EA014709B1 - Способ получения дисульфида углерода - Google Patents

Способ получения дисульфида углерода Download PDF

Info

Publication number
EA014709B1
EA014709B1 EA200802328A EA200802328A EA014709B1 EA 014709 B1 EA014709 B1 EA 014709B1 EA 200802328 A EA200802328 A EA 200802328A EA 200802328 A EA200802328 A EA 200802328A EA 014709 B1 EA014709 B1 EA 014709B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
reaction zone
carbon disulfide
hydrocarbon compound
hydrogen sulfide
liquid
Prior art date
Application number
EA200802328A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200802328A1 (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 EA200802328A1 publication Critical patent/EA200802328A1/ru
Publication of EA014709B1 publication Critical patent/EA014709B1/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
    • 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

В настоящем изобретении предложен способ получения дисульфида углерода, который включает в себя подачу газа, содержащего молекулярный кислород, и сырья, содержащего углеводородное соединение, в реакционную зону, содержащую жидкую фазу элементарной серы, и взаимодействие в жидкой фазе серы при температуре в диапазоне от 300 до 750°С углеводородного соединения с элементарной серой с образованием дисульфида углерода и сероводорода и окисление по меньшей мере части образовавшегося сероводорода до элементарной серы и воды. Кроме того, настоящее изобретение обеспечивает применение жидкого потока, содержащего дисульфид углерода, сероводород и карбонилсульфид углерода, который может быть получен по способу изобретения, для добычи нефти вторичным методом.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу получения дисульфида углерода и к применению получаемого в таком способе жидкого потока, содержащего дисульфид углерода, сероводород и карбонилсульфид, для добычи нефти вторичным методом.
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 -> нС82 + (η+1)Η25 (1)
В патенте ОВ 1173344 описан способ взаимодействия серы и пропана в паровой фазе в отсутствие катализатора под давлением, не превышающем 10 атм в реакционной зоне, в которой поддерживают температуру от 550 до 850°С.
В патенте И8 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, при давлении, достаточном для поддержания серы в жидкой фазе.
Недостаток описанных выше способов уровня техники заключается в том, что молярное количество образовавшегося сероводорода больше, чем молярное количество полученного дисульфида углерода.
В патенте И8 3345135 раскрыт каталитический способ получения дисульфида углерода и оксидов углерода, в котором газообразный насыщенный или ненасыщенный алифатический углеводород, имеющий от 1 до 20 атомов углерода, окисляющий газ, особенно кислород, и сероводород взаимодействуют при температурах приблизительно от 100 до 700°С в присутствии специфического алюмосиликатного катализатора. Образуются значительные количества диоксида углерода и монооксида углерода. Из примеров можно усмотреть, что молярное количество образовавшихся оксидов углерода существенно превышает молярное количество полученного дисульфида углерода.
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 для того, чтобы увеличить степень извлечения нефти из пласта по сравнению с той, которая достигается традиционными приемами. Например, в патенте И8 3847221 описано применение дисульфида углерода для добычи нефти вторичным методом из битуминозного песка.
Раскрытие изобретения
В настоящем изобретении установлено, что дисульфид углерода может быть получен из углеводородного соединения и жидкой элементарной серы в условиях, при которых образовавшийся сероводород селективно окисляется до элементарной серы за счет добавления молекулярного кислорода в реакционную смесь, то есть образование побочных продуктов диоксида углерода и монооксида углерода минимизируется.
В настоящем изобретении разработан способ получения дисульфида углерода, который включает в себя подачу газа, содержащего молекулярный кислород, и сырья, содержащего углеводородное соединение, в реакционную зону, содержащую элементарную серу в жидкой фазе, и взаимодействие в жидкой фазе серы, при температуре в диапазоне от 300 до 750°С углеводородного соединения с элементарной серой с образованием дисульфида углерода и сероводорода и окисление по меньшей мере части образовавшегося сероводорода до элементарной серы и воды.
Преимущество способа согласно изобретению заключается в том, что образуются только небольшие количества оксидов углерода. Дополнительное преимущество заключается в том, что способ согласно изобретению может быть осуществлен в отсутствие катализатора.
По сравнению с традиционным парофазным способом получения дисульфида углерода способ согласно изобретению обладает несколькими преимуществами. Одно преимущество заключается в том, что при получении дисульфида углерода образуются только небольшие количества сероводорода. Следовательно, только небольшой поток сероводорода необходимо рециркулировать в установку концентрации сероводорода и в технологический блок превращения, например в процесс Клауса или установку 8СОТ, если желательным продуктом является дисульфид углерода высокой чистоты. Другое преимущество заключается в том, что нет необходимости испарять серу. Дополнительное преимущество заключается в том, что при экзотермическом селективном процессе окисления выделяется теплота, которая используется в эндотермической реакции между углеводородным соединением и серой.
В способе согласно изобретению получается газовая фаза, содержащая дисульфид углерода и водяной пар. Обычно газовая фаза также содержит сероводород и карбонилсульфид. Кроме того, в газовой
- 1 014709 фазе могут присутствовать оксиды углерода, оксиды серы, непревращенное углеводородное соединение и элементарная сера. За счет того, что газовую фазу обрабатывают на одной или на последовательных стадиях конденсации, в способе согласно изобретению получают жидкий поток, содержащий дисульфид углерода. Этот жидкий поток также может содержать другие соединения, такие как вода, непревращенные углеводороды, оксиды углерода, оксиды серы, сероводород, карбонилсульфид и/или элементарная сера. Можно признать, что точный состав продуктов будет зависеть, главным образом, от температуры и давления, при которых проводится стадия (стадии) конденсации. Обычно полученный жидкий поток может содержать некоторое количество сероводорода и карбонилсульфида, растворенных в дисульфиде углерода. Такой жидкий поток, содержащий дисульфид углерода, который получен по способу согласно изобретению, может быть особенно подходящим для добычи нефти вторичным методом.
Следовательно, настоящее изобретение дополнительно обеспечивает возможность применения жидкого потока, полученного с использованием описанного выше способа, содержащего дисульфид углерода, сероводород и карбонилсульфид, для добычи нефти вторичным методом.
В способе, соответствующем 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 осуществляется в жидкой фазе серы. Эти реагенты взаимодействуют друг с другом при температуре в диапазоне от 300 до 750°С и под давлением, достаточным для поддержания элементарной серы в жидкой фазе.
В реакционную зону, содержащую элементарную серу в жидкой фазе, подают газ, содержащий молекулярный кислород, а также сырье, содержащее углеводородное соединение. Здесь указание на углеводородное соединение относится к соединению, имеющему атомы углерода и водорода, и необязательно, небольшое количество гетероатомов, таких как кислород, сера или азот. Углеводородное соединение в условиях реакции может быть в газообразном, жидком или твердом состоянии. Примерами подходящих углеводородных соединений являются углеводороды, асфальтены, меркаптаны, тиофены и алкилполисульфиды. Предпочтительно в условиях осуществления реакции углеводородное соединение является газообразным.
Предпочтительным углеводородным соединением являются углеводороды, более предпочтительно насыщенные или ненасыщенные алифатические углеводороды, более предпочтительно алифатические углеводороды с числом атомов углерода в диапазоне от 1 до 20. В способе согласно изобретению особенно 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, если углеводородное соединение представляет собой насыщенный алифатический углеводород, процесс протекает в соответствии с суммарным уравнением реакции (1)
СпН2(п+1) + (Зп+1)8 -Э- пС82 + (п+1)Н23 (1)
Молекулярный кислород подают в реакционную зону для того, чтобы окислять по меньшей мере часть образовавшегося сероводорода до элементарной серы в соответствии с уравнением реакции (2) (п+1)Н28 + /2(11+1)02 (п+1)Н2О + (п+1 )8 (2)
Тогда суммарным результатом протекания реакций (1) и (2) является
СпН2(п+1) + 2п8 + /(п+1)О2 пС32 “ (п+1)Н2О (3)
Сырье может содержать более одного углеводородного соединения. Кроме того, сырье может 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 атмосферной и/или вакуумной перегонки сырой нефти, меркаптансодержащий газ, выходящий из поглотителя меркаптанов. Особенно подходящим сырьем, содержащим подходящие углеводородные соединения, является природный газ.
