Сравнительный анализ механизмов и кинетики гидратообразования СО2 с добавкой додецилсульфат натрия и L-лейцина в статических условиях

封面

如何引用文章

全文:

开放存取 开放存取
受限制的访问 ##reader.subscriptionAccessGranted##
受限制的访问 订阅存取

详细

В настоящее время для решения ключевой проблемы повышения эффективности гидратных технологий транспортирования, хранения и утилизации природных и техногенных газов в форме газовых гидратов предлагается использование добавок-промоторов, среди которых наиболее эффективной и изученной считается додецилсульфат натрия (SDS). Однако промотирующий эффект SDS не распространяется на гидратообразование СО2. Аминокислоты являются новым классом промоторов гидратообразования газов, интенсивно исследуемым в последнее время. В работе изучено влияние аминокислоты L-лейцина на кинетику и морфологию роста гидратов СО2. Показано, что добавка 0.5 мас. % L-лейцина в десятки раз увеличивает скорость гидратообразования и конверсию воды в гидрат. Установлено, что гидратная пленка, образующаяся на межфазной границе газ – жидкость со стороны газовой фазы, является проницаемой для жидкости, тогда как со стороны жидкой фазы образование непроницаемой гидратной пленки ингибируется добавкой L-лейцина. Такое комбинированное влияние L-лейцина на морфологию гидратной пленки на поверхности газ – жидкость приводит к образованию пористых гидратных отложений на боковой поверхности реактора и росту гидратов СО2 в объеме газовой фазы по капиллярному механизму.

全文:

受限制的访问

作者简介

А. Нестеров

Институт криосферы Земли ТюмНЦ СО РАН

编辑信件的主要联系方式.
Email: nesterov@ikz.ru
俄罗斯联邦, Тюмень

А. Решетников

Институт криосферы Земли ТюмНЦ СО РАН

Email: nesterov@ikz.ru
俄罗斯联邦, Тюмень

参考

  1. Nguyen N.N., La V.T., Huynh C.D., Nguyen A.V. // Appl. Energ. 2022. V. 307. P. 118237. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2021.118237
  2. Rehman A., Lal B. // Energies. 2022. V. 15. № 21. P. 8309. https://doi.org/10.3390/en15218309
  3. Pandey G., Poothia T., Kumar A. // Appl. Energ. 2022. V. 326. P. 119900. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2022.119900
  4. Veluswamy H.P., Wong A.J.H., Babu P. et al. // Chem. Eng. J. 2016. V. 290. P. 161. https://doi.org/10.1016/j.cej.2016.01.026
  5. Hassanpouryouzband A., Joonaki E., Vasheghani Farahani M. et al. // Chem. Soc. Rev. 2020. V. 49. № 15. P. 5225. https://doi.org/10.1039/c8cs00989a
  6. Манаков А.Ю., Пенков Н.В., Родионова Т.В. и др. // Успехи химии. 2017. Т. 86. № 9. С. 845. [Manakov A.Yu., Penkov N.V., Rodionova T.V. et al. // Russ. Chem. Rev. 2017. Т. 86. № 9. С. 845. https://doi.org/10.1070/RCR4720]
  7. Манаков А.Ю., Стопорев А.С. // Успехи химии. 2021. Т. 90. № 5. С. 566. [Manakov A.Yu., Stoporev A.S. // Russ. Chem. Rev. 2021. V. 90. P. 566. https://doi.org/10.1070/RCR4986]
  8. Кутергин О.Б., Мельников В.П., Нестеров А.Н. // Докл. Акад. Наук. 1992. Т. 323. № 3. С. 549. [Kutergin O.B., Melnikov V.P., Nesterov A.N. // Dokl. Akad. Nauk. 1992. V. 323. № 3. P. 549.]
  9. Gayet P., Dicharry C., Marion G. et al. // Chem. Eng. Sci. 2005. V. 60. № 21. P. 5751. https://doi.org/10.1016/j.ces.2005.04.069
  10. Okutani K., Kuwabara Y., Mori Y.H. // Chem. Eng. Sci. 2008. V. 63. № 1. P. 183. https://doi.org/10.1016/j.ces.2007.09.012
  11. Zhang J., Lee J.W. // Ind. Eng. Chem. Res. 2009. V. 48. № 13. P. 5934. https://doi.org/10.1021/ie801170u
  12. Daniel-David D., Guerton F., Dicharry C. et al. // Chem. Eng. Sci. 2015. V. 132. P. 118. https://doi.org/10.1016/j.ces.2015.04.015
  13. Molokitina N.S., Nesterov A.N., Podenko L.S., Reshetnikov A.M. //Fuel. 2019. V. 235. P. 1400. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.08.126
  14. Liu Y., Chen B., Chen Y. et al. // Energy Technol. 2015. V. 3. № 8. P. 815. http://dx.doi.org/10.1002/ente.201500048
  15. Cai Y., Chen Y., Li Q. et al. // Energy Technol. 2017. V. 5. № 8. P. 1195. https://doi.org/10.1002/ente.201600731
  16. Bhattacharjee G., Linga P. // Energy Fuels. 2021. V. 35. № 9. P. 7553. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.1c00502
  17. Kumar A., Bhattacharjee G., Kulkarni B.D., Kumar R. // Ind. Eng. Chem. Res. 2015. V. 54. № 49. P. 12217. https://doi.org/10.1021/acs.iecr.5b03476
  18. Veluswamy H.P., Hong Q.W., Linga P. // Cryst. Growth Des. 2016. V. 16. № 10. P. 5932. https://doi.org/10.1021/acs.cgd.6b00997
  19. Liu Z., Zeng Y., Wang W. // IOP Conf. Ser.: Earth and Environ. Sci. 2020. V. 474. № 5. https://doi.org/10.1088/1755-1315/474/5/052054
  20. Ricaurte M., Torré J.P., Asbai A. et al. // Ind. Eng. Chem. Res. 2012. V. 51. № 7. P. 3157. https://doi.org/10.1021/ie2023993
  21. Nesterov A.N., Reshetnikov A.M. // J. Natural Gas Sci. Eng. 2022. V. 99. P. 104424. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2022.104424
  22. Sloan E.D., Koh C.A. Clathrate Hydrates of Natural Gases. 3rd ed. Boca Raton: CRC Press Tailor & Francis Group, 2008.
  23. Uchida T., Hondoh T., Mae S., Kawabata J. где название работы?? / In: Uchida T., Hondoh T., editors. Direct Ocean Disposal of Carbon Dioxide. Tokyo: TERRAPUB, 1995. P. 45.
  24. Драчук А.О., Молокитина Н.С., Кибкало А.А., Поденко Л.С. // Журн. прикл. химии. 2022. Т. 95. № 4. С. 444. [Drachuk A.O., Molokitina N.S., Kibkalo A.A., Podenko L.S. // Russ. J. Appl. Chem. 2022. V. 95. № 4. P. 506. https://doi.org/10.1134/S107042722204005X]
  25. Circone S., Stern L.A., Kirby S.H. et al. // J. Phys. Chem. B. 2003. V. 107. №. 23. P. 5529. https://doi.org/10.1021/jp027391j
  26. Ohmura R., Shimada W., Uchida T. et al. // Philos. Mag. 2004. V. 84. № 1. P. 1. https://doi.org/10.1080/14786430310001623542
  27. Adamova T.P., Skiba S.S., Manakov A.Y., Misyura S.Y. // Chin. J. Chem. Eng. 2023. V. 56. P. 266. https://doi.org/10.1016/j.cjche.2022.07.006
  28. Botimer J.D., Dunn-Rankin D., Taborek P. // Chem. Eng. Sci. 2016. V. 142. P. 89. https://doi.org/10.1016/j.ces.2015.11.035
  29. Venet S., Guerton F., Desmedt A., Broseta D. // Chem. Eng. Sci. 2022. V. 248. P. 117193. https://doi.org/10.1016/j.ces.2021.117193
  30. Zhang X., Zhao J., Chen C. et al. // Chem. Eng. Sci. 2023. V. 276. P. 118761. https://doi.org/10.1016/j.ces.2023.118761

补充文件

附件文件
动作
1. JATS XML
下载
2. Fig. 1. Pressure change during isochoric cooling of the reactor and formation of CO2 hydrates. Solid lines: 1 - 0.5 wt.% L-leucine solution, 2 - equilibrium curve of water - CO2 hydrate - gas [22]. Symbols:  - pure water,  - 0.1 wt.% SDS solution, other designations in the text

下载 (62KB)
索引源数据
3. Fig. 2. Temperature change in the reactor during nucleation of CO2 hydrates; 1 - 0.5 wt.% L-leucine solution, 2 - 0.1 wt.% SDS solution, 3 - pure water.

下载 (64KB)
索引源数据
4. Fig. 3. Conversion of water to CO2 hydrate under isochoric cooling of the reactor; pS=4.0 MPa, T0=298 K; 1 - 0.5 wt.% L-leucine solution, 2 - 0.1 wt.% SDS solution, 3 - pure water. The inset shows a sample of CO2 hydrate extracted from the reactor after hydrate formation is completed for L-leucine solution.

下载 (64KB)
索引源数据
5. Fig. 4. Water-to-hydrate conversion under isobaric CO2 hydration and constant temperature for 0.5 wt.% L-leucine solution. P = 2.8 MPa, T = 275 K.

下载 (52KB)
索引源数据
6. Fig. 5. Morphology of CO2 hydrates formed at the gas-liquid interfacial surface (a1-a5) for pure water, p=3.4 MPa, T=274.8 K, ∆T=6.3 K and (b1-b5) for0.1 wt.% SDS solution, p=3.3 MPa, T=275.1 K, ∆T=5.8 K.

下载 (367KB)
索引源数据
7. Fig. 6. Morphology of CO2 hydrates formed at the gas-liquid interfacial surface for 0.5 wt.% L-leucine solution. P = 3.5 MPa, T = 276.5 K, ∆T = 4.7 K.

下载 (412KB)
索引源数据

版权所有 © Russian Academy of Sciences, 2024