瓦斯水合物合辑.pdf

目 录 不同驱动力下瓦斯气体水合物的诱导时间分布…………………张保勇，程远平（01） 丙烷对瓦斯水合物相平衡条件的影响……………………吴 强，赵美蓉，高 霞（06） 基于 GM（1，N）改进模型的瓦斯水合物相平衡预测…………慕亚茹，母丽华（11） 围压对含瓦斯水合物煤体应力应变关系的影响 ……………………………张保勇，高 橙，高 霞，刘文新，吴 强，张 强（16） 瓦斯水合物诱导时间影响因素实验研究………………张保勇，刘金华，周泓吉（22） 不同围压下含瓦斯气体及水合物煤体的力学性质 ……………………………………………………吴 强，刘文新，高 霞，高橙（28） 驱动力对瓦斯水合物晶体成核动力学的影响…………张保勇，尹百元，周莉红（33） 热力学促进剂对瓦斯水合物相平衡的影响 …………………………………………………吴 强，张家豪，高 霞，刘传海（37） 瓦斯水合物形成过程的电阻特性 ……………………………张 强，郭朝伟，李元吉，卫弼天，陈付刚，石浩楠（42） 雾化喷嘴流量对瓦斯水合分离的影响………吴 强，张家豪，靳 凯，于 洋（48） 七星矿煤体的微观孔隙结构特征………………吴 强，于 洋，高 霞，张强（53） 初始分解压力对瓦斯水合物分解特性的影响 ………………………………………吴 强，靳 凯，张保勇，高 霞，刘传海（59） 初始温度对含 TBAB-SDS 瓦斯水合分离动力学的影响 ………………………………………张保勇，张 擎，张 强，刘传海，吴 琼（64） 含瓦斯水合物煤体的应力 - 应变特征与本构关系………………高 霞，裴 权（70）  ２４  １           Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ２０１４  １   Ｖｏｌ． ２４ Ｎｏ． １ Ｊａｎ． ２０１４ 
 １，２，３ １ ， （１．   ­€‚ƒ„ †‡， ˆ ‰Š ２２１００８； ２．  ‹Œƒ„Ž， ‘’“ １５００２２；  ３．  ”•  †‚œž‡Ÿ¡¢， ‘’“ １５００２２） –—˜™‹Œš› ! "： 
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［１１ － １２］ １ １ '１ ÊË  ， ·Ä} ¥ ì  ~      |     ‹ Ñ ， Äׁä ， ™øÑÍ        ÊËÞß ， øѳضùúÍûü ，ＣＯ２ É¿ ‹ýû þ ，       û ü ，      Ò û １ ­  íîï ð Ö    ¦   ñ Š Ö    ‹  ； òó ［８］ Š Ü ‹ ô õ ö ÷ ½ ¾ ¿ À     ‹‡ˆ “”\­ƒ„€Ñ。 €  š ＣＨ ４ － ＣＯ ２ è ƒ„é˜ ， è    ¥ ＣＯ ２ ê Ò ‹ ë ì š“”‰  ‚ ［７］ 。 ‹È³ØÆø¨ Ï  ， Ç~Ø ™øÑØ ­ 
ÊË ， ƒ„®ÝÞß ，ＣＯ ２  ‹Ïàášàâ ＣＯ ２ ‹Ò    •ÓÖ³ØÁÍš¹ºÙÁ½¾¿À ［６］ Ù ‹ ‡ ˆ ； Ú Û  Š Ü Ö ½ ¾ ¿ À  ãä ； åæç    Ｇ２ ， Ｃ Ｇ３ Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ ｆｏｒ ｓｙｓｔｅｍｓ ÊË ÊËö÷´µ １ －１ ０． ５０ µ¶ ｗ（ ＮａＣｌ） ／ ％ １ －２ １ －３ ０ ５ Δｐ ／ ＭＰａ １ ００ １ ５０ １ －４ ２ ００ ２ －１ ０． ５０ ２ －２ ２ －３ ０ ５ １ ００ １ ５０ ２ －４ ２ ００ ３ －１ ０． ５０ ３ －２ ３ －３ ３ －４ ０ ５ １ ００ １ ５０ ｔ０ ／ ℃ １２ １６ １４ ２ ００  ÊË]^‚ƒœ‹ƒ„³ ³†Ë‡、 ˆ‰ ÊË¥`@?·ßí«¸¹º œ‹þ¸•“”è
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Š ２３３ ｍｉｎ ３ Ｆｉｇ． ３ †É ©ˆ ， ‡Ê˦€ ， ¦€š¥ ， ¶· ２ ｄ Á 。 ž  Ÿ ３ － １  °，      ¦ € ｐ － Ｔ － ｔ–ÌͶ· ３ Á。 η ３ £ ­ １８１ ｍｉｎ ‘， ‹ ‘’ª¦Ò–，Ӎ¦€，¬Ô¡›Õ® Ö׍。 ２ ２                 ３ －１   －  － 
  Ｖａｒｉａｔｉｏｎｓ ｏｆ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ａｎｄ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｗｉｔｈ ｔｉｍｅ ｄｕｒｉｎｇ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｐｒｏｃｅｓｓ ｆｏｒ ｔｅｓｔ ３ － １  ؉š¯， Ù¨ÚŸ «žª›， ÏЫ‘£Ñ           ‘，    ‡  § ¨ ¼ ½ Æ Ç À    ¦ €， ¶ · ２ ｃ Á ； È Š  
 Š ２７５ ｍｉｎ， ｔｅｓｔ ｓｙｓｔｅｍ ３ － １  ”•Ÿ˜™ 。 µŸ˜™¶· ２。 £ Ｔｙｐｉｃａｌ ｐｈｏｔｏｇｒａｐｈ ｏｆ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｉｎ  š¥ƒ， ™ £Û܆« ©°€ŒŽ‘’–±ÝÀ·， ¶· ４  ‚ƒ„ Á。 Î «Þ：Ÿ Ａ‹Ｃ ”•Ÿ ¦€ŒŽ‘’ ｔ ｉｎｄ ‚‚ƒ Δｐ ²³ˆß； ³Ÿ -3- ４６ Å Æ Ç È  Ｂ ，ｔ ｉｎｄ  Δｐ  。  Δｐ≤１ ５ ＭＰａ ，       ，     。  Ｃ ，  Ｇ１    ２ ＭＰａ É  ‡ ‡ Ë ２４ Ì Ê ™，‚”
¦ ０ ９８０、１． ０００ ¯ １． ０００。 § ，ª¡«¬Ÿ§¨©ª¢ §  — ５ §«：（１） ¬‹ ®¯°，  °¤ １ ３ ＭＰａ ，  ”。 ＮａＣｌ 
 ０ ５％ ， ３ － １   Ｇ１ 
±  ±¤ Ｇ２ ˜  Ｇ３ ；  ¤ １ ３１ ＭＰａ ，  Ｇ１   ７１ ｍｉｎ，    ３ － １   １１０ ｍｉｎ； ３ － ３ ，  １ ５ ＭＰａ ， 
±  ０ ５ ＭＰａ    １８１ ｍｉｎ； ３ － ２ ，  １ ０ ＭＰａ ，   °¤ Ｇ２ ， ¤ Ｇ３ ；  °¤ １ ２ ＭＰａ ，  Ｇ３ 
± ­  ­ １５３ ｍｉｎ，  ２８ ｍｉｎ， ３ － １    ３ － ２   ­ ４３ ｍｉｎ； ３ － ４ ，  ２ ０ ＭＰａ ，  € ８ ｍｉｎ， ‚ƒ ３ －１   ­ １７３ ｍｉｎ，ƒ ３ － ２   ­ ６３ ｍｉｎ，ƒ ３ － ３   ­ ２０ ｍｉｎ。 ±¤ Ｇ２ ， ¤ １ ２ ＭＰａ，  ¤ Ｇ３ 。 ²²
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，Œ†ŒŽ‘，¡¢ œ„ ’“” ΔＶ（ ｐ  ¨©ª¡«¬Ÿ¢ Ｇ２ 、Ｇ３ ，¥ ¯  ， »£ ｅｘｐ － ｐ ｅｑ ） ＋ ＲＴｘ ｉ ｌｎ（ ｆ ｅｑ ／ ｆ ｅｘｐ ） － Ｓ（ Ｔ ｅｑ － Ｔ ｅｘｐ ） ， Ÿ：Ｖ Ｌ 、Ｖ Ｈ ———、¾½»，ｃｍ ／ ｍｏｌ； 。 £  •–—，— ５ ˜™。 š¤¥¦›œ­  Δｐ § ［１５］  Ｖ Ｈ （ ｐ ｅｘｐ － ｐ ｅｑ ） － Ｓ（ Ｔ ｅｑ － Ｔ ｅｘｐ ） ＝   wx(q Ｃｈｒｉｓｔｉａｎｓｅｎ ¯ Ｓｌｏａｎ ｅｑ ｅｘｐ ｅｑ ｅｘｐ ΔＧ ＝ Ｖ Ｌ （ ｐ － ｐ ） ＋ ＲＴｘ ｉ ｌｎ（ ｆ ／ ｆ ） ＋  †—“™š ­ ［１３］ €。  Ｍｏｕｄｒａｔｋｏｖｓｋｉ Ｉ Ｌ ˜‚›  ｆｏｒｃｅ ｆｏｒ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｇａｓ ｍｉｘｔｕｒｅｓ Ｇｉｂｂｓ ÿŸ［１２］ 
，˜  Ｖａｒｉａｔｉｏｎｓ ｏｆ ｉｎｄｕｃｔｉｏｎ ｔｉｍｅ ｗｉｔｈ ｄｒｉｖｉｎｇ ， ¼¤½¾½¾¿ ¶。 À™、 Á¶¨    &3%  ’“ Œ ”
•–。  Ｂ ， ２ － ４  ［１４］ (3% (3" -:;< rsNOPSDEtYFGHu^UVWXmn Ｆｉｇ． ５  ‡†ˆ‰Š ‡ ‹，Œ Ž€‘†。 ƒ !"# !## $"% &%% '"# (%% "% % ｔｉｎｄ ž”Ÿ。  Ｇ１ 、 ¢•–— ５ ˜ £， ®¤ -4- ３ ΔＶ———§¾½»，ｃｍ ／ ｍｏｌ； ｐ ｅｑ 、ｐ ｅｘｐ ———、Á，ＭＰａ； ３ ｆ ｅｑ 、ｆ ｅｘｐ ———、™，ＭＰａ； Ｔ ｅｑ 、Ｔ ｅｘｐ ———、À™，℃ ； ｘ ｉ ———ｉ Ä
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１ ï Ýðñ，Ñ：ˆ³ †‡ ４７ ¸©ª«¬‘ 。 ：  ［１６］  。  （４） ž Ｇｉｂｂｓ ‰ ؙ †‡® ¦šÃ。 ›šÃ ：   ，  ６ 
 － ­； — ¤‡ˆ ，  Ｇｉｂｂｓ ‰ 。   。  ­ €， ‚ ­¦Æœ  ，  †‡ˆ ，Ｇｉｂｂｓ ‰  ，  †‡Š‹， Œ Ž‘‰  ’Œ“， ”•–—˜ ƒ„ “Œ
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›。 ’，œ ＜  ，ž­Ÿ，¡ œ ¡—˜¢£Š‹Ÿ。 ¤‡  ¥Š‹， –” ¥­ ¦，§¨©ª«¬， ６ 
 。 ¤‡® － „ †   ’Œ†“； –， Ĥ‡ˆŠÅ，  ­€¯‚°˜ž。       ： ［１］ ［２］ ［３］    ­   Œ   €‚ƒ„ Ž‘
  †‡ˆ ‹’  ‰Š‹ “ ６ Ｆｉｇ． ６ ３  Ｍｅｃｈａｎｉｓｍ ｏｆ ｅｆｆｅｃｔｓ ｏｆ ｄｒｉｖｉｎｇ ｆｏｒｃｅ ｏｎ ｈｙｄｒａｔｅ ‚ƒ ÐՖ， §¦¨， ． Ö·¡×Ø［ Ｍ］ ． ‚ƒ„， €
， ２００８． †‡， ˆÉ¶， Ñ． ©ª«¬Û ©ÄÜ［ Ｊ］ ． ¦Ò“‰Ö·， ２００５， １６（２） ： ２５５ － ２６０． Ý·Š， ‹Þ‡， ŒŽ‘， Ñ． ŸªÙ’« Ì͖ß［ Ｊ］ ． ŸÏŸ·Ô， ２０１３， １３（４） ： ７１５ － ７１９． à á， †‡， «’’． ›âÙã Í［ Ｊ］ ． ¦ÒÙÏ， ２０１３（３８） ： ３８ － ４１． †‡Ì ［８］ è Ÿ［ Ｊ］ ． ˜™ÙÏ， ２０１３， ４２（５） ： ４７９ － ４８２． é， š， Лœ， Ñ． êëìí›âÙã ‚ƒÌÍ［ Ｊ］ ． ¬ ¡ž， ２０１２， ３０（１） ： １３ － １７． Ÿ – ¡． ¢ £  ˜ ™ ®  ¯ １９９９， １５（２） ： ２４ － ２５． ’ « ［ Ｊ］ ．  î ì í ¤ ¯， ［１０］ ° ［１１］ ＭＥＮＴＯＮ Ｐ Ｄ， ＰＡＲＲＩＳＨ Ｗ Ｒ， ＳＬＯＡＮ Ｅ Ｄ． Ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｉｎｈｉｂｉ ［１２］ †‡· ，³‚ƒ„ †‡Š‹， ¥， ˆ¦§． ¨©ª˜™®«¬¡®±² ³‚ƒÌÍ［ Ｊ］ ． ìíϟ， ２０００， １８（３） ： ５９ － ６１． ｔｏｒｓ ｏｎ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ［ Ｊ］ ． Ｉｎｄ Ｅｎｇ Ｃｈｅｍ Ｐｒｏｃ Ｄｅｓ Ｄｅｖ， ž»，ž›†š¼‡，ˆ‰Š® †‡ ©ª« ¬‹ƒ½„‡。 ‚º½„²Œ １． ０００，Ž¾ˆ‰‹ƒ½„‡ ‘’“—˜©ª«¬ †‡²·½„。 （３） ³´ 、³ †‡µ¶ ， ˆ³ º”©ª«¬ˆ³。 ¿À， †‡®Á ² ８５％ •©ª«¬–‹， Á ＤＨＯＬＡＢＨＡＩ Ｐ Ｄ， ＥＮＧＬＥＺＯＳ Ｐ， ＫＡＬＯＧＥＲＡＫＩＳ Ｎ， ｅｔ ａｌ． Ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ ｆｏｒ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｉｎ ａｑｕｅｏｕｓ ｍｉｘｅｄｅｌｅｃｔｒｏｌｙｔｅ ｓｏｌｕｔｉｏｎｓ ［ Ｊ］ ． Ｃａｎ Ｊ Ｃｈｅｍ Ｅｎｇ， １９９１， ６９： ８００ － ８０５． †‡µ¶ ［１３］ ¸©ª«¬§¨。 （２） ¹­ˆ³º†‡·‚ƒ ０ ９８０、１． ０００ ÌÍ［ Ｊ］ ． Ó‹··Ô， ２００４， ３８（１） ： ８５ － ８８． １９８１， ２０： ３９９ － ４０１．  、„‚ˆ³ Ð， ¥
， ¥， Ñ． ¦Ò†‡·šÃ äåæ， Г”， •–—， Ñ． ＣＨ４ － ＣＯ２ ç （１） ‚‚ƒ„ƒ±² ０． ５％ ³ ´ ： ÎÃϋ·， ２０１０： １ － ４． †‡Ë¤ÌÍ［ Ｄ］ ．  ［７］ ［９］ ｃｒｙｓｔａｌｌｉｚａｔｉｏｎ ｆｏｒ ｇａｓ ｍｉｘｔｕｒｅｓ  ［４］ ［６］  ÈÉÊ． „ ­： Ù·ÏÚ ［５］   ¥，§¨©ª«¬。 žŸ， ¡¢ †‡®¸Ÿ£Ç•– ，” †‡  ¥­。  ‡ „ ＭＯＵＤＲＡＴＫＯＶＳＫＩ Ｉ Ｌ， ＳＡＮＣＨＥＺ Ａ Ａ， ＲＡＴＣＬＩＦＦＥ Ｃ Ｉ， ｅｔ ａｌ． Ｎｕｃｌｅａｔｉｏｎ ａｎｄ ｇｒｏｗｔｈ ｏｆ ｈｙｄｒａｔｅｓ ｏｎ ｉｃｅ ｓｕｒｆａｃｅｓ： ｎｅｗ ｉｎ ｓｉｇｈｔｓ ｆｒｏｍ １２９ Ｘｅ ＮＭＲ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔｓ ｗｉｔｈ ｈｙｐｅｒｐｏｌａｒｉｚｅｄ ｘｅｎｏｎ ［ Ｊ］ ． Ｊ Ｐｈｙｓ Ｃｈｅｍ Ｂ， ２００１， １０５（４９） ： １２３３８ － １２３４７． ［１４］ §¦¨， ÐՖ， ¯¦Š． †‡·Ì̀´［ Ｊ］ ． ［１５］ ＣＨＲＩＳＴＩＡＮＳＥＮ Ｒ Ｌ， ＳＬＯＡＮ Ｅ Ｄ． Ａ ｃｏｍｐａｃｔ ｍｏｄｅｌ ｆｏｒ ｈｙ ˜™·Ô， ２００１， ２２（４） ： ８２ － ８６． ｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ． Ｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓ ｏｆ ｔｈｅ ７４ｔｈ ＧＰＡ Ａｎｎｕａｌ Ｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎ ［ Ｃ］ ／ ／ Ｓａｎ Ａｎｔｏｎｉｏ， ＴＸ， １９９５： １５ － ２１． ［１６］ ² ５５％ •©ª« ¬   † —， Á     ² ７０％ •–。 -5- ＳＬＯＡＮ Ｅ Ｄ， ＫＯＨ Ｃ Ａ． Ｃｌａｔｈｒａｔｅ Ｈｙｄｒａｔｅｓ ｏｆ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓｅｓ ［ Ｍ］ ． ３ｒｄ ｅｄ． Ｎｅｗ Ｙｏｒｋ： Ｔａｙｌｏｒ ＆ Ｆｒａｎｃｉｓ Ｇｒｏｕｐ， ２００８： １４３ － １４６． （  ）  ２４  １  Ｖｏｌ． ２４ Ｎｏ． １          Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ２０１４  １    １，２  ， ２．   ­€‚ƒ„ Ｊａｎ． ２０１４  １，２  ， ２，３   （１．  
，  １５００２２； 
†‡ˆ‰Š‹ŒŽ‘’“”•–，  １５００２２； ３．  —˜，  １５００２２） "： 
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‚ƒ„， †‡ˆ‰Š‹ŒŽ‘ ０ ２５ ｍｏｌ ／ Ｌ ＳＤＳ ’“” !  ，›œžŸ¡ •–—˜™š ¢£¤， ¥ ¦§：žŸ ¨©ª «¬®¯ Ｉ ®°± ＩＩ ®，²³ ４ ０ ～ ７ ０ ＭＰａ ´µ¶·žŸ ¸¹†‡º，†»¼½¾ １３ ７ ℃ ，½¿‡ÀÁ ÃÄ， Å¥ÄÆ。 ；žŸ· #$%：žŸ； ； ； ； ÇÈÉ ｄｏｉ：１０ ３９６９ ／ ｊ． ｉｓｓｎ． ２０９５－ ７２６２ ２０１４ ０１ ００９ &'()*：ＴＤ７１２ +,-*：２０９５－ ７２６２（２０１４）０１－ ００３８－ ０５ +./01：Ａ Ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｐｒｏｐａｎｅ ｏｎ ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ＷＵ Ｑｉａｎｇ１，２ ， ＺＨＡＯ Ｍｅｉｒｏｎｇ１，２ ， ＧＡＯ Ｘｉａ２，３ （１． Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆ Ｓａｆｅｔｙ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｈａｒｂｉｎ １５００２２， Ｃｈｉｎａ； ２． Ｎａｔｉｏｎａｌ Ｃｅｎｔｒａｌ Ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ ｏｆ Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ Ｇａｓ Ｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ Ｐｉｐｅｌｉｎｅ Ｓａｆｅｔｙ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｈａｒｂｉｎ １５００２２， Ｃｈｉｎａ； ３． Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆ Ａｒｃｈｉｔｅｃｔｕｒｅ ＆ Ｃｉｖｉｌ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｈａｒｂｉｎ １５００２２， Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ａｎ ｅｆｆｅｃｔｉｖｅ ｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔ ｉｎ ｔｈｅ ｔｈｅｒｍｏｄｙｎａｍｉｃ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ ｏｆ ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ ｆｏｒ ｔｈｅ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｈｏｌｄｓ ｔｈｅ ｋｅｙ ｆｏｒ ｔｈｅ ｉｎｄｕｓｔｒｉａｌ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｏｆ ｈｙｄｒａｔｅｂａｓｅｄ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ． Ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ ｉｎｔｒｏｄｕｃｅｓ ｔｈｅ ｅｆｆｏｒｔｓ ａｉｍｅｄ ａｔ ｏｂｔａｉｎｉｎｇ ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ ｆｏｒ ｆｏｕｒ ｋｉｎｄｓ ｏｆ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｇａｓ ｍｉｘｔｕｒｅｓ ｕｓｉｎｇ ｔｈｅ ｖｉｓｕａｌ ｈｙｄｒａｔｅ ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ， ｃｏｍｂｉｎｅｄ ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｓｅａｒｃｈ ｍｅｔｈｏｄ ａｎｄ ｔｈｅ ｄｉｒｅｃｔ ｏｂｓｅｒｖａｔｉｏｎ ｍｅｔｈｏｄ， ａｎｄ ａｎａｌｙｚｅｓ ｔｈｅ ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｐｒｏｐａｎｅ ｏｎ ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ． Ｔｈｅ ｒｅｓｕｌｔｓ ｓｈｏｗ ｔｈａｔ ｔｈｅ ａｄｄｉｔｉｏｎ ｏｆ ｐｒｏｐａｎｅ ｐｅｒｍｉｔｓ ｔｈｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｓｔｒｕｃｔｕｒｅ ｔｏ ｂｅ ｃｈａｎｇｅｄ ｆｒｏｍ ｔｙｐｅ Ｉ ｔｏ ｔｙｐｅ ＩＩ； ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ ｏｆ ４． ０ ～ ７． ０ ＭＰａ， ｔｈｅ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｉｓ ａｌ ｌｏｗｅｄ ｔｏ ｒｉｓｅ ｂｙ ａｓ ｍｕｃｈ ａｓ １３． ７ ℃ ； ａｎｄ ａｎ ｉｎｃｒｅａｓｅ ｉｎ ｐｒｏｐａｎｅ ｃｏｎｔｅｎｔ ｐｒｏｄｕｃｅｓ ａ ｂｅｔｔｅｒ ｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔ ｉｎ ｔｈｅ ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｐｒｏｐａｎｅ； ｇａｓ； ｈｙｄｒａｔｅ； ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ； ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｓｔｏｒａｇｅ ａｎｄ ｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ 2345： ２０１３ － １２ － ２９ 6789： Š‹™š†›œž（５１３３４００５，５１１７４２６４，５１２７４２６７，５１１０４０６２） ；ŠŸ¡¢£¤¥¦€¡¢§¨©ª«¬®”•–¯°†› œž（ ＭＲＥ２０１００８） :;<=>?： ± ²（１９５９ － ） ，³，´µ¶·¸¹，º»，¼½，ˆ‰¾¿：ÀÁÂçÄÅ，Ｅｍａｉｌ：ｗｑ０１６０＠ ｓｉｎａ． ｃｏｍ。 -6- =１ < ０ ; ３９ :，„：[\]­€«¬®ŒŽÏÐ          ２１ ，    €‚ƒ„ ［１］  ， 
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†‡ˆ‰Š‹ŒŽ‘’ “ † ” • – 、 — ˜  ™ š 、 › ’ œ ƒ ˜  ［２ － ３］  ，žŸ¡“¢、£¤¥、¦‚§¨©ª ［４ － ５］ Ｆｉｇ． １ «¬®‹ ®‹ŒŽ»¼½¾¿ 
˜ÄÅ。 ­€˜ÀÁÂà ­      。 ¯°±² ³´µ³¶·¸†， ¹º­€«¬  １ ２ '１ DEFGHIJ@AKLMN Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｓｅｔｕｐ ｆｏｒ ｈｉｇｈ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｔｅｓｔ @AOM ŽÚ ＳＤＳ °±ù²， þ ƹˆ‰ 、 Š‹ ½ Ç È É  Ê Ë Ì   † ‡ Í‰Î Ï Ð ‚ ƒ    « ¬ ® Œ Ž  » ‡ 。 Ñ çڂïò “  ” 、“  ” ， ‰ÿƒù ＳＤＳ îïÂ^ƒ˜， ÿÇ~¡ ÒÓÔÕ   Ö ×    Ø Ù Ú Æ ¹ Û Ü Ý “Þ ‰ 、 ＣＰ ／ ＴＨＦ ／ ＴＢＡＢ „  ‹  Ê Ë É ½ Õ “。 ³][\，´™µÝ]¶Â^ƒ˜，Æ¹­ €€‚މ ０ ２５ ｍｏｌ ／ Ｌ ñòóôÉ ＳＤＳ îï ßà á Œ Ž ‘    « ¬ ® Œ Ž ½ ⠘ ã ［ ６ － １１］ 。 åæ ç ［ １２］ 、 è é ê ［ ４］ „ ë ì í  î ï ä çËðñò ó ô É ＳＤＳ õ   ‚ ƒ    ¡ “ ö÷ºøÇÈù ， úûüý ＳＤＳ þÿ ~   ¡“ö÷ºø    ，   þ       ç   Ú ‚ ï  ò  “  ”、 “  ”  ［ １３］  。 } ， ÊËñò ó ô É ´ µ Î ， Ë ð ‚ƒù ÿ ¾ ¿ ­ €     ‹  Œ Ž    ，  û， ú ‚   ‰   Ê Ë É | { ‘ ç，·¸Š‹ ｐ０ ４ ０ ～ ７ ０ ＭＰａ ŒŽ‘¡“« ¬®ŒŽ。 žƒÂ^¹›ºñ １。 筀‚ƒŽ `@?»‚ƒŸ©¼½¾¿；ÀÁ ＳＤＳ；>•Â Ã。 ‚ƒ Ý ： ‚ Ä Ｉ  φ （ ＣＨ４ ） ８５％ 、 φ （ Ｏ２ ） ３％ ，φ（ Ｎ２ ） ７％ 、 φ （ ＣＯ２ ） ５％ ； ‚ Ä ＩＩ  φ （ ＣＨ４ ） ７０％ 、φ（ Ｏ２ ） ３％ 、 φ （ Ｎ２ ） ２２％ 、 φ （ ＣＯ２ ） ５％ ； ‚Ä ＩＩＩ  φ（ ＣＨ４ ） ８５％ 、 φ （ Ｃ３ Ｈ８ ） ５％ 、 φ （ Ｏ２ ） ３％ 、 φ （ Ｎ２ ） ２％ 、φ（ ＣＯ２ ）５％ ；‚Ä ＩＶ  φ（ ＣＨ４ ）７０％ 、φ（ Ｃ３ Ｈ８ ） １０％ 、φ（ Ｏ２ ）３％ 、φ（ Ｎ２ ）１２％ 、φ（ ＣＯ２ ）５％ 。 ­€«¬® Œ Ž ⠘ ã ä ，    ‚  ¾ ¿ù   ž Ÿ
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¡ ¢ £ ¤ ¥， ¦ § ¨， © ª，   « ¬：      ® ¯ ° ± ²， Ｅｍａｉｌ： ｚｈａｎｇｂａｏｙｏｎｇ２００２ ＠ １６３． ｃｏｍ。 - 22 - &２ , ０  １  ，  ，  ［１］  １２３ %$#，Ó：¾¿Ú÷øˆù}|—:-]^  
¤¥ô¦´，§¨ １ Š©。 ｍ ， ‚ƒ„ †‡  。 ２０１２ ， １１４  ３８ ｍ ，­€ ７６ ¾¿ÚäÙìí¡”ÏÆÝû¢£â›´ 、  、  ３  ｍ ， ３ ３      ˆ‰Š‹ŒŽ‘。 ’“”• –—˜™š›œžŸ， ¡¢£¤¥ ¦，§¨©ª«¬®。 —¯，°±²³´©µ¶ ”·¸¹º。 ２００５ ，»¼［２ － ３］ ˜µ½ ¾¿£¤  À´©， ÁÂÃÄÅ´©¹      ［４ － ５］      ºÆÇ，ÂÈÉ´©ÊËÌÍ、Îϑ›œÐ ÑÒÓÔÕ   。 Ｆｉｇ． １ １  Ｐｒｏｃｅｓｓ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ¾¿´©£¤ֿϘ•×´ （ ＣＨ４ 、Ｎ２ 、Ｏ２ Ó） ØÙ¾¿ÚÆÛÜÌÝÊËÞß， à ＣＨ４ á⎔·’ã便åæ， çèéç ֿϘ´©µ¶ê。 Ï뾿Úä ［６］ Ùìíî﾿ÚðëÙñÍäòóôõö ，÷ øˆù¾¿ÚÙñúû˜üýþ， ÿ~÷ øˆù}|{[\ ]^， É_`@?½ ¾¿>ÊË， ~´©£¤>=<ÈÉü 。 ê， ÿ~Ï뾿Ú÷øˆù} |\ é Œ]^>。 ~“‡×´Ö¿Ï¾¿Ú]^ ［７ － ９］ ，Ï×´Þߓ}|¾¿ÚØÙ ûÊË， ‡ˆ}|¾¿Ú÷øˆù； ~ ＮａＣｌ  ［１０ － １４］ 뾿Ú]^é ，ÆǶ¾ë¾¿Ú äÙ Ý û ž ”，  ² ³ û ＮａＣｌ ´þžŸˆ，  ´（ ＡＢ） ，Ï뵶·¸，ÏÆÝû¹Ÿ，´ Ïë´±Á¾´±Øٓº» （ ｂ１ ） 。 Ïë ÛÜ+，¾¿Ú ´ º，“º»¾ì¿ÀÁÂÃÄ，‡ˆÃÄÅÆÇ （ ｂ２ ） ，“º»ÃÄ;ÈÉÇÊˇ ˆ（ ｃ） ，ÉǾ¿ÚÙñ+。 ¾¿Ú （ ＣＤ） ，Ïë·¸Ì̈́，Ýû¹Ÿ，¡ ¾¿Ú äòæÎ。 ¾¿Ú÷øˆù½é²þâÏÐë Ѿ¿ÚƊÒˆù， ¾¿ÚØÙìí˜ü ýþ。 ÓÔ-ŠœžÝû － ˆùÕ֘ÏÆ ·“， è ÙÚ-]^‚Œ—:Œ¾Û“‡ë­¾¿ ［１５ － １８］ ，äÙ¾¿Ú Ú÷øˆù，Û¹ºÁÄÅÂ-ÆÇÈÉ Œ Œ¾¿Ú÷øˆù；~“‡Ý -ÜþÝ、þ”+´ÞŽßÍæ*âàÓá+，⛠¾ìžÝ-~æ ［１９ － ２３］ ú û²€Ïë‚ÏÆ;¿ÚÆ‚œÞ， ̜ æ* ²ˆ，ëÝûƒ”， ÏÆ;¿ÚƂœÞƒ ２ úûƒ;；Ýû„; ¼äòõö Ýûž¤Ûײöˆùؤ÷øˆù。 »˜ ûÊË­¾¿Ú]^é ;， ¼Ùñìí （ ＢＣ） ， Ýû½` ， ø
¾¿Úð끽， ‚²íœ ¾¿ÚäÙ， ª«¬®˜¯°ë´± （ ａ） ， ²³Ï “ †;‡ ” ˆ， ˆ À†Þ͹޴ž½ 。  Ï뾿ÚðñØÙÍäò。 ‰Š‹， Œ³— ， è—:Ê ¾¿úû-ŠÏ” Ë­¾¿Ú÷øˆù}|]^/‘}|—: ×´âÇ，ã)('¾ÉÔ³ÏëÉäåæµ :~¾¿Úäَɲ ùÕǞ’ .“。 ”¯， •–”Ýâ—¾¿-˜™ \ ＮａＣｌ ˜šÏ뾿ÚÙñúû -，›,œžÏë×´、ＮａＣｌ ´þ›/Ÿú û Δｐ ~÷øˆù}|›/Õ{[。 ç。  ˜， Ｇ１ ： φ （ ＣＨ４ ） ＝ ８５％ ， φ （ ＣＯ２ ） ＝ ５％ ， φ（ Ｃ３ Ｈ８ ） ＝ ５％ 、 φ （ Ｎ２ ） ＝ ２％ 、 φ （ Ｏ２ ） ＝ ３％ ； Ｇ２ ： φ（ ＣＨ４ ） ＝ ７０％ 、φ （ ＣＯ２ ） ＝ ５％ 、 φ （ Ｃ３ Ｈ８ ） ＝ １０％ 、 φ（ Ｎ２ ） ＝ １２％ 、φ （ Ｏ２ ） ＝ ３％ ； Ｇ３ ： φ （ ＣＨ４ ） ＝ ５５％ 、 φ（ ＣＯ２ ） ＝ ５％ 、 φ （ Ｃ３ Ｈ８ ） ＝ １５％ 、 φ （ Ｎ２ ） ＝ ２２％ 、 - 23 - ¾ ¿ À Á  à œ φ（ Ｏ２ ） ＝ ３％ 。  ＮａＣｌ  ９９． ５％ ， 。  Å ２６ Æ Ä !"#  $%& '()*+ '= 。  １ 。 １ œ >"? ,-&  ./0 １２４  Ｔａｂｌｅ １ Ｆａｃｔｏｒｓ ａｎｄ ｌｅｖｅｌｓ ｆｏｒ ｎｕｃｌｅａｔｉｏｎ ｋｉｎｅｔｉｃｓ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅｓ 1'"<; （ ｘ） 1'234 （ Ａ） ｗ（ ＮａＣｌ） （ Ｂ） ／ ％ Δｐ（ Ｃ） ／ ＭＰａ  Ｇ１ ～ Ｇ３ ０． ５ ～ ３． ５ ０． ５ ～ １． ５  １ Ｇ１ ０． ５ ０． ５  ２ Ｇ２ ２． ０ １． ０  ３ Ｇ３ ３． ５ １． ５ 9:; Ｆｉｇ． ２ ， ２  
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 ， ­€‚ƒ„ ， １５０ ｍＬ，
† ２０ ＭＰａ；
