Модель Колмогорова–Джонсона–Мела–Аврами в исследовании кинетики образования гидрата природного газа в обратных эмульсиях нефти

Аннотация

В статье приведены результаты исследования процесса гидратирования водной фазы обратных эмульсий нефти природным газом с высоким содержанием метана (более 90 об.%). Целью работы являлось исследование кинетики кристаллизации эмульсий нефти при образовании в их среде гидратов природного газа с помощью метода дифференциальной сканирующей калориметрии (ДСК).
Объектами исследования являлись обратные эмульсии нефти, содержащие 20, 40, 60 и 80 мас.% воды. Для изучения кинетики гидратирования эмульсий нефти газом был использован метод ДСК в условиях квази-равновесного эксперимента.
Показана применимость модели Колмогорова–Джонсона–Мела–Аврами (КДМА) при описании процесса кристаллизации обратных эмульсий нефти в условиях квази-изотермического ДСК-эксперимента. Определены кинетические показатели модели КДМА в эмульсиях для процессов превращения капель воды в лед, а также их гидратирования природным газом. Показано, что в системе «природный газ-нефть-вода» процесс льдообразования
характеризуется высокими значениями показателя Аврами (n > 3) и степени свободы (l = 3), а процесс образования гидрата природного газа – низким показателем Аврами (n < 3) и средними показателями степени свободы (l = 1–3).
Показано, что в непрерывной водной фазе гидраты природного газа формируются путем мгновенного
зародышеобразования в виде отдельных одномерных кристаллов, а в нефти – гидраты нуклеируют с постоянной скоростью и, в зависимости от содержания воды, растут в виде разрозненных кристаллитов, корки или сферолитов. Полученные результаты исследований позволяют углубить уровень знаний о кинетике и механизмах гидратирования эмульсий нефти, и могут быть использованы в качестве дополнения к научным основам создания новых технологий
совместной транспортировки нефти и гидратированного в ней природного газа.

ЛИТЕРАТУРА

1. Carroll J. Natural Gas Hydrates: A Guide for Engineers.
Oxford, UK: Gulf Professional Publishing;
2020. 392 р.
2. Maninder K., Zhenyuan Y., Praveen L. A Review
of clathrate hydrate nucleation. Sustainable Chemistry
& Engineering. 2017;5(12): 11176–11203. DOI: https://doi.org/10.1021/acssuschemeng.7b03238
3. Straume E. O., Morales R., Sum A. K. Perspectives
on gas hydrates cold flow technology. Energy &
Fuels. 2019;33(1): 1–15. DOI: https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.8b02816
4. Ribeiro C. P., Lage P. L. C. Modelling of hydrate
formation kinetics: State-of-the-art and future directions.
Chemical Engineering Science. 2008;63(8):
2007–2034. DOI: https://doi.org/10.1016/j.ces.2008.01.014
5. Englezos P., Kalogerakis N. E., Dholabhai P. D.,
Bishnoi P. R. Kinetics of gas hydrate formation from
mixtures of methane and ethane. Chemical Engineering
Science. 1987;42(11): 2659–2666. DOI: https://doi.org/10.1016/0009-2509(87)87016-1
6. Song G., Li Y., Wang W., Zhao P., Jiang K., Ye X.
Experimental study of hydrate formation in oil-water
systems using a high-pressure visual autoclave. AIChE
Journal. 2019;65(9): e16667. DOI: https://doi.org/10.1002/aic.16667
7. Liu Z., Song Y., Liu W., Lang C., Zhao J., Li Y.
Formation of methane hydrate in oil–water emulsion
governed by the hydrophilic and hydrophobic properties
of non-ionic surfactants. Energy & Fuels.
2019;33(6): 5777–5784. DOI: https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.9b01046
8. Talatori S., Barth T. Rate of hydrate formation
in crude oil/gas/water emulsions with different water
cuts. Journal of Petroleum Science and Engineering.
2012;80(1): 32–40. DOI: https://doi.org/10.1016/j.petrol.2011.10.010
9. Avrami M. Kinetics of phase change. II Transformation-
time relations for random distribution of
nuclei. Journal of Chemical Physics. 1940;8(2): 212–224.
DOI: https://doi.org/10.1063/1.1750631
10. Palodkar A. V., Mandal S., Jana A. K. Modeling
growth kinetics of gas hydrate in porous media: Experimental
validation. Energy & Fuels. 2016;30(9):
7656–7665. DOI: https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.6b01397
11. Susilo R., Ripmeester J. A., Englezos P. Methane
conversion rate into structure H hydrate crystals from
ice. AIChE Journal. 2007;53(9): 2451–2460. DOI:
https://doi.org/10.1002/aic.11268
12. Naeiji P., Varaminian F. Differential scanning
calorimetry measurements and modeling of methane +
THF hydrate growth kinetics based on non-equilibrium
thermodynamics. Journal of Molecular Liquids.
2018;263: 22–30. DOI: https://doi.org/10.1016/j.molliq.2018.04.107
13. Choupin T., Fayolle B., Régnier G., Paris C.,
Cinquin J., Brule B. A more reliable DSC-based methodology
to study crystallization kinetics: Application
to poly(ether-ketone-ketone) (PEKK) copolymers.
Polymer. 2018;155: 109–115. DOI: https://doi.org/10.1016/j.polymer.2018.08.060
14. Tan C., Zhu J., Wang Z., Zhang K., Tian X.,
Cai W. The crystallization kinetics of Co doping on
Ni–Mn–Sn magnetic shape memory alloy thin films.
RSC Advances. 2018;8(45): 25819–25828. DOI: https://doi.org/10.1039/c8ra04618b
15. Derkach S. R., Kolotova D. S., Simonsen G.,
Simon S. C., Sjöblom J., Andrianov A. V., Malkin A. Y.
Kinetics of crystallization of aqueous droplets in water-
in-crude oil emulsions at low temperatures. Energy
& Fuels. 2018;32(2): 2197–2202. DOI: https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b03457
16. Liu Z., Liu W., Lang C., Li Y., Yang M., Zhao J.,
Song Y. DSC studies of methane hydrate formation
and dissociation in water-in-mineral oil emulsions.
In: Proc. 16th International Heat Transfer Conference
(IHTC-16). 2018, 10–15 August, Beijing, China: 2018.
p. 1607–1613. DOI: https://doi.org/10.1615/ihtc16.cat.023453
17. Drelich A., Dalmazzone C., Pezron I., Liggieri L.,
Clausse D. DSC (Differential Scanning Calorimetry)
used to follow the evolution of W/O emulsions versus
time on ground and in space in the ISS. Oil & Gas
Sciences and Technology – Revue d’IFP Energies Nou-velles. 2018;73(16): 1–9. DOI: https://doi.org/10.2516/ogst/2018003
18. Leister N., Karbstein H. Evaluating the stability
of double emulsions – A review of the masurement
techniques for the systematic investigation of instability
mechanisms. Colloids and Interfaces. 2020;4(8):
1–18. DOI: https://doi.org/10.3390/colloids4010008
19. Koryakina V.V., Ivanova I.K., Semenov M.E.,
Rozhin I.I., Fedorova A.F., Shits E.Y. Specific features
of the growth, composition, and content of natural gas
hydrates synthesized in inverted oil emulsions. Russian
Journal of Applied Chemistry. 2017;90(8): 1258–
1265. DOI: https://doi.org/10.1134/s1070427217080110
20. Dill E. D., Folmer J. C. W., Martin J. D. Crystal
growth simulations to establish physically relevant
kinetic parameters from the empirical Kolmogorov–
Johnson–Mehl–Avrami Model. Chemistry of Materials.
2013;25(20): 3941–3951. DOI: https://doi.org/10.1021/cm402751x
21. 2. Сакович Г. В. Замечания о некоторых
уравнениях кинетики реакций с участием твердых
веществ, применяемых в настоящее время. Ученые
записки Томского университета. 1955; 26: 103–110.
22. 3. Гройсман А. Г. Теплофизические свойства
газовых гидратов. Новосибирск: Наука, 1985. 95 с.
23. 4. Principles and Applications of Thermal
Analysis. Ed. P. Gabbott. Oxford, UK: Blackwell
Publishing Ltd.; 2008. 464 p.
24. Ruitenberg G., Woldt E., Petford-Long A. K.
Comparing the Johnson–Mehl–Avrami–Kolmogorov
equations for isothermal and linear heating conditions.
Thermochimica Acta. 2001;378(1–2): 97–105. DOI:
https://doi.org/10.1016/s0040-6031(01)00584-6
25. Stoporev A. S., Manakov A. Yu., Kosyakov V. I.,
Shestakov V. A., Altunina K. A., Strelets L. A. Nucleation
of methane hydrate in water-in-oil emulsions:
role of the phase boundary. Energy & Fuels. 2016;30(5):
3735–3741. DOI: https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.5b02279
26. Kislitsin A. A., Drachuk A. O., Molokitina N. S.,
Podenko L. S. Diffusion model of methane hydrate
formation in “Dry Water”. Russian Journal of Physical
Chemistry A. 2020;94(2): 405–411. DOI: https://doi.org/10.1134/s003602442002017x
27. Kodama T., Ohmura R. Crystal growth of
clathrate hydrate in liquid water in contact with
methane + ethane + propane gas mixture. Journal of
Chemical Technology & Biotechnology. 2014; 89(12):
1982–1986. DOI: https://doi.org/10.1002/jctb.4292
28. Adamova T. P., Stoporev A. S., Manakov A. Y.
Visual studies of methane hydrate formation on the
water – oil boundaries. Crystal Growth & Design.
2018;18(11): 6713–6722. DOI: https://doi.org/10.1021/acs.cgd.8b00986
29. Dong S., Liu C., Han W., Li M., Zhang J., Chen G.
The effect of the hydrate antiagglomerant on hydrate
crystallization at the oil–water interface. ACS Omega.
2020;5(7): 3315–3321. DOI: https://doi.org/10.1021/acsomega.9b03395
30. Guo D., Ou W., Ning F., Fang B., Liu Z., Fang X.,
He Z. The effects of hydrate formation and dissociation
on the water-oil interface: Insight into the stability of
an emulsion. Fuel. 2020;266: 116980. DOI: https://doi.org/10.1016/j.fuel.2019.116980