МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ КОНЦЕНТРАЦИЙ H2S И CO2 НА ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕ СМЕСИ, ПРИБЛИЖЕННОЙ ПО СОСТАВУ К ПРИРОДНОМУ ГАЗУ

Обложка

Цитировать

Полный текст

Открытый доступ Открытый доступ
Доступ закрыт Доступ предоставлен
Доступ закрыт Доступ платный или только для подписчиков

Аннотация

Рассматривается применение энергоэффективной и экологически безопасной технологии газогидратной кристаллизации с целью очистки природного газа от сероводорода (H2S) и диоксида углерода (CO2). В работе проведено термодинамическое моделирование влияния концентраций H2S и CO2 от 1.00 до 20.00 мол. % на давления диссоциации газовых гидратов и заполнение газогидратных полостей газовой смесью CH4 — C2H6 — C3H8 — н-C4H10 — CO2 — H2S — N2 в температурном диапазоне, равном 273.15—283.15 К. Получено, что увеличение концентрации H2S приводит к значительному уменьшению давлений диссоциации газовых гидратов. Заполнение малых газогидратных полостей молекулами H2S достигает 0.91. Увеличение концентрации CO2 приводит к незначительному увеличению давлений диссоциации газовых гидратов. Обнаружено, что CO2 плохо концентрируется в газогидратной фазе рассматриваемой газовой смеси. Для извлечения CO2 необходимо применение многократной газогидратной кристаллизации или использование месторождений природного газа с низкими концентрациями C3H8.

Об авторах

М. С. Кудрявцева

Нижегородский государственный университет им. Н. И. Лобачевского

Email: kudryavtseva.m.s@yandex.ru
Нижний Новгород, Россия

А. Н. Петухов

Нижегородский государственный университет им. Н. И. Лобачевского

Нижний Новгород, Россия

Д. Н. Шаблыкин

Нижегородский государственный университет им. Н. И. Лобачевского

Нижний Новгород, Россия

Е. А. Степанова

Нижегородский государственный университет им. Н. И. Лобачевского

Нижний Новгород, Россия

Список литературы

  1. Speight J.G. Natural gas: A basic handbook. Cambridge, Gulf Professional Publishing, 2018. 462 p.
  2. Hafezi R., Akhavan A.N., Pakseresht S. et al. // Energy. 2021. V. 224. № 120167.
  3. Мишин В.М. Переработка природного газа и конденсата. М.: Академия, 1999. 448 с.
  4. Соловьев Н.Н., Салина Л.С., Скоробогатов В.А. // Вести газовой науки. 2016. Т. 25. № 1. С. 125.
  5. Bellussi G., Broccia P., Carati A. et al. // Microporous Mesoporous Mater. 2011. V. 146. № 1—3. P. 134.
  6. Пат. 2485998 (РФ).
  7. Бык С.Ш., Макогон Ю.Ф., Фомина В.И. Газовые гидраты. М.: Химия, 1980. 296 с.
  8. Qin J., Kuhs W.F. // AIChE J. 2013. V. 59. № 6. P. 2155.
  9. Bhawangirkar D.R., Adhikari J., Sangwai J.S. // J. Chem. Thermodyn. 2018. V. 117. P. 180.
  10. Ward Z.T., Deering C.E., Marriott R.A. et al. // J. Chem. Eng. Data. 2015. V. 60. № 2. P. 403.
  11. Liang S., Kusalik P.G. // Chem. Sci. 2011. V. 2. № 7. P. 1286.
  12. Circone S., Stern L.A., Kirby S.H. et al. // J. Phys. Chem. B. 2003. V. 107. № 23. P. 5529.
  13. Ma Z.W., Zhang P., Bao H.S. et al. // Renew. Sustain. Energy Rev. 2016. V. 53. P. 1273.
  14. Duc N.H., Chauvy F., Herri J.-M. // Energy Convers. Manag. 2007. V. 48. № 4. P. 1313.
  15. Eslamimanesh A., Mohammadi A.H., Richon D. et al. // J. Chem. Thermodyn. 2012. V. 46. P. 62.
  16. Dashti H., Lou X. // TMS Annu. Meet. Exhib. Energy Technol. 2018. P. 3.
  17. Castellani B., Rossi F., Filipponi M. et al. // Biomass Bioenergy. 2014. V. 70. P. 330.
  18. Kim K., Kim K.S., Lee J.E. et al. // Sep. Purif. Technol. 2018. V. 200. P. 29.
  19. Ballard A.L., Sloan E.D. // Fluid Phase Equilib. 2002. V. 194—197. P. 371.
  20. Parrish W.R., Prausnitz J.M. // Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev. 1972. V. 11. № 1. P. 26.
  21. Пат. 2576738 (РФ).
  22. Gallagher J.E. Natural gas measurement handbook. Houston: Gulf Publishing Company, 2006. 496 p.
  23. Liu G., Zhu L., Cao W. et al. // ACS Omega. 2021. V. 6. № 40. P. 26180.
  24. Широкова Г.С., Елистратов М.В. // Транспорт на альтернативном топливе. 2011. Т. 20. № 2. С. 42.
  25. Sloan E.D., Koh C.A. Clathrate hydrates of natural gases. Boca Raton: CRC Press, 2008. 721 p.
  26. Castellan G.W. Physical chemistry. 3rd ed. London: Addison-Wesley Publishing Company, 1983. 1038 p.
  27. John V.T., Papadopoulos K.D., Holder G.D. // AIChE J. 1985. V. 31. № 2. P. 252.
  28. Chen G.J., Guo T.M. // Chem. Eng. J. 1998. V. 71. № 2. P. 145.
  29. Klauda J.B., Sandler S.I. // Ind. Eng. Chem. Res. 2001. V. 40. № 20. P. 4197.
  30. Намиот А.Ю. Растворимость газов в воде: Справочное пособие. Москва: Недра, 1991. 167 с.
  31. Mortimer R.G. Physical chemistry. 3rd ed. London: Academic Press, 2008. 1392 p.
  32. Кричевский И.Р., Казарновский Я.С. // Журн. физ. химии. 1939. Т. 13. № 3. С. 378.
  33. Aspen physical property system V 8.4. Burlington. 2013. 248 p.
  34. Holder G.D., John V.T. // Fluid Phase Equilib. 1983. V. 14. P. 353.
  35. Sato E., Miyoshi T., Ohmura R. et al. // Jpn. J. Appl. Phys. 2007. V. 46. № 9R. P. 5944.
  36. Strobel T.A., Koh C.A., Sloan E.D. // Fluid Phase Equilib. 2009. V. 280. № 1—2. P. 61.
  37. Sergeeva M.S., Mokhnachev N.A., Shablykin D.N. et al. // J. Nat. Gas Sci. Eng. 2021. Vol. 86. № 103740.
  38. Seo Y., Lee S., Lee J. // Chem. Eng. Trans. 2013. V. 32. P. 163.
  39. Sun J., Xin Y., Chou I—M. et al. // J. Chem. Eng. Data. 2020. V. 65. № 8. P. 3884.
  40. Holder G.D., Corbin G., Papadopoulos K.D. // Ind. Eng. Chem. Fundam. 1980. V. 19. № 3. P. 282.
  41. Avlonitis D. // Chem. Eng. Sci. 1994. V. 49. № 8. P. 1161.
  42. Lee J.H., Kim S.H., Kang J.W. et al. // Fluid Phase Equilib. 2016. V. 409. P. 136.
  43. Маслов В.П. // Теоретическая и математическая физика. 2008. Т. 156. № 2. С. 303.
  44. McKoy V., Sinanoğlu O. // J. Chem. Phys. 1963. V. 38. № 12. P. 2946.

Дополнительные файлы

Доп. файлы
Действие
1. JATS XML
Скачать

© Российская академия наук, 2025