CN101166889B - 生产油和/或气的系统和方法 - Google Patents
生产油和/或气的系统和方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN101166889B CN101166889B CN2006800132837A CN200680013283A CN101166889B CN 101166889 B CN101166889 B CN 101166889B CN 2006800132837 A CN2006800132837 A CN 2006800132837A CN 200680013283 A CN200680013283 A CN 200680013283A CN 101166889 B CN101166889 B CN 101166889B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- preparaton
- carbon disulfide
- sulphur
- oil
- gas
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 78
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 685
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 54
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 35
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 claims description 143
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical class [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 94
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 93
- -1 sulphur compound Chemical class 0.000 claims description 83
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 56
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 54
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 52
- 235000010269 sulphur dioxide Nutrition 0.000 claims description 52
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 33
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 31
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 30
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 29
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 21
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 21
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 19
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 15
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 14
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 13
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 10
- 238000002407 reforming Methods 0.000 claims description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 9
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 8
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 6
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 5
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims description 5
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 4
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 3
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 3
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 claims description 2
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 claims description 2
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 2
- 238000004939 coking Methods 0.000 claims description 2
- 229910001882 dioxygen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 claims description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 2
- 239000004291 sulphur dioxide Substances 0.000 claims description 2
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 claims description 2
- 239000011203 carbon fibre reinforced carbon Substances 0.000 claims 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 abstract description 5
- 238000009472 formulation Methods 0.000 abstract 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 105
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 73
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 37
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 33
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 28
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 18
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 17
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000003570 air Substances 0.000 description 14
- JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N carbonyl sulfide Chemical compound O=C=S JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 11
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 11
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 10
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 8
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 8
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 8
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 8
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 8
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 7
- 150000001722 carbon compounds Chemical class 0.000 description 7
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 7
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 7
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 7
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 6
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 6
- UAOMVDZJSHZZME-UHFFFAOYSA-N diisopropylamine Chemical compound CC(C)NC(C)C UAOMVDZJSHZZME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 5
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 5
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 5
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 5
- 229910052772 Samarium Inorganic materials 0.000 description 4
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N Ruthenium Chemical compound [Ru] KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 3
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 3
- 229910052787 antimony Inorganic materials 0.000 description 3
- WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N antimony atom Chemical compound [Sb] WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052797 bismuth Inorganic materials 0.000 description 3
- JCXGWMGPZLAOME-UHFFFAOYSA-N bismuth atom Chemical compound [Bi] JCXGWMGPZLAOME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 3
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 3
- 229910052741 iridium Inorganic materials 0.000 description 3
- GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N iridium atom Chemical compound [Ir] GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052747 lanthanoid Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 3
- WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L manganese(2+);methyl n-[[2-(methoxycarbonylcarbamothioylamino)phenyl]carbamothioyl]carbamate;n-[2-(sulfidocarbothioylamino)ethyl]carbamodithioate Chemical compound [Mn+2].[S-]C(=S)NCCNC([S-])=S.COC(=O)NC(=S)NC1=CC=CC=C1NC(=S)NC(=O)OC WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052703 rhodium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010948 rhodium Substances 0.000 description 3
- MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N rhodium atom Chemical compound [Rh] MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052707 ruthenium Inorganic materials 0.000 description 3
- KZUNJOHGWZRPMI-UHFFFAOYSA-N samarium atom Chemical compound [Sm] KZUNJOHGWZRPMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 3
