EA014708B1 - Способ получения дисульфида углерода - Google Patents

Способ получения дисульфида углерода Download PDF

Info

Publication number
EA014708B1
EA014708B1 EA200802327A EA200802327A EA014708B1 EA 014708 B1 EA014708 B1 EA 014708B1 EA 200802327 A EA200802327 A EA 200802327A EA 200802327 A EA200802327 A EA 200802327A EA 014708 B1 EA014708 B1 EA 014708B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
liquid
hydrocarbon
carbon disulfide
reaction zone
sulfur
Prior art date
Application number
EA200802327A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200802327A1 (ru
Inventor
Каролус Маттиас Анна Мария Местерс
Рональд Ян Схонебек
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of EA200802327A1 publication Critical patent/EA200802327A1/ru
Publication of EA014708B1 publication Critical patent/EA014708B1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B32/00—Carbon; Compounds thereof
    • C01B32/70—Compounds containing carbon and sulfur, e.g. thiophosgene
    • C01B32/72—Carbon disulfide
    • C01B32/75—Preparation by reacting sulfur or sulfur compounds with hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids

Abstract

Изобретение относится к способу получения дисульфида углерода, который включает подачу сырья, содержащего углеводородное соединение, в реакционную зону, содержащую элементарную серу в жидкой фазе, и взаимодействие в жидкой фазе серы при температуре в диапазоне от 350 до 750°С и давлении в диапазоне от 3 до 200 бар (0,3-20 МПа, абс.), в отсутствие катализатора, углеводородного соединения с элементарной серой, в отсутствие молекулярного кислорода. Кроме того, изобретение относится к применению жидкого потока, содержащего дисульфид углерода и сероводород, полученного таким способом, для добычи нефти вторичным методом.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу получения дисульфида углерода и к применению полученного таким способом жидкого потока, содержащего дисульфид углерода и сероводород, для добычи нефти вторичным методом.
Уровень техники
Дисульфид углерода обычно получают путем взаимодействия низшего углеводорода с элементарной серой в паровой фазе в соответствии с уравнением реакции:
СпН2(п+1) + (Зп+1) 8 -» в С82 + (η+1) Н28 (1)
Например, в патенте СВ 1173344 описан способ взаимодействия серы и пропана в паровой фазе в отсутствие катализатора под давлением, не превышающем 10 атмосфер, в реакционной зоне, в которой поддерживают температуру от 550 до 850°С.
В патенте США № 3087788 раскрыт способ получения дисульфида углерода из газообразного углеводорода и паров серы на некаталитической стадии реакции в сочетании с (предпочтительно с последующей) каталитической стадией реакции, в котором обе стадии проводят под давлением между 2 и 20 атм и при температуре между 400 и 750°С.
Кроме того, известно получение дисульфида углерода путем взаимодействия жидкой серы с углеводородом в присутствии катализатора. Например, в патенте США № 2492719 раскрыт способ получения дисульфида углерода, в котором суспензия катализатора в расплавленной сере контактирует с газообразным углеводородом при температуре приблизительно от 500 до 700°С под давлением, достаточным для поддержания серы в жидкой фазе.
Известно, что дисульфид углерода является подходящим растворителем для добычи нефти вторичным методом путем нагнетания в пласт смешивающихся с нефтью жидкостей. При добыче нефти вторичным методом путем нагнетания в пласт смешивающихся с нефтью жидкостей, растворитель для нефти вводят в нефтяной коллектор и перемещают по коллектору с целью увеличения степени извлечения нефти из пласта по сравнению с той величиной, которая достигается традиционными приемами. Например, в патенте США № 3847221 описано применение дисульфида углерода для добычи нефти вторичным методом из битуминозного песка.
Раскрытие изобретения
Неожиданно было обнаружено, что дисульфид углерода может быть получен с высоким выходом путем взаимодействия жидкой серы с углеводородом в отсутствие катализатора.
Настоящее изобретение относится к способу получения дисульфида углерода, который включает в себя подачу сырья, содержащего углеводородное соединение, в реакционную зону, содержащую элементарную серу в жидкой фазе, и взаимодействие в жидкой фазе серы, при температуре, находящейся в диапазоне от 350 до 750°С и давлении - в диапазоне от 3 до 200 бар (0,3-20 МПа, абс), в отсутствие катализатора, углеводородного соединения с элементарной серой в отсутствие молекулярного кислорода.
Преимущество способа согласно изобретению заключается в том, что он может быть осуществлен в отсутствие катализатора.
По сравнению с традиционным парофазным способом получения дисульфида углерода способ согласно изобретению обладает тем преимуществом, что отсутствует необходимость испарять серу.
В способе согласно изобретению получают газовую фазу, содержащую дисульфид углерода и сероводород. Кроме того, газовая фаза также может содержать непревращенное углеводородное соединение и элементарную серу. За счет того, что газовую фазу подвергают одностадийной или последовательной конденсации, в способе согласно изобретению получают жидкий поток, содержащий дисульфид углерода и сероводород, который является пригодным для использования для добычи нефти вторичным методом.
Соответственно, настоящее изобретение также относится к применению жидкого потока, содержащего дисульфид углерода и сероводород, для добычи нефти вторичным методом, при этом жидкий поток получают описанным выше способом.
