專利名稱：一種氣提法從原油中脫除硫的方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明涉及一種含硫原油的脫硫、除硫的方法，特別是涉及一種用氣提法從原油中脫硫，除硫的方法。
背景技術(shù)：
目前，世界上含硫原油的產(chǎn)量已占世界原油總產(chǎn)量的75%以上，其中硫含量在1%以上的原油占世界原油總產(chǎn)量的55%以上。硫含量在2%以上的原油占30%以上。按各地區(qū)原油產(chǎn)量從高到低的順序排列，依次為中東、中南美洲、北美、前蘇聯(lián)、亞太、非洲和歐洲，它們分別占世界總產(chǎn)量的28. 5%、14. 4%、13. 7%、12. 9%、10. 7%、10. 6%和9. 2%。而石油資源最多的中東和拉丁美洲的實驗幾乎全是含硫在1%以上的含硫和高硫原油。因此加工含硫和高硫原油已成為各煉油廠的首要任務(wù)。
原油硫含量增加為煉油工業(yè)帶來一系列的問題，對煉油企業(yè)的加工工藝、安全環(huán)保等方面提出了新的要求。硫的危害主要可歸納為以下幾點(I)對煉油設(shè)備的腐蝕根據(jù)發(fā)達(dá)國家的不完全統(tǒng)計，用于防腐蝕的費用占國民經(jīng)濟(jì)總產(chǎn)值的2%-4. 2%。比如日本煉油廠每年的檢修費用約有60%是為了應(yīng)對設(shè)備的腐蝕、造成煉油廠設(shè)備腐蝕的主要原因是石油中的非烴雜質(zhì)，其中以硫腐蝕最為嚴(yán)重，其重要的腐蝕形態(tài)是硫化氫腐蝕。硫化氫是一種最活潑的硫化物，它在常減壓、催化裂化和加氫精制等裝置上的腐蝕現(xiàn)象極為明顯。其它硫化物如脂肪族硫化物一般比雜環(huán)硫化物活性強(qiáng)，其中叔硫醇比仲硫醇的腐蝕性大，但它們都不如硫化氫的腐蝕性強(qiáng)。另外硫化氫腐蝕與原油中的硫含量有密切關(guān)系，不管塔頂頂部、氣相、液相，還是塔底部，其最大腐蝕度均與原油中的硫含量接近正比關(guān)系。(2)對環(huán)境的影響石油產(chǎn)品中的硫燃燒時產(chǎn)生的二氧化硫危害極大。燃油中的硫在高溫燃燒時生產(chǎn)硫的氧化物，不僅腐蝕損壞發(fā)動機(jī)部件，而且排放到空氣中還會形成酸雨，破壞生態(tài)環(huán)境。此外，硫還會使機(jī)動車尾氣處理催化劑中毒，降低其催化活性，增加NOx和顆粒污染物的排放，加重對環(huán)境的污染。目前歐美限制燃油硫含量在15-50 u g/g或更低。為增強(qiáng)石油加工企業(yè)的競爭力，生產(chǎn)低硫石油產(chǎn)品，以減少有害物質(zhì)的排放已成為當(dāng)今煉油業(yè)發(fā)展的主題。目前國內(nèi)外還常利用一些脫硫劑來降低原油中的硫含量(如林志平等的CN1526795/2004,王睿等的 CN102146296A/2011,吳永濤等的 CN101486925/2009),但對于處理量大，含硫量高的原油，脫硫劑的消耗量比較大，運行成本高，而且可能改變原油物性，對原油后續(xù)加工生產(chǎn)裝置可能造成一定影響。目前一些油田也嘗試在油氣分離和原油穩(wěn)定的過程把硫化氫等脫除，常用的方法有多級分離方法(如Duraiswamy等的US7452404/2006 )、氣提油氣分離方法(如Mock等的US7678263/2006 )、負(fù)壓閃蒸方法(Koseoglu等的US 2010147647/2010)，相對于多級分離方法和負(fù)壓閃蒸方法，氣提法是近年來才開始逐漸在油氣分離中得到應(yīng)用。

發(fā)明內(nèi)容