Предпочтительно сырье также содержит сероводород. В случае, когда сырье содержит сероводород, часть или вся элементарная сера, которая необходима для реакции углеводородного соединения с элементарной серой согласно уравнению (1), может быть получена в реакционной зоне путем селективного окисления поданного извне сероводорода согласно уравнению реакции (2). Если в реакционную зону подается достаточное количество сероводорода вместе с сырьем, то способ может быть осуществлен без суммарного потребления элементарной серы.
Газ, содержащий молекулярный кислород, который подают в реакционную зону, предпочтительно представляет собой чистый кислород, воздух или обогащенный кислородом воздух. Газ, содержащий молекулярный кислород, и сырье могут быть поданы в реакционную зону раздельно или в виде смеси. Может быть использована постепенная подача газа, содержащего молекулярный кислород, для того, чтобы избежать появления горячих пятен в результате локального избытка кислорода.
Для того чтобы минимизировать окисление углеводородного соединения до оксидов углерода, а также окисление дисульфида углерода до диоксида углерода и диоксида серы, молекулярный кислород
- 2 014709 предпочтительно подают в реакционную зону в количестве, меньше стехиометрического, то есть количество молей кислорода, поданных в реакционную зону, на 25% меньше числа молей водорода в углеводороде и сероводороде, поданных в реакционную зону. Предпочтительно количество молей кислорода, поданных в реакционную зону, составляет не меньше чем 5% от стехиометрического количества, более предпочтительно не меньше чем 10% от стехиометрического количества, еще более предпочтительно не меньше чем 30%.
В способе согласно изобретению сырье, а также газ, содержащий молекулярный кислород, обычно непрерывно подают в реакционную зону. Если сырье является газообразным, то его можно подавать в реакционную зону раздельно или вместе с газом, содержащим молекулярный кислород. В случае, когда углеводородное соединение является твердым в условиях реакции, сырье предпочтительно подают в реакционную зону с использованием предварительного смешивания сырья с серой, находящейся в жидкой фазе, которой будет заполнена реакционная зона. Это также может быть осуществлено в случае, если углеводородное соединение представляет собой жидкость в условиях реакции. Предпочтительно жидкое сырье непрерывно подают в реакционную зону или параллельным потоком, или в противотоке с содержащим молекулярный кислород газом, подаваемым в реакционную зону.
Способ может быть осуществлен в реакторе любой конфигурации, подходящей для газожидкостного контактирования, обычно с использованием барботирования 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.
В случае расходования элементарной серы в реакционную зону можно непрерывно подавать свежий поток жидкой серы. В качестве альтернативы в реакционной зоне периодически обновляют элементарную серу.
В случае, когда в условиях осуществления реакции углеводородное соединение является газообразным, 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 осуществления реакции, обычно будет требоваться большее время контакта, чем для углеводородного соединения, которое является жидким в условиях реакции, а для жидкого соединения будет требоваться большее время контакта, чем для газообразного соединения.
Способ согласно изобретению проводят при температуре в диапазоне от 300 до 750°С, предпочтительно от 400 до 700°С, более предпочтительно от 400 до 650°С.
Реагенты взаимодействуют между собой под давлением, которое является достаточным для поддержания элементарной серы в жидкой фазе. Следовательно, давление сильно зависит от температуры процесса. Предпочтительно давление находится в диапазоне от 3 до 200 бар (абс.), более предпочтительно от 5 до 100 бар (абс), еще более предпочтительно от 5 до 30 бар (абс.).
Преимущество способа согласно изобретению заключается в том, что для способа не требуется катализатор. Предпочтительно углеводородное соединение взаимодействует с серой в отсутствие катализатора.
Преимущество способа согласно изобретению заключается в том, что при используемых условиях реакции, молекулярный кислород селективно взаимодействует с сероводородом, то есть без окисления значительного количества углеводородного соединения или дисульфида углерода.
В способе согласно изобретению образуется газовая фаза, которая, главным образом, содержит дисульфид углерода и водяной пар. В предпочтительном варианте осуществления, когда молекулярный кислород используется в количестве, меньше стехиометрического, в газовой фазе также присутствует сероводород. Обычно газовая фаза будет содержать небольшие количества карбонилсульфида, диоксида углерода, диоксида серы и элементарной серы. В случае использования газообразного углеводородного соединения обычно в газовой фазе содержится непревращенное углеводородное соединение.
Предпочтительно способ согласно изобретению дополнительно включает в себя выведение газовой фазы, содержащей дисульфид углерода и водяной пар, 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, происходит в случае, если жидкое сырье подают параллельным потоком вместе с газом, содержащим молекулярный кислород, в реакционную зону, то сначала разделяют 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
- 3 014709 дисульфид углерода и другие компоненты остаются в паровой фазе с пониженным содержанием серы. Затем конденсированную серу можно рециркулировать в реакционную зону. Паровая фаза с пониженным содержанием серы может быть конденсирована с целью получения жидкого потока, содержащего дисульфид углерода. Предпочтительно вода селективно конденсируется из паровой фазы с пониженным содержанием серы для того, чтобы получить паровую фазу с пониженным содержанием воды. Затем паровую фазу с пониженным содержанием воды конденсируют с целью получения жидкой фазы, содержащей дисульфид углерода.
Следует учесть, что необходимый 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, карбонилсульфид, оксиды углерода, оксиды серы, углеводородные соединения и вода.
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. Следовательно, 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.
Типично жидкий поток, содержащий дисульфид углерода, который может быть получен по способу согласно изобретению, также может содержать сероводород и карбонилсульфид, растворенный в дисульфиде углерода. Обычно диапазон концентраций составляет от 0,05 до 50 мас.% сероводорода и от 0,01 до 15 мас.% карбонилсульфида в расчете на массу дисульфида углерода. Следовательно, изобретение дополнительно обеспечивает применение жидкого потока, содержащего дисульфид углерода, карбонилсульфид и сероводород, который может быть получен по способу согласно изобретению, для добычи нефти вторичным методом.
Кроме того, способ согласно изобретению будет проиллюстрирован с использованием следующих, не ограничивающих примеров.
Пример 1.
В кварцевый трубчатый реактор (внутренний диаметр 12 мм; длина 40 мм) загружают некоторое количество порошкообразной элементарной серы. Давление в реакторе доводят до 10 бар (абс.) с помощью потока азота и реактор нагревают до температуры процесса выше 400°С. При температуре процесса трубку реактора заполняют жидкой серой, высота столба которой составляет 15 см (что соответствует приблизительно 1,7-10-2 л серы). В нижнюю часть реактора подают газообразную смесь, содержащую углеводород (метан или этан). Сверху реактора выводят газообразный поток. Состав газообразного отходящего потока анализируют с помощью газовой хроматографии. Было проведено шесть различных экспериментов. В сопоставительных экспериментах 1 и 4 кислород не подавали в реактор. Эксперименты 2, 3, 5 и 6 проводят согласно изобретению.
В табл. 1 приведены условия процесса и результаты, полученные в экспериментах 1-6.
Для реактора лабораторного масштаба, использованного в этом примере, отсутствует возможность для постепенной подачи кислорода в реактор. Поэтому количество кислорода, поданного в реактор, поддерживают на низком уровне для того, чтобы минимизировать окисление углеводорода и дисульфида углерода вблизи входа в реактор. Если эксперименты проводить в реакторе с возможностью подачи кислорода на различных этапах процесса, можно подавать большее количество кислорода, но все же оно должно быть меньше стехиометрического количества.
Пример 2.
Проведены три различных эксперимента (опыты 7-9), как описано в примере 1. В экспериментах 79, исходные газообразные смеси, подаваемые в трубчатый реактор, содержат сероводород. Условия реакции и полученные результаты приведены в табл. 2.
- 4 014709
Таблица 1. Условия процесса и результаты экспериментов 1-6
Ь - нормальный литр - это объем в литрах в стандартных условиях (то есть при 0°С и 1 атм) исходной газовой смеси в час.
Таблица 2. Условия процесса и результаты экспериментов 7-9
Эксперимент Состав сырья СНЦОг/НгЗ/Не/ГО (% по объему) Т (°С) Скорость потока!* (ил/час) Конверсия метана (мол.%) Выход (% моль/моль)
С82 Н28 СОЗ 8О2 СО2
7 29,5/3,2/5,2/36,9/25,2 435 4,0 5,7 5,5 -7,3 0,2 0,07 <0,01
8 25,1/3,9/4,4/45,1/21,5 436 4,7 5,3 5,0 -12,2 0,4 1,8 <0,01
9 29,5/3,2/5,2/36,9/25,2 422 4,0 3,5 3,1 -11,6 0,2 0,09 <0,01
Ь - нормальный литр - это объем в литрах в стандартных условиях исходной газовой смеси в час.

Claims (9)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ получения дисульфида углерода, включащий подачу газа, содержащего молекулярный кислород, и 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 300 до 750°С, углеводородного соединения с элементарной серой с образованием дисульфида углерода и сероводорода и окисление по меньшей мере части образовавшегося сероводорода до элементарной серы и воды.
  2. 2. Способ по п.1, в котором углеводородное соединение взаимодействует с элементарной серой в отсутствие катализатора.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором сырье содержит сероводород.
  4. 4. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором в условиях осуществления реакции углеводородное соединение представляет собой газообразное соединение.
  5. 5. Способ по любому из предшествующих пунктов, 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.
  6. 6. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором количество молей кислорода, поданных в реакционную зону, на 25% меньше числа молей водорода в углеводородном соединении и сероводороде, поданных в реакционную зону
  7. 7. 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.
  8. 8. 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.).
  9. 9. Способ по любому из предшествующих пунктов, который дополнительно включает выведение газовой фазы, содержащей дисульфид углерода и водяной пар, из реакционной зоны, конденсацию по меньшей мере части газовой фазы с целью получения жидкого потока, содержащего дисульфид углеро
    - 5 014709 да, и предпочтительно инжекцию жидкого потока, содержащего дисульфид углерода, в нефтяной коллектор для добычи нефти вторичным методом.
EA200802328A 2006-05-16 2007-05-14 Способ получения дисульфида углерода EA014709B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP06114009 2006-05-16
PCT/EP2007/054613 WO2007131977A1 (en) 2006-05-16 2007-05-14 A process for the manufacture of carbon disulphide

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200802328A1 EA200802328A1 (ru) 2009-04-28
EA014709B1 true EA014709B1 (ru) 2011-02-28

Family

ID=37076149

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200802328A EA014709B1 (ru) 2006-05-16 2007-05-14 Способ получения дисульфида углерода

Country Status (10)

Country Link
US (1) US8722006B2 (ru)
EP (1) EP2021278A1 (ru)
CN (1) CN101443268B (ru)
AU (1) AU2007251609A1 (ru)
BR (1) BRPI0711264A2 (ru)
CA (1) CA2652002C (ru)
EA (1) EA014709B1 (ru)
MX (1) MX2008014476A (ru)
NO (1) NO20085245L (ru)
WO (1) WO2007131977A1 (ru)

Families Citing this family (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101432502B (zh) 2006-04-27 2013-07-31 国际壳牌研究有限公司 开采石油和/或气体的系统和方法
CN101443268B (zh) 2006-05-16 2012-06-06 国际壳牌研究有限公司 制备二硫化碳的方法
US8136590B2 (en) 2006-05-22 2012-03-20 Shell Oil Company Systems and methods for producing oil and/or gas
MX2008016422A (es) 2006-07-07 2009-01-19 Shell Int Research Proceso para producir disulfuro de carbono y uso de una corriente liquida de disulfuro de carbono para la recuperacion mejorada de combustible.
CN101501295B (zh) 2006-08-10 2013-11-20 国际壳牌研究有限公司 用于生产油和/或气的方法
US8394180B2 (en) 2007-02-16 2013-03-12 Shell Oil Company Systems and methods for absorbing gases into a liquid
CA2693942C (en) 2007-07-19 2016-02-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Methods for producing oil and/or gas
WO2009058846A1 (en) 2007-10-31 2009-05-07 Shell Oil Company Systems and methods for producing oil and/or gas
CN101861445B (zh) 2007-11-19 2014-06-25 国际壳牌研究有限公司 生产油和/或气的系统与方法
RU2515673C2 (ru) * 2007-11-19 2014-05-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Система для добычи нефти с помощью эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель
RU2010136287A (ru) * 2008-01-30 2012-03-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL) Способ для добычи нефти и/или газа и устройства для их осуществления
US8528645B2 (en) 2008-02-27 2013-09-10 Shell Oil Company Systems and methods for producing oil and/or gas
WO2009129218A2 (en) 2008-04-16 2009-10-22 Shell Oil Company Systems and methods for producing oil and/or gas
WO2010009125A1 (en) * 2008-07-14 2010-01-21 Shell Oil Company Systems and methods for producing oil and/or gas
CN102245505A (zh) * 2008-12-15 2011-11-16 国际壳牌研究有限公司 处理重质烃原料以降低其粘度的方法
WO2011084973A1 (en) * 2010-01-07 2011-07-14 Shell Oil Company A process for the manufacture of sulphide compounds
KR101542090B1 (ko) * 2011-04-18 2015-08-05 쇼와 덴코 가부시키가이샤 황화카르보닐의 제조 방법
CN104229799A (zh) * 2014-09-15 2014-12-24 王杰锋 一种新型材料的二硫化碳反应炉
CN106829876B (zh) * 2017-03-02 2018-09-04 洛阳九成新材料技术有限公司 炼油厂脱硫车间硫蒸汽的回收利用方法
CN114906849A (zh) * 2022-06-23 2022-08-16 上海德迈世欧科技有限公司 制备硫化氢和二硫化碳的方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2492719A (en) * 1943-06-26 1949-12-27 Pure Oil Co Preparation of carbon disulfide
US3729053A (en) * 1972-01-05 1973-04-24 Amoco Prod Co Method for increasing permeability of oil-bearing formations
US3847220A (en) * 1973-05-04 1974-11-12 Texaco Inc Miscible displacement of petroleum using sequential addition of carbon disulfide and a hydrocarbon solvent

Family Cites Families (84)

* 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
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
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
DE1046592B (de) 1954-08-09 1958-12-18 Fmc Corp Verfahren zur Herstellung von Schwefelkohlenstoff
US3087788A (en) 1959-04-06 1963-04-30 Fmc Corp Combined catalytic and non-catalytic process of producing hydrogen sulfide and carbon disulfide
GB1007674A (en) 1962-04-20 1965-10-22 Marco Preda Process for catalytically producing carbon disulphide from sulphur vapour and gaseous hydrocarbon
US3250595A (en) * 1962-07-12 1966-05-10 Fmc Corp Method of producing carbon bisulfide
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
DE1232556B (de) 1965-04-23 1967-01-19 Glanzstoff Ag Verfahren zur Gewinnung von Schwefelkohlenstoff aus Trithian
FR1493586A (fr) 1966-06-15 1967-09-01 Progil Procédé de fabrication de sulfure de carbone
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
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
US3847221A (en) 1973-05-04 1974-11-12 Texaco Inc Miscible displacement of petroleum using carbon disulfide and a hydrocarbon solvent
US3878892A (en) 1973-05-04 1975-04-22 Texaco Inc Vertical downward gas-driven miscible blanket flooding oil recovery process
US3822748A (en) 1973-05-04 1974-07-09 Texaco Inc Petroleum recovery process
US3840073A (en) 1973-05-04 1974-10-08 Texaco Inc Miscible displacement of petroleum
US3850245A (en) 1973-05-04 1974-11-26 Texaco Inc Miscible displacement of petroleum
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
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
SU600087A1 (ru) * 1975-11-24 1978-03-30 Vilesov Nikolaj G Способ получени сероуглерода
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
US5304361A (en) 1992-06-26 1994-04-19 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Removal of hydrogen sulfide
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
CA2287944C (en) 1997-05-01 2006-03-21 Bp Amoco Corporation Communicating horizontal well network
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
KR100786412B1 (ko) 2000-09-07 2007-12-17 더 비오씨 그룹 피엘씨 황화수소 함유 기체 스트림으로부터 황을 회수하는 방법
ATE265261T1 (de) 2000-09-07 2004-05-15 Boc Group Plc Verfahren und vorrichtung zur gewinnung von schwefel aus schwefelwasserstoff enthaltenden gasströmen
US6706108B2 (en) 2001-06-19 2004-03-16 David L. Polston Method for making a road base material using treated oil and gas waste material
MY129091A (en) 2001-09-07 2007-03-30 Exxonmobil Upstream Res Co Acid gas disposal method
AU2003222204A1 (en) 2002-03-25 2003-10-13 Tda Research, Inc. Catalysts and process for oxidizing hydrogen sulfide to sulfur dioxide and sulfur
CN1220626C (zh) 2002-07-02 2005-09-28 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
AU2003263820B2 (en) * 2002-07-24 2009-08-06 Jeffrey P. Newton Catalytic composition and use thereof in the production of lower molecular weight hydrocarbons
US7219734B2 (en) 2002-10-24 2007-05-22 Shell Oil Company Inhibiting wellbore deformation during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation
GB2379685A (en) 2002-10-28 2003-03-19 Shell Internat Res Maatschhapp Enhanced oil recovery with asynchronous cyclic variation of injection rates
WO2004055135A1 (en) 2002-12-17 2004-07-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for the catalytic selective oxidation of sulphur compounds
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
MX2007012941A (es) 2005-04-21 2008-01-11 Shell Int Research Sistemas y metodos para producir combustible y/o gas.
CN101432502B (zh) 2006-04-27 2013-07-31 国际壳牌研究有限公司 开采石油和/或气体的系统和方法
CN101443268B (zh) 2006-05-16 2012-06-06 国际壳牌研究有限公司 制备二硫化碳的方法
AU2007251608A1 (en) 2006-05-16 2007-11-22 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A process for the manufacture of carbon disulphide
US8136590B2 (en) 2006-05-22 2012-03-20 Shell Oil Company Systems and methods for producing oil and/or gas
MX2008016422A (es) 2006-07-07 2009-01-19 Shell Int Research Proceso para producir disulfuro de carbono y uso de una corriente liquida de disulfuro de carbono para la recuperacion mejorada de combustible.
CN101501295B (zh) 2006-08-10 2013-11-20 国际壳牌研究有限公司 用于生产油和/或气的方法
EP2064150A1 (en) 2006-09-18 2009-06-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A process for the manufacture of carbon disulphide

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2492719A (en) * 1943-06-26 1949-12-27 Pure Oil Co Preparation of carbon disulfide
US3729053A (en) * 1972-01-05 1973-04-24 Amoco Prod Co Method for increasing permeability of oil-bearing formations
US3847220A (en) * 1973-05-04 1974-11-12 Texaco Inc Miscible displacement of petroleum using sequential addition of carbon disulfide and a hydrocarbon solvent

Also Published As

Publication number Publication date
NO20085245L (no) 2008-12-15
AU2007251609A1 (en) 2007-11-22
CN101443268A (zh) 2009-05-27
EA200802328A1 (ru) 2009-04-28
EP2021278A1 (en) 2009-02-11
US20090226358A1 (en) 2009-09-10
CA2652002A1 (en) 2007-11-22
BRPI0711264A2 (pt) 2011-08-30
US8722006B2 (en) 2014-05-13
CN101443268B (zh) 2012-06-06
WO2007131977A1 (en) 2007-11-22
CA2652002C (en) 2015-01-06
MX2008014476A (es) 2008-11-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
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
US20090155159A1 (en) Process for the manufacture of carbon disulphide
US7763227B2 (en) Process for the manufacture of carbon disulphide
US3957620A (en) Process for treating heavy oil
US9562006B2 (en) Preparation of symmetrical and asymmetrical disulphides by reactive distillation of mixtures of disulphides
CN108137432A (zh) 将甲烷转化成包括液体燃料的更高级烃的方法
WO2010150063A1 (en) Process for upgrading natural gas with a high hydrogen sulfide content
US20160046496A1 (en) Hydrogen cyanide production with controlled feedstock composition
CS226017B2 (en) Method of converting coal to gaseous hydrocarbons and volatile distillates

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