‡ ，  „   ˆ‰Š‡‹；†Œ， ­、 ‚€‚、  ƒ„Ž； ‘†Œ，‡‹ ／ †’‡ˆ、 ＣＣＤ ‰ŠŒ、 ‘†ˆ“”Ž。 Ｔａｂｌｅ ２ ２ ２ 5678&  Ｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ ｆｏｒ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｋｉｎｅｔｉｃｓ ３  ３ １  ­Ž˜ ＮａＣｌ  ˆ ™š， “ ­  •–‹—Œ ‘’ƒ€ €›”ˆ•–—˜™†œž” （  ２） ，Ÿš¡™šž”ˆ¢£。 ‚“、 ＮａＣｌ 、›¤† Δｐ œ¡ ¥¦§¨© ¢£，«ƒžª¬„Ÿ§，«¡® ª ¢£¤¥¦Ÿ，Ž˜¨£§–¨©，   Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｓｃｈｅｍｅ ｏｆ ｉｎｄｕｃｔｉｏｎ ｔｉｍｅ ｆｏｒ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｋｉｎｅｔｉｃｓ ¢£  —˜™†œž” ｔ ／ ｍｉｎ ª« Ａ Ｂ Ｃ Ｄ（ ¬） ｐ ／ ＭＰａ １ Ｇ１ θ／ ℃ ０． ５ ０． ５ １ ５． ９０ １２． ００ ３３５ ３． ５ １． ５ ３ ６． ５０ ７． ００ ３１ ２ Ｇ１ ４ Ｇ２ ６ Ｇ２ ２． ０ Ｇ１ ３ ７ Ｇ３ ９ Ｇ３ ２ １． ０ ２． ０ １ ０． ５ ０． ５ ２ ０． ５ ３． ５ ¯，®¯°ŽŽˆ „ ¤ ²¤†œ， ·¸¹“ˆ ¥¦§¨，•–º ２。 ３． ２． １ １６． ００ １４． ００ １３． ５０ １４． ００ １５３ ５３ ３５ ７２ ２８ １６９ ６７ ˆ°¼。 °¾ ｘ（ Ａ，Ｂ，Ｃ） ­ˆ¥¦§¨¦µ›«œ： À»µ¼ ３ Ｋ ＝ ΣＹ ｉｊ ，ｉ ＝ １，２，３， ｘ ｉ ｊ ＝１ ｘ ｉ ｋ ｘｉ ＝ Ｋ ／ ３，ｉ ＝ １，２，３， Áƒ：Ｋ ——— ｘ ­ ｉ ˆ¢¦µ； ｘ ｉ （１） （２） ｋ ｘｉ ——— ｘ ÃÀŽ˜§，«¡À  »±¼³½´°¾µ¶· ５． ８０ １３． ００ ５． ７０  
 １６． ００ ４． ００ １ †œ•–± Ｌ９ （３ ） 。 •–°²ƒ Ｄ ³ ¬³，®´°µ±。 ¶ °²Œ ４ ５． ３５ ５． ００ ３ １． ０ １１． ００ ５． ７０ ２ １． ５ ２． ０ ５． ５０ ３ １． ５ ３． ５ Ｇ３ ８ １． ０ ０． ５ Ｇ２ ５ ３ ２  ¿¸»±¹º €ž””ĈŽÅˆœ½Æ。 - 24 - Œ２ ³ ´µ¶，·：
 Ｋｘｉ  ｉ （ ） ［２４］ ，  ３。 ３ Ｔａｂｌｅ ３  Ｒａｎｇｅ ｃｈａｒｔ ｏｆ ｔｈｒｅｅ ｆａｃｔｏｒｓ ｅｆｆｅｃｔ ｆｏｒ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅｓ ｍｉｎ   Ａ Ｂ － ｔ Ｃ  １  ２ １７３． ００ ３ ５３． ３３ １３８． ６７ ８８． ００ １１９． ００ １９２． ００ ５６． ６７ ９１． ００ ３１． ３３ ˜™，š‰„›œ ３． ５％ ， ™， ‚ ­ ＮａＣｌ ‰„
 Š‹‡ˆ：３． ５％ ＞ ２． ０％ ＞ ０． ５％ ；Œ‚，  Δｐ 
‘žŸ’，  ¡ ，¡™；‚­  
Š‹‡ˆ １． ５ ＭＰａ ＞ １． ０ ＭＰａ ＞ ０． ５ ＭＰａ。 “‰‚­‹，   ： ŒŽ”•¢ ‚£ € ‘ Ｇ２ 、ＮａＣｌ ‰„ ３． ５％ 、 Δｐ１． ５ ＭＰａ。 ¤–‹ —˜‹ 
， ¥¦™ š›。 §œž¨ ©ŽŸ¡ª«， ¬ –Š  ｘ    ，  ｘ 。  ｘ  
。    ， ，  ，
， ３。  １２５ ¸¹ 
¢£Š‹¤œž ®¥¯Œ„°，¦±²‡œ³， †Š § ¨‹。 ３． ２． ２  ¨‹©‰ª«ª« ‘´ — ’µ 。   Ｙ： ９ １ Ｙ ＝ ΣＹ ｉ ＝ １０４． ７８， ９ ｉ ＝１ —      ·¸ ®。 «¯ ¹º ¯»‹ ｆＦ  »‹ ｆ Ｅ ，ｆ Ｆ ＝ ｆ Ｅ ＝ ２。 «¬¨¼  ３ Ｆｉｇ． ３    Ｈｉｓｔｏｇｒａｍ ｏｆ ａｖｅｒａｇｅ ｉｎｄｕｃｔｉｏｎ ｔｉｍｅｓ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ¯¯»‹，   ３  ，   Ａ、 Ｂ、 Ｃ       １１９． ６７、８２． ００、１６０． ６７ ｍｉｎ。   Δｐ     Δｐ  ­€，  ­€ 。 ‚­
ƒ„ †‡ˆ ， — ¶ ｘ ­€    «¬¨ ３ ｊ ＝１   （３） Ｑ ｘ ＝ Σ（ ｋ ｘｊ － Ｙ） ２ ＝ １８ ０２４． ２２，ｘ ＝ １，２，３， （４）              œ¬¨， « ¬¨°±½ ¨± Ｆ ｘ ，Ｆ ｘ   ¾¿¦ ｘ  
Š‹ƒ„， ¨± Ｆｘ ¡ ， ｘ 
¡。 ¨± À²¯»‹（２，２）  Ｆ Á，™Â ０． ２０  ０． ２５，à œ Ｆ０． ２０  Ｆ０． ２５ ÄÅ，Æ ：Ｃ（  Δｐ） ＞ Ａ（ €‚ƒ） ＞ Ｂ（ ＮａＣｌ ‰„ ） 。 †Š‹ŒŽ：‡†， €‘ Ｇ１  Ｇ３   ４ ¶。  Ａ、Ｂ、Ｃ ¨± ３． ０２、１． ４６、 ５． ２６， Ｃ ‰ Ｆ０． ２０ ÄÅ， Ａ ‰ÄÅ ” ＮａＣｌ ‰„•Ž，–— ，¬ Ｃ 。 ˆ‰ Ｇ２ ，‚­€‘ 
Š‹‡ˆ Ｇ２ ＞ Ｇ３ ＞ Ｇ１ ； Œ’， “ Ｔａｂｌｅ ４ ４   Ｆ０． ２５ ， Ａ、Ｃ（ €‚ƒ、 Δｐ）  
°±‰ Ｂ（ＮａＣｌ ‰„） Ç  Ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ ｆａｃｔｏｒｓ ｆｏｒ ｎｕｃｌｅａｔｉｏｎ ｋｉｎｅｔｉｃｓ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅｓ ÄÅ Ｆ ａ
（ ｘ）  ¬¨ ¯»‹ ¬¨ ¨± Ｆ €‘（ Ａ） １１９． ６７ ２２ ７４６． ８９ ２ １１ ３７３． ４４ ３． ０２ ｗ（ ＮａＣｌ） （ Ｂ） ８２． ００ １０ ９９６． ２２ ２ ５ ４９８． １１ １． ４６ Ｆ０． ２０ （２． ２） ＝ ４ œ Δｐ（ Ｃ） １６０． ６７ ３９ ５７４． ８９ ２ １９ ７８７． ４４ ５． ２６ Ｆ０． ２５ （２． ２） ＝ ３  ７ ５２３． ５６ ２ ３ ７６１． ７８ «（ Ｄ） - 25 - ’ †È １２６ Ô ３． ２． ３ Õ Ö × ，  Δｐ  。  ，   ，，  
。  ，  ­， €  ‚
，ƒ„ †。 ‡ˆ ƒ ­‰ € － ‚ ƒ„Š Ｇｉｂｂｓ ［６］ ‹€‰Œ ： ΔＧ ＝ Ｖ Ｌ （ ｐ ｅｘｐ － ｐ ｅｑ ） ＋ ＲＴ Σｘ ｉ １ｎ Ｖ Ｈ （ ｐ ｅｘｐ － ｐ ｅｑ ） ， ｆ ｉ，ｅｑ ＋ ｆ ｉ，ｅｘｐ Ø • µ µ ÉÊ Ë§¨， ±©¦ÌÆ ­©€ １２ ４ À  ５ ６ ， ¸´， ½¾²‚ ¶¸Ⅱ， ƒÊ‰¸ ［２７］ ÍÎÌ¿À （ „ À  ＨＳ ⅡÀ ） ， ½©³´µ ·¸ ４ ‡。 «¿¬¬ Ｇ３ ¨¥
¤ •， ¨¸ ¤™，Ž¹Ì¿ ¬º。 À »†¼™ª ´，›œ™ 。 «¿¬‡ˆ ‡—
ˆ½‰。 ® ( ) Ú ２６ Û Ù （５）   ：Ｖ Ｌ 、Ｖ Ｈ ———†‡ŽŽˆ； ｐ ｅｘｐ 、ｐ ｅｑ ———†‡Ž； ｆ ｉ，ｅｘｐ 、ｆ ｉ，ｅｑ ——— †     Ž  
Š； ‰   ｘ ｉ ———‘ ｉ（ ’“） ” „Š。  Δｐ ，ƒ„Š Ｇｉｂｂｓ ‹€‰‹ Œ
•，–‡ˆ—ƒ。 Δｐ  „˜™ Ž‘’， 。 ƒ”š，›œ™  ４ Ｆｉｇ． ４ Ⅱ ５ ６  １２ Ｔｗｏ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｃｏｎｎｅｃｔｉｏｎｓ ｏｆ ５ １２ ６ ４ ｃａｖｉｔｉｅｓ ｏｆ ｔｙｐｅ ＩＩ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅｓ ¹，±ŽÍÎÌ¿£¤Ÿ¡Ð¿À½。 Ñ ‘žŸ¡ • ‘’§¨， ©™š ［２５］ ［６］ ¦ Ｃｈｅｎ － Ｇｕｏ ª´µž¶ ，  · Ž， Ž Ÿ’¸， €¦¡¹º• ¦， ¢ ž，• •£€»，£¼，§•£½¾ œ‰¸§¿ˆ•£。 €¦‡ˆ ªⅡ， À ， ¥ ½žÁƸ ¨¤—¸ ５ ６ １２ ［３１ － ３３］ 。 Ｎｓｌｕｎｄ  ®©·™ Á¨¸ ª ， Ÿ  ¹ Ｘ ŽÂ‘’“” Ÿ¡Â£，œÄš‚ Ｎａ Ÿ¡Â•，¾Ï ＋ ŸŠ³À ， „˜™ Š³ ›
。 ÑŽ€¦œ™Š³ ，œž„˜™‡ˆŸÀ œƒ ­ Š³À ¸”š，› 。 £¼，ＮａＣｌ  ƙ，©‡ˆ ª¾Ï¡¹ÆÇ，±·ÂÈ。 ４   （１） ¹É›™£¤ÊӇˆ ‚«¬。 ¯½®°• ©‡ˆ ¦ ‘ ＞ ＮａＣｌ  Ó«¿Ÿ¡£¤ Ÿ¡´
 Δｐ ＞  。 ¬ Ｇ２ 、ＮａＣｌ  À （ Ｃｏｍｐｅｔｉｎｇ Ｓｔｒｕｃｔｕｒｅｓ） Ÿ¡Ⅱ ３． ５％ 、 １． ５ ＭＰａ «¬‡ˆ È ８ Æ §Æ£¤， ⅡÀ ¢Ç １２ ４ （５ ６ ）  ３２ Æ ¸ ¤。 ¬  » － Ž。 «¿¬ Ｇ１ ¨ Â，¨  ®¸®žž， “¨
•， ÀÃÄ， £¼ Ｇ１  ¤Å。 ´ ）  ¸ à ＮａＣｌ ˜，ＮａＣｌ ˜‚˜™‚ Ｃｌ © Æ˜， ，œ”À ［３４］ （ ＸＡＳ）  Ｘ ŽÂ•–—Ž“” （ ＸＲＳ） ， ҌÑ ４ ™ À  ¥
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， Ÿ¼À¨ »， œž¡¹    Š ³ （ ‹ ´  Œ  ª  « ¬   › ®¯°Ž±²³ ［２６ － ３０］ ，œªⅡ。 ４ ， ＮａＣｌ ©    ª  Ê §  ¾ Ï ¡ “ ’¢£¤， ‘¥
‹–—
˜。 €¦    - 26 -  （２）  Δｐ ‘© Õ２ Ö 。 Δｐ  ， ，  
。 （３） ＮａＣｌ   ƒ ，Š ［１７］ ［１８］  Δｐ  ­€， ‚ƒ„ 、ƒ ２０１２， ３６（５） ： １１０ － １１３．  。   †‡ˆ‰ ‹ŒŽ ［１９］ ［２０］ ‘。 ’  “． ２４： ３ － ５． ［２］ ， ， ›． €ŒŽ ． ”•ŒŽƒ¥¦§‹¨［ Ｊ］ ． ”Ÿ¢¡ ’ ， ［２３］ ©， ２０１４， ４２（６） ： ８１ － ８５． ［４］ （４） ： ５９３ － ５９９． ［５］ ¢ ¢ ¤， ２０１４， ４３ ［２４］ “®¯， ­»¼， ¦ ½．  ƒ„¥†‡¾ ‡¿ À ‡  ¿ À  ˆ  ‰ ［ Ｊ ］ ． Ÿ ¡  ¤， ２０１４， ３２ ’¿， ÀÁÂ． µ Å， ２００６： １６５ － １７４． ³¥［ Ｍ］ ． ÃÑ：ÃÄ ¢„ž ¥Œ‹， ¦Ë§， ƪ¢． Ÿ¢Ò¡©［ Ｍ］ ． Ä ¡ ［２７］ ＣＨＲＩＳＴＩＡＮＳＥＮ Ｒ， ＳＬＯＡＮ Ｅ Ｄ． Ｍｅｃｈａｎｉｓｍｓ ａｎｄ ｋｉｎｅｔｉｃｓ ｏｆ ． ²³¥¢¦ 
， ’ ，  ¢， ２０１０： ４１ － ６８． ， ›． ´² ［２８］ ， »， ÈÉ ， ’ª«， ›． ＮａＣｌ － ＳＤＳ ­ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ［ Ｊ］ ． Ａｎｎａｌｓ ｏｆ Ｎｅｗ Ｙｏｒｋ Ａｃａｄｅｍｙ ｏｆ Ｓｃｉ ＨＡＮＳＥＮ Ｓ Ｂ， ＢＥＲＧ Ｒ Ｗ． Ｒａｍａｎ ｓｐｅｃｔｒｏｓｃｏｐｉｃ ｓｔｕｄｉｅｓ ｏｆ ｍｅｔｈａｎｅ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅｓ ［ Ｊ ］ ． Ａｐｐｌｉｅｄ Ｓｐｅｃｔｒｏｓｃｏｐｙ Ｒｅｖｉｅｗｓ， ［２９］ ＨＥＳＴＥＲ Ｋ Ｃ， ＤＵＮＫ Ｒ Ｍ， ＷＡＬＺ Ｐ Ｍ， ｅｔ ａｌ． Ｄｉｒｅｃｔ ｍｅａｓｕｒｅ ｍｅｎｔｓ ｏｆ ｍｕｌｔｉｃｏｍｐｏｎｅｎｔ ｈｙｄｒａｔｅｓ ｏｎ ｔｈｅ ｓｅａｆｌｏｏｒ： ｐａｔｈｗａｙｓ ｔｏ ｇｒｏｗｔｈ［ Ｊ］ ． Ｆｌｕｉｄ Ｐｈａｓｅ Ｅｑｕｉｌｉｂｒｉａ， ２００７， ２６１（１） ： ３９６ － ４０６． ［３０］ ＳＵＭ Ａ Ｋ， ＢＵＲＲＵＳＳ Ｒ Ｃ， ＳＬＯＡＮ Ｅ Ｄ． Ｍｅａｓｕｒｅｍｅｎｔ ｏｆ ｃｌａｔｈ ｒａｔｅ ｈｙｄｒａｔｅｓ ｖｉａ Ｒａｍａｎ ｓｐｅｃｔｒｏｓｃｏｐｙ［ Ｊ］ ． Ｔｈｅ Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｐｈｙｓｉ ｃａｌ Ｃｈｅｍｉｓｔｒｙ Ｂ， １９９７， １０１（３８） ： ７３７１ － ７３７７． Œ Ž        ¢
¶ ［ Ｊ］ ． ”  ¢ ¤， ２０１５， ４０ ［３１］ Ÿ­Ï， ， ›． ＮａＣｌ €ŒŽ·¸ ［３２］ Œ （１０） ： ２４３０ － ２４３６． ’ª«， ，  ， ’ÊË． ‚Ì͊« ＣＯ２ ΋ ¦§‹¨［ Ｊ］ ． µ‹¨， ２０１２， ３１（６） ： １３３８ － １３４６． ２００９， ４４（２） ： １６８ － １７９． ＹＡＮＧ ＭＩＮＧＪＵＮ， ＳＯＮＧ ＹＯＮＧＣＨＥＮ， ＬＩＵ ＹＵ， ｅｔ ａｌ． Ｅｆｆｅｃｔｓ ’ Ç： ¢µ¯„žÅ， ２００８： ６８ － ６９． ｅｎｃｅｓ， １９９４， ７１５（１） ： ２８３ － ３０５． ‹ ＮＡＥＩＪＩ Ｐ， ＭＯＴＴＡＨＥＤＩＮ Ｍ， ＶＡＲＡＭＩＮＩＡＮ Ｆ． Ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ ｏｆ （５） ： ８２１ － ８３０． ［ Ｊ］ ． ”¢¤， ２０１４， ３９（１２） ： ２４２５ － ２４３０． ÐÑ， ® ·¸［ Ｊ］ ． ［３３］ Ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ ａｎｄ ｋｉｎｅｔｉｃｓ ［ Ｊ］ ． Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ ｔｈｅ Ｔａｉｗａｎ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ ｏｆ Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｓ， ２０１３， ４４（４） ： ５１７ － ５３７． Ó¶µ ，† ’“， ” ， ¾•． –—²¿ ¢¢¤， ２０１１， ５１（１） ： ３１ － ３５． ÓÔ  ¦ § ［ Ｊ ］．   Ò  ´   µ， ２００８， ３７ ÖØ， °±， ¥°Ù， ›．  ÓÔÚ Ž À  ‘ ［ Ｊ ］ ． Ÿ ¢ ¡ © Ò µ ˆ， ２０１１， １１ （ ２１ ） ： ５０７５ － ５０７９． ［３４］ ­€‚， ƒ„ Ò． –—‰‰€ Ô， ÀÏ， ­ÕÖ． ‰×´·¸ （２） ： １４９ － １５１． ＫＯＭＡＴＳＵ Ｈ， ＯＴＡ Ｍ， ＳＭＩＴＨ Ｒ Ｌ， ｅｔ ａｌ． Ｒｅｖｉｅｗ ｏｆ ＣＯ ２ ＣＨ４ ｃｌａｔｈｒａｔｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｒｅｐｌａｃｅｍｅｎｔ ｒｅａｃｔｉｏｎ ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ ｓｔｕｄｉｅｓ ， ›． ‡¹ˆ‰‰º»Š‹Œ Ž¼½¦§［ Ｊ］ ． ‘•， ２０１４， ３３（６） ： ８１３ － ８２１． ＭＡＳＬＵＮＤ Ｄ Ｃ， ＥＤＷＡＲＤＳ Ｄ Ｃ， ＷＥＲＮＥＴ Ｐ． Ｘｒａｙ ａｂｓｏｒｐ ｔｉｏｎ ｓｐｅｃｔｒｏｓｃｏｐｙ ｓｔｕｄｙ ｏｆ ｔｈｅ ｈｙｄｒｏｇｅｎ ｂｏｎｄ ｎｅｔｗｏｒｋ ｉｎ ｔｈｅ ｂｕｌｋ ｗａｔｅｒ ｏｆ ａｑｕｅｏｕｓ ｓｏｌｕｔｉｏｎｓ ［ Ｊ ］ ． Ｊ Ｐｈｙｓ Ｃｈｅｍ Ａ， ２００５， １０９ À¦§‹¨［ Ｊ］ ． Á¾Â‹¨， ２０１５， ３（２） ： １３１ － １３８． ［１６］ ｚａｔｉｏｎ ｄｅｓｉｇｎ ｏｆ ｔｈｅ ｓｔｒａｔｏｓｐｈｅｒｉｃ ａｉｒｓｈｉｐ’ ｓ ｐｏｗｅｒ ｓｙｓｔｅｍ ｂａｓｅｄ ｏｎ ［２６］ ｍｅｄｉａ ［ Ｊ］ ． Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｔｈｅｒｍｏｐｈｙｓｉｃｓ， ２０１２， ３３ ［１５］ ＬＩＵ ＪＩＡＮ， ＷＡＮＧ ＱＵＡＮＢＡＯ， ＺＨＡＯ ＨＡＩＴＡＯ， ｅｔ ａｌ． Ｏｐｔｉｍｉ ， ›． ＮａＣｌ ­ŒŽ ｏｆ ｈａｌｏｇｅｎ ｉｏｎｓ ｏｎ ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ ｏｆ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｉｎ ｐｏｒｏｕｓ ［１４］ ƒ„¥½´ ¼ † ‡ ［ Ｊ］ ． Ð  Ÿ ¡ º ¤， ２０１３， ３２ ，± ｒａｔｉｏｎ ａｎｄ Ｐｕｒｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， ２０１４， １２３： １３９ － １４４． ［１３］ ·， ›．  ， ｍｅｔｈａｎｅｅｔｈａｎｅ ｇａｓ ｍｉｘｔｕｒｅｓ ｖｉａ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ［ Ｊ］ ． Ｓｅｐａ ［１２］ Ï， ’  ¦§‹¨［ Ｊ］ ． µ， ２０１５， ４４（１） ： １２７ － １３２． ［１１］ ®µ·， ¶ ， ’ª«， ›． €ŒŽƒ°ˆ §［ Ｄ］ ． ：  ［１０］ ¥¦§［ Ｊ］ ． ´Î， ２０１３， ３２（１１） ： １２３２ － １２３６． ，’ ［７］ ［９］ ¢， ２０１５．  ［ Ｊ］ ． ”¢¤， ２０１５， ４０（６） ： １３９６ － １４０１． ［８］ ¶Ì¦§［ Ｄ］ ． ¬Â： ¬Í¶µ ®‚¯， °±， ­²³， ›． €‚ƒ„ ［２５］ ［ Ｊ］ ． ”¢¤， ２０１３， ３８（８） ： １３９２ － １３９６． ［６］ ¦®ª． ＴＨＦ Ä ＴＢＡＢ €”«·¸³¥ （１３） ： ２３ － ２７． ， ’ª«， ›． €ŒŽ¬ƒ  ¢   ¦ § ［ Ｊ ］．  ® • ¯ ©·¸¦§ ［ Ｊ］ ． ¢¤：µ， ２００５， ２１ ｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ＳＣＩＥＮＣＥ Ａ， ２０１３， １４（１） ： ３８ － ４６． （４） ： ３２９ － ３３２．  ¢¢¤， ２００９， ３５（３） ： ４７ － ５０ ｔｈｅ ｍｅｔｈｏｄｏｌｏｇｙ ｏｆ ｏｒｔｈｏｇｏｎａｌ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ ［ Ｊ］ ． Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｚｈｅ       ［ Ｊ ］ ． œ ž “ Ÿ ¡ ¢ £ ¢ ¤， ２０１３， ２３ ［３］ Ê £¤­， ¥Œ‹， ¦Ë§， ›． ½ƒ  － ¨ （６） ： ２０２ － ２０６． ［２２］ ， ’ ［ Ｊ］ ． ¢¶µ  Ð « ¸ ¹  ‹ ” • Œ Ž – — ˜ ‘ ［ Ｊ］ ． ™ š， ２００９，  Æ·， ŸÇÈ， ”‚¡， ›． É€ －  （６） ： ７５ － ７９． ［２１］ ： ［１］ １２７ ’ª«，›：ŒŽ³¥¦§ （２７） ： ５９９５ － ６００２． ؙ， š›´， ­œÄ， ›． ¢Ä¢  ‘¥［ Ｊ］ ． ® ¢¢¤：Å´Ÿ¢ž， - 27 - （   ）  ２６  ２           Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ２０１６  ３    １，２  ， １，２  ， Ｍａｒ． ２０１６ 
 ３ ， Ｖｏｌ． ２６ Ｎｏ． ２ １，２   ­€‚ƒ„ †‡ˆ‰Š‹ŒŽ‘’， “”• １５００２２； ２．  ­€–—˜， “”• １５００２２； ３．  ™š–—˜， “”• １５００２２）     （１．  ! "：  ， 
 ­€ ６００ ｍ‚ƒ„ ，†‡ ˆ‰Š‹ŒŽ‘’“ ‰”•–—，  ˜™š›Ž‘’”•，œž€Ÿ¡¢£¤。 ¥¦§¨： ©ª«¬， Ÿ¡ ¢‹ － ‹®¯°±²³‰ ´µ‰ ¶‰·¸， ¹º¬»¼½¡·¸，¾¿¼¢ ÀÁ，ÂÃÄÅœ»；œ®Æ，‚ƒ Ç¢ÈÉ、ÊËÉÌ®ÍÎÏ Ð©ª«¬ÑÒ£«¬¯°；©«»¢ÓÔÕ²Ö´×´‘´，ÓØÅÙÚ®»。 ； #$%：  ； Ž‘’； £¤ ｄｏｉ：１０． ３９６９ ／ ｊ． ｉｓｓｎ． ２０９５ － ７２６２． ２０１６． ０２． ００１ &'()*：ＴＤ７１２ +,-*：２０９５－ ７２６２（２０１６）０２－ ０１１７－ ０５ +./01：Ａ Ｓｔｕｄｙ ｏｎ ｍｅｃｈａｎｉｃａｌ ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ ｏｆ ｇａｓ ａｎｄ ｈｙｄｒａｔｅ ｂｅａｒｉｎｇ ｃｏａｌ ｕｎｄｅｒ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｃｏｎｆｉｎｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅｓ ＷＵ Ｑｉａｎｇ１，２ ， ＬＩＵ Ｗｅｎｘｉｎ１，２ ， ＧＡＯ Ｘｉａ３ ， ＧＡＯ Ｃｈｅｎｇ１，２ （１． Ｎａｔｉｏｎａｌ Ｃｅｎｔｒａｌ Ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ ｏｆ Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ Ｇａｓ Ｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ Ｐｉｐｅｌｉｎｅ Ｓａｆｅｔｙ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｈａｒｂｉｎ １５００２２， Ｃｈｉｎａ； ２． Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆ Ｓａｆｅｔｙ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｈａｒｂｉｎ １５００２２， Ｃｈｉｎａ； ３． Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆ Ｃｉｖｉｌ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｈａｒｂｉｎ １５００２２， Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ ｉｓ ｄｅｖｏｔｅｄ ｔｏ ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｎｇ ｔｈｅ ｍｅｃｈａｎｉｃａｌ ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ ｏｆ ｇａｓ ａｎｄ ｈｙｄｒａｔｅ ｂｅａｒｉｎｇ ｃｏａｌ ｕｎｄｅｒ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｃｏｎｆｉｎｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅｓ． Ｔｈｅ ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｏｎ ｄｒａｗｓ ｏｎ ａ ｓｅｒｉｅｓ ｏｆ ｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌ ｔｒｉａｘｉａｌ ｃｏｍ ｐｒｅｓｓｉｏｎ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔｓ ｏｎ ｔｈｅ ｇａｓ ａｎｄ ｈｙｄｒａｔｅ ｂｅａｒｉｎｇ ｃｏａｌ ｏｂｔａｉｎｅｄ ｆｒｏｍ － ６００ ｍ ｏｕｔｂｕｒｓｔ ｃｏａｌ ｓｅａｍ ｉｎ Ｔａｏｓｈａｎ ｃｏａｌ ｍｉｎｅ ｏｆ Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｌｏｎｇｍａｙ Ｍｉｎｉｎｇ Ｈｏｌｄｉｎｇｓ Ｒｅｆｃｏ Ｇｒｏｕｐ Ｌｔｄ ｕｓｉｎｇ ｔｈｅ ｓｅｌｆｄｅｖｅｌｏｐｅｄ ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ ａｐｐａｒａｔｕｓ ｆｏｒ ｇａｓｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ａｎｄ ｔｒｉａｘｉａｌ ｃｏｍｐｒｅｓｓｉｏｎ． Ｔｈｅ ｒｅｓｕｌｔｓ ｓｈｏｗ ｔｈａｔ ａｎ ｉｎｃｒｅａｓｅ ｉｎ ｃｏｎｆｉｎｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｒｅｓｕｌｔｓ ｉｎ ａ ｔｅｎｄｅｎｃｙ ｏｆ ｃｏｎｖｅｒｔｉｎｇ ｆｒｏｍ ｓｏｆｔｅｎｉｎｇ ｔｙｐｅ ｔｏ ｓｃｌｅｒｏｔｉｃ ｔｙｐｅ ｉｎ ｔｈｅ ｓｔｒｅｓｓ ｓｔｒａｉｎ ｃｕｒｖｅｓ ｏｆ ｔｗｏ ｋｉｎｄｓ ｏｆ ｃｏａｌ ｓａｍｐｌｅｓ， ａｎｄ ｔｈｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｏｆ ｈｙｄｒａｔｅ ｎｏｔ ｏｎｌｙ ｓｔｒｅｎｇｔｈｅｎｓ ｔｈｉｓ ｔｒｅｎｄ， ｂｕｔ ａｌｓｏ ｅｎｈａｎｃｅｓ ｔｈｅ ｃｏｈｅｓｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｃｏａｌ ｓａｍｐｌｅｓ， ｂｕｔ ｗｉｔｈｏｕｔ ａｎｙ ｅｆｆｅｃｔ ｏｎ ｔｈｅ ｉｎｔｅｒｎａｌ ｆｒｉｃｔｉｏｎ ａｎｇｌｅｓ； ｔｈｅ ｃｏｎｓｔａｎｔ ｇａｓ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｐｒｏｖｉｄｅｓ ａ ｌｉｎｅａｒ ｉｎｃｒｅａｓｅ ｉｎ ｔｈｅ ｃｏｍｐｒｅｓｓｉｖｅ ｓｔｒｅｎｇｔｈ， ｔｈｅ ｐｅａｋ ｓｔｒｅｎｇｔｈ ａｎｄ ｄｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｍｏｄｕｌｕｓ ｏｆ ｔｈｅ ｏｕｔｂｕｒｓｔ ｃｏａｌ ｓａｍｐｌｅｓ ｄｕｅ ｔｏ ａｎ ｉｎｃｒｅａｓｅ ｉｎ ｃｏｎｆｉｎｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅｓ； ａｎｄ ａｎ ｉｎｃｒｅａｓｅ ｉｎ ｃｏｎｆｉｎｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅｓ ｔｅｎｄｓ ｔｏ ｃｈａｎｇｅ ｔｈｅ ｆａｉｌｕｒｅ ｓｕｒｆａｃｅ ｏｆ ｃｏａｌ ｓａｍｐｌｅｓ ｆｒｏｍ ｒａｄｉａｌ ｄｉｒｅｃｔｉｏｎ ｔｏ ａｎ ａｘｉａｌ ｏｎｅ， ｃｏｎｔｒｉｂｕｔｉｎｇ ｔｏ ａ ｇｒａｄｕａｌｌｙ ｌａｒｇｅｒ ｒｕｐｔｕｒｅ ａｎｇｌｅ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ； ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅｂｅａｒｉｎｇ ｃｏａｌ； ｍｅｃｈａｎｉｃａｌ ｂｅｈａｖｉｏｒ； ｔｒｉａｘｉａｌ ｃｏｍｐｒｅｓｓｉｏｎ ｔｅｓｔ 2345： ２０１６ － ０２ － ０１ 6789： †‡›œ‚žŸ¡¢£（５１３３４００５） ；†‡›œ‚ž¢£（５１２７４２６７；５１４０４１０２） :;<=>?： ¤ ¥（１９５９ － ） ，¦，§¨©ª«¬，®¯，°±²³´，„ - 28 - µ¶：­€·–—，Ｅｍａｉｌ：ｗｑ０１６０＠ ｓｉｎａ． ｃｏｍ。 １１８ ０ <  ; : / •    " ２６ ! #
         ­        、   ， 
    、 ­，€‚ƒ„ † ［１ － ２］ 。 ‘’ “”• ‡ˆ  ‰ Š ‹ Œ Ž ［３ － ５］ – —˜™š›œžŸ¡¢ £¤¥，¦§¨©ª«’ “”¬®，¯ “”±²， ³´µ¶·’ ［６］ “”¸¹º»¼。 Ｈｙｏｄｏ ¨ ½¾·Œ¿ÀÁ   '１ DEFGHIJKLMNOPQRSBC °‰’ ª«Ã¸ÄÅÆǬ®， ¯°Èɽ ¾§ÊËÌÍÊÎÏ、 ÐÑÒÊÓÔ Ｆｉｇ． １ ’ Õ֝， §Ý’ ¿×ØÙÚ·，ÛÙÓÔÑ¡ÜÖ ［７］ ÞߧÊ。 àá⨠ãäœ å¾æçåè龪«ÅƬ®， ÈÉêëé ， Õòóôõö ¾ì íîïðñ     Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ ａｐｐａｒａｔｕｓ ｆｏｒ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ａｎｄ ｔｒｉａｘｉａｌ ｃｏｍｐｒｅｓｓｉｏｎ ｏｎ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅｂｅａｒｉｎｇ ｃｏａｌ １ ２ @ATU ã™å¶ª«¬®， š è=;›œž)‰ŸŸ{ ６００ ｍ ¡， ¡¢ êëøù。 úû⨠ü¾ ª«ý±ÅÆÅÆþѬ®， ¬®ÿ~ÅÆ ȌÙ£¤， ¥§Ê，¦“ ¼ ［１２］ ϧ    。 ’  Ò  Ê ˜ å  ６０％ ¨ ©，ª«¬ １７８ ～ ２５０ μｍ ™®¯’°›´ Ç}|{¾[\§Ê、]^§ÊÑ¿_`。 `±² ［８］ ’ ÷ ［９］ @¨ üœ?>’ Þߪ«ÅÆ ¬®，×Â`ø€§Êì ”。 ［１０］ ¨  ¯°„Ñ}|{ü¾ ［１１］ ëêë±²。 ਠ ?>Ñ}|{ü?>ԐßÝ ݒ  Þߪ«ÅÆǬ®， ~³Ãݒ Þß  。  ¯°¡ ì Ì ， Ñ”üݒ êë， Þß ©=í ’ “”ÔÅÆÇ雐
，ÛÙü`¬®¯°，?>Ñ{Ý’ Ýì １  １ １ @ABC ，°¿¶ ９７ ｋＮ，˜å³１００ Ｎ ／ ｓ´ µ¶€，·¸˜´¹ˆº ３０ ｍｉｎ，¿¶
·å¿ ５０ × １００ ｍｍ »¼é¾；¾½å¿¹ ü¶ª«¾†， ÔÊ、¿ÀÜ(üõÀ×Áª «    à  é， ¬ ® · à  ÿ Ä @  è ０． ４８０ Ｎ ／ ｍ，ÃÅÆÇè １４０°， ¬®ªÃ ０． １４ ～ ２４０． ００ ＭＰａ， ¸  È À  ０． ００７ ０ ～ １ ０００． ０００ ０ μｍ。 ¡  É é ¾  ¹ š È Ê Ｖ ｐ  ０． １４５ ３ ｍＬ ／ ｇ；¬®’?ËÌÍή¯’Ï= «å‹，* ９９． ９９％ ÐÀÁ， '&%Ñ~* ÒÓÔӃ。 ¾¾½»¼ ÿ １。 。 Ｔａｂｌｅ １ ÕÖ Ⅰ ¶ݒ ¶ÅƬ®， <;: Ⅱ /•.-†,¬®+=í’ “”Å ÆÇ ¬®ª«， é
 １。  Óƒ’ ’ “” － Ô­€‚， ‚ Œ¿„ †‡ （ ÔÏÍ ） ， ˆ‰ ¸Š´； ‹*ŒŽ‘’， ³ˆ*“ƒ¹Š； ¡ûö”Ñ ３０ ＭＰａ， Æ ５０ ＭＰａ，Æ• –Ê ０． １ ｍｍ，Íʗ ¬®ª«>’ ƒ˜åù ０． ５ ℃ 。 １ ３ V１ ¾×Ö １ －１ @AJWWXYZ Ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ ｏｆ ｔｅｓｔ ｃｏａｌ ｓａｍｐｌｅ  ／ ｍｍ ５０ ｈ ／ ｍｍ ｍ／ ｇ １０１． ０ ２３７． ２ ｐ ｇ ／ ＭＰａ ｐ ｃ ／ ＭＰａ ４ ５ １ －２ ５０ １００． ０ ２３７． ７ ４ ６ ２ －１ ５０ １００． ０ ２３７． ４ ４ ５ １ －３ ２ －２ ２ －３ ５０ ５０ ５０ ９９． ７ １００． ６ ９９． ８ ２３７． ２ ２３７． ６ ２３７． ５ ４ ４ ４ ７ ６ ７ @A[\ ¬®×äØÙ×， ÚÝ’ ÅÆ Ç¬®ÝÅÆǬ®。 æ ［１３］ Û ·Ñ´Åب$（５、６  ７ ＭＰａ） 。 ¶ é¾Ý}|{Ý’ }|{×ܪ - 29 - Õ２ Ö × §，Ø：€š• 。 （１） ，  ０． ５ ＭＰａ ，  ０． １ ＭＰａ  ， 。 （２）  、 １２ ｈ，
