悬垂水滴表面天然气水合物的生长特性

针对天然气水合物的喷雾法制备,设计并搭建了悬垂水滴显微实验装置,研究了不同温度和压力条件下天然气水合物在悬垂水滴表面的生长形态,建立了水滴表面水合物膜的生长模型,并通过实验研究了驱动力、过冷度、水合反应速率、气体扩散速率及十二烷基硫酸钠(SDS)浓度对水合物膜生长的影响. 结果表明,水合物膜的生长速率随过冷度的增加而增加,实验条件下测得水滴表面水合物膜的生长率为0.24~0.39 mm/s. 水滴表面水合物膜的生长为内扩散控制,水合物的活化能为13.01 kJ/mol. 当SDS浓度为550 mg/L时,界面反应速率常数有最大值0.0027 m/s.     

甲烷与冰快速形成天然气水合物的影响因素研究

设计了冰-气生成天然气水合物的实验装置,对由冰和甲烷反应生成天然气水合物的影响因素进行实验研究。结果表明,压力越高,温度越低,冰粒越小,越有利于水合物的生成,促进水合物快速形成的搅拌速度和促进剂浓度最佳值分别是800 r/min和800 mg/L。     

甲烷水合物生成和分解的实验研究

利用水合物法实现对天然气的工业储运,需要提高水合物的储气量并解决水合物的分解速度问题。为此,文章研究了在十二烷基硫酸钠(SDS)体系中,甲烷水合物的储气量和在冰点以下的常压分解规律。研究发现,SDS浓度为650 mg/L时甲烷水合物储气量达到最高值,约为170 V/V。分解温度为268.2~272.2 K区域内,甲烷水合物的分解速率随温度的降低而降低;在268.2 K时,甲烷水合物分解速率最低。     

水合物在静态脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠溶液与纯水搅拌条件下生成分析

促进天然气水合物快速大量生成是天然气水合物技术产业化的关键,因此,对其动力学促进方法进行研究是十分必要的。本文在温度为(2±0.1)℃,压力为(6.6±0.1)MPa条件下研究了不同浓度(60~1350mg/L)脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠(AES)以及不同搅拌转速0~800r/min对水合物生成的影响,对两种方式的促进效果进行了对比,并从水合物生成动力学角度对AES及搅拌的促进机理进行分析。实验结果表明:AES与搅拌都可以促进液相气过饱和,加速单核生长和多核聚结过程,显著缩短诱导期,提高水合物生成速率及气体消耗量,但不同的是在水合物生长阶段搅拌仅能促进气相向液相单向移动,AES能够使气液交叉移动,显著降低了气液传质阻力,增加了成核位置,因此AES比搅拌进一步提高了水合物生成速率及气体消耗量。     

低温常压条件下水合物法储存甲烷的实验研究

利用水合物法实现对天然气的工业储运,需要提高水合物的储气量并解决水合物的分解速度问题。为此,文章研究了在十二烷基硫酸钠（SDS）体系中,甲烷水合物的储气量和在冰点以下的常压分解规律。研究发现,SDS浓度为650 mg/L时甲烷水合物储气量达到最高值,约为170 V/V。分解温度为268.2~272.2 K区域内,甲烷水合物的分解速率随温度的降低而降低;在268.2 K时,甲烷水合物分解速率最低。     

二氧化硅与SDS复配对甲烷水合物生成过程的影响

天然气水合物大多赋存于海底沉积层或永久冻土带的沉积层孔隙中。用0.5～1 mm和2～4 mm 2种粒径的二氧化硅(SiO2)颗粒模拟真实环境,并量取不同体积SiO2分别与300 mg/L的十二烷基硫酸钠(SDS)进行复配,考察了不同体积的二氧化硅颗粒与SDS的复配体系对水合物生成过程的影响;探究不同初始压力对该体系的影响。结果表明,加入二氧化硅颗粒后能够缩短水合物的诱导时间;同体积2～4 mm二氧化硅颗粒生成水合物的剩余压力均要低于0.5～1 mm粒径; 2种粒径中都是50 m L的颗粒中剩余压力最低、储气效果更好;此外,水合物在较高的初始压力下生成效果最好。     

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,...     

