洞庫油氣回收裝置規(guī)模及影響因素分析

張磊（中石化上海工程有限公司，　上海　200120）

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洞庫油氣回收裝置規(guī)模及影響因素分析

張磊
（中石化上海工程有限公司，上海200120）

摘 要以國內(nèi)正在建設(shè)的某大型地下原油水封洞庫為例，介紹了原油油氣回收裝置在該類項目中的應(yīng)用。基于地下水封洞庫儲油工藝的特點，結(jié)合洞罐進(jìn)油工況，重點介紹了合理確定原油洞罐油氣回收裝置處理規(guī)模的方法，同時對影響油氣回收裝置處理規(guī)模的因素進(jìn)行了分析。

關(guān)鍵字 原油洞庫；油氣回收；處理規(guī)模；影響因素

在穩(wěn)定地下水位以下的巖體中開挖出的用來儲存原油的地下空間系統(tǒng)稱為“地下原油水封洞庫”[1]，其主要由若干相互獨立的“洞罐”組成。目前我國也已開始采用地下洞庫進(jìn)行原油的儲備。然而相比國外，我國在該領(lǐng)域尚處于起步期，還沒有形成完整的、系統(tǒng)性的理論體系和實踐經(jīng)驗。以原油油氣處理為例，由于地面原油儲備庫均采用外浮頂儲罐儲存原油，目前尚無有效的方法對外浮頂罐的原油蒸發(fā)進(jìn)行有效地收集及處理，故國內(nèi)針對原油儲庫的油氣回收裝置基本空白。地下水封洞庫區(qū)別于傳統(tǒng)的地面原油庫，每個洞罐之間設(shè)有互相連通的氣相管線，從而使洞罐內(nèi)油氣的收集及集中處理成為可能。因此，地下原油洞庫油氣回收處理技術(shù)有一定的研究意義。

1　地下洞庫油氣的產(chǎn)生及回收處理

1.1地下洞庫油氣的產(chǎn)生

地下洞罐在進(jìn)油的同時，會持續(xù)揮發(fā)出大量油蒸汽，隨著洞罐內(nèi)油品體積增加、液位上升，氣相空間逐漸減小，油氣被壓縮，進(jìn)而使洞罐內(nèi)氣相壓力不斷增大，當(dāng)壓力超過洞罐設(shè)計壓力時，就會影響水封效果。因此，洞罐呼出的油氣應(yīng)進(jìn)行處理，處理后的排放氣體應(yīng)符合《儲油庫大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》的規(guī)定[1]。

1.2原油洞庫油氣回收裝置

相比第一次采用地下洞庫儲油的時間，油氣回收裝置直到20世紀(jì)70年代才由西方發(fā)達(dá)國家開始使用，并且大多用于回收成品油。直到20世紀(jì)80年代初，全世界第一套原油油氣回收裝置在丹麥成功投入使用。經(jīng)過幾十年的不斷改進(jìn)和推廣，該技術(shù)已相當(dāng)成熟，其范圍涵蓋開采、煉制、儲運、銷售、應(yīng)用等各個環(huán)節(jié)。油氣回收裝置能夠有效地將洞罐內(nèi)產(chǎn)生的絕大部分油氣進(jìn)行回收，最后成為液相返回到洞庫中，少量的油氣經(jīng)處理達(dá)標(biāo)后高空排放。

目前，國際上新建的同類地下原油水封洞庫大多采用油氣回收裝置，對洞庫產(chǎn)生的油氣進(jìn)行回收處理。

2　洞庫油氣回收裝置工藝技術(shù)及工藝流程

2.1工藝技術(shù)

目前，常見的油氣分離回收方法可分為吸附法、吸收法、冷凝法和膜滲透分離法等，有些還含有壓縮過程或幾種方法的綜合利用[2]。采用何種油氣回收技術(shù)主要通過分析回收油氣的組分、物性，從而確定更有效的分離技術(shù)以及回收手段。由于地下洞庫產(chǎn)生的油氣主要為氮氣與油氣的混合氣體，而活性炭對低濃度含烴氣體具有很強的吸附能力，因此吸附法特別適用于排放標(biāo)準(zhǔn)要求嚴(yán)格的含烴氣體處理[3]。綜合比較目前常用的幾種油氣回收工藝方法，認(rèn)為原油水封洞庫項目油氣回收不宜采用冷凝法和膜分離法，宜采用吸附+吸收（活性炭吸附、真空再生、原油吸收）的技術(shù)方法[4]。

2.2工藝流程

采用“活性炭吸附+吸收液吸收”方法的油氣回收裝置在運行過程中，混合油氣首先經(jīng)過脫硫設(shè)備進(jìn)行預(yù)處理，脫硫后的油氣進(jìn)入吸附罐，其中絕大部分被活性炭吸附。吸附飽和后的活性炭進(jìn)行真空再生，再生下來的高濃度油氣進(jìn)入后續(xù)的吸收塔，在吸收塔內(nèi)完成與吸收液的逆流接觸，吸收了油氣的富液（原油）返回到地下洞庫。不能被完全吸收的少量油氣重新進(jìn)入吸附單元進(jìn)行吸附操作，如此循環(huán)完成整個油氣吸附回收的過程。經(jīng)過吸附、回收處理的廢氣經(jīng)檢測，滿足油氣排放濃度≤25 g/m3的要求[5]后，通過排氣筒高空排放。

2.3定壓處理與變壓處理

由于洞罐在進(jìn)油時，油氣處理量（外排量）與進(jìn)油量有以下兩種情況：

（1）油氣處理量等于進(jìn)油量，進(jìn)油過程中洞罐內(nèi)氣相壓力沒有變化，油氣處理時間與進(jìn)油時間大致相等。這種處理方法稱為“定壓處理”。

（2）油氣處理量小于進(jìn)油量，進(jìn)油過程中洞罐內(nèi)氣相壓力緩慢上升（在壓力達(dá)到洞罐設(shè)計壓力前完成進(jìn)油），由于需要在進(jìn)油結(jié)束后繼續(xù)對油氣進(jìn)行“延遲處理”，因此油氣處理時間大于進(jìn)油時間，該種處理方法稱為“變壓處理”。

兩者從各方面的比較如表1。

表1　定壓處理、變壓處理對比Tab.1 Comparison of pressure constant process and pressure swing process

由于國家石油儲備庫動用頻率低（10年周轉(zhuǎn)1次），進(jìn)油批次間隔時間較長，洞罐在達(dá)到設(shè)計儲油高度后，洞罐上方仍會存有一定量的氣相空間。采用“變壓處理”能夠合理、有效地利用洞罐內(nèi)的氣相空間，從而減小油氣回收裝置的處理規(guī)模，達(dá)到節(jié)約占地、減少設(shè)備一次性投入的目的。

2.4同步處理與延遲處理

由于采用變壓處理方式，進(jìn)油時油品置換出的油氣量大于油氣回收裝置瞬時處理量，此時一部分油氣通過集氣管收集后送至油氣回收裝置回收處理，剩余油氣則繼續(xù)留在洞罐內(nèi)，因此洞罐在進(jìn)油的同時，罐內(nèi)氣相壓力將緩慢上升，當(dāng)該批次進(jìn)油結(jié)束后，此時洞罐內(nèi)氣相空間的壓力達(dá)到最大值。此后油氣回收裝置繼續(xù)工作，直至將洞罐內(nèi)氣相壓力恢復(fù)至進(jìn)油前的初始壓力。

與進(jìn)油同步進(jìn)行的油氣處理過程定義為“同步處理”；進(jìn)油結(jié)束后繼續(xù)處理油氣的過程定義為“延遲處理”。

3　油氣回收裝置處理規(guī)模

以國內(nèi)在建的某5×106m3庫容的地下水封洞庫工程為例，該項目儲備進(jìn)口中東低凝低黏原油，原油自碼頭接卸至地面原油庫中轉(zhuǎn)，再以4 100 m3/h的流量向洞庫轉(zhuǎn)輸注油。洞罐氣相設(shè)計壓力為0.2 MPa，洞罐開挖容積約為5.19×106m3，滿油下的油品體積為5.01×106m3，氣相空間為1.742×105m3。

通過對該項目進(jìn)油批次、進(jìn)油流量的分析，先初步設(shè)定油氣回收裝置的處理規(guī)模，再通過對首次進(jìn)油直至注滿的每一批次工況進(jìn)行模擬計算。若每次進(jìn)油結(jié)束后，氣相壓力均小于洞罐的設(shè)計壓力，則可認(rèn)為該設(shè)定量下的油氣回收裝置處理規(guī)模是安全可靠的。

3.1進(jìn)油批次、時間

項目依托原油碼頭接卸量為1.2×107t/a，平均每月約1×106t。因此，按該碼頭每月接卸3艘3×106t油輪，即地面庫向洞庫分3個批次間歇進(jìn)行注油，總計9×105t，折合1.038×106m3（原油比重按0.867考慮）。原油進(jìn)庫流量為4 100 m3/h，單批次3×105t進(jìn)油時間約為84.4 h，每月完成9×105t進(jìn)油總需時約為253.2 h。

3.2初步設(shè)定處理規(guī)模

由于油氣回收裝置運行壓力為常壓，可取洞罐正常儲油壓力0.02 MPa。每月按總量9×105t分3批次進(jìn)油，相當(dāng)于油氣回收裝置每月需要處理的油氣總量為1.038×106m3。因此按進(jìn)油（同步處理）——延遲處理——處理結(jié)束——進(jìn)油（同步處理）……循環(huán)考慮，油氣回收裝置最小處理量應(yīng)滿足一月內(nèi)連續(xù)處理3批次原油產(chǎn)生的油氣，即Q=1.038×106/（24×30）=1 442 m3/h，因此油氣回收裝置的處理規(guī)?？沙醪酱_定為1 500 m3/h。

3.3油氣處理工況模擬

（1）計算公式

克拉伯龍方程式即“理想氣體方程式”如下：

式中 P—氣體壓強（絕壓），Pa；

V—氣體體積，m3；

n—氣體物質(zhì)的量，mol ；

R—氣體常數(shù)，即8.314 Pa·m3/mol·K ；

T—氣體絕對溫度，K 。

對于洞罐內(nèi)油氣體系而言，假定進(jìn)油前的氣相空間壓力為P1、體積為V1、溫度為T1；進(jìn)油后的氣相空間壓力、體積以及溫度分別為P2、V2、T2；油氣回收裝置同步處理油氣時的壓力、體積以及溫度分別為P3、V3、T3。由于洞罐埋設(shè)深度通常在地表以下100 m，即可認(rèn)為地下油品溫度始終維持在15 ℃左右；地面油氣回收裝置工作溫度在25~40 ℃左右；因此，2個系統(tǒng)溫度的基本相差不大，計算結(jié)果受溫度的影響可以忽略不計。將進(jìn)油前與進(jìn)油后的公式聯(lián)立，可以得出進(jìn)油前后氣體壓力及體積關(guān)系如下：

（2）進(jìn)油結(jié)束后氣相壓力的計算

以首次進(jìn)油工況為例，在進(jìn)油開始時同步啟動油氣回收裝置，計算首次進(jìn)油結(jié)束后洞罐內(nèi)氣相壓力值，并由此對洞罐后續(xù)批次進(jìn)油直至完成注油的工況進(jìn)行計算模擬。

首次進(jìn)油前，洞罐需要用氮氣進(jìn)行置換，置換后的氣相壓力P1即氮封壓力為0.02 MPa，氣體空間V1為519.15×104m3。首次進(jìn)油總量按3×105t油輪一次進(jìn)油考慮，即進(jìn)油量約為34.6×104m3，此時相當(dāng)于洞罐內(nèi)34.6×104m3的氣相體積被原油置換，故進(jìn)油結(jié)束后的氣相體積V2為484.55×104m3。

此外，30×104t原油進(jìn)庫需時84.4 h，故油氣回收裝置隨進(jìn)油的開始至結(jié)束已經(jīng)累計運行了84.4 h，合計處理油氣體積V3為12.66×104m3（1 500 m3/ h×84.4 h=12.66×104m3），回收裝置運行壓力P3同洞罐氮封壓力0.02 MPa。

聯(lián)立方程（2），可以求得首次進(jìn)油后，洞罐氣相壓力為0.025 5 MPa。

（3）延遲處理時間的計算

進(jìn)油結(jié)束后油氣回收裝置仍需對洞罐內(nèi)油氣進(jìn)行“延遲處理”，直至氣相壓力恢復(fù)至進(jìn)油前的壓力，以滿足下一批次進(jìn)油的條件。且油氣回收裝置運行壓力又接近于洞罐進(jìn)油前的初始壓力，故可以認(rèn)為油氣回收裝置延遲處理時間為146.29 h（34.6×104m3÷1 500 m3/h - 84.4 h = 146.29 h）。

（4）進(jìn)油工況完整模擬計算

結(jié)合進(jìn)油流量為4 100 m3/h，初定油氣回收裝置處理量1 500 m3/h，按每次進(jìn)油前，洞罐氣相壓力為0.02 MPa的條件下開始收油，進(jìn)油的同時開啟油氣回收裝置，經(jīng)過約84.4 h后進(jìn)油結(jié)束，之后油氣回收裝置繼續(xù)對油氣進(jìn)行處理，直至將洞罐氣相壓力恢復(fù)至0.02 MPa后停止運行，以具備下一批次進(jìn)油條件。如此循環(huán)操作，經(jīng)過計算，在完成最后批次（第15批次，進(jìn)油量約為15×104t）進(jìn)油后，洞罐內(nèi)氣相空間為17.42×104m3，氣相壓力約為0.096 MPa，仍未超過允許的操作壓力0.18 MPa。

由此可知，上述操作過程以及油氣回收裝置1 500 m3/h的處理規(guī)模是可行的，不會發(fā)生后續(xù)某一批次進(jìn)油結(jié)束前洞罐氣相超壓的情況產(chǎn)生。

如上操作，若洞庫按每月三批次間歇進(jìn)油（每批次間隔時間按10天考慮），模擬洞庫每一批次進(jìn)油時油氣處理裝置運行時間以及洞罐內(nèi)氣相壓力情況見表2。

根據(jù)計算，按每批次30×104t的進(jìn)油量、油氣回收的處理規(guī)模為1 500 m3/h的條件下，每批次所需的進(jìn)油總時間（進(jìn)油時間+油氣回收延遲處理時間）約為230 h，即不到10天。因此，理論上可以滿足洞庫平均每月完成3艘3×105t油輪的原油間歇進(jìn)庫要求。

4　影響油氣回收裝置處理規(guī)模的因素

通過上述對洞罐進(jìn)油過程中氣相壓力變化的分析，可以得出采用“變壓處理”原理的油氣回收裝置，主要是考慮到地下洞罐的特點在于有較大的氣相空間，也正是基于這一特點，該方法能夠有效地利用洞罐內(nèi)剩余氣相空間作為“緩沖區(qū)”，在氣相壓力持續(xù)上升但最終不超過設(shè)計壓力的前提下，緩慢釋放需要處理的油氣，從而達(dá)到減小油氣回收裝置處理規(guī)模的目的。

若油氣回收裝置處理規(guī)模過小，很有可能在進(jìn)油尚未完成前，洞罐內(nèi)氣相壓力發(fā)生超壓的情況，需要研究進(jìn)油批次以及每批次間隔時間，對油氣處理規(guī)模的影響情況。

4.1進(jìn)油批次的影響

假設(shè)若減少洞庫進(jìn)油批次（即每月進(jìn)油總量），例如將上述每月的3個進(jìn)油批次（按每批次間隔時間為10天考慮）調(diào)整為2次（按每批次間隔時間為15天考慮），相當(dāng)于進(jìn)油結(jié)束后，“延遲處理”的時間延長了5天。因此，油氣回收的處理能力可以適當(dāng)減小至1 000 m3/h。

表2　間歇進(jìn)油（處理規(guī)模：1 500 m3/h）Tab.2 Intermittent receiving oil （process capacity： 1 500 m3/h）

同樣經(jīng)過計算，每批次油氣處理的總時間為346 h，即14天左右，故1 000 m3/h的處理規(guī)?？梢詽M足每月2批次，每批次進(jìn)油時間間隔為15天的進(jìn)油工況。

4.2批次間隔時間的影響

若遇特殊情況，單月進(jìn)油任務(wù)需要在一個批次內(nèi)完成（即連續(xù)進(jìn)油），該工況較為苛刻，需要實時分析進(jìn)油量下的洞罐壓力，防止超壓，同時為建設(shè)單位在日常收油作業(yè)提供操作建議。具體如表3、表4。

表3　連續(xù)進(jìn)油（處理規(guī)模：1 000 m3/h）Tab.3 Constant receiving oil （process capacity： 1 000 m3/h）

表4　連續(xù)進(jìn)油（處理規(guī)模：1 500 m3/h）Tab.4 Constant receiving oil （process capacity： 1 500 m3/h）

由此可見，在每月連續(xù)進(jìn)油6×105t（工況1），規(guī)模為1 000 m3/h油氣回收裝置在進(jìn)油總量為4.2×106t時，洞罐內(nèi)氣相壓力為0.200 4 MPa，已經(jīng)超過0.18 MPa的最大操作壓力；在每月連續(xù)進(jìn)油9×105t（工況2），規(guī)模為1 500 m3/h油氣回收裝置在進(jìn)油總量為4.2×106t時，洞罐內(nèi)氣相壓力為0.166 3 MPa，已經(jīng)接近0.18 MPa的最大操作壓力。

因此，對于工況1，在第14批次進(jìn)油期間，需要重點監(jiān)控洞罐內(nèi)氣相壓力，適時減少進(jìn)油流量或者暫時停止進(jìn)油；對于工況2，在完成4.2×106t的總進(jìn)油量后，必須停止進(jìn)油直至洞罐內(nèi)氣相壓力處理至0.06 MPa以下，方能進(jìn)行下一批次的進(jìn)油。

5　結(jié)論

由于收油工況的不同，決定了油氣回收處理量的不同，特別是在某一批次進(jìn)油完成后，需要對洞罐氣相壓力進(jìn)行“壓力恢復(fù)”，具體如表5。

因此，可以得出影響油氣回收裝置處理規(guī)模確定的因素主要為“進(jìn)庫瞬時流量”、“每批次間隔進(jìn)油時間”以及“進(jìn)油前洞罐的氣相壓力”。

（1）進(jìn)庫瞬時流量

若確定某一批次進(jìn)油總量，則進(jìn)油的流量直接決定了進(jìn)油所需的時間，流量越大，進(jìn)油越快，氣相壓力上升越快，以至于油氣處理引起的壓力降低的速度遠(yuǎn)小于壓力升高的速度。在洞罐初期進(jìn)油時，由于氣相空間較大，該種情況發(fā)生幾率較小，但是在后續(xù)幾個批次進(jìn)油時越容易出現(xiàn)超壓的情況。因此，進(jìn)油流量越大，油氣回收裝置處理規(guī)模越大。

表5　進(jìn)油工況與處理規(guī)模Tab.5 Oil inlet process and the capacity of the vapor recovery unit

（2）每批次間隔進(jìn)油時間

洞罐從進(jìn)油開始至延遲處理完成的過程為油氣回收的一個處理周期。該周期內(nèi)宜完成一個批次的進(jìn)油操作，若延遲處理尚未完成，隨即開始下一批次進(jìn)油，則洞罐內(nèi)的初始?xì)庀鄩毫S持在較高值，不但造成后續(xù)“延遲處理”時間的增加，同時增大了進(jìn)油過程中超壓的風(fēng)險。

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Analysis of Capacity of Vapor Recovery Unit in Underground Oil Storage Rock Cavern and Influence Factors

Zhang Lei
（SINOPEC Shanghai Engineering Co., Ltd, Shanghai 200120）

Abstracts: Exampled with a constructing large underground oil storage rock cavern in China, the application of vapor recovery unit in this kind of projects was introduced. Based on the characteristics of underground cavern water seal oil storage process and combined with oil feeding condition in cavern, the method of determining the capacity of vapor recovery unit in oil storage cavern was introduced. At the same times, the factors of influencing the capacity of vapor recovery unit were analyzed.

Keywords:underground oil storage in rock caverns; vapor recovery unit; capacity; influence factor

作者簡介：張磊（1983—），男，工程師，主要從事石油化工油氣儲運工藝及配管設(shè)計工作。

收稿日期：2015-07-20

中圖分類號：TE 822

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

文章編號：2095-817X（2015）06-0011-000