В способе согласно изобретению дисульфид углерода получают путем взаимодействия углеводородного соединения с элементарной серой в реакционной зоне, содержащей элементарную серу в жидкой фазе. Взаимодействие между углеводородным соединением и элементарной серой проводят в жидкой фазе серы. Эти реагенты взаимодействуют друг с другом при температуре, находящейся в диапазоне от 350 до 750°С под давлением, достаточным для поддержания элементарной серы в жидкой фазе.
Реакцию можно проводить в стандартном химическом реакторе, например в реакторе-резервуаре. Такой реактор обычно представляет собой вертикальный, трубчатый реактор. Отношение величины длина/диаметр можно варьировать от 20/1 до 1/3, предпочтительно между 10/1 и 1/1, например между 5/1 и 1,5/1. Углеводородное сырье вводят в нижнюю часть реактора на уровне, по меньшей мере, ниже середины расширенной колонны для жидкой серы. Предпочтительно углеводородное сырье вводят в нижнюю треть расширенной колонны для жидкой серы, более предпочтительно в нижнюю четверть, например, на уровне, составляющем 10% от высоты расширенной колонны для жидкой серы или даже ниже. Реакция между углеводородным сырьем и серой протекает в реакторе, заполненном серой в жидкой фа
- 1 014708 зе. Способ согласно изобретению проводят в стационарных реакторах, вращающиеся реакторы не используются.
Сырье, содержащее углеводородное соединение, подают в реакционную зону, содержащую элементарную серу в жидкой фазе. Углеводородное соединение в рамках настоящего описания означает соединение, содержащее атомы углерода и водорода, и необязательно, небольшое количество гетероатомов, таких как кислород, сера или азот. Углеводородное соединение в условиях проведения реакции может быть газообразным, жидким или твердым. Примерами подходящих углеводородных соединений являются углеводороды, асфальтены, меркаптаны, тиофены и алкилполисульфиды. Предпочтительно, в условиях проведения реакции углеводородное соединение является газообразным.
Предпочтительным углеводородным соединением являются углеводороды, более предпочтительно насыщенные или ненасыщенные алифатические углеводороды, наиболее предпочтительно алифатические углеводороды с числом атомов углерода, находящимся в диапазоне от 1 до 20. В способе согласно изобретению наиболее подходящими реагентами являются углеводороды с числом атомов углерода от 1 до 4, в частности метан, этан и пропан.
В способе согласно изобретению углеводородное соединение и элементарная сера взаимодействуют между собой. В случае, когда углеводородное соединение представляет собой насыщенный алифатический углеводород, реакция протекает в соответствии с суммарным уравнением реакции:
СпН2(п+1) + (Зп+1) 8 -» η С52 + (п+1) Н25
Сырье может содержать более одного углеводородного соединения. Кроме того, сырье может также содержать другие соединения, например сероводород, оксиды углерода и инертные газы, такие как азот и гелий. Примерами подходящего сырья для способа согласно изобретению являются природный газ, сжиженный пропановый газ (ЬРС), атмосферные или вакуумные дистилляты, тяжелые нефтяные фракции, такие как остаток, полученный после перегонки сырой нефти в атмосферных условиях и/или под вакуумом, меркаптансодержащий газ, выходящий из абсорбера меркаптанов. Наиболее подходящим сырьем, содержащим углеводородные соединения, является природный газ.
В способе согласно изобретению сырье, как правило, будет непрерывно подают в реакционную зону. В случае, когда в условиях проведения реакции углеводородное соединение является твердым, его подают в реакционную зону предпочтительно предварительно смешивая с серой в жидкой фазе, которой заполвена реакционная зона. Аналогично действуют в том случае, когда в используемых условиях проведения реакции углеводородное соединение представляет собой жидкость. Предпочтительно, жидкое сырье непрерывно подают в реакционную зону.
В случае газообразного сырья способ может быть осуществлен в реакторе любой конфигурации, подходящей для газо-жидкостного контактирования, обычно с использованием барботажа газообразных реагентов через реактор, заполненный жидкой серой. С целью предотвращения образования газовых пробок в реакторе могут находиться неподвижные элементы контактирования, например структурная набивка или металлические сетки. Для газообразного углеводородного соединения начальное время контакта углеводородного соединения с жидкой серой предпочтительно находится в диапазоне от 0,1 до 200 с. Следует учесть, что оптимальное время контакта будет возрастать с ростом преломляющей способности углеводородного соединения. Поэтому для углеводородного соединения, которое является твердым в условиях проведения реакции, обычно будет требоваться большее время контакта, чем для углеводородного соединения, которое является жидким в условиях проведения реакции, причем для жидкого соединения будет требоваться большее время контакта, чем для газообразного соединения.
Свежий поток жидкой серы можно непрерывно подавать в реакционную зону. В качестве альтернативы, в реакционной зоне периодически обновляют элементарную серу. Обычно количество жидкой серы составляет 10-90% от суммарного объема реактора, предпочтительно 20-80 об.%, более предпочтительно 30-70 об.%.
Способ согласно изобретению проводят при температуре в диапазоне от 350 до 750°С, предпочтительно от 400 до 700°С, более предпочтительно от 400 до 650°С, наиболее предпочтительно между 500 и 550°С.