  ， 、  ，  ４． ５、 ４． ０ ＭＰａ，   €‚€ƒ„ ４８ ｈ，  †‡ˆ‰Š。 （３） ‹Œ Ž， ‘€， ­­€‚ƒ １５％ ，  „； ’ “†­‡”• ˜™。 †‡   ‹ ，        œ  – ² ³ ‹ ，  ¡   ¸，‹   ¹ º » ´µ¤Ž¦¶‹ · ¿À¾¿    ，  À ³ ´ ¶    £ ¤ ， ­ †‡  Á Á µ   · ¸     ÃÄ Å Æ ，     ¶ ”      ² ³ Ç ， ‚ ƒ     Â Ã Ä È 。 ž ‚ « ¬ ：  ¤ ż«¬ ，   É  ‹  Ê Æ   Ë ¡ Ž§ Ǭ ， ‹¹ º Ì   Í Ž 。 ½ « ¬   ‘ ，ÆÈÉÏ Î® Ï „¦§¾¿  ，   ¾ ¿ ¿   ¼ 。 Ê Ë « ¬ ： ½ « ¬  €¿¾¿  ， Ï § „¦§ÌЀ  ， Æˀ²ºÍ‰‚ 。 «±ƒ， ÑÒΐ‹ ”ž。 †‡ １１９ –— ® ¯ « ¬： °   ¡   ¤ Ž ¦ « ¬， ² º ±  –— （４） €š， ›ˆ，
œ•  †‡ ®»  ¼ ¼   ‚ ½ ¾ 。 ½ « ¬    § 。   ０． ５ ℃ ，­  ４． ０ ＭＰａ，
 œ œ®¢‚ÓÔ，ÅÏ，ÃÕ¼ ２ ２ １  －   ‰Ÿ ４ ＭＰａ， ５、６、７ ＭＰａ Š ¡， － ‹ŒŽ ２ ‘’。  － ¢“£”¤Ž¥¤Ž¦§ ，•“¤Ž¥ １５％ ƒ”Ž¤Ž§ ；–¥—˜¨ Ｅ５０ ©™š 。 Ž ２ ª
›， • †‡ ž«¬  （５、６ ＭＰａ） œ®¯ž‚–， ° ž«±ƒŸ （７ ＭＰａ） ， ¡®¢ ‚£¤，²‹，¤Ž§ ²¥‹。  ， œµ ¹§ ，±֟¹Ï ÑÐ‰Ï  †‡§ ， ³´„¦§， ³´„¶¨·¸©šª 。 ÉÍ×，ÑÀ ³´¥„¦§œØ†‹§，‹ÒÅÆÏ °°Ó±¹§ 。 
ÇŠ«¬¤Ž§ ”ÙÚÛÜ。 µÊ˧ ２ ２  －  Ý °Þ， • ‹®¯« ¬²‹²³‹， ‹· ß  ５％ ⵃÌã¦， ²¼‹ÌÐ ©€ °¼àá¼；
 ５、６ ＭＰａ ƒ‹ ； ７ ＭＰａ ƒ，‹ ６％ ⵃÌã ¦，ªä‹ÑÓ± ¾¿¿， Ó  § ” 。 ５、６ ＭＰａ ƒ －  ± ７ ＭＰａ ƒ，¡ ¢œ®ž‚–，
 »®¯å¢‚–ÓÔ。 °Ž ２、３ ¿À›，²º‹，  － ¢æ°ž‚–¢‚–Ì‚， °           †‡‰ŠÑÃçԁ‚Ä£”。       ２ Ｆｉｇ． ２     ，           －   Ｓｔｒｅｓｓｓｔｒａｉｎ ｃｕｒｖｅｓ ｏｆ ｈｙｄｒａｔｅｂｅａｒｉｎｇ ｃｏａｌ ¬ ƒ ，     ‹  ª    Š « ¬ 。 - 30 - Ｆｉｇ． ３ ３       －  Ｓｔｒｅｓｓｓｔｒａｉｎ ｃｕｒｖｅｓ ｏｆ ｇａｓｂｅａｒｉｎｇ ｃｏａｌ １２０ ２ ３ ¶ · ¹   ２  ３ ，，  ，
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—˜ ™： ２ｃ·ｃｏｓ φ １ ＋ ｓｉｎ φ ＋ σ１ ＝ σ ， １ － ｓｉｎ φ １ － ｓｉｎ φ ３   
： ‹：τ———，ＭＰａ； σ———•–，ＭＰａ；   ６
ƒ¡› › ｑ ｆ ‚。  ‡¡› ´，  µ。 ‰Š‹ŒŽ Ｍｏｈｒ － Ｃｏｕｌｏｍｂ ‘’“”  。 τ ＝ ｃ ＋ σｔａｎ φ， ５      （２） Ｆｉｇ． ６ - 31 - ６      
 Ｄａｍａｇｅ ｄｅｖｉａｔｏｒｉｃ ｓｔｒｅｓｓ ｃｕｒｖｅｓ ｏｆ ｔｗｏ ｓｐｅｃｉｍｅｎｓ ｕｎｄｅｒ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｃｏｎｆｉｎｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅ à２ á ２ ４ » １２１ ˆ，É：Ž‘’Õ«“”•œž   ７ ，  ，，，   。  ５ ＭＰａ ，     ，；  （６、 ７ ＭＰａ） ， ，  ， ， 
。 ，  ˆ˜， Ÿˆ ¡、¢£ˆ¡¤‡¥ˆ ‰
­。 ž  （３） ˆ， ‡  ¦。 §  ，§ ［１］ 
， ­，€  ‚ƒ，„  †。  ［２］ ［３］  ：    ． ¨‘’  ［ Ｍ］ ． ．  ©ª«¬®¯ ： °±， ２００５．
²， ³´． µ¶ ¨ ［ Ｊ］ ． ·¨ 。 ‘ ’Ÿ   « © ª €  ¸¹°³œº， ２００７， ２４（３） ： ２５３ － ２５９． » ˆ， ¼ › ， ½  ． ‘ ’ “ ” • š › Š ¾ ¿ À  ‹ ［４］ » ˆ． ¨‘’“”˜Á ÂÃÄÅ­［ Ｊ］ ． Ɯ® ［５］ » ˆ， €‚ƒ，  €—€Ž‘’“”• ‡ˆ€‰Š‹Œ。 ［６］ ［ Ｊ］ ． œº， ２００５， ３０（３） ： ２８３ － ２８７． ¯， ２０１４， ４２（６） ： ８１ － ８５． „． œž‰Š［ Ｊ］ ． œº， ２０１４， ３９（８） ： １４９２ － １４９６． ＨＹＯＤＯ Ｍ， ＮＡＫＡＴＡ Ｙ， ＹＯＳＨＩＭＯＴＯ Ｎ， ｅｔ ａｌ． Ｂｏｎｄｉｎｇ ｓｔｒｅｎｇｔｈ ｂｙ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍｅｄ ａｍｏｎｇ ｓａｎｄ ｐａｒｔｉｃｌｅｓ［Ｃ］ ／ ／ Ｐｏｗｄｅｒｓ ａｎｄ Ｇｒａｉｎｓ ２００９， Ｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓ ｏｆ ｔｈｅ ６ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ ｏｎ Ｍｉｃｒｏ ｍｅｃｈａｎｉｅｓ ｏｆ Ｇｒａｎｕｌａｒ Ｍｅｄｉａ． Ｇｏｌｄｅｎ： Ａｍｅｒｉｃａｎ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ ｏｆ Ｐｈｙｓｉｃｓ，     ａ ２００９： ７９ － ８２．   ［７］ Ž‘’ ¼ÇÈ， ³， †‡ˆ， É． “”•Ê˕‰¾Œ« œžÃÄ［ Ｊ］ ． µ¶Š‹œœº： ÌÍƜ， ２０１２， ３６（４） ： ９７ － １０１． ［８］ ÎÏÈ， ŒŽˆ， ‘Ð’， É． ц“ÒŽ «ˆ¡Ó‘Á’［ Ｊ］ ． ·¨ ４５６ － ４６１． ［９］   ７ Ｆｉｇ． ７ ３ ｂ   ［１０］   Ž‘’“”• ԓ”， ”•–， ¼—´， É． ˜ÍՓ”•Ê˕œž ÂÃÄ［ Ｊ］ ． ‰•œ， ２０１０， ３１（１０） ： ３０６９ － ３０７４． –—˜， ” Ｆｉｇｕｒｅｓ ｏｆ ｃｏａｌ ｓａｍｐｌｅｓ ｕｎｄｅｒ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ［１１］ ｃｏｎｆｉｎｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅ œž‰ŠÙÂ［ Ｊ］ ． ښœœº， ２０１０， ３３ （１１ ） ： ¼›”， ›œž， Œ¡¢， £ Á’ ， – － –
­ €—‚˜ƒ˜„˜， ™“”•š›„ ［１３］ （１） ¢， É． €Ž“”•Ê˕œ Ó‰Š［ Ｊ］ ． Š‹Ÿ Û， ２０１１， ３８（５） ： ６３７ － ６４０． ¤， ¥Ü¦， É．  ÂÃÄ［ Ｊ］ ． ‰Šœ ３６９４ － ３７０２．  ˜‡†。 （２） ‘’ ™， Ôȇ． ™Öš×Ø‘’€ １２９ － １３３．  ［１２］  ¸¹°³œº， ２０１４， ３１（３） ： Ԟ©，  ª，  ‘’Ÿ‚¥§¨Ýœ °³œº， ２０１５， ３４（ Ｓ２） ： „， É． €Ž‘’“”•– – 
­  ‰ Š ［ Ｊ］ ． Þ ß ½ Æ ®  œ œ º， ２０１５， ２５ （２） ： １３７ － １４２． （ ，œ - 32 -  ）  ２６  ３           Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ２０１６  ５   Ｖｏｌ． ２６ Ｎｏ． ３ Ｍａｙ ２０１６  １，２  ， １，２  ， １，２ （１．  
，  １５００２２； ２．   ­€‚ƒ„  
†‡ˆ‰Š‹Œ，  １５００２２） ! "： 
，   ­€‚，ƒ„ ，†‡ ˆ‰Š‹  ­， ŒŽ‘ € ’“”•–—˜™，š›œžŸŠ‹¡¢£。 ¤¥¦§：¨ １ ＭＰａ ©ª ４ ＭＰａ ，‡ ˆ‰ ’“”•¢«¨ １ ＭＰａ ” １４、１０、１０ ｍｉｎ ¬®ª ４ ＭＰａ ” ４、４、５ ｍｉｎ，¯°¬® ５０． ０％ ～ ７１． ４％ 。 ©±²³´µˆ ¶·， ¸¹º» ˆ ¼½，¾Š Š‹，¿À±
Á¥À§Â。 ÃÄŲ³ˆ ÆÇÈ ÉʸËÌÍΎ。 ； ； #$%： ； ’“”• ｄｏｉ：１０． ３９６９ ／ ｊ． ｉｓｓｎ． ２０９５ － ７２６２． ２０１６． ０３． ００２ &'()*：ＴＤ７１２ +,-*：２０９５－ ７２６２（２０１６）０３－ ０２４０－ ０４ +./01：Ａ Ｋｉｎｅｔｉｃｓ ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｄｒｉｖｉｎｇ ｆｏｒｃｅ ｏｎ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｃｒｙｓｔａｌ ｎｕｃｌｅａｔｉｏｎ ＺＨＡＮＧ Ｂａｏｙｏｎｇ１，２ ， ＹＩＮ Ｂａｉｙｕａｎ１，２ ， ＺＨＯＵ Ｌｉｈｏｎｇ１，２ （１． Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆ Ｓａｆｅｔｙ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｈａｒｂｉｎ １５００２２， Ｃｈｉｎａ； ２． Ｎａｔｉｏｎａｌ Ｃｅｎｔｅｒａｌ Ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ ｏｆ Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ Ｇａｓ Ｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ Ｐｉｐｅｌｉｎｅ Ｓａｆｅｔｙ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｈａｒｂｉｎ １５００２２， Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ ｓｅｅｋｓ ｔｏ ｄｅｌｖｅ ｍｏｒｅ ｄｅｅｐｌｙ ｉｎｔｏ ｔｈｅ ｋｉｎｅｔｉｃｓ ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｄｒｉｖｉｎｇ ｆｏｒｃｅ ｏｎ ｇａｓ ｈｙ ｄｒａｔｅ ｃｒｙｓｔａｌ ｎｕｃｌｅａｔｉｏｎ ｐｒｏｃｅｓｓ． Ｔｈｅ ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ ｉｓ ａｃｃｏｍｐｌｉｓｈｅｄ ｂｙ ｐｅｒｆｏｒｍｉｎｇ ｈｙｄｒａｔｅ ｃｒｙｓｔａｌ ｎｕｃｌｅａｔｉｏｎ ｋｉｎｅｔｉｃｓ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ ｏｎ ｔｈｒｅｅ ｇａｓ ｓａｍｐｌｅｓ ｕｓｉｎｇ ｔｈｅ ｓｅｌｆｍａｄｅ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ ｓｙｓｔｅｍ ｆｏｒ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｇｒｏｗｔｈ ｋｉ ｎｅｔｉｃｓ ａｎｄ ｕｓｉｎｇ ｆｏｕｒ ｄｒｉｖｉｎｇ ｆｏｒｃｅｓ； ａｎｄ ａｎａｌｙｚｉｎｇ ｔｈｅ ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ ｍｅｃｈａｎｉｓｍ ｏｆ ｄｒｉｖｉｎｇ ｆｏｒｃｅ ａｃｃｏｒｄｉｎｇ ｔｏ ｔｈｅ ｌａｗ ｂｅｈｉｎｄ ｔｈｅ ｃｈａｎｇｅ ｉｎ ｔｈｅ ｉｎｄｕｃｔｉｏｎ ｔｉｍｅ ｏｆ ｅａｃｈ ｓｙｓｔｅｍ ｈｙｄｒａｔｅ ｃｒｙｓｔａｌ ｎｕｃｌｅａｔｉｏｎ． Ｔｈｅ ｒｅｓｕｌｔｓ ｓｈｏｗ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｐｒｏｃｅｓｓ ｉｎ ｗｈｉｃｈ ｔｈｅ ｄｒｉｖｉｎｇ ｆｏｒｃｅ ｉｎｃｒｅａｓｅｓ ｆｒｏｍ １ ＭＰａ ｔｏ ４ ＭＰａ ｉｓ ａｃｃｏｍｐａｎｉｅｄ ｂｙ ｔｈｒｅｅ ｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅ ｒｅｄｕｃｔｉｏｎｓ ｆｒｏｍ １４， １０ ａｎｄ １０ ｍｉｎ ｏｎ １ ＭＰａ ｔｏ ４， ４ ａｎｄ ５ ｍｉｎ ｏｎ ４ ＭＰａ， ｉｎ ｔｈｅ ｉｎｄｕｃｔｉｏｎ ｔｉｍｅ ｏｆ ｔｈｒｅｅ ｇａｓ ｓａｍｐｌｅｓ ｃｒｙｓｔａｌ ｎｕｃｌｅａｔｉｏｎ， ｓｕｇｇｅｓｔｉｎｇ ａ ｔｏｔａｌ ｒｅｄｕｃｔｉｏｎ ｏｆ ５０． ０％ — ７１． ４％ ． Ｔｈｅ ｉｎ ｃｒｅａｓｅｄ ｄｒｉｖｉｎｇ ｆｏｒｃｅ ｃｏｎｔｒｉｂｕｔｅｓ ｔｏ ｓｐｅｅｄｉｎｇ ｕｐ ｔｈｅ ｇａｓ ｓｏｌｕｔｉｏｎ， ｉｍｐｒｏｖｉｎｇ ｔｈｅ ｇａｓ ｃｏｎｔｅｎｔ ｉｎ ｌｉｑｕｉｄ ｐｈａｓｅ， ｐｒｏｍｏｔｉｎｇ ｃｒｙｓｔａｌ ｎｕｃｌｅａｔｉｏｎ， ａｎｄ ｐｒｏｄｕｃｉｎｇ ｂｉｇｇｅｒ ｄｒｉｖｉｎｇ ｆｏｒｃｅ ａｎｄ ｔｈｅｒｅｆｏｒｅ ａ ｍｏｒｅ ｓｉｇｎｉｆｉｃａｎｔ ａｃｔｉｏｎ ｅｆｆｅｃｔ． Ｔｈｅ ｒｅｓｅａｒｃｈ ｍａｙ ｐｒｏｖｉｄｅ ａ ｒｅｆｅｒｅｎｃｅ ｂａｓｉｓ ｆｏｒ ｔｈｅ ｐｅｒｆｅｃｔ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｔｅｃｈ ｎｏｌｏｇｙ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ； ｄｒｉｖｉｎｇ ｆｏｒｃｅ； ｃｒｙｓｔａｌ ｎｕｃｌｅａｔｉｏｎ； ｉｎｄｕｃｔｉｏｎ ｔｉｍｅ 2345： ２０１６ － ０３ － １１ 6789： Ž‘’“†”•–—˜（５１３３４００５） ；Ž‘’“†”—˜（５１４０４１０２；５１２７４２６７） :;<=>?： ™š›（１９８２ － ） ，œ，žŸ¡¢£，¤¥¦，§¨，ˆ‰©ª： - 33 - «¬®¯°，Ｅｍａｉｌ：４０８７４６２７０＠ ｑｑ． ｃｏｍ。 "３ ! ０ ~}|，：-î휞 ２４１ üî\]                 （ ＣＨ４ 、 Ｃ２ Ｈ６ 、 ＣＯ２ 、 Ｈ２ Ｓ ）   ［１］   ，     、    
      － １５ ～ １０ ℃   ­€， ‚ƒ„ ［２ － ３］   ­€‚ 、†  。 Š‹Œ， Ž‘’“”•– —˜’™š›œžŸ¡¢£ ＣＨ４ ¤ ¥¦，§¨©ª«¨‹š›œž¬®¯ ＣＨ４ 、 ‡ˆ‰ ［４ － ６］ ，µ °±² ³´ ０ ℃ ¶ ＣＨ４ 、Ｏ２ 、Ｎ２  °±²· °） °ÅÆ， Çȟ¡ ＣＨ４ §É¯ ˜。 œž˜Ê—ËÌ͘—、 Πϗ、ÆÎЗ°Ñ，‚ƒÒ ©、ÒÓÔ、ÕÖ ［７ － ８］ ×؉ ，Ù˜ºÚÛ†ÜÝÚÞß， ［９］ ༧áâã–äåæç 。 èŒ， éêë ‘ìí„ ＣＨ４ †Üîïð” ［１０］ ñò。 óôõ ö÷ ＣＨ４ － ＣＯ２ ø †ÜºÚ，¡ ＣＯ２ „’ùúû ［１１］ üýþ¶ÿ；~}| ñò ＳＤＳ 휞 ［１２］ †Ü{[\]； ^_ ñò” ＮａＣｌ í  ［１３］ üýþ¶ÿ\]； ~_ ïð ”`¯œž ü。 @?ñ œž ò¬®£Û>=<、 ;:¯/ Ê.，í‹-ܺÚÛ,®î \]æç+。 ¸Ý˜* áâã–，ۏ`¯œž¸ñòí，  Ÿ½‚<：ƒ„ Ÿ½'(¼、œž  &%$†‡ƒàˆ‰Š‹。 Œ ¯Š Ñ： Ｇ１ ， φ （ ＣＨ４ ） ＝ ６０． ０％ ， φ （ Ｎ２ ） ＝ ３１． ６％ ， φ（ Ｏ２ ） ＝ ８． ４％ ； Ｇ２ ， φ （ ＣＨ４ ） ＝ ７０． ０％ ， φ （ Ｎ２ ） ＝ ２３． ７％ ， φ（ Ｏ２ ） ＝ ６． ３％ ； Ｇ３ ， φ （ ＣＨ４ ） ＝ ８０． ０％ ， φ（ Ｎ２ ） ＝ １５． ８％ ，φ（ Ｏ２ ） ＝ ４． ２％ 。   ２ ℃ ¶°±² ｐ Ž Ｃｈｅｎ － Ｇｕｏ ‘’  “”“，·¸ ４． ７８、４． ２３、３． ７７ ＭＰａ， Œ¨#@ ïð³´-î Δｐ ¸ １、２、３、４ ＭＰａ  †Ü。 §Û， {¸ １２０ ｒ ／ ｍｉｎ。 ［１５］ ２  ２ １ GHKL  Ｉ － １ ¸•，Ÿ½–— ５． ７７ ＭＰａ，˜™  ２ ℃， { １２０ ｒ ／ ｍｉｎ。 ãÝš １４ ｍｉｎ ¶，ꛜ.ž“¡Ÿõ¡¢，Œ¶  ５． ６５ ＭＰａ， ４． ７９ ℃。  ２ ¸ Ｉ － １  †ÜºÚÛ°、£¶ÿƤ¥。    üºÚÛî–。          １ ｈｉｇｈ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｔｅｓｔ Ý†Ü，  ［１４］ üýþ¶ÿ ¸)， -î œž @ABCDEFGHIJ Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｓｅｔｕｐ ｏｆ ｍｉｎｅ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｆｏｒ  ³´-î '１ Ｆｉｇ． １ Ｏ２ 、Ｎ２   ¸ ２． ５６、１１． １０、１４． ３０ ＭＰａ，¹º»¼Ÿ½¾¿  ¯ ＣＨ４ ÀÁ†°ÃÄ° （   
  １ ¸(¬ñ¼ùœž†Üî Ÿ½Ì。 ̬® »¼ 、 ù ã、£̯ 。 §Ûù ã   １ Ｌ，  ù   { １２０ ｒ ／ ｍｉｎ， 
 ３０ ＭＰａ，– － １０ ～ ５０ ℃ ； £Ì ¸、˝ ，Ÿ¶£Ÿ½ºÚ Ûê、è，­€ ± ０． ０１ ℃ ，     '２ Ｆｉｇ． ２           BCDMNOPFQ、RSTUVWX#Y Ｖａｒｉａｔｉｏｎｓ ｏｆ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ａｎｄ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｗｉｔｈ ｔｉｍｅ ｄｕｒｉｎｇ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｇｒｏｗｔｈ ｐｒｏｃｅｓｓ ü ­€ ± ０． ０１ ＭＰａ。 £¦ ü§‹³¨©`，  {†Ü； 㚠３０ ｍｉｎ ¶， 㫬®¯ó° - 34 - ２４２ ½ ¾ ¿ À Á — „
１ ，   ，   ３ａ，       ５． ５９ ＭＰａ，   Ｔａｂｌｅ １ ４． ６１ ℃ ； ６０ ｍｉｎ ，  ，  ， ３ｂ， ５． ４２ ＭＰａ， „ à ２６ Ä Â  Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｒｅｓｕｌｔｓ ｏｆ ｋｉｎｅｔｉｃｓ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ， Δｐ ／ ＭＰａ ｔ ／ ｍｉｎ ５． ７８ １ １４ ６． ７８ ２ ７ ７． ７８ ３ ５ Ⅰ －４ ８． ７８ ４ ４ Ⅱ －１ ５． ２３ １ １０ ６． ２３ ２ ６ ７． ２３ ３ ４ Ⅱ －４ ８． ２３ ４ ４ Ⅲ －１ ４． ７７ １ １０ ５． ７７ ２ ９ ６． ７７ ３ ６ ７． ７７ ４ ５ ‡ˆ«¬±² ‡ˆŠ¤  ４． ０１ ℃ ； ９０ ｍｉｎ ，  θ０ ／ ℃ °ª ｐ０ ／ ＭＰａ Ⅰ －１ Ⅰ －２ ，， 
， ３ｃ， ５． ２３ ＭＰａ， Ｇ１ Ⅰ －３  ３． ６９ ℃ ；  ２１０ ｍｉｎ ，  ，
，  ­
€‚， ３ｄ，、 ƒ
 ，   
„ ， Ⅱ －２ ２ Ｇ２ Ⅱ －３ ２． ２ ℃ ， ４． ９９ ＭＰａ。 Ⅲ －２ ２ Ｇ３ Ⅲ －３ ２ Ⅲ －４ ａ ３０ ｍｉｎ  ˆ®š¯°±Ž³´， µ¶²³Ÿ£žŸ‰Œ® ¯´，µ¬‰Š®¯´‰Š‹ŒŒŽ ｂ ６０ ｍｉｎ „ ´。  ４ ¶‡ˆŠ¤Ÿ¡¢¤·¸¹。                ｃ ９０ ｍｉｎ ３ Ｆｉｇ． ３ ２ ２ ｄ ２１８ ｍｉｎ  Ｔｙｐｉｃａｌ ｐｈｏｔｏｇｒａｐｈｓ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｇｒｏｗｔｈ   ｐｒｏｃｅｓｓ ｉｎ ｔｅｓｔ Ｉ － １  Ｆｉｇ． ４
­„ † ‰Š‹ŒŽ‰Š ‘
 ’“ Š‹ŒŽ，‰Š‹ŒŒŽ‡‘‘‰”‹•’ ［６］ “”
 ，’“‘–”‹•—–—‰ ˜™˜‰Œ 。 ™‰Œš›œšžŸ–—›， ŒŽ。 ¢ ž‰Š‹ŒŸ¡¢££¤Š¥：¦§，¤¨¥ ‰Š‹ŒŒŽ„          ­€‚ƒ ‡ˆ„†‡ １ ˆ‰。              Ｉ － １       ， œ¡‰Š ［１６ － １７］ ； ¦§©ª«š‰Š‹ŒŒŽ„ ˆ¨¢ ¦©，¤¨¥¦§©ª«š‰Š‹ŒŒŽ„ › ［１７ － １８］ 。¥ž‡ š¬‰Š®¯ˆ¨¢ ４          ­ Ｉｎｄｕｃｔｉｏｎ ｔｉｍｅ ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｓ ｄｕｒｉｎｇ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｎｕｃｌｅａｔｉｏｎ ｆｏｒ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｓｙｓｔｅｍｓ º‡ １ • ４ ¡¢¼ ¬˜»®，¶°ª‰Š‹ŒŸ ­—½¾¿À。 · ¸¹ ４ ＭＰａ 
 ­¥ １ ，°ª Ｇ１ ‰Š‹ŒŸ¡ ¢¥ １４ º» ４ ｍｉｎ， Áº» １０ ｍｉｎ； °ª Ｇ２ ¥ １０ º» ４ ｍｉｎ， Áº» ６ ｍｉｎ； °ª Ｇ３ ¥ １０ º» ５ ｍｉｎ，Áº» ５ ｍｉｎ，Â
­—¬˜Ãœ‚ƒ ‰Š‹Œ，º»‰Š‹ŒŸ¡¢，¼ Ä œ。 ‡ˆ ¼ ­—， ‰Š‹ŒŸ¡¢º»– ５０． ０％ ～ ７１． ４％ 。 - 35 - Þ３ ß ２ ３ ¿ÀÁ，™：µ             、     、        。        ，      ［ １９］ ，    
，       ，           ， ­  
€ ， ‚ „ †     ƒ，   ‡ ，         ˆ   ‰ Š   ‹ Œ      
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 ’  “ ” Δ Ｇ ［ ２０］ ，  ΔＧ ＞ ０ ‹，     ‡•– ‡ • ， — ˜   ；  Δ Ｇ ＝ ０ ‹ ， ［２］ ‡• ™    ‡ • ；  Δ Ｇ ＜ ０ ‹ ，   ‡•    ‡ • ， š ›   ，  Δ Ｇ  – ， ， œ ž Ÿ ¡ ¢   ­ £    ¤ € ‚ ［ ６］ ƒ ， š „ ¥ ¦  †  
 ’  “ ” ΔＧ ‡  ˆ ，       
‰ Š ‹ –， § ¨  Œ‡•‰ Š   ， Ž € „      ［４］ –°， «¬，— ［５］ ［６］ ［７］  ｅｆｆｅｃｔ ｏｎ ｃｏａｌ ｍｉｎｅ ｍｅｔｈａｎｅ ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ ｂａｓｅｄ ｏｎ ｃｌａｔｈｒａｔｅ ｈｙｄｒａｔｅ ¿ÀÁ， ª«¬，
§， ™． ＴＢＡＢ － ＳＤＳ 
® ＣＯ ２  ［ Ｊ］ ． ¹º»¼½µµ¾， ２０１５， ２５（６） ： ¯°±， ²³， ¯ ´， ™． ˜½µÃÄ Å［ Ｊ］ ． ƶÇÈ， ２０１５， ３５（８） ： ５９ － ６２． ＳＬＯＡＮ Ｅ Ｄ， ＫＯＨ Ｃ Ａ． Ｃｌａｔｈｒａｔｅ ｈｙｄｒａｔｅｓ ｏｆ ｎａｔｕｒａｌ ｇａｓｅｓ［ Ｍ］ ． ３ｔｈ ｅｄ． Ｎｅｗ Ｙｏｒｋ： ＣＲＣ Ｐｒｅｓｓ， Ｔａｙｌｏｒ ＆ Ｆｒａｎｃｉｓ Ｇｒｏｕｐ， ２００８． · ¸， ¹ º， É»»， ™． ¼Ê½¾Ë̽µÃ Å£Í［ Ｊ］ ． ¿Œ¼½µ， ２０１５， ２１（６） ： ９５ － １００． ［８］ ¯ÀÁ，  ［９］ ＳＵＮ ＣＨＡＮＧＹＵ， ＬＩ ＷＥＮＺＨＩ， ＹＡＮＧ ＸＩＮ， ｅｔ ａｌ． Ｐｒｏｇｒｅｓｓ ｉｎ Á， Ãħ， ™． ÅÇÆÇ̃žÎÏÐÃÄ Å［ Ｊ］ ． ÈÉÊËÇÈ， ２０１５， ３２（４） ： ７０ － ７６． ｒｅｓｅａｒｃｈ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ［ Ｊ］ ． Ｃｈｉｎｅｓｅ ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｅｎｇｉｎｅｅｒ ｉｎｇ， ２０１１， １９（１） ： １５１ － １６２． ［１０］ ÑÒÓ， ÌÍÄ， ÔÎÏ， ™． ＣＨ４ － ＣＯ２ Õ ［１１］ ¿ÀÁ， · ［ Ｊ］ ． ÊËÇÈ， ２０１３， ４２（５） ： ４７９ － ４８２． ¸． Ð ©ÖÑÒÓ‡•  ［ Ｊ］ ． ¼Ôµ¾， ２０１０， ３５（１） ： ８９ － ９２． ［１２］ · ¸， Ñ·Õ，
［１３］ ¿ §， ™． ＮａＣｌ ¯× ±²‹Œ［Ｊ］． ¼Ôµ¾， ２０１５， ４０（６）： １３９６ － １４０１． ¸， · ¸， ¿ÀÁ， ™． ＮａＣｌ － ＳＤＳ ֐¯×          µ ¢ ¶ ［ Ｊ］ ． ¼ Ô µ ¾， ２０１５， ４０ （１０） ： ２４３０ － ２４３６．  ［１４］ （１）  
š›Ž‘± ²‹Œ，„ ， ， — ˜™š›。 （２）  
， ³œ  ±²‹Œ´ １ ＭＰａ ‹ １４、１０、１０ ｍｉｎ Ž‘ž ４ ＭＰａ ‹ ７１． ４％ 。 ＺＨＡＮＧ ＢＡＯＹＯＮＧ， ＣＨＥＮＧ ＹＵＡＮＰＩＮＧ， ＷＵ ＱＩＡＮＧ． Ｓｐｏｎｇｅ Ä ±²‹ŒŽ‘。 ３ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ［ Ｊ］ ． Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｃｈｉｎａ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｍｉｎｉｎｇ ＆  “” 
š›„，
 ­£ ‘，§¨ ‰ŠŸ¡ ＷＵ ＱＩＡＮＧ， ＨＥ ＸＵＥＱＩＵ． Ｐｒｅｖｅｎｔｉｎｇ ｃｏａｌ ａｎｄ ｇａｓ ｏｕｔｂｕｒｓｔ ｕｓｉｎｇ ６０２ － ６０５． ‘； ’ ©，    
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€ ‚­£  †      „®•¯ 。 §， ™． ¨© ［ Ｊ］ ． ¹º»¼½µµ¾， ２０１４， ２４（１） ： ３８ － ４２． ｍｅｔｈｏｄ［Ｊ］． Ｃｈｉｎｅｓｅ Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｃｈｅｍｉｃａｌ， ２０１１， １９（４）： ６１０ － ６１４．  ，    ‡ •    ‡ •    ‰Š ， ¸， ¤¥¦，
Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， ２００３， １３（１） ： ７ － １０． ［３ ］   ª ·   。  ： ［１］  ２４３  ４、４、５ ｍｉｎ， Ÿ¤Ž‘ ５０． ０％ ～ † ［１５］ ［１６］ ［１７］ ［１８］ （３） ¡  µ ¢¶，£
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 «¬，— ­£ ‘。 ， ׉， Ø¡， ™． Ø Ì ±²‹ŒÙ §Ú［Ｊ］． Û¼µ， ２００５， １６（２）： ２５５ － ２６０． ， ， ． ¼µ½µ［ Ｍ］ ．  ： ǵÈÜÝ， ２００７． ＺＥＴＴＬＥＭＯＹＥＲ Ａ Ｃ． Ｎｕｃｌｅａｔｉｏｎ［Ｍ］． Ｎｅｗ Ｙｏｒｋ： Ｄｅｋｋｅｒ， １９６９． ＫＡＳＨＣＨＩＥＶ Ｄ． Ｎｕｃｌｅａｔｉｏｎ： ｂａｓｉｃ ｔｈｅｏｒｙ ｗｉｔｈ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ［ Ｍ］ ． Ｏｘｆｏｒｄ： ＢｕｔｔｅｒｗｏｒｔｈＨｅｉｎｅｍａｎｎ， ２０００． Ｍｕｌｌｉｎ Ｊ Ｗ． Ｃｒｙｓｔａｌｌｉｚａｔｉｏｎ［ Ｍ］ ． ４ｔｈ ｅｄ． Ｏｘｆｏｒｄ： Ｂｕｔｔｅｒｗｏｒｔｈ Ｈｅｉｎｅｍａｎｎ， ２００１． ． É µÙÚ［ Ｊ］ ． ǵÈ ［１９］  ［２０］ ＣＨＲＩＳＴＩＡＮＳＥＮ Ｒ Ｌ， ＳＬＯＡＮ Ｅ Ｄ． Ａ ｃｏｍｐａｃｔ ｍｏｄｅｌ ｆｏｒ ｈｙ ， ２０１１， ９（９） ： ５ － ８． ｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ［ Ｃ］ ／ ／ Ｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓ ｏｆ ｔｈｅ ７４ｔｈ ＧＰＡ Ａｎｎｕａｌ Ｃｏｎ ｖｅｎｔｉｏｎ， Ｓａｎ Ａｎｔｏｎｉｏ， ＴＸ： ＧＰＡ， １９９５： １５ － ２１． ：  
- 36 - （   ）  ２６  ３           Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ２０１６  ５   １，２  ， Ｖｏｌ． ２６ Ｎｏ． ３ Ｍａｙ ２０１６  １，２  ， ３ ， １，２ （１． 
，  １５００２２； ２．  ­€‚ƒ„ †
 ‡ˆ‰Š‹ŒŽ，  １５００２２； ３．  ‘’，  １５００２２）    ! "： 
，   ­€‚ ƒ，„ ＴＢＡＢ、ＴＨＦ † ＣＰ ‡ˆ‰Š‹ ŒŽ‘’，“ Ｃｈｅｎ － Ｇｕｏ ”•– —˜™­€’š。 “›œ：‡ˆ žŸ¡¢ £¤，ＴＨＦ、ＴＢＡＢ † ＣＰ ž¥¦§ ３６． ５、１４． ９、５． １ ＭＰａ，¨©¥¦§ ３８． ８、１７． ２、６． ５ ＭＰａ， ª