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 3
- FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 1-benzothiophene Chemical compound C1=CC=C2SC=CC2=C1 FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052684 Cerium Inorganic materials 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N Thiophene Chemical compound C=1C=CSC=1 YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000004061 bleaching Methods 0.000 description 2
- ZMIGMASIKSOYAM-UHFFFAOYSA-N cerium Chemical compound [Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce] ZMIGMASIKSOYAM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 229940043279 diisopropylamine Drugs 0.000 description 2
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 2
- 150000002602 lanthanoids Chemical class 0.000 description 2
- 229910052746 lanthanum Inorganic materials 0.000 description 2
- FZLIPJUXYLNCLC-UHFFFAOYSA-N lanthanum atom Chemical compound [La] FZLIPJUXYLNCLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052758 niobium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010955 niobium Substances 0.000 description 2
- GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N niobium atom Chemical compound [Nb] GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052762 osmium Inorganic materials 0.000 description 2
- SYQBFIAQOQZEGI-UHFFFAOYSA-N osmium atom Chemical compound [Os] SYQBFIAQOQZEGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 2
- 229910052702 rhenium Inorganic materials 0.000 description 2
- WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N rhenium atom Chemical compound [Re] WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 229910052706 scandium Inorganic materials 0.000 description 2
- SIXSYDAISGFNSX-UHFFFAOYSA-N scandium atom Chemical compound [Sc] SIXSYDAISGFNSX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 description 2
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 229910052715 tantalum Inorganic materials 0.000 description 2
- GUVRBAGPIYLISA-UHFFFAOYSA-N tantalum atom Chemical compound [Ta] GUVRBAGPIYLISA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052713 technetium Inorganic materials 0.000 description 2
- GKLVYJBZJHMRIY-UHFFFAOYSA-N technetium atom Chemical compound [Tc] GKLVYJBZJHMRIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N tetrachloromethane Chemical compound ClC(Cl)(Cl)Cl VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 2
- 239000012991 xanthate Substances 0.000 description 2
- 229910052727 yttrium Inorganic materials 0.000 description 2
- VWQVUPCCIRVNHF-UHFFFAOYSA-N yttrium atom Chemical compound [Y] VWQVUPCCIRVNHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 2
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- 229920002955 Art silk Polymers 0.000 description 1
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen disulfide Chemical compound SS BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052692 Dysprosium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052691 Erbium Inorganic materials 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052693 Europium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052688 Gadolinium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052689 Holmium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052765 Lutetium Inorganic materials 0.000 description 1
- PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N Manganese Chemical compound [Mn] PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIPNSKYNPDTRPC-UHFFFAOYSA-N N-[2-oxo-2-(2,4,6,7-tetrahydrotriazolo[4,5-c]pyridin-5-yl)ethyl]-2-[[3-(trifluoromethoxy)phenyl]methylamino]pyrimidine-5-carboxamide Chemical compound O=C(CNC(=O)C=1C=NC(=NC=1)NCC1=CC(=CC=C1)OC(F)(F)F)N1CC2=C(CC1)NN=N2 NIPNSKYNPDTRPC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052779 Neodymium Inorganic materials 0.000 description 1
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 description 1
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 1
- 229910052777 Praseodymium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052773 Promethium Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001216 Samarium Chemical class 0.000 description 1
- BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N Silver Chemical compound [Ag] BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052771 Terbium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052775 Thulium Inorganic materials 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052769 Ytterbium Inorganic materials 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XHCLAFWTIXFWPH-UHFFFAOYSA-N [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[V+5].[V+5] Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[V+5].[V+5] XHCLAFWTIXFWPH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000003915 air pollution Methods 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 229910000416 bismuth oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- DKVNPHBNOWQYFE-UHFFFAOYSA-N carbamodithioic acid Chemical compound NC(S)=S DKVNPHBNOWQYFE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CETPSERCERDGAM-UHFFFAOYSA-N ceric oxide Chemical compound O=[Ce]=O CETPSERCERDGAM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000422 cerium(IV) oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003610 charcoal Substances 0.000 description 1
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N cobalt molybdenum Chemical compound [Co].[Co].[Mo] WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000000110 cooling liquid Substances 0.000 description 1
- 150000001924 cycloalkanes Chemical class 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N dibenzothiophene Chemical class C1=CC=C2C3=CC=CC=C3SC2=C1 IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TYIXMATWDRGMPF-UHFFFAOYSA-N dibismuth;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Bi+3].[Bi+3] TYIXMATWDRGMPF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007323 disproportionation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 1
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012990 dithiocarbamate Substances 0.000 description 1
- KBQHZAAAGSGFKK-UHFFFAOYSA-N dysprosium atom Chemical compound [Dy] KBQHZAAAGSGFKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- UYAHIZSMUZPPFV-UHFFFAOYSA-N erbium Chemical compound [Er] UYAHIZSMUZPPFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OGPBJKLSAFTDLK-UHFFFAOYSA-N europium atom Chemical compound [Eu] OGPBJKLSAFTDLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000000417 fungicide Substances 0.000 description 1
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 1