Реагенты взаимодействуют между собой под давлением, которое является достаточным для поддержания элементарной серы в жидкой фазе. В связи с указанным, давление зависит от температуры процесса. Предпочтительно давление находится в диапазоне, равном от 3 до 200 бар (абс), более предпочтительно от 5 до 100 бар (абс), еще более предпочтительно от 5 до 30 бар (абс).
В способе согласно изобретению образуется газовая фаза, которая, главным образом, содержит дисульфид углерода, сероводород и элементарную серу. В случае применения газообразного углеводородного соединения, газовая фаза обычно также содержит непревращенное углеводородное соединение.
Предпочтительно способ согласно изобретению дополнительно включает в себя выведение газовой фазы, содержащей дисульфид углерода и сероводород, из реакционной зоны и конденсацию по меньшей мере части газовой фазы для того, чтобы получить жидкий поток, содержащий дисульфид углерода.
Если поток, выходящий из реакционной зоны, представляет собой смешанный поток жидкости и газа, как, например, может быть в случае, если жидкое сырье подается в реакционную зону, сначала под
- 2 014708 вергают разделению газообразную и жидкую фазы отходящего потока в газо-жидкостном сепараторе.
Выведенная газовая фаза может быть сконденсирована для того, чтобы получить жидкий поток, содержащий дисульфид углерода. Предпочтительно газовую фазу подвергают частичной конденсации на последующих стадиях с целью получения жидкого потока с повышенной концентрацией дисульфида углерода. Стадии очистки, отличные от конденсации, также могут быть использованы для получения жидкого потока, содержащего дисульфид углерода и имеющего необходимый состав.
Предпочтительно газовую фазу, выведенную из реакционной зоны, сначала охлаждают при давлении выше атмосферного до температуры, при которой конденсируется элементарная сера, в то время как дисульфид углерода и другие компоненты остаются в паровой фазе с пониженным содержанием серы. Конденсированную серу можно затем возвращать в реакционную зону. Паровая фаза с пониженным содержанием серы может быть конденсирована с целью получения жидкого потока, содержащего дисульфид углерода. Заданный состав жидкого потока, содержащего дисульфид углерода, будет определять необходимое число последующих стадий конденсации и/или дополнительной очистки. Для традиционных областей применения дисульфида углерода, например, при использовании в качестве исходного материала для получения искусственного волокна или в качестве растворителя желательна высокая чистота дисульфида углерода. Если этот жидкий поток используется при добыче нефти вторичным методом, то есть для инжекции потока в нефтяной коллектор с целью повышения добычи нефти из этого коллектора, жидкий поток дисульфида углерода может содержать существенные количества других компонентов, таких как сероводород и углеводородные соединения.
Жидкий поток, содержащий дисульфид углерода, который образуется в способе согласно изобретению, является наиболее подходящим для использования при добыче нефти вторичным методом, поскольку этот жидкий поток обычно содержит компоненты, отличающиеся от дисульфида углерода, которые можно не удалять при таком применении. В связи с указанным, предпочтительно способ согласно изобретению дополнительно включает в себя инжекцию жидкого потока, содержащего дисульфид углерода, в нефтяной коллектор для добычи нефти вторичным методом. Этот жидкий поток, содержащий дисульфид углерода, может быть смешан с другими жидкими компонентами или потоками до подачи в нефтяной коллектор.
Как правило, жидкий поток, содержащий дисульфид углерода, который может быть получен по способу согласно изобретению, также может содержать сероводород, растворенный в дисульфиде углерода, обычно в диапазоне концентраций от 0,1 до 66 мас.%, сероводорода в расчете на массу дисульфида углерода. Такой жидкий поток, содержащий дисульфид углерода и сероводород, является особенно подходящим для добычи нефти вторичным методом. Следовательно, изобретение дополнительно обеспечивает применение жидкого потока, содержащего дисульфид углерода и сероводород, который может быть получен по способу согласно изобретению, для добычи нефти вторичным методом.
Примеры
В кварцевый трубчатый реактор (внутренний диаметр 12 мм; длина 40 мм) загружают порошкообразную элементарную серу. Давление в реакторе доводят до 10 бар (1 МПа, абс) с помощью потока азота, и реактор нагревают до температуры реакции выше 400°С. При температуре реакции трубку реактора заполняют жидкой серой, высота столба которой составляет 15 см. В нижнюю часть реактора подают газообразную смесь, содержащую углеводород (метан или этан). Из верхней части реактора отводят газообразный поток. Состав газообразного отходящего потока анализируют с помощью газовой хроматографии. Было проведено семь различных экспериментов.
В таблице приведены условия проведения способа и результаты, полученные в экспериментах 1-7.
Таблица 1. Условия проведения способа и результаты экспериментов 1-7
Эксперимент Ува Состав сырья Ува/Н28/Не/И2 (% об.) Т (°С) Скорость потока^ (нл/час) Объемная скорость нл/кг 8 в час Конверсия Ув (% мол)
1 метан 18,8/-/81,1 486 2.6 20.4
2 этан 12.9/-/- 420 2.4 13.0
3 метан 60.3/-/37.8 413 2.7 3.2
4 метан 60.3/-/37.8 475 2.7 16.6
5 метан 59.8/-/40.2 517 2.8 39.5
6 метан 50.7/9,1/40.2 520 2.5 36.6
7 метан 61.3/-/38.7 505 2.5 37.0
а - Ув: углеводород.
Ь - объем в нормальных литрах (нормальный литр - это в литр в стандартных условиях, то есть 0°С и 1 атм) исходной газовой смеси в час.

