SDS溶液与APG溶液对天然气水合物生成的协同作用

天然气是一种潜力巨大的清洁能源,但是其工业化生成技术仍面临较大的困难。表面活性剂作为一种工业催化剂能对天然气水合物的生成有着明显的促进作用。为研究不同表面活性剂下天然气水合物生成特点,采用静态条件下天然气水合物的实验方法,对SDS表面活性剂溶液与APG表面活性剂溶液以及他们的混合溶液进行天然气水合物生成实验。结果表明:APG与SDS混合溶液中生成的天然气水合物稳定性介于纯SDS溶液中生成的天然气水合物和纯APG溶液中生成的天然气水合物之间;APG与SDS溶液的协同作用能够明显地改变溶液表面张力,并且3种溶液下水合物生成的动力学数据与3种溶液的表面张力数据有着类似的变化规律。     

表面活性剂对气体水合物生成过程的定量影响

为确定HCFC?141b水合物生成条件下阴离子表面活性剂十二烷基硫酸钠(SDS)和十二烷基苯磺酸钠(SDBS)的临界胶束浓度(CMC),在0~20℃温度下,通过圆环法实验研究了不同浓度表面活性剂溶液体系的表面张力,考察了表面活性剂对溶液体系表面张力的影响机理并通过C3H8水合物的生成过程实验进行了验证,确定了SDS和SDBS的临界胶束浓度. 结果表明,当SDS和SDBS的质量浓度分别低于500?10?6和100?10?6时,表面活性剂降低水表面张力的效果最明显,二者的CMC分别为1950?10?6和400?10?6,表面活性剂能明显缩短水合反应的诱导时间,提高了其平均生成速率.     

SDS与AEP的复配体系下天然气水合物生成分析

在天然气水合物储运技术的运用中,添加表面活性剂是一种被广泛应用的高效促进水合物形成的方法,其中表面活性剂的复配体系对天然气水合物生成的促进影响也是一个重要的研究方向.针对天然气水合物的大量快速制备,在初始压力7 MPa和2℃恒温条件下采用不同质量浓度的十二烷基硫酸钠(SDS)和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯(AEP)进行复配,...     

不同体系中丙烷水合物的生成过程

为了解C3H8水合物的生成特性,加快其生成过程,在可视化实验装置上分别研究了在纯水、十二烷基硫酸钠(SDS,浓度1950′10-6)和十二烷基苯磺酸钠(SDBS,浓度400′10-6)中C3H8水合物的诱导时间、生成速率等. 结果表明,在0.8~1.2℃温度范围内,纯水体系中C3H8水合物的诱导时间最长,SDS体系中C3H8水合物的生成速率最快,达0.0224 mm/h. 与纯水体系相比,表面活性剂明显缩短了C3H8水合物的诱导时间,提高了其生成速率.     

初始压力对丙烷水合物生成过程的影响

为了研究初始压力对C_3H_8水合物生成过程的影响,在可视化实验装置上,分别研究了不同初始压力下纯水和1950×10~(-6)十二烷基硫酸钠(SDS)体系中C_3H_8水合物的生成过程.结果表明,纯水体系中,初始压力为0.5,0.54和0.58 MPa时水合物生成过程的诱导时间分别为14.7,12.3和12.1 h,平均生成速率分别为0.0174,0.0217和0.0223 mm/h;1950×10~(-6) SDS体系中,初始压力为0.5,0.54和0.58 MPa时水合物生成过程的诱导时间分别为11.5,10.7和10.5 h,平均生成速率分别为0.0222,0.0226和0.022 9 mm/h;加入表面活性剂明显缩短了水合物生成过程的诱导时间;不论纯水体系还是SDS,初始压力越高,C_3H_8水合物的生成速率越大,诱导时间越短.     

SDS影响蓄冷用异丁烷水合物生成特性的实验研究

为探讨表面活性剂十二烷基硫酸钠 (SDS)对新型蓄冷工质——异丁烷水合物快速生成的影响,利用自行设计的小型搅拌式水合物制备系统,在定容法实验条件下,比较无SDS情况下和不同SDS浓度情况下水合物的生成特性。实验结果表明: 与无SDS情况下相比,有SDS情况下的异丁烷水合物诱导时间缩短约18 min, 且水合物生成量较多,含气率较大,主要是SDS能有效降低水气界面的界面张力,增快气体分子进入水气界面层速率。此外,不同SDS浓度下(0.8×10^-3、1.0×10^-3和1.2×10^-3)水合物生成诱导时间比较接近(约20 min),且水合物生成量趋于一致。     

煤层气水合化的基础研究

自行设计制造了一套可用于煤层气水合物生成与分解的可视化实验系统,利用该实验系统研究了阴离子表面活性剂、非离子表面活性剂和多孔介质煤对煤层气水合物生成的影响,进行了煤层气水合物生成相平衡参数和分解热力学方面的研究。结果表明:表面活性剂的加入促进了水合物的生长,但水合物的生成情况与表面活性剂的种类和浓度有关;表面活性剂的加入有效地改变了水合物生成的热力学条件;水合物分解过程所需热量较多,证实了利用煤层气水合化技术预防煤矿煤与瓦斯突出以及进行煤层气固化储运的可行性。     

复配体系下无机盐对甲烷水合物生成的影响研究

采用不同质量分数的NaCl环境下，研究在273.15 K和7 MPa下不同粒径的多孔介质(SiO₂)与表面活性剂(SDS)复配对甲烷水合物生成的影响。实验发现：NaCl的加入对水合物的生成起到了抑制的作用，且随着质量分数的增加，这种抑制效果越明显；NaCl的加入会减弱由SDS引起的贴壁生成的效果，在此前提下，在实际的生产中，可以添加某一质量分数的氯化钠来确定水合物的形成位置，使得水合物和多孔介质便于分离，节约成本。     

操作工况对酸性天然气水合物生成动力学的影响分析

水合物的快速生成受诸多因素的影响,操作工况是其主要的影响因素之一。以67.7%CH4+32.3%CO2（摩尔分数）混合气为例模拟酸性天然气,采用自行设计的水合物动力学实验装置,分别对初始压力为3.0 MPa、3.5 MPa、4.2 MPa、5.0 MPa和实验温度分别为1.42 ℃、3.27 ℃、5.48 ℃、7.45 ℃时的水合物生成动力学进行实验研究。定义诱导期、平衡总耗时、生长速率为水合物动力学评价指标,指标通过分析水合物生成过程中的压力及气相组成变化得到,进而综合分析了操作工况对酸性天然气水合物生成动力学的影响。实验结果表明：初始压力越高,实验温度越低,水合物平衡时气相CO2的浓度越低,水合物的生成量和生长速率越大;此外,初始压力对体系诱导期影响不够显著,而操作温度的降低可以明显缩短体系诱导期。     

SDS对甲烷水合物生成动力学和微观结构的影响

表面活性剂是促进水合物生成的有效手段之一。在高压反应釜中研究了十二烷基硫酸钠(SDS)对水合物生成过程的动力学影响,利用XRD和拉曼光谱探究了SDS存在条件下水合物的微观结构。宏观结果表明SDS缩短了诱导时间,加快了水合物生长速率。微观结果表明SDS没有影响s I型水合物的晶型结构,晶面间距与理想s I型水合物及纯水甲烷对比误差在千分之几。水合物中甲烷在大笼小笼中的拉曼位移分别为2904和2915 cm-1,SDS没有改变大笼小笼结构。大笼绝对占有率(?L)接近饱和时,SDS可以进一步提高小笼绝对占有率(?S),从微观角度证明了SDS可以减少水合数,提高储气率。     

低浓度瓦斯气体水合分离过程中十二烷基硫酸钠和高岭土的影响

为了探寻有效改善瓦斯水合分离动力学条件的方法,本文研究了十二烷基硫酸钠(SDS)和高岭土对瓦斯水合物生成过程及CH₄分离效果的影响。实验获取了低浓度瓦斯在4个体系中,即：SDS质量分数为10.34%的SDS溶液及高岭土质量分数为1.47%、5.64%和8.23%的SDS-高岭土复配溶液中瓦斯水合物生成过程压力-温度-时间（p-T-t）曲线,利用气相色谱仪测定了分离产物中CH₄的浓度。结果表明：SDS和SDS-高岭土复配体系缩短了瓦斯水合物生成诱导时间,提高了瓦斯水合物生成速率。4个体系中,瓦斯水合物生成诱导时间最短为72 min,平均生成速率最大可达5.261×10^-6 m³·h^-1;一级水合分离产物中CH₄浓度比原料气提高了12.40%～20.61%;在SDS-高岭土复配溶液中,瓦斯水合物分形生长,CH₄提纯浓度最高可达58.41%。     

基于化学亲和力模型的水合物生成动力学

水合物生成促进及动力学模型是水合物利用技术的关键问题。本文回顾了水合物生成促进技术的发展，实验研究了氧化石墨烯（GO）与十二烷基硫酸钠（SDS）复配促进剂体系下CO₂水合物的生成动力学，揭示了不同浓度对水合物生成时间、耗气的影响规律。研究结果表明，在GO与SDS复配体系下，CO₂水合物生成速度加快，诱导时间和生成时间缩短，耗气量增大。得出最佳复配浓度为0.005%GO+0.2%SDS，与纯水和单一0.005%GO体系相比，水合物的生成时间分别缩短69.7%和12.2%，耗气量提高11.24%和3.2%。建立了该体系下CO₂水合物生成化学亲和力模型，并从模型角度研究了GO与SDS复配比例、温度和压力对化学亲和力模型参数的影响。利用Matlab对模型编程计算并与实验结果进行了对比分析，吻合很好。通过研究认为，化学亲和力模型可准确预测复配体系水合物的生成。     

Influence factors of methane hydrate formation from ice: Temperature,pressure and SDS surfactant

A series of experiments of forming hydrate from ice powders in different conditions have been carried out with constant volume method to evaluate the influence factors such as pressure, temperature, and SDS surfactant. The change of temperature and pressure were collected as a function of elapsed time, which were used to calculate the gas consumption and hydrate saturation during hydrate formation (pVT method). Based on the experimental results and the analysis, it is concluded that: (1) Both initial pressure and temperature have effect on the hydrate formation and temperature plays a more important role in the process; (2) heating and secondary pressurization will promote the gas hydrate formation and enhance the hydrate saturation as a result. Meanwhile, the promotion of heating seems to be more obvious than that of secondary pressurization; (3) different concentrations of SDS surfactant have clearly influence on the saturation of gas hydrate and there is an optimal concentration to promote the hydrate formation.     

Induction time,storage capacity,and rate of methane hydrate formation in the presence of SDS and silver nanoparticles

In this communication, the kinetic parameters of methane hydrate formation (induction time, quantity and rate of gas uptake, storage capacity (SC), and apparent rate constant) in the presence of sodium dodecyl sulfate (SDS), synthetized silver nanoparticles (SNPs), and mixture of SDS?+?SNPs have been studied. Experimental measurements were performed at temperature of 273.65?K and initial pressure of 7?MPa in a 460?cm³ stirred batch reactor. Our results show that adding SDS, SNPs and their mixture increases the quantity of gas uptake, water to hydrate conversion, and SC of methane hydrate formation, noticeably. Using 300?ppm SDS increases the SC and the quantity of methane uptake 615, and 770%, respectively, compared with pure water. Investigating the hydrate growth rate at the start of hydrate formation process shows that, using SNPs, SDS, and their mixture increases the initial apparent rate constant of hydrate rate, considerably. Our results show that the system of methane?+?water?+?SDS 500?ppm?+?SNPs 45?µM represents the maximum value of initial apparent rate constant, compared with other tested systems.     

泡沫铜强化甲烷水合物生成动力学实验研究

提高水合物生成速率和储气密度对天然气水合物技术应用非常重要。将三种孔密度的泡沫铜（CF）分别浸入十二烷基硫酸钠（SDS）溶液中构建水合储气强化体系,在高压静态反应釜中研究泡沫金属对甲烷水合物生成动力学特性。实验结果表明,泡沫铜骨架能为水合物生成提供充足的结晶点,同时可作为水合物生长过程水合热迁移的“高速公路”。甲烷水合物在SDS/CF体系中可快速生成,最大水合储气速率分布在19.24~21.04 mmol·mol^-1·min^-1之间,其中添加15 PPI泡沫铜的SDS溶液储气量最高（139 mmol·mol^-1）,且达到最大储气量90%所用时间最短（10.1 min）。在6.0~8.0 MPa压力下,相比SDS溶液,添加15 PPI泡沫铜的SDS溶液储气量提高了8.8%~35.6%,储气速率提高了4.7%~40.4%;特别在压力为5.0 MPa时,该孔密度SDS/CF体系储气量甚至比SDS溶液增加13倍,储气速率增加16倍。     

凹凸棒石体系下CO2水合物生成动力学实验

油气生产、储运及CO₂管道输送的过程中易生成CO₂水合物,添加抑制剂是预防CO₂水合物生成的有效手段。为解决CO₂水合物堵塞问题,本文采用超声波处理后的凹凸棒石作为抑制剂,利用可视化高压反应釜实验装置,在初始条件3 MPa和2℃下,研究了添加浓度为0、0.05mg/mL、0.30mg/mL、0.50mg/mL、0.75mg/mL、1.00mg/mL和1.50 mg/mL的凹凸棒石对CO₂水合物生成动力学的影响。用压力变化法测定了水合物生成诱导时间,用动力学模型计算了水合物生成量,并分析了凹凸棒石影响CO₂水合物生成的微观机理。实验结果表明凹凸棒石能延长CO₂水合物生成诱导时间,浓度为0.75mg/mL时作用效果最佳,较纯水体系CO₂水合物生成诱导时间延长了200%;凹凸棒石能减少CO₂水合物的生成量,浓度为1.5mg/mL时作用效果最佳,与纯水体系相比减少了12.8%。凹凸棒石抑制水合物生成的微观机理主要是由于其独特的选择吸附性以及对传质传热的阻碍。研究表明以凹凸棒石作为CO₂水合物抑制剂效果良好,能有效延长其诱导时间,兼具经济性和环境友好的特点。     

Study on the influence of SDS and THF on hydrate-based gas separation performance

Hydrate additives can be used to mitigate hydrate formation conditions, promote hydrate growth rate and improve separation efficiency. CO₂ + N₂ and CO₂ + CH₄ systems with presence of sodium dodecyl sulfate (SDS) or tetrahydrofuran (THF) are studied to analyze the effect of hydrate additives on gas separation performance. The experiment results show that CO₂ can be selectively enriched in the hydrate phase. SDS can speed up the hydrate growth rate by facilitating gas molecules solubilization. When SDS concentration increases, split and loss fraction increase initially and then decrease slightly, resulting in a decreased separation factor. The optimum concentration of SDS exists at the range of 100–300 ppm. As THF can be easily encaged in hydrate cavities, hydrate formation condition can be mitigated greatly with its existence. Additionally, THF can also strengthen hydrate formation. The THF effect on separation performance is related to feed gas components. CO₂ occupies the small cavities of type II hydrate prior to N₂. But the competitiveness of CO₂ and CH₄ to occupy cavities are quite fair. The variations of split fraction, loss fraction and separation factor depend on the concentration of THF added. The work in this paper has a positive role in flue gas CO₂ capture and natural gas de-acidification.