- UIWYJDYFSGRHKR-UHFFFAOYSA-N gadolinium atom Chemical compound [Gd] UIWYJDYFSGRHKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229910052735 hafnium Inorganic materials 0.000 description 1
- VBJZVLUMGGDVMO-UHFFFAOYSA-N hafnium atom Chemical compound [Hf] VBJZVLUMGGDVMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KJZYNXUDTRRSPN-UHFFFAOYSA-N holmium atom Chemical compound [Ho] KJZYNXUDTRRSPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229910000765 intermetallic Inorganic materials 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OHSVLFRHMCKCQY-UHFFFAOYSA-N lutetium atom Chemical compound [Lu] OHSVLFRHMCKCQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011572 manganese Substances 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 229910003455 mixed metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N molybdenum nickel Chemical compound [Ni].[Mo] DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002343 natural gas well Substances 0.000 description 1
- QEFYFXOXNSNQGX-UHFFFAOYSA-N neodymium atom Chemical compound [Nd] QEFYFXOXNSNQGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000480 nickel oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001473 noxious effect Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N oxonickel Chemical compound [Ni]=O GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229910052615 phyllosilicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006187 pill Substances 0.000 description 1
- 210000002706 plastid Anatomy 0.000 description 1
- PXXKQOPKNFECSZ-UHFFFAOYSA-N platinum rhodium Chemical compound [Rh].[Pt] PXXKQOPKNFECSZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- PUDIUYLPXJFUGB-UHFFFAOYSA-N praseodymium atom Chemical compound [Pr] PUDIUYLPXJFUGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- VQMWBBYLQSCNPO-UHFFFAOYSA-N promethium atom Chemical compound [Pm] VQMWBBYLQSCNPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 229920002545 silicone oil Polymers 0.000 description 1
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 150000003457 sulfones Chemical class 0.000 description 1
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical compound S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GZCRRIHWUXGPOV-UHFFFAOYSA-N terbium atom Chemical compound [Tb] GZCRRIHWUXGPOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 description 1
- 238000007039 two-step reaction Methods 0.000 description 1
- 229910001935 vanadium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
- 150000003738 xylenes Chemical class 0.000 description 1
- NAWDYIZEMPQZHO-UHFFFAOYSA-N ytterbium Chemical compound [Yb] NAWDYIZEMPQZHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 1
Images
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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
-
- 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
-
- 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
-
- 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
Abstract
一种系统,包括从地下地层开采油和/或气的装置,油和/或气含有一种或多种硫化合物;将开采出的油和/或气中的至少一部分硫化合物转化为二硫化碳配制剂的装置;以及将至少一部分二硫化碳配制剂释放到地层中的装置。
Description
技术领域
本公开内容涉及生产油和/或气的系统和方法。
背景技术
目前,大量的含硫天然气产自天然气井、油井(例如作为伴生气)以及已被产生硫化氢的细菌影响的天然气贮藏。燃料及其它气体中硫化氢和其它硫化合物的存在长期受到这些气体的用户和生产者的关注。除了这些杂质对设备和工艺的腐蚀性和其它不利影响之外,由于硫化合物的氧化天然气的燃烧通常产生有害的排放物。产生的氧化硫可能是空气污染的主要来源并且可能对环境产生有害影响。因此,颁布了日益严格的联邦和州立法规来努力减少或消除硫排放,并且从天然气等中有效除去为有害排放物重要前体的硫化氢会有随之而来的益处。另外,处理硫化氢的一种方法是把它转化为固体硫来储存。由于环境和美观的原因,许多国家现在都取缔了这种硫储存形式。
提高采收率(EOR)可以用来增加全世界油田油的采收。EOR主要有三种类型:热、化学/聚合物以及注气,它们可以用来增加从贮层的油采收,超过传统方法所能达到的--可能延长油田寿命并提高原油采收率。
热强化开采通过对贮层施热起作用。最广泛的实施形式是蒸汽驱,其降低油粘度以便它能够流向生产井。化学驱通过降低捕集残油的毛细管力来增加采收。聚合物驱提高注入水的波及系数。注混相气与化学驱的作用方式类似。通过注入可与油混溶的流体可以采收被捕集的残余油。
参考图1,其显示了现有技术的系统100。系统100包括地下地层102、地下地层104、地下地层106以及地下地层108。在地面上提供生产设备110。井112穿过地层102和104并且终止于地层106。地层106的一部分表示为114。油和气从地层106通过井112到生产设备110而被采出。将气体和液体彼此分离,将气体储存在气体储存设备116中,和将液体储存在液体储存设备118中。气体储存设备116中的气体可能包含硫化氢,必须对硫化氢进行加工、运输、处理或储存。
美国专利号6,149,344公开了使包含硫化氢的酸性气体通过压缩和冷却液化、在压力下与水混合并流入处理井。在这里通过参考将美国专利号6,149,344的全部内容并入。
本技术领域需要改进的系统和方法来加工、运输、处理或储存液体和/或气体中的硫化氢。本技术领域需要改进的系统和方法来加工、运输、处理或储存液体和/或气体中的硫。本技术领域还需要改进的系统和方法来提高采收率。本技术领域还需要改进的系统和方法来利用硫化合物提高采收率,例如通过粘度降低、化学效应以及混相驱。本技术领域还需要改进的系统和方法来制备含硫的提高采收率试剂。
另外,二硫化碳是一种普通的化学品,其应用范围从商业溶剂到生产人造丝和农业杀虫剂的原料。二硫化碳的制备工艺包括购买和运输固体硫和天然气(或其它碳源)到制备地点,运输的距离通常很远,和在很高的纯度下生产二硫化碳。这两个因素--很高的原材料购买和运输费用以及最终产品的高纯度--导致二硫化碳的生产费用相当高。
把含硫气体转化为固体硫的制备工艺包括溶解装置,其首先从天然气流中除去硫化氢、其它的硫化合物以及如二氧化碳的污染物;接着是将硫化氢转化成硫的Claus装置,随后在运输之前使硫固化。另一方面,制备二硫化碳的制备工艺必然伴有固体硫的加热、熔融和汽化,并且使其蒸气与加热的天然气或其它碳源反应。
本技术领域需要改进的系统和方法来将含硫天然气转化成硫。本技术领域需要改进的系统和方法来制备二硫化碳。本技术领域需要改进的系统和方法来更高能效地制备二硫化碳。
发明内容
在一个方面,本发明提供一个系统,其包括从地下地层开采油和/或气的装置,所述油和/或气含有一种或多种硫化合物;将开采出的油和/或气中的至少一部分硫化合物转化为二硫化碳配制剂的装置;和将至少一部分所述二硫化碳配制剂释放到地层中的装置。
在另一个方面,本发明提供一种方法,其包括从地下地层采出油和/或气,所述油和/或气含有至少一种硫化合物,将开采出的油和/或气中的至少一部分硫化合物转化为二硫化碳配制剂,以及将至少一部分所述二硫化碳配制剂释放到地层中。
在另一个方面,本发明提供一种方法,其包括在第一反应区中氧化第一部分硫化合物以生产二氧化硫;使至少一部分二氧化硫与第二部分硫化合物在第二反应区中反应以生产硫;和使至少一部分硫与一种或多种烃在第三反应区中反应以生产二硫化碳配制剂。
在另一个方面,本发明提供一种生产油和/或气的系统,其包括从第一地下地层采出油和/或气的装置,所述油和/或气含有一种或多种硫化合物;将开采出的油和/或气中的至少一部分硫化合物转化为二硫化碳配制剂的装置;和将至少一部分所述二硫化碳配制剂释放到第二地下地层中的装置。
本发明的优点包括下列中的一个或多个:
处理硫化氢、硫和/或其它硫基化合物的改进的系统和方法。
利用二硫化碳配制剂从地层中增产烃的改进的系统和方法。
利用含有二硫化碳配制剂的流体从地层中增产烃的改进的系统和方法。
生产二硫化碳配制剂的改进的系统和方法。
用于二次开采烃的改进的含有二硫化碳配制剂的组合物。
由液体和/或气体加工、运输、处理或储存硫化合物的改进的系统和方法。
提高采收率的改进的系统和方法。
利用硫化合物提高采收率的改进的系统和方法。
利用能够与油就地混溶的化合物来提高采收率的改进的系统和方法。
制备和/或使用包含硫的提高采收率试剂的改进的系统和方法。
附图说明
图1给出了油和/或气开采系统。
图2给出了油和/或气开采过程。
图3a-3d给出了油和/或气开采系统。
图4给出了二硫化碳配制剂生产过程。
图5给出了二硫化碳配制剂生产过程。
图6给出了二硫化碳配制剂生产过程。
图7给出了油和/或气开采系统。
具体实施方式
在本发明的一个实施方案中,公开了一种系统,其包括从地下地层开采油和/或气的装置,油和/或气含有一种或多种硫化合物;将开采出的油和/或气中的至少一部分硫化合物转化为二硫化碳配制剂的装置;和将至少一部分二硫化碳配制剂释放到地层中的装置。在本发明的一些实施方案中,开采装置包括地下地层中的井和井顶部的开采设备;转化装置包括与开采设备流体连接的转化设备;和/或转化设备适于由至少一部分从井中采出的硫化合物生产二硫化碳配制剂。在本发明的一些实施方案中,开采装置包括在地下地层中钻出的开采油和/或气的第一井以及第一井顶部的生产设备;和/或释放二硫化碳配制剂的装置包括地下地层中用于将二硫化碳配制剂释放到地层中的第二井。在本发明的一些实施方案中,第一井与第二井相隔15-2000米,其中该范围可以包括世界范围内已知的加热、注混相气、主次注水方案的常用井间距。提高采收率方案也可以延伸超过常用井间距通常数十千米,因此该范围仅由烃油层走向的横向延伸限制,通常为1千米到250千米。在本发明的一些实施方案中,地下地层在水体下面和/或转化装置浮在水体上比如开采平台。在本发明的一些实施方案中,系统还包括注水装置,该装置适于在将二硫化碳配制剂已经释放到地层之后将水注入地下地层。在本发明的一些实施方案中,开采装置包括至少一口井,所述的至少一口井包括套管和/或穿孔。在本发明的一些实施方案中,转化装置包括氧化第一部分硫化合物以生产二氧化硫的第一反应器、使第二部分硫化合物与至少一部分二氧化硫反应以生产硫的第二反应器以及使至少一部分硫与烃反应以生产二硫化碳配制剂的第三反应器。在本发明的一些实施方案中,第一反应器包括加热至少一部分来自第二反应器的硫的设备。在本发明的一些实施方案中,该系统还包括将热量从至少一部分在第三反应器中生成的二硫化碳配制剂传递到至少一部分供给第三反应器的烃的换热器。
