EA014708B1 - Способ получения дисульфида углерода - Google Patents
Способ получения дисульфида углерода Download PDFInfo
- 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
Links
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 79
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 49
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 45
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 35
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 8
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 7
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 229910001882 dioxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 44
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 23
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 23
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 17
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 14
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 11
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 11
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 6
- XDAHMMVFVQFOIY-UHFFFAOYSA-N methanedithione;sulfane Chemical compound S.S=C=S XDAHMMVFVQFOIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 10
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 abstract 3
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 19
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 8
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 8
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical group N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Chemical group 0.000 description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical class [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- -1 asphaltenes Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical group [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910002090 carbon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 1
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000004535 oil miscible liquid Substances 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 229920001021 polysulfide Polymers 0.000 description 1
- 239000005077 polysulfide Substances 0.000 description 1
- 150000008117 polysulfides Polymers 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 description 1
- 239000011275 tar sand Substances 0.000 description 1
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 1
- 150000003577 thiophenes Chemical class 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Lubricants (AREA)
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.
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)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BRPI0710598A2 (pt) | 2006-04-27 | 2011-08-16 | Shell Int Research | sistema e método para produzir petróleo e/ou gás |
| 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 |
| WO2008003732A1 (en) | 2006-07-07 | 2008-01-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for the manufacture of carbon disulphide and use of a liquid stream comprising carbon disulphide for enhanced oil recovery |
| EP2049767A1 (en) | 2006-08-10 | 2009-04-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Methods for producing oil and/or gas |
| WO2008101042A1 (en) | 2007-02-16 | 2008-08-21 | Shell Oil Company | Systems and methods for absorbing gases into a liquid |
| RU2473792C2 (ru) | 2007-07-19 | 2013-01-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ добычи нефти и/или газа (варианты) |
| WO2009058846A1 (en) | 2007-10-31 | 2009-05-07 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| CA2705199A1 (en) | 2007-11-19 | 2009-05-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Producing oil and/or gas with emulsion comprising miscible solvent |
| CA2706083A1 (en) | 2007-11-19 | 2009-05-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| WO2009108650A1 (en) | 2008-02-27 | 2009-09-03 | 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 |
| WO2010069907A1 (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)
| 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)
| 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 |
| US3878892A (en) * | 1973-05-04 | 1975-04-22 | Texaco Inc | Vertical downward gas-driven miscible blanket flooding oil recovery process |
| US3840073A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-08 | 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 |
| US3847221A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-12 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum using carbon disulfide and a hydrocarbon solvent |
| 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 |
| US4393937A (en) * | 1981-03-25 | 1983-07-19 | Shell Oil Company | Olefin sulfonate-improved steam foam drive |
| US4488976A (en) * | 1981-03-25 | 1984-12-18 | 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 |
| GB9706044D0 (en) * | 1997-03-24 | 1997-05-14 | Davidson Brett C | Dynamic enhancement of fluid flow rate using pressure and strain pulsing |
| 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 |
| 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 |
| EP1315548B1 (en) * | 2000-09-07 | 2004-04-07 | The BOC Group plc | Process and apparatus for recovering sulphur from a gas stream containing hydrogen sulphide |
| WO2002020138A1 (en) * | 2000-09-07 | 2002-03-14 | The Boc Group Plc | Process and apparatus for recovering sulphur from a gas stream containing hydrogen sulphide |
| MY129091A (en) * | 2001-09-07 | 2007-03-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Acid gas disposal method |
| US20030194366A1 (en) * | 2002-03-25 | 2003-10-16 | Girish Srinivas | 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 |
| US20040144541A1 (en) * | 2002-10-24 | 2004-07-29 | Picha Mark Gregory | Forming wellbores using acoustic methods |
| CN100532504C (zh) * | 2002-12-17 | 2009-08-26 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于硫化合物的催化选择性氧化的方法 |
| 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 |
| CN101166889B (zh) * | 2005-04-21 | 2012-11-28 | 国际壳牌研究有限公司 | 生产油和/或气的系统和方法 |
| BRPI0710598A2 (pt) * | 2006-04-27 | 2011-08-16 | Shell Int Research | sistema e método para produzir petróleo e/ou gás |
| US8136590B2 (en) * | 2006-05-22 | 2012-03-20 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| EP2049767A1 (en) * | 2006-08-10 | 2009-04-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Methods for producing oil and/or gas |
-
2007
- 2007-05-14 WO PCT/EP2007/054610 patent/WO2007131976A1/en active Application Filing
- 2007-05-14 AU AU2007251608A patent/AU2007251608A1/en not_active Abandoned
- 2007-05-14 US US12/300,759 patent/US20090155159A1/en not_active Abandoned
- 2007-05-14 BR BRPI0711058-8A patent/BRPI0711058A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2007-05-14 EA EA200802327A patent/EA014708B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-05-14 MX MX2008014282A patent/MX2008014282A/es unknown
- 2007-05-14 EP EP07729062A patent/EP2018349A1/en not_active Withdrawn
- 2007-05-14 CA CA002651953A patent/CA2651953A1/en not_active Abandoned
- 2007-05-14 CN CN2007800176223A patent/CN101443269B/zh not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-12-15 NO NO20085244A patent/NO20085244L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (8)
| 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)
| 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 |
|---|---|
| EP2018349A1 (en) | 2009-01-28 |
| CN101443269B (zh) | 2012-06-27 |
| CN101443269A (zh) | 2009-05-27 |
| CA2651953A1 (en) | 2007-11-22 |
| US20090155159A1 (en) | 2009-06-18 |
| AU2007251608A1 (en) | 2007-11-22 |
| MX2008014282A (es) | 2008-11-18 |
| BRPI0711058A2 (pt) | 2011-08-23 |
| NO20085244L (no) | 2008-12-15 |
| EA200802327A1 (ru) | 2009-04-28 |
| WO2007131976A1 (en) | 2007-11-22 |
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 | |
| US7763227B2 (en) | Process for the manufacture of carbon disulphide | |
| 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 | |
| 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 |