Download - Paper EPG Natural Gas Hydrate Synthetic

Eksplorasi dan Produksi Hidrokarbon

SYNTHETIC NATURAL GAS HYDRATE

What is NGH?

NGH adalah kristal es yang terbentuk dimana lapisan es menutupi molekul gas yang

terjebak didalamnya. NGH stabil pada tekanan tinggi dan suhu rendah, dan terjadi secara alami

di dasar laut yang bertekanan tinggi dan bersuhu rendah pada kedalaman 150-2000 meter

dibawah permukaan air laut. Pada saat ini penelitian NGH banyak dilakukan sebagai alternatif

sistem pengangkutan dan penyimpanan gas alam, yang selama ini didominasi oleh sistem

pemipaan dan gas alam cair (liquefied natural gas, LNG).

Dalam sistem gas alam padat, NGH diproduksi dari percampuran gas alam dengan air

untuk membentuk kristal es. Gas alam padat terjadi ketika beberapa partikel kecil dari gas seperti

metana, etana, dan propana, menstabilkan ikatan hidrogen dengan air untuk membentuk struktur

sangkar 3 dimensi dengan molekul gas alam terjebak dalam sangkar tersebut. Sebuah sangkar

terbuat dari beberapa molekul air yang terikat oleh ikatan hidrogen. Tipe ini dikenal dengan

nama clathrates. Gas alam padat diperkirakan akan menjadi media baru untuk penyimpanan dan

transportasi gas, sebab memiliki stabilitas yang tinggi pada suhu dibawah 0oC pada tekanan

atmosfer. Kestabilan tersebut disebabkan lapisen es yang terjadi pada saat hidrat terurai

(terdisosiasi), lapisan es tersebut menutupi hidrat dan mencegah penguraian lebih lanjut. NGH

lebih padat dari gas alam, 1 meter kubik NGH setara dengan 170 meter kubik dari gas alam pada

tekanan 1 atm, pada suhu 25oC.

Hidrat gas natural dianggap sebagai hal yang merugikan dalam industri migas karena

terbentuknya hidrat dapat mengganggu perpipaan. Di pihak lain, hidrat gas dapat diaplikasikan

untuk penyimpanan (storage) dan transportasi dari natural gas. Pertimbangan penggunaan hidrat

untuk penyimpanan adalah hidrat gas mampu menyimpan natural gas dalam jumlah kapasitas

yang besar, selain itu tingkat keamanan yang relatif tinggi. Untuk kapasitas penyimpanan natural

gas, hidrat gas mampu menimpan natural gas sebesar 180 sm3 (standar m3) per m3 hidrat gas.

Di bawah ini adalah tipe-tipe struktur sangkar hidrat gas atau disebut clathrates:

Paper_Synthetic natural Gas Hydrate


Gambar x. Struktur sangkar hidrat gas

Ketiga struktur umum sangkar gas hidrat terdiri dari struktur I 46 H20, struktur I 136 H20, dan

struktur H 34 H2O. Pada struktur diatas penomoran 51268 menunjukkan 12 pentagonal dan 8

heksagonal dalam setiap struktur kristal.

What For and Comparison with other means transportation and storage

Tujuan utama dari pembentukkan NGH ini adalah untuk transportasi dan penyimpanan

dari gas alam itu sendiri. Gas alam yang terbentuk dapat tersimpan dalam hidrat yang terbentuk

sehingga lebih mudah untuk ditransportasi karena dalam bentuk padatan. Teknologi ini dapat

menjadi teknologi yang baru karena untuk penyimpanannya memiliki stabilitas yang tinggi pada

suhu dibawah 0oC pada tekanan atmosfer.

Metode penyimpanan gas alam yang telah diproses pada umumnya digunakan dengan

cara gas alam tersebut dicairkan pada suhu kriogenik yaitu pada -162oC yang dapat

meningkatkan volume penyimpanan dari gas alam hingga mencapai 600 kalinya (LNG).

Sedangkan metode penyimpanan gas alam lainnya yaitu dengan cara meningkatkan tekanan dari

gas alam tersebut yang dapat meningkatkan volume penyimpanan gas alam hingga mencapai

sekitar 200 kalinya.



Namun kedua cara penyimpanan tersebut memiliki kendala yang besar. Peningkatan

biaya yang dibutuhkan untuk gas alam sangatlah tinggi. Selain itu juga selama transportasi dari

LNG banyak gas yang hilang akibat tervaporasi.