丁二酸二异辛酯磺酸钠对甲烷水合物生长动力学特性的影响

通过改变添加量（600mg/L、900mg/L、1200mg/L）、过冷度（3.5℃、5.5℃、7.5℃）以及压力（4.90MPa、6.0MPa、7.31MPa）的方式，考察了在静态体系下绿色促进剂丁二酸二异辛酯磺酸钠（AOT）对甲烷水合物生长动力学特性的影响。实验结果表明，3种浓度下AOT均能够有效缩短诱导时间，并且浓度越大，诱导时间越小（1200mg/L时为0.21h），但储气量随着添加量的增加，先增大后减小，最终确定最佳添加量为900mg/L，水合物储气量为55.76m³/m³；另外，过冷度越大，实验压力越高，水合物成核速度越快，诱导时间越短，耗气速率越高。当过冷度为7.5℃时，诱导时间最小为0.31h，耗气速率最大为0.275mol/h，储气量最大为63.95m³/m³；但压力过大，釜内气液界面会快速生成水合物层，阻碍水合物继续生成，导致水合物储气量减少为46.84m³/m³。所以，在静态体系下，合理选择促进剂的浓度和驱动力的大小，可显著促进水合物生成。     

天然气水合物的有效能量及CO_2排放强度分析

与天然气、石油、煤等常规化石能源以富集态赋存、以赋存态开采不同,天然气水合物大都以固态分散赋存于地层的孔隙中,对其中所含天然气的开采要求水合物的原位分解。天然气水合物原位分解需要能量输入,既包括水合物的分解焓,也包括水合物和多孔地层(介质)升温所需的热量。由于天然气水合物的赋存条件差异很大,开采时水合物和多孔地层升温所需的热量不同,一些条件下天然气水合物的可利用能量(有效能量)会远低于常规天然气,单位有效能量所产生的总CO2排放量甚至会高于石油和煤。为了量化认识这个现象,本文进行了天然气水合物开采能耗的热力学计算,分析了水合物赋存状况与产出天然气的有效(净)能量的关系,计算和讨论了不同赋存条件下天然气水合物在热能利用过程中的二氧化碳排放强度,并与常规化石能源进行了对比。     

高压釜中加入复合添加剂的CO2水合物生长实验研究

开发研究了一套研究水合物生长特性的装置,通过实验研究了复合添加剂对CO2水合物生成条件的影响,分别选用十二烷基硫酸钠(SDS)、十二烷基苯磺酸钠(SDBS)和两者的混合溶液作为实验用溶液.研究发现:当采用浓度为265mg/L的SDS和SDBS复合添加剂溶液时,CO2水合物的相平衡点最低,最易生成,此时的溶液体系能很好地...     

1,4-二氧喹喔啉-2-甲醛酰腙的合成和除草活性研究

用取代脂肪酸酯、取代苯甲酸酯和二酸酐与水合肼反应制备了13种中间体酰肼。所得酰肼与1,4 二氧喹喔啉 2 甲醛反应合成了13种新化合物1,4 二氧喹喔啉 2 甲醛酰腙。用元素分析、MS、IR和1HNMR对这些酰腙的结构进行了表征,并且用这些化合物对稗草和油菜进行了除草活性研究。研究结果显示,化合物在质量浓度为250mg/L时株防效大都在20%以下,质量浓度为500mg/L时株防效才会达到20%～30%。1,4 二氧喹喔啉 2 甲醛 γ 羟基丁酰腙在质量浓度为500mg/L时对白菜和稗草的株防效分别达到74%和56%。     

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。     

盐离子对蒙脱石水化膨胀特性的影响

采用热失重法与经离心法、直接烘干法、冷冻干燥法结合对蒙脱石样品水含量进行测量，分析了NaCl浓度对蒙脱石中结合水与自由水含量的影响，探讨了蒙脱石中总含水量及结合水含量随NaCl溶液浓度变化的规律，研究了NaCl溶液中蒙脱石的水化膨胀特性及盐离子的抑制作用。结果表明，蒙脱石的水化膨胀受盐离子的抑制，盐离子的存在减小了渗透水化力，影响了水分子间的范德华力及水分子和蒙脱石表面间的氢键力和静电引力，总含水量随盐离子浓度增加而降低，盐离子浓度为0.2 mol/L时趋近最低值，样品膨胀程度由6.6缩小至1.6，盐离子对蒙脱石水化膨胀的抑制作用达峰值。盐离子浓度大于0.2 mol/L时，随盐离子浓度增加，自由水与结合水含量变化不明显。     

撞击流式反应器内水合物法分离沼气中CO2研究

实验考察了撞击流式反应釜内水合物法分离沼气中CO₂的特性。选取纯水和十二烷基硫酸钠（SDS）两个不同的体系，考察了水合物生成过程中压力、温度、撞击强度的影响。实验结果表明在纯水体系和SDS体系下压力的升高均有利于水合物的快速生成，但并不利于沼气中的二氧化碳捕集；实验通过改变撞击流式反应器的撞击强度发现，当撞击强度为0.128时，CO₂分离因子(S.F.)在纯水和SDS两种体系下均达到最大，纯水体系下S.F.的最大值为138.9，SDS体系下S.F.的最大值为64.5；实验结果表明添加剂SDS可以促进水合物的生成，最适宜的浓度为600 mg/L，此时耗气量、CO₂水合率S.Fr.(CO₂)和CH₄水合率S.Fr.(CH₄)达到最大，但SDS对CH₄水合物生成过程的促进作用大于CO₂水合物，反而不利于CO₂的分离，降低CO₂的分离因子。     

降低“固封”对甲烷水合物生成的影响

随着天然气的大量使用,其储存、运输及调峰越来越重要。天然气水合物在常压状态下具有高储存比,适合应用于天然气的储存、运输及调峰过程中。因此,对天然气水合物的生成研究具有重要意义。本文研究了如何大量生成水合物并保证水合物具有较高储气率的方法。在含聚乙烯吡络烷酮[PVP(K90)]的溶液中,改变PVP(K90)的质量分数、搅拌器的转速与搅拌器的类型,研究甲烷水合物生成量与水合物储气率的变化。结果表明,添加一定低质量分数的PVP(K90)和增加搅拌速度,均可以延迟水合物层的"固封"作用,增加水合物的生成量。在PVP(K90)质量分数高于2%时,生成水合物的密封性降低,水合物"固封"作用被破坏,但是水合物储气率较低。采用不同形式的搅拌杆,在旋转过程中形成空心圆柱,破坏水合物层的"固封"作用,搅拌杆附近的甲烷与水合物晶核被输送到溶液底部,增加了水合物的生成量,而且水合物的储气率较高。在水合物生成过程中,存在水合物微粒多次聚结的现象,使甲烷的消耗量迅速增加。     

水合肼法改性天然锰矿及其对苯酚的吸附性能

以广西大新锰矿出产的天然锰矿粉为原料，采取水合肼法进行改性，对工业废水中最常见的苯酚进行吸附实验，并检测其界面吸附能力。结果表明，水合肼法改性的最佳工艺为：5g天然锰矿粉，加入100mL 2mol／L硫酸溶液中，用3mL 2mol／L水合肼作还原剂，沸腾回流30min后，滴加5mL0．05mol／L高锰酸钾，过滤水洗干燥。得到的改性锰矿对苯酚的吸附效果优良，去除率可达75％，且吸附模式遵循Langmuir型吸附。     

Investigation on the effect of oxalic acid,succinic acid and aspartic acid on the gas hydrate formation kinetics

Gas hydrate reserves are potential source of clean energy having low molecular weight hydrocarbons trapped in water cages. In this work, we report how organic compounds of different chain lengths and hydrophilicities when used in small concentration may modify hydrate growth and either act as hydrate inhibitors or promoters. Hydrate promoters foster the hydrate growth kinetics and are used in novel applications such as methane storage as solidified natural gas, desalination of sea water and gas separation. On the other hand, gas hydrate inhibitors are used in oil and gas pipelines to alter the rate at which gas hydrate nucleates and grows. Inhibitors such as methanol and ethanol which form strong hydrogen bond with water have been traditionally used as hydrate inhibitors. However, due to relatively high volatility a significant portion of these inhibitors ends up in gas stream and brings further complexity to the safe transportation of natural gas. In this study, organic additives such as oxalic acid, succinic acid and L-aspartic acid (all three) having—COOH group(s) with aspartic acid having an additional—NH₂ group, are investigated for gas hydrate promotion/inhibition behavior. These compounds are polar in nature and thus have significant solubility in liquid water; the presence of weak acidic and water loving (carboxylic/amine groups) moieties makes these organic acids an excellent candidate for further study. This study would pave ways to identify a novel(read better) promoter/inhibitor for gas hydrate formation. Suitable thermodynamic conditions were generated in a stirred tank reactor coupled with cooling system; comparison of gas hydrate formation kinetics with and without additives were carried out to identify the effect of these acids on the formation and growth of hydrates. The possible mechanisms by which these additives inhibit or promote the hydrate growth are also discussed.