Claims (8)

1. Способ получения дисульфида углерода, включающий подачу сырья, содержащего углеводородное соединение, в реакционную зону, содержащую элементарную серу, находящуюся в жидкой фазе, и взаимодействие элементарной серы, находящейся в жидкой фазе, и углеводородного соединения при температуре в диапазоне от 350 до 750°С и давлении от 3 до 200 бар (абс.), в отсутствие катализатора и в отсутствие молекулярного кислорода, причем сырье, содержащее углеводородное соединение, вводят в жидкую серу в нижней части реактора.
2. Способ по п.1, в котором углеводородное соединение в условиях реакции представляет собой газообразное соединение.
3. Способ по любому из пп.1-2, в котором углеводородное соединение представляет собой углеводород, предпочтительно насыщенный или ненасыщенный алифатический углеводород, более предпочтительно алифатический углеводород с числом атомов углерода до 20, более предпочтительно насыщенный алифатический углеводород с числом атомов углерода до 4.
4. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором температура в реакционной зоне находится в диапазоне от 400 до 700°С, предпочтительно от 400 до 650°С.
5. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором давление в реакционной зоне находится в диапазоне от 3 до 200 бар (абс.), предпочтительно от 5 до 100 бар (абс.), более предпочтительно от 5 до 30 бар (абс).
6. Способ по любому из предшествующих пунктов, который дополнительно включает выведение газовой фазы, содержащей дисульфид углерода и сероводород, из реакционной зоны, конденсацию по меньшей мере части газовой фазы для того, чтобы получить жидкий поток, содержащий дисульфид углерода.
7. Способ по п.6, который дополнительно содержит инжекцию жидкого потока, содержащего дисульфид углерода, в нефтяной коллектор для добычи нефти вторичным методом.
8. Применение жидкого потока, содержащего дисульфид углерода и сероводород, полученного способом по п.6, для добычи нефти вторичным методом.
EA200802327A 2006-05-16 2007-05-14 Способ получения дисульфида углерода EA014708B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP06114011 2006-05-16
PCT/EP2007/054610 WO2007131976A1 (en) 2006-05-16 2007-05-14 A process for the manufacture of carbon disulphide