«›¬©®¯ °± ＴＨＦ、ＴＢＡＢ、ＣＰ。 #$%： ²³； ；  ； ´µ  ｄｏｉ：１０． ３９６９ ／ ｊ． ｉｓｓｎ． ２０９５ － ７２６２． ２０１６． ０３． ００１ &'()*：ＴＤ７１２ +,-*：２０９５－ ７２６２（２０１６）０３－ ０２３５－ ０５ +./01：Ａ Ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｔｈｅｒｍｏｄｙｎａｍｉｃｓ ｐｒｏｍｏｔｅｒｓ ｏｎ ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ ｏｆ ｍｉｎｅ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ＷＵ Ｑｉａｎｇ１，２ ， ＺＨＡＮＧ Ｊｉａｈａｏ１，２ ， ＧＡＯ Ｘｉａ３ ， ＬＩＵ Ｃｈｕａｎｈａｉ１，２ （１． Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆ Ｓａｆｅｔｙ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｈａｒｂｉｎ １５００２２， Ｃｈｉｎａ； ２． Ｎａｔｉｏｎａｌ Ｃｅｎｔｅｒａｌ Ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ ｏｆ Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ Ｇａｓ Ｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ Ｐｉｐｅｌｉｎｅ Ｓａｆｅｔｙ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｈａｒｂｉｎ １５００２２， Ｃｈｉｎａ； ３． Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆ Ｃｉｖｉｌ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｈａｒｂｉｎ １５００２２， Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ ｉｓ ａｎ ｅｆｆｏｒｔ ｔｏ ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｅ ｔｈｅ ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ ｏｆ ｔｈｅｒｍｏｄｙｎａｍｉｃｓ ｐｒｏｍｏｔｅｒｓ ｏｎ ｔｈｅ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ． Ｔｈｅ ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｏｎ ｉｓ ｐｅｒｆｏｒｍｅｄ ｂｙ ｏｂｔａｉｎｉｎｇ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ ｐａ ｒａｍｅｔｅｒｓ ｉｎ ｔｈｒｅｅ ｋｉｎｄｓ ｏｆ ｐｒｏｍｏｔｉｏｎ ｓｙｓｔｅｍ ｕｓｅｄ ｉｎ ＴＨＦ， ＴＢＡＢ ａｎｄ ＣＰ ｕｓｉｎｇ ａ ｔｒａｎｓｐａｒｅｎｔ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ ｄｅｖｉｃｅ ｆｏｒ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ； ａｎｄ ａｎａｌｙｚｉｎｇ ｔｈｅ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｄａｔａ ｉｎ ｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎ ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｃａｌｃｕｌａｔｅｄ ｖａｌｕｅｓ ｏｆ ＣｈｅｎＧｕｏ ｍｏｄｅｌ． Ｒｅｓｕｌｔｓ ｓｈｏｗ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｔｈｒｅｅ ｔｈｅｒｍｏｄｙｎａｍｉｃｓ ｐｒｏｍｏｔｅｒｓ ｌｅａｄｓ ｔｏ ａｎ ｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔ ｉｎ ｔｈｅ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ ｏｆ ｈｙｄｒａｔｅ ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ， ｓｕｇｇｅｓｔｉｎｇ ａｎ ａｖｅｒａｇｅ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｒｅｄｕｃｔｉｏｎｓ ｏｆ ３６． ５， １４． ９ ａｎｄ ５． １ ＭＰａ ａｎｄ ｔｈｅ ｍａｘｉｍｕｍ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｄｒｏｐｓ ｏｆ ３８． ８， １７． ２ ａｎｄ ６． ５ ＭＰａ ｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙ ｉｎ ｔｈｅ ｏｆ ＴＨＦ， ＴＢＡＢ ａｎｄ ＣＰ， ａｓ ｏｃｃｕｒｓ ｗｈｅｎ ｔｈｅ ｔｈｒｅｅ ｔｈｅｒｍｏｄｙｎａｍｉｃｓ ｐｒｏｍｏｔｅｒｓ ｈａｖｅ ａｎ ｉｍｐａｃｔ ｏｎ ｔｈｅ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ ｉｎ ａ ｄｅｓｃｅｎｄｉｎｇ ｏｒｄｅｒ ｏｆ ＴＨＦ， ＴＢＡＢ ａｎｄ ＣＰ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｇａｓ ｍｉｘｔｕｒｅ； ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ； ｔｈｅｒｍｏｄｙｎａｍｉｃｓ ｐｒｏｍｏｔｅｒｓ； ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ 2345： ２０１５ － １２ － １４；“”•： ２０１６ － ０３ － １６ 6789： –—˜™‡š›œžŸ（５１３３４００５） ；–—˜™‡šžŸ（５１３３４００５；５１１７４２６４；５１２７４２６７） :;<=>?： ¡ ¢（１９５９ － ） ，£，¤¥¦§¨©，ª«，¬®，¬®¯°±，‰Š²³：
´，Ｅｍａｉｌ：ｗｑ０１６０＠ ｓｉｎａ． ｃｏｍ。 - 37 - ２３６ ) ( ' º œ  Õ Õ % ２６ $ & ꍏ、 ０  、 ê뭀à、 ‚ê ­€à、Ç¿ƒùê„、  †‡ˆ„‹@? ‰„–Ȇ。 ӄꍏ[
Š‹ 。   ， ，，
，   ­€‚ƒ„， †‡ˆ‰Š ‹ŒŽ。 ‘’“， ”•–—˜™
š›œ ［１］ ž—Ÿ¡¢ － １０ ～ ５０ °Ｃ，ŒêŽ‘ ２０ ＭＰａ；  Š ‹ － １５ ～ ９０ ℃ ，’ ± ０． ２ ℃ ；êë­€à“ ’ ± ０． ０１ ＭＰａ； ‚  ê   ­ € à “  ± ０． ０１ ℃ 。 ’ 。 £ ¤ †    ¥ ¦ § ¨ ， © ª      
 «¬ ®      ¯ ° ± ¥ ¦ ² ³ ´ µ š ¶   · 。 ¸¹ º » ¼ ½ ¾ ¿ À Á Â Ã Ä ， Å Æ  Ç ［２］ Ț  、 É Ç Ê † ［３ － ４］ Ë Ì Í  Î Ï ½
［５］     –ÐÑÒ      ¯ ° ± ¥ ¦ ， Ó „ Ô Õ Ö ×»ØÙÆÚÛ 。 Ａｔｓａｄａｗｕｔｈ Ｓｉａｎｇｓａｉ – ［６］          Ü ÇÝÞß à ¸ á â ã    ä † Ã Ä ， å æ ＴＨＦ ［７］ ²Ïç è é     ä † ê ë ； ì í î – š  ïÅÆ ＴＨＦ è«éð¡ñ²ä† °±ê ë ； Ｙａｎｇ – ［８］ Ｆｉｇ． １ » Ø ò  ó Í  „ ＴＨＦ ‹ ＳＤＳ ôõÉö ＣＯ ２ ＋ Ｈ ２ ô¤†²÷ ëՋøëÕÑÒ ， åæ ＴＨＦ ùúË« ûü ¤ † ý þ ÿ ~ ， } ² |    é   ä † ê ë ； Ｍｏｓａｙｙｅｂ Ａｒｊｍａｎｄｉ – ， ]^ ＴＢＡＢ õÉö ^ ；Ｍｏｈａｍｍａｄｉ – ［１０］ Ñҁ ［１１］ ÃÄ@?>¯^ ¥¦âã ＣＰ õÉÇä †    ¯ ° ± ê 돒ŸÇ ； – Ｈｉｇｈ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ ｆｏｒ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｔｅｓｔ  ”•，ＴＢＡＢ –=—˜™ 
ＴＢＡＢ ‹ ＣＰ Î ˜™Ÿ¡’›Ô¼«‘¢£äœ， šïŸž=；ＣＰ –=¤™-¥Ô¼ž=¦äœ，šïŸž=；  ƒ Ｇ１ ： φ （ ＣＨ４ ） ＝ ７０． ０％ 、 φ （ Ｎ２ ） ＝ ２３． ７％ 、 φ（ Ｏ２ ） ＝ ６． ３％ ，,+*§Ç«‘¢£¨ :¿=Æ ０． ６ ｍｏｌ ／ Ｌ，ÃÄÇ©> １。 Ï=ך›„² ＣＯ ２ ， »Øåæ ＣＰ  é ＣＯ ２ ‹ Ｎ ２ ²ä†¯°±¥¦ 。  ，ＴＨＦ、ＴＢＡＢ ‹ ＣＰ ö    ä † Ð « Ñ Ò ， «éä†êë 。 １ Ｔａｂｌｅ １  ÃÄÇ Ⅰ ÑÒ 。 Ｇ１  １ １  ö»Ø¸， ÃÄ/. Ⅱ Ⅲ » ÃÄ， １ 。
  · １５０ ｍＬ  - 38 - :¿= １ －２ ｐ０ ／ ＭＰａ ３． ６ １ －１ ÷ëÕ:¿=ö¯°±² １  ｈｙｄｒａｔｅ ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔｓ ƒ õɄç ¯ ^  Ç È š ²    ， Þ     ×  Ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ ｏｆ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｓｙｓｔｅｍｓ ｆｏｒ ｇａｓ <’“ ，  ¾ š  ; ^ –   ²   : ¿ =  š ’›Ô¼»Øäœ， šïŸž=；ＴＨＦ –=— Ｈ ２ ／ ＣＨ ４ ） ¯°±ÑÒ ， åæ ＴＢＡＢ _`é ［１２］  ÃÄ
. »Ø{Þ »Ø ＴＢＡＢ ö ô   （ ＣＯ ２ ＋  ä † ê ë ；Ｓｕｎ – １ ２ １ ［９］ ＴＢＡＢ 謮䆥¦ ， [\Ï   ＴＨＦ ４． ５ １ －３ ４． ９ ２ －１ ２． ７ ２ －２ ＴＢＡＢ ３． ４ ２ －３ ４． ３ ３ －１ ５． ０ ３ －２ ３ －３ ＣＰ ５． ４ ５． ６ 。 Ö３ š ２ × Ø，¾：¹€º±˜² ２ Ｔａｂｌｅ ２  ２ １  ，    
， 。  ： ，  ， ­€ ‚，ƒ „  †
，ƒ‡„ ˆ‰
Š‹，Œ Ž ­€，‘’ “‚”•–ƒ„ † ， ‡ˆ ２ａ；  ‰Š‹Šˆ‰—Œ， Ž˜™—Œ‘’“ š，ƒ„” •–›œ， ‡ˆ ２ｂ， € žŸ，‘  –—˜„‰，“š ™¡š¢，›œž ，­€Ÿ   ； £¡Š¢，£¤¥ ¦  ‡§， ‡ˆ ２ｃ， ¨„ ©¤ª¥¦ ，‡§«š€¬¦­€， ®¦，  €¬¦’§¨‘，©¯°‡§š，Œ  ｔ， € ｐ， ±€²³–´ªµ‰ š， ‚，  ¶«·¸ ，‡ˆ ２ｄ，¬¦¯ ｔ， ¹°‡§， ºŒ »¼½， •¾–¿， À ｔ、ｐ Á
， ¨Œ  €—。 ¬„®‡¯Ã°± ˜² ³´µ¶›， Ä®·¸  Ãŏ€Ə¾，  Ｃｈｅｎ － Ｇｕｏ ¹€ºÇÈÉʔÃË ¸ ÌÍ€—。 ÃË—†Éʗ º“ ２ ÅÎ。 ２３７ ÙÚ ƒÏ 
 Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｄａｔａ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ ｏｆ ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ ｔ ／ °Ｃ ｐ ／ ＭＰａ ｐ ｃ ／ ＭＰａ ２１． ２ ２． ６ ３７． ８ ２２． ３ ３． ５ ３９． １ １ －３ ２３． １ ３． ７ ４２． ５ ２ －１ １４． ２ ２． ４ １５． ８ １４． ９ ３． １ １７． １ ２ －３ １６． ７ ３． ９ ２１． １ ３ －１ ７． ９ ４． ７ ７． ９ １０． ４ ４． ８ １０． ３ １１． ６ ５． ３ １１． ８  ±˜² １ －１ Ⅰ Ｇ１ Ⅱ Ⅲ １ －２ ２ －２ ３ －２ ＴＨＦ ＴＢＡＢ ＣＰ ３ －３ ２ ２   »‡¯¼¨¹€º±˜² 
¸ ŏ 
µ ¶Ð，ÑÒ － €ÓÔÕÖ，ºˆ ３ ÅÎ。 ¼¨¹€º±˜²     ¾     € —   × ›， ＴＨＦ  Ø Ð †€—½¸ ３６． ５ ＭＰａ，ＴＢＡＢ  １４． ９ ＭＰａ，ＣＰ  ５． １ ＭＰａ， Ù ¸   ³´Ú¼¨±˜² ³´®¿À«Á， ÛÜݻޫ ［１３］ ÂÃÄÅÆßÍàÇ 。 ‡¯È， ƒ ˆ Ž‡Œá´ †“á´，Œá´“á´ÉâÊ“£ Ë，“á´ã®·äå Žã。 ¼¨¹€º± ˜² ＴＨＦ † ＣＰ ˆ    ［１４］ ŽÚæç ，Ì Ø角  ±˜²‡½éê ‡ ［１４］ ˆ‡， ‡ëìŠ£Ë  ， £Ë  ÍíîȊ‹ïÎÉâÊ£ Ë，ðŒˆÏÁÐñ， ±˜²‡òó›， ôÑ ａ ｂ ›Ð，¥Ò‡õäå¯Ð。 ö Ž ±˜²Ó ÷øˆ ， ù¼¨±˜²¸   ‡½úûˆ£ËîȊ‹Ä®üýœÚ «ÆÁ，Å· ƒˆ ÅÄ€›。 Ô ±˜² ＴＢＡＢ ，  ‹È Ａ È þ Ｂ È， ÿՍ½ ‡úû~ˆ”îÈ      ｃ ｄ  ２ ２ － ３  Ｆｉｇ． ２ Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ａｎｄ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｐｒｏｃｅｓｓ ｏｆ ｈｙｄｒａｔｅｓ ｉｎ ２ － ３ ｓｙｓｔｅｍ ＋ １２ ２ —}，ＴＢＡ |{[‡˜™›î （５ ６ þ ５ １２ ６ ３ ） ［１３］ ，›‡˜™î，À҇ ˜™，‘›î¥Ò‡Ä®˜™ÍíîȊ‹ ïÎÉâÊ£Ë， ‚¥Ò ˆ\，] ^œüý， - 39 - ‚¥Ò €。 ２３８ Ä Å Æ Ç  ™ ™   ž ， 
¥¦€‚ š  ƒ „ ， § ­           ａ ３      
 °“ ２． ４ ～ ４． ０ ＭＰａ ， ＴＨＦ   
                    ｂ  （１） ，ＴＨＦ  ＴＢＡＢ     ２２． ２ °Ｃ，ＴＢＡＢ  １５． ３ °Ｃ。 （２ ） ＣＰ    
      ＴＨＦ  ４． ７ ～ ５． ３ ＭＰａ，
 １２ °Ｃ， ＴＨＦ  ＴＢＡＢ   ３． ９ ＭＰａ ，‰         
‘ ‡ ３． ７   ２３． １  １６． ７ °Ｃ， ±“ ＣＰ 。 （３） ＴＨＦ、ＴＢＡＢ  ＣＰ ²³ŒŠ‹¢£
  ‰，‰ œ‡ ３６． ５、１４． ９、５． １ ＭＰａ， ¥¦Œ ´Š‹ ＴＨＦ、ＴＢＡＢ、ＣＰ。   †‰¨ ©‡§ª«¬‚ˆ®¯ 。 ＴＢＡＢ    œ
   ６ ． ５ ＭＰａ。 ˜  ™ ­ € Ÿ ， ＴＨＦ ¡ ¢ £ 
 Ÿ 
    ˜  ™ „ Š ‹ Œ 
’ ¤ ， ＣＰ
­ 。 “ ˜™ ­€¡   É ２６ Ê ¼ １７ ． ２ ＭＰａ，ＣＰ         œ  Ž — ， ＴＨＦ     œ
   ３８ ． ８ ＭＰａ， ＴＢＡＢ     œ
     È      ：     Ｆｉｇ． ３ ３    Ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ ｏｆ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｓｏｌｕｔｉｏｎ ｓｙｓｔｅｍｓ   ，             ，       ，                   。 ２ ，ＴＨＦ  ＴＢＡＢ      
     ： ［１］ ＴＢＡＢ  １５ ． ３ ° Ｃ，  ［２］  ４ ． ７ ～ ５ ． ３ ＭＰａ  ，

‘  １２ ° Ｃ，  ’  “ ＴＨＦ  ＴＢＡＢ  
       ， ”    ’‘“ ＴＨＦ  ＴＢＡＢ    
      ™  。  ３  •  – ，   ‚ ＹＡＮＧ Ｍ Ｊ， ＳＯＮＧ Ｙ Ｃ， ＬＩＵ Ｙ， ｅｔ ａｌ． Ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ ｏｆ ｐｏｒｅ ｓｉｚｅ， ｓａｌｉｎｉ Ｃｈｉｎｅｓｅ Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， ２０１０， １８（２）： ２９２ － ２９６． ［３］ ＳＡＷ Ｖ Ｋ， ＡＨＭＡＤ Ｉ， ＭＡＮＤＡＬ Ａ， ｅｔ ａｌ． Ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒ ｍａｔｉｏｎ ａｎｄ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｉｎ ｓｙｎｔｈｅｔｉｃ ｓｅａｗａｔｅｒ［ Ｊ］ ． Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｎａｔｕ ｒａｌ Ｇａｓ Ｃｈｅｍｉｓｔｒｙ， ２０１２， ２１（６） ： ６２５ － ６３２． ［４］ ， ，  ， ·． ¹Ž¡½¾
¥ ¦［ Ｊ］ ． ¿™¼， ２００９， ６０（６） ： １３６２ － １３６６． ［５］ ， ， ‘， ·． À’ÁÂ
Á  ® ¯ “  ［ Ｊ ］ ．
  ™， ２０１１， ３２ （ ８ ） ： ２２８７ －   ¶， Œ， ， ·． ¸©
‚‡¹º¢£ ｔｙ ａｎｄ ｇａｓ ｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎ ｕｐｏｎ ｔｈｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ ［ Ｊ］． ­€‚  † ‡   ，  ＴＢＡＢ   
  ＴＨＦ ˆ ７ ° Ｃ， ‰Š‹Œ  Ž  ＴＨＦ     ； ＣＰ    
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 „ µ ［ Ｊ］ ． »™¼， ２００９， ３４（３） ： ３６１ － ３６５． ２ ． ４ ～ ４ ． ０ ＭＰａ  ，ＴＨＦ  
            ２２ ． ２ ° Ｃ，  
。  ２２９４， ２３０６． ［６］ Ž—˜ ­€       š “ ›
  ‰    - 40 - ＳＩＡＮＧＳＡＩ Ａ， ＲＡＭＧＳＵＮＶＩＧＩＴ Ｐ， ＫＩＴＩＹＡＮＡＮ Ｂ， ｅｔ ａｌ． Ｉｍ ｐｒｏｖｅ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｒａｔｅ ｕｓｉｎｇ ｔｒｅａｔｅｄ ａｃｔｉｖａｔｅｄ ｃａｒｂｏｎ ａｎｄ ｔｅｔｒａｈｙｄｒｏｆｕｒａｎ ［ Ｊ］ ． Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ ｏｆ Ｊａ ｐａｎ， ２０１４， ４７（４） ： ３５２ － ３５７． •３ – ［７］ ， ：ˆ‰ ［ Ｊ］ ．  ， ２００８， ３３（１２） ： １４１９ － １４２４． ＹＡＮＧ Ｍ Ｊ， ＳＯＮＧ Ｙ Ｃ， ＬＩＵ Ｗ Ｇ， ｅｔ ａｌ． Ｅｆｆｅｃｔｓ ｏｆ ａｄｄｉｔｉｖｅ ｍｉｘ ［１２］ ＭＯＳＡＹＹＥＢ Ａ， ＡＮＴＯＮＩＮ Ｃ， ＢＡＨＭＡＮ Ｔ． Ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ ｄａｔａ ｏｆ ｈｙ ［１３］ ｄｒｏｇｅｎ， ｍｅｔｈａｎｅ， ｎｉｔｒｏｇｅｎ， ｃａｒｂｏｎ ｄｉｏｘｉｄｅ， ａｎｄ ｎａｔｕｒａｌ ｇａｓ ｉｎ ｓｅｍｉ Ｃｈｅｍｉｃａｌ ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｄａｔａ， ２００７， ５２（６）： ２１５３ －２１５８． ＳＵＮ Ｚ Ｇ， ＦＡＮ Ｓ Ｓ， ＧＵＯ Ｋ Ｈ， ｅｔ ａｌ． Ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉ ｌｉｂｒｉｕｍ ｄａｔａ ｏｆ ｃｙｃｌｏｈｅｘａｎｅ ａｎｄ ｃｙｃｌｏｐｅｎｔａｎｅ ［ Ｊ ］ ． Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｃｈｅｍｉｃａｌ ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｄａｔａ， ２００２， ４７（２） ： ３１３ － ３１５． ａｔｉｏｎ ｉｎ ｐｏｒｏｕｓ ｍｅｄｉａ［ Ｊ］ ． Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｓｃｉｅｎｃｅ， ２０１３， ｃｌａｔｈｒａｔｅ ｈｙｄｒａｔｅｓ ｏｆ ｔｅｔｒａｂｕｔｙｌ ａｍｍｏｎｉｕｍ ｂｒｏｍｉｄｅ ［ Ｊ］． Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ ［１０］ ｎｅｅｒｉｎｇ Ｓｃｉｅｎｃｅ， ２０１３， ９４（５）： ２８４ －２９０． ［１１］ ｔｕｒｅｓ（ ＴＨＦ ／ ＳＤＳ） ｏｎ ｃａｒｂｏｎ ｄｉｏｘｉｄｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ａｎｄ ｄｉｓｓｏｃｉ ９０（１０） ： ６９ － ７６． ［９］ ２３９ Œ†‚ƒ—˜™š ， ， ． ＴＨＦ   ［８］   ， ， ， ． ＴＢＡＢ  ＣＰ  ， ，  ， ． ＴＢＡＢ 
­€ ＣＯ２ ‚ƒ 
 ＣＯ２ ［Ｊ］．  ， ２０１２， ３１（７）： １４４２ － １４４８． „ ［１４］ ＭＯＨＡＭＭＡＤＩ Ａ Ｈ， ＥＳＬＡＭＩＭＡＮＥＳＨ Ａ， ＲＩＣＨＯＮ Ｄ． Ｓｅｍｉｃｌａｔｈｒａｔｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｐｈａｓｅ ｅｑｕｉｌｉｂｒｉｕｍ ｍｅａｓｕｒｅｍｅｎｔｓ ｆｏｒ ｔｈｅ ＣＯ２ ＋ Ｈ２ ／ ＣＨ４ ＋ ｔｅｔｒａ ｎｂｕｔｙｌａｍｍｏｎｉｕｍ ｂｒｏｍｉｄｅ ａｑｕｅｏｕｓ ｓｏｌｕｔｉｏｎ ｓｙｓｔｅｍ［Ｊ］． Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｅｎｇｉ - 41 - ，  ‰ ［Ｊ］．  ， ２０１４， ４２（３）： ４２ － ４８． ， ． ＴＨＦ †‡­€‚ƒˆ Š‹ŒŽ‘［ Ｊ］ ．
’“” ２０３ － ２０８． ， ２００９， ３８ （２） ： （   ）  ２６  ６  ２０１６  １１    Ｖｏｌ． ２６ Ｎｏ． ６          Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ １，２  ， １，２  ，  １，２  ， １，２  ， １，２  ， 
， ， １５００２２； （１．   ２．  Ｎｏｖ． ２０１６ １，２  †‡ˆ‰Š‹ŒŽ‘’“，  １５００２２） ­€‚ƒ„ " ： 
 ­€‚ƒ， „ †‡ˆ ‰Š‹ŒŽ，‘’“”•–  ０、５００ ｍｇ ／ Ｌ — ＳＤＳ ˜™、ＮａＣｌ ˜™—”•­š­› ３％ 、６％  ! ９％ œžŸ，¡¢ 
Š‹。 £š¤¥¦§¨©ª« 。 £¬®¯：†‡°±²³´µ —¶·； ¸¹†‡°±º»，４ ¼Š‹ ½ ¾¿À ¨©ª« Ê ÁŠ‹Â×ÄÅÆÇ ÅÆ； È ＮａＣｌ ˜™”•­šÉÊ，  ËÌÍ°±º»。 ＮａＣｌ － ＳＤＳ Θ™ ½ÏÐÑÒ¨©ª«， Ó — 。 #$%： ÇÔÕ； ； †‡ˆ‰Ö×； †‡ ｄｏｉ：１０． ３９６９ ／ ｊ． ｉｓｓｎ． ２０９５ － ７２６２． ２０１６． ０６． ００７ &'()*：ＴＱ２２３； Ｏ６４３． ３２ +,-*：２０９５－ ７２６２（２０１６）０６－ ０６２１－ ０６ +./01：Ａ Ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｐｒｏｃｅｓｓ Ｚｈａｎｇ Ｑｉａｎｇ１，２ ， Ｇｕｏ Ｃｈａｏｗｅｉ１，２ ， Ｃｈｅｎ Ｆｕｇａｎｇ１，２ ， Ｌｉ Ｙｕａｎｊｉ１，２ ， Ｓｈｉ Ｈａｏｎａｎ１，２ Ｗｅｉ Ｂｉｔｉａｎ１，２ （１． Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆ Ｓａｆｅｔｙ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，Ｈａｒｂｉｎ １５００２２，Ｃｈｉｎａ； ２． Ｎａｔｉｏｎａｌ Ｃｅｎｔｒａｌ Ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ ｏｆ Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ Ｇａｓ Ｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ Ｐｉｐｅｌｉｎｅ Ｓａｆｅｔｙ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕ ｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｈａｒｂｉｎ １５００２２，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ ｉｓ ｄｒｉｖｅｎ ｂｙ ｔｈｅ ｎｅｅｄ ｆｏｒ ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｎｇ ｔｈｅ ｌａｗ ｇｏｖｅｒｎｉｎｇ ｔｈｅ ｄｙｎａｍｉｃｓ ｆｕｎｃｔｉｏｎ ａｎｄ ｓａｔｕｒａｔｉｏｎ ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｉｎ ｔｈｅ ｆｏｒｍｉｎｇ ｐｒｏｃｅｓｓ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ． Ｔｈｅ ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｏｎ ｉｎｖｏｌｖｅｓ ｕｓｉｎｇ ｇａｓ ｈｙ ｄｒａｔｅ ｉｍｐｅｄａｎｃｅ ｔｅｓｔｉｎｇ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ ｄｅｖｉｃｅ ｔｏ ｐｅｒｆｏｒｍ ｔｈｅ ｋｉｎｅｔｉｃｓ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔｓ ｏｆ ｍｉｎｅ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｕｎｄｅｒ ｔｈｅ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ ｏｆ ａｄｄｉｎｇ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎｓ ｏｆ ＳＤＳ（０， ５００ ｍｇ ／ Ｌ） ｓｏｌｕｔｉｏｎ ａｎｄ ＮａＣｌ（３％ ， ６％ ａｎｄ ９％ ） ｓｏｌｕｔｉｏｎ ｃｏｍｐｏｓｉｔｅ ｓｙｓｔｅｍｓ； ａｎｄ ｃａｌｃｕｌａｔｉｎｇ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｇｒｏｗｔｈ ｒａｔｅ ａｎｄ ｓａｔｕｒａｔｉｏｎ ｕｓｉｎｇ ｍａｔｈｅｍａｔｉｃａｌ ｍｏｄｅｌｓ． Ｔｈｅ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ ｄｅｍｏｎｓｔｒａｔｅｓ ｔｈａｔ ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ ｃｈａｎｇｅ ｌａｗ ｃａｎ ｄｅｆｉｎｅ ｔｈｅ ｆｏｒｍｉｎｇ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃ ｏｆ ｈｙ ｄｒａｔｅ； ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ ｃｈａｎｇｅ ｔｒｅｎｄ ｕｎｄｅｒｌｉｅｓ ｔｈｅ ｍａｉｎ ｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｉｎ ｔｈｅ ４ ｇｒｏｕｐｓ ｏｆ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎ ｔａｌ ｓｙｓｔｅｍｓ ｉｎ ｔｈｅ ｕｐｐｅｒ ａｎｄ ｍｉｄｄｌｅ ｌａｙｅｒｓ ｏｆ ｔｈｅ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｋｅｔｔｌｅ； ａｎｄ ａｎ ｉｎｃｒｅａｓｅ ｉｎ ＮａＣｌ ｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎ ｉｓ ｆｏｌｌｏｗｅｄ ｂｙ ａ ｄｅｃｒｅａｓｉｎｇ ｔｒｅｎｄ ｉｎ ｔｈｅ ｇｒｏｗｔｈ ｒａｔｅ ａｎｄ ｓａｔｕｒａｔｉｏｎ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ． ＮａＣｌＳＤＳ ｍｉｘｅｄ ｓｏｌｕｔｉｏｎ ｓｙｓｔｅｍ ｅｎａｂｌｅｓ ａｎ ｉｎｃｒｅａｓｅｄ ｈｙｄｒａｔｅ ｇｒｏｗｔｈ ｒａｔｅ ａｎｄ ａｎ ｉｎｃｒｅａｓｅｄ ｓａｔｕｒａｔｉｏｎ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｃｏａｌ ａｎｄ ｇａｓ ｏｕｔｂｕｒｓｔ； ｍｉｎｅ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ； ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ ｄｅｔｅｃｔｉｎｇ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ； ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ 2345： ２０１６ － １０ － １６ 6789： ‡ˆ”•ƒ–—˜（５０９６４７０１１） ；２０１６ ™š›œžŸ¡¢£¤—˜（ ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ － ０００２ － ２０１６ＡＱ） ； ¥™¦§¦‹¨©ª«—˜（ ＡＱ２０１６００６） :;<=>?： ¬ ® （１９８６ － ） ， ¯，    ¥ ° ± ² ³， ´ µ， ¶ · １６３． ｃｏｍ。 - 42 - † ™， † ¸ ¹：   º » Ÿ ¡ ¼ ½ ¾， Ｅｍａｉｌ： ｚｑ３９４６６３０ ＠ ６２２ ０ :  / . - ,  Ê Ê * ２６ ) + š°úû⍝‚µ±²，þ ¬ ＮａＣｌ ׳¢‹ ²³ñò，†´²³Ÿµ，¨©¶\ܲ³À  （ “ ” ） ，   、
