CN117343766A - 一种基于晶体调控原理的天然气水合物储气量提高方法 - Google Patents
一种基于晶体调控原理的天然气水合物储气量提高方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN117343766A CN117343766A CN202311323644.XA CN202311323644A CN117343766A CN 117343766 A CN117343766 A CN 117343766A CN 202311323644 A CN202311323644 A CN 202311323644A CN 117343766 A CN117343766 A CN 117343766A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- hydrate
- natural gas
- gas
- thermodynamic
- additive
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 42
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 41
- 238000003860 storage Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 239000013078 crystal Substances 0.000 title claims abstract description 19
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 58
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 33
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 26
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- RGSFGYAAUTVSQA-UHFFFAOYSA-N Cyclopentane Chemical compound C1CCCC1 RGSFGYAAUTVSQA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 9
- DMEGYFMYUHOHGS-UHFFFAOYSA-N heptamethylene Natural products C1CCCCCC1 DMEGYFMYUHOHGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- RAOIDOHSFRTOEL-UHFFFAOYSA-N tetrahydrothiophene Chemical compound C1CCSC1 RAOIDOHSFRTOEL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000001511 cyclopentyl group Chemical group [H]C1([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C1([H])[H] 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 8
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical class C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000000634 powder X-ray diffraction Methods 0.000 description 3
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 3
- 239000012495 reaction gas Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- -1 natural gas hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 238000001144 powder X-ray diffraction data Methods 0.000 description 2
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 2
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 2
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 238000004781 supercooling Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005411 Van der Waals force Methods 0.000 description 1
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- UVGCAWDXQWPTEK-UHFFFAOYSA-N ethane;hydrate Chemical compound O.CC UVGCAWDXQWPTEK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
- C10L3/108—Production of gas hydrates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C11/00—Use of gas-solvents or gas-sorbents in vessels
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C11/00—Use of gas-solvents or gas-sorbents in vessels
- F17C11/007—Use of gas-solvents or gas-sorbents in vessels for hydrocarbon gases, such as methane or natural gas, propane, butane or mixtures thereof [LPG]