Kendala lainnya yang ditemukan adalah masalah lokasi atau tempat yang dapat dijangkau

untuk transportasi gas alam. Apabila digunakan LNG atau CNG dibutuhkan kapal khusus untuk

mengangkut gas-gas tersebut, sehingga alokasi tempat untuk pemrosesan gas dibutuhkan tempat

yang dekat dengan laut. Sedangkan untuk daerah yang alokasinya di daratan maka akan

dibutuhkan pipeline gas untuk mengangkut gas-gas alam tersebut sehingga tidak akan efektif

dalam pengangkutan. Transportasi gas dengan pemipaan dilakukan dengan menyalurkan gas

alam bertekanan 700-1100 psig melalui pipa pada umumnya. Rata-rata biaya pemipaan adalah 1-

5 USD per miles

Alternatif dengan menggunakan sintetik hidrat dapat memberikan efisiensi energi dari

gas alam yang dapat disimpan dan ditransportasi. Hal ini disebabkan karena metode

pembentukan sintetik hidrat ini membutuhkan proses refrigerasi yang lebih rendah, tekanan yang

lebih rendah, waktu yang lebih rendah dibandingkan penggunaaan LNG dan CNG.

Beberapa studi telah dilakukan yang menjelaskan bahwa penggunaan hidrat gas sebagai

media transportansi akan memberikan hasil lebih ekonomis (Gudmundsson,1996). Secara umum

dapat menghemat biaya sampai 24% jika dibandingkan dengan transportasi dengan LNG pada

daerah Laut Utara sampai ke Eropa Tengah (the Northern North Sea to Central Europe).

Dari data didapatkan bahwa sistem dengan transportasi LNG masih sangat mahal yaitu

sekitar USD 15$ untuk gas yang setara dengan 1 barel minyak bumi. Sedangkan investasi LNG

membutuhkan biaya yang sangat mahal yaitu sekitar 1 milyar USD untuk memproduksi 0,5

cubicfeet/day. Hal ini membuat keefektifan biaya yang semakin berkurang akibat tarnsportasi

dengan menggunakan LNG

Namun untuk penggunaan methane hidrat itu sendiri pada umumnya hanya dapat pada

lokasi-lokasi pemrosesan tempat gas yang pada skala menengah ataupun kecil dimana tidak

dapat menggunakan perpipaan ataupun LNG untuk penyimpanan dan transportasi sehingga

penggunaan gas hidrat ini lebih ekonomis.



Gambar . Suplai Chain NGH dari Offshore Production (Nam Jin Kim, 2009)

How to Form?

Pada dasarnya pembentukan natural gas hydrate sintetik dibentuk dengan

mengkondisikan natural gas dan air pada temperature rendah dan tekanan yang tinggi sehingga

terjadi proses pembekuan air yang mengandung metana terlarut. Natural gas hydrate, biasanya

metana hidrat, terbentuk di daerah interface antara fasa cair (water) dan fasa gas (metana).

Metana terlarut dalam air dan di permukaan air yang terekspos temperature dan diberikan

tekanan sehingga air membeku dan membentuk struktur Kristal yang mengurung metana di

tengah, berikut ilustrasinya:

Methane hydrate terbentuk oleh ikatan fisis antara molekul air dan gas metana, yang

terperangkap dalam molekul air dalam temperature dan tekanan tertentu. Jadi untuk bisa

membentuk methane hydrates perlu dicapai suatu kondisi temperature dan tekanan tertentu.

Daerah temperature dan tekanan tersebut dapat dilihat pada grafik berikut,



Daerah di atas phase boundary atau kurva ekuilibrium, merupakan daerah dimana hydrate stabil

brsama dengan gas metana dan es. Sedangkan daerah di bawah kurva ekuilibrium merupakan

daerah dimana hidrat belum bisa terbentuk. Berikut tabel data tekanan dan temperature untuk

phase boundary tersebut,

Dapat dilihat semakin tinggi tekanan dan semakin rendah temperature semakin aktif pula

pembentukan hidrat. Oleh karena itu akan semakin cepat pula waktu pembentukan hidrat, berikut

data waktu terbentuknya hidrat:



Kendala Pembentukkan

Dari sistem pembentukan hidrat sintetik ini dapat dilihat bahwa terdapat banyak kendala, antara

lain:

Laju reaksi air dan gas metana atau laju pembentukan yang relative lambat

Air interstitial yang tidak bereaksi dengan persentase yang besar dari massa hidrat

Bergantung pada kapasitas hidrat yang tidak menentu

Kelarutan gas alam dalam air sangat rendah sehingga hanya film tipis hidrat terbentuk

pada antarmuka antara air

Secara ekonomis untuk melakukan scale-up memerlukan biaya yang sangat besar

(Mandal,2008)

Solusi / Teknologi pembentukan (surfaktan dkk)

Telah diteliti banyak cara untuk mensolusikan permasalahan-permasalahan di atas, di antaranya

ada yang secara mekansi dan juga secara kimia. Secara mekanis digunakan:

Pengadukan (Iwasaki ,2005; Takaoki,2005)



Spray liquid pada fasa gas yang bergerak secara kontinu (Fukumoto,2001; Ohmura,

2002)

Bubbling gas pada fasa cair yang kontinu (Luo, 2007)

Microbubbling (Takahashi,2002)

Icing (Stern ,1996)

Sedangkan secara kimia digunakan:

Surfaktan Teknologi

Berikut penjelasan teknologi-teknologi tersebut:

Semi-batch Heterogeneous spray reaktor

Proses system ini dilakukan dengan dengan aliran cairan secara terus menerus ke

pressurized vessel. System ini dioperasikan dengan cara reaktan dimasukan ke dalam

system pada waktu yang bervarias dan produk di ambil juga pada waktu yang bervariasi.

Pembentukan hidrat dalam metode ini dilakukan dengan proses hybrid yang

menggunakan waktu penyemprotan dan waktu stabilisasi. Pada waktu penyemprotan,

raktor beroperasi pada mode semi-batch. Dan pada proses stabilisasi dilakukan pada

mode batch. Laju pembatas raktan pada system adalah larutan air-pTSA yang dinjeksikan

pada system, sedangkan gas alam yang ada pada reaktor adalah reaktan kedua yang ada

dalam keadaan berlebihdalam system reaksi pembentukan hidrat. Ketika penyemprotan

larutan air-pTSA dihentikan, reaktor beraksi sebagai system batch seiringan dengan

waktu stabilisasi. Pembentukan hidratdan pertumbuhan kinetic dimodelkan pada spray

reaktor dengan mempertimbangkan kedua mode.

Air adalah bagian utama dari gas hidratdan mengisi sekitar 80% dari massa. Asam

para sulfonat adalah hidrotrope yang digunakan untuk promoter hidrat yang dicampur

dengan air untuk menghasilkan konsentrasi yang diinginkan. Tekanan air pada upstream

nozzle dijaga tekanannya untuk menjaga penurunan tekanan yang konstan sepanjang

nozzle. Daerah sekitar nozzle dipanaskan untuk menjaga suhu tetap diatas suhu

pembentukan hidrat untuk menghindari penyumbatan pada nozzle.

Reaktor beroperasi pada mode semibatch dimana salah satu reaktan digunakan

untuk menentukan kondisi operasi sehingga penambahan reaktan kedua yang

diinjeksikan secara terus menerus untuk membentuk hidrat dalam reaktor.



Gambar kolom Semi-batch heterogeneous Spray Reaktor(Nimalan,2004)

Bubbling

Surfaktan Teknologi

Prinsip dasarnya adalah dengan mengubah sifat kimia reaktan menggunakan surfaktan

sehingga kecepatan pembentukan hidrat dan kapasitas storage menjadi lebih besar.

Reaktan, yaitu metana dan air, memiliki tegangan permukaan yang tinggi di interface

kedua fasanya (gas dan cair) sehingga kelarutan gas metana dalam air menjadi kecil

dengan demikian pembentukan hidrat menjadi dibatasi oleh interface dua fasa tersebut.

Dengan menambahkan surfaktan, tegangan permukaan menjadi berkurang dan menaikan

kelarutan metana dalam air. (Karaaslan ,2000; Sun, 2002). Berikut grafik perbandingan

kecepatan pembentukan hidrat dengan menggunakan surfaktan dan tanpa menggunakan

surfaktan dimana SDS (Sodium Dodecyl Sulfate) merupakan surfaktan



Grafik Kecepatan pembentukkan hidrat dengan dan tanpa surfaktan (Ganji,H.,2007)

Namun, teknologi ini memiliki kendala. Yaitu walaupun kecepatan pembentukan hidrat

dan kapasitas storage menjadi lebih besar dengan menggunakan surfaktan, kecepatan

disosiasi dari hydrate juga semakin besar. Hal ini tidak diinginkan karena tujuan dari

pembentukan hidrat ini adalah untuk transportasi dan penyimpanan. Oleh karena itu laju

disosiasi tidak boleh terlalu tinggi karena akan menyebabkan banyak metana (gas alam)

yang hilang selama perjalanan, terlepas dari kungkungan hydrate.

Separation of NGH (Natural Gas Hydrate)

Seperti kita ketahui NGH digunakan untuk transportasi, oleh karena itu seusai hidrat

ditransportasikan ke receiving terminal, yang mana dekat dengan kota/lokasi konsumsi, gas alam

di dalam hidrat harus di-recovery terlebih dahulu agar bias digunakan. Prinsip dasar proses

recovery ini adalah dengan memecah kesetimbangan fasa hidrat sehingga hidrat terdisosiasi atau

terpecah clathrates hidrat yang mengurung gas alam sehingga gas alam terbebas dari hidrat dan

bias digunakan. Pemecahan kesetimbangan ini bisa dilakukan dengan cara menaikkan kondisi

temperature dan tekanan hingga mencapai kondisi dimana hidrat mencair dan dengan demikian

tidak bisa lagi mengurung gas alam.



REFERENSI

Akiya T, Tomio S, Oowa M. Phase equilibria of some alternative refrigerants hydrates and their

mixtures using for cool storage material. In: Proc of the 32nd IECEC, vol. 4; 1997. p. 1652–

5.

Al-Sanea SA, Zedan MF. Optimized monthly-fixed thermostat-setting scheme for maximum

energy-savings and thermal comfort in air-conditioned spaces. Appl Energy 2008;85:326–

46.

Bi YH, Guo TW, Zhu TY, et al. Influences of additives on the gas hydrate cool storage process

in a new gas hydrate cool storage system. Energy Convers Manage 2006;47:2974–82.

Bi YH, Guo TW, Zhu TY, Fan SS, Liang DQ, Zhang L. Influence of volumetric-flowrate in the

crystallizer on the gas-hydrate cool-storage process in a new gashydrate cool-storage

system. Appl Energy 2004;78:111–21.

Chemical Engineering Science 60, 5751–5758. Kutergin, O.B., Mel’nikov, V.P., Nesterov, A.N.,

1992. Surfactant effect on the mechanism and kinetics of gas hydrate formation. Doklady

Akademii Nauk 323, 549–553 (in Russian).

Daimaru, T., Yamasaki, A., Yanagisawa, Y., 2007. Effect of surfactant carbon chain length on

hydrate formation kinetics. Journal of Petroleum Science and Engineering 56, 89–96.

Di Profio, P., Arca, S., Germani, R., Savelli, G., 2005. Surfactant promoting effects on clathrate

hydrate formation: are micelles really involved? Chemical Engineering Science 60, 4141–

4145.

Di Profio, P., Arca, S., Germani, R., Savelli, G., 2007. Novel nanostructured media for gas

storage and transport: clathrate hydrates of methane and hydrogen. Transactions of the

ASME, Journal of Fuel Cell Science and Technology 4, 49–55.

Diaconu BM, Varga S, Oliveira AC. Experimental assessment of heat storage properties and heat

transfer characteristics of a phase change material slurry for air conditioning applications.

Appl Energy 2010;87:620–8.

Dimiccoli, A., Di Serio, M., Santacesaria, E., 2000. Industrial Engineering Chemistry Research

39, 4082–4093.

Dividson DW. Clathrate hydrates. In: Franks F, editor. Water – a comprehensive treatise, vol. II.

New York: Plenum Press; 1973. p. 115–48.



Englezos P, Kalogerakis N, Dholabhai PD, Bishnoi PR. Kinetics of formation of methane and

ethane gas hydrate. Chemical Engineering Science 1987;42(11):2647–58.

Englezos, P., Kalogerakis, N., Dholabhai, P.D., Bishnoi, P.R., 1987b. Chemical Engineering

Science 42, 2659–2666.

Englezos, P., Kobayashi, R., Dholabhai, P.D., Bishnoi, P.R., 1987a. Chemical Engineering

Science 42, 2647–2658.

Esmaeilzadeh F, Zeighami ME, Fathi J. 1-D modeling of hydrate decomposition in porous

media. In: Proceedings of the world academy of science; July 31, 2008. 41:647–53.

Fitzgerald, A., Taylor, M., 2001. SPE Paper 71805. Froment, G.F., Bischoff, K.B., 1990.

Chemical Reactor Analysis and Design. Wiley, New York.

Fukumoto, K., Tobe, J., Ohmura, R., Mori, Y.H., “Hydrate formation using water spraying in a

hydrophobic gas: A preliminary study”, AIChE J., 47 (8), 18991904 (2001).

Gayet, P., Dicharry, C., Marion, G., Graciaa, A., Lachaise, J., Nestrov, A., 2005. Experimental

determination of methane hydrate dissociation curve up to 55MPa by using a small amount

of surfactant as hydrate promoter.

Ge YT, Tassou SA, Chaer I, Suguartha N. Performance evaluation of a trigeneration system with

simulation and experiment. Appl Energy 2009;86:2317–26.

Giavarini, C., Maccioni, F., “Self-preservation at low pressures of methane hydrates with various

gas contents”, Ind. Eng. Chem. Res.,43 (20), 66166621 (2004).

Gnanendran, N., 2003. In: School of Resources and Environment, Department of Petroleum

Engineering.Curtin University of Technology, Perth.

Gnanendran, N., Amin, R., 2003. Journal of Petroleum Science and Engineering 40, 37–46.

Gnanendran, N., Amin, R., 2004. Fluid Phase Equilibria 221 (1–2), 197–209.

Gudmundsson JS, Børrehaug A. Frozen hydrate for transport of natural gas. In: 2nd International

Conference on Nature Gas Hydrate, Toulouse, 2–6 June, 1996, p. 415

Gudmundsson JS, Børrehaug A. Frozen hydrate for transport of natural gas. In: 2nd International

Conference on Nature Gas Hydrate, Toulouse, 2–6 June, 1996, p. 415.

Gudmundsson JS, Boslashrrehaug A. Frozen hydrate for transport of natural gas. In: Second

international conference on natural gas hydrate, Toulouse, France; June 2–6, 1996. p. 415–

22.



Gudmundsson JS, Mork M, Graff OF. Hydrate non-pipeline technology. In: Proceedings of the

fourth international conference on gas hydrate, Yokohama, Japan; 2002. p. 997–1002.

Gudmundsson JS, Parlaktuna M, Khokhar AA. Storing natural gas as frozen hydrates. SPE Prod

Facil 1994;(February):69.

Gudmundsson, J.S., Anderson, V., Levik, O.I., Durgut, I., Mork, M., 1999. SPE Paper 56629.

Gudmundsson, J.S., Anderson, V., Levik, O.I., Parlaktuna, M., 1998. SPE Paper 50598.

Gudmundsson, J.S., Borrehaug, A., 1996. In: Second International Conference on Gas

Hydrates.Toulouse, pp. 415–422.

Gudmundsson, J.S., Khokhar, A.A., Parlaktuna, M., “Storage of natural gas as frozen hydrate”,

In: Proceedings of the 67th Annual Technical Conference and Exhibition of Society of

Petroleum Engineers (SPE), SPE 24924, Washington, D.C., 699707 (1990).

Gudmundsson, J.S., Parlaktuna, M., Khokhar, A.A., “Storing natural gas as frozen hydrates”,

SPE Prod. Facil., 9 (1), 6973 (1994).

Guo KH, Shu BF, Zhao YL. Characterization of phase change and cool-storage process of mixed

gas hydrate. In: Proc of ICCR’98, Hangzhou, China; 1998. p. 345–8.

Guo YK, Fan SS, Guo KH, Chen Y. Storage capacity of methane in hydrate using calcium

hypochlorite as additive. In: 4th International Conference on Gas Hydrates, Yokohama, 19–

23 May, 2002, p. 1040.

Iwasaki, T., Katoh, Y., Nagamori, S., Takahashi, S., “Continuous natural gas hydrate pellet

production (NGHP) by process development unit (PDU)”, In: Proceedings of the Fifth

International Conference on Gas Hydrates, Trondheim, Norway, 11071115 (2005).

Jeon YH, Kim NJ, Chun WG, Lim SH, Kim CB, Hur BK. A study of the kinetics characteristics

of natural gas hydrate. J Ind Eng Chem 2006;12(5):733–8.

Kanda H. Economics study on natural gas transportation with natural gas hydrate pellets. In:

23rd world gas conference, Amsterdam, (http://www.igu.

org/html/wgc2006/index0856.html); 2006.7.7EF.05.

Karaaslan U, Parlaktuna M. Surfactants as hydrate promoters? Energy Fuels 2000;14(5):1103–7.

Karaaslan, U., Parlaktuna, M., “Surfactants as hydrate promoters?”, Energy & Fuels, 14 (5),

11031107 (2000).

Kashchiev, D., 2000. In: Nucleation. Butterworth-Heinemann, Oxford.

Kashchiev, D., Firoozabadi, A., 2002a. Journal of Crystal Growth 241, 220–230.


http://www.igu/


Kashchiev, D., Firoozabadi, A., 2002b. Journal of Crystal Growth 243, 476–489.

Kashchiev, D., Firoozabadi, A., 2003. Journal of Crystal Growth 250, 499–515.

Khokhar AA, Gudmundsson JS, Sloan ED. Gas storage in structure H hydrates. Fluid Phase

Equilib 1998;150–151:383–92

Khokhar AA, Gudmundsson JS, Sloan ED. Gas storage in structure H hydrates. Fluid Phase

Equilib 1998;150–151:383–92.

Kusiak A, Li M. Cooling output optimization of an air handling unit. Appl Energy 2010;87:901–

9.

Lee WS, Chen YT, Wu TH. Optimization for ice-storage air-conditioning system using particle

swarm algorithm. Appl Energy 2009;86:1589–95.

Lee, S., Zhang, J., Mehta, R., Woo, T.-K., Lee, J.W., 2007. Methane hydrate equilibrium and

formation kinetics in the presence of an anionic surfactant. Journal of Physical Chemistry C

111, 4734–4739.