ñò·è，›?ëâ，?>š·è。 １ ２  ¸Ì͹， <̦¯^²³„ ?>­€º»，¼½ １ ¾¿。 ［１］ 。  ­€‚ƒ„ ２０１０ ～ ２０１５ †，‡ˆ‰Š‹ŒŽ ４４ ‘，’“ ３２７ ” ［２］ ， ŒŽ‘•–’“” •—˜™ŒŽš‘•–š’“”• ３６． ７８％ ［３］ – ３４． ４５％ 。 ›œ”ž‹Ÿ¡¢ ［４］  ［５ － ８］  £¤¥，¦§¨‹¢Š© 。 ª€« ¬ ２００３ †®¯°±²³´µ¶·¸¹  
 º»，
¼½¯ ¾¿²³ÀÁ ［９］ Âà 。 ¿ÄÅÆÇ， ÈÉÊËÌÍÎÏÐÑÎÒ   ÓÃÔ，ÁÕÖ×؝ÎÒك，ÚÛ²³À‹Ü ［１０ － １４］ 。 ÈÉÌÍÎÏ，àØáâÐ Ý›Þß ã¯àÈ － ØÈäßÀåæç， ®è¯²³À‹é ［１５，１６］ 。 ì í î « ［１７］ Ì Í Î Ï， Ｍｇ２ ＋ 、 Ｃａ２ ＋ 、 êë         Ｎａ ＋ 、Ｋ ＋ ï­ðñòóôõ²³ÀÈö÷ø¦ù± ２－ ２－ － úûüý， þ ＳＯ４ 、ＣＯ３ 、Ｃｌ ÿ­~ñò}|Ï{ ø¦ù±； [|Ì͊， Ö ＮａＣｌ  １ Ｆｉｇ． １ ²³À\Ü，ÚÛ²³À\Üݛ]。 ÇÌÍ^µÊÐÔ、«ó² ³À\܃ʄ ，þ°±²³¶·¹ _，^²³ƒÊ„ ²³ ²³À\Ü、˜ ƒ
`@—。 Ä，Ë À—  ，ó ³]ÌÍÜ ，°±?>­€º»，ÌÍ^ ²³„ ?>‚µƒ„，— †‡ ＮａＣｌ ó ^²³À‹éê눖，‰ － ＳＤＳ ‹³×ØŒù±ƒ„。 Š ＮａＣｌ     Ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｐｒｏｃｅｓｓ ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ ｔｅｓｔｉｎｇ ｄｅｖｉｃｅ ｉｎ ｃｏａｌ À=¼º»Á²³ŸµÃ、ÄÅƦÇ、 àÈâŒÉ、 • ŒÉ–?>Ê­ŒÉ «。 ’ ^， † Ë Ì Í Î Ÿ µ Ã Ï ; Ð è  ƒ ２０ ＭＰａ。 ÄÅÇƦÑÒ ２５３． １５ ～ ３７２． １５ Ｋ。 •  ŒÉ–?>Ê­ŒÉÁ=ÞÓÔ=¼„ ^²³À\ÜÅ、 ƒ–²³À\܄ ^ ?>‚µ«ÕÖ。 １   ×^Ìͯàȿ受•—˜‘ ３％ 、 ６％ 、９％  ＮａＣｌ ×ؖ ＮａＣｌ（３％ ） － ＳＤＳ（５００ ｍｇ ／ １ １  １． ５ ℃ ÚÛÜ©²³ÀƒÊ=¼， ¾±€ Ｌ） ‹³×Ø， ¿ØÙƒ‘ ５ ＭＰａ –ØÙÅ‘ ?>­»Ŭ×Ø^ñò‚µþŽ ‘?›ë‚µ，þܗ‘ôõ，’¿ ²×Ø^“”?ñ， ñò‚µ•–†—˜­， ™Ä， =¼Œ^Ð ＮａＣｌ ×Ø，?>š›œÒžÜ ÔÝÎ １，’^àÈ： φ （ ＣＨ４ ） ＝ ９９． ９９％ ；  ^²ˆ–‘ １００％ 。 １ ３  （１） ÞÎ １ ß»àáâ×Ø； °±ãä²Ÿå Ÿá，ŒéÜ¡á。 ­Œ^?¢é‘ Šš，¿²³À\܄ ^Œé†£Š‹ æ矵Ã， è°±=¼¾±×Øæ矵à ３ é；êÈú }ëìíÏ¿ŸµÃ^，¨Èî„ ¤‚。 ¥²³À\Ü£ü–¦§^ ²。 ¨©²›œÒ†ªü–， œ¨Œ^È ?>æïð；èê=¼¾¹×ØñџµÃ^，ò› àŒÉ。 «›œÒ†ªü¬， ‡Þ²³À®?>š¯ ，™Ä，¥^²³Àúû\Ü， ?> （２） óôÄÅƦÇõÕÅ， ¨ŸµÃÅ ö÷ØÙÅ，ÜøâŒÉ–àŒÉ，°±= - 43 - ²６ ³ µ，¶： ´  ２ ； 。 （３）     。  T１     ­ ２ €‚ ｔ１ ，ｔ２ ‚  ˆ） ，„†  ƒ‚ƒ•„† ƒ Ｖ Ｈ （   ”  ＶＨ （３） Ｓ＝ ， Ｖｗ ‡：Ｓ——— ” ； ３ Ｖ Ｈ —  ˆ，ｃｍ ； Ｖ ｗ —–—‚Š‹ KLMN@AJUVW ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｓｙｓｔｅｍ ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ 
 ｗ ＮａＣｌ ／ ％ ρ ＳＤＳ ／ ｍｇ·Ｌ － １ Ｔ／ ℃ ｐ ／ ＭＰａ Ｖ ／ ｍｌ Ａ ３ ０ １． ５ ５ １ １００ Ｂ ６ ０ １． ５ ５ １ １００ Ｃ ９ ０ １． ５ ５ １ １００ Ｄ ３ ５００ １． ５ ５ １ １００  ，˜™„†š›，œŒ ２。 ３  ３ １ QRSG@AXY(Z ƒŸ¡Ž¢， £‘’€“¤¥：  ”、•¦ š  （１）  ，  ［１８］     ‡：Ｖ ｗ ——— ，ｃｍ３ ； † ˆ‰Šƒƒ ７９６ ｇ ／ ｃｍ 。 （２）   ƒ‚ƒ „  ［１９］ ˆ （１） ，ｇ ／ ｃｍ３ ； ， Ｉ ’ ƒ ，˜™•¦§‰”Ž¬µ¸ ¥”¹º¦。 » ２  ¼½“ƒ–— ５ ＭＰａ、 ＮａＣｌ ‡ˆ ３％ ¾¿§   ƒÀ’ÁÂ。 ÃÄ， ¨Å ©Ⅰ、ⅡƀÇÈ。 ‹Œƒ‡ˆ，ｇ； ‘ŠƒŽ ３ € ] ] ρ ｗ ———ƒŽ ”˜‘Ÿƒš¡¢， µ¶±² ³²Š‹ƒª Ž。 ·£， ¤ž   [ ｍ ｗ ——— ρ Ｈ ———  ： ｄＶ ｈｙｄ １ １ τ － ＝ Ｖｗ ＋ ｍ １０ － ６ ／ ， ｄｔ ６０ ρＨ ρＷ ｗ [ «˜ƒ”¬š ƒ ¢®› ，¯œ°˜±²³²Š‹ƒžˆ，´ ，  ­ ２ €‚ ｔ１ ，ｔ２ ‚ƒ‚ƒ„  ˜™•¦§ƒ‰”。  ­€ ，„† ž §¨©Š‹–—ª 
  ，１ １００ ｃｍ３ ； ‡（１） ～ （３） ，„† ４ € ƒ† ˆ、† ƒ†„ ” “ ０．        ˆ„†   ­ ２ €‚ ｔ１ 、ｔ２ ‚  € ，„†   ２ ６２３ ƒ·¢           Ｔａｂｌｅ １ ，          ：  ｐ２ Ｖ ｐ１ （ － ） Ｒ Ｚ １ Ｔ１ Ｚ ２ Ｔ２ ， Ｖ Ｈ ＝ １５６． ０３ １ － ３． ８３ｐ２ ／ （ Ｚ２ Ｔ２ ） ‡：Ｖ Ｈ ———    '２ （２） Ｆｉｇ． ２ ３  ˆ，ｃｍ ； ｐ１ ———ｔ１ ‚ƒ，ＭＰａ； Ｔ２ ———ｔ２ ‚ƒ Ｖ———‰ （３）  ” „† ，Ｋ； ，Ｋ； ，ｃｍ３ ；         Ａ [QR、\] － ^_`a Ｒｔ ａｎｄ ｐｔ ｃｕｒｖｅ ｏｆ ｇｒｏｕｐ Ａ ÇÈⅠ（０ ～ １６６ ｍｉｎ） ： ¸ÇÈ，、ª¥«ªº， §¥« ｐ２ ———ｔ２ ‚ƒ，ＭＰａ； Ｔ１ ———ｔ１ ‚ƒ  §¬。 É® ¤¥« ， ¥« ªº。  ¯ª  ƒ ÊË°µ ˜™•¦§‰”Ž， ¤Æ±Ì ° §µª¥«ªº。 §¥Í°˜Ž - 44 - ６２４ ¬ ® ¯ ° ±  ² ² ´ ２６ µ ³ ，， ， 。 ， €，‹‚ƒ„Œ­①、②、③Ž 。 ①， ‚ ƒ„ †、 †‡ˆ‰   ，    ，   ，  。 
： ，   •，–“„ˆ‰Š‹ ”—˜”™ 。 ③š Š•› Ⅱ（１６６ ～ １ １６７ ｍｉｎ） ： 
，  ，  ­， €  ­。  、  Ａ Ｂ Ｃ   Ｄ T２ Š 。 ­ IJ&KLMN@AQRSGXYbc]dVWefXY Ｔａｂｌｅ ２ Ｒｅｓｕｌｔｓ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ ｔｅｓｔ ａｎｄ ｋｉｎｅｔｉｃ ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ ｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎ † Ｒｑ ／ Ω Ｒ２ ／ Ω  ５ ４７０ １０ ８３９  １６ ７３９ ２４ ６４８  １１ ５７１ ２ １７０  １５ ５２２ １２ １００  ５４ ２４８ ６１ ９７２  ６１ ８４９ ５５ ９２０  ３ ６１２ ２ ９４４  ８ ６７１ １３ ０１２  １ １３９ ６４８  ２ ２９３ ５ ７１８  ２ ９６６ ４ ０９０  １ ７８１ ９２９                               Ｐ ｑ ／ ＭＰａ Ｐ２ ／ ＭＰａ ５． ０８ ４． ８ ０． ６２５ × １０ － ６ ２７２． ３２ ２４． ８ ５． ２ ４． ８ ０． ２７６ × １０ － ６ ２２１． ０５ ２０． １ ５． １５ ４． ９３ ０． １８１ × １０ － ６ １４２． ５７ １３． ６ ５． ０７ ４． ６２ １． ０１３ × １０ － ６ ５０６． ０５ ４６． １  ／ ｍ３ ·ｍｉｎ － １  ／ ｃｍ３ ›€ ，ª™ˆ‰，Š‚ ¸ Ÿœ ／ ％ ，  。          ™š †‡„ˆ‰， ' ３ Ｂ [QR、\] － ^_`a Ｆｉｇ． ３ Ｒ － ｔ ａｎｄ ｐ － ｔ ｃｕｒｖｅ ｏｆ ｇｒｏｕｐ Ｂ          ƒ„ ， 
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 ，Š£°，¤±        Ｃ [QR、\] － ^_`a Ｒｔ ａｎｄ ｐｔ ｃｕｒｖｅ ｏｆ ｇｒｏｕｐ Ｃ  ¡¥£°， 。  ² €，§¨ ³´
†¦  。 ，  ”，§¨  µ ，¶©· ¡ ４ ­ ¢£¤¥¦§¨ ，ＮａＣｌ ŸŒ¡­ ３％ ©ª–—¢ Š«¬®¯。 ¹º Š³´， ¤‚ Š «Œ­Ⅰ、Ⅱ、ⅢŽ - 45 - 。 Å６ ´ ½，Ç：¨© Æ ６２５ ÈÄ Ⅰ（０ ～ １６７ ｍｉｎ） ： ，，、  ¢£¤ ¯ˆ °±²¥Ž†ª，¦³§  ， 。  ，。 
 。 ­¨“©¬®， “ ， ”，ª «—，¬®  ， ， ， ，­。 € 。  ，‚。
 ， ƒ„­，，。 †ª‡¬® （８３． ４ ｍｉｎ） Ÿ²。 ，  Ⅱ（１６７ ～ ６６７ ｍｉｎ） ： ，， 、  ¡ ‡，‡‰¬， ® ‘ƒ„，¯°±。   «—，¬®。 ， €£¤‘Š。 ³ 。 Ⅰ †， ‡， ­。 ‰Š‹、 ˆ 。 ¬®。  ，ˆ ›ƒ”‰，ª ，“”‰¬，´µ ‘ ，。 œ„¥，µ ƒ„，Œ。 Ⅲ（６６７ ～ ８６６ ｍｉｎ） ： ˆ ´ Ž‘’，  ，
‘’，  ‘’。 “” ， “ ­•€ ­。
 ‘Š。 ３ ２  ‚，、 ， ˆ –—ƒ„˜”‚™Š‹、， ­。
 š›ƒ， ¶¶·¸，¹š¶ ， ·¢，ƒ„­º，Š‹ ¸»（１） ～ （３） “ ３ ¹´µ ‘‡ ·¡¼§±º½¾， ¿‹ ６ À。 Á¦”•˜  ＮａＣｌ ±º»， ¢¦”•˜ ＮａＣｌ ‡ ž ， †‡‹ˆ ·¡¼§“­¦”•˜ ＮａＣｌ 。  ＮａＣｌ  ‘，¨©¶ ¼•„ » ‚‰Ÿ， ­。 。 ¡  ， ， ƒ„¢Š‹、  µ•„  ÂÃ， ÄÁŠƒ  šÅ ，µÁƯӕ„ ，Ç ， œ„ € ­ ，  £¤Šƒ， ­， £¤Šƒ。 ， ‹ ５ ‡ŒŽ‘’“”•–¥ ５ ＭＰａ、 ＮａＣｌ ¦”•˜‡ ３％ § ＳＤＳ ¦” ５００ ｍｇ ／ Ｌ — †ª™š›œ。              Ｄ 、 －   ，–—ˆ„˜Â ，。 œ„¦” •˜­，ＮａＣｌ  ²¥£¤。       Ｒ － ｔ ａｎｄ ｐ － ｔ ｃｕｒｖｅ ｏｆ ｇｒｏｕｐ Ｄ Å ‹ ３、‹ ４， ‡，Š‹ ‘ƒ„¦” •˜­，；Ó²¥ÌÍ ž«，š¬® （３３４ ｍｉｎ） Ÿ。 ，  ¨©¶ •„Õ„ Šƒ。 ‡
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‹ ２ ～ ４ •Ò–†：Á ＮａＣｌ     šÅ ［２０］ ςƒ “ ¥¿ ” „€“ 。 ， ­¦”•˜ ＮａＣｌ  ‘¯¢ ＮａＣｌ ‘   °±Šƒ  †， Îϝ ‘À ›ƒ “ Ð ＋ － —¥” ­‘’¹¥，Ｎａ § Ｃｌ Á”€­， Î    ˜¨© Å ，‰ º€，ÔÏӏƒ„¦”•˜ÌÍ，Œ¯°±。 Ã
 ＮａＣｌ ¦”•˜€­， ‘’ ［２１］ ŠƒÄ€¢ - 46 - ，Š‹¢ ＮａＣｌ ¦”•˜º­¦” ６２６ Ñ Ò ´ Ó  ＮａＣｌ 。  ， ＮａＣｌ ，  。 ± ‚ ［２］ ［３］ ［４］ #" "2, $% ［５］  ６ ［７］ 3 ［８］  Ｐａｒａｍｅｔｅｒ ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎ  ２  Ａ、Ｄ  ５  ，
ＳＤＳ ，  ， ­ ，  € ­‚，ƒ„ ， †‡ˆ‰Š‹，  Œ‘，• Œ‘–—。  ４ ［９］ ［１０］ ［１１］ ­，Ë． ̗ ³ͼÎ È É， ’， ¹º， ２００５， ３０（３） ： ２８３ － ２８７． ［ Ｊ］ ． ’ ¹º， ２００９， ３４（３） ： ３６１ － ３６５． ＺＨＡＮＧ ＢＡＯＹＯＮＧ， ＷＵ ＱＩＡＮＧ． Ｔｈｅｒｍｏｄｙｎａｍｉｃ ｐｒｏｍｏｔｉｏｎ ｆｒｏｍ ｌｏｗ － ｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎ ｃｏａｌ ｍｅｎｅｔｈａｎｃｅ ｂａｓｅｄ ｏｎ ｈｙｄｒａｔｅ［ Ｊ］ ．  Ð［ Ｊ］ ． ÑÒ´ È É， €Õ‚， ’．  ’—
 È É， ’． ’Ï È É， ’．  ֒
Œ‘ È É， ¹†， ’， Ë． 
 Œ‘¥ ¦‡ ¹–—［Ｊ］． ˆÁ¹º， ２００６， ５７（１２）： ５６ －５７． ŒŽ‰Š， ［１３］ ’， È É． 
 Œ‘¥¦¿ ¹–—［ Ｊ］ ． ż‚¹¹º， ２００７， ３６（４） ： ４７８ － ４８１． ­． 
 Œ‘×؃［ Ｊ］ ． ˆ‰Á¦±²‚¹¹º， ２００８， ２７（４） ： ４９２ － ４９５． ［１５］ ˜‘†‡ ™Œˆ， †‡­‚ ˜‘。  ˜‘’
ƒ。 （２） š ＮａＣｌ ，’ ŒŽ‰Š›  ＮａＣｌ ， œž，  Œ‘Ÿ¡，  ¢。 （３） £¤ ˜‘¥¦†‡§，  ［１６］ ¬„  ±²—•³。 É． ¼Î È ŒŽ‰Š É， ŠŽ‹， ’，Ë． Œ› ［ Ｊ］ ． ’ ［１７］ ¹º， ２０１３， ３８（７） ： １１９１ － １１９５ ÙÕÚ， Ž‘， ’ “， Ë． ͵ ÛÜ ’， È É． 
 Ö ¡ÝÞ ［ Ｊ］ ． ˆÁ¹º， ２００９， ６０（６） ： １３６２ － １３６６． ［１８］ Œ‘¥¦¿ ¹–—［ Ｊ］ ． ż‚¹¹º， ２００７， ３６（４） ： ４７８ － ４８１． ［１９］ ”œ•， ­–， È É． ÛÜ ›ŒŽ‰ Š ß    £ ¤ ［ Ｊ］ ． ’ ‚ƒ„ ®¯£¤°†， ª«， ’， È ［ Ｊ］ ． ÑÒ´Ó±¹Ô¹º， ２０１３， ２３（２） ： １０７ － １１１． ， ­¨€© ’ Œ‘‰·ŽŠ‹ É，  ‘ ， ´ Ê Œ‘［Ｊ］． ÑÒ´Ó±¹Ô¹º， ２００６， １６（１）： １ －３．   ．  È ［１４］  Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｃｈｉｎａ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ó±¹Ô¹º， ２００６，１６（３） ：１３５ － １３８． ［１２］ （１） ’ １０６５ － １０６９． ［２０］ ’， ¢ ［ Ｊ］ ． ’ ［２１］ ： ［１］ ＷＵ ＱＩＡＮＧ， ＨＥ ＸＵＥＱＩＵ． Ｐｒｅｖｅｎｔｉｎｇ ｃｏａｌ ａｎｄ ｇａｓ ｏｕｔｂｕｒｓｔ ｕｓｉｎｇ Ž［ Ｊ］ ． ƒ„Ó±‚¹¹º， ２００７， ２９（８） ： ７５９ － ７５８． ŒŽ‰Š，Œ‘­，’ 。  ＮａＣｌ  ＳＤＳ “ ”‹ Á¦， ２０１５， ４８（１１） ： ６５ － ６９． Ｅｎｅｒｇｙ ａｎｄ Ｆｕｅｌｓ， ２０１０， ２４（１０） ： ２５３０ － ２５３５．   ． Æ¢˜™Ç¿

ǁšˆ£ ［ Ｊ］ ． ’ '" ! , 5 6 789:  ()  Ｍｉｎｉｎｇ＆Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， ２００３， １３（１） ： ７ － １０． ［６］ ;<; % -=(> &%  "  ． “ÃÄŒ¼½¾Æ”§•–— ［ Ｊ］ ． ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ［ Ｊ ］ ．  ()  ('*+,-.-/0+1 "23 Ｆｉｇ． ６ ． ’¼¯¶½¾Œª«¿–Ž‘À ， ¤［ Ｊ］ ． ’ ;< ; !** -=(> 4 à ２６ á º ［ Ｊ］ ． Áª«›’， ２０１６， ４２（１２） ： ３７ － ４１． !" $ » ¹ ’， ２０１６， ２０（５） ： ３０ － ３４． 12& "2$ ¹ —， È Œ‘¥¦ž
 ¹ º， ２０１５， ４０ （５ ） ： É， Ë． ＮａＣｌ  ¹º， ２０１４， ３９（１２） ： ２４２５ － ２４３０． Ž˜™， ＸＵ ＷＥＮＹＵＥ． Ÿ  Û Ü  ¡ÝÞ ［ Ｊ］ ． ÅÓ¹， ２００７， ３７（１０） ： １３７０ － １３８１． ‘ （  ） ´， ‡， µ． ’›¯¶ˆ‰·¸³Š‹ ［ Ｊ］ ． ’ ¹º， ２０１３， ３８（７） ：１１７４ － １１７８． - 47 -  ２７  ４  Ｖｏｌ． ２７ Ｎｏ． ４          Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ２０１７  ７    １，２  ， １，２  ， ２．  ­€‚ƒ„  Ｊｕｌｙ ２０１７  １，２  ， １，２  （１．  
，  １５００２２； "： ＣＨ４  ­€‚ƒ„ ＣＨ４   
†‡ˆ‰Š‹Œ，  １５００２２） ，  ! 
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 ， ‘’ †‡ˆ － ‰Š‹Œ Ž —˜™ ž Ÿ ：   ˆ ¡ Ｇ１ ，   ­ ¢  ­“ ＣＨ４ ” • –、 １０ ｍＬ ／ ｍｉｎ£¤２０ ｍＬ ／ ｍｉｎ， “¥„ ＣＨ４ ”•–¢ １７． ６５％ ¦¤ ２５． ２７％ ， —˜¢ １． ４６ ¦¤   š › œ „ € ‚。 š›œ¢ １． １２ ¦¤ １． １９； ˆ¡ Ｇ２ ，  ­¢ １０ ｍＬ ／ ｍｉｎ £¤ ２０ ｍＬ ／ ｍｉｎ， “¥„ ＣＨ４ ”•–¢ １４． ６８％ ¦¤ ２４． ５１％ ， —˜¢ １． ５１ ¦¤ １． ９５， š›œ¢ １． ０９ ¦¤ １． １３。 § １． ８３， —˜™ š›œ©ª ¨ˆ¡„ ＣＨ４ ”•–、 #$%： ¯； ； ­；  ｄｏｉ：１０． ３９６９ ／ ｊ． ｉｓｓｎ． ２０９５ － ７２６２． ２０１７． ０４． ００１ &'()*：ＴＤ７１２ +,-*：２０９５－ ７２６２（２０１７）０４－ ０３２５－ ０５ ­„«¬®«¬。 +./01：Ａ Ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ａｔｏｍｉｚａｔｉｏｎ ｎｏｚｚｌｅ ｆｌｕｘ ｏｎ ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ ｏｆ ｍｅｔｈａｎｅｈｙｄｒａｔｅ Ｗｕ Ｑｉａｎｇ１，２ ， Ｚｈａｎｇ Ｊｉａｈａｏ１，２ ， Ｊｉｎ Ｋａｉ１，２ ， Ｙｕ Ｙａｎｇ１，２ （１． Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆ Ｓａｆｅｔｙ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｈａｒｂｉｎ １５００２２， Ｃｈｉｎａ； ２． Ｎａｔｉｏｎａｌ Ｃｅｎｔｒｅａｌ Ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ ｏｆ Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ Ｇａｓ Ｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ Ｐｉｐｅｌｉｎｅ Ｓａｆｅｔｙ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｈａｒｂｉｎ １５００２２， Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ ｓｅｅｋｓ ｔｏ ｉｍｐｒｏｖｅ ｔｈｅ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｈｉｇｈ ｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎ ＣＨ４ ｇａｓ． Ｔｈｅ ｒｅｓｅａｒｃｈ ｗｏｒｋｓ ｔｏｗａｒｄｓ ｕｓｉｎｇ ｇａｓ ｒａｐｉｄ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｓｐｒａｙ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｄｅｖｉｃｅ ｆｏｒ ｔｈｅ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｓｅｐａｒａ ｔｉｏｎ ｔｅｓｔ ｏｆ ｈｉｇｈ ｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎ ＣＨ４ ｇａｓ ｕｎｄｅｒ ｔｈｅ ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ ｏｆ ａｔｏｍｉｚｉｎｇ ｆｌｕｘ； ｃｏｍｂｉｎｅｄ ｗｉｔｈ ｇａｓｓｏｌｉｄ ｃｈｒｏｍａｔｏｇｒａｐｈｙ， ｅｘｐｌｏｒｉｎｇ ｔｈｅ ｅｆｆｅｃｔｓ ｏｆ ｎｏｚｚｌｅ ｆｌｕｘ ｏｎ ｔｈｅ ＣＨ４ ｒｅｃｏｖｅｒｙ， ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ ｆａｃｔｏｒｓ ａｎｄ ｐａｒｔｉｔｉｏｎ ｃｏｅｆｆｉｃｉｅｎｔ． Ｔｈｅ ｒｅｓｕｌｔｓ ｄｅｍｏｎｓｔｒａｔｅ ｔｈａｔ ｇａｓ ｓａｍｐｌｅ Ｇ１ ， ｗｈｉｃｈ ｓｅｅｓ ａ ｎｏｚｚｌｅ ｆｌｏｗ ｃｈａｎｇｅ ｆｒｏｍ １０ ｍＬ ／ ｍｉｎ ｔｏ ２０ ｍＬ ／ ｍｉｎ ｔｅｎｄｓ ｔｏ ｈａｖｅ ａ ｃｈａｎｇｅ ｉｎ ｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇ ＣＨ４ ｒｅｃｏｖｅｒｙ ｒａｔｅ ｆｒｏｍ １７． ６５％ ｔｏ ２５． ２７％ ， ｉｎ ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ ｆａｃｔｏｒ ｆｒｏｍ １． ４６ｔｏ １． ８３， ａｎｄ ｉｎ ｐａｒｔｉｔｉｏｎ ｃｏｅｆｆｉｃｉｅｎｔ ｆｒｏｍ １． １２ ｔｏ １． １９； ａｎｄ ｇａｓ ｓａｍｐｌｅ Ｇ２ ｗｈｉｃｈ ｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅｓ ａ ｎｏｚｚｌｅ ｆｌｏｗ ｃｈａｎｇｅ ｆｒｏｍ １０ ｍＬ ／ ｍｉｎ ｔｏ ２０ ｍＬ ／ ｍｉｎ ｔｅｎｄｓ ｔｏ ｅｘｈｉｂｉｔ ａ ｃｈａｎｇｅ ｉｎ ｔｈｅ ｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇ ＣＨ４ ｒｅｃｏｖｅｒｙ ｒａｔｅ ｆｒｏｍ １４． ６８％ ｔｏ ２４． ５１％ ， ｉｎ ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ ｆａｃｔｏｒ ｆｒｏｍ １． ５１ ｔｏ １． ９５， ａｎｄ ｉｎ ｐａｒｔｉｔｉｏｎ ｃｏｅｆｆｉｃｉｅｎｔ ｆｒｏｍ １． ０９ ｔｏ １． １３． Ａｎ ｉｎｃｒｅａｓｅ ｉｎ ｎｏｚｚｌｅ ｆｌｕｘ ｙｉｅｌｄｓ ａｎ ｉｎｃｒｅａｓｅ ｉｎ ＣＨ４ ｒｅｃｏｖｅｒｙ， ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ ｆａｃｔｏｒｓ， ａｎｄ ｐａｒｔｉｔｉｏｎ ｃｏｅｆｆｉｃｉｅｎｔ ｏｆ ｔｗｏ ｇａｓ ｓａｍｐｌｅｓ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ； ｓｐｒａｙ； ｆｌｕｘ； ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ 2345： ２０１７ － ０４ － １７ 6789： Ž‘’“†”•–—˜（５１３３４００５） ；Ž‘’“†”—˜（５１１７４２６４） :;<=>?： ™ š（１９５９ － ） ，›，œžŸ¡¢£，¤¥，¦§¨©ª，ˆ‰«¬：
®，Ｅｍａｉｌ：ｗｑ０１６０＠ ｓｉｎａ． ｃｏｍ。 - 48 - ３２６ " ! 0 1 Š “ Ô Ô 3 ２７ 4 2 ５０ °Ｃ；Ÿ¡Ù­Ø\™³ ０． ０１６ ｍｍ， Ù­´Ê ０  ０ ～ ２０ ｍＬ ／ ｍｉｎç”/.-， àï ４０ ～ ８０ μｍ Ù  ，  ，、
，   ­€‚ƒ。 „ †‡ˆ‰Š‹Œ Ž，‘’“”•–—˜™š›œ“ž。 Ÿ¡ ¢£›œ“¤¥¦§¨©›ª«” １ ／ ３，¬® ¯°±²³´µ［１］ 。 ¶·， ¸¹ ­‡Â ‡ˆ‰Š‹¼½¾。 ¿žÀÁ 、ˆ ¶ÃĊ‹ÅÆÇÈ、É¥Ê ‰ ÍΘÏнÑ。 º» ［２ － ３］ ËÌ ­ Ë； ò¦_甧¤¨¨š”µ¶· ＳＥ － Ｈ２０ ／ ２０， ç ” ０ ～ ２０ ｍＬ ／ ｍｉｎ， & òó ２０ ＭＰａ，¸— ¹ ０． ５， —º» ０ ～ ２５ ° Ｃ； £¤ Ú¥£º» － ２０ ～ ６０ ° Ｃ， ¤¸— ± ０． ２ ° Ｃ； ò óž §”¸— ± ０． ０１ ＭＰａ； —ž §”¸ — ± ０． ０１ °Ｃ； ˜¨¢ à„¼½­Ó—、 òó‚­； ©ª«¬õö¾§ÀÜ`、 `¿÷ *。 àត ＧＣ４０００Ａ _ÀÁ¨­Ó ÃÄ_‚­。 àáéêÅÆ １ ÇÈ。 ҆， ¡ÓÔÕÖ×ØÙÂÚÛÀÜ ［４］ Š‹ÝÞ®ßàáâã， äåæ ¨Ùçè     ­àáéê×ëìÀÜíîàá， ï ðñòóôõö÷ø—ÀÜùúûüýþ ［５］ ÿ¶~。 }|{ [ØÙØ\ —]^_  ­€ ÀÜ`éê， @?>òóô=<;Ê :/.-íîàá， ,­Ô+ÂØ +`ÀÜ， á®ØÙ €-ÀÜÊ。        
                ‚ƒ„  ［６］ Ｆｉｇ． １ ˆ žÀÜû， , œ ×Àðñþÿ ¶ ， ØÙÂ` １  Ｓｐｒａｙｉｎｇ ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ ｏｆ ｒａｐｉｄ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ØÙðñ ÀÜ
íóÔ+*。 Ｍｏｈａｍｍａｄ ［７］ â㠁—òó/.-¨ÛÙ­± ［８］ +×ÀÜ`þÿ。 Ｌｕｃｉａ Ｂｒｉｎｃｈｉ ‰@> âã@  ２５ Ｌ ðñ­€
‚=<;Ê: ƒ、Øل 、òó、À”、Ø\ò†  /.-ÀÜûú‡ˆ‰‡。 ŠÕ –— ＣＨ４ âã׋， Œ÷ ŽÀ‡àáéê， @‰Àžíîç ”þÿ-À‡àá， 甓‘× –— ＣＨ４ À‡
’ àáÀ'ÚÉÊÀ；›： › Ｇ１ ， φ （ ＣＨ４ ） ＝ ７０． ０％ ， φ （ Ｎ２ ） ＝ ２３． ７％ ， φ（ Ｏ２ ） ＝ ６． ３％ ；  › Ｇ２ ， φ （ ＣＨ４ ） ＝ ８０． ０％ ， φ（ Ｎ２ ） ＝ １５． ８％ ，φ（ Ｏ２ ） ＝ ４． ２％ ， „%$#ŒË ÌÍÎÚ。 １ ２  ¨££°ÂÝÞ› Ｇ１ 、Ｇ２ @ １０、２０ ｍＬ ／ ｍｉｎ Ø\ç”þÿ-ÏÀ‡à á。 àáõАÅ= １ ÇÈ。 Ë， ,“”þÿ ，)•–_½âã€ÆàáÝÞôÀÜ €`‚ˆ
—˜。 Ｔａｂｌｅ １ １  Ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ ｏｆ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｓｙｓｔｅｍｓ ｆｏｒ ｇａｓ ｈｙ ｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ １ àá àá  õ Ñ· １ １  Ⅰ › ¨àá('™šùúÀØÙàá éê，ý„훜òõö、 òÀðñ­、 Ⅱ òóž 、—ž 、 Ÿ¡Ù­Ø\、 ˜¨¢ õö、£¤Ú¥、 ò¦_甧¤¨、 ©ª«¬ õö ° 。 àᮯéê òÀðñ­，  ８ Ｌ， ± ² ò ２０ ＭＰａ， ’   — － １０ ～  Ⅰ －１ Ｉ －２ Ⅱ －１ Ⅱ －２ Ｇ１ Ｇ２ ｑ Ｖ ／ ｍＬ·ｍｉｎ － １ １０ ２０ １０ ２０ ’_ÀÁ¨§ θ／ ℃ ｐ０ ／ ＭＰａ ２ ６． ２３ ２ ５． ９５ ò­ÓÀðñË _Òӄ_žˆÀÜ_ž - 49 - Â４ Ã Ä Å，Æ：À¤«¬®ƒ ， Ｏ２ ，  ，Ｏ２   Ｎ２ 
 ，  ＣＨ４ － Ｎ２ 。  ，   ３２７ ¢£ ； ŒŽ”³ ™§¨©†ªƒ¹¬®¯  Ž ４０ ｍｉｎ ，„´‰Š‰Ž ５． ９３ ＭＰａ， °–§¨‚ ［９］ ，  ＣＨ４  η、 β ‚ƒ ［１０］  „ ｎ ＨＣＨ４ η＝ Ｆ ， ｎ ＣＨ４ α＝ ｎ ＨＣＨ４ × ｎ ｇＸ ｎ ＨＸ × ｎ ｇＣＨ４ β＝ Ｈ ：ｎ ＣＨ４ ——— ­ α € ｎ ＨＣＨ４ ｎ ｇＣＨ４  ： （１） ， ， （２） （３） µ±²³´‹°²©ÓÉ»¹­ÃÔÕ¯  ，ŒŽ„§¨·‘ƒÖÀ¯ »µ¶；ŒŽ ”³Ž １６０ ｍｉｎ ，„´‰Š‰Ž ５． ３６ ＭＰａ，ŒŽ„ §¨·Á‡ï ĸµ¶， ¼¹³ ń´ ƯÇ； ÈÉ ŒŽÊ˔³， １６０ ～ ４８０ ｍｉｎ „ ´ ‰ Š ¯ ‰ Ì “  ‘， ４８０ ～ ６２０ ｍｉｎ„´‰Š¯‰Ì“–，６２０ ～ ７６０ ｍｉｎ „´ ‰ŠÍ¤，ŒŽŽ ７６０ ｍｉｎ ÎÏ，„´‰Š¥Œ Ÿ ”¤， §ŒŽÐ Ñ，   „ ´ Š “ ２ ℃ 、 ‰ Š４． ６６ ＭＰａ。  Ｇ２ ‡ˆ¼× Ｇ１ ½Ø§¾， ¦    – — ‰ Š    ‹ €  ­ € ２ｂ  ＣＨ４ †ƒ； ｎ ＦＣＨ４ ———
