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 Доступ платный или 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