在本发明的一个实施方案中,公开了一种方法,其包括从地下地层开采油和/或气,所述油和/或气含有至少一种硫化合物;将开采出的油和/或气中的至少一部分硫化合物转化为二硫化碳配制剂;和将至少一部分二硫化碳配制剂释放到地层中。在本发明的一些实施方案中,该方法还包括,如果存在二硫化碳配制剂,从油和/或气中回收二硫化碳配制剂和然后将至少一部分回收的二硫化碳配制剂注入地层。在本发明的一些实施方案中,所述释放包括将至少一部分二硫化碳配制剂采用与空气、烃、液态和/或气态水、除二硫化碳之外的硫化合物、二氧化碳、一氧化碳或其混合物中的一种或多种的混合物的形式注入地层。在本发明的一些实施方案中,该方法还包括在将二硫化碳配制剂注入地层之前或当其在地层中时加热二硫化碳配制剂。在本发明的一些实施方案中,将硫化合物转化成二硫化碳配制剂包括将至少一部分硫化合物氧化成硫,并且使至少一部分硫与烃反应以形成二硫化碳配制剂。在本发明的一些实施方案中,将硫化合物转化成二硫化碳配制剂包括将至少一部分硫化合物氧化成二氧化硫,并将至少一部分二氧化硫转化成硫。在本发明的一些实施方案中,在注入二硫化碳配制剂之后将另一种材料注入地层,另一种材料例如选自空气、液态和/或气态水、二氧化碳和/或其混合物。在本发明的一些实施方案中,注入二硫化碳配制剂时的井口压力范围为0-37,000千帕,例如3,500-11,000千帕。在本发明的一些实施方案中,在注入二硫化碳化合物之前在地下地层中存在的油的原位粘度从0.14厘泊到6.0百万厘泊,例如粘度为0.3-30,000厘泊。在本发明的一些实施方案中,地下地层的平均渗透率为0.0001-15达西,例如0.001-1达西。在本发明的一些实施方案中,在注入二硫化碳配制剂之前在地下地层中存在的任何油的硫含量为0.5-5%,例如1-3%。在本发明的一些实施方案中,转化至少一部分硫化合物包括用空气和/或氧气氧化第一部分硫化合物以生成二氧化硫;使二氧化硫与第二部分硫化合物反应以生成硫以及使硫与烃反应以生成二硫化碳配制剂。在本发明的一些实施方案中,该方法还包括在与烃反应之前加热硫。在本发明的一些实施方案中,该方法还包括将热量从生产出的二硫化碳配制剂传递到供给反应的烃。
在本发明的一个实施方案中,公开了一种方法,其包括在第一反应区中氧化第一部分硫化合物以生产二氧化硫;使至少一部分二氧化硫与第二部分硫化合物在第二反应区中反应以生产硫;和使至少一部分硫与一种或多种烃在第三反应区中反应以生产二硫化碳配制剂。在本发明的一些实施方案中,该方法还包括利用硫化合物氧化中产生的热量加热至少一部分硫。在本发明的一些实施方案中,该方法还包括使至少一部分二硫化碳配制剂与至少一部分烃换热、冷却二硫化碳配制剂和加热烃。在本发明的一些实施方案中,至少一部分离开第二反应区的硫的温度为100-450℃。在本发明的一些实施方案中,加热后的至少一部分硫的温度为450-1000℃。
在本发明的一个实施方案中,公开了一种生产油和/或气的系统,其包括:从第一地下地层采出油和/或气的装置,所述油和/或气含有一种或多种硫化合物;将开采出的油和/或气中的至少一部分硫化合物转化为二硫化碳配制剂的装置;和将至少一部分二硫化碳配制剂释放到第二地下地层中的装置。在本发明的一些实施方案中,第一地层与第二地层的距离小于1000千米,例如小于250千米。在本发明的一些实施方案中,该系统还包括在转化装置和释放装置之间的流体连接。在本发明的一些实施方案中,所述流体连接包括管道。在本发明的一些实施方案中,开采装置与转化装置的距离在100千米以内,例如距离在10千米以内。
现在参考图2,在本发明的一个实施方案中,给出了生产油和/或气的工艺A,其包括硫化合物的处理。工艺A包括步骤1,其中将油和/或气从地下地层中采出,所述油和/或气包含硫化合物。在步骤2中,使油和/或气中的至少一部分硫化合物转化为二硫化碳配制剂。在步骤3中,可以使至少一部分二硫化碳配制剂或包含二硫化碳配制剂的混合物释放到地层中。
可以用任何已知的方法完成含有硫化合物的油和/或气从地下地层的采收。适当的方法包括水下开采、地面开采、一次开采、二次开采或三次开采。用于从地下地层开采油和/或气的方法的选择并不是决定性的。
在一个实施方案中,可以将含有硫化合物的油和/或气从地层开采入井中,并通过井和流动管线到达设备。在一些实施方案中,利用例如蒸汽、水、表面活性剂、聚合物驱和/或可混溶的试剂(例如二硫化碳配制剂)而提高的采收率可以用来增加来自地层的油和/或气的流量。
在本发明的一些实施方案中,硫化合物可以包括:硫化氢、硫醇、除二硫化氢之外的硫化合物和二硫化合物,或杂环硫化合物例如噻吩、苯并噻吩,或取代的和稠合环的二苯并噻吩,或其混合物。
将至少一部分硫化合物转化成二硫化碳配制剂可以由任何已知方法完成。适当的方法可以包括硫化合物到硫和/或二氧化硫的氧化反应,以及由硫和/或二氧化硫与碳和/或含碳化合物反应以形成二硫化碳配制剂。用于将至少一部分硫化合物转化成二硫化碳配制剂的方法的选择并不是决定性的。
在本发明的一些实施方案中,二硫化碳配制剂可包含二硫化碳和/或二硫化碳衍生物例如硫代碳酸盐、黄原酸盐及其混合物;并且任选地包含下列中的一种或多种:硫化氢、硫、二氧化碳、烃及其混合物。
在本发明的一些实施方案中,二硫化碳配制剂的生产可以有硫化合物的输入,例如直接来自地层或在分离之后。
在一些实施方案中,可以将至少一部分硫化合物在氧化过程之前与来自地层的其它气体和/或液体分离。适当的分离过程包括溶剂萃取、利用净化剂、通过压缩和冷却而液化和分离硫化合物或其它已知的分离方法。可以将从油和/或气中回收的硫化合物供给二硫化碳配制剂生产设备,其中可以将硫化合物转化为二硫化碳配制剂。
在一些实施方案中,硫化合物可以通过溶剂萃取被除去,同时可以再生和再循环溶剂。用于这种萃取的溶剂包括胺类溶剂,例如仲胺和叔胺例如二异丙胺(DIPA)、甲基二乙醇胺和三乙醇胺(TEA)的水溶液。所述油和/或气可以在相当低的温度下与胺类溶剂接触以除去硫化合物。这一步骤产生了载有硫化合物的富胺部分。可以将该富胺传送到汽提塔/再生器例如板式塔。然后可以将溶剂加热以释放出浓缩的硫化合物气体,留下可以作为新胺溶剂再循环的贫胺部分。富含硫化合物的酸性气体可以经过氧化工艺。在一些实施方案中,可以通过液化硫化合物而分离硫化合物。美国专利号6,149,344公开了可以将包含硫化氢的酸性气体通过压缩和冷却而液化、在压力下与水混合并流入处理井。在这里通过参考将美国专利号6,149,344的全部内容并入。
在本发明的一些实施方案中,可以通过氧化反应例如通过Claus法、催化选择性氧化反应或如下所述与金属反应将硫化合物转化为二氧化硫和/或硫。
在本发明的一些实施方案中,氧化反应可以包括使硫化合物与含氧气体在反应区中反应以生产二氧化硫和/或硫以及其它组分。
在本发明的一些实施方案中,含氧气体可以是氧、空气、富氧空气或贫氧空气。
在本发明的一些实施方案中,可以将硫化合物在催化剂存在下氧化。适当的催化剂包括铝、锑、铋、铈、铬、钴、铜、镝、铒、铕、钆、金、铪、钬、铱、铁、镧、镥、镁、锰、混合金属、钼、钕、镍、铌、锇、钯、铂、镨、钷、铼、铑、钌、钐、钪、硅石、银、钽、锝、铽、铥、钛、钨、钒、镱、钇、锌、锆,它们为元素形式或例如元素的氧化物、硫化合物或碳化物的化合物形式和/或上述中两种或更多的组合或混合物。
在本发明的一些实施方案中,催化剂可以包含一层或多层金属丝网。在一些实施方案中,催化剂可以包含催化剂的整块结构或离散或分离单元或结构的填充床层,例如规则地或不规则形状的颗粒、微粒、珠粒、药丸、弹丸、圆柱、三叶形、挤出物或球体。
在本发明的一些实施方案中,可以将催化剂分散在催化剂载体上。适当的催化剂载体包括酸性丝光沸石、氧化铝、铝、二氧化铈、铬、铁、层状硅酸盐、镧系元素、钐、硅石、二氧化钛、氧化钇、氧化锆、其它耐火氧化物和/或上述中两种或更多的组合或混合物。
在一些实施方案中,催化剂可以包括含钒物质和选自钪、钇、镧和钐的物质及任选的含锑促进剂。
在一些实施方案中,催化剂可以包含载带在氧化铝上的氧化铋。
在一些实施方案中,催化剂可以包含载带在二氧化钛上的钼、镍、锰、钒和/或铬的氧化物。
在一些实施方案中,催化剂可以包括包含锑、钒和镁材料的多组分催化剂。
在一些实施方案中,催化剂可以包括含有与钼或镁结合的钒的混合金属催化剂。
在一些实施方案中,催化剂可以包含载带在硅石上的铁和锌的氧化物。
在一些实施方案中,催化剂可以包含载带在酸性丝光沸石或氧化铝上的铋和钒两者的氧化物和/或V2O5。
在一些实施方案中,催化剂可以包含载带在非碱性的多孔耐火氧化物上的氧化钒或硫化钒催化剂。
在一些实施方案中,催化剂可以包括含二氧化钛的混合金属氧化物催化剂,例如其中催化剂可以包含0.1-25wt%的氧化镍和0-10wt%的氧化铝(其中百分比基于负载的催化剂计)。
在一些实施方案中,催化剂可以包含铂、铑、镍、钯、钌和铱中的两种或更多种的混合物例如铂铑混合物。在一些实施方案中,混合物可能还包含镧系元素金属或金属氧化物。混合物可以负载在例如钐的镧系元素涂覆的耐火载体上。
在本发明的一些实施方案中,对于给定的工艺操作条件,氧化反应可以在温度小于大约500℃(例如温度从大约150℃到大约500℃,或从大约200℃到大约300℃,或高于硫的露点)的反应区中进行,这样硫不会冷凝到催化剂上或在反应区中冷凝。
在本发明的一些实施方案中,氧化反应可以在压力从大约100千帕到大约1000千帕例如压力从大约200千帕到大约500千帕(绝对压力)的反应区中进行。
在本发明的一些实施方案中,催化剂的催化表面与硫化合物的接触时间可以维持从大约1毫秒到大约200毫秒,例如从大约5毫秒到大约50毫秒,或从大约10毫秒到大约20毫秒。
在一些实施方案中,可以将硫化合物转化为硫和/或二氧化硫,实现这种转化的工艺公开在美国专利申请公开号2004/0096381、2004/0022721、2004/0159583、2003/0194366、2001/0008619、2002/0134706、2004/0096381、2004/0022721、2004/0159583以及2001/0008619中,在这里通过参考将它们公开的全部内容并入。
在一些实施方案中,当硫化合物是硫化氢时,可以按下面的反应序列将硫化氢转化为硫:
H2S+(n/2M)→Mn/2S+H2
Mn/2S→(n/2M)+S
其中M表示适当的金属,例如铁、钴、镍、铋或钼。生产硫的这两步反应过程在Chang的美国专利号4,543,434中公开,在这里通过参考将其全部内容并入。
在本发明的一些实施方案中,可以用本领域已知的技术从反应区除去氧化反应产物例如硫和/或二氧化硫。对于液体反应混合物,氧化反应产物可以通过蒸馏或汽提除去。对于气态反应混合物,可以通过利用胺的水溶液或碱性溶液的溶剂萃取,或通过在铜、钡或铈的氧化物上吸收而除去氧化反应产物。
可以使硫和/或二氧化硫与碳或含碳化合物在反应区中反应以生成二硫化碳配制剂。在一些实施方案中,可以将产品例如二硫化碳配制剂和其它硫化合物分离成二硫化碳配制剂和硫化合物部分,并且将硫化合物部分再循环以被氧化和/或与碳化合物混合。
在一些实施方案中,碳化合物包括:任意形式的碳例如石墨、煤、木炭、一氧化碳、烃,烃例如为天然气、甲烷、乙烷、丙烷或更重的烃。
在一些实施方案中,可以将硫和/或二氧化硫在大约500℃到大约900℃例如从大约550℃到700℃的温度下与碳化合物混合。
在一些实施方案中,可以将硫和/或二氧化硫在大约100千帕到大约500千帕的压力下与碳化合物混合。
在一些实施方案中,二硫化碳配制剂可以通过例如在theKirK-Othmer Encyclopedia of Chemical Technology,第三版,Vol.4,1978的第747-749页公开的Folkins工艺来生产,该文献在此通过参考并入。
在一些实施方案中,相对于碳化合物可以使用过量的硫和/或二氧化硫(例如10-15%化学计量过量)。
在一些实施方案中,可以将碳化合物与硫和/或二氧化硫逆流进料以便组分能够迎面相遇。
在一些实施方案中,可以将硫和/或二氧化硫在催化剂存在下与碳混合物化合。适当的催化剂包括二氧化硅氧化铝催化剂,例如包含从2-10wt%的硅石、硅胶、漂白土、砜土、活性铝土的那些以及通常类型的能有效除去石油的有色体和胶质形成体的粘土的那些。催化剂可以附加包含钒、铌、钽、铬、钼、钨、锰、锝、铼、铁、钌、锇、钴、铑、铱、镍、钯和/或铂中的一种或多种;它们为元素状态、金属化合物或者氧化物和硫化合物。例如在与硅胶、漂白土和/或活性铝土催化剂结合时,铁、钒、铬、钼和锰的氧化物和硫化合物可以用作促进剂。
在一些实施方案中,可以使来自反应区的产品与碳化合物进行换热以冷却产品和加热碳化合物。
在一些实施方案中,可以使二氧化硫和一氧化碳反应以形成二硫化碳配制剂。这种工艺可以包括第一反应阶段,其中使二氧化硫和一氧化碳在催化剂存在下反应以形成硫化羰和二氧化碳。在第二反应阶段中,可以使硫化羰在催化剂存在下经歧化作用下转化为二硫化碳配制剂和二氧化碳。该反应可以用下列反应式来表示:
3CO+SO2→COS+2CO2
2COS→CS2+CO2
这两个反应式可以结合成下面表示整个过程的反应式。
6CO+2SO2→CS2+5CO2
通过除去二硫化碳配制剂可以驱动反应到完成。第一反应阶段可以由包含可还原的金属氧化物类型的催化剂促进,例如铬促进的铁催化剂、镍-钼、钴-钼、钼或它们的任意组合。第一反应是高放热的。可以从反应中移出大量的热以控制温度。反应可以在管壳式反应器、流化床反应器或熔盐反应器中进行。由该第一反应阶段回收的热可以有利地在第二阶段或工艺的其它部分中利用。第二反应阶段可以是可逆的。二硫化碳配制剂可以从反应器流出物中回收并且将未反应的硫化羰再次循环。替代地,可以通过在溶剂中吸收例如在反应器-吸收器塔中连续脱除二硫化碳配制剂。所述塔可以包含也作为塔填料的催化剂颗粒。因此,催化剂不仅促进反应,而且还可以提供液体吸收剂和气相之间接触的表面积。从第一反应阶段排出的气体可以供给反应器-吸收器塔的底部。这种气体可以包含硫化羰。当气体向上通过所述塔时,可以使硫化羰转化为二硫化碳配制剂和二氧化碳。可以使二硫化碳配制剂不断地吸收到在所述塔中向下流动的溶剂中。因此,当气体不断向上流过所述塔时,硫化羰的浓度降低并接近零,仅留下二氧化碳。可以使从所述塔底部排出的充满二硫化碳配制剂的溶剂在汽提塔中再生并循环回到反应器-吸收器塔。可以用高孔隙度来使逆流操作中的溢流减到最小。将硫化羰分解为二硫化碳配制剂和二氧化碳的催化剂可以包括活性铝土、二氧化硅-氧化铝、石英、玻璃、二氧化钛和氧化铝-二氧化钛复合物和/或高岭土。吸收剂可以是二硫化碳配制剂的良好溶剂,具有低蒸气压和/或在高温下稳定,例如合成有机流体和硅油。在压力范围为100千帕到1000千帕时,温度为从大约50℃到大约250℃。
在一些实施方案中,二硫化碳配制剂可以通过元素碳与硫的反应来生产。元素碳可以从甲烷中获得,甲烷可以在没有氧或含氧化合物的情况下热分解成碳和氢,以保证甲烷不会转化成含氧化物。可以将氢收集起来单独使用。这种分解反应所需的热量可以由任何希望的形式来提供。催化表面可以用来强化分解反应并因此减少反应需要的燃料。硫可以与刚产生的碳反应以生成二硫化碳配制剂,例如气相的硫可以用于该反应。甲烷分解反应和与硫的反应两者可以在同一反应区进行,其中元素碳可能作为分解反应的产物沉积在固体表面上。在分解反应沉积的碳通过与硫反应而从反应器中除去之后,硫的引入可以停止且甲烷分解的循环重新开始。分解反应和与硫的反应还可以采用在输送床或流化床反应器系统中的固体载体进行。
在一些实施方案中,可以使硫和/或二氧化硫和碳化合物转化为二硫化碳配制剂,这种工艺公开在美国专利号4,963,340、2,636,810、3,927,185、4,057,613和4,822,938以及美国专利申请公开号2004/0146450中,它们公开的全部内容在此通过参考并入。
在本发明的一些实施方案中,一氧化碳可以与二氧化硫反应以生成二硫化碳配制剂,这种工艺在美国专利申请公开号2004/0146450中公开,其公开的全部内容在此通过参考并入。
在完成阶段2的一些实施方案中,如美国专利号4,476,113和5,076,358中所述,二硫化碳配制剂可以与其它化学品反应以生成二硫化碳衍生物,例如硫代碳酸盐、黄原酸盐和/或二硫代氨基甲酸盐,这些专利公开的全部内容在此通过参考并入。
释放至少一部分二硫化碳配制剂和/或其它液体和/或气体可以由任何已知方法来完成。一种适当的方法是将二硫化碳配制剂注入单井中的单个导管、允许二硫化碳配制剂渗入和然后泵出至少一部分二硫化碳配制剂以及气体和/或液体。另一种适当的方法是将二硫化碳配制剂注入单井中的第一导管并通过单井中的第二导管泵出至少一部分二硫化碳配制剂以及气体和/或液体。另一种适当的方法是将二硫化碳配制剂注入第一井并通过第二井泵出至少一部分二硫化碳配制剂以及气体和/或液体。用于注入至少一部分二硫化碳配制剂和/或其它液体和/或气体的方法的选择不是决定性的。