 ＣＨ４ †ƒ； ‚ƒ。 ｎ ｇＣＨ４ ——— ＣＨ４ †ƒ； ｎ ｇＸ ——— Ｎ２ 、Ｏ２ †ƒ； ｎ ——— Ｈ Ｘ  Ｎ２ 、Ｏ２ †ƒ。   ２ １   ２        ‡ˆ€  ‰Š‹€ ­€ ２ ‚ƒ。 ŒŽ„ ‘， ’†„  ‡ˆ，‰Š‹‡ˆŠ“Œ”•‰ŠŽ‘ ’€Š““”•–，        ａ –—˜     Ｇ１  ™ƒš—–„˜™š›œ›€œ™†„ž Ÿ，  ž›¡¢£–。 ­，ŒŽ€Š “”¤‚Ÿ¡¥，¢¦§¨£©ª ２ °Ｃ。 ‡ˆ€ Ｉ   –—‰Š‹€    ­€ ２ａ ‚ƒ。 «¬®ƒ １０ ｍＬ ／ ｍｉｎ， —•  Ｇ１ Ž ６． ２３ ＭＰａ，€‰Š¤¥¯‰，ª°      ； ±²¦、„˜™§¨©†ªƒ«¬®¯  ŒŽ”³Ž ４０ ｍｉｎ ， „´‰Š‰Ž ５． ９８ ＭＰａ， °   –§¨‚µ±²³´‹°²©µ¶§·¸¹º°  »，ŒŽ„§¨µ¶ªƒ¼½¾¶¯   ¿À； ŒŽ” ³ Ž １６０ ｍｉｎ ， „ ´ ‰ Š ‰ Ž ５． ５９ ＭＰａ，ŒŽ„§¨·Á‡ï ĸ Ｆｉｇ． ２ µ¶，¼¹³Å„´ ƯÇ；ÈÉ  ŒŽÊ˔³，１６０ ～ ５２０ ｍｉｎ „´‰Š¯‰Ì“ ¿‡ˆ€ –，５２０ ～ ７６０ ｍｉｎ „ ´ ‰ Š Í   ¤， Œ Ž Ž ７６０ ｍｉｎÎÏ，„´‰Š¥ŒŸ ”¤， §ŒŽÐ Ñ，„´Š“ ２ ℃ 、‰Š ５． ０７ ＭＰａ。 «¬®ƒ ２０ ｍＬ ／ ｍｉｎ， — •     Ｇ１ Ž ６． ２３ ＭＰａ，€‰ŠÒº¯‰， ª°±²¦、 „˜   ２        －  Ｃｕｒｖｅｓ ｏｆ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｗｉｔｈ ｔｉｍｅ ｏｆ ｈｙｄｒａｔｅ ‹ÅÙÐ ŒŽÐÑ －  ­€ ３ ‚ƒ。 € ＣＨ４  ‰ŠÈÀ¤«¬®ƒ“”Á”¤ÍÚ§ ¾，ÛÁ¼ ŒŽÐщŠ ＣＨ４  È«¬®ƒܑÁݖ， ĸÞ‰ Š ＣＨ４ ÈÀ¤«¬ßàܑÁܑ。 - 50 - ３２８ ¾ ¿  À Á à à Š２７ Æ Ä — １０
 ２０ ｍＬ ／ ｍｉｎ， Š‹Š— １． ５１ „  １． ９５，    １． ２９ ；  •   — １． １２ „       ‡ ‹Š— １． ４６ „ １． ８３， １． ２５ ；•— １． １２ „ １． １９， １． ０６ 。  ＩＩ ，    １． １９， １． ０６ 。    ­，Š‹Š˜• ­€­€‚‚ƒ， ƒ„ †„    ‡€„‡，ˆŠ‹Š ›‰‡†ˆ‰。 œž， „‡ ＣＨ４ 、 Š       ３ Ｆｉｇ． ３                                 ‹Š‰ˆ‰，  －  •‰‚Ÿ。 Ｒｅｌａｔｅｄ ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ ｏｆ ｇａｓ ｐｈａｓｅ ｗｉｔｈ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｐｈａｓｅ ｉｎ ｅｎｄ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｒｅａｃｔｉｏｎ            、 ， （１）    ４。  Ｉ ，  １０
 ２０ ｍＬ ／ ｍｉｎ，
 ＣＨ４     ２ ２         １７． ６５％  ２５． ２７％ ， １． ４３ 。  ＩＩ ，        １０
 ２０ ｍＬ ／ ｍｉｎ，
 ５ Ｆｉｇ． ５ ＣＨ４  １４． ６８％ ２４． ５１％ ， １． ６７ 。 ­，ＣＨ４   ­€­€‚‚ƒ，ƒ„ † „‡€„‡，ˆ † Ｇ２          
 Ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｎｏｚｚｌｅ ｆｌｏｗ ｏｎ ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ ｆａｃｔｏｒ ａｎｄ ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｃｏｅｆｆｉｃｉｅｎｔ   ‰‡†ˆ‰。 ２ ３  „‡—€ ¡™  ¢，š›œŠ£™ž¤¥ ŠŸ¡¢•
， ­¦‡£¤§¨ ©，¦¥›œŠ” Š£ª«¬’“， ”    ®¦ ¥¨£±©ª，£±©’«，’Œ¦ª ›œŠ£²， ¦€š£™«³  ´˜µ¶，·‰±©£°Œ¯ ¢¬¢¸’“®¢¯°， ›     ４  ¢ œž¹， ²³¨©¨„‡±© ，´Œ‹¦¥£ª µ （ Š ） «     ¸©±。  Ｆｉｇ． ４ •
¦§。 ¯， „‡°¦   ＣＨ４  Ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｎｏｚｚｌｅ ｆｌｏｗ ｏｎ ＣＨ４ ｒｅｃｏｖｅｒｙ ¬’“，°Œ¦«•
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 ２０ ｍＬ ／ ｍｉｎ，Š ¹º ２０ ｍＬ ／ ｍｉｎ  ¦‰»¼½ １０ ｍＬ ／ ｍｉｎ。 ３  Š®  （１）  Ｉ， ２０ ｍＬ ／ ｍｉｎ  •
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。 ［７］ （２）  ，Ｇ１ 、Ｇ２   ƒ„ ： ［１］ ‡ˆ‰ （ ） ­€， †。 ［８］ ‚ ¶™­€［Ｊ］． ™š€·šƒ， ２００８， ２４（５）： ３８５ － ３８９． Ｍｏｈａｍｍａｄ Ｋ， Ｆａｒｉｄｅｈ Ｆ， Ｍｏｓｌｅｍ Ｆ． Ｄｅｖｅｌｏｐｉｎｇ ａ ｍａｔｈｅｍａｔｉｃａｌ ｍｏｄｅｌ ｆｏｒ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｉｎ ａ ｓｐｒａｙ ｂａｔｃｈ ｒｅａｃｔｏｒ［ Ｊ］ ． Ａｄｖａｎｃｅｓ Ｌｕｃｉａ Ｂ， Ｂｅａｔｒｉｃｅ Ｃ， Ｆｅｄｅｒｉｃｏ Ｒ， ｅｔ ａｌ． Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｉｎｖｅｓｔｉｇａ ｔｉｏｎｓ ｏｎ ｓｃａｌｅｄｕｐ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｗｉｔｈ ｓｕｒｆａｃｔａｎｔ ｐｒｏ ｍｏｔｉｏｎ： ｅｎｅｒｇｙ ｃｏｎｓｉｄｅｒａｔｉｏｎｓ ［ Ｊ］ ． Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， ２０１４， １２０： １８７ － １９３． ． Š ［９］ ‹ŒŽ‘’“ ”［ ＥＢ ／ ＯＬ］ ． ［２０１４ － ０１ － ２８］ （２０１３ － １２ － １０） ． ｈｔｔｐ： ／ ／ ｗｗｗ． ｇｏｖ． ｃｎ ／ ｇｚｄｔ ／ ２０１４ － ０１ － ２８ ／ ｃｏｎｔｅｎｔ＿２５７７７０１． ｈｔｍ． ［２］ •，  ， ， –． — ［３］ œ ［４］ £¤¥， 
，
， –． ¦§ ［ Ｊ］ ． ˜ ，  ­š€²³™™›， ２００６， ２５（２） ： ２８６ － ２８９． ｉｎ Ｍａｔｅｒｉａｌｓ Ｐｈｙｓｉｃｓ ａｎｄ Ｃｈｅｍｉｓｔｒｙ， ２０１２， ２： ２４４ － ２４７． （３） ，   ［ Ｊ］ ． Š ™š€™›， ２０１３， ２７（４） ： ５６１ － ５６６． ， ， –． ＴＨＦ － ＳＤＳ ž ［ １０］ „ †， ‡． ˆ¸‚²³¹ƒ‚º‰［ Ｊ］ ． »Šš， ２００５， ３３（１） ： １ － ５． Ｌｉｎｇａ Ｐ， Ｋｕｍａｒ Ｒ， Ｅｎｇｌｅｚｏｓ Ｐ． Ｔｈｅ ｃｌａｔｈｒａｔｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｐｒｏｃｅｓｓ ｆｏｒ ｐｏｓｔ ａｎｄ ｐｒｅｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ ｃａｐｔｕｒｅ ｏｆ ｃａｒｂｏｎ ｄｉｏｘｉｄｅ ［ Ｊ］ ． Ｈａｚａｒｄ Ｍａｔｅｒ， ２００７， １４９（３） ： ６２５ － ６２９．  ［１１］ ­ €Ÿ¡¢［ Ｊ］ ． Š™›，２０１５， ４０（４） ：８９５ － ９０１． ¨©ª «¬［ Ｊ］ ． š™™›， ２００９， ３１（１） ： ２７ － ３０． - 52 - œ ， ‹¼， ， –． ＴＨＦ ž˜½Ÿ ＣＨ４  ¾¿¡¢［Ｊ］． Š™›， ２０１６， ４１（５）： １１５８ －１１６４． （     ）  ２８  ４  Ｖｏｌ． ２８ Ｎｏ． ４          Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ２０１８  ７    １，２  ，  １，２  ，  ２，３  ， Ｊｕｌｙ ２０１８  １，２   ，  １５００２２； ２．  
  １５００２２； ３． １５００２２） ­，    ，  （１．   ， ! "：   Ｐｏｒｅ Ｍａｓｔｅｒ ３３  ， ，、 
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 ， ［２］ ÷ ［３ － ４］ 。 ø 、 ­ ＸＡ２ ［５］  Ｂａｓｉｃ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ ｏｆ ｓａｍｐｌｅ   ３７５ ，—：¾àc ０． ４２５ ～ ０． ８５０ †‡ ＸＡ３ ０． １５３ ０． １２５ ˆü‰。 Š，‹ŒŽ‘’“ ＸＢ１ ０． ２５４ ０． ２１５ ０． ２３８ ０． １４６ ［６］ ùúû€‚ ƒ„c ø“。 ”•ý  ƒ„。 þÿ— ，œ žŸ ＸＢ２ ø“–c ［７］ ˜™š› ＸＢ３ ０． ２８６ ０． ２４８  ＸＣ１ ０． ３１２ ０． ２６４ ０． ２４４ ０． １９１ ０． １２７ ０． ０８９ ƒ„ （  ） ¡¢‡™， £ １ ～ １００ ｎｍ   ７１． ４３６％ ～ ８８． １５２％ 。 Þ¤— ＸＣ２ ［８］ ＸＣ３ –¥ ©ª、«‡， ª¦¬b， ®¯–Ÿ¦¬。 㤗 ［９］ ƒ„ °±–¨©²³，œ １． ２ — § —´—  ž， 
µ。    Ａｕｔｏｐｏｒｅ ９５１０            ，¢ † ¶ ø，€‚·  Ÿ È ­Ž¸。 ø ¹•ªº¤»¼½¾àȃ„– »， 6C Ｐｏｒｅ Ｍａｓｔｅｒ ３３ ¶ ¿€ ø，¢ Ÿ ÀÁÈƒÃĄÅÆ， ªÇ ÷ ÈÉ ¢¿Ê¢†Ë。 ½， œž ０． １４ ～ ２２７． ５３ ＭＰａ， œ ž  ０ ～ ０． ３４ ＭＰａ， ø Ô œ ž  ０ ～ ø ½，›´ ´ ２２７． ５３ ＭＰａ，    Æ œ ž  ０． ００７ ～ １ ０００ μｍ。 ø ［１１］ Ñ １４０° 。 ø， ¶ È，‚¢ ´  １． １ Ÿ¡ÔÑ ０． ４８０ Ｎ ／ ｍ， ø¢£ ø€´  Øø¤€， €¥Ù 。 ́ȉ–£úÕ   ，¦’‰Š
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Ú， Ú݁Ȫ、 ’Ñ １ 6C Ｐｏｒｅ Ｍａｓｔｅｒ ３３ È。 Ö׎Ž›  
¶ ［１０］ ＜ ０． １８０ ø， ¦§ƒ„š¨ ™šÈ à ０． １８０ ～ ０． ２５０ «，§Í
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 ， ，。  １ｂ ， ０． １８０ ～ ０． ２５０ ｍｍ         ０． ４２５ ～ ０． ８５０ ｍｍ 
，    １  ０． ４２５ ～ ０． ８５０、０． １８０ ～ ０． ２５０、 ＜ ０． １８０ ｍｍ， ，  。  ，０． ４２５ ～ ０． ８５０ ｍｍ   １ａ Γ £ ，      （ ０ ～ １ ７ ＭＰａ   、，   ，  ３４ ＭＰａ ­， €。  １ｃ ，， ， ‚ ƒ„ ，ＸＣ１、ＸＣ３ ­­ ，ＸＣ２ ８９ ＭＰａ­ „ 。   †‡，
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，‚Œ ， ƒ，Ž ‡。  † Ｆｉｇ． ２ ２ ‘’ ，  Ｖａｒｉａｔｉｏｎ ｏｆ ｖｏｌｕｍｅ ｏｆ ｍｅｒｃｕｒｙ ｉｎｔｒｕｓｉｏｎ ａｎｄ ｅｘｔｒｕｓｉｏｎ ｗｉｔｈ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｆｏｒ ｒａｗ ｃｏａｌ ｓａｍｐｌｅ “”•， ˆ‰ € ，‰，，   –Š，—‹Œ˜。 ［１０］ Ž   ™”•， ‘ ［１３］ 
。 Ž  ’“、  ™”•，  ‡ŠŠ。  Ｆｉｇ． １ １ ”•”•。 –—，   Ｖａｒｉａｔｉｏｎ ｏｆ ｖｏｌｕｍｅ ｏｆ ｍｅｒｃｕｒｙ ｉｎｔｒｕｓｉｏｎ ａｎｄ ｅｘｔｒｕｓｉｏｎ ｗｉｔｈ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｆｏｒ ｃｏａｌ ｓａｍｐｌｅ ˜  - 55 - ™š”š–—  ‡Š‰ ［１４］  ， › › œ，   ¡４ ¢  ２． ２． ２ ¹â。 ２． ２  ２． ２． １   ２ „。  ［１５］     ö   ，   ¹ õ    ：¸， １０ ｎｍ，HI； ， １０ ～ １００ ｎｍ， ì Ç ；， １００ ～ １ ０００ ｎｍ，  –   _ ； ，  。   １ ０００ ｎｍ，  ¸、、 ，z ¹s5。  
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u，   Ÿ  ­€Õ­  ；
¥¹  ２ ˆ， ‰ ””Ǎ ‹ ， † ” †”’ •ž ０． ２１１ ２ ｍＬ ／ ｇ。 •Žž‡‹。 „Ž ‹’–ô —。 ˜™ ，Ž‘”¿™ •– —˜™Š。 š›œž，０． ４２５ ～ ０． ８５０、０． １８０ ～ ０． ２５０ ｍｍ ＜ ０． １８０ ｍｍ      ‘ ” Ÿ Œ  ０． ０４８ ６ 、０． ２０１ ２、０． １１０ ７ ｍＬ ／ ｇ，Š，０． １８０ ～ ０． ２５０ ｍｍ š‘”† 。 ›ˆ，‡‹ ， Ž，   ［ １６］ ¡ ，¡¢­¹s， œ –， ０． ４２５ ～ ０． ８５０ ｍｍ Ž‘”–  ０． １８０ ～ ０． ２５０ ｍｍ Ž。 ‚‚ƒ‚k。 ƒ ３ „
„à ｘ， ， † ]€ ３７７ £，¤：¥¦¸¹5 ， Ｔａｂｌｅ ２  ２  Ｐｏｒｅ ｖｏｌｕｍｅ ｏｆ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｓａｍｐｌｅｓ １ ～ １２ ‡Ÿ Ｙ１、 Ｙ２、 Ｙ３、 ＸＡ１、 ＸＡ２、 ＸＡ３、 ＸＢ１、ＸＢ２、 ＸＢ３、ＸＣ１、ＸＣ２、ＸＣ３。 Ｆｉｇ． ３ ３ ｍＬ ／ ｇ    Ｐｏｒｅ ｓｉｚｅ ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｒａｔｉｏ ｏｆ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｓａｍｐｌｅ ƒ ３ ˆ， ‰ Ｙ１、Ｙ２、Ｙ３ 
„à† ‡、 、 。 Ｙ１  «‡Š， 
„àˆ ９９． ３１％ 。 Ｙ２  „†‰‹ ， Œ‹¸， 
„à‡ ７０． １０％ 、２７． ８４％ 。 Ž Ｙ３  «‡Š， „ˆ ９６． ６０％ 。 Š‰
ž‡‹ 。  Œ ‘ ， ０． ４２５ ～ ０． ８５０、 ０． １８０ ～ ０． ２５０、 ＜ ０． １８０ ｍｍŽ
„à† ‘ 。 ‡„Ž，
 ’， Œ’，  ‹ ，““     Ｙ１ ０． ０００ ６ ０． ００１ ２ ０． ０２４ １ ０ ０． ０２５ ９ Ｙ２ ０． ００６ ８ ０． ０００ ２ ０ ０． ００２ ７ ０． ００９ ７ Ｙ３ ０． ２１３ ４ ０． ００１ １ ０． ０００ ５ ０． ００５ ９ ０． ２２０ ９ ＸＡ１ ０． ０３３ ５ ０． ００９ １ ０ ０ ０． ０４２ ６ ＸＡ２ ０． ０２７ ６ ０． ０２４ ５ ０ ０ ０． ０５２ １ ＸＡ３ ０． ０２８ ８ ０． ０２２ ５ ０ ０ ０． ０５１ ３ ＸＢ１ ０． １４１ ８ ０． ０１９ ５ ０． ００２ ９ ０ ０． １６４ ２ ＸＢ２ ０． １３９ ２ ０． ０６９ ６ ０． ００７ １ ０． ００４ ６ ０． ２２０ ５ ＸＢ３ ０． １７２ １ ０． ０４５ ７ ０． ００１ ２ ０ ０． ２１９ ０ ＸＣ１ ０． ０５５ ３ ０． ０５１ １ ０． ０００ ５ ０ ０． １０６ ９ ＸＣ２ ０． ０５６ ０ ０． ０５１ ５ ０． ０１２ ０ ０． ０１６ １ ０． １３５ ６ ＸＣ３ ０． ０４８ ９ ０． ０４０ ８ ０ ０ ０． ０８９ ７ ２． ３  ¸  ‚ „”，£ Ｓｈ ＝ ‹ ‚ Ｖｈ × １００％ ， Ｖｍ ¹ （１） ３ ¤：Ｖ ｈ ———‚，ｃｍ 。 Ｖ ｍ ———¹，ｃｍ３ 。 ¤（１） ˆ， ¹•
„ ‚ ‡­„‚。 ¹  žŸ¤ ]‚k。 - 56 - Ｖｍ ＝ ｍｘ × Ｖｇ ， — （２） ３７８ Ð Í Ñ Ò ：ｍ ｘ ———， ２６０ ｇ； Ｖ ｇ ———， — ｍＬ ／ ｇ。 、， ２０％ 、４０％ 、６０％ 、８０％ ，    ｍｈ ｍｈ ＝ Ｖｈ × ρｈ ，  ， ρ ｈ ——— ， （３） ０． ９１ ｇ ／ ｃｍ 。 ３ ［１７］   ， ＣＨ４ ＋ ｎＨ２ Ｏ → ＣＨ４ ·ｎＨ２ Ｏ， ，ｎ———
， ６ ［１８］ 。  Ｈ２ Ｏ  １８ ｇ ／ ｍｏｌ  １６ ｇ ／ ｍｏｌ   （４） ，   ｍｗ Ι ， （４） › ¡   ‰Ž、。 ‘’，“”• ­€ „ ， –„—˜™š›œ ，žŸ‹¡、  ‰Š ０． １８０ ～ ０． ２５０ ｍｍ ¢ £€—˜ ¤。 ３   （１） ¥、 ­€‚ƒ„“ ¦，€‚ƒ Γ „， •§¨ ©ª †‰，¡«‡ˆª†‰Š，¬•‹ ®”ˆƒ， Ž ¯„°‘’„， “ • ¨¬€ ＣＨ４   Ó ２８ Ô Á Œ。 ‚ƒ Š–¬±， –Œ Œ ²³ˆ。 （２） †¡、  ｍ ｗ ＝ ｍ ｈ × （６ × １８） ／ （１６ ＋ ６ × １８） 。  ´， Šµ ” （５） ‰；­”‰。  •– ¶—‰¡，¬˜”—˜– —˜             ，    （１） ～ （５）    。 （３） ¥­™‰¡， ‹¡‹ ­€。 
­€ ‚ƒ
 。 ­€  „ Ｔａｂｌｅ ３  ３。 ３  ´¸ ¹。 （４）０． １８０ ～ ０． ２５０ ｍｍ  ‹¡， ‰Š，¢ ¤。 Ｒｅｓｕｌｔ ｏｆ ｉｎｉｔｉａｌ ｗａｔｅｒ ｃｏｎｔｅｎｔ ｒｅｓｕｌｔ ｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎ ｄ ／ ｍｍ ０． ４２５ ～ ０． ８５０ ０． １８０ ～ ０． ２５０ ＜ ０． １８０ ／％  ｍｗ ／ ｇ ２０ １． ９９ ４０ ３． ９８ ６０ ５． ９８ ８０ ７． ９７ ２０ ８． ２５ ４０ １６． ４９ ６０ ２４． ７４ ８０ ３２． ９８ ２０ ４． ５４ ４０ ９． ０７ ６０ １３． ６１ ８０ １８． １５ ３ †‡ˆ，０． ４２５ ～ ０． ８５０ ｍｍ ，  £€—˜ ： ［１］ ［２］ ［３］ º， ， ， »． ¼Œ½¾ ¿À［ Ｊ］ ． ŸÁ， ２０１５， ４０（１０） ： ２２６９ － ２２７８．  ， ¡，  ， »． €—˜Œ ¢Ã ÄÅ［ Ｊ］ ． ŸÁ， ２０１５， ４０（１２） ： ２８２９ － ２８３５． Ｐｅｎｕｍａｄｕ Ｄ， Ｄｅａｎ Ｊ． Ｃｏｍｐｒｅｓｓｉｂｉｌｉｔｙ ｅｆｆｅｃｔ ｉｎ ｅｖａｌｕａｔｉｎｇ ｔｈｅ ｐｏｒｅ ｓｉｚｅ ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｏｆ ｋａｏｌｉｎ ｃｌａｙ ｕｓｉｎｇ ｍｅｒｃｕｒｙ ｉｎｔｒｕｓｉｏｎ ｐｏｒｏｓｉｍｅｔｒｙ ［Ｊ］． Ｃａｎａｄｉａｎ Ｇｅｏｔｅｃｈｎｉｃａｌ Ｊｏｕｒｎａｌ， ２０００， ３７（２）： ３９３ － ４０５． ［４］ Ｍａｔｔｓｓｏｎｎ Ｓ， Ｎｙｓｔｒｏｍ Ｃ． Ｔｈｅ ｕｓｅ ｏｆ ｍｅｒｃｕｒｙ ｐｏｒｏｓｉｍｅｔｒｙ ｉｎ ａｓｓｅｓ ｓｉｎｇ ｔｈｅ ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｂｉｎｄｅｒｓ ｏｎ ｔｈｅ ｐｏｒｅ ｓｔｒｕｃｔｕｒｅ ａｎｄ ｂｏｎｄ ｉｎｇ ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ ｏｆ ｔａｂｌｅｔｓ ［ Ｊ］ ． Ｅｕｒｏｐｅａｎ Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｐｈａｒｍａｃｅｕｔｉｃｓ ａｎｄ Ｂｉｏｐｈａｒｍａｃｅｕｔｉｃｓ， ２００１， ５２（２） ： ２３７ － ２４７． ［５］ £， 

， ． “”Ž¥„ °¢µ·—˜šˆÆÇ［ Ｊ］ ． ŸÁ， ２０１１， ３６（４） ： ６０９ － ６１４． ［６］ ［７］ ƒ­€‰Š， ‹Š １． ９９ ｇ。 ­ €‰Š， 、Œ  Šš›¦ ０． ２１１ ２ ｍＬ ／ ｇ， œ¦ ™‰Š。 ·”¥， ¡ ž ［８］ - 57 - ， 
， È ， »． “” ＳＥＭ ­ Ž  „° ¢ÄÅ［Ｊ］． ºÉÁ， ２０１６， ３５（９）： １８０５ －１８１４ ． €， ¡‚， ¸ƒ， »． „Ê˶°Ì¢ ［ Ｊ］ ． ŸÁ， ２０１１， ３６（１１） ： １８４５ － １８５１．  Í， ‚，  ， »． †Î‡ （  ４０４ ） ˶Ï­Ï ４０４       ［７］ ： ［１］ ， ． ［ Ｍ］ ． ： ［２］ ． ＣＡＲＭＡＸ     ＰＩＤ  ［８］ ＣＡＲＭＡＸ  ＰＩＤ ［９］  ＰＩＤ  ［１０］ ［ Ｊ］ ． ， ２０１５， ２５（６） ： ６８６ － ６９１． ．  ［４］ ． ［５］ ［ Ｊ］ ． ， ２０１６， ２６（１） ： ６８ － ７４．  ［ Ｊ］ ． ， ２０１６， ３８（３） ： ２７ － ３１． ［１１］ ．    ＰＩＤ ［ Ｊ］ ．  
  （   ） ， ２０１６， ３２ （５） ： ２８ － ３４． ［６］  ．   ’ ２８ “  Ｂｉｌｌｉｎｇｓ Ｓ Ａ， Ｌｅｏｎｔａｒｉｔｉｓ Ｉ Ｊ． Ｐａｒｍｅｔｅｒ ｅｓｔｉｍａｔｉｏｎ ｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ ｆｏｒ ｎｏｎｌｉｎｅａｔ ｓｙｓｔｅｍｓ［ Ｊ］ ． Ｉｆａｃ Ｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓ Ｖｏｌｕｍｅｒｓ， １９８２， １５（４） ： ５０５ － ５１０． ， ２０１３． ［３］   ，   ，   ．  ­ ［ Ｊ］ ． ‚ƒ„， １９９７， １４（４） ： １３ － １８． € Ｊｕｎｇ Ｌ，Ｔｒｕｌｓｓｏｎ Ｅ． Ａｄａｐｔｉｖｅ ｃｏｎｔｒｏｌ ｂａｓｅｄ ｏｎ ｅｘｐｌｉｃｉｔ ｃｒｉｒｅｒｉｏｎ ｍｉｎｉｍｉｚａｔｉｏｎ［ Ｊ］ ． Ａｕｔｏｍａｔｉｃａ， １９８５， ２１（４） ： ３８５ － ３９９．  ． €［ Ｍ］ ． ： ２０１４： １８９ － １９２． ， Ｃｈｅｎ Ｙ Ｍ， Ｗｕ Ｙ Ｃ． Ｍｏｄｉｆｉｅｄ ｒｅｃｕｒｓｉｖｅ ｌｅａｓｔｓｑｕａｒｅｓ ａｌｇｏｒｉｔｈｍ ｆｏｒ ｐａｒａｍｅｔｅｒ ｉｄｅｎｔｉｆｉｃａｔｉｏｎ［ Ｊ］ ． Ｉｎｔ Ｊ Ｓｙｓｔｅｍ Ｓｃｉ， １９９２， ２３（２） ： １８７ － ２０５．  ＰＩＤ  ［ Ｊ］ ． ， ２０１６， ３０（４） ： ４１ － ４７． （   ） 檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪 （  ３７８ ）  ［９］ ［１０］ ，  ，  ［１２］ 

， ，  Š  ［１５］ “ ［１６］ ˆ‹ ， ‰． ˆ、‘’‘ ”  •   ［ Ｊ］．    –   ， ２０１５， ２６ （ １１ ）： ，  ， ２００６． ．  ­— ＧＢ ／ Ｔ ２１６５０． １—２００８ œƒ ［ Ｍ］ ． ： €
 ’Ÿ［ Ｓ］ ． ： 
­€， ２００８． †‡ˆ， ‰Š， ‹ŒŒ． ¡¢œƒ ” ž ˜¨™， ©š， ›ˆ •–— ． ˆ’‰™š‚［ Ｊ］ ． ˆ ª， ， ， ‰． ˆ«Š­Ÿ‹«¬ œ¯， žŸ， ¨
． ž°Œ ®™š［ Ｊ］ ． ˆ， ２００５（１） ： １００ － １０３． ［１７］ ： 
， ２００７． ［１８］ ’ž„ 、”„ 
˜， ２０１１（１２） ： ９１ － ９３． 
˜
˜™ š，   ‚ ›  ． › ［１３］ ， ‰． ˆ ŒŽ［ Ｊ］ ． ˆ， ２０１０， ３５（９） ： １５０６ － １５１１． †， Ž． ¥‘’“、œƒ ‡˜¦§［ Ｊ］ ． ‘„， ２０１３， ３４（ Ｓ２） ： １３４ － １４２． ［ Ｊ］ ． ˆ， ２０１０， ３５（ Ｓ１） ： １５８ － １６３． †‡ ２２０８ － ２２１８． ［１１］ ［１４］ ­ ， ， ¨
． Ž Œ°［ Ｊ］ ．  ９６６． „［ Ｍ］ ．  ‘¡° ›， ２０１０， ３０（４） ： ９６３ － ‚、£ˆ¤ƒ“ ™š［ Ｊ］ ． ˆ„， ２０１６， ４４（４） ： ６４ － ６７． （  - 58 - ）  ２８  ５  ２０１８  ９    １，２  ，  １，２  ，
‡ˆ‰Š‹ŒŽ，  ‚ƒ„ Ｓｅｐ． ２０１８  １，２  ，  ２，３  ， １，２  １５００２２； ２．  （１． 
，  ! Ｖｏｌ． ２８ Ｎｏ． ５          Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ­€‚ƒ„ １５００２２； ３．  ‘’，  † １５００２２） "： ，
  ­€， †‡ˆ‰Š‹，ŒŽ‡ˆ‘ ’“”’•–—˜。 ™š›œ：‚ žŸ¡¢£， †‡ˆ¤¥，’“¦§”’¨©¤ª； ，¦§”’ «¬®”¯°、±‹²³´，¨©µ，¶·¸¹，¹º»¼“§½¾， ¦§”’«¿À  †‡ˆ １ ＭＰａ ‰Š‹，ÆÇÈɏ”’Ê¥，Ȩ̈ÍÊÎ。 ÏÐ ÒÓ½ÔÕÖ×。 ÁÂÃÄ；µÅ， ŽÑ #$%：ØÙÚ； ； ； ’； ”’ ｄｏｉ：１０． ３９６９ ／ ｊ． ｉｓｓｎ． ２０９５ － ７２６２． ２０１８． ０５． ００１ &'()*：ＴＤ７１２ +,-*：２０９５－ ７２６２（２０１８）０５－ ０４８３－ ０５ +./01：Ａ Ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｉｎｉｔｉａｌ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｏｎ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ Ｗｕ Ｑｉａｎｇ１，２ ， Ｊｉｎ Ｋａｉ１，２ ， Ｚｈａｎｇ Ｂａｏｙｏｎｇ１，２ ， Ｇａｏ Ｘｉａ２，３ ， Ｌｉｕ Ｃｈｕａｎｈａｉ１，２ （１． Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆ Ｓａｆｅｔｙ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｈａｒｂｉｎ １５００２２， Ｃｈｉｎａ； ２． Ｎａｔｉｏｎａｌ Ｃｅｎｔｒｅａｌ Ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ ｏｆ Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ Ｇａｓ Ｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ Ｐｉｐｅｌｉｎｅ Ｓａｆｅｔｙ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｈａｒｂｉｎ １５００２２， Ｃｈｉｎａ； ３． Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆ Ｃｉｖｉｌ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｈａｒｂｉｎ １５００２２， Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ ｉｓ ａｎ ａｔｔｅｍｐｔ ｔｏ ｉｍｐｒｏｖｅ ｔｈｅ ｓｔａｂｉｌｉｔｙ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｄｕｒｉｎｇ ｓｔｏｒａｇｅ ａｎｄ ｔｒａｎｓ ｐｏｒｔａｔｉｏｎ ｂｙ ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｎｇ ｔｈｅ ｌａｗ ｂｅｈｉｎｄ ｔｈｅ ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｏｎ ｔｈｅ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｒａｔｉｏ ａｎｄ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｒａｔｅ ｕｎｄｅｒ ｔｈｒｅｅ ｉｎｉｔｉａｌ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｐｒｅｓｓｕｒｅｓ ｕｓｉｎｇ ａ ｓｅｌｆｂｕｉｌｔ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ ｄｅｖｉｃｅ． Ｔｈｅ ｒｅｓｕｌｔｓ ｓｈｏｗ ｔｈａｔ， ｗｉｔｈｉｎ ｔｈｅ ｒａｎｇｅ ｏｆ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｓｃａｌｅ， ａ ｌａｒｇｅｒ ｉｎｉｔｉａｌ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｍｅａｎｓ ａ ｓｍａｌｌｅｒ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｒａｔｉｏ ａｎｄ ｉｎｓｔａｎｔａｎｅｏｕｓ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｒａｔｅ； ｔｈｅ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｐｒｏｃｅｓｓ ｉｎｖｏｌｖｅｓ ａｎ ｉｎｉｔｉａｌ ｑｕｉｃｋ ｒｉｓｅ ａｎｄ ａ ｄｅｃｒｅａｓｅ ｉｎ ｔｈｅ ｉｎｓｔａｎｔａｎｅｏｕｓ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｒａｔｅ； ｔｈｅ ｐｅａｋ ｖａｌｕｅ ｉｓ ｆｏｌｌｏｗｅｄ ｂｙ ａ ｌｏｃａｌ ｆｌｕｃ ｔｕａｔｉｏｎ ｉｎ ｔｈｅ ｉｎｓｔａｎｔａｎｅｏｕｓ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｒａｔｅ ｄｕｅ ｔｏ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ａｂｓｏｒｐｔｉｏｎ ａｎｄ ｌａｃｋ ｔｉｍｅｌｙ ｈｅａｔ ｓｕｐｐｌｙ ａｎｄ ｔｈｅ ｌａｔｅｒ ｓｔａｇｅ ｏｆ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｉｎｖｏｌｖｅｓ ａ ｇｒｅａｔｅｒ ａｖｅｒａｇｅ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｒａｔｅ ｏｆ ｓｔａｇｅ ａｎｄ ａ ｌｏｎｇｅｒ ｄｕｒａ ｔｉｏｎ ｉｎ ｔｈｅ ｐｒｅｓ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｅｎｃｅ ｏｆ ｔｈｅ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｉｎｉｔｉａｌ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｏｆ １ ＭＰａ． Ｔｈｉｓ ｓｔｕｄｙ ｃｏｕｌｄ ｐｒｏｖｉｄｅ ａ ｔｈｅｏｒｅｔｉｃａｌ ｒｅｆｅｒｅｎｃｅ ｆｏｒ ｔｈｅ ｓｔｏｒａｇｅ ａｎｄ ｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ＣＢＭ； ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ； ｓｔｏｒａｇｅ ａｎｄ ｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ； ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｒａｔｉｏ； ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｒａｔｅ 2345： ２０１８ － ０５ － ０９ 6789： “”•–‡—˜™š›（５１３３４００５） ；“”•–‡—œžš›（５１６７４１０８） :;<=>?： Ÿ ¡（１９５９ － ） ，¢，£¤¥¦§¨，©ª，«¬®¯°，‰Š±²：
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 ２ ℃ 、７ ＭＰａ， @—ü ２ ℃ ， )(@Ð` ｐ ｏ 
 ０、１、２ ＭＰａ。 １． ２  ;:üÊýþ：（１） ã Àð ÕÿÛ ，§~Ú;:Ã， }ñì| ＳＤＳ óÎ{[¡ šÛ；（２） ŸÛ ， †(¦—， \—üûÈ ２ ℃ œ ]ÿ¡šÛ ２ ～ ３ ^，Ž_¡šÛÝ ；（３ ） `¡šÛ@[ ７ ＭＰａ Ë， †( - 60 - £５ ¤ ，；（４）  ， ；（５） ，    ，     ；（６） 
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¨© ¥ › ， š ( △ｄｎｔ ) ＝ ｖ ＝ ｇ ｔ (ｎ ) ｇ ｔ ＋△ｔ － ( ｎｇ ) ｔ △ｔ 。 （３） Ž‘—¾”‘ ｖ ˜‚‚Å —¾ ”‘，™Æº³©­ ‚‚Å ５ ｍｉｎ，  － ｖ ＝ ［ （ ｎ ｇ ） ｔ ＋５ － （ ｎ ｇ ） ｔ ］ ／ ５ ， － š （４） š：ｐ———，ＭＰａ； Ｖ——— ¯›Ç，Ｌ； θ———，℃ ； Ｚ———œžÈ，ˆ»¼ÉŸ¡Ê； Ｒ——— ›Ë，­ ８． ３１４； (ｎ ) ， ( ｎ ｇ ) ｔ — ｔ ＋ △ｔ 、 ｔ –Š‹
ｇ ｔ ＋△ｔ ›，ｍｏｌ。 ２  ２． １  ˆš（１） 、（２） »¼‘， Ì¢ † ３ ‡ ‘€‚†。  Ｖａｒｉａｔｉｏｎ ｏｆ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｃｕｒｖｅｓ ｕｎｄｅｒ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ １． ３  ·‰ƒŠ‹
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‘、½ ”‘Ž‘—¾”‘‹Œ’“” •‰。 ”，Š‹
› △ｎ ｇ  š △ｎ ｇ ＝ › ( ＺＲｐＶθ ) ｔ ＝ ｔ ＋△ｔ ‘ ｘ ｔ ¿– ²—， š ｘｔ ＝ (ｎ ) ｇ ｎ － ( ＺＲｐＶθ ) ｔ＝ｔ 。 （１） À»›€Á ｔ × １００％ 。 （２） - 61 - Ｆｉｇ． ３ ３  Ｖａｒｉａｔｉｏｎ ｏｆ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｒａｔｉｏ ｗｉｔｈ ｔｉｍｅ ｆｏｒ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｕｎｄｅｒ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ４８６ § ¨ © ª  ３ ，， 。 ，， ０ ＭＰａ  ， １９． ５ ｍｉｎ  ，  ２ ＭＰａ   １ ＭＰａ ，  １９． ５ ｍｉｎ  ，     ，   ６７． ７％ 。 １９． ５ ｍｉｎ １００％ ， 。  ６０ ｍｉｎ，  ，  ０ ＭＰａ 
，   ９９． ２％ ， ９５ ｍｉｎ， 
，   ９６． ８％  ９５． ３％ 。 ２． ２  （１） 、（３）  
¬ ¬ ¯ ２８ ° ® １０ － ３ ｍｏｌ ／ ｍｉｎ， ２ ＭＰａ ‚，  ２２． ９ × １０ ｍｏｌ ／ ｍｉｎ，         ２ ＭＰａ， ０ ‘ １ ＭＰａ   －３ ‚ ７４％  ４１％ 。  ’“    １ ＭＰａ，  ２ ＭＰａ。  ０ ＭＰａ， ”  ‚，  •ƒ，– ­€ ƒ ，   —‚ ˜，•™š，—ƒ›œ„ †，‰Š‡šž‹，ˆ‰Š  ­€ ‹，‰‡šžŠ， • • ， Ÿ¡‚
• ­€Ž 。 ­€ ­ ４ 。  ４ ， ，   ０  €‚，  «  ， ƒ，„。
 ２ ， ，†‡，† （１） 、（４） ‹ŒŽ
• ‘ ５ ｍｉｎ ’“ ，
 ５ 。 ５ Ｆｉｇ． ５  Ｓｔａｇｅ ｏｆ ａｖｅｒａｇｅ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｒａｔｅ ｏｆ ｇａｓ ｈｙ ｄｒａｔｅ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｐｒｏｃｅｓｓ  ５ ，，’“ ƒ 。 ０ ～ ５ ｍｉｎ „ ５ ～ １０ ｍｉｎ ’“  ”¢， ， ’“  ；１０ ～ １５ ｍｉｎ， １ ＭＰａ ’“  ０ ＭＰａ ––‘， １ ＭＰａ •  Ｆｉｇ． ４ ４ ３ ”—  。   
’“ ，†‡–—˜。   Ｉｎｓｔａｎｔａｎｅｏｕｓ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｒａｔｅ ｏｆ ｇａｓ （１） £¤
•，  ｈｙｄｒａｔｅ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｐｒｏｃｅｓｓ  ‚， •¥， １ ＭＰａ ¦™ƒ，”–  ‡ˆ，‰Š  ‹。 ŒŽ －３  ０ ＭＰａ ‚ ， ３９． ９ × １０ ｍｏｌ ／ ｍｉｎ，  １ ＭＰａ ‚，  ３２． ５ × ，”„ ‘ ５ ｍｉｎ ’“ — ，†‡–—˜。 （２）  —， —ƒ›œ„ - 62 - †，•¥，  Ž  Â５ à ¬ ®， ：ÄÅ ˆ 。 （３） 、  ， ， ，  ［３］ ­€‚ƒ„ †， ２０１５， ３６（１２） ： ２６３７ － ２６４０． ， ． ˆ
， ［５］ ［６］ ’． “”•–—˜ƒ„［ Ｄ］ ．  ， ２００８． ’ ．  “ ”      • ™ š ［ Ｍ］ ．  €， ２０１１． ‚ƒœ， „ ［７］ ［８］ ［９］ ［１０］ Žƒ‘， ’“”， •–—． ¢£¤¥“”™š  ›， œ ž． “”¢£ £ ． ‹Œ¨””¢£ ŠŸ¡•ˆ¢［ Ｊ］ ． Œ ¦¢ ¢， ２０１６（３４） ： ２０３ － ２０３． „［ Ｊ］ ． •¥， ２０１５（１） ： １６ － １７． 
¶¯°ˆ ¸ ¹      º  » ¼ ［ Ｊ ］． ［１６］ ®， ®， ˜«¨， ‚¯°，  ›   ， Ｚｈａｎｇ Ｂ， Ｃｈｅｎｇ Ｙ，Ｗｕ Ｑｉａｎｇ， ｅｔ ａｌ． Ｓｐｏｎｇｅ ｅｆｆｅｃｔ ｏｎ ｃｏａｌ ｍｉｎｅ ｎｅｓｅ Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｃｈｅｍｉｃａｌ， ２０１１， １９（４） ： ６１０ － ６１４． ［１７］ · ¸ ¹， º « ´． ¸ ¹    € ‚ ［ Ｊ］ ． Œ »ƒ¼， •  ２００８， ５９（３） ： ６８１ － ６８６． ［１８］ ［１９］ ½． ¨” ¾›， ２０１７， ２８（３） ： ３７７ － ３８２． ¿½À， Á Â，  ， ． ＣＨ４  €：¾‚¿‘ À”à Áƒ ［ Ｊ］ ． ２０１８（２） ： ４１７ － ４２２． ［２０］  ， ­ƒ„［ Ｊ］ ．    †  ， Ｐａｎｇ Ｗ Ｘ， Ｘｕ Ｗ Ｙ， Ｓｕｎ Ｃ Ｙ， ｅｔ ａｌ． Ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｄｉｓｓｏｃｉａ ｔｉｏｎ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ ｉｎ ａ ｍｉｄｄｌｅｓｉｚｅｄ ｑｕｉｅｓｃｅｎｔ ｒｅａｃｔｏｒ ｕｓｉｎｇ ｔｈｅｒｍａｌ ［２１］ ． ¯°± ． Ž‰ €‚［ Ｊ］ ． ， ２００９（３） ： ３６１ － ３６５ ． Ｒｕａｎ Ｘ， Ｌｉ Ｘ Ｓ， Ｘｕ Ｃ Ｇ． Ｎｕｍｅｒｉｃａｌ ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｐｒｏｄｕｃ ｔｉｏｎｓ ｃｏｍｂｉｎｅｄ ｗｉｔｈ ｗｅｌｌｗａｌｌ ｈｅａｔｉｎｇ［ Ｊ］ ． Ｅｎｅｒｇｉｅｓ， ２０１７， １０ § （２） ： １ － １７． ¦¢ƒ ［２２］ ｌｉｂｒｉａ， ２０１３， ３５８（１１） ： １１４ － １２０． ［２３］ ­² ， ２０１７， ３７ ± Ｂａｇｈｅｒｚａｄｅｈ Ｓ Ａ， Ａｌａｖｉ Ｓ， Ｒｉｐｍｅｅｓｔｅｒ Ｊ Ａ， ｅｔ ａｌ． Ｅｖｏｌｕｔｉｏｎ ｏｆ ｍｅｔｈａｎｅ ｄｕｒｉｎｇ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ［ Ｊ］ ． Ｆｌｕｉｄ Ｐｈａｓｅ Ｅｑｕｉ ­（ “”） ©–™šª‘‰［ Ｊ］ ．  ， ２０１８（５０） ： １３ － １８．  Ｒａｍａｎ «¬³®［ Ｊ］ ． «¬•«¬ ¬ ． · ｔｉｏｎ ｂｅｈａｖｉｏｒ ｏｆ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅｓ ｕｎｄｅｒ ｄｅｐｒｅｓｓｕｒｉｚａｔｉｏｎ ｃｏｎｄｉ ˜™š， ‹ ˜«¨， ©ª， ¬ µ， ｍｅｔｈｏｄ［ Ｊ］ ． Ｆｕｅｌ， ２００９， ８８（３） ： ４９７ － ５０３． ［ Ｊ］ ． Œ”， ２００９， ２８（２） ： ５４ － ５６． §．  •³´， ‚¶， ¦  ­€， ２００８： ４４０ － ４４４． ¤， ˜ ［１５］ •™šƒ ： （９） ： ２７６８ － ２７７３． ［１２］ ­ ．   ［１１］ ． “” †， ž Ÿˆ‰Š‡． ２００８ ¡“”šƒ‡ ¦ Ｃｈｅｎｇ Ｙ， Ｗａｎｇ Ｌ， Ｌｉｕ Ｈ， ｅｔ ａｌ． Ｄｅｆｉｎｉｔｉｏｎ， ｔｈｅｏｒｙ， ｍｅｔｈｏｄｓ， ¨” ： › „［ Ｃ］ ／ ／ ‡“”ˆ‰Š‡． ‹Œ‡‹ Ÿ ²‚ƒ„´µ［ Ｊ］ ． › ｍｅｔｈａｎｅ ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ ｂａｓｅｄ ｏｎ ｃｌａｔｈｒａｔｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｍｅｔｈｏｄ［ Ｊ］ ． Ｃｈｉ ­‹ŒŽ‰‘‰［ Ｊ］ ． ， ２０１７， ４２ （ ６ ） ： Œ ［１４］ ­‰ １４６６ － １４７４． ［４］ ­Œ ２０１８， ３４（１） ： ２６ － ３３． ， ．  ， ‡，  Š ®．  ™š， ２０１４， ４２（６） ： ８１ － ８５． Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， ２０１５， ２（１） ： ５２ － ６５． ［ Ｊ］ ． ， ２０１７， ４６（２） ： ４１５ － ４２２． ［ Ｊ］ ． ¬ ａｎｄ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｓ ｏｆ ｔｈｅ ｓａｆｅ ａｎｄ ｅｆｆｉｃｉｅｎｔ ｓｉｍｕｌｔａｎｅｏｕｓ ｅｘｔｒａｃｔｉｏｎ ．  ／  ， ———
［２］ ［１３］ ４８７ ³º»¼ ｏｆ ｃｏａｌ ａｎｄ ｇａｓ ［ Ｊ ］ ． Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｃｏａｌ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ ： ［１］ 。 ­ Ｗｕ Ｑ， Ｗａｎｇ Ｙ， Ｚｈａｎｇ Ｊ， ｅｔ ａｌ． Ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｒａｐｉｄｌｙ ｄｅｐｒｅｓｓｕｒｉｚｉｎｇ ａｎｄ ｒｉｓｉｎｇ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｏｎ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ［ Ｊ］ ． Ｊｏｕｒ ｎａｌ ｏｆ Ｅｎｅｒｇｙ Ｃｈｅｍｉｓｔｒｙ， ２０１２， ２１（１） ： ９１ － ９７． ­ （  - 63 -  ）  ２９  ３  Ｖｏｌ． ２９ Ｎｏ． ３          Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ２０１９  ０５   １，２  ， ２．   ＴＢＡＢ － ＳＤＳ  １，２  ，  １，２  ， ­€‚ƒ„  １，２  ， （１． 
，  Ｍａｙ ２０１９ １５００２２； １，２   †
‡ˆ‰Š‹ŒŽ‘’“”•–—，  １５００２２） ! "： ， 
   ， ＴＢＡＢ ＳＤＳ ­€‚ƒ „ †‡ˆ‰Š‹ ŒŽ‘’ “ ”†•–  —˜™š。 ›œžŸ， ¡ 、 ¢£ 、 ¤¥¦§¨。 ２ ℃ © ª、«¬ŒŽ®¯°±‰，²³´ ０． ０５６ ｍｏｌ ／ ｍｉｎ “ ０． ６６８ ｍｏｌ， ±µ¶· 。 ¸ ¹º‰，«¬ŒŽ®¯°“ »¼ ª¬½ ５ ℃ ³´±¾。 ＴＢＡＢ － ＳＤＳ ”†• »¼¿ÀÁ•，Âà ＴＢＡＢ Ä  ©Å½ÆÇÈÉÊË，½Ì¥ÍÎÏÐÑ ＳＤＳ  ÀÁ•。 ； »¼—˜™； ‡ˆ； #$%： ª； ŒŽ®¯° ｄｏｉ：１０． ３９６９ ／ ｊ． ｉｓｓｎ． ２０９５ － ７２６２． ２０１９． ０３． ００１ &'()*：ＴＤ７１２ +,-*：２０９５－ ７２６２（２０１９）０３－ ０２５５－ ０６ +./01：Ａ Ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｉｎｉｔｉａｌ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｏｎ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ ｋｉｎｅｔｉｃｓ ｉｎ ＴＢＡＢＳＤＳ ｓｙｓｔｅｍ Ｚｈａｎｇ Ｂａｏｙｏｎｇ１，２ ， Ｚｈａｎｇ Ｑｉｎｇ１，２ ， Ｚｈａｎｇ Ｑｉａｎｇ１，２ ， Ｌｉｕ Ｃｈｕａｎｈａｉ１，２ ， Ｗｕ Ｑｉｏｎｇ１，２ （１． Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆ Ｓａｆｅｔｙ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｈａｒｂｉｎ １５００２２， Ｃｈｉｎａ； ２． Ｎａｔｉｏｎａｌ Ｐｒｏｆｅｓｓｉｏｎａｌ Ｃｅｎｔｅｒ Ｌａｂ ｏｆ Ｓａｆｅｔｙ Ｂａｓｉｃ Ｒｅｓｅａｒｃｈ ｆｏｒ Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ Ｇａｓ Ｐｉｐｅｌｉｎｅ Ｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ Ｎｅｔｗｏｒｋ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｈａｒｂｉｎ １５００２２， Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ ｉｓ ｆｏｃｕｓｅｄ ｏｎ ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｎｇ ｔｈｅ ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｏｎ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｒａｐｉｄ ｇｒｏｗｔｈ． Ｔｈｅ ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｏｎ ｅｎｔａｉｌｓ ｕｓｉｎｇ ｖｉｓｕａｌ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ ａｎｄ ｓｔｒｅｎｇｔｈｅｎｉｎｇ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｄｅ ｖｉｃｅ ｆｏｒ ａｎ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｓｔｕｄｙ ｏｎ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ ｋｉｎｅｔｉｃｓ ｆｏｒ ｈｉｇｈ ｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎ ｇａｓ ｍｉｘｔｕｒｅ ｕｎｄｅｒ ｓｙｎｅｒｇｉｓｔｉｃ ａｃｔｉｏｎ ｏｆ ＴＢＡＢ ａｎｄ ＳＤＳ ａｔ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｉｎｉｔｉａｌ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｓ． Ｔｈｅ ｒｅｓｕｌｔｓ ｓｈｏｗ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｃｏｎｓｉｓｔｓ ｏｆ ｔｈｅ ｔｈｒｅｅ ｓｔａｇｅｓ， ｒａｐｉｄ， ｓｌｏｗ ａｎｄ ｓｔａｂｌｅ ｏｎｅ； ｔｈｅ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｒａｔｅ ａｎｄ ｔｈｅ ａｖｅｒａｇｅ ｇａｓ ｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎ ａｔ ２ ℃ ｉｓ ｕｐ ｔｏ ｔｈｅ ｐｅａｋ ｖａｌｕｅ ｏｆ ０． ０５６ ｍｏｌ ／ ｍｉｎ ａｎｄ ０． ６６８ ｍｏｌ ｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙ， ｗｈｉｃｈ ｉｓ ｍｏｓｔ ｆａｖｏｒａｂｌｅ ｔｏ ｔｈｅ ｆａｓｔｅｒ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ； ａｌｏｎｇ ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｉｎｃｒｅａｓｅ ｏｆ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｃｏｍｅｓ ｔｈｅ ｌｏｗｅｓｔ ｖａｌｕｅ ｉｎ ｔｈｅ ａｖｅｒａｇｅ ｇａｓ ｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎ ａｎｄ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｇｒｏｗｔｈ ｒａｔｅ ａｔ ５ ℃ ； ａｎｄ ｔｈｅ ｓｙｎｅｒｇｉｓｍ ｏｆ ＴＢＡＢＳＤＳ ｃｏｕｌｄ ｐｒｏｍｏｔｅ ｔｈｅ ｇｒｏｗｔｈ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｗｈｉｌｅ ａ ｌａｒｇｅ ｌａｔｅｎｔ ｈｅａｔ ｏｆ ｐｈａｓｅ ｃｈａｎｇｅ ｄｕｒｉｎｇ ｔｈｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｏｆ ＴＢＡＢ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｔｅｎｄｓ ｔｏ ｉｎｈｉｂｉｔ ｔｈｅ ｐｒｏｍｏｔｉｎｇ ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ＳＤＳ ｏｎ ｔｈｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ； ｇｒｏｗｔｈ ｋｉｎｅｔｉｃｓ； ｉｎｉｔｉａｌ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ； ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｒａｔｅ； ｇａｓ ｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎ 2345： ２０１９ － ０３ － ２０ 6789： ˜™š‡›œžŸ¡（ ＺＤ２０１７０１２） :; < = > ?： ¢ £ ¤ （ １９８２ － ） ， ¥，
¦ ˜ § ¨ ©， ª « ¬， ® ¯， ‰ Š ° ±： ｏｕｔｌｏｏｋ． ｃｏｍ。 - 64 - ² ³ ´ µ ¶ ·， Ｅｍａｉｌ： ｚｈａｎｇｂａｏｙｏｎｇ２０１７ ＠ ２５６ ０ 1  2 3 4  ，   ， ，
 ［１］  ­€ 。 ‚ƒ„ ， †‡ˆ‰Š‹， ŒŽ‘’“”•–—，˜™š›€–—œ、 ［２］ ž­ € Ÿ ¡、 ¢ £   ¤ ¥ ¦ § ‹ ¨ © ª 。 ２００５ «，¬Ž® ［３］ ¯°™±–—²•³´µ ¶·–—。 µ¸¹， º»¼½¾，１ ¿ ［４］ ， ÆÇ ³ ²•ÀÁ à １８０ ¿ÄÅ È、 － １５ ～ － １０ ℃ ÉʾËÁÌÍ Ã， ÎÏ， ² ［５ － ８］ •À Ð ¦§  š、 ÐÉÊÑÒ® ÓÔ。 ÕÖ²•×ØÙÚÎÛ×ØܜҲ •ÀÝ 。 Þ«ß， à á▗ãŒäåæçè ˜é  ê ¢ ë × Ø ç è ì ‘ í Ù î ï。 ð ñ ò ［９］ ® îïó ＳＤＳ ˜ÄŲ•ÀôõöáÕÖ， Ÿ÷øù，Çúû¹ ＳＤＳ ÁäåÄŲ•Àôü ［１０ － １１］ ýþÿ~}|{Ò[Ü\Œ]。 ^_`® Ç@?>Ñ\ÒÈöÉʾ， –— ＴＨＦ － ＳＤＳ  ˜=å×ؙ，îïøù，@? >Ñ\ÒãŒæÉÊ@™šó ＣＨ４ ¶·œ，  ［１２］ ó²•[ܜҲ•ÀÝ 。 <¢;® –— ＴＢＡＢ － ＳＤＳ ãŒæ˜š\ ＣＯ２  (  á á 5 １  １． １  6 ２９ 7  :/—˜™—$šî›Áœ²•×Ø :/，žŸ １ ¡¢。 :/£#¤¥²•¦%§ ¨½¦%§，š¨© ２ ª«œ¬¦%§、２ ª® ù¯°±²Ò ４ ª@³´±²Â+³Íµ¶Œô。 § ·   Ó › ´， ¸ È  ２０ ＭＰａ， ¹ º  １００ ｍｍ，š\ ８００ ｍｍ。 » -¼½§šÈ®ù œ¬，¸È ２０ ＭＰａ。 ¦%§“¾Ñ²¿ÀÁÂ， à ü ¾ Ñ ² ¿ ß Ä › ¦ % § Ñ \， Ä Ñ Å Æ  － ２５ ～ ９５ ℃ 。 §¹Ñ\©¹¥ Ｐｔ１００ Ç È É Ñ \
ʘËÍ， Ë ÅÆ － ３０ ～ ５０ ℃ ， Ë Ì\ ± ０． ０１ ℃ 。 Èö©šÌ\Èö
ʘËÍ， Ë Å Æ ０ ～ ２５ ＭＰａ， Ë Ì\ ± ０． ０１ ＭＰａ。 §¹Ñ \、Èö©™Í:~ÎÏà ，šÐ ÄÑÒÃüÓù+ÔÕ¤¥Ö×:~Øѧ ¹¼¦%¼½。 :/—Ùæ ＴＢＡＢ \ ０． ２ ｍｏｌ ／ Ｌ，ＳＤＳ Ú \ ５００ ｍｇ ／ Ｌ， âÛ׈Ùæ，Ü$",! Ýށ¯Ùæ§ßàá。 :/—:/0$› âØã²。 :/©",!äù §ßàá ›， -，ｘ（ＣＨ４ ） ＝ ９０％ ，ｘ（Ｎ２ ） ＝ ８％ ，ｘ（Ｏ２ ） ＝ ２％ 。 岕×Ø，:/øù， @|{ ［１３］ óþÿ~}，™šó×Ø\。 Ｄ． Ｌ． Ｚｈｏｎｇ ® îïøù，Ç ２７７． １５ Ｋ、３． ９ ＭＰａ、ＴＢＡＢ ¿× ０． ２９％ Éʾ，ＣＨ４ ¿× ３０％   .×Ø •- ＣＨ４ ¿× ７０％ 。   ó   \ =     （ ２９． ９５％  ＣＨ４ ＋ ６０． ０％ Ｎ２ ＋ １０． ０５％ Ｏ２ ） Ç  , ¿   ［１４］ １． ３８％  ＴＢＡＢ ＋ Ｈ２ Ｏ ²•í
，’ÇíÑ\¾\Ç ＴＢ ＡＢ ＋ Ｈ２ Ｏ Ò² ²•í
Èöù² 。 ¹§Ù?>Ñ\ҐãŒæ•ãŒæ Éʘ • ×ØÕÖîï， ­€͋¨ Ｆｉｇ． １ ô÷。 Œ]²•×Øåý，×؂÷，ƒâÇ ＴＢＡＢ － ＳＤＳ „ãŒæ †—+@?>Ñ\ １． ２ ¾，‡˜=²•À]ܕôõöá‘ì îï，׈?>Ñ\˜²•À•ôܜÒ ÕÖ，‹ï Œ×ãŒæä岕À ]ܕôŽµ，Â*‘²•³×Ø) ‰Š ’µ¸Òçè，²•×Ø —™”µ¸•–。 Ð(“'&% １  Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｓｙｓｔｅｍ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ :/™—¾åæÑ\çèËÍ ＣＨ４ ,×   ９０％  ＣＨ４ ＋ Ｎ２ ＋ Ｏ２ • Ç=§ ＴＢＡＢ Ò ＳＤＳ • ¾²•À•ôõöá•， üýž¾： （１） ›。 Ãüçèéê， ¥ ５００ ｍＬ  ë¨ ＴＢＡＢ ３２． ３２７ ｇ、 ＳＤＳ ０． ２５０ ｇ。 ™ — Ｎｅｗ ¦ - 65 - Ã３ Ä †‡Ç ＴＢＡＢ － ＳＤＳ È Å€Æ，«： Ｃｌａｓｓｉｃ ＭＳ ，  ， ＭＳ２００   ，   ３０ ｍｉｎ。    ，
  。 （２）    ­€ 
‚，ƒ„ †。 ‡ˆ‰， Š‹‰，Œ Ž‘ ­ €’ˆ‚。 （３） ƒ €­“ „Ž‘” ８ ＭＰａ。 （４） •‚ １、２、３、４、５ ℃ –— †，  ˜‡ –—™Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ。 ˆš １ ℃ ‰† ， ›œž›œŠŸ¡‹ž¢£ ¤›¥¦。 § ， Ž‘ª，« ÉÊ È ， Δｔ———Ë ˜  À § １０ ｍｉｎ。 ３ ２５７ †  À   Ï，   ３． １ EFGHPQRNOBST ŒЛ， ‘œžŸ´µ ©•‹Ñ，Ò™—‘œ„、Ó ©•ÔÕ ２ Î。 Œ™ Ｉ šÖ׳Àض， Õ ３、４ ˜Ã·¸™ Ｉ ‘œžŸ„ Ó  © • Ù ‚
  ‘  œ ž Ÿ  ©•。 Ú¢ „¨’ ５ ｈ Œ© Ž¬。 （５） ‰†®“ ２７ ℃ Œ‘¯’°， § Š„“‚±” （６ ｈ Œ ） ²©•， ‰†³–´—˜ 。 µ¶™· 。 ２  '２ ™š¸¹›º，‘œžŸ，‹ »–‘‹，¼œ‹ ½ 。 Ｆｉｇ． ２ UVWLXYZ[\]^_`abc Ｖａｒｉａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ａｎｄ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｗｉｔｈ ｔｉｍｅ ｕｎｄｅｒ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｓｙｓｔｅｍｓ ¾¿‘œ †ÀŠŽ¬À、 „ ”，Ž­¡¢£Ÿ， Á ， ‘œÄÅ ¤Æ  ［１５］ ©•Ç ‚。   Ä Å ‘    Æ È （ １ ） ÉÊ： Δｎ ｔ ＝ Ｖ ｇ ( ｐｔ ｐ０ － ， ＲＺ０ Ｔ０ ０ ＲＺ ｔ Ｔ ｔ ｔ ) ( È：Δｎ ｔ ———ｔ ÀÄÅ，ｍｏｌ； Ｖ ｇ ——— ‹†¥，Ｌ； ) （１） ｐ０ 、ｐ ｔ ———‘¦œ †À§Ë˜ À„，Ｐａ； Ｔ０ 、Ｔ ｔ ———‘¦œ †À§Ë˜ À，Ｋ； Ｚ０ 、Ｚ ｔ ———¦œ '３ Ｆｉｇ． ３ †À§Ë˜À ［１６］ „¨©，Æ Ｐｉｔｚｅｒ £ŸÉÊ̑ ； Ｒ———€ªŸ， ８． ３１４ ５ Ｊ ／ （ｍｏｌ·Ｋ）。 ¾¿ Ｄ． Ｌ． Ｚｈｏｎｇ « ［１７］ ¬®œ¯，ÍÄ Å°±²Î‘¦”°±， ‘œžŸË ÀÄÅ°±³¦”°±， Æ£Ÿ （２） ²Î： ( ｄｄΔｔｎ ) ＝ Δｎ Δｔ－ Δｎ ， ｔ ＋ Δｔ ｔ ｔ ［１８］ （２） WL Ｉ EFGHPHdNO\]^_`abc Ｖａｒｉａｔｉｏｎ ｏｆ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｗｉｔｈ ｔｉｍｅ ｄｕｒｉｎｇ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｉｎ ｓｙｓｔｅｍ Ｉ ¹Õ ２ ～ ４ º¥，  ２７ ℃ 、８． １８ ＭＰａ » ¼—‰‡ˆ‰， Š“ ­ １ ℃ ， ³‰†， ½ ™ÛÜ¢， šÕ ３  ａ ¾。 àᐠŠ„—³， š‘œâã¿ ‚å，æ ç‘œ， èÕ ３  ｂ ¾。 Óݐ³Þ， ™„ßӗ³。  ０ ～ ３０ ｍｉｎ ¸“ ä” ， À» ＣＨ４ – “ ä ” Á“ - 66 - ２５８ ¹ º » ¼  ３１ ｍｉｎ ， ，  ，   ５． ６ ℃ ， ７． ４０ ＭＰａ。 ｃ ，  ３  ７５ ｍｉｎ，   ， ，   ２． ７ ℃ ，  ７． ３０ ＭＰａ。 １３５ ｍｉｎ，
，  ， ， ， ­ €， ２． ５ ℃ ， ｄ 。 ２１５  ７． ２０ ＭＰａ， ‚ ３ ｍｉｎ ， ƒ„ １ ℃ ， 
，  ， †， ‡， １ ℃ ， ７． １８ ＭＰａ， ｅ 。 ４０５ ｍｉｎ，  ３ ˆ‰， Š ‹，  ２００ ｍｉｎ Œ­Ž， ‘€ ，  ７． １５ ＭＰａ，‚ƒ†’“”•， –—„ ‰ ｆ 。  ０． ３１ ＭＰａ，‚ ３ ½  ¾ ¾ Ÿ¡Ž‘ “ ’ ” ， “ž˜” • “ ’ ” ¢œŽ£¤ –。 —˜™， ¥， ¦ž˜” • §，’š¦§¨¦ž—， ›¦§ ¦ž˜” •§“™， ˆ©­§ “ œ，ª  ， ¦ž‚ž«Ÿ， ¡  Š‹。 （２）  Š‹ （ ｄｅ ‹ ） 。
， † ，‹¢，£ Š ‹Ž，¡Š‹ 。 （３） £¤Š‹ （ ｅｆ ‹ ） 。 