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200802327A1 EA200802327A1 (ru) 2009-04-28
EA014708B1 true EA014708B1 (ru) 2011-02-28

Family

ID=37067536

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200802327A EA014708B1 (ru) 2006-05-16 2007-05-14 Способ получения дисульфида углерода

Country Status (10)

Country Link
US (1) US20090155159A1 (ru)
EP (1) EP2018349A1 (ru)
CN (1) CN101443269B (ru)
AU (1) AU2007251608A1 (ru)
BR (1) BRPI0711058A2 (ru)
CA (1) CA2651953A1 (ru)
EA (1) EA014708B1 (ru)
MX (1) MX2008014282A (ru)
NO (1) NO20085244L (ru)
WO (1) WO2007131976A1 (ru)

Families Citing this family (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2010752A1 (en) 2006-04-27 2009-01-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Systems and methods for producing oil and/or gas
EA014709B1 (ru) 2006-05-16 2011-02-28 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ получения дисульфида углерода
US8136590B2 (en) 2006-05-22 2012-03-20 Shell Oil Company Systems and methods for producing oil and/or gas
EA012887B1 (ru) 2006-07-07 2009-12-30 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ получения дисульфида углерода
AU2007286270A1 (en) 2006-08-10 2008-02-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Methods for producing oil and/or gas
CA2676231A1 (en) 2007-02-16 2008-08-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Systems and methods for absorbing gases into a liquid
WO2009012374A1 (en) 2007-07-19 2009-01-22 Shell Oil Company Methods for producing oil and/or gas
CA2703888A1 (en) 2007-10-31 2009-05-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Systems and methods for producing oil and/or gas
US8869891B2 (en) 2007-11-19 2014-10-28 Shell Oil Company Systems and methods for producing oil and/or gas
WO2009067423A1 (en) 2007-11-19 2009-05-28 Shell Oil Company Producing oil and/or gas with emulsion comprising miscible solvent
RU2498055C2 (ru) 2008-02-27 2013-11-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Система и способ добычи нефти и/или газа
CA2721278A1 (en) 2008-04-16 2009-10-22 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Systems and methods for producing oil and/or gas
CA2746842A1 (en) * 2008-12-15 2010-06-24 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for treating a heavy hydrocarbon feedstock to reduce its viscosity
CN108483446B (zh) * 2018-04-10 2021-12-10 上海东庚化工技术有限公司 一种二硫化碳生产过程中过量硫磺的分离方法及系统

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1981161A (en) * 1931-12-11 1934-11-20 Meigs Bassett & Slaughter Inc Preparation of carbon disulphide and hydrogen sulphide
DE697186C (de) * 1938-06-22 1940-10-08 Dr Egbert Dittrich Herstellung von Schwefelkohlenstoff
US2492719A (en) * 1943-06-26 1949-12-27 Pure Oil Co Preparation of carbon disulfide
DE1046592B (de) * 1954-08-09 1958-12-18 Fmc Corp Verfahren zur Herstellung von Schwefelkohlenstoff
US3250595A (en) * 1962-07-12 1966-05-10 Fmc Corp Method of producing carbon bisulfide
GB1129110A (en) * 1965-04-23 1968-10-02 Glanzstoff Ag Process for obtaining carbon disulphide from 1,3,5-trithiane
US3847220A (en) * 1973-05-04 1974-11-12 Texaco Inc Miscible displacement of petroleum using sequential addition of carbon disulfide and a hydrocarbon solvent
CN1389397A (zh) * 2002-07-02 2003-01-08 辽阳瑞兴化工有限公司 利用甲烷和乙烷混合的天然气制造二硫化碳及硫化氢的方法