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
本发明涉及天然气储运技术领域,具体涉及一种基于晶体调控原理的天然气水合物储气量提高方法,在向水合物生成系统中添加微溶或不溶于水的热力学添加剂以降低水合物生成条件的基础上形成II结构,然后通过控制温度和压力来调节和控制体系中所生成的水合物晶体结构为I型甲烷水合物,提供了一种天然气水合物储气量提高方法,创造性地从根本上解决热力学添加剂体系中气体存储量不高的难题。
Description
技术领域:
本发明涉及天然气储运技术领域,具体涉及一种基于晶体调控原理的天然气水合物储气量提高方法。
背景技术:
基于水合物法的天然气固化储运工艺是近些年所开发的一项新的天然气存储和运输技术,其主要是通过将天然气大规模固定在固态水合物相中,并以固态天然气水合物的形式进行存储和运输的工艺。传统地,标准状况下1m3的水合物能够存储160-180m3的天然气。相较于传统的液化天然气(LNG)和压缩天然气(CNG)等已商业化的天然气存储和运输工艺,天然气水合物固化储运技术具有工艺流程短、成本低、安全无污染等优点,然而,制约该技术进一步走向工业化的核心问题主要包括以下二方面:第一,天然气水合物的生成条件过高;第二,天然气水合物的储气量较低。针对第一方面的问题,研究者主要通过引入热力学添加剂来降低天然气水合物的生成条件,值得注意的是当前的研究表明添加热力学添加剂可能是目前降低水合物生成条件的有效且唯一的途径。然而,由于热力学添加剂自身会占据部分水合物的笼空间,从而减少了提供给气体分子占据的水合物笼,近而减少了水合物的气体存储量。
一些研究者提出了采用动力学促进剂、分散剂以及搅拌、鼓泡和喷淋等方式来增强气液的传质过程以达到提高表观总气体存储量的目的,专利“水合物促进剂及其在制备高储气密度气体水合物中的应用”(公开(公告)号CN104974713A)提出了采用不同浓度的氨基酸的水溶液来促进气体水合物的生成,结果表明其能够在一定程度上增大储气量,提高储气密度,专利“一种低能耗水合空气分离的装置与方法”(公开(公告)号CN104841237B)提出了采用若干动力学促进剂和热力学促进剂中的一种或多种协同以促进气体水合物的生成。文章“天然气水合物强化生成技术与方法研究进展[J].油气储运,2012,31(10):725-732”综述了搅拌、鼓泡和喷淋等方式对气体水合物生成的促进作用和储气量的影响。尽管这些方法都能够在一定程度上提高气体水合物的储气量,但都是通过形成更多天然气水合物的方式来实现的。因此,亟需开发出一种方法,其能够在不生成更多天然气水合物的情况下通过调节天然气水合物晶体结构从根本上解决热力学添加剂体系中天然气水合物气体存储量不高的难题。
天然气水合物是一种笼形包合物,水分子作为主体,形成一种空间点阵结构,气体分子作为客体,充填于点阵间的空穴中,气体和水之间没有化学计量关系。形成点阵的水分子之间靠较强的氢键结合,而气体分子和水分子之间的作用力则为范德华力。目前已发现的水合物结构有4种即I型、II型、H型、T型。I型水合物为立方晶体结构,由于其内空腔的体积较小,晶穴平均直径0.78nm,仅能容纳像甲烷、乙烷、氮气、二氧化碳、硫化氢等小分子。I型水合物在自然界分布最为广泛,纯甲烷、纯乙烷的水合物就是I型的。这种甲烷水合物的一般组成是CH4.5.75H2O。II型水合物为菱形晶体结构,除可包容C1,C2小分子外,其较大的空穴倾向于容纳丙烷(C3)及异丁烷(i-C4)等烃类分子,H型水合物为六方晶体结构,它的空穴甚至可以容纳i-C5分子和其它直径在0.75-0.86nm之间的分子。分析天然气水合物的4种结构特征可以看出,I型、II型,H型和T型的小晶穴与大晶穴的比率分别为1:3,2:1,5:1和1:4。如果让甲烷全部占据I型的512和51262,I型水合物的甲烷储量又是最大的。
发明内容:
本发明的目的是提供一种基于晶体调控原理的天然气水合物储气量提高方法,解决了热力学添加剂体系中天然气水合物气体存储量不高的问题。
本发明是通过以下技术方案予以实现的:
一种基于晶体调控原理的天然气水合物储气量提高方法,该方法包括以下步骤:引入微溶或不溶于水的热力学添加剂使得甲烷分子取代添加剂分子占据II型水合物中的大笼子(51264)生成II型的纯甲烷水合物(16(512)·8(51264)·136H2O);通过控制温度为274.15K-288.15K,压力为5-9MPa使得不稳定的II型纯甲烷水合物(16(512)·8(51264)·136H2O)快速转化为I型纯甲烷水合物(2(512)·6(51262)·46H2O)。
本发明所述的微溶或不溶于水的热力学添加剂指的是通常与甲烷能形成II型水合物的生成促进剂。例如传统的热力学添加剂中环戊烷、丙烷、三甲烯化硫等能满足此要求。
所述的微溶或不溶于水的热力学添加剂由于在水中的溶解度较小,因此,无论加入多大的量,其在水溶液中的溶解度变化都较小,从而,微溶或不溶于水的热力学添加剂对整个体系中水合物生成条件的降低效果受添加剂的加入量影响较小。因此,该调节方案能够满足大规模晶体调节和控制的要求,适用于大规模工业化应用的发展要求。
所述的水合物的晶体调节和控制原理如下:根据传统的van der Waals和Platteeuw理论,当气体分子在51264笼子中的空穴占有率(θL(Gas))高于添加剂分子在51264笼子中的空穴占有率(θL(Promoter))时,气体分子便能够取代添加剂分子占据II型水合物的大笼子。空穴占有率(θL)通过公式θLi=CLipi/(1+CL1p1+CL2p2)进行计算,其中CLi为兰格缪尔吸附系数,pi为客体分子(气体或者添加剂)的分压。为了满足θL(Gas)>θL(Promoter),需要升高系统的压力或者降低水合物生长点周围添加剂在水中的溶解度。因此,选择微溶或不溶型热力学添加剂是实现甲烷分子取代添加剂分子形成甲烷水合物的有效途径。此外,研究表明中低压条件下II型的CH4水合物本身是不稳定的,其会自发地转变为稳定的I型水合物,而这一过程快慢受系统过冷度的影响。通过对过冷度的调节能够使得II型甲烷水合物快速转化为I型甲烷水合物。
值得一提的是本发明热力学添加剂分子由于分子直径较大,没有办法占据I型水合物的笼子。
因此本发明选择微溶或或不溶于水的,且能够与甲烷形成II型结构的热力学添加剂。
优选地,微溶或不溶于水的热力学添加剂与水的体积比为(15-24):(76-85)。
所述的水合物的晶体调节和控制过程具有普遍的适用性,不需要通过其它辅助设备来实现。