™， ¤¬ ¥¦§ƒ„¨‹©，Žª‹， ‘€ 。 Žˆ—“ １  ‰°ž« θ／ ℃ １ ２ ３ ４ Ⅳ ５ Ⅴ ３． ２ ３． ２． １ Ｐｒｏｃｅｓｓ ｏｆ ｈｙｄｒａｔｅ ｇｒｏｗｔｈ ｉｎ ｓｙｓｔｅｍ Ｉ ˜† ２ ～ ４ ‡，Žˆ†    ，™š ˜‰Š‹： （１）  Š‹ （ ｂｄ ‹ ） 。 ­—›，  † œ ， Š‹ ž Œ  ｕｎｄｅｒ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｓ Ⅲ Ｆｉｇ． ４  Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｒｅｓｕｌｔｓ ｏｆ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ Ⅱ  Ｉ  ®¯ １。 Ｔａｂｌｅ １ Ⅰ ４ À ２９ Á ¿  ‰° ／ ± Δｐ ／ ＭＰａ Δｎ ／ ｍｏｌ ²³ ‰ １ ０． ５６ ０． ７９ ０． ３１ ２ ０． ５６ ０． ７９ ０． ３２ ３ ０． ５１ ０． ７９ ０． ３１ １ ０． ６７ ０． ７９ ０． ３２ ２ ０． ９３ ０． ７９ ０． ３４ ３ ０． ６４ ０． ７９ ０． ３３ １ ０． ５９ ０． ７９ ０． ３０ ２ ０． ５３ ０． ７９ ０． ３０ ３ ０． ６０ ０． ７９ ０． ３１ １ ０． ４６ ０． ７９ ０． ２８ ２ ０． ５７ ０． ７９ ０． ２９ ３ ０． ５３ ０． ７９ ０． ２９ １ ０． ５０ ０． ７９ ０． ２６ ２ ０． ４６ ０． ７９ ０． ２６ ３ ０． ４７ ０． ７９ ０． ２１ 
  ¬®´µ（２） ¯°±‰°ž«­Žˆ†   « υ， ² ５ Ž³。 ´ ５ ‡， ­ —Š‹， Žˆ¶·†¦ž‚ž« µ—“¶©¢“。 ® ３、 ５ ‡，±ž«µ­ ２７ ℃ †， — Ÿ¸，™š¦ž‚ž，¦ž‚ž«™。
 ，†，¦ž‚ž«·¸¦§¨© - 67 - ¤ÅÆ，Ç：‘„ ＴＢＡＢ － ＳＤＳ Ÿ¡“»’² Ã３ Ä 。  ５ ， ２ ℃ ， ，  ０． ０５６ ｍｏｌ ／ ｍｉｎ，  ， ２ ℃      ，  ，５ ℃  ，  ，
，  １ ～ ５ ℃     。 ３． ２． ２ ２５９ ­€  —˜—， †µ£ （１） Ÿ ¡¢‰¶·£ Ž¤ ˜， ¥¢£、Ž¤˜ ¸，¦ ６ œ§。 ¶·—£œ¹­ º¤Œ， ６ ‚， €»’‚， ˜ ， ２ ℃ Ž¤˜ª （ ¦ １） 。  ”‚¼ ½，¨¾€»’ƒ‚˜ƒª，„ €»’，Ž¤˜ Ｆｉｇ． ５ '５  •。 UVWLXGHPQRst Ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｇｒｏｗｔｈ ｒａｔｅ ｉｎ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｓｙｓｔｅｍｓ  ，   ­€ ‚，ƒ‚  。 „‚ †‡ ­€‚，ˆ‰，‚  Š，  †‚， 
 ，‹ ；„ †‡ ­€，Œˆ‰Ž   ［１９］ 。 ‘，  ‚  ， ＣＨ４ 、Ｎ２ 、Ｏ２  ’，    ­ €  “ ” •。   ３  ‚，  ３０ ～ １３５ ｍｉｎ，， ‚  –，—”• ”•， ˜， ‚。 ƒ„Ž™ ＴＢＡＢ š ＳＤＳ ›œž  。 †Ÿ¡“¢£， Ÿ¡ ƒ、 ‡、 ˆ‰。 ƒ， Š ＳＤＳ ‹ž － „Œ¤’， ­œ Š„Œ ，  ž­ƒ„Ž Ž‘ ，¥žƒŽ‘ 。 ‡  ＳＤＳ ž’¦Œ§， ƒ„Ž  ‡¨，‡。 ，ＳＤＳ  žƒ„¦Œ¤’， “” ＣＨ４ ­ƒ‚； ＳＤＳ žƒ„Œ Ｇｉｂｂｓ ©§，  ＣＨ４ œŠ„ Œ–•ª –
， ›“ ＣＨ４ ­œŠ„Œ； ƒ„ Ž ＴＢＡＢ «¬ —， ®¯’  ° ­± ˜„Ÿ ¡， «ŒŽ‘™’²š› ＣＨ４ œž ™’²ˆ‰，  ＣＨ４   –•ž³´。 '６ Ｆｉｇ． ６ UVWLXYZ[uvwWxyz^_`abc Ｖａｒｉａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ａｎｄ ｇａｓ ｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎ ｗｉｔｈ ｔｉｍｅ ｕｎｄｅｒ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｓｙｓｔｅｍｓ  ７ ©—£—  †˜。 ¿Àª¶· « †µ£ （１） Ÿ¡”  £ Ⅰ ～ Ⅴ    † Ž ¤     ˜  ¬  ０． ５６２、０． ６６８、０． ５８９、０． ５７１、０． ５０４ ｍｏｌ。 ® １ ℃ 
５ ℃ ¢£Ž˜ Á    ¸  ， ２ ℃      ˜  ‚，  ０． ６６８ ｍｏｌ，，€»’，   ，˜‡ˆ，５ ℃ ˜ ， ０． ５０４ ｍｏｌ。 Ｆｉｇ． ７ - 68 - '７ UVhiYZXwWxy{z Ｇａｓ ｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎ ｉｎ ｔｏｔａｌ ｕｎｄｅｒ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｓｙｓｔｅｍｓ ２６０ à á â à  ６、７ ，，  ０． ７９ ＭＰａ（  １） ，  ，      ＴＢＡＢ，  
 ，  ［２０］ ƒ — —ž。 ４ ，
—， ［７］ „， º． ´Ï †‘’ÐČ Ｃｈｅｎｇ Ｙ， Ｗａｎｇ Ｌ， Ｌｉｕ Ｈ， ｅｔ ａｌ． Ｄｅｆｉｎｉｔｉｏｎ， ｔｈｅｏｒｙ， ｍｅｔｈｏｄｓ， ｎｏｌｏｇｙ， ２０１５， ２（１） ： ５２ － ６５． ［８］ ˆ‰Š， ‹Œ，  Ó， º． “ƒ ”•†‡Ž€ÇÈ［ Ｊ］ ． ƒ ２６ － ３３． ［９］ ”•Ž‘„Ôƒ“ ÿ， ２０１８， ３４（１） ： ÕÖ×， ’“”， •–—， º． ＳＤＳ “”•Ÿ  ÙÎÚ， Ù—， ۇ˜． ＴＨＦ ÄŒÜ˜ ™´ –Ø„€ÇÈ［Ｊ］． ¾Í¿， ２０１７， ６８（１２）： ４８０２ － ４８０７． ［１２］ œƒ ［１３］ ［１６］ ｎｅｅｒｉｎｇ ｔｈｅｒｍｏｄｙｎａｍｉｃｓ［ Ｍ］ ． ［ Ｓ． ｌ． ］ ： ＭｃＧｒａｗ － Ｈｉｌｌ， １９８７． ［１７］ Ｌｉ Ｚ ， Ｚｈｏｎｇ Ｄ Ｌ， Ｌｕ Ｙ Ｙ， ｅｔ ａｌ． Ｅｎｈａｎｃｅｄ ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ ｏｆ ｃａｒｂｏｎ ｄｉ ｏｘｉｄｅ ｆｒｏｍ ａ ＣＯ２ ＋ ＣＨ４ ｇａｓ ｍｉｘｔｕｒｅ ｕｓｉｎｇ ａ ｈｙｂｒｉｄ ａｄｓｏｒｐｔｉｏｎｈｙ ［１８］ ，  ｓｉｌｉｃａ ｓｕｓｐｅｎｓｉｏｎｓ ｉｎ ｐｕｒｅ ｗａｔｅｒ［ Ｊ］ ． Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｓｃｉ ｅｎｃｅ ＆ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， ２０１５， ２６： ８１０ － ８１８． ［１９］ Á． ´µ›œƒ Œ， ２０１４， ４２（６） ： ８１ － ８５． ‹¸¹Â［ Ｊ］ ． ´ÃÄ ÇȀƒ ［２０］ ¯  ¥ ¦ ［ Ｊ］ ． ‡  Ñ Ò， ２０１５， ３４ （ １２ ） ： Ｍｅｃｈ Ｄ， Ｇｕｐｔａ Ｐ， Ｓａｎｇｗａｉ Ｊ Ｓ． Ｋｉｎｅｔｉｃｓ ｏｆ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｉｎ ａｎ ａｑｕｅｏｕｓ ｓｏｌｕｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅｒｍｏｄｙｎａｍｉｃ ｐｒｏｍｏｔｅｒｓ （ ＴＨＦ ａｎｄ ＴＢＡＢ ） ｗｉｔｈ ａｎｄ ｗｉｔｈｏｕｔ ｋｉｎｅｔｉｃ ｐｒｏｍｏｔｅｒ （ ＳＤＳ ） Á， º． §
Ž“µ›œ ３８２ － ３８７． ， º． §
 Ÿ １２８８ － １２９４． ¥¦Çȸ¹［ Ｊ］ ． ­ÉµÊŒ¿， ２０１３， ４２（３） ： ， § ŧ¨， ©ª， ˆ«¬， º． 
“”• ， º． “›œ‰€–Š» １４６６ － １４７４． Á， À Ｇｏｖｉｎｄａｒａｊ Ｖ， Ｍｅｃｈ Ｄ， Ｐａｎｄｅｙ Ｇ， ｅｔ ａｌ． Ｋｉｎｅｔｉｃｓ ｏｆ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｉｎ ｔｈｅ ｐｒｅｓｅｎｃｅ ｏｆ ａｃｔｉｖａｔｅｄ ｃａｒｂｏｎ ａｎｄ ｎａｎｏ ›œ¼½¾¨–­€–［ Ｊ］ ． ´¿， ２０１７， ４２ （ ６ ） ： ňÆ， § Ａｂｂｏｔｔ Ｍ， Ｓｍｉｔｈ Ｊ， Ｎｅｓｓ Ｈ Ｖ． Ｉｎｔｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｔｏ ｃｈｅｍｉｃａｌ ｅｎｇｉ ｏｆ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， ２０１６， ３５： １４７２ － １４７９． ｅｒｇｙ， ２０１８， ２２７： ６８６ － ６９３．  Ｂａｂａｅｅ Ｓ， Ｈａｓｈｅｍｉ Ｈ， Ｍｏｈａｍｍａｄｉ Ａ Ｈ， ｅｔ ａｌ． Ｋｉｎｅｔｉｃ ｓｔｕｄｙ ｏｆ ｔｅｍ［ Ｊ］ ． Ｔｈｅ Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｔｈｅｒｍｏｄｙｎａｍｉｃｓ， ２０１８， １１６： ｍｏｎｉｕｍ ｃｈｌｏｒｉｄｅ ｓｅｍｉｃｌａｔｈｒａｔｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ［ Ｊ］ ． Ａｐｐｌｉｅｄ Ｅｎ ƒ ™´Ï€ １２１ － １２９． ｒｅｃｏｖｅｒｙ ｆｒｏｍ ｌｏｗｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎ ｃｏａｌ ｍｉｎｅ ｇａｓ ｂｙ ｔｅｔｒａｎｂｕｔｙｌ ａｍ ňÆ， Å ¡． ＴＢＡＢ ¢šÜãž
ｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｐｒｏｃｅｓｓ ｉｎ ｔｈｅ ｐｒｅｓｅｎｃｅ ｏｆ ｃｏａｌ ｐａｒｔｉｃｌｅｓ［Ｊ］． Ｊｏｕｒｎａｌ Ｚｈｏｎｇ Ｄ Ｌ， Ｗａｎｇ Ｗ Ｃ， Ｚｏｕ Ｚ Ｌ， ｅｔ ａｌ． Ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｏｎ ｏｎ ｍｅｔｈａｎｅ À Ÿ ｈｙｄｒａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｆｏｒ ａｒｇｏｎ ＋ ＴＢＡＢ ＋ ＳＤＳ ａｑｕｅｏｕｓ ｓｏｌｕｔｉｏｎ ｓｙｓ 。 ： ˆ，  Ｚｈｏｎｇ Ｄ Ｌ， Ｅｎｇｌｅｚｏｅｓ Ｐ． Ｍｅｔｈａｎｅ ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ ｆｒｏｍ ｃｏａｌ ｍｉｎｅ ｍｅｔｈ ¸¹»¯¥¦［ Ｄ］ ． ä§： 䧌， ２０１２． ƒ  ¯€ÇÈ［ Ｊ］ ． àáâÃČ ¿， ２０１５， ｆｏｒｍａｔｉｏｎ［Ｊ］． Ｅｎｅｒｇｙ ＆ Ｆｕｅｌｓ， ２０１２， ２６（４）： ２０９８ －２１０６． ［１５］ ‹‚‡€†‡ ， º． ＴＢＡＢ － ＳＤＳ “§ž
ＣＯ ２ › ａｎｅ ｇａｓ ｂｙ Ｔｅｔｒａｎｂｕｔｙｌ ａｍｍｏｕｎｉｕｍ ｂｒｏｍｉｄｅ ｓｅｍｉｃｌａｔｈｒａｔｅ ｈｙｄｒａｔｅ 
，
—¬， ¥¦¡©，  —¬。 ，ＴＢＡＢ ®ª‰ Œ ª，２ ℃ €±²
 ， ›œƒ –€ «³„，“ ´µ›œ¶· ＣＨ４  ¢£¸¹Š ňÆ， ¢£¤， § ２５（６） ： ６０２ － ６０６． （２） ＴＢＡＢ － ＳＤＳ ‚ƒ–¤，  Ž，‚‡
‘  ＳＤＳ “›œ ¤€–，™ —¯。 （３）  ＴＢＡＢ － ＳＤＳ °¡€›œ ™š， ›Ýœ， ÙÎÚ． ´Ï¬žŸš¡Þߛœ ­€¸¹［Ｊ］． ´¿， ２０１６， ４１（４）： ８７１ － ８７５． ［１４］ ［５］ ­， €Î‚， ƒ ｃｏａｌ ａｎｄ ｇａｓ［ Ｊ］ ． Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｃｏａｌ Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｔｅｃｈ  ¤； ５ ℃ ª
¥¦， 
—， “ ›œ©¥ƒ –€«。 ［４］  ａｎｄ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｓ ｏｆ ｔｈｅ ｓａｆｅ ａｎｄ ｅｆｆｉｃｉｅｎｔ ｓｉｍｕｌｔａｎｅｏｕｓ ｅｘｔｒａｃｔｉｏｎ ｏｆ ［１１］  ０． ０５６ ｍｏｌ ／ ｍｉｎ  ０． ６６８ ｍｏｌ， ¨¡© ［３］ å ２９ æ ¿ Ï€［ Ｊ］ ． ´¿， ２００８， ３３（１２） ： １４１９ － １４２４． ¡，ＴＢＡＢ － ＳＤＳ ¢£ ２ ℃ ¤¥¦
¥¦§， ƒ ­ ［２］  ［ Ｊ］ ． ‡ÑÒ， ２０１５， ３４（１２） ： １２７６ － １２７９． ［１０］ （１） Ÿ ［１］  ３５（２） ： ４２９ － ４３５． ［６］  †‡ˆ‰， Š‹ €–。 Œ— ＴＢＡＢ ˜ ，™”•ƒ šƒ ， ›œ Œ ＴＢＡ＋  „ ， Œ€Ž，‚‡
‘’ ＳＤＳ “”• ­€‚ Ä ›œ´ － ˎ‹¸¹［ Ｊ］ ． ‰µÌÍ¿， ２０１８， - 69 - ［ Ｊ］ ． Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， ２０１６ ， ３５： １５１９ － １５３４． （  ）  ２９  ４           Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ２０１９  ０７  －   ，  Ｖｏｌ． ２９ Ｎｏ． ４ Ｊｕｌｙ ２０１９ 
  ­€ １５００２２） （  ， － 
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ｄｏｉ：１０． ３９６９ ／ ｊ． ｉｓｓｎ． ２０９５ － ７２６２． ２０１９． ０４． ００２ &'()*：ＴＤ７１２ +,-*：２０９５－ ７２６２（２０１９）０４－ ０３９２－ ０６ +./01：Ａ Ｓｔｒｅｓｓｓｔｒａｉｎ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ ａｎｄ ｃｏｎｓｔｉｔｕｔｉｖｅ ｍｏｄｅｌｓ ｂｅｈｉｎｄ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅｂｅａｒｉｎｇ ｃｏａｌ Ｇａｏ Ｘｉａ， Ｐｅｉ Ｑｕａｎ （ Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆ Ｃｉｖｉｌ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｈａｒｂｉｎ １５００２２， Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ ｐｒｅｓｅｎｔｓ ａ ｎｅｗ ｓｔｕｄｙ ａｉｍｅｄ ａｔ ｉｄｅｎｔｉｆｙｉｎｇ ｔｈｅ ｓｔｒｅｓｓｓｔｒａｉｎ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ ａｎｄ ｄｅｖｅｌｏｐｉｎｇ ｔｈｅ ｃｏｎｓｔｉｔｕｔｉｖｅ ｍｏｄｅｌ ｂｅｈｉｎｄ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅｂｅａｒｉｎｇ ｃｏａｌ ｕｎｄｅｒ ｈｉｇｈ ａｎｄ ｌｏｗ ｃｏｎｆｉｎｉｎｇ ｐｒｅｓ ｓｕｒｅｓ． Ｔｈｅ ｓｔｕｄｙ ｉｎｖｏｌｖｅｓ ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｎｇ ｔｈｅ ｄｅｖｉａｔｏｒｉｃ ｓｔｒｅｓｓｓｔｒａｉｎ ｃｕｒｖｅｓ ｏｆ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅｂｅａｒｉｎｇ ｃｏａｌ ｕｎｄｅｒ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｃｏｎｆｉｎｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅｓ ａｎｄ ｓａｔｕｒａｔｉｏｎｓ ｂａｓｅｄ ｏｎ ｔｒｉａｘｉａｌ ｃｏｍｐｒｅｓｓｉｏｎ ｔｅｓｔｓ； ｄｉｓｃｕｓｓｉｎｇ ｔｈｅ ｑｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅ ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｓ ｂｅｔｗｅｅｎ ｆａｉｌｕｒｅ ｓｔｒｅｎｇｔｈ ａｎｄ ｃｏｎｆｉｎｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅ， ａｓ ｗｅｌｌ ａｓ ｅｌａｓｔｉｃ ｍｏｄｕｌｕｓ ａｎｄ ｈｙｄｒａｔｅ ｓａｔｕｒａｔｉｏｎ； ａｎｄ ｅｓｔａｂｌｉｓｈｉｎｇ ｔｈｅ ｃｏｍｐｏｓｉｔｅ ｅｘｐｏｎｅｎｔｉａｌ ｍｏｄｅｌ ｏｆ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅｂｅａｒｉｎｇ ｃｏａｌ ｂｙ ｃｏｍｐａｒｉｎｇ ｔｈｅ ｔｈｅｏｒｅｔｉｃａｌ ｃｕｒｖｅｓ ｏｆ ｔｈｅ ｍｏｄｅｌ ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｍｅａｓｕｒｅｄ ｓｔｒｅｓｓｓｔｒａｉｎ ｃｕｒｖｅｓ． Ｔｈｅ ｒｅｓｕｌｔｓ ｓｈｏｗ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｄｅｖｉａｔｏｒｉｃ ｓｔｒｅｓｓｓｔｒａｉｎ ｃｕｒｖｅｓ ｏｆ ｔｈｅ ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅｂｅａｒｉｎｇ ｃｏａｌ ａｒｅ ｏｆ ｔｈｅ ｓｔｒａｉｎ ｓｏｆｔｅｎｉｎｇ ｔｙｐｅｓ ｕｎ ｄｅｒ ｌｏｗｅｒ ｃｏｎｆｉｎｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅｓ ａｎｄ ｏｆ ｔｈｅ ｓｔｒａｉｎ ｈａｒｄｅｎｉｎｇ ｔｙｐｅｓ ｕｎｄｅｒ ｈｉｇｈｅｒ ｃｏｎｆｉｎｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅｓ． Ｉｔ ｆｏｌ ｌｏｗｓ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｃｏｍｐｏｓｉｔｅ ｉｎｄｅｘ ｍｏｄｅｌ ｃｏｕｌｄ ｐｒｏｖｉｄｅ ａ ｂｅｔｔｅｒ ｄｅｓｃｒｉｐｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐ ｂｅｔｗｅｅｎ ｔｈｅ ｆａｉｌ ｕｒｅ ｓｔｒｅｎｇｔｈ ｏｆ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅｂｅａｒｉｎｇ ｃｏａｌ ａｎｄ ｔｈｅ ｃｈａｎｇｅ ｏｆ ｃｏｎｆｉｎｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅｓ ａｎｄ ｓａｔｕｒａｔｉｏｎｓ． Ｔｈｅ ｒｅｓｅａｒｃｈ ｒｅｓｕｌｔｓ ｃｏｕｌｄ ｓｅｒｖｅ ａｓ ａ ｔｈｅｏｒｅｔｉｃａｌ ｂａｓｉｓ ｆｏｒ ｆｕｒｔｈｅｒ ｓｔｕｄｙ ｏｆ ｔｈｅ ｃｏｎｓｔｉｔｕｔｉｖｅ ｍｏｄｅｌ ｏｆ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙ ｄｒａｔｅｂｅａｒｉｎｇ ｃｏａｌ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｇａｓ ｈｙｄｒａｔｅ； ｃｏａｌ； ｔｒｉａｘｉａｌ ｔｅｓｔ； ｃｏｎｆｉｎｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅ； ｃｏｍｐｏｓｉｔｅ ｅｘｐｏｎｅｎｔｉａｌ ｍｏｄｅｌ 2345： ２０１９ － ０５ － ０７ 6789： ‚ƒ„ :;<=>?： Œ †‡ˆ‰Š‹（５１６７４１０８） Ž（１９８４ － ） ，‘，’“”•–—，˜™，š›，œžŸ¡： - 70 - ¢£¤，Ｅｍａｉｌ：ｋｌｇａｏｘｉａ１９８４＠ １６３． ｃｏｍ。 6４ 7 ０  ö，ƒ：•ˆ‰–—µ － µ¸à\¦§™¡ ä   。  
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¥ ０． ５ ℃ 。 †‡ˆ‰Š ‹ŒŽ‘’， “”•ˆ‰–— ˜™š›œž Ÿ¡¢£¤。 ¥”•ˆ ‰–—š›¦§¨©£¤， ªŸ«¬® ¯ˆ‰Š‹°±›²ž³´µ¶‡· ¸¹º»，“¼½¾•ˆ‰–—¿À Á¨©„ûÄÅÆ。 ÇÈ，ə•ˆ‰–—š›¦§¨ ©ÊËÌÍÎÏ，ÐÑ£¤ÒÓÔ²•š ›ˆ‰–Õ֖¦§¨©ÊË。 ²•— '１ Ｆｉｇ． １ ［５ － ６］ š›£¤ÊË，×Øك ÚÛ •© ²ÜÝÞß߶‡·šà。 áâ ［７］ £¤ 䵶‡·•å‚æ、ç ［８］ ¨èÞßé߸‹êë。 ìíîƒ ï ã ðñòÞßó攕åš›ôõ。 ［９］ äöƒ žœ ˆ‰–÷ø渋”•ˆ‰– —‚æàôõùú。 ²ˆ‰–Õ֖¦§¨© ［１０ － １１］ ÊË，Ｆ． Ｙｕ ƒ ¥ûüýþ － ÿ¦§¨©， ½ ¾ ~}|{[ˆ‰–Õ֖²ÜÝóæÞß· ［１２］ šà\ûü¨©。 Ｋ． Ｍｉｙａｚａｋｉ ƒ ]^_` ùúð@，½¾ •ˆ‰–Õ֖?>禧 ［１３］ ¨©。 Ｓ． Ｕｃｈｉｄａ ƒ =•ˆ‰–Õ֖¶¼<ð ;，½¾ ~:}|/.•ˆ‰–Õ֖‚æ鸹 ［１４ － １５］ à\š¦§¨©。 Ｙ． Ｓｏｎｇ ƒ -,ýþ － ÿ+* － )('&½¾ %$ˆ‰–•ˆ ［１６］ ‰–Õ֖š¦§¨©。 #ƒ -, ë，½¾ ~:}|{[ˆ‰–Õ֖²ÜÝÞ ßˆ‰–÷øæ·š¦§¨©。 ［９］ ú -,•ˆ‰–—‚æà_`ù ，£¤ÜÝ÷øæÞß·•ˆ‰– —‚渹à\， “^½¾ÜÝÞ߈‰– ÷øæ·•ˆ‰–—‰Å¿¨©。 １  １． １ @ABCD  -,"!šš'=³? ［１７］ ５０ ｍｍ、 ä １００ ｍｍ  ÷ø ¶ —©，ËÜæÜ
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 σ３  ，ˆ，Ｓ ｈ  ２５％ ，（ σ１ － σ３ ） ｍ  σ３ ­ €  （ σ１ － σ３ ） ｍ ＝ ２． ０３０ σ３ ＋ ２． ０４０，    • Ｒ２ ＝ ０． ９９４ ９；Ｓ ｈ  ５０％ ，（ σ１ － σ３ ） ｍ ＝ ２． ３９５ σ３ ＋ １． ６２２，Ｒ ＝ ０． ９９９ ９； Ｓ ｈ  ８０％ ２ ２． ７０５ σ３ ＋ ２． ０６６，Ｒ ＝ ０． ９９４ ６。 ２ '３ Ｆｉｇ． ３ ， （ σ１ － σ３ ） ｍ ＝ `abcB\]_#Y Ｖａｒｉａｔｉｏｎｓ ｏｆ ｙｉｅｌｄ ｓｔｒｅｎｇｔｈ ｗｉｔｈ ｃｏｎｆｉｎｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅ  ３ ，  Ｓ ｈ –‚ ，  ŒŽ‘ （ σ１ － σ３ ） ｍ 
 σ３    ，ƒ—„。 – †，
 ˜™ ‡ˆ‰ Š‹ŒŽ‘Ž‘’“”š、 •– ›，™—‡Ž˜™˜š››œžŸ‹Œ¡ ［１８］ ™Ž‘¢œ£Ž‘žŸ ， ¤ ¡ƒ Š ŒŽ‘。 „¢£•¤¥–¦­，  '２ Ｆｉｇ． ２ ŒŽ‘（ σ１ － σ３ ） ｍ 
§™¥ ¨。 Z[\]^EFGHIJKL_WM － WX#Y  Ｓｔｒｅｓｓｓｔｒａｉｎ ｃｕｒｖｅｓ ｆｏｒ ｈｙｄｒａｔｅｂｅａｒｉｎｇ ｃｏａｌ ｗｉｔｈ ２． ３ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｃｏｎｆｉｎｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅ  ２ ，    、 、 、   （
 １、２ ＭＰａ）  （
 ３ ＭＰａ） 。 
，   （ σ１ － σ３ ） ｍ  Ｅ  Ｓ ｈ  。 ­
 （１、２ ＭＰａ） ，  ， €‚­。 ­ƒ
（３ ＭＰａ） ， „  €‚ †。 ２． ２ `abcB\]_#Y ‡， „‡ ２ ˆ‰ －  dOefBHIJghc_#Y  ４ ©
   Ｅ  Ｓ ｈ     ，  ˆ， σ３  １ ＭＰａ ，Ｅ  Ｓ ｈ ­€ Ｅ ＝ ９５． ３４０Ｓ ｈ ＋ １３８． ９１６，• Ｒ２ ＝ ０． ９３１ ６；σ３  ２ ＭＰａ ，Ｅ ＝ １２１． ５６１Ｓ ｈ ＋ １５２． ５９０，Ｒ ＝ ０． ４８０ ３； σ３  ３ ＭＰａ ２ Ｅ ＝ １６３． ６０８Ｓ ｈ ＋ １７１． ４９９，Ｒ ＝ ０． ９７３ １。 ， ２  ４ ¦，§
，   Ｅ  Ｓ ｈ  。 „¢ £•¤­ª¨，©
 １ ＭＰａ  ３ ＭＰａ ，  Ｅ  Ｓ ｈ §™­¨ ；©
 ２ ＭＰａ ，  Ｅ   Ｓ ｈ ­ª。 «–«¬，™®¯¥–¦ - 72 - ·４ ¸ † ¹，‰：
€‚ － €ƒº»‘¼½”• 。 ， ，  σ３ ，  （  ） ， 
 。 （ ¤¥ ３９５ ） 、•£–€ƒ（ ¤¥€ƒ ） ¦•£–”Ÿ 。 ˜§›œ™（３） ～ （５） “š‹†„‡Ž Ａ、 Ｂ、Ｃ。 ˆš ３ ＭＰａ（  μ ＝ １ ／ ２） ‰， ‡Ž Ａ、Ｂ、Ｃ ›„›œ˜ƒ，ž¨‰¤¥€‚ƒš １５％ €ƒ ε ｍ —Ÿ€¤¥’€‚ （ σ１ － σ３ ） ｍ 。 ¡， ž¢ ›„‡Ž Ｄ。 ƒ（１） “¢， ˆ ε ‹‡£‰， Ｅ０′＝ ＢＤｅ Ｄε 。 ©ª”Ÿš Ｅ０′＝ ＢＤ。 ­ ２． １ ¤¥¦ ， 
 §¨©«˜ ª。 š›«¬®， ¬®  Ｅ ¯¯°±©ª”Ÿ［１８］ ，‡¨“ ４ Ｆｉｇ． ４ Ｄ ＝ Ｅ ／ Ｂ。 ²³‹，‡Ž Ａ、Ｂ、Ｃ、Ｄ ´°± ­²žµ³ ´Žµ›„，‡Ž¬®ˆ¶¶· １ Ÿ¸。  Ｖａｒｉａｔｉｏｎｓ ｏｆ ｅｌａｓｔｉｃ ｍｏｄｕｌｕｓ ｗｉｔｈ ｈｙｄｒａｔｅ ｓａｔｕｒａｔｉｏｎｓ ３  ３． １  Ｔａｂｌｅ １ €‚ － €ƒ  （１、２ ＭＰａ） „€ƒ ， †  ­ σ３ ／ ＭＰａ ，  １ （３ ＭＰａ） „€ƒ 。 ‡， 
ˆ ［１９］ ‰ Š‹ － ŒŽ ‘ ŒŽ’ ［２０］ ，“ŒŽ €‚ － €ƒ”•–€—­： σ１ － σ３ ＝ μｆ（ ε） ＋ （１ － μ） ｇ（ ε） ， ­ ‚，  ３ （１） ƒ： μ———˜„™Ž，  €‚ － €ƒ μ １， €‚ － €ƒ μ １ ／ ２； ３． ２ ２
 ｆ（ ε） ＝ （ Ａε － Ｂ） ｅ － Ｃε ＋ Ｂ， ｇ（ ε） ＝ Ｂ（１ － ｅ － Ｄε ） ， σ３ ／ ＭＰａ Ａ、Ｂ、Ｃ、Ｄ———†„‡Ž。 １ ˆš １、２ ＭＰａ（  μ ＝ １） ‰，›œŠš － Ｃε ＋ Ｂ， （２） σ１ － σ３ ＝ ｆ（ ε） ＝ （ Ａε － Ｂ） ｅ žŸ€ƒ ε ‹‡ŒŽ‰， ¡‘’€‚，  （ σ１ － σ３ ） ｌ ＝ Ｂ， ２ （３） ƒ（２） “¢， ”Ÿš Ｅ ｔ ＝ ［ Ａ（１ － Ｃε） ＋ ＢＣ］ ｅ － Ｃε 。 •£– （ σ１ － σ３ ） ｍ ＝ （ Ａε ｍ － Ｂ） ｅ － Ｃεｍ ＋ Ｂ， Ｅ ｔｍ ＝ ［ Ａ（１ － Ｃε） ＋ ＢＣ］ ｅ － Ｃε ｍ ＝ ０， ‡Ž Ｄ： ３ （４） （５） ƒ，（ σ１ － σ３ ） ｍ 、ε ｍ 、Ｅ ｔｍ ———•£–—•£ ３． ３ １  Ｐａｒａｍｅｔｅｒ ｖａｌｕｅｓ ｏｆ ｍｅｃｈａｎｉｃｓ ａｎｄ ｍｏｄｅｌｓ ｆｏｒ ｈｙｄｒａｔｅｂｅａｒｉｎｇ ｃｏａｌ Ｓｈ ／ ％ Ｅ ／ ＭＰａ （σ１ － σ３ ） ｍ ／ ＭＰａ εｍ ／ ％ ２５ １６５． ８５８ ４． ０１０ ５． ５１５ ５ ５０ １８０． ８８９ ４． ００１ ４． ３７７ ４ ８０ ２１７． ７７７ ４． ６９０ ３． ９０８ ２ ２５ １７０． ５０４ ６． ２２０ ５． １０４ ２ ５０ ２３６． ２４３ ６． ４２７ ４． ３２０ ５ ８０ ２３９． ４４２ ７． ６４０ ４． ６２２ ５ ２５ ２１５． ７０９ ８． ０７０ １５． ０００ ０ ５０ ２４７． ２３８ ９． ００８ １５． ０００ ０ ８０ ３０５． １４２ １０． １００ １５． ０００ ０ Ａ Ｂ Ｃ Ｄ ０． ６４６ ４ ４． ０００ ０． ５９２ ８ — １． ４０３ ７ ３． ８４２ ０． ６０９ １ — ２． ０５５ ８ ４． ２３０ ０． ５４０ ５ — １． ７８２ ４ ６． ０７５ ０． ５５８ ７ — ２． ０６９ ４ ６． ３４４ ０． ７９６ ９ — ２． ５９９ ４ ７． ２６０ ０． ５４６ ６ — ０． ５７６ ４ ８． ０７０ １． ０００ ０ ０． ２６７ ３ ０． ６４２ ９ ９． ００８ １． ０００ ０ ０． ２７４ ７ ０． ７２１ ４ １０． １００ １． ０００ ０ ０． ３０２ １ 
 š´ - 73 - 
ŒŽ  ３９６ ³ ´ µ ¶ ， －  ， ５ 。 · ª ¸ ¸ º ２９ » ¹ ，š› ２ ＭＰａ
  －  ２ ＭＰａ    € ‚      ‘  œ  ž ，  ­   Ÿ ž：    ０ ～ ３％  － ¡
 ，Ž¢，Ž ３％  。  ６ ŽŸž£。 ６ Ｆｉｇ． ６ ２ ＭＰａ    Ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎ ｂｅｔｗｅｅｎ ｒｅｖｉｓｅｄ ｃｏｍｐｏｓｉｔｅ ｅｘｐｏ ｎｅｎｔｉａｌ ｍｏｄｅｌ ａｎｄ ｔｅｓｔ ｒｅｓｕｌｔｓ ｕｎｄｅｒ ｃｏｎｆｉｎｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ２ ＭＰａ ­  ６ ­，Ÿž£ƒ„ ¤¥  ２ ＭＰａ
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 （１、２ ＭＰａ） ， 
 （１） （３ ＭＰａ） 。 ¦§‰Š‡， ５ Ｆｉｇ． ５ ¨©†‡ˆ
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，   Ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎ ｂｅｔｗｅｅｎ ｃｏｍｐｏｓｉｔｅ ｅｘｐｏｎｅｎｔｉａｌ «¬ˆ‰Š‡­€ª， ƒ
Ž １、３ ＭＰａ ‚‹Œ ， ƒ
Ž ｍｏｄｅｌ ａｎｄ ｔｅｓｔ ｒｅｓｕｌｔｓ  ５ ，    
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Ž ２ ＭＰａ “” ３． ４  ‘’ •。 ‚®‡„。 （２） š›， ¯°•§
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’“”。 - 74 - º４ »  ，：€ －  ｖａｒｉｏｕｓ ｐｏｒｏｓｉｔｙ［ Ｊ］ ． Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｏｆｆｓｈｏｒｅ Ｐｏｌａｒ Ｅｎｇｉ ： ［１］ ，   －  ，  ｎｅｅｒｉｎｇ， ２０１１， