RU2088298C1 - Method of stripping hydrocarbon vapors - Google Patents
Method of stripping hydrocarbon vapors Download PDFInfo
- Publication number
- RU2088298C1 RU2088298C1 RU95104270A RU95104270A RU2088298C1 RU 2088298 C1 RU2088298 C1 RU 2088298C1 RU 95104270 A RU95104270 A RU 95104270A RU 95104270 A RU95104270 A RU 95104270A RU 2088298 C1 RU2088298 C1 RU 2088298C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- air
- kerosene
- hydrocarbon vapors
- mixture
- vapor
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при переработке нефти, распределении, хранении и транспорте нефтепродуктов и других испаряющихся углеводородных жидкостей. The invention relates to the oil industry and can be used in oil refining, distribution, storage and transportation of petroleum products and other volatile hydrocarbon liquids.
Известен способ отбензинивания паров нефти (Умергалина Т.Г. Хафизова А. Р. и др. Технология улавливания низкокипящих бензиновых фракций из резервуаров, журнал Нефтяное хозяйство N 10, 1989, с.6-9). A known method of topping oil vapor (Umergalina T.G. Hafizova A.R. and others. Technology for collecting low-boiling gasoline fractions from tanks, journal Oil economy N 10, 1989, p.6-9).
Способ предусматривает отбор газовой смеси из парового пространства резервуаров, смешение газовой смеси с частью товарной нефти в трубопроводе, охлаждение в холодильнике и разделение смеси на газовую и жидкую фазы. The method involves the selection of the gas mixture from the vapor space of the tanks, mixing the gas mixture with part of the oil in the pipeline, cooling in the refrigerator and separating the mixture into gas and liquid phases.
Недостатки способа:
значительные потери легких фракций, отбираемых из резервуаров, при их последующем транспортировании по газопроводам;
большие вредные выбросы в атмосферу и их отрицательное воздействие на окружающую среду.The disadvantages of the method:
significant losses of light fractions taken from the tanks during their subsequent transportation through gas pipelines;
large harmful emissions into the atmosphere and their negative impact on the environment.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ улавливания паров углеводородов, включающий отбор паровоздушной смеси из грузовых отсеков танкера, охлаждение захоложенным керосином и разделение смеси на газовую и жидкую фазы (R.Bennet Recovery of hydrocarbon vapours from crude oil // Petroleum Review. 1993, v.47, N 554 p.134-135). Closest to the technical nature of the proposed is a method of trapping hydrocarbon vapors, including the selection of the vapor-air mixture from the cargo compartments of the tanker, cooling with refrigerated kerosene and separation of the mixture into gas and liquid phases (R. Bennet Recovery of hydrocarbon vapours from crude oil // Petroleum Review. 1993 , v. 47, N 554 p. 134-135).
К недостаткам известного способа следует отнести значительные энергетические затраты, связанные с необходимостью охлаждения абсорбента-керосина и с работой насоса для его перекачки, а также высокую металлоемкость, обусловленную использованием мощной холодильной техники и оборудования для перекачки абсорбента. Поступающая на обработку паровоздушная смесь представляет собой смесь паров углеводородов и воздуха, причем содержание воздуха может колебаться в широких пределах (например, для смеси с парами бензина от 30 до 95 об.). The disadvantages of this method include significant energy costs associated with the need to cool the absorbent kerosene and the pump to pump it, as well as the high metal consumption due to the use of powerful refrigeration equipment and equipment for pumping the absorbent. The steam-air mixture arriving for processing is a mixture of hydrocarbon vapors and air, and the air content can vary widely (for example, for a mixture with gasoline vapors from 30 to 95 vol.).
Наличие воздуха в составе паровоздушной смеси играет роль ненужного балласта. Вследствие этого, для достижения необходимой степени отбензинивания паров углеводородов из паровоздушной смеси, требуется увеличение удельного расхода захоложенного абсорбента, что ведет к росту энергетических затрат на его охлаждение и перекачку. Кроме того, увеличение удельного расхода абсорбента требует использования более мощной холодильной техники и оборудования для перекачки абсорбента, что повышает их металлоемкость. The presence of air in the composition of the vapor-air mixture plays the role of unnecessary ballast. As a result of this, in order to achieve the required degree of stripping of hydrocarbon vapors from the vapor-air mixture, an increase in the specific consumption of the refrigerated absorbent is required, which leads to an increase in energy costs for its cooling and pumping. In addition, increasing the specific consumption of absorbent material requires the use of more powerful refrigeration equipment and equipment for pumping absorbent material, which increases their metal consumption.
Цель предлагаемого способа снижение энергетических затрат на охлаждение и перекачку абсорбента, уменьшение металлоемкости за счет сокращения количества абсорбента, необходимого для обработки паровоздушной смеси, без ухудшения качества очистки паров от углеводородов. The purpose of the proposed method is to reduce the energy costs for cooling and pumping the absorbent, reducing the metal consumption by reducing the amount of absorbent needed to process the vapor-air mixture, without compromising the quality of the vapor treatment from hydrocarbons.
Указанная цель достигается описываемым способом отбензинивания углеводородных паров, включающим отбор, охлаждение и разделение паровоздушной смеси на газовую и жидкую фазы. This goal is achieved by the described method of stripping hydrocarbon vapors, including the selection, cooling and separation of the vapor-air mixture into gas and liquid phases.
Новым является то, что паровоздушную смесь после отбора разделяют на воздух и пары углеводородов, после чего отделившиеся пары углеводородов подвергают охлаждению и разделению на газовую и жидкую фазы, а воздух выводят из процесса. What is new is that the steam-air mixture after separation is separated into air and hydrocarbon vapors, after which the separated hydrocarbon vapors are cooled and separated into gas and liquid phases, and air is removed from the process.
На чертеже изображена принципиальная технологическая схема осуществления предлагаемого способа. The drawing shows a schematic flow diagram of the implementation of the proposed method.
Она содержит подводящий трубопровод 1, мембранный блок 2 с линией отвода воздуха 3 и линией отвода газа 4, абсорбер 5 со свечей рассеивания 6, емкость для захоложенного керосина 7, холодильник 8, емкость для отработанного керосина 9, десорбер 10 с встроенным нагревателем 11, реабсорбер 12 и резервуар 13. It contains a supply pipe 1, a membrane unit 2 with an
Способ осуществляется следующим образом. The method is as follows.
Паровоздушная смесь (смесь паров углеводородов с воздухом) поступает (например, из газоуравнительной системы резервуарного парка хранения нефтепродуктов или от систем налива) по подводящему трубопроводу 1 в мембранный блок 2, где происходит разделение паровоздушной смеси на два потока: воздушный и паров углеводородов. The vapor-air mixture (a mixture of hydrocarbon vapors with air) is supplied (for example, from the gas equalization system of the tank storage tank for oil products or from loading systems) through the supply pipe 1 to the membrane unit 2, where the vapor-air mixture is divided into two streams: air and hydrocarbon vapors.
Исследованиями установлено, что оптимальный объем отбора воздуха из поступающей паровоздушной смеси лежит в пределах 0,7-0,9 от потенциала. Отбор воздуха менее этого значения приводит к повышенному расходу абсорбента-керосина для обработки паровоздушной смеси, что влечет за собой возрастание энергетических затрат на охлаждение, перекачку и регенерацию абсорбента-керосина. При более качественном разделении смеси (более указанной величины), необходимо предъявлять повышенные требования к изготовлению мембранного блока, что приведет к резкому увеличению его габаритных размеров и возрастанию капитальных затрат. Studies have established that the optimal amount of air sampling from the incoming steam-air mixture lies in the range of 0.7-0.9 of the potential. Taking air below this value leads to an increased consumption of kerosene absorbent for treating the vapor-air mixture, which entails an increase in energy costs for cooling, pumping and regenerating absorbent kerosene. With a better separation of the mixture (more than the specified value), it is necessary to make increased demands on the manufacture of the membrane unit, which will lead to a sharp increase in its overall dimensions and an increase in capital costs.
Воздушный поток по линии 3 отводят на свечу рассеивания 6, а пары углеводородов по линии 4 подают в нижнюю часть абсорбера 5, в верхнюю часть которого поступает захоложенный керосин из емкости 7, охлаждаемый с помощью холодильника 8. В абсорбере 5 происходит смешение паров углеводородов с охлажденным керосином, после чего керосин, насыщенный уловленными парами углеводородов, поступает в емкость для отработанного керосина 9, а незначительная часть неуловленных паров углеводородов с остатками воздуха выбрасывается через свечу рассеивания 6 в атмосферу. Из емкости 9 керосин, насыщенный уловленными парами углеводородов подают в верхнюю часть десорбера 10, в котором происходит разделение уловленных паров углеводородов от керосина при помощи нагрева, очищенный керосин при этом возвращается в емкость 7 для охлаждения, хранения и повторного использования в новом цикле, а регенерированные пары углеводородов направляются в реабсорбер 12, где они растворяются в циркулирующем потоке нефтепродукта (бензина), поступающем из резервуара 13 и вновь возвращаемым в него. The air flow through
Использование предварительного разделения паровоздушной смеси на воздух и пары углеводородов и охлаждение последних позволяет сократить необходимый расход абсорбента-керосина для обработки паров (при неизменной степени извлечения углеводородов из смеси) и, следовательно, избежать дополнительных энергетических затрат на охлаждение, перекачку и регенерацию абсорбента-керосина, а также снизить металлоемкость за счет использования холодильной техники и оборудования для перекачки меньшей мощности. The use of preliminary separation of the air-vapor mixture into air and hydrocarbon vapors and cooling of the latter reduces the required consumption of absorbent kerosene for processing vapors (with a constant degree of extraction of hydrocarbons from the mixture) and, therefore, avoids additional energy costs for cooling, pumping and regeneration of absorbent kerosene, and also reduce metal consumption through the use of refrigeration and equipment for pumping less power.
При заполнении резервуаров, в которых находился бензин марки А-76, паровоздушная смесь из парового пространства резервуаров, содержащая углеводороды в количестве 48% объемных, с расходом 500 м3/ч и при избыточном давлении 70 Па, вытеснялась в газоуравнительную систему и далее по подводящему трубопроводу 1 поступала на начало процесса в мембранный блок 2. В мембранном блоке 2 паровоздушная смесь разделялась на воздух и пары углеводородов. Отделенный воздух в количестве 0,7 от потенциала (182 м3/ч) направляется на свечу рассеивания 6. Пары углеводородов в смеси с остатками воздуха в количестве 318 м3/ч поступали в абсорбер 5, в который подавали охлажденный2 до минус 10oC керосин в количестве 6,5 м3/ч. Пары углеводородов в режиме противотока смешивались в абсорбере 5 с охлажденным керосином, затем незначительная часть неуловленных углеводородов с остатками воздуха в количестве 114 м3/ч удалялись из процесса через свечу рассеивания 6, а керосин, насыщенный уловленными парами углеводородов в количестве 7,23 м3/ч поступал в емкость для отработанного керосина 9, где собирался и выравнивался по концентрации и далее его в виде однородного потока направляли в десорбер 10, в котором при нагреве до +140oC уловленные пары углеводородов отделялись от керосина, после чего керосин возвращали для повторного использования, а регенерированные пары углеводородов в количестве 204 м3/ч поступали в реабсорбер 12, где они смешивались в циркулирующем потоке бензина, подаваемого из резервуара 13 в количестве 10 м3/ч.When filling tanks containing A-76 gasoline, the steam-air mixture from the tank’s vapor space containing hydrocarbons in an amount of 48% by volume, with a flow rate of 500 m 3 / h and at an overpressure of 70 Pa was displaced into the gas equalization system and then through the supply pipeline 1 entered the membrane block 2 at the beginning of the process. In the membrane block 2, the vapor-air mixture was separated into air and hydrocarbon vapors. Separated air in an amount of 0.7 from the potential (182 m 3 / h) is sent to a scattering candle 6. Vapors of hydrocarbons mixed with air residues in an amount of 318 m 3 / h are fed into the absorber 5, into which cooled2 is supplied to minus 10 o C kerosene in an amount of 6.5 m 3 / h. In countercurrent mode, hydrocarbon vapors were mixed in the absorber 5 with chilled kerosene, then a small portion of unsaturated hydrocarbons with air residues in an amount of 114 m 3 / h were removed from the process through a dispersion candle 6, and kerosene saturated with trapped hydrocarbon vapors in an amount of 7.23 m 3 / h fed to the vessel for spent kerosene 9 where collected and flattened on its concentration and further a uniform flow fed to the desorber 10, wherein when heated to +140 o C trapped hydrocarbon vapors separated from erosina then kerosene returned for reuse and the regenerated hydrocarbon vapors in an amount of 204 m 3 / h flows into reabsorber 12 where they are mixed in the recycle gasoline stream supplied from the tank 13 in an amount of 10 m 3 / h.
Результаты, полученные при испытании известного и предлагаемого способов, приведены в таблице. The results obtained by testing the known and proposed methods are shown in the table.
Из таблицы следует, что при одинаковой степени извлечения углеводородов (85% ): количество абсорбента-керосина, необходимое для обработки паров снижается с 8,0 м3/ч (известный способ) до 6,5 м3/ч (предлагаемый способ); энергетические затраты на охлаждение абсорбента-керосина в предлагаемом способе меньше, чем в известном (21,6 против 27,0 кВт/ч); энергетические затраты на перекачку и регенерацию абсорбента-керосина также меньше (3,3 против 4,0 кВт/ч и 15,4 против 19,0 кВт/ч соответственно); суммарные энергетические затраты на охлаждение, перекачку и регенерацию абсорбента-керосина в предлагаемом способе меньш8е, чем в известном (40,6 против 50,0 кВт/ч).From the table it follows that with the same degree of hydrocarbon recovery (85%): the amount of absorbent kerosene needed to treat the vapor is reduced from 8.0 m 3 / h (known method) to 6.5 m 3 / h (proposed method); energy costs for cooling absorbent kerosene in the proposed method is less than in the known (21.6 versus 27.0 kW / h); energy costs for pumping and regenerating absorbent kerosene are also less (3.3 versus 4.0 kW / h and 15.4 versus 19.0 kW / h, respectively); the total energy costs for cooling, pumping and regeneration of absorbent kerosene in the proposed method is less than 8e than in the known (40.6 versus 50.0 kW / h).
Кроме того, в результате уменьшения количества абсорбента-керосина, необходимого для обработки паров, и с учетом дополнительных капитальных вложений, связанных с введением мембранного блока, металлоемкость снижается в предлагаемом способе по сравнению с известным на 12 15% в зависимости от типа применяемой установки улавливания паров углеводородов. In addition, as a result of a decrease in the amount of absorbent kerosene necessary for treating the vapors, and taking into account additional capital investments associated with the introduction of the membrane block, the metal consumption in the proposed method is reduced by 12–15% compared to the known method, depending on the type of vapor recovery unit used hydrocarbons.
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа отбензинивания углеводородных паров складывается за счет сокращения энергетических затрат и снижения металлоемкости. The technical and economic effectiveness of the proposed method of stripping hydrocarbon vapors is due to the reduction of energy costs and metal consumption.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU95104270A RU2088298C1 (en) | 1995-03-23 | 1995-03-23 | Method of stripping hydrocarbon vapors |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU95104270A RU2088298C1 (en) | 1995-03-23 | 1995-03-23 | Method of stripping hydrocarbon vapors |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU95104270A RU95104270A (en) | 1996-12-27 |
RU2088298C1 true RU2088298C1 (en) | 1997-08-27 |
Family
ID=20165953
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU95104270A RU2088298C1 (en) | 1995-03-23 | 1995-03-23 | Method of stripping hydrocarbon vapors |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2088298C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
MD2074G2 (en) * | 2000-12-29 | 2003-06-30 | Юрий НИКИТИН | Process and installation for catching of fuel vapours at the petrol-filling stations, condenser of the fuel vapours, used in the said installation |
-
1995
- 1995-03-23 RU RU95104270A patent/RU2088298C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Bennet R. Recovery of hydrocarbon vapours fr om crude oil. Petroleum Review. - 1993, v. 47, N 554. p. 134 - 135. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
MD2074G2 (en) * | 2000-12-29 | 2003-06-30 | Юрий НИКИТИН | Process and installation for catching of fuel vapours at the petrol-filling stations, condenser of the fuel vapours, used in the said installation |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU95104270A (en) | 1996-12-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7749377B2 (en) | Methods of denitrogenating diesel fuel | |
US2765872A (en) | Method for the recovery of hydrocarbon vapors | |
US5286380A (en) | Apparatus for contaminated oil reclamation | |
US2356407A (en) | System for forming and storing hydrocarbon hydrates | |
US4180457A (en) | Process for desalting and dehydration of crude oil including hot water washing and gas stripping | |
US2238201A (en) | Purification of hydrocarbon liquids | |
IE58444B1 (en) | Process for re-refining spent lubeoils | |
US5202032A (en) | Method of removing and recovering hydrocarbons from hydrocarbon/water mixtures | |
US2375560A (en) | Treatment of gases | |
RU2088298C1 (en) | Method of stripping hydrocarbon vapors | |
BG64486B1 (en) | Method and plant for lubricating oil recycling | |
US2457975A (en) | Removing mercaptans | |
US1898168A (en) | Process for safely distilling and decolorizing mineral oils | |
US1891402A (en) | Method of treating oils | |
US1823185A (en) | Process of purifying used crank case oil | |
CN110484346B (en) | Based on supercritical CO2Method for regenerating used lubricating oil | |
US2039904A (en) | Refining of mineral oil distillates | |
US3831346A (en) | Method for dehydration of wet gases | |
RU2106903C1 (en) | Plant for oil product vapor recovery | |
US2014556A (en) | Method and apparatus for treating acid sludge | |
US2944002A (en) | Removal of non-volatile components from a catalytic cracking feed using a reject cracking catalyst | |
RU2087178C1 (en) | Method and installation for vacuum distillation of multicomponent predominantly hydrocarbon liquid mixture | |
US2050772A (en) | Process of refining mineral oil | |
CN211412089U (en) | Chemical industry acid waste water's processing apparatus | |
US2052812A (en) | Process of refining oil |