可以使二硫化碳配制剂和/或其它液体和/或气体在从大约1小时到大约15天例如从大约5小时到大约50小时的一段时间里留置以渗入地层中。
在一些实施方案中,可以将二硫化碳配制剂和/或其它液体和/或气体在高于地层破裂压力的压力下泵入地层。
在一些实施方案中,二硫化碳配制剂或与其它组分混合的二硫化碳配制剂可能混溶在地层中的油(或其它液体)和/或天然气中。在一些实施方案中,二硫化碳配制剂或与其它组分混合的二硫化碳配制剂可能与地层中的油和/或气不混溶。
在一些实施方案中,可以将二硫化碳配制剂或与其它组分混合的二硫化碳配制剂与地层中的油和/或气混合以形成可以从井中开采的混合物。在一些实施方案中,二硫化碳配制剂或与其它组分混合的二硫化碳配制剂可能不混入地层中的油和/或气中,这样二硫化碳配制剂或与其它组分混合的二硫化碳配制剂作为塞子穿过地层以迫使油和/或气进入井中。在一些实施方案中,可以将一些二硫化碳配制剂或与其它组分混合的二硫化碳配制剂注入井中,其后是另一种组分,以迫使二硫化碳配制剂或与其它组分混合的二硫化碳配制剂穿过地层。例如空气、液态和/或气态水、二氧化碳、其它气体、其它液体和/或其混合物可以用来迫使二硫化碳配制剂或与其它组分混合的二硫化碳配制剂穿过地层。
在一些实施方案中,二硫化碳配制剂例如硫代碳酸盐化合物,可以溶于水和可以将得到的溶液泵入地层。溶解的硫代碳酸盐化合物可能分解,以在地层中产生二硫化碳。
在完成阶段3的一些实施方案中,二硫化碳配制剂与如下的一种或多种烃混合:比如芳香烃例如苯、甲苯或二甲苯;氯代烃例如四氯化碳或二氯甲烷;其它C5-C15的烃例如汽油、柴油、矿物油、其它环烷烃或链烷烃;水或蒸汽;或其它硫化合物例如硫化氢;然后把它们注入地层以提高采收率。例如,可以将二硫化碳配制剂、硫化氢和水的混合物注入地层。
在一些实施方案中,可以将二硫化碳配制剂或二硫化碳配制剂混合物注入地层,从地层开采出来,和然后例如通过沸腾并冷凝与采收的油和/或气分离,然后可以将二硫化碳配制剂或二硫化碳配制剂混合物再次注入地层。
在一些实施方案中,可以将二硫化碳配制剂或二硫化碳配制剂混合物在注入地层之前加热,以降低地层中流体例如重油、石蜡、沥青质等的粘度。
在一些实施方案中,通过使用热流体或加热器可以将二硫化碳配制剂或二硫化碳配制剂混合物在地层中时加热和/或沸腾,以降低地层中流体的粘度。在一些实施方案中,加热的水和/或蒸汽可以用来加热和/或汽化地层中的二硫化碳配制剂。替代地,非水流体可以代替蒸汽或热水作为加热介质来汽化二硫化碳配制剂,例如可能对储层烃具有其自身的增溶效应的重芳香族溶剂。
在一些实施方案中,通过物理分离过程可以将二硫化碳配制剂从采出的原油和其它液体中除去,这样使得二硫化碳配制剂可以再次使用,而剩余的是基本上不含二硫化碳配制剂的原油。
现在参考图3a,在本发明的一个实施例中,给出了系统200。系统200包括地下地层202、地下地层204、地下地层206以及地下地层208。在地面上提供生产设备210。井212穿过地层202和204,和在地层206中开口。地层206的部分214可以任选地压裂和/或穿孔。使地层206中的油和气开采到部分214,进入井212,并且向上移动到生产设备210。然后生产设备可以分离气体,气体被送入气体处理器216,和液体被送入液体储存器218。生产设备还包括二硫化碳配制剂生产设备230。可以将产自井212的硫化氢和/或其它含硫化合物送入二硫化碳配制剂生产设备230。二硫化碳配制剂向下返回到井212中(由向下的箭头指示),并被泵入地层206,然后与油和气一起开采返回井212至生产设备210。生产设备210适于二硫化碳配制剂的再循环,例如通过沸腾二硫化碳配制剂、将其冷凝或过滤或使其反应,然后将二硫化碳配制剂再注入井212。
现在参考图3b和3c,在本发明的一些实施方案中,给出了系统200。系统200包括地下地层202、地下地层204、地下地层206以及地下地层208。在地面上提供生产设备210。井212穿过地层202和204,和在地层206中开口。地层206的部分214可以任选地压裂和/或穿孔。在最初的生产期间,将地层206中的油和气开采到部分214,进入井212,并且向上移动到生产设备210。然后生产设备可以分离气体,气体被送入气体处理器216,和液体被送入液体储存器218。生产设备还包括二硫化碳配制剂生产设备230。可以将产自井212的硫化氢和/或其它含硫化合物送入二硫化碳配制剂生产设备230。如图3b所示,可以将二硫化碳配制剂在井212中向下泵送(由向下的箭头指示),并被泵入地层206。可以使二硫化碳配制剂在从大约1小时到大约15天例如从大约5小时到大约50小时的一段时间里留置以渗入地层中。
在渗入期之后,如图3c所示,然后开采二硫化碳配制剂和油和/或气。返回井212至生产设备210。生产设备210适于分离和/或再循环二硫化碳配制剂,例如通过沸腾二硫化碳配制剂、将其冷凝或过滤或使其反应,然后再将二硫化碳配制剂注入井212,例如通过重复图3b和3c所示的渗入循环大约2次到大约5次。
在一些实施方案中,可以将二硫化碳配制剂在高于地层破裂压力的压力下泵入地层206,例如所述压力为破裂压力的大约120%到大约200%。
现在参考图3d,在本发明的一些实施方案中,给出了系统300。系统300包括地下地层302、地层304、地层306以及地层308。在地面上提供生产设备310。井312穿过地层302和304,和在地层306中开口。地层部分314可以任选地压裂和/或穿孔。当油和气从地层306采出时,其进入部分314,并沿井312向上移动到生产设备310。可以分离气体和液体,并且可以将气体送入气体储存器316和可以将液体送入液体储存器318。生产设备310能生产二硫化碳配制剂,二硫化碳配制剂可以在二硫化碳配制剂生产设备330中生产和贮存。可以将产自井312的硫化氢和/或其它含硫化合物送入二硫化碳配制剂生产设备330。将二硫化碳配制剂向下泵入井332,到达地层306的部分334。二硫化碳配制剂穿过地层306以辅助油和气的开采,然后可以将二硫化碳配制剂、油和/或气开采到井312到达生产设备310。二硫化碳配制剂然后可以再循环,例如通过沸腾二硫化碳配制剂、将其冷凝或过滤或使其反应,然后将二硫化碳配制剂再注入井332。
在一些实施方案中,二硫化碳配制剂或与其它组分混合的二硫化碳配制剂可能与地层306中的油和/或气混溶。
在一些实施方案中,二硫化碳配制剂或与其它组分混合的二硫化碳配制剂可能与地层306中的油和/或气不混溶。
在一些实施方案中,可以将二硫化碳配制剂或与其它组分混合的二硫化碳配制剂与地层306中的油和/或气混合以形成采出到井312的混溶混合物。
在一些实施方案中,二硫化碳配制剂或与其它组分混合的二硫化碳配制剂可能不与地层306中的油和/或气混合,这样二硫化碳配制剂或与其它组分混合的二硫化碳配制剂作为塞子穿过地层306,以迫使油和/或气到达井312。在一些实施方案中,可以将一些二硫化碳配制剂或与其它组分混合的二硫化碳配制剂注入井332中,其后是另一种组分,以迫使二硫化碳配制剂或与其它组分混合的二硫化碳配制剂穿过地层306,例如:空气;气体或液体状态的水;与一种或多种盐、聚合物和/或表面活性剂混合的水;二氧化碳;其它气体;其它液体;和/或其混合物。
现在参考图4,在本发明的一些实施方案中,给出了二硫化碳配制剂的生产430。二硫化碳配制剂的生产430中有例如来自上述分离阶段的硫化氢和/或其它含硫化合物的输入。通过氧化反应432可以使硫化氢转化为二氧化硫。硫化氢和二氧化硫可以在434转化为硫。硫可以在436与碳化合物化合以生成二硫化碳配制剂。在一些实施方案中在438,可以将在436生产的二硫化碳配制剂和硫化氢分离为二硫化碳配制剂和硫化氢部分,和将硫化氢再循环到氧化反应432。在一些实施方案中438可以省略,和可以输出在436生产的二硫化碳配制剂和硫化氢。可以将二硫化碳配制剂和/或包含二硫化碳配制剂的混合物从二硫化碳配制剂的生产430中输出。
现在参考图5,在本发明的一些实施方案中,给出了二硫化碳配制剂的生产530。生产530包括在532将硫化氢和/或其它含硫化合物转化为二氧化硫的氧化反应,例如通过上面论述的Claus法或催化选择性氧化反应进行。在534,一氧化碳可以与二氧化硫反应以生成二硫化碳配制剂,其工艺在美国专利申请公开号2004/0146450中公开,在这里通过参考将其公开的全部内容并入。
现在参考图6,在本发明的一些实施方案中,给出了二硫化碳配制剂产生系统600。可以将一部分硫化氢和/或其它含硫化合物在炉子601中用氧气和/或空气燃烧以生成二氧化硫以及其它组分和大量的热。可以将二氧化硫供给反应器602例如一个Claus反应器或多个串联的Claus反应器,并且与不同部分硫化氢反应以生成硫,例如低温硫,例如温度低于硫的标准沸点大约445℃的硫。通过施用来自炉子601的热量可以提高该部分硫的温度以产生温度较高的硫部分,例如温度高于大约445℃的硫。然后可以将部分硫在二硫化碳配制剂反应器603中与部分烃混合以生成二硫化碳配制剂以及其它组分例如二氧化碳、二氧化硫和/或硫化氢。该二硫化碳配制剂部分可以通过换热器604以冷却二硫化碳配制剂部分和加热烃部分,例如将热量从二硫化碳配制剂部分传递到烃部分。
现在参考图7,在本发明的一些实施方案中,给出了系统700。系统700包括地下地层702、地层704、地层706和地层708;和地下地层802、地层804、地层806和地层808。在地面上提供生产设备710。井712穿过地层702和704和在地层706中开口。地层部分714可以任选地压裂和/或穿孔。当将油和气从地层706采出时,其进入部分714,并沿井712向上移动到生产设备710。可以分离气体和液体,并且可以将气体送入气体储存器716和可以将液体送入液体储存器718。生产设备710能生产二硫化碳配制剂,可以在二硫化碳配制剂生产设备730中生产和贮存二硫化碳配制剂。可以将产自井712的硫化氢和/或其它含硫化合物送入二硫化碳配制剂生产设备730。将二硫化碳配制剂通过管道734输送到井732并沿井732向下泵入到地层806。在地层806中,可以使用二硫化碳配制剂以辅助从地层806中生产油和气。
井732与井712间隔一段距离d740。在一些实施方案中,距离d740为从大约1千米到大约1000千米,例如从大约5千米到大约250千米,或者例如从大约10千米到大约100千米,或者例如从大约50千米到75千米。
在一些实施方案中,可以将二硫化碳衍生盐溶于水,并且将获得的溶液泵入地层206、306和/或806。溶解的二硫化碳配制剂可能分解以在地层206、306和/或806中生成二硫化碳。
在本发明的一些实施方案中,可以例如用重力分离器或离心机,或使用本领域已知的其它方法,分离从井212、312和/或712采出的气体和液体。可以将气体部分送入二硫化碳配制剂生产设备230、330和/或730。
在本发明的一些实施方案中,可以将来自井212、312和/或712的含有硫化氢的气体部分送入二硫化碳配制剂生产设备230、330和/或730,以通过如下方式进行硫化合物的催化选择性氧化反应432和/或532:接触气体部分和含氧分子的气体,将气体中的含硫组分转化为二氧化硫,和然后任选地将如此产生的二氧化硫从气体部分除去。
在本发明的一些实施方案中,系统200和/或系统300的所有组件可以彼此相距大约10千米以内,例如大约5千米、3千米或1千米以内。
在本发明的一些实施方案中,可以将从井212、312和/或712采出的气体和液体运输到炼油厂和/或处理设备。可以处理油和/或气以生产比如运输燃料(例如汽油和柴油)、加热燃料、润滑剂、化学品和/或聚合物的商用产品。处理可以包括蒸馏和/或分馏油和/或气以生产一种或多种馏出物馏分。在一些实施方案中,油和/或气和/或一种或多种馏出物馏分可以经过下列一种或更多处理:催化裂化、加氢裂化、加氢处理、焦化、热裂化、蒸馏、重整、聚合、异构化、烷基化、混合以及脱蜡。
应当意识到,完成阶段1的任何实施方案可以与完成阶段2的任何实施方案相结合,完成阶段2的任何实施例可以与完成阶段3的任何实施方案相结合。
完成任一阶段1-3的方法的选择并不是决定性的。例如:阶段1可以由图3a所示的设备210和井212来完成,阶段2可以由图6所示的二硫化碳配制剂生产设备630来完成,和阶段3可以由图3a所示的设备210和井212来完成。替代地,阶段1和/或3可以由图3b和3c所示的设备210和井212来完成,或由图3d所示的设备310和井312、332来完成。相似地,阶段2可以由已知的任何方法来完成。最后,阶段2可以由图4所示的二硫化碳配制剂生产设备430、图5所示的二硫化碳配制剂生产设备530或其它任何已知的二硫化碳配制剂生产方法来完成。
本领域技术人员能够意识到对本发明公开的实施方案、结构、材料和方法可以做许多修改和变化而不脱离它们的精神和范围。因此,后附的权利要求的范围和它们的功能等同方案将不限于这里描述和说明的特定实施方案,实际上这些仅是示例性的。
Claims (31)
1.一种生产油和/或气的系统,其包括:
从地下地层开采油和/或气的装置,所述油和/或气含有一种或多种硫化合物;
将开采出的油和/或气中的至少一部分硫化合物转化为二硫化碳配制剂的装置;和
将至少一部分所述二硫化碳配制剂释放到地层中的装置;
其中在释放二硫化碳配制剂之前地下地层中存在的任何油的硫含量为0.5-5%。
2.权利要求1的系统,其中所述开采装置包括地下地层中的井和井顶部的开采设备;
其中所述转化装置包括与所述开采设备流体连接的转化设备;和
其中所述转化设备适于由至少一部分从井中采出的硫化合物生产所述二硫化碳配制剂。
3.权利要求1或2的系统,其中所述开采装置包括在地下地层中钻出的开采油和/或气的第一井以及所述第一井顶部的生产设备;和
其中释放二硫化碳配制剂的装置包括地下地层中用于将所述二硫化碳配制剂释放到地层中的第二井。
4.权利要求3的系统,其中所述第一井与第二井相隔15米到250千米。
5.权利要求1或2的系统,其中地下地层在水体下面和转化装置在水体上面。
6.权利要求1或2的系统,进一步包括注水装置,该装置适于在将二硫化碳配制剂已经释放到地下地层之后将水注入所述地层。
7.权利要求1或2的系统,其中开采装置包括至少一口井,所述的至少一口井包括套管和/或穿孔。
8.权利要求1或2的系统,其中转化装置包括:
氧化第一部分硫化合物以生产二氧化硫的第一反应器;
使第二部分硫化合物与至少一部分二氧化硫反应以生产硫的第二反应器;和
使至少一部分硫与碳和/或烃反应以生产二硫化碳配制剂的第三反应器。
9.权利要求8的系统,其中所述第一反应器包括加热至少一部分来自第二反应器的硫的设备。
10.权利要求8的系统,进一步包括将热量从至少一部分在第三反应器中生成的二硫化碳配制剂传递到至少一部分供给第三反应器的烃的换热器。
11.一种生产油和/或气的方法,其包括:
从地下地层开采油和/或气,所述油和/或气含有至少一种硫化合物;
将开采出的油和/或气中的至少一部分硫化合物转化为二硫化碳配制剂;和
将至少一部分所述二硫化碳配制剂释放到地层中;
其中在释放二硫化碳配制剂之前地下地层中存在的任何油的硫含量为0.5-5%。
12.权利要求11的方法,进一步包括,如果存在二硫化碳配制剂,从油和/或气中回收二硫化碳配制剂和然后将至少一部分回收的二硫化碳配制剂注入地层。
13.权利要求11或12的方法,其中所述释放包括将至少一部分二硫化碳配制剂采用与烃、液态和/或气态水、除二硫化碳之外的硫化合物、二氧化碳、一氧化碳或其混合物中的一种或多种的混合物的形式注入地层。
14.权利要求11或12的方法,进一步包括在将二硫化碳配制剂注入地层之前或当其在地层中时加热二硫化碳配制剂。
15.权利要求11或12的方法,其中将硫化合物转化成二硫化碳配制剂包括将至少一部分硫化合物氧化成硫并且使至少一部分硫与烃反应以形成二硫化碳配制剂。
16.权利要求11或12的方法,其中将硫化合物转化成二硫化碳配制剂包括将至少一部分硫化合物氧化成二氧化硫,和然后将至少一部分二氧化硫转化成硫。
17.权利要求11或12的方法,其中在注入二硫化碳配制剂之后将另一种材料注入地层。
18.权利要求11或12的方法,其中在0-37,000千帕的井口压力下注入二硫化碳配制剂。
19.权利要求11或12的方法,其中在注入二硫化碳配制剂之前地下地层中存在的任何油的粘度为从0.14厘泊到6百万厘泊。
20.权利要求11或12的方法,其中地下地层的渗透率为0.0001-15达西。
21.权利要求11或12的方法,其中转化至少一部分硫化合物包括:
用空气和/或氧气氧化第一部分硫化合物以生成二氧化硫;
使二氧化硫与第二部分硫化合物反应以生成硫;和
使硫与烃反应以生成二硫化碳配制剂。
22.权利要求21的方法,进一步包括在与烃反应之前加热硫。
23.权利要求21的方法,进一步包括将热量从生产出的二硫化碳配制剂传递到供给反应的烃。
24.权利要求11或12的方法,进一步包括将至少一部分采出的油或气转化成选自运输燃料、加热燃料、润滑剂、化学品和聚合物的材料。
25.一种生产油和/或气的系统,包括:
从第一地下地层开采出油和/或气的装置,所述油和/或气含有一种或多种硫化合物,其中第一地下地层中存在的任何油的硫含量为0.5-5%;
将开采出的油和/或气中的至少一部分硫化合物转化为二硫化碳配制剂的装置;和
将至少一部分二硫化碳配制剂释放到第二地下地层中的装置。
26.权利要求25的系统,其中第一地层与第二地层的距离小于1000千米。
27.权利要求25或26的系统,进一步包括在转化装置和释放装置之间的连接。
28.权利要求27的系统,其中所述连接包括管道。
29.权利要求25或26的系统,其中开采装置与转化装置的距离在100千米以内。
30.权利要求25或26的系统,进一步包括至少一个选自催化裂化、加氢裂化、加氢处理、焦化、热裂化、蒸馏、重整、聚合、异构化、烷基化、混合以及脱蜡的单元。
31.权利要求30的系统,其中至少一个单元适于将采出的油或气转化成选自运输燃料、加热燃料、润滑剂、化学品和聚合物的至少一种材料。
Applications Claiming Priority (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US67354705P | 2005-04-21 | 2005-04-21 | |
US60/673,547 | 2005-04-21 | ||
US77269106P | 2006-02-13 | 2006-02-13 | |
US60/772,691 | 2006-02-13 | ||
PCT/US2006/014841 WO2006115965A2 (en) | 2005-04-21 | 2006-04-19 | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN101166889A CN101166889A (zh) | 2008-04-23 |
CN101166889B true CN101166889B (zh) | 2012-11-28 |
Family
ID=36694832
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN2006800132837A Expired - Fee Related CN101166889B (zh) | 2005-04-21 | 2006-04-19 | 生产油和/或气的系统和方法 |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (3) | US7601320B2 (zh) |
EP (1) | EP1871988A2 (zh) |
CN (1) | CN101166889B (zh) |
AU (1) | AU2006240103B2 (zh) |
BR (1) | BRPI0608825B1 (zh) |
CA (2) | CA2820375C (zh) |
EA (1) | EA011939B1 (zh) |
MX (1) | MX2007012941A (zh) |
NO (1) | NO20075965L (zh) |
WO (1) | WO2006115965A2 (zh) |
Families Citing this family (76)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6588503B2 (en) | 2000-04-24 | 2003-07-08 | Shell Oil Company | In Situ thermal processing of a coal formation to control product composition |
US20030146002A1 (en) | 2001-04-24 | 2003-08-07 | Vinegar Harold J. | Removable heat sources for in situ thermal processing of an oil shale formation |
US7601320B2 (en) * | 2005-04-21 | 2009-10-13 | Shell Oil Company | System and methods for producing oil and/or gas |
EP1941127A1 (en) * | 2005-10-24 | 2008-07-09 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing hydrocarbons from tar sands with heat created drainage paths |
RU2415259C2 (ru) | 2006-04-21 | 2011-03-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Последовательное нагревание множества слоев углеводородсодержащего пласта |
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 |
US20090155159A1 (en) * | 2006-05-16 | 2009-06-18 | Carolus Matthias Anna Maria Mesters | 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 |
BRPI0713299A2 (pt) | 2006-07-07 | 2012-04-17 | Shell Int Research | processo para a fabricação de dissulfeto de carbono, e, uso de uma corrente lìquida |
EP2049767A1 (en) | 2006-08-10 | 2009-04-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Methods for producing oil and/or gas |
BRPI0716921A2 (pt) * | 2006-09-18 | 2013-11-12 | Shell Int Research | Processo para a fabricação de dissulfeto de carbono |
CA2666959C (en) | 2006-10-20 | 2015-06-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Moving hydrocarbons through portions of tar sands formations with a fluid |
CA2676231A1 (en) * | 2007-02-16 | 2008-08-21 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for absorbing gases into a liquid |
CA2684486C (en) | 2007-04-20 | 2015-11-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ recovery from residually heated sections in a hydrocarbon containing formation |
GB2460383B (en) * | 2007-05-10 | 2011-11-16 | Shell Int Research | Method for enhancing production of oil and/or gas |
WO2008141673A1 (en) * | 2007-05-21 | 2008-11-27 | Ontos Ag | Semantic navigation through web content and collections of documents |
CN101796156B (zh) * | 2007-07-19 | 2014-06-25 | 国际壳牌研究有限公司 | 生产油和/或气的方法 |
US20090200290A1 (en) | 2007-10-19 | 2009-08-13 | Paul Gregory Cardinal | Variable voltage load tap changing transformer |
WO2009058846A1 (en) * | 2007-10-31 | 2009-05-07 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
RU2494233C2 (ru) * | 2007-11-19 | 2013-09-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система и способ добычи нефти и/или газа |
WO2009067423A1 (en) * | 2007-11-19 | 2009-05-28 | Shell Oil Company | Producing oil and/or gas with emulsion comprising miscible solvent |
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 |
US9188086B2 (en) | 2008-01-07 | 2015-11-17 | Mcalister Technologies, Llc | Coupled thermochemical reactors and engines, and associated systems and methods |
US8318131B2 (en) | 2008-01-07 | 2012-11-27 | Mcalister Technologies, Llc | Chemical processes and reactors for efficiently producing hydrogen fuels and structural materials, and associated systems and methods |
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 |
CN101959992B (zh) * | 2008-02-27 | 2013-09-04 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于生产油和/或气的系统和方法 |
US8656997B2 (en) * | 2008-04-14 | 2014-02-25 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
CN102027194B (zh) * | 2008-04-16 | 2015-04-01 | 国际壳牌研究有限公司 | 生产油和/或气的系统与方法 |
US7841407B2 (en) * | 2008-04-18 | 2010-11-30 | Shell Oil Company | Method for treating a hydrocarbon containing formation |
US20090260825A1 (en) * | 2008-04-18 | 2009-10-22 | Stanley Nemec Milam | Method for recovery of hydrocarbons from a subsurface hydrocarbon containing formation |
US20090260812A1 (en) * | 2008-04-18 | 2009-10-22 | Michael Anthony Reynolds | Methods of treating a hydrocarbon containing formation |
US20090260811A1 (en) * | 2008-04-18 | 2009-10-22 | Jingyu Cui | Methods for generation of subsurface heat for treatment of a hydrocarbon containing formation |
CN102099544B (zh) * | 2008-07-02 | 2015-09-23 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于生产油和/或气的系统和方法 |
AU2009270989A1 (en) * | 2008-07-14 | 2010-01-21 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for producing oil and/or gas |
CN102119258A (zh) * | 2008-07-14 | 2011-07-06 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于生产油和/或气的系统和方法 |
MX2011000565A (es) * | 2008-07-14 | 2011-03-30 | Shell Int Research | Sistemas y metodos para producir petroleo y/o 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 |
US8441361B2 (en) | 2010-02-13 | 2013-05-14 | Mcallister Technologies, Llc | Methods and apparatuses for detection of properties of fluid conveyance systems |
WO2010102653A1 (en) * | 2009-03-13 | 2010-09-16 | Eni S.P.A. | Process for the abatement of hydrogen sulphide from compositions containing it with simultaneous production of hydrogen |
US8175751B2 (en) * | 2009-05-27 | 2012-05-08 | Chevron U.S.A. Inc. | Computer-implemented systems and methods for screening and predicting the performance of enhanced oil recovery and improved oil recovery methods |
IT1394568B1 (it) * | 2009-06-24 | 2012-07-05 | Eni Spa | Procedimento per la valorizzazione di gas naturale ad alto contenuto di idrogeno solforato |
BR112012002721A2 (pt) * | 2009-08-10 | 2016-05-03 | Shell Int Research | sistema e método para produzir petróleo e /ou gás |
EP2534095A2 (en) | 2010-02-13 | 2012-12-19 | McAlister Technologies, LLC | Reactor vessels with transmissive surfaces for producing hydrogen-based fuels and structural elements, and associated systems and methods |
US8604772B2 (en) | 2010-03-31 | 2013-12-10 | General Electric Company | MEMS-based resonant tunneling devices and arrays of such devices for electric field sensing |
US8739874B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-06-03 | Shell Oil Company | Methods for heating with slots in hydrocarbon formations |
CA2796663C (en) * | 2010-05-06 | 2019-04-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for producing oil and/or gas |
US20120067571A1 (en) * | 2010-09-17 | 2012-03-22 | Shell Oil Company | Methods for producing oil and/or gas |
CA2734170C (en) * | 2011-03-15 | 2013-09-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of injecting solvent into an underground reservoir to aid recovery of hydrocarbons |
DK177294B1 (en) * | 2011-05-10 | 2012-10-08 | Maersk Olie & Gas | Enhanced oil recovery |
US8669014B2 (en) | 2011-08-12 | 2014-03-11 | Mcalister Technologies, Llc | Fuel-cell systems operable in multiple modes for variable processing of feedstock materials and associated devices, systems, and methods |
WO2013025655A2 (en) | 2011-08-12 | 2013-02-21 | Mcalister Technologies, Llc | Systems and methods for providing supplemental aqueous thermal energy |
US8734546B2 (en) | 2011-08-12 | 2014-05-27 | Mcalister Technologies, Llc | Geothermal energization of a non-combustion chemical reactor and associated systems and methods |
US8888408B2 (en) | 2011-08-12 | 2014-11-18 | Mcalister Technologies, Llc | Systems and methods for collecting and processing permafrost gases, and for cooling permafrost |
US8911703B2 (en) | 2011-08-12 | 2014-12-16 | Mcalister Technologies, Llc | Reducing and/or harvesting drag energy from transport vehicles, including for chemical reactors, and associated systems and methods |
EP2742207A4 (en) * | 2011-08-12 | 2016-06-29 | Mcalister Technologies Llc | SYSTEMS AND METHODS FOR EXTRACTING AND PROCESSING GASES FROM SUBMERGED SOURCES |
US8826657B2 (en) | 2011-08-12 | 2014-09-09 | Mcallister Technologies, Llc | Systems and methods for providing supplemental aqueous thermal energy |
WO2013025650A1 (en) * | 2011-08-12 | 2013-02-21 | Mcalister Technologies, Llc | Mobile transport platforms for producing hydrogen and structural materials and associated systems and methods |
US8673509B2 (en) | 2011-08-12 | 2014-03-18 | Mcalister Technologies, Llc | Fuel-cell systems operable in multiple modes for variable processing of feedstock materials and associated devices, systems, and methods |
US9522379B2 (en) | 2011-08-12 | 2016-12-20 | Mcalister Technologies, Llc | Reducing and/or harvesting drag energy from transport vehicles, including for chemical reactors, and associated systems and methods |
WO2013106156A1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-07-18 | Shell Oil Company | System and method for producing oil |
WO2013101520A1 (en) * | 2011-12-28 | 2013-07-04 | Shell Oil Company | Enhanced oil recovery methods for producing oil from heavy oil fields |
US20130217938A1 (en) * | 2012-02-16 | 2013-08-22 | Marathon Gtf Technology, Ltd. | Processes for converting hydrogen sulfide to carbon disulfide |
RU2012133249A (ru) | 2012-06-22 | 2014-02-10 | Питер Фрэнк КРОСС | Усовершенствованная очистка от диоксида серы |
EA027516B1 (ru) * | 2012-06-27 | 2017-08-31 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и система извлечения нефти |
US9869167B2 (en) | 2012-11-12 | 2018-01-16 | Terracoh Inc. | Carbon dioxide-based geothermal energy generation systems and methods related thereto |
GB201303737D0 (en) * | 2013-03-01 | 2013-04-17 | Cross Peter F | Catalytic treatment |
WO2014160301A1 (en) | 2013-03-14 | 2014-10-02 | Mcalister Technologies, Llc | Method and apparatus for generating hydrogen from metal |
AU2014281764B2 (en) | 2013-06-18 | 2016-07-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Oil recovery system and method |
WO2014210110A1 (en) * | 2013-06-27 | 2014-12-31 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing dimethyl sulfide from sour gaz |
CN105339585A (zh) | 2013-06-27 | 2016-02-17 | 国际壳牌研究有限公司 | 对由沥青质造成的井孔和生产管线的堵塞的修复 |
WO2016180698A1 (en) * | 2015-05-12 | 2016-11-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process comprising analysing a flowing fluid |
NO20170525A1 (en) * | 2016-04-01 | 2017-10-02 | Mirade Consultants Ltd | Improved Techniques in the upstream oil and gas industry |
US10087375B2 (en) * | 2016-05-10 | 2018-10-02 | Petroraza Sas | Methods for enhancing heavy oil recovery |
CN114084898A (zh) * | 2021-12-06 | 2022-02-25 | 景德镇陶瓷大学 | 一种耐高温、不团聚的超细γ-Ce2S3红色色料的制备方法及其制得的产品 |
US20230323756A1 (en) * | 2022-04-12 | 2023-10-12 | Koloma, Inc. | Hydrogen production and sulfur-carbon sequestration |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3415573A (en) * | 1966-08-22 | 1968-12-10 | Shell Oil Co | Method of sulfur recovery from sulfur-containing hydrogen sulfide rich formations |
US3847224A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-12 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
US4836935A (en) * | 1988-09-09 | 1989-06-06 | Conoco Inc. | Oil removal from waterflooding injection water |
US5304361A (en) * | 1992-06-26 | 1994-04-19 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Removal of hydrogen sulfide |
Family Cites Families (40)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2330934A (en) * | 1939-09-11 | 1943-10-05 | Pure Oil Co | Sulphur oxidation of hydrocarbons |
US2363810A (en) | 1942-02-26 | 1944-11-28 | Rca Corp | Blanking amplifier for cathode ray oscillographs |
US2428727A (en) * | 1942-12-26 | 1947-10-07 | Pure Oil Co | Carbon disulfide process |
US2636810A (en) * | 1947-12-15 | 1953-04-28 | Fmc Corp | Manufacture of carbon disulfide |
US2663810A (en) * | 1950-12-08 | 1953-12-22 | Globe Ind Inc | End bell or end bracket for motors |
US2833711A (en) * | 1954-10-04 | 1958-05-06 | Sinclair Oil & Gas Company | Method of treating brine disposal wells and composition therefor |
FR1461303A (fr) * | 1959-08-21 | 1966-02-25 | Azote & Prod Chim | Procédé de traitement de l'hydrogène sulfuré |
US3070162A (en) * | 1960-03-21 | 1962-12-25 | Atlantic Refining Co | Chemical method for cleaning disposal and injection wells |
GB1007674A (en) * | 1962-04-20 | 1965-10-22 | Marco Preda | Process for catalytically producing carbon disulphide from sulphur vapour and gaseous hydrocarbon |
US3254960A (en) * | 1963-11-26 | 1966-06-07 | Sun Oil Co | Wave reactor |
US3445181A (en) * | 1964-12-30 | 1969-05-20 | Continental Oil Co | Producing sulfur from hydrogen sulfide-containing gases |
US3297185A (en) * | 1965-04-12 | 1967-01-10 | Owens Illinois Glass Co | Plastic bottle finish |
US3393733A (en) * | 1966-08-22 | 1968-07-23 | Shell Oil Co | Method of producing wells without plugging of tubing string |
FR1573969A (zh) * | 1968-03-26 | 1969-07-11 | ||
US3724452A (en) * | 1971-03-04 | 1973-04-03 | Green T | Cervical brace |
US3724552A (en) * | 1971-11-01 | 1973-04-03 | Mobil Oil Corp | Well treating method to remove paraffin deposition |
US3876753A (en) * | 1973-04-30 | 1975-04-08 | Fmc Corp | Process for producing carbon bisulfide |
US3927185A (en) | 1973-04-30 | 1975-12-16 | Fmc Corp | Process for producing carbon disulfide |
US3850245A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-26 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
US3838738A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-01 | Texaco Inc | Method for recovering petroleum from viscous petroleum containing formations including tar sands |
US3983939A (en) * | 1975-10-31 | 1976-10-05 | Texaco Inc. | Method for recovering viscous petroleum |
US4158467A (en) * | 1977-12-30 | 1979-06-19 | Gulf Oil Corporation | Process for recovering shale oil |
US4543434A (en) * | 1981-01-28 | 1985-09-24 | Mobil Oil Corporation | Process for producing liquid hydrocarbon fuels |
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 |
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 |
US5097903A (en) * | 1989-09-22 | 1992-03-24 | Jack C. Sloan | Method for recovering intractable petroleum from subterranean formations |
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. |
US6149344A (en) | 1997-10-04 | 2000-11-21 | Master Corporation | Acid gas disposal |
US6016868A (en) * | 1998-06-24 | 2000-01-25 | World Energy Systems, Incorporated | Production of synthetic crude oil from heavy hydrocarbons recovered by in situ hydrovisbreaking |
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 |
US6357526B1 (en) * | 2000-03-16 | 2002-03-19 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Field upgrading of heavy oil and bitumen |
KR100786412B1 (ko) | 2000-09-07 | 2007-12-17 | 더 비오씨 그룹 피엘씨 | 황화수소 함유 기체 스트림으로부터 황을 회수하는 방법 |
DE60103070T2 (de) | 2000-09-07 | 2004-11-25 | The Boc Group Plc, Windlesham | Verfahren und vorrichtung zur gewinnung von schwefel aus schwefelwasserstoff enthaltenden gasströmen |
AU2003222204A1 (en) * | 2002-03-25 | 2003-10-13 | Tda Research, Inc. | Catalysts and process for oxidizing hydrogen sulfide to sulfur dioxide and sulfur |
EA007581B1 (ru) | 2002-12-17 | 2006-12-29 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ каталитического селективного окисления сернистых соединений |
US7090818B2 (en) | 2003-01-24 | 2006-08-15 | Stauffer John E | Carbon disulfide process |
US7601320B2 (en) | 2005-04-21 | 2009-10-13 | Shell Oil Company | System 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 |
-
2006
- 2006-04-19 US US11/918,839 patent/US7601320B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-19 MX MX2007012941A patent/MX2007012941A/es active IP Right Grant
- 2006-04-19 CA CA2820375A patent/CA2820375C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-19 EA EA200702287A patent/EA011939B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-19 US US11/409,436 patent/US7426959B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-19 CN CN2006800132837A patent/CN101166889B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-19 WO PCT/US2006/014841 patent/WO2006115965A2/en active Application Filing
- 2006-04-19 BR BRPI0608825A patent/BRPI0608825B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2006-04-19 EP EP06750793A patent/EP1871988A2/en not_active Withdrawn
- 2006-04-19 AU AU2006240103A patent/AU2006240103B2/en not_active Ceased
- 2006-04-19 CA CA2606215A patent/CA2606215C/en not_active Expired - Fee Related
-
2007
- 2007-11-20 NO NO20075965A patent/NO20075965L/no not_active Application Discontinuation
-
2008
- 2008-08-11 US US12/189,522 patent/US7654322B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3415573A (en) * | 1966-08-22 | 1968-12-10 | Shell Oil Co | Method of sulfur recovery from sulfur-containing hydrogen sulfide rich formations |
US3847224A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-12 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
US4836935A (en) * | 1988-09-09 | 1989-06-06 | Conoco Inc. | Oil removal from waterflooding injection water |
US5304361A (en) * | 1992-06-26 | 1994-04-19 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Removal of hydrogen sulfide |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2820375A1 (en) | 2006-11-02 |
EA200702287A1 (ru) | 2008-04-28 |
CA2606215C (en) | 2015-06-30 |
CN101166889A (zh) | 2008-04-23 |
EA011939B1 (ru) | 2009-06-30 |
MX2007012941A (es) | 2008-01-11 |
US20060254769A1 (en) | 2006-11-16 |
NO20075965L (no) | 2008-01-18 |
WO2006115965A3 (en) | 2006-12-28 |
WO2006115965A2 (en) | 2006-11-02 |
US7601320B2 (en) | 2009-10-13 |
AU2006240103B2 (en) | 2009-11-26 |
US7654322B2 (en) | 2010-02-02 |
BRPI0608825B1 (pt) | 2017-06-06 |
CA2820375C (en) | 2015-06-30 |
US20080302532A1 (en) | 2008-12-11 |
BRPI0608825A2 (pt) | 2011-03-15 |
CA2606215A1 (en) | 2006-11-02 |
AU2006240103A1 (en) | 2006-11-02 |
US20090025935A1 (en) | 2009-01-29 |
EP1871988A2 (en) | 2008-01-02 |
US7426959B2 (en) | 2008-09-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN101166889B (zh) | 生产油和/或气的系统和方法 | |
CN103221632A (zh) | 利用二氧化碳开采地层沉积物的方法 | |
CN1134179A (zh) | 回收煤层甲烷的方法 | |
US3193006A (en) | Petroleum recovery with inert gases | |
US4379489A (en) | Method for production of heavy oil from tar sands | |
AU2019274775A1 (en) | Process for hydrogen generation | |
CN101861445B (zh) | 生产油和/或气的系统与方法 | |
CN101925390A (zh) | 用于开采油和/或气的系统和方法 | |
CN102046917B (zh) | 生产油和/或气的系统与方法 | |
CN101959992B (zh) | 用于生产油和/或气的系统和方法 | |
CN102027194B (zh) | 生产油和/或气的系统与方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20121128 Termination date: 20200419 |