步骤二中的压力和温度条件控制过程由制冷和加热装置实现,其具体过程取决于所使用的热力学添加剂。
当微溶或不溶于水的热力学添加剂为常用的环戊烷时,压力为5-9MPa,反应温度为274.15K-288.15K。
当微溶或不溶于水的热力学添加剂为常用的丙烷时,压力为5-7MPa,反应温度为276.15K-283.15K。
本发明提供的提高天然气水合物储气量的方法主要是通过调节和控制体系中所生成的水合物晶体结构来实现。通过对水合物晶体结构的调节和控制,能够从根本上解决热力学添加剂体系中水合物气体存储量不高的难题。
因此本发明还保护所述的基于晶体调控原理的天然气水合物储气量提高方法在天然气储运的应用。
本发明的有益效果如下:
1)本发明在向水合物生成系统中添加微溶或不溶于水的热力学添加剂以降低水合物生成条件的基础上形成II结构,然后通过控制温度和压力来调节和控制体系中所生成的水合物晶体结构为I型甲烷水合物,提供了一种天然气水合物储气量提高方法,创造性地从根本上解决热力学添加剂体系中气体存储量不高的难题。
2)本发明能够适用于大规模气体水合物的生成,能够满足基于水合物法天然气固化储运技术的工业化发展要求。
2)本发明不需要引入其他设备和辅助装置,不会降低添加剂对水合物生成条件降低的效果,也不会引起成本的显著增加,有着广泛的适用性。
附图说明:
图1是实施例1得到的天然气水合物PXRD图谱;
图2是实施例3得到的天然气水合物PXRD图谱。
具体实施方式:
以下是对本发明的进一步说明,而不是对本发明的限制。
实施例1:
以总体积100ml计,用量筒量取76ml的水和24ml的环戊烷置于高压气体水合物反应器(400ml)中;完成后,引入甲烷气体对水合物反应器进行吹扫以移除反应器中的空气,随后,甲烷作为反应气体被引入系统并加压到8.0MPa。反应温度在274.15K和288.15K按照需求循环震荡,单次循环时间为1.0h。水合物反应持续5.0h后,所获得的水合物储气量达到了152V/V。X射线粉末衍射结果表明所生成的水合物体系中存在II型的纯甲烷水合物和I型的纯甲烷水合物。
实施例2:
以总体积100ml计,用量筒量取85ml的水和15ml的环戊烷置于高压气体水合物反应器中(400ml);完成后,引入甲烷气体对水合物反应器进行吹扫以移除反应器中的空气,随后,甲烷作为反应气体被引入系统并加压到8.0MPa。反应温度在276.15K和283.15K按照需求循环震荡,单次循环时间为1.0h。水合物反应持续5.0h后,所获得的水合物储气量达到了124V/V。X射线粉末衍射结果表明所生成的水合物体系中存在这II型的纯甲烷水合物和I型的纯甲烷水合物。
实施例3:
以总体积100ml计,用量筒量取20ml的水置于高压气体水合物反应器中(400ml);完成后,引入甲烷气体对水合物反应器进行吹扫以移除反应器中的空气,随后,甲烷+丙烷的混合气作为反应气体被引入系统并加压到6.0MPa。反应温度在276.15K和283.15K按照需求循环震荡,单次循环时间为1.0h。水合物反应持续5.0h后,所获得的水合物储气量达到了124V/V。值得注意的是由于商业化天然气的组分中丙烷的摩尔分数在0.72mol%左右,因此,本实施例甲烷+丙烷的混合气中丙烷的组分也为0.72mol%。X射线粉末衍射结果表明所生成的水合物体系中存在这II型的纯甲烷水合物和I型的纯甲烷水合物。
Claims (6)
1.一种基于晶体调控原理的天然气水合物储气量提高方法,其特征在于,该方法包括以下步骤:引入微溶或不溶于水的热力学添加剂生成II型的纯甲烷水合物;控制温度为274.15K-288.15K,压力为5-9MPa使得不稳定的II型纯甲烷水合物快速转化为I型纯甲烷水合物。
2.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,所述的微溶或不溶于水的热力学添加剂选自环戊烷、丙烷、三甲烯化硫中的任一种。
3.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,微溶或不溶于水的热力学添加剂与水的体积比为(15-24):(76-85)。
4.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,当热力学添加剂为环戊烷时,压力为7-9MPa,温度为274.15K-288.15K。
5.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,当热力学添加剂为丙烷时,压力为5-7MPa,温度为276.15K-283.15K。
6.权利要求1所述的方法在天然气储运的应用。
Priority Applications (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202311323644.XA CN117343766A (zh) | 2023-10-13 | 2023-10-13 | 一种基于晶体调控原理的天然气水合物储气量提高方法 |
PCT/CN2023/131467 WO2024032830A1 (zh) | 2023-10-13 | 2023-11-14 | 一种基于晶体调控原理的天然气水合物储气量提高方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202311323644.XA CN117343766A (zh) | 2023-10-13 | 2023-10-13 | 一种基于晶体调控原理的天然气水合物储气量提高方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN117343766A true CN117343766A (zh) | 2024-01-05 |
Family
ID=89368735
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202311323644.XA Pending CN117343766A (zh) | 2023-10-13 | 2023-10-13 | 一种基于晶体调控原理的天然气水合物储气量提高方法 |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN117343766A (zh) |
WO (1) | WO2024032830A1 (zh) |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2003041276A (ja) * | 2001-07-26 | 2003-02-13 | Japan National Oil Corp | 天然ガス水和物の脱水方法および脱水システム、ならびに天然ガス水和物の遠心脱水装置 |
CN103055652B (zh) * | 2012-12-21 | 2014-11-26 | 中国科学院广州能源研究所 | 一种基于气体溶剂的气体水合物耦合促进剂及其应用 |
CN103482569B (zh) * | 2013-09-17 | 2015-05-20 | 中国科学院广州能源研究所 | 三甲烯化硫作为水合物促进剂的应用 |
CN109628183B (zh) * | 2018-12-18 | 2020-10-30 | 中国科学院广州能源研究所 | 一种储存天然气水合物的方法 |
CN111378515B (zh) * | 2018-12-29 | 2021-02-09 | 中国科学院广州能源研究所 | 一种水合物生成促进剂及其在甲烷存储中的应用 |
US20210214626A1 (en) * | 2019-09-12 | 2021-07-15 | Michael KEZIRIAN | Method and System for Extracting Methane Gas, Converting it to Clathrates, and Transporting it for Use |
-
2023
- 2023-10-13 CN CN202311323644.XA patent/CN117343766A/zh active Pending
- 2023-11-14 WO PCT/CN2023/131467 patent/WO2024032830A1/zh unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2024032830A1 (zh) | 2024-02-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Zhang et al. | Adsorption-induced two-way nanoconvection enhances nucleation and growth kinetics of methane hydrates in confined porespace | |
Deng et al. | Fast formation kinetics of methane hydrate promoted by fluorinated graphite | |
Liu et al. | High-efficiency natural-gas storage method involving formation of gas hydrate in water/oil-cyclopentane emulsion | |
US8138382B2 (en) | Process for producing mixed gas hydrate | |
Burla et al. | Enrichment of gas storage in clathrate hydrates by optimizing the molar liquid water–gas ratio | |
Lee et al. | Thermodynamic and kinetic properties of CO2 hydrates and their applications in CO2 capture and separation | |
CN117343766A (zh) | 一种基于晶体调控原理的天然气水合物储气量提高方法 | |
CN103305200A (zh) | 一种复合型水合物抑制剂 | |
CA2742848C (en) | Accelerated hydrate formation and dissociation | |
US20120260680A1 (en) | Method for the fast formation of a gas hydrate | |
CN111204706A (zh) | 一种利用h型水合物储氢的方法 | |
CN113817443B (zh) | 水合物分解抑制组合物、耦合增强型固态水合物和增强固态水合物储运稳定性的方法 | |
CN113817449B (zh) | 复合相变材料、固态水合物促进药剂及制备方法和提高固态水合物法储运气体能力的方法 | |
CN113817441B (zh) | 含有纳米颗粒的水合物促进剂组合物及其应用以及水合物的制备方法 | |
CN105757450A (zh) | 一种吸附-水合耦合气体储运新方法 | |
US7932423B2 (en) | Removal of inerts from natural gas using hydrate formation | |
Wu et al. | Influence of micro-particles on gas hydrate formation kinetics: Potential application to methane storage and transportation. | |
JP3983910B2 (ja) | ガス水和物の生成方法 | |
EP4006127A1 (en) | Medium for rapid hydrate formation and preparation method, use and use method thereof | |
CN111909742B (zh) | 硼酸溶液气体水合物促进剂及在制备高储气密度气体水合物中的应用 | |
Omran et al. | Driving sustainable energy storage: A multi-scale investigation of methane hydrate formation with green promoters and innovative reactor design | |
CN105709751A (zh) | 一种溴甲烷制二甲醚催化剂及其制备方法和应用 | |
JP2003342590A (ja) | ガスハイドレートの製造方法 | |
WO2024032831A1 (zh) | 天然气水合物生成晶型调控的方法 | |
KR20110040451A (ko) | 탄소나노튜브를 이용한 메탄하이드레이트 및 그의 제조방법 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination |