Расчет коэффициентов газогидратного распределения СО2 и Н2S при извлечении из метансодержащей газовой смеси

Обложка

Цитировать

Полный текст

Открытый доступ Открытый доступ
Доступ закрыт Доступ предоставлен
Доступ закрыт Только для подписчиков

Аннотация

Исследовано влияние температуры и давления процесса на коэффициент газогидратного распределения CO2 и H2S в модельной метансодержащей газовой смеси CH4 (89.00 мол. %) – CO2 (5.00 мол. %) – н-C4H10 (3.00 мол. %) – N2 (2.00 мол. %) – H2S (1.00 мол. %), содержащей компоненты природного газа. Моделирование проведено при низком (4.00 МПа) и высоком (8.00 МПа) давлении в диапазоне температур 272.15–278.15 К. Показана различная температурная зависимость коэффициентов газогидратного распределения компонентов природного газа. Получено, что максимальный коэффициент газогидратного распределения CO2 и H2S, равный 1.24 и 31.83, соответственно, наблюдается при температуре процесса, равной 272.15 К и давлении, равном 8.00 МПа. Установлено, что присутствие н-C4H10 в природном газе приводит к уменьшению коэффициента газогидратного распределения CO2. Сделан вывод, что для эффективного концентрирования CO2 в газогидратной фазе необходимо использовать месторождения природного газа с низким содержанием н-C4H10.

Об авторах

М. С. Кудрявцева

Нижегородский государственный технический университет им. Р.Е. Алексеева; Нижегородский государственный университет им. Н.И. Лобачевского

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

А. Н. Петухов

Нижегородский государственный университет им. Н.И. Лобачевского; Российский химико-технологический университет им. Д.И. Менделеева

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

Д. Н. Шаблыкин

Нижегородский государственный университет им. Н.И. Лобачевского

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

Е. А. Степанова

Нижегородский государственный университет им. Н.И. Лобачевского; Российский химико-технологический университет им. Д.И. Менделеева

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

В. М. Воротынцев

Нижегородский государственный университет им. Н.И. Лобачевского

Автор, ответственный за переписку.
Email: kudryavtseva.m.s@yandex.ru
Россия, Нижний Новгород

Список литературы

  1. Афанасьев А.И., Афанасьев Ю.М., Бекиров Т.М. и др. Технология переработки природного газа и конденсата. М.: Недра, 2002. 517 с.
  2. Mokhatab S., Poe W.A., Mak J.Y. Handbook of Natural Gas Transmission and Processing: Principles and Practices. 4th ed. Cambridge: Gulf Professional Publishing, 2018. 862 p.
  3. Speight J.G. Natural Gas: a Basic Handbook. 2nd ed. Cambridge: Gulf Professional Publishing, 2018. 462 p.
  4. Hassanpouryouzband A., Joonaki E., Vasheghani Farahani M. et al. // Chem. Soc. Rev. 2020. V. 49. P. 5225.
  5. Макогон Ю.Ф. Гидраты природных газов. М.: Недра, 1974. 208 с.
  6. Бык С.Ш., Макогон Ю.Ф., Фомина В.И. Газовые гидраты. М.: Химия, 1980. 296 с.
  7. Castellani B., Rossi F., Filipponi M. et al. // Biomass Bioenergy. 2014. V. 70. P. 330.
  8. Kim K., Kim K.S., Lee J.E. et al. // Sep. Purif. Technol. 2018. V. 200. P. 29.
  9. Sun Z.G., Fan S.S., Guo K.H. et al. // J. Chem. Eng. Data. 2002. V. 47. № 2. P. 313.
  10. Chen L.T., Sun C.Y., Nie Y.Q. et al. // Ibid. 2009. V. 54. № 5. P. 1500.
  11. Kakati H., Mandal A., Laik S. // J. Energy Chem. 2016. V. 25. № 3. P. 409.
  12. Kumar R., Linga P., Moudrakovski I. et al. // AIChE J. 2008. V. 54. № 8. P. 2132.
  13. Seo Y., Kang S.P., Lee J. et al. // J. Chem. Eng. Data. 2011. V. 56. № 5. P. 2316.
  14. Broseta D., Dicharry C., Torré J.-P. // Gas Hydrates 2: Geoscience Issues and Potential Industrial Applications. 2018. P. 285.
  15. Ricaurte M., Dicharry C., Broseta D. et al. // Ind. Eng. Chem. Res. 2013. V. 52. № 2. P. 899.
  16. Kamata Y., Oyama H., Shimada W. et al. // Jpn. J. Appl. Phys. 2004. V. 43. № 1R. P. 362.
  17. Skiba S., Chashchin D., Semenov A. et al. // Int. J. Hydrog. Energy. 2021. V. 46. № 65. P. 32904.
  18. Le Quang D., Le Quang D., Bouillot B. et al. // Fluid Phase Equilib. 2016. V. 413. P. 10.
  19. Фык М.И., Хрипко Е.И. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Харьков: Фолио, 2015. 301 с.
  20. Sloan E.D., Koh C.A. Clathrate Hydrates of Natural Gases. 3rd ed. Boca Raton: CRC Press, 2008. 721 p.
  21. Lal B., Nashed O. Chemical Additives for Gas Hydrates. 1st ed. Cham: Springer, 2020. 94 p.
  22. John V.T., Holder G.D. // J. Phys. Chem. 1981. V. 85. № 13. P. 1811.
  23. Сергеева М.С., Петухов А.Н., Шаблыкин Д.Н. и др. // Журн. физ. химии. 2019. Т. 93. № 11. С. 1737.
  24. Holder G.D., John V.T. // Fluid Phase Equilib. 1983. V. 14. P. 353.
  25. Воротынцев В.М., Малышев В.М. // Успехи химии. 1998. Т. 67. № 1. С. 87.
  26. Sergeeva M.S., Mokhnachev N.A., Shablykin D.N. et al. // J. Nat. Gas Sci. Eng. 2021. V. 86. P. 103740.
  27. McKoy V., Sinanoğlu O. // J. Chem. Phys. 1963. V. 38. № 12. P. 2946.
  28. Булейко В.М., Григорьев Б.А., Истомин В.А. // Вести газовой науки. 2016. Т. 4. № 28. С. 108.

Дополнительные файлы

Доп. файлы
Действие
1. JATS XML
Скачать

© М.С. Кудрявцева, А.Н. Петухов, Д.Н. Шаблыкин, Е.А. Степанова, В.М. Воротынцев, 2023