Lefebvre, A.H., 1989. Atomization and Sprays. Hemisphere, New York.

Lemmon, E., McLinden, M., Huber, M., 2002. NIST reference fluid thermodynamic and

transport properties database (REFPROP), Version 7.0. US Department of Commerce.

Levich, V.G.E., 1962. Physiochemical Hydrodynamics. Prentice-Hall, Englewood Cliffs, NJ.

Lingelem M, Majeed A. Challenges in areas of multiphase transport and hydrate control for a

subsea gas condensate production system. In: Proceedings of the 68th ann. gas proc. assoc.

conventions; March 13–14, 1989. San Antonio, Texas.

Link, D.D., Ladner, E.P., Elsen, H.A., Taylor, C.E., 2003. Formation and dissociation studies for

optimizing the uptake of methane by methane hydrates. Fluid Phase Equilibria 211, 1–10.

Lu SS, Wang SP, Deng SJ. Experimental study R134a gas hydrate as a cool storage medium. J

Refrig 1998;2:1–4.

Luo, Y.T., Zhu, J.H., Fan, S.S., Chen, G.J., “Study on the kinetics of hydrate formation in a

bubble column”, Chem. Eng. Sci., 62 (4), 10001009 (2007).

Makogon YF. Hydrates of hydrocarbons. Oklahoma: PennWell Publishing Company; 1997.

Makogon, Y.F., Hydrates of Hdrocarbon, Pennwell Publishing Co.,Tulsa, Oklahoma (1997).

Mandal, A., Laik, S., “Effect of the promoter on gas hydrate formation and dissociation”, Energy

& Fuels, 22 (4), 25272532 (2008).

Mason, B.J., 1971. The Physics of Clouds. Clarendon Press, Oxford.



Mawire A, McPherson M, van den Heetkamp RRJ, Mlatho SJP. Simulated performance of

storage materials for pebble bed thermal energy storage (TES) systems. Appl Energy

2009;86:1246–52.

Mel’nikov, V.P., Nesterov, A.N., Feklistov, V.V., 1998. Formation of gas hydrates in the

presence of additives consisting of surface-active substances. Khimiia v Interesakh

Ustoichivogo Razvitiia 6, 97–102 (in Russian).

Michelsen, M.L., 1982. Fluid Phase Equilibria 9.

Michelsen, M.L., 2003. Personal communication.

Mochizuki, T., Mori, Y.H., 2000. Numerical simulation of transient heat and mass transfer

controlling the growth of a hydrate film. Annals of the New York Academy of Sciences

912, 642–650.

Mori T, Mori YH. Characterization of gas hydrate formation in direct-contact cool storage

process. Int J Refrig 1989;12:259–65.

Mori YH. Clathrate hydrate formation at the interface between liquid CO2 and water phase––a

review of rival models characterizing ‘‘hydrate films’’. Energy Convers Manage

1998;39(15):1537–57.

Mori, Y.H., 2003. Recent advances in hydrate-based technologies for natural gas storage—a

review. Journal of Chemical Industry and Engineering (China) 54 (Suppl.), 1–17.

Mori, Y.H., Komae, N., 2007. A note on the evaluation of the guest-gas uptake into a clathrate

hydrate being formed in a semibatch- or batch-type reactor. Energy Conversion and

Management, accepted for publication.

Mullin, J.W., 1993. Crystallization. Butterworth-Heinemann, Oxford.

Ohmura R, Shigetomi T, Mori YH. Formation, growth and dissociation of clathrate hydrate

crystals in liquid water in contact with a hydrophobic hydrate-forming liquid. J Cryst

Growth 1999;196:164–73.

Ohmura, R., Kashiwazaki, S., Shiota, S., Tsuji, H., Mori, Y.H., “Structure-I and structure-H

hydrate formation using water spraying”, Energy & Fuels, 16 (5), 11411147 (2002).

Ohmura, R., Matsuda, S., Uchida, T., Ebinuma, T., Narita, H., 2005. Clathrate hydrate crystal

growth in liquid water: observations in methane + water system. Crystal Growth and Design

5, 953–957.



Ohmura, R., Shimada, W., Uchida, T., Mori, Y.H., Takeya, S., Nagao, J., Minagawa, H.,

Ebinuma, T., Narita, H., 2004. Clathrate-hydrate crystal growth in liquid water saturated

with a hydrate-forming substance: variations in crystal morphology. Philosophical Magazine

84, 1–16.

Okutani, K., Kuwabara, Y., Mori, Y.H., 2007. Surfactant effects on hydrate formation in an

unstirred gas/liquid system: amendments to previous study using HFC-32 and sodium

dodecyl sulfate. Chemical Engineering Science 62, 3858–3860.

Pang, W.X., Chen, G.J., Dandekar, A., Sun, C.Y., Zhang, C.L., 2007. Experimental study on the

scale-up of gas storage in the form of hydrate in a quiescent reactor. Chemical Engineering

Science 62, 2198–2208.

Perry, R.H., Green, D.W., Maloney, J.O., 1997. Perry’s Chemical Engineers’ Handbook.

McGraw-Hill, New York.

Reid, R.C., Prausnitz, J.M., Poling, B.E., 1987. The Properties of Gases and Liquids, fourth ed.

McGraw-Hill, New York.

Rogers, R.D., Kothapalli, C., Lee, M.S., Woolsey, J.R., 2003. Catalysis of gas hydrates by

biosurfactants in seawater-saturated sand/clay. The Canadian Journal of Chemical

Engineering 81, 973–980.

Rogers, R.E., Zhang, G., Kothapalli, C., French, W.T., 2004. Laboratory evidence of microbial-

sediment-gas hydrate synergistic interactions in ocean sediments. In: Proceedings of the

14th (2004) International Offshore and Polar Engineering Conference, Toulon, France, pp.

41–47.

Rogers, R.E., Zhong, Y., Etherridge, J.A., Arunkumar, R., Pearson, L.E., Hogancamp, T.K.,

2005. Micellar gas hydrate storage process. In: Proceedings of the Fifth International

Conference on Gas Hydrates, Trondheim, Norway, Paper ref. 4036, pp. 1361–1365.

Ryu YB, Lee JD, Kim YS, Yoon SY, Lee MS. Influence of nanosized materials on the formation

of CH4 hydrate. In: Proceedings of the sixth international conference on gas hydrates,

Vancouver, British Columbia, Canada; July 6–10, (http://www.icgh.org); 2008.

Saito Y, Kawasaki T, Okui T, Kondo T, Hiraoka R. Methane storage in hydrate phase with

soluble guests. In: 2nd International Conference on Nature Gas Hydrate, Toulouse, 2–6

June, 1996, p. 459.



Seo YW, Lee SM, Seo YT, Lee JD, Lee H. Phase equilibria and thermodynamic modeling of

ethane hydrate in porous silica gels. In: Proceedings of the sixth international conference on

gas hydrates, Vancouver, British Columbia, Canada; July 6–10, (http://www.icgh.org);

2008.

Skovborg, P., Rasmussen, P., 1994. Chemical Engineering Science 49, 1131–1143.

Sloan ED. Clathrate hydrate of nature gases. New York: Marcel Dekker Inc; 1998.

Sloan ED. Clathrate hydrates of natural gases. 2nd ed. New York: Marcel Dekker, Inc.; 1998. p.

538–629.

Sloan Jr., E.D., 1998. Clathrate Hydrates of Natural Gases, second ed. Marcel Dekker, New

York.

Sloan, E.D., 1998. Clathrate Hydrates of Natural Gases, second ed. Marcel Dekker, New York.

Srinivasan, V., Aiken, R.C., 1988. Chemical Engineering Science 43, 3141–3150.

Stern, L.A., Kirby, S.H., Durham, W.B., “Peculiarities of methane clathrate hydrate formation

and solid-state deformation, including possible superheating of water ice”, Science, 273

(5283), 18431848 (1996).

Sun ZG, Fan SS, Guo KH, Shi L, Wang RZ. Gas hydrate phase equilibrium data of cyclohexane

and cyclopentane. J Chem Eng Data 2002;47(2):313–5.

Sun ZG, Wang RZ, et al. Effect of surfactants and liquid hydrocarbons on gas hydrate formation

rate and storage capacity. Int J Energy Res 2003;27:747–56.

Sun, Z., Wang, R., Ma, R., Guo, K., Fan, S., 2003b. Natural gas storage in hydrates with the

presence of promoters. Energy Conversion and Management 44, 2733–2742.

Sun, Z., Wang, R., Ma, R., Guo, K., Fan, S., 2003c. Effect of surfactants and liquid hydrocarbons

on gas hydrate formation rate and storage capacity. International Journal of Energy Research

27, 747–756.

Sun, Z.-G., Ma, R.-S., Wang, R.-Z., Guo, K.-H., Fan, S.-S., 2003a. Experimental studying of

additives effects on gas storage in hydrates. Energy and Fuels 17, 1180–1185.

Sun, Z.G., Wang, R.Z., Ma, R.S., Guo, K.H, Fan, S.S., “Natural gas storage in hydrate with the

presence of promoters”, Energy Conversion and Management, 44 (17), 27332742 (2003).

Tabe Y, Hirai S, Okazaki K. Massive CO2 clathrate hydrate growth at a high-polar-energy

surface. J Cryst Growth 2000;220:180–4.


http://www.icgh.org/


Takahashi, M., Oonari, H., Yamamoto, Y., “A novel manufacturing method of gas hydrate using

the micro-bubble technology”, In: Proceedings of the 4th International Conference on

Natural Gas Hydrates, Yokohama, Japan, 825828 (2002).

Takaoki, T., Hirai, K., Kamei, M., Kanda, H., “Study of natural gas hydrate (NGH) carriers”, In:

Proceedings of the Fifth International Conference on Gas Hydrates, Trondheim, Norway,

12581265 (2005).

Takaoki, T., Iwasaki, T., Katoh, Y., Arai, T., Horiguchi, K., “Use of hydrate pellets for

transportation of natural gas, Advantage of pellet form of natural gas hydrate in sea

transportation”, In: Proceedings of the 4th International Conference on Natural Gas

Hydrates, Yokohama, Japan, 982986 (2002).

Taylor, C.J., Miller, K.T., Koh, C.A., Sloan Jr., E.D., 2007. Macroscopic investigation of hydrate

film growth at the hydrocarbon/water interface. Chemical Engineering Science, in press

(10.1016/j.ces.2007.07.038).

Ternes MP. Studies on the R-12 gas hydrate formation process for heat pump cool storage

application. In: Proc of DOE physical and chemical energy storage annual contractor’s

review meeting; 1983. CONF-830974.

Tomlinson JJ. Heat pump cool storage in a clathrate of Freon. In: Proc of the 17th IECEC, vol. 4;

1982. p. 2060–4.

Uchida T, Takagi A, Mae S, Kawabata J. Dissociation mechanisms of CO2 molecules in water

containing CO2 hydrates. Energy Convers Manage 1997;38:S307–12.

Van der Waals, J.H., Platteeuw, J.C., 1959. Advanced Chemistry and Physics 2.

Voyiatzis E, Palyvos JA, Markatos NC. Heat-exchanger design and switching frequency effects

on the performance of a continuous type solar adsorption chiller. Appl Energy

2008;85:1237–50.

Vysniauskas A, Bishnoi PR. A kinetic study of methane hydrate formation. Chem Eng Sci

1983;38(7):1061–72.

Watanabe, K., Imai, S., Mori, Y.H., 2005a. Surfactant effects on hydrate formation in an

unstirred gas/liquid system: an experimental study using HFC-32 and sodium dodecyl

sulfate. Chemical Engineering Science 60, 4846–4857.



Watanabe, K., Niwa, S., Mori, Y.H., 2005b. Surface tensions of aqueous solutions of sodium

alkyl sulfates in contact with methane under hydrateforming conditions. Journal of

Chemical and Engineering Data 50, 1672–1676.

Xie YM, Guo KH, Liang DQ, et al. Gas hydrate fast nucleation from melting ice and quiescent

growth along vertical heat transfer tube. Sci China B Chem 2005;48:75–82.

Xie YM, Guo KH, Liang DQ, et al. Gas hydrate growth morphology outside of horizontal heat

transfer tube. J Cryst Growth 2005;276:253–64.

Xie YM, Guo KH, Liang DQ, et al. Steady gas hydrate growth along vertical heat transfer tube

without stirring. Chem Eng Sci 2005;60:777–86.

Xie YM, Liang DQ, Guo KH, et al. Advances of gas hydrate cool storage technology. HV& AC

(China) 2004;34:25–8,70.

Yamasaki A, Wakatsuki M, Teng H, Yanagisawa Y, Yamada K. A new ocean disposal scenario

for anthropogenic CO2: CO2 hydrate formation in a submerged crystallizer and its disposal.

Energy 2000;25(1):85–96.

Yutaka T, Shuichiro H, Ken O. Massive CO2 clathrate hydrate growth at a highpolar-energy

surface. J Cryst Growth 2000;220:180–4.

Zhai H, Dai YJ, Wu JY, Wang RZ. Energy and energy analyses on a novel hybrid solar heating,

cooling and power generation system for remote areas. Appl Energy 2009;86:1395–404.

Zhang, J.S., Lee, S., Lee, J.W., 2007. Does SDS micellize under methane hydrate-forming

conditions below the normal Krafft point?. Journal of Colloid and Interface Science 315,

313–318.

Zhong Y, Rogers RE. Surfactant effects on gas hydrate formation. Chem Eng Sci

2000;55(19):4175–87.

Zhong Y, Rogers RE. Surfactant effects on gas hydrate formation. Chem Eng Sci 2000;55:4175–

87.

Zhong, Y., Rogers, R.E., 2000. Surfactant effects on gas hydrate formation. Chemical

Engineering Science 55, 4175–4187.


Download - Paper EPG Natural Gas Hydrate Synthetic

Top Related