Family Cites Families (68)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1765809A (en) * 1924-12-22 1930-06-24 Brown Co Process of making carbon bisulphide
US2330934A (en) * 1939-09-11 1943-10-05 Pure Oil Co Sulphur oxidation of hydrocarbons
US2636810A (en) * 1947-12-15 1953-04-28 Fmc Corp Manufacture of carbon disulfide
US2670801A (en) * 1948-08-13 1954-03-02 Union Oil Co Recovery of hydrocarbons
US2663622A (en) * 1948-12-14 1953-12-22 Standard Oil Dev Co Preparation of carbon disulfide
US3794114A (en) * 1952-06-27 1974-02-26 C Brandon Use of liquefiable gas to control liquid flow in permeable formations
US3087788A (en) * 1959-04-06 1963-04-30 Fmc Corp Combined catalytic and non-catalytic process of producing hydrogen sulfide and carbon disulfide
US3254960A (en) * 1963-11-26 1966-06-07 Sun Oil Co Wave reactor
US3345135A (en) * 1963-12-06 1967-10-03 Mobil Oil Corp The catalytic oxidation of hydrocarbons in the presence of hydrogen sulfide to produce carbon disulfide and oxides of carbon
US3393733A (en) * 1966-08-22 1968-07-23 Shell Oil Co Method of producing wells without plugging of tubing string
US3402768A (en) * 1967-03-29 1968-09-24 Continental Oil Co Oil recovery method using a nine-spot well pattern
US3498378A (en) * 1967-06-09 1970-03-03 Exxon Production Research Co Oil recovery from fractured matrix reservoirs
US3581821A (en) * 1969-05-09 1971-06-01 Petra Flow Inc Cryothermal process for the recovery of oil
US3647906A (en) * 1970-05-11 1972-03-07 Shell Oil Co Alpha-olefin production
US4305463A (en) * 1979-10-31 1981-12-15 Oil Trieval Corporation Oil recovery method and apparatus
US3672448A (en) * 1970-12-30 1972-06-27 Texaco Inc Interface advance control in secondary recovery program by reshaping of the interface between driving and driven fluids and by the use of a dynamic gradient barrier
US3932595A (en) * 1971-03-02 1976-01-13 Rhone-Progil Process of manufacturing carbon bisulfide
US3754598A (en) * 1971-11-08 1973-08-28 Phillips Petroleum Co Method for producing a hydrocarbon-containing formation
US3724553A (en) * 1971-11-18 1973-04-03 Mobil Oil Corp Paraffin well treatment method
US3729053A (en) * 1972-01-05 1973-04-24 Amoco Prod Co Method for increasing permeability of oil-bearing formations
US3805892A (en) * 1972-12-22 1974-04-23 Texaco Inc Secondary oil recovery
US3927185A (en) * 1973-04-30 1975-12-16 Fmc Corp Process for producing carbon disulfide
US3823777A (en) * 1973-05-04 1974-07-16 Texaco Inc Multiple solvent miscible flooding technique for use in petroleum formation over-laying and in contact with water saturated porous formations
US3878892A (en) * 1973-05-04 1975-04-22 Texaco Inc Vertical downward gas-driven miscible blanket flooding oil recovery process
US3847221A (en) * 1973-05-04 1974-11-12 Texaco Inc Miscible displacement of petroleum using carbon disulfide and a hydrocarbon solvent
US3840073A (en) * 1973-05-04 1974-10-08 Texaco Inc Miscible displacement of petroleum
US3822748A (en) * 1973-05-04 1974-07-09 Texaco Inc Petroleum recovery process
US3850245A (en) * 1973-05-04 1974-11-26 Texaco Inc Miscible displacement of petroleum
US4008764A (en) * 1974-03-07 1977-02-22 Texaco Inc. Carrier gas vaporized solvent oil recovery method
US4122156A (en) * 1975-08-13 1978-10-24 New England Power Company Process for the production of carbon disulfide from sulfur dioxide removed from a flue gas
US4182416A (en) * 1978-03-27 1980-01-08 Phillips Petroleum Company Induced oil recovery process
US4543434A (en) * 1981-01-28 1985-09-24 Mobil Oil Corporation Process for producing liquid hydrocarbon fuels
US4488976A (en) * 1981-03-25 1984-12-18 Shell Oil Company Olefin sulfonate-improved steam foam drive
US4393937A (en) * 1981-03-25 1983-07-19 Shell Oil Company Olefin sulfonate-improved steam foam drive
US4476113A (en) * 1981-10-27 1984-10-09 Union Oil Company Of California Stabilized fumigant composition comprising an aqueous solution of ammonia, hydrogen sulfide, carbon disulfide and sulfur
GB2136034B (en) * 1983-09-08 1986-05-14 Zakiewicz Bohdan M Dr Recovering hydrocarbons from mineral oil deposits
US4822938A (en) * 1988-05-03 1989-04-18 Mobil Oil Corporation Processes for converting methane to higher molecular weight hydrocarbons via sulfur-containing intermediates
US5076358A (en) * 1988-07-22 1991-12-31 Union Oil Company Of California Petroleum recovery with organonitrogen thiocarbonates
US4963340A (en) * 1989-03-13 1990-10-16 Mobil Oil Corporation Cyclic process for converting methane to carbon disulfide
US5065821A (en) * 1990-01-11 1991-11-19 Texaco Inc. Gas flooding with horizontal and vertical wells
US5120935A (en) * 1990-10-01 1992-06-09 Nenniger John E Method and apparatus for oil well stimulation utilizing electrically heated solvents
US5607016A (en) * 1993-10-15 1997-03-04 Butler; Roger M. Process and apparatus for the recovery of hydrocarbons from a reservoir of hydrocarbons
US6506349B1 (en) * 1994-11-03 2003-01-14 Tofik K. Khanmamedov Process for removal of contaminants from a gas stream
US5609845A (en) * 1995-02-08 1997-03-11 Mobil Oil Corporation Catalytic production of hydrogen from hydrogen sulfide and carbon monoxide
US5803171A (en) * 1995-09-29 1998-09-08 Amoco Corporation Modified continuous drive drainage process
NL1002524C2 (nl) * 1996-03-04 1997-09-05 Gastec Nv Katalysator voor de selectieve oxidatie van zwavelverbindingen tot elementaire zwavel, werkwijze voor de bereiding van een dergelijke kata- lysator en werkwijze voor de selectieve oxidatie van zwavelverbindingen elementaire zwavel.
US5826656A (en) * 1996-05-03 1998-10-27 Atlantic Richfield Company Method for recovering waterflood residual oil
US7644759B2 (en) * 1997-03-24 2010-01-12 Wavefront Energy & Environmental Services Inc. Enhancement of flow rates through porous media
US6851473B2 (en) * 1997-03-24 2005-02-08 Pe-Tech Inc. Enhancement of flow rates through porous media
GB9706044D0 (en) * 1997-03-24 1997-05-14 Davidson Brett C Dynamic enhancement of fluid flow rate using pressure and strain pulsing
JP3474393B2 (ja) * 1997-03-31 2003-12-08 日鐵住金溶接工業株式会社 溶接用ワイヤの製造方法
US6149344A (en) * 1997-10-04 2000-11-21 Master Corporation Acid gas disposal
US6136282A (en) * 1998-07-29 2000-10-24 Gas Research Institute Method for removal of hydrogen sulfide from gaseous streams
US6946111B2 (en) * 1999-07-30 2005-09-20 Conocophilips Company Short contact time catalytic partial oxidation process for recovering sulfur from an H2S containing gas stream
US6497855B1 (en) * 2000-03-22 2002-12-24 Lehigh University Process for the production of hydrogen from hydrogen sulfide
KR100786409B1 (ko) * 2000-09-07 2007-12-17 더 비오씨 그룹 피엘씨 황화수소를 함유하는 기체 스트림의 처리
WO2002020139A1 (en) * 2000-09-07 2002-03-14 The Boc Group Plc Process and apparatus for recovering sulphur from a gas stream containing sulphide
MY129091A (en) * 2001-09-07 2007-03-30 Exxonmobil Upstream Res Co Acid gas disposal method
WO2003082455A2 (en) * 2002-03-25 2003-10-09 Tda Research, Inc. Catalysts and process for oxidizing hydrogen sulfide to sulfur dioxide and sulfur
BR0313036A (pt) * 2002-07-24 2005-07-12 Jeffrey P Newton Composição catalìtica, método para craqueá-la, método para produzi-la e uso da mesma na produção de hidrocarbonetos de peso molecular inferior
US8224164B2 (en) * 2002-10-24 2012-07-17 Shell Oil Company Insulated conductor temperature limited heaters
ATE404652T1 (de) * 2002-12-17 2008-08-15 Shell Int Research Verfahren zur selektiven katalytischen oxidation von schwefelverbindungen
US7090818B2 (en) * 2003-01-24 2006-08-15 Stauffer John E Carbon disulfide process
US7025134B2 (en) * 2003-06-23 2006-04-11 Halliburton Energy Services, Inc. Surface pulse system for injection wells
US7601320B2 (en) * 2005-04-21 2009-10-13 Shell Oil Company System and methods for producing oil and/or gas
EP2010752A1 (en) * 2006-04-27 2009-01-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Systems and methods for producing oil and/or gas
US8136590B2 (en) * 2006-05-22 2012-03-20 Shell Oil Company Systems and methods for producing oil and/or gas
AU2007286270A1 (en) * 2006-08-10 2008-02-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Methods for producing oil and/or gas

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1981161A (en) * 1931-12-11 1934-11-20 Meigs Bassett & Slaughter Inc Preparation of carbon disulphide and hydrogen sulphide
DE697186C (de) * 1938-06-22 1940-10-08 Dr Egbert Dittrich Herstellung von Schwefelkohlenstoff
US2492719A (en) * 1943-06-26 1949-12-27 Pure Oil Co Preparation of carbon disulfide
DE1046592B (de) * 1954-08-09 1958-12-18 Fmc Corp Verfahren zur Herstellung von Schwefelkohlenstoff
US3250595A (en) * 1962-07-12 1966-05-10 Fmc Corp Method of producing carbon bisulfide
GB1129110A (en) * 1965-04-23 1968-10-02 Glanzstoff Ag Process for obtaining carbon disulphide from 1,3,5-trithiane
US3847220A (en) * 1973-05-04 1974-11-12 Texaco Inc Miscible displacement of petroleum using sequential addition of carbon disulfide and a hydrocarbon solvent
CN1389397A (zh) * 2002-07-02 2003-01-08 辽阳瑞兴化工有限公司 利用甲烷和乙烷混合的天然气制造二硫化碳及硫化氢的方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
DATABASE WPI Week 200334 Derwent Publications Ltd., London, GB; AN 2003-355446 XP002403240 & CN 1 389 397 A (LIAOYANG RUIXING CHEM CO LTD) 8 January 2003 (2003-01-08) abstract *

Also Published As

Publication number Publication date
EA200802327A1 (ru) 2009-04-28
NO20085244L (no) 2008-12-15
CN101443269A (zh) 2009-05-27
US20090155159A1 (en) 2009-06-18
BRPI0711058A2 (pt) 2011-08-23
AU2007251608A1 (en) 2007-11-22
EP2018349A1 (en) 2009-01-28
CA2651953A1 (en) 2007-11-22
WO2007131976A1 (en) 2007-11-22
MX2008014282A (es) 2008-11-18
CN101443269B (zh) 2012-06-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA014708B1 (ru) Способ получения дисульфида углерода
EA014709B1 (ru) Способ получения дисульфида углерода
US8097230B2 (en) Process for the manufacture of carbon disulphide and use of a liquid stream comprising carbon disulphide for enhanced oil recovery
Asinger Paraffins: chemistry and technology
US7479217B2 (en) Series of hydroconversion and steam reforming processes to optimize hydrogen production on production fields
RU2006126086A (ru) Способы получения неочищенного продукта и водородсодержащего газа
KR20190004369A (ko) 메틸 메르캅탄의 제조 방법
CN108137432B (zh) 将甲烷转化成包括液体燃料的更高级烃的方法
US9562006B2 (en) Preparation of symmetrical and asymmetrical disulphides by reactive distillation of mixtures of disulphides
US20160046496A1 (en) Hydrogen cyanide production with controlled feedstock composition
WO2010150063A1 (en) Process for upgrading natural gas with a high hydrogen sulfide content
CS226017B2 (en) Method of converting coal to gaseous hydrocarbons and volatile distillates
Voronkov et al. High-temperature synthesis of thiophene from bis (2-chloroethyl) sulfide

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ KZ RU