本發(fā)明所要解決的技術(shù)問題是提供一種經(jīng)濟(jì)有效的氣提法從原油中脫除硫的方法。本發(fā)明解決上述技術(shù)問題的技術(shù)方案如下一種氣提法從原油中脫除硫的方法，包括以下步驟I)將含硫原油010首先經(jīng)第一換熱器進(jìn)行加熱升溫，得到升溫后的含硫原油011，升溫后的含硫原油011再經(jīng)過第二換熱器進(jìn)行再次加熱升溫以補充熱量，得到含硫原油012 ；2)將氣提氣GlO送入第三換熱器進(jìn)行升溫，得到升溫后的氣提氣G11，升溫后的氣提氣Gll再經(jīng)第四換熱器進(jìn)行再次升溫以補充熱量，得到氣提氣G12 ；3)步驟I)中的含硫原油012從氣提塔的頂部進(jìn)入氣提塔并向下流動，步驟2)中氣提氣G12從氣提塔的底部進(jìn)入氣提塔并向上流動，含硫原油012在向下流動過程中與向上流動的氣提氣G12在氣提塔的塔板上逆流接觸，通過氣液分離作用，分別得到含硫氣提氣G13及低硫原油013 ；4)將步驟3)中得到的含硫氣提氣G13從塔頂排出，然后再進(jìn)入第三換熱器進(jìn)行冷卻，得到含硫氣提氣G14 ；5)步驟3)中得到的低硫原油013從塔底排出，然后再進(jìn)入第一換熱器進(jìn)行冷卻，得到低硫原油014。氣提法相當(dāng)于減壓蒸餾，由于加入的氣提氣在氣相中的含硫組分分壓很低，在總壓不變的情況下等效于降低了氣相中含硫組分的分壓，有利于含硫組分從液相向氣相的傳質(zhì)。原油氣提脫硫工藝的特點是隨著溫度的升高，含硫組分在原油中的溶解量減少。脫硫程度主要取決于氣液平衡，只要氣相中被脫出的含硫組分分壓小于液相平衡時該組分分壓時，脫出過程就會進(jìn)行。因此，要達(dá)到所要求的脫硫標(biāo)準(zhǔn)，一般需要較高的操作溫度，以及較大的氣提氣流量。用上述本發(fā)明技術(shù)方案，原油加熱升溫除與塔底排出的降低了硫含量的原油換熱夕卜，不足部分通過補充換熱實現(xiàn)；氣提氣加熱升溫除與從塔頂排出的含硫氣提氣體換熱外，不足部分通過補充換熱實現(xiàn)。由于熱能的充分利用，以期達(dá)到節(jié)能的目的。本發(fā)明的有益效果是用氣提法脫除原油中的硫組分，具有以下效果(I)有效降低原油中輕組分，包括含硫組分，蒸汽分壓，促使原油中輕組分的氣化及分離；(2)氣提氣在塔內(nèi)自下而上運動，對已分離的輕組分，包括含硫組分，起到一定程度的攜帶作用，利于輕組分的脫出。另外，氣提氣和含硫原油采用了熱耦合技術(shù)預(yù)熱，使脫硫過程能耗明顯降低。氣提氣預(yù)熱后從氣提塔底部進(jìn)入，含硫原油預(yù)熱后從塔頂輸入，通過氣提塔內(nèi)的氣液分離作用，使原油中的硫化氫等含硫組分隨氣提氣體不斷從塔頂排出，降低了硫含量的原油從塔底不斷排出。 在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，本發(fā)明還可以做如下改進(jìn)。進(jìn)一步，在步驟4)中，還包括以下步驟將含硫氣提氣G14進(jìn)行再生，排出含硫氣提氣G14中的硫組分，使再生氣提氣循環(huán)使用。本發(fā)明解決上述技術(shù)問題的另一技術(shù)方案如下一種氣提法從原油中脫除硫的方法，包括以下步驟I)將含硫原油010送入第二換熱器進(jìn)行加熱升溫，得到含硫原油012 ；2)將氣提氣GlO送入第三換熱器進(jìn)行升溫，得到升溫后的氣提氣G11，升溫后的氣提氣Gll再經(jīng)第四換熱器進(jìn)行再次升溫以補充熱量，得到氣提氣G12 ；3)步驟I)中的含硫原油012從氣提塔的頂部進(jìn)入氣提塔并向下流動，步驟2)中氣提氣G12從氣提塔的底部進(jìn)入氣提塔并向上流動，含硫原油012在向下流動過程中與向上流動的氣提氣G12在氣提塔的塔板上逆流接觸，通過氣液分離作用，分別得到含硫氣提 氣G13及低硫原油013，所述低硫原油013從塔底排出；4)步驟3)中得到的含硫氣提氣G13從塔頂排出，然后再進(jìn)入第三換熱器進(jìn)行冷卻，得到含硫氣提氣G14。用上述本發(fā)明技術(shù)方案，原油通過獨立換熱器加熱到指定氣提溫度，降低了硫含量的原油送下單元操作；氣提氣加熱升溫除與從塔頂排出的含硫氣提氣體換熱外，不足部分通過補充換熱實現(xiàn)。由于熱能的充分利用，以期達(dá)到節(jié)能的目的。進(jìn)一步，在步驟4)中，還包括以下步驟將含硫氣提氣G14進(jìn)行再生，排出含硫氣提氣G14中的硫組分，使再生氣提氣循環(huán)使用。本發(fā)明解決上述技術(shù)問題的另一技術(shù)方案如下一種氣提法從原油中脫除硫的方法，包括以下步驟I)將含硫原油010首先經(jīng)第三換熱器進(jìn)行加熱升溫，得到升溫后的含硫原油011，升溫后的含硫原油011再經(jīng)過第二換熱器進(jìn)行再次加熱升溫以補充熱量，得到含硫原油012 ；2)將氣提氣GlO送入第四換熱器進(jìn)行升溫，得到氣提氣G12 ；3)步驟I)中的含硫原油012從氣提塔的頂部進(jìn)入氣提塔并向下流動，步驟2)中氣提氣G12從氣提塔的底部進(jìn)入氣提塔并向上流動，含硫原油012在向下流動過程中與向上流動的氣提氣G12在氣提塔的塔板上逆流接觸，通過氣液分離作用，分別得到含硫氣提氣G13及低硫原油013，所述低硫原油013從塔底排出；4)將步驟3)中得到的含硫氣提氣G13從塔頂排出，然后再進(jìn)入第三換熱器進(jìn)行冷卻，得到含硫氣提氣G14。用上述本發(fā)明技術(shù)方案，原油加熱升溫通過與從塔頂排出的含硫氣提氣體換熱，不足部分通過補充換熱實現(xiàn)，降低了硫含量的原油送下單元操作；氣提氣體加熱升溫通過獨立換熱器進(jìn)行。由于熱能的充分利用，以期達(dá)到節(jié)能的目的。進(jìn)一步，在步驟4)中，還包括以下步驟將含硫氣提氣G14進(jìn)行再生，排出含硫氣提氣G14中的硫組分，使再生氣提氣循環(huán)使用。本發(fā)明解決上述技術(shù)問題的另一技術(shù)方案如下一種氣提法從原油中脫除硫的方法，包括以下步驟I)將含硫原油010首先經(jīng)第一換熱器進(jìn)行加熱升溫，得到升溫后的含硫原油011，升溫后的含硫原油011再經(jīng)過第二換熱器進(jìn)行再次加熱升溫以補充熱量，得到含硫原油012 ；
2)將氣提氣GlO送入第四換熱器進(jìn)行升溫，得到氣提氣G12 ；3)步驟I)中的含硫原油012從氣提塔的頂部進(jìn)入氣提塔并向下流動，步驟2)中氣提氣G12從氣提塔的底部進(jìn)入氣提塔并向上流動，含硫原油012在向下流動過程中與向上流動的氣提氣G12在氣提塔的塔板上逆流接觸，通過氣液分離作用，分別得到含硫氣提氣G13及低硫原油013，將所述含硫氣提氣G13從塔頂排出；4)步驟3)中得到的低硫原油013從塔底排出，然 后再進(jìn)入第一換熱器進(jìn)行冷卻，得到低硫原油014。用上述本發(fā)明技術(shù)方案，原油加熱升溫除與塔底排出的降低了硫含量的原油換熱夕卜，不足部分通過補充換熱實現(xiàn)；氣提氣通過獨立換熱器加熱到指定氣提溫度。由于熱能的充分利用，以期達(dá)到節(jié)能的目的。進(jìn)一步，在步驟3)中，還包括以下步驟將從塔頂排出的含硫氣提氣G13進(jìn)行再生，排出含硫氣提氣G13中的硫組分，使再生氣提氣循環(huán)使用。在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，本發(fā)明還可以做如下改進(jìn)。進(jìn)一步，所述氣提氣為不與原油發(fā)生化學(xué)作用的惰性氣體。包括但不一定限于，氮氣、一氧化碳、二氧化碳、氬氣、氦氣、氫氣、天然氣、甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷和較重些烴等，或其中組合。進(jìn)一步，所述進(jìn)入氣提塔的頂部的含硫原油012的溫度為40°C 200°C，優(yōu)選為50°C 120°C;所述進(jìn)入氣提塔的底部的氣提氣G12的溫度為20°C 200°C;優(yōu)選為50°C 120。。。原油氣提脫硫可采用填料塔或板式塔進(jìn)行。塔底注入氣提氣，氣提氣在塔內(nèi)向上流動過程中與向下流動的原油在塔板上逆流接觸。此時所用的填料塔或板式塔也稱為氣提+
+R ο本發(fā)明中，010，011，012，013，014，G10,Gil, G12, G13, G14 均是代碼，是為了在描
述本發(fā)明的方法步驟時更清楚，起到區(qū)分作用。


圖I為一般氣提法原油脫除硫的工藝流程圖；圖2為本發(fā)明氣提法從原油中脫除硫的工藝流程圖；圖3為本發(fā)明另一種氣提法從原油中脫除硫的工藝流程圖；圖4為本發(fā)明另一種氣提法從原油中脫除硫的工藝流程圖；圖5為本發(fā)明另一種氣提法從原油中脫除硫的工藝流程圖；附圖中，各標(biāo)號所代表的部件列表如下I、第一換熱器，2、第二換熱器，3、第三換熱器，4、第四換熱器，5、氣提塔，6、塔板。
具體實施例方式以下結(jié)合附圖對本發(fā)明的原理和特征進(jìn)行描述，所舉實例只用于解釋本發(fā)明，并非用于限定本發(fā)明的范圍。一種氣提法從原油中脫除硫的方法，如圖2所示，包括以下步驟I)將含硫原油010首先經(jīng)第一換熱器I進(jìn)行加熱升溫，得到升溫后的含硫原油011，升溫后的含硫原油011再經(jīng)過第二換熱器2進(jìn)行再次加熱升溫以補充熱量，得到含硫原油012，含硫原油012的溫度為200°C ；2)將氣提氣GlO送入第三換熱器3進(jìn)行升溫，得到升溫后的氣提氣G11，升溫后的氣提氣Gll再經(jīng)第四換熱器4進(jìn)行再次升溫以補充熱量，得到氣提氣G12，氣提氣G12的溫度為2000C ；所述氣提氣為氮氣、一氧化碳、ニ氧化碳的混合物；3)步驟I)中的200°C的含硫原油012從氣提塔的頂部進(jìn)入氣提塔5并向下流動，步驟2)中200°C的氣提氣G12從氣提塔5的底部進(jìn)入氣提塔5并向上流動，含硫原油012在向下流動過程中與向上流動的氣提氣G12在氣提塔5的塔板6上逆流接觸，通過氣液分離作用，分別得到含硫氣提氣G13及低硫原油013 ；4)將步驟3)中得到的含硫氣提氣G13從塔頂排出，然后再進(jìn)入第三換熱器3進(jìn)行 冷卻，得到含硫氣提氣G14，將含硫氣提氣G14進(jìn)行再生，排出含硫氣提氣G14中的硫組分，使再生氣提氣循環(huán)使用。5)步驟3)中得到的低硫原油013從塔底排出，然后再進(jìn)入第一換熱器I進(jìn)行冷卻，得到低硫原油014。ー種氣提法從原油中脫除硫的方法，如圖3所示，包括以下步驟I)將含硫原油010送入第二換熱器2進(jìn)行加熱升溫，得到含硫原油012，含硫原油012的溫度為40°C ；2)將氣提氣GlO送入第三換熱器3進(jìn)行升溫，得到升溫后的氣提氣G11，升溫后的氣提氣Gll再經(jīng)第四換熱器4進(jìn)行再次升溫以補充熱量，得到氣提氣G12，氣提氣G12的溫度為20°C ；所述氣提氣為氬氣、氦氣、氫氣、天然氣的混合物；3)步驟I)中40°C的含硫原油012從氣提塔5的頂部進(jìn)入氣提塔5并向下流動，步驟2)中20°C的氣提氣G12從氣提塔5的底部進(jìn)入氣提塔5并向上流動，含硫原油012在向下流動過程中與向上流動的氣提氣G12在氣提塔5的塔板6上逆流接觸，通過氣液分離作用，分別得到含硫氣提氣G13及低硫原油013，所述低硫原油013從塔底排出；4)步驟3)中得到的含硫氣提氣G13從塔頂排出，然后再進(jìn)入第三換熱器3進(jìn)行冷卻，得到含硫氣提氣G14 ;將含硫氣提氣G14進(jìn)行再生，排出含硫氣提氣G14中的硫組分，使再生氣提氣循環(huán)使用?！N氣提法從原油中脫除硫的方法，如圖4所示，包括以下步驟I)將含硫原油010首先經(jīng)第三換熱器3進(jìn)行加熱升溫，得到升溫后的含硫原油011，升溫后的含硫原油011再經(jīng)過第二換熱器2進(jìn)行再次加熱升溫以補充熱量，得到含硫原油012，含硫原油012的溫度為120°C ；2)將氣提氣GlO送入第四換熱器4進(jìn)行升溫，得到氣提氣G12，氣提氣G12的溫度為 120。。；所述氣提氣為甲烷、こ烷、丙烷的混合物；3)步驟I)中120°C的含硫原油012從氣提塔5的頂部進(jìn)入氣提塔5并向下流動，步驟2)中120°C的氣提氣G12從氣提塔5的底部進(jìn)入氣提塔5并向上流動，含硫原油012在向下流動過程中與向上流動的氣提氣G12在氣提塔5的塔板6上逆流接觸，通過氣液分離作用，分別得到含硫氣提氣G13及低硫原油013，所述低硫原油013從塔底排出；4)將步驟3)中得到的含硫氣提氣G13從塔頂排出，然后再進(jìn)入第三換熱器3進(jìn)行冷卻，得到含硫氣提氣G14，將含硫氣提氣G14進(jìn)行再生，排出含硫氣提氣G14中的硫組分，使再生氣提氣循環(huán)使用?！N氣提法從原油中脫除硫的方法，如圖5所示，包括以下步驟I)將含硫原油010首先經(jīng)第一換熱器I進(jìn)行加熱升溫，得到升溫后的含硫原油011，升溫后的含硫原油011再經(jīng)過第二換熱器2進(jìn)行再次加熱升溫以補充熱量，得到含硫原油012，含硫原油012的溫度為50°C ；2)將氣提氣GlO送入第四換熱器4進(jìn)行升溫，得到氣提氣G12，氣提氣G12的溫度為 50 0C ； 所述氣提氣為丁烷、戊烷的混合物；3)步驟I)中50°C的含硫原油012從氣提塔5的頂部進(jìn)入氣提塔5并向下流動，步驟2)中50°C的氣提氣G12從氣提塔5的底部進(jìn)入氣提塔5并向上流動，含硫原油012在向下流動過程中與向上流動的氣提氣G12在氣提塔5的塔板6上逆流接觸，通過氣液分離作用，分別得到含硫氣提氣G13及低硫原油013，將所述含硫氣提氣G13從塔頂排出，將從塔頂排出的含硫氣提氣G13進(jìn)行再生，排出含硫氣提氣G13中的硫組分，使再生氣提氣循環(huán)使用；4)步驟3)中得到的低硫原油013從塔底排出，然后再進(jìn)入第一換熱器I進(jìn)行冷卻，得到低硫原油014。以下通過具體的實施例進(jìn)ー步的介紹本發(fā)明氣提法從原油中脫除硫的方法。實施例I如圖2所示，原油流股010流量100T/h，溫度65°C;氣提氣流股GlO流量2000Nm3/h，溫度65°C。原油流股010經(jīng)第一換熱器I升溫為流股011，升溫后的原油011再經(jīng)第二換熱器2補充熱量，再次升溫的原油012從頂部進(jìn)入氣提塔5，原油012流股溫度80°C，脫硫后的原油從塔底以流股013經(jīng)第一換熱器I冷卻，以流股014作為低硫原油轉(zhuǎn)入脫硫區(qū)之外；氣提氣流股GlO，如天然氣，經(jīng)第三換熱器3進(jìn)行升溫，升溫后的氣提氣Gll再經(jīng)第四換熱器4進(jìn)行再次升溫以補充熱量，得到氣提氣G12，溫度約80°C，從底部進(jìn)入氣提塔5，塔頂排出含硫的氣提氣G13，經(jīng)第三換熱器3冷卻后的流股G14送入氣提氣再生単元，排出含硫組分后，再生氣提氣循環(huán)使用。本示例中原油和氣提氣的預(yù)熱總耗能約2. 85X 106kJ/h。與比較例I相比，節(jié)能12. 6%。實施例2采用與實施例I相同的エ藝，只是原油流股010溫度改為50°C，氣提氣流股GlO溫度改為40°C。本示例中原油和氣提氣的預(yù)熱總耗能約4. 43X 106kJ/h。與比較例2相比，節(jié)能29. 32%。實施例3采用與實施例I相同的エ藝，只是原油流股010溫度改為50°C，氣提氣流股GlO溫度改為40°C，氣體塔溫度為70°C。本示例中原油和氣提氣的預(yù)熱總耗能約3. 2X106kJ/h。與比較例3相比，節(jié)能25. 86%ο實施例4采用與實施例I相同的エ藝，只是原油流股溫度改為50°C，氣提氣流股GlO溫度改為40°C，氣體塔溫度為100°C。本示例中原油和氣提氣的預(yù)熱總耗能約10. 95X 106kJ/h。與比較例4相比，節(jié)能35. 89%ο
實施例5如圖3所示，原油流股010流量100T/h，溫度65°C;氣提氣流股GlO流量2000Nm3/h，溫度65°C。原油流股010首先流經(jīng)第二換熱器2，升溫后的原油012從頂部進(jìn)入氣提塔5，012流股溫度80°C，脫硫后的原油從塔底以流股013作為低硫原油轉(zhuǎn)入脫硫區(qū)之外；氣提氣流股GlO經(jīng)第三換熱器3升溫，升溫后的氣提氣Gll再經(jīng)第四換熱器4進(jìn)行再次升溫以補充熱量，得到氣提氣G12，氣提氣G12的溫度為80°C，從塔底進(jìn)入氣提塔5，塔頂排出含硫的氣提氣G13，經(jīng)第三換熱器3冷卻后的流股G14送入氣提氣再生単元，排出含硫組分后，再生氣提氣循環(huán)使用。本示例中原油和氣提氣的預(yù)熱總耗能約3. 23X 106kJ/h。與比較例I相比，能耗相近。實施例6如圖4所示，原油流股010流量100T/h，溫度65°C;氣提氣流股GlO流量2000Nm3/h，溫度65°C。原油流股010首先流經(jīng)第三換熱器3，升溫后的原油011再經(jīng)第二換熱器2補充熱量，再次升溫的原油012從頂部進(jìn)入氣提塔5，012流股溫度80°C，脫硫后的原油從塔底以流股013作為低硫原油轉(zhuǎn)入脫硫區(qū)之外；氣提氣流股GlO經(jīng)第四換熱器4升溫為流股G12，從底部進(jìn)入氣提塔5，G12流股溫度80°C，塔頂排出含硫的氣提氣G13，經(jīng)第三換熱器3進(jìn)行冷卻的流股G14送入氣提氣再生単元，排出含硫組分后，再生氣提氣循環(huán)使用。本示例中原油和氣提氣的預(yù)熱總耗能約3. 18X106kJ/h。與比較例I相比，節(jié)能
2.45%ο實施例7如圖5所示，原油流股010流量100T/h，溫度65°C;氣提氣流股GlO流量2000Nm3/h，溫度65°C。原油流股010經(jīng)第一換熱器I升溫為流股011，升溫后的原油011再經(jīng)第二換熱器2補充熱量，再次升溫的原油012從頂部進(jìn)入氣提塔5，012流股溫度80°C，脫硫后的原油從塔底以流股013經(jīng)第一換熱器I進(jìn)行冷卻，以流股014作為低硫原油轉(zhuǎn)入脫硫區(qū)之外；氣提氣流股GlO經(jīng)第四換熱器4升溫為流股G12從底部進(jìn)入氣體塔5，G12流股溫度80°C，塔頂排出含硫的氣提氣G13，送入氣提氣再生単元，排出含硫組分后，再生氣提氣循環(huán)使用。本示例中原油和氣提氣的預(yù)熱總耗能約2.88X 106kJ/h。與比較例I相比，能耗降低 11. 6% O
實施例8采用與實施例7相同的エ藝，只是原油流股010溫度改為50°C，氣提氣流股GlO溫度改為40°C。本示例中原油和氣提氣的預(yù)熱總耗能約4. 56X 106kJ/h。與比較例I相比，能耗降低 29. 5%ο實施例9采用與實施例7相同的エ藝，只是原油流股010溫度改為50°C，氣提氣流股GlO溫度改為40°C，氣體塔溫度為70°C。
本示例中原油和氣提氣的預(yù)熱總耗能約3. 29X 106kJ/h。與比較例I相比，能耗降低 23. 11%。實施例10采用與實施例I相同的エ藝，只是原油流股010溫度改為50°C，氣提氣流股GlO溫度改為40°C，氣體塔溫度為100°C。本示例中原油和氣提氣的預(yù)熱總耗能約7. 19X106kJ/h。與比較例I相比，能耗降低 33. 4%ο比較例I如圖I所示。原油流股010流量100T/h，溫度65°C;氣提氣流股GlO流量2000Nm3/h，溫度65°C。原油流股010經(jīng)第二換熱器2升溫為流股011，溫度為80°C，從頂部進(jìn)入氣提塔5，脫硫后的原油從塔底以流股012經(jīng)第一換熱器I冷卻，以流股013作為低硫原油轉(zhuǎn)入脫硫區(qū)之外；氣提氣流股GlO經(jīng)第四換熱器4升溫為流股GlI，溫度80°C，從底部進(jìn)入氣提塔5，塔頂排出含硫的氣提氣G12，經(jīng)第三換熱器3冷卻后的流股G13送入氣提氣再生單元，排出含硫組分后，再生氣提氣循環(huán)使用。本示例中原油和氣提氣的預(yù)熱總耗能約3. 26X 106kJ/h。比較例2如圖I所示。原油流股010流量100T/h，溫度50°C;氣提氣流股GlO流量2000Nm3/h，溫度40°C。原油流股010經(jīng)第二換熱器2升溫為流股011，溫度為80°C，從頂部進(jìn)入氣提塔5，脫硫后的原油從塔底以流股012經(jīng)第一換熱器I冷卻，以流股013作為低硫原油轉(zhuǎn)入脫硫區(qū)之外；氣提氣流股GlO經(jīng)第四換熱器4升溫為流股GlI，溫度80°C，從底部進(jìn)入氣提塔5，塔頂排出含硫的氣提氣G12，經(jīng)第三換熱器3冷卻后的流股G13送入氣提氣再生單元，排出含硫組分后，再生氣提氣循環(huán)使用。本示例中原油和氣提氣的預(yù)熱總耗能約6. 47X 106kJ/h。比較例3如圖I所示。原油流股010流量100T/h，溫度50°C;氣提氣流股GlO流量2000Nm3/h，溫度40°C。原油流股010經(jīng)第二換熱器2升溫為流股011，溫度為70°C，從頂部進(jìn)入氣提塔5，脫硫后的原油從塔底以流股012經(jīng)第一換熱器I冷卻，以流股013作為低硫原油轉(zhuǎn)入脫硫區(qū)之外；氣提氣流股GlO經(jīng)第四換熱器4升溫為流股GlI，溫度70°C，從底部進(jìn)入氣提塔5，塔頂排出含硫的氣提氣G12，經(jīng)第三換熱器3冷卻后的流股G13送入氣提氣再生單元，排出含硫組分后，再生氣提氣循環(huán)使用。本示例中原油和氣提氣的預(yù)熱總耗能約4. 27X 106kJ/h。比較例4如圖I所示。原油流股010流量100T/h，溫度50°C;氣提氣流股GlO流量2000Nm3/h，溫度40°C。原油流股010經(jīng)第二換熱器2升溫為流股011，溫度為100°C，從頂部進(jìn)入氣提塔5，脫硫后的原油從塔底以流股012經(jīng)第一換熱器I冷卻，以流股013作為低硫原油轉(zhuǎn)入脫硫區(qū)之外； 氣提氣流股GlO經(jīng)第四換熱器4升溫為流股G11，溫度100°C，從底部進(jìn)入氣提塔5，塔頂排出含硫的氣提氣G12，經(jīng)第三換熱器3冷卻后的流股G13送入氣提氣再生単元，排出含硫組分后，再生氣提氣循環(huán)使用。本示例中原油和氣提氣的預(yù)熱總耗能約10. 96X 106kJ/h。以上所述僅為本發(fā)明的較佳實施例，并不用以限制本發(fā)明，凡在本發(fā)明的精神和原則之內(nèi)，所作的任何修改、等同替換、改進(jìn)等，均應(yīng)包含在本發(fā)明的保護(hù)范圍之內(nèi)。
權(quán)利要求
1.一種氣提法從原油中脫除硫的方法，其特征在于，包括以下步驟 1)將含硫原油Oio首先經(jīng)第一換熱器進(jìn)行加熱升溫，得到升溫后的含硫原油011，將升溫后的含硫原油011再經(jīng)過第二換熱器進(jìn)行再次加熱升溫以補充熱量，得到含硫原油012 ； 2)將氣提氣GlO送入第三換熱器進(jìn)行升溫，得到升溫后的氣提氣G11，升溫后的氣提氣Gll再經(jīng)第四換熱器進(jìn)行再次升溫以補充熱量，得到氣提氣G12 ； 3)步驟I)中的含硫原油012從氣提塔的頂部進(jìn)入氣提塔并向下流動，步驟2)中氣提氣G12從氣提塔的底部進(jìn)入氣提塔并向上流動，含硫原油012在向下流動過程中與向上流動的氣提氣G12在氣提塔的塔板上逆流接觸，通過氣液分離作用，分別得到含硫氣提氣G13及低硫原油013 ； 4)將步驟3)中得到的含硫氣提氣G13從塔頂排出，然后再進(jìn)入第三換熱器進(jìn)行冷卻，得到含硫氣提氣G14 ； 5)步驟3)中得到的低硫原油013從塔底排出，然后再進(jìn)入第一換熱器進(jìn)行冷卻，得到低硫原油014。
2.一種氣提法從原油中脫除硫的方法，其特征在于包括以下步驟 1)將含硫原油010送入第二換熱器進(jìn)行加熱升溫，得到含硫原油012； 2)將氣提氣GlO送入第三換熱器進(jìn)行升溫，得到升溫后的氣提氣G11，升溫后的氣提氣Gll再經(jīng)第四換熱器進(jìn)行再次升溫以補充熱量，得到氣提氣G12 ； 3)步驟I)中的含硫原油012從氣提塔的頂部進(jìn)入氣提塔并向下流動，步驟2)中氣提氣G12從氣提塔的底部進(jìn)入氣提塔并向上流動，含硫原油012在向下流動過程中與向上流動的氣提氣G12在氣提塔的塔板上逆流接觸，通過氣液分離作用，分別得到含硫氣提氣G13及低硫原油013，所述低硫原油013從塔底排出； 4)步驟3)中得到的含硫氣提氣G13從塔頂排出，然后再進(jìn)入第三換熱器進(jìn)行冷卻，得到含硫氣提氣G14。
3.一種氣提法從原油中脫除硫的方法，其特征在于，包括以下步驟 1)將含硫原油010首先經(jīng)第三換熱器進(jìn)行加熱升溫，得到升溫后的含硫原油011，升溫后的含硫原油011再經(jīng)過第二換熱器進(jìn)行再次加熱升溫以補充熱量，得到含硫原油012 ； 2)將氣提氣GlO送入第四換熱器進(jìn)行升溫，得到氣提氣G12； 3)步驟I)中的含硫原油012從氣提塔的頂部進(jìn)入氣提塔并向下流動，步驟2)中氣提氣G12從氣提塔的底部進(jìn)入氣提塔并向上流動，含硫原油012在向下流動過程中與向上流動的氣提氣G12在氣提塔的塔板上逆流接觸，通過氣液分離作用，分別得到含硫氣提氣G13及低硫原油013，所述低硫原油013從塔底排出； 4)將步驟3)中得到的含硫氣提氣G13從塔頂排出，然后再進(jìn)入第三換熱器進(jìn)行冷卻，得到含硫氣提氣G14。
4.根據(jù)權(quán)利要求I至3任一項所述的氣提法從原油中脫除硫的方法，其特征在于在步驟4)中，還包括以下步驟將含硫氣提氣G14進(jìn)行再生，排出含硫氣提氣G14中的硫組分，使再生氣提氣循環(huán)使用。
5.一種氣提法從原油中脫除硫的方法，其特征在于，包括以下步驟 I)將含硫原油010首先經(jīng)第一換熱器進(jìn)行加熱升溫，得到升溫后的含硫原油011，升溫后的含硫原油011再經(jīng)過第二換熱器進(jìn)行再次加熱升溫以補充熱量，得到含硫原油012 ；2)將氣提氣GlO送入第四換熱器進(jìn)行升溫，得到氣提氣G12； 3)步驟I)中的含硫原油012從氣提塔的頂部進(jìn)入氣提塔并向下流動，步驟2)中氣提氣G12從氣提塔的底部進(jìn)入氣提塔并向上流動，含硫原油012在向下流動過程中與向上流動的氣提氣G12在氣提塔的塔板上逆流接觸，通過氣液分離作用，分別得到含硫氣提氣G13及低硫原油013，將所述含硫氣提氣G13從塔頂排出； 4)步驟3)中得到的低硫原油013從塔底排出，然后再進(jìn)入第一換熱器進(jìn)行冷卻，得到低硫原油014。
6.根據(jù)權(quán)利要求5所述的氣提法從原油中脫除硫的方法，其特征在于在步驟3)中，還包括以下步驟將從塔頂排出的含硫氣提氣G13進(jìn)行再生，排出含硫氣提氣G13中的硫組分，使再生氣提氣循環(huán)使用。
7.根據(jù)權(quán)利要求1、2、3、5或6所述的氣提法從原油中脫除硫的方法，其特征在于所述氣提氣為不與原油發(fā)生化學(xué)作用的惰性氣體。
8.根據(jù)權(quán)利要求7所述的氣提法從原油中脫除硫的方法，其特征在于所述惰性氣體包括氮氣、一氧化碳、二氧化碳、氬氣、氦氣、氫氣、天然氣、甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和戊烷中的任意一種或幾種的混合。
9.根據(jù)權(quán)利要求1、2、3、5或6所述的氣提法從原油中脫除硫的方法，其特征在于所述進(jìn)入氣提塔的頂部的含硫原油012的溫度為40°C 200°C ;所述進(jìn)入氣提塔的底部的氣提氣G12的溫度為20°C 200°C。
10.根據(jù)權(quán)利要求9所述的氣提法從原油中脫除硫的方法，其特征在于所述進(jìn)入氣提塔的頂部的含硫原油012的溫度為50°C 120°C ;所述進(jìn)入氣提塔的底部的氣提氣G12的溫度為50°C 120°C。
全文摘要
本發(fā)明涉及一種氣提法從原油中脫除硫的方法，氣提氣預(yù)熱后從氣提塔底部進(jìn)入，含硫原油預(yù)熱后從塔頂輸入，通過氣提塔內(nèi)的氣液分離作用，使原油中的含硫組分隨氣提氣不斷從塔頂排出，降低了硫含量的原油從塔底不斷排出。
文檔編號C10G7/00GK102703109SQ20121017525
公開日2012年10月3日 申請日期2012年5月30日 優(yōu)先權(quán)日2012年5月30日
發(fā)明者張國強(qiáng), 汪寶和, 王元春, 田紅兵, 費茹娥, 魏東煒 申請人:中國石油集團(tuán)工程設(shè)計有限責(zé)任公司北京分公司, 天津大學(xué)