば、回収液中の軽質な炭化水素化合物の含有量が十分に低減されているため、回収液を導入した後における回収タンク18の内圧の上昇を防止することができる。また、このような回収液は、無機ガスの含有量が十分に低減されたものである。したがって、回収タンク18から吸収塔14に送られる吸収用炭化水素油の吸収性能の低下を十分に抑制することができる。
When a tank storing Middle East crude oil is used as the
なお、上記実施形態に係る炭化水素回収システムによる炭化水素回収方法は、原油タンカーなどに設置された運搬用槽10内からの排出ガスを加圧して炭化水素化合物を含有する圧縮物を排出する圧縮工程と、圧縮物を加圧状態で吸収用炭化水素油と接触させることにより、炭化水素化合物の少なくとも一部を吸収用炭化水素油に吸収させて吸収液を得る吸収工程、並びに吸収液を減圧して、軽質留分を含む分離ガスと、吸収用炭化水素油及び炭化水素化合物の少なくとも一部を含む回収液とに分離する脱気工程とを有する。
Note that the hydrocarbon recovery method using the hydrocarbon recovery system according to the above embodiment compresses exhaust gas from the
圧縮工程では、運搬用槽10内からの排出ガスを所定の圧力P1に加圧して圧縮物を得ることによって、吸収工程において、加圧状態にある圧縮物から炭化水素化合物を容易に吸収用炭化水素油に吸収させることができる。したがって、十分に高い回収率で回収液中に炭化水素化合物を回収することができる。例えば、圧縮機のない炭化水素回収システムによる回収方法に比べて、回収率を10〜30%(標準状態換算)高くすることができる。なお、回収率は、排出ガスに含まれる炭化水素化合物全体に対する、回収液中に回収された該炭化水素化合物の比率として算出することができる。
In the compression process, the exhaust gas from the
脱気工程では、加圧状態にある吸収液を所定の圧力P3に減圧することによって、吸収液を、軽質な炭化水素化合物及び無機ガスなどの軽質留分を含有する分離ガスと、この軽質留分が低減された回収液とに分離することができる。この回収液は、軽質な炭化水素化合物及び無機ガスの含有量が十分に低減されたものであるため、排出先の回収タンク18において軽質な炭化水素化合物の再蒸発を十分に低減することができる。また、この回収液は吸収工程で、十分な吸収効率を有する吸収用炭化水素油として吸収塔14に導入することができる。このように、吸収塔14の吸収用炭化水素油を、連続的に導入することができるので、容易に排出ガス中の炭化水素化合物を回収することができる。
In the degassing step, the absorbing liquid in a pressurized state is reduced to a predetermined pressure P3, so that the absorbing liquid is separated into a separation gas containing a light fraction such as a light hydrocarbon compound and an inorganic gas, and the light fraction. It can be separated into a recovered liquid with a reduced content. Since this recovered liquid has a sufficiently reduced content of light hydrocarbon compound and inorganic gas, it is possible to sufficiently reduce re-evaporation of the light hydrocarbon compound in the
本実施形態における回収液は、吸収工程で用いた吸収用炭化水素油と運搬用槽からの排出ガスに含まれる炭化水素化合物の少なくとも一部とを含有する。したがって、脱気工程によって得られた回収液の量から吸収工程で用いた吸収用炭化水素油の量を減じることによって、回収できた炭化水素化合物の量を測定することができる。 The recovered liquid in the present embodiment contains the absorbing hydrocarbon oil used in the absorption step and at least a part of the hydrocarbon compound contained in the exhaust gas from the transport tank. Therefore, the amount of the recovered hydrocarbon compound can be measured by subtracting the amount of the absorbing hydrocarbon oil used in the absorption step from the amount of the recovered liquid obtained in the deaeration step.
以上、本発明の好適な実施形態について説明したが、本発明は上述の実施形態に何ら限定されるものではない。例えば、圧縮機12と吸収塔14との間に冷却器を設けてもよい。この冷却器によって、加圧された圧縮物が冷却されるため、吸収塔14における吸収用炭化水素油による炭化水素化合物の吸収量を一層向上することができる。なお、冷却器としては、通常の熱交換器を用いることができる。冷却用の媒体としては水やアンモニアを用いることができる。なお、冷却器を設ける場合、冷却器の出口における圧縮物の温度は0〜20℃とすることが好ましい。
The preferred embodiments of the present invention have been described above, but the present invention is not limited to the above-described embodiments. For example, a cooler may be provided between the
以下、実施例により本発明をさらに詳細に説明するが、本発明は以下の実施例に何ら限定されるものではない。 EXAMPLES Hereinafter, although an Example demonstrates this invention further in detail, this invention is not limited to a following example at all.
(実施例1)
図1に示す炭化水素回収システム100によって、炭化水素化合物の回収を行った。具体的には、ボイラー排ガス(窒素、二酸化炭素、酸素の混合ガス)でシールされた原油タンカーの槽内から、炭化水素化合物の回収を行った。なお、本実施例における各ガスの成分分析は、ガスクロマトグラフィーにより行ったものである。
Example 1
The hydrocarbon compound was recovered by the
まず、原油タンカーの槽10に原油供給用のローディングアームと排出ガス排出用のローディングアームとを接続した。次に、原油タンカーの槽10内に原油の積み込みを開始すると同時に、原油タンカーの槽から排出される排出ガスのガス圧縮機12による圧縮を開始した。ガス圧縮機12出口における圧縮ガスの圧力は348kPaGであった。圧縮ガスのガス流量を測定し、ガス圧縮機12出口における圧縮ガスをサンプリングして成分分析を行った。
First, a crude
次に、炭化水素化合物の吸収のため、回収タンク18に保管されている原油(アラビアンライト原油)を吸収塔14に導入した。この原油と圧縮ガスとを吸収塔14で向流接触させて、炭化水素化合物を吸収させた吸収液を得た。吸収塔14の塔頂より排出される未吸収ガスの流量を測定し、未吸収ガスの成分分析を行った。
Next, crude oil (Arabian light crude oil) stored in the
次に、吸収塔14の下部より排出される吸収液を脱気塔16に導入して脱気を行った。脱気塔16の塔頂部の出口圧力は圧力調整弁44(図2)により80kPaGに調整した。これにより、吸収液を原油及び炭化水素化合物の少なくとも一部を含有する回収液と軽質な炭化水素化合物及び無機ガスを含有する分離ガスとに分離した。脱気塔16の塔頂より排出される分離ガスのガス流量を測定し、分離ガスの成分分析を行った。
Next, the absorbing liquid discharged from the lower part of the
圧縮ガス、未吸収ガス、分離ガスの成分分析結果は表1に示す通りであった。なお、圧縮ガスの成分は、槽10からの排出ガスの成分と同一である。各ガスともに、表1に記載された以外の成分として、酸素及び窒素を含んでいる。
The component analysis results of the compressed gas, unabsorbed gas, and separated gas are as shown in Table 1. The component of the compressed gas is the same as the component of the exhaust gas from the
表1に示すとおり、炭化水素ガス流量で比較すると、炭化水素回収システム100により、1554Nm3/hの炭化水素化合物を回収することができた。(回収率:62.9%)また、炭素数1〜3の成分の割合は、圧縮ガスよりも、未吸収ガス及び分離ガスの方が高くなっている。このデータから、より付加価値の高い、炭素数の多い炭化水素化合物(炭素数4以上)を選択的に回収できることが確認された。また、炭化水素化合物の回収を開始してから終了するまでの間、回収タンク18の内圧は約40〜50kPaGで推移した。回収タンク18の大きな圧力上昇は認められなかった。
As shown in Table 1, when compared with the hydrocarbon gas flow rate, the
(実施例2)
脱気塔16の塔頂部の出口圧力を、圧力調整弁44により100kPaGに調整したこと以外は、実施例1と同様にして炭化水素回収システム100による炭化水素化合物の回収を行った。この場合、脱気塔16の塔頂より排出される分離ガスのガス流量が、実施例1よりも15.6%減少して、176Nm3/hとなった。また、炭化水素化合物の回収率は、63.3%であった。また、炭化水素化合物の回収を開始してから終了するまでの間、回収タンク18の内圧は約40〜50kPaGで推移した。回収タンク18の大きな圧力上昇は認められなかった。
(Example 2)
The hydrocarbon compound was recovered by the
10…運搬用槽(槽)、12…圧縮機、14…吸収塔、14a…充填物、16…脱気塔、16a…導入部、16b,16c…排出部、18…回収タンク、20…燃焼装置、22…ボイラー、40…トレイ、42…ダウンパイプ、44…圧力調整弁、46…回収液液面、L10,L12,L14.L15,L16,L17,L18,L20,L22…配管、100…炭化水素回収システム。
DESCRIPTION OF
Claims (8)
前記排出ガスを加圧して前記炭化水素化合物を含有する圧縮物を排出する圧縮機と、
前記圧縮物を加圧状態で吸収用炭化水素油と接触させることにより、前記炭化水素化合物の少なくとも一部を前記吸収用炭化水素油に吸収させて吸収液を得る吸収装置と、
前記吸収液を減圧して、軽質留分を含む分離ガスと前記吸収用炭化水素油及び前記炭化水素化合物の少なくとも一部を含む回収液とに分離する脱気装置と、を備え、
前記脱気装置は、前記吸収液が供給され、前記分離ガスと前記回収液とに分離する容器本体を備えており、前記容器本体の内部に、前記吸収液から分離された前記回収液を滞留させるトレイと、前記トレイに滞留する前記回収液を下方に移送するダウンパイプと、を有する炭化水素回収システム。 A hydrocarbon recovery system for recovering hydrocarbon compounds contained in exhaust gas from a transport tank,
A compressor for pressurizing the exhaust gas and discharging a compressed product containing the hydrocarbon compound;
An absorber that obtains an absorbent by allowing the absorbent hydrocarbon oil to absorb at least a part of the hydrocarbon compound by bringing the compressed product into contact with the absorbent hydrocarbon oil in a pressurized state;
A degassing device that depressurizes the absorption liquid and separates it into a separation gas containing a light fraction and a recovery liquid containing at least a part of the hydrocarbon oil for absorption and the hydrocarbon compound;
The deaerator includes a container body that is supplied with the absorbing liquid and separates into the separation gas and the recovered liquid, and the recovered liquid separated from the absorbing liquid is retained in the container body. And a down pipe for transferring the recovered liquid staying in the tray downward .
前記排出ガスを加圧して前記炭化水素化合物を含有する圧縮物を排出する圧縮機と、
前記圧縮物を加圧状態で吸収用原油と接触させることにより、前記炭化水素化合物の少なくとも一部を前記吸収用原油に吸収させて吸収液を得る吸収装置と、
前記吸収液を減圧して、軽質留分を含む分離ガスと前記吸収用原油及び前記炭化水素化合物の少なくとも一部を含む回収液とに分離する脱気装置と、を備え、
前記脱気装置は、前記吸収液が供給され、前記分離ガスと前記回収液とに分離する容器本体を備えており、前記容器本体の内部に、前記吸収液から分離された前記回収液を滞留させるトレイと、前記トレイに滞留する前記回収液を下方に移送するダウンパイプと、を有する炭化水素回収システム。 A hydrocarbon recovery system for recovering hydrocarbon compounds contained in exhaust gas from a transport tank provided in a crude oil tanker,
A compressor for pressurizing the exhaust gas and discharging a compressed product containing the hydrocarbon compound;
An absorber that obtains an absorbing liquid by allowing at least a part of the hydrocarbon compound to be absorbed in the absorbing crude oil by contacting the compressed product with the absorbing crude oil in a pressurized state;
A degassing device that depressurizes the absorption liquid and separates it into a separation gas containing a light fraction and a recovery liquid containing at least a part of the crude oil for absorption and the hydrocarbon compound;
The deaerator includes a container body that is supplied with the absorbing liquid and separates into the separation gas and the recovered liquid, and the recovered liquid separated from the absorbing liquid is retained in the container body. hydrocarbon recovery system that Yusuke the tray to, and a down pipe for transferring the recovered liquid staying in the tray downwards.
前記吸収液が供給され、前記分離ガスと前記回収液とに分離する容器本体を備え、
前記容器本体の内部に、
前記吸収液から分離された前記回収液を滞留させるトレイと、
前記トレイに滞留する前記回収液を下方に移送するダウンパイプと、
を有する炭化水素回収システム用の脱気装置。 By using a hydrocarbon recovery system that recovers hydrocarbon compounds contained in the exhaust gas from the transport tank and reducing the absorption liquid obtained by absorbing the compressed product of the exhaust gas into the absorbent hydrocarbon oil, A degassing device that separates the separated gas into a separated liquid and the recovered liquid containing at least part of the hydrocarbon oil for absorption and the hydrocarbon compound,
A container body that is supplied with the absorption liquid and separates into the separation gas and the recovered liquid;
Inside the container body,
A tray for retaining the recovered liquid separated from the absorbing liquid;
A down pipe for transferring the recovered liquid staying in the tray downward;
A degassing device for a hydrocarbon recovery system.
前記排出ガスを加圧して前記炭化水素化合物を含有する圧縮物を排出する圧縮工程と、
前記圧縮物を加圧状態で吸収用炭化水素油と接触させることにより、前記炭化水素化合物の少なくとも一部を前記吸収用炭化水素油に吸収させて吸収液を得る吸収工程と、
前記吸収液を減圧して、軽質留分を含む分離ガスと前記吸収用炭化水素油及び前記炭化水素化合物の少なくとも一部を含む回収液とに分離する脱気工程と、
を備え、
前記脱気工程では、脱気装置の容器本体に前記吸収液を供給して、前記容器本体において前記分離ガスと前記回収液とを分離し、前記容器本体の内部に設けられたトレイに、前記吸収液から分離された前記回収液を一旦滞留させ、滞留した前記回収液をダウンパイプで下方に移送する、炭化水素回収方法。 A hydrocarbon recovery method for recovering a hydrocarbon compound contained in an exhaust gas from a transport tank,
A compression step of pressurizing the exhaust gas to discharge a compressed product containing the hydrocarbon compound;
An absorption step of bringing the compressed product into contact with an absorbing hydrocarbon oil under pressure to absorb at least a part of the hydrocarbon compound into the absorbing hydrocarbon oil to obtain an absorbing liquid;
A degassing step of depressurizing the absorption liquid and separating it into a separation gas containing a light fraction and a recovery liquid containing at least a part of the hydrocarbon oil for absorption and the hydrocarbon compound;
With
In the degassing step, the absorbing liquid is supplied to a container main body of a degassing device, the separation gas and the recovered liquid are separated in the container main body, and the tray provided inside the container main body has the A hydrocarbon recovery method in which the recovered liquid separated from the absorbing liquid is temporarily retained, and the retained recovered liquid is transferred downward by a down pipe .
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2007235783A JP5221087B2 (en) | 2007-09-11 | 2007-09-11 | Hydrocarbon recovery system, degassing apparatus used therefor, and hydrocarbon recovery method. |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2007235783A JP5221087B2 (en) | 2007-09-11 | 2007-09-11 | Hydrocarbon recovery system, degassing apparatus used therefor, and hydrocarbon recovery method. |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2009067851A JP2009067851A (en) | 2009-04-02 |
JP5221087B2 true JP5221087B2 (en) | 2013-06-26 |
Family
ID=40604454
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2007235783A Active JP5221087B2 (en) | 2007-09-11 | 2007-09-11 | Hydrocarbon recovery system, degassing apparatus used therefor, and hydrocarbon recovery method. |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP5221087B2 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103952173A (en) * | 2014-05-22 | 2014-07-30 | 青岛科技大学 | Oil gas recovery device |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103965943A (en) * | 2014-05-22 | 2014-08-06 | 青岛科技大学 | Oil gas recovering method |
Family Cites Families (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS5217269A (en) * | 1975-07-31 | 1977-02-09 | Gadelius Kk | Deaeration tower |
JPS58881B2 (en) * | 1979-09-07 | 1983-01-08 | 住友化学工業株式会社 | distillation equipment |
JPS58178097A (en) * | 1982-04-12 | 1983-10-18 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Device for draining/purging liquid/gas remaining in loading arm |
JPS59213797A (en) * | 1983-05-19 | 1984-12-03 | 株式会社岩井 | Continuous deodorizing device for oil and fat |
JP3570186B2 (en) * | 1997-12-16 | 2004-09-29 | 三菱化学株式会社 | Absorption method of organic vapor by solvent which is easily charged |
JP5364229B2 (en) * | 2005-09-30 | 2013-12-11 | Jx日鉱日石エネルギー株式会社 | Recovery method of volatile organic compound and recovery system of volatile organic compound |
JP2007175594A (en) * | 2005-12-27 | 2007-07-12 | Ishikawajima Plant Construction Co Ltd | Facility for recovering gas emitted to atmospheric air and removing malodorous component |
JP4947594B2 (en) * | 2007-09-06 | 2012-06-06 | Jx日鉱日石エネルギー株式会社 | Pier equipment and hydrocarbon recovery system |
-
2007
- 2007-09-11 JP JP2007235783A patent/JP5221087B2/en active Active
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103952173A (en) * | 2014-05-22 | 2014-07-30 | 青岛科技大学 | Oil gas recovery device |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP2009067851A (en) | 2009-04-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20140116069A1 (en) | Methods and systems for storing and transporting gases | |
KR101730209B1 (en) | Handling hydrocarbon cargoes | |
US5377723A (en) | Method and apparatus for venting a storage vessel | |
KR102442559B1 (en) | Recovery of Volatile Organic Compounds System and Method for a Tanker | |
JPH06506900A (en) | Gasoline vapor recovery | |
US5524456A (en) | Pressure tank recycle system | |
KR20180087367A (en) | How to use VOS as an oil tank blanket gas | |
KR20130038986A (en) | Vopor recovery unit for ship | |
WO2013162965A1 (en) | Handling liquid hydrocarbon | |
CN107413173B (en) | Efficient organic waste gas recovery treatment method and complete device | |
JP5364229B2 (en) | Recovery method of volatile organic compound and recovery system of volatile organic compound | |
JP5221087B2 (en) | Hydrocarbon recovery system, degassing apparatus used therefor, and hydrocarbon recovery method. | |
JP2008201890A (en) | Mixed gas feeder, calorific value regulation apparatus, and calorific value regulation method in mixed gas feeder | |
KR101265902B1 (en) | Ship’s Vapor Recovery Unit | |
EP1373062B1 (en) | A method and a device for loading petroleum | |
JP4947594B2 (en) | Pier equipment and hydrocarbon recovery system | |
CN112807940A (en) | Method for treating VOCs waste gas containing light alkane | |
FR3038906B1 (en) | PROCESS FOR TREATING A HYDROCARBONATED LOAD CONTAINING HYDROGEN AND HYDROCARBONS | |
CN111644015B (en) | Oil gas recovery system for realizing nitrogen multiplexing | |
FR3038907A1 (en) | PROCESS FOR TREATING A HYDROCARBONATED LOAD COMPRISING HYDROGEN AND C1-C4 HYDROCARBONS | |
JP5686989B2 (en) | Production of liquefied natural gas for automobiles | |
WO2022170252A1 (en) | System and method for oil production equipment that minimizes total emissions | |
NO332911B1 (en) | Method and apparatus for handling HC gas | |
CN106310697A (en) | Novel integrated oil and gas deep recovery and emission control device | |
US9427693B1 (en) | Process for vapor emission control |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20091023 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20120306 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20120313 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20120511 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20130219 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20130307 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20160315 Year of fee payment: 3 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 Ref document number: 5221087 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
S531 | Written request for registration of change of domicile |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313531 |
|
S533 | Written request for registration of change of name |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
S533 | Written request for registration of change of name |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
S533 | Written request for registration of change of name |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
S533 | Written request for registration of change of name |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
S533 | Written request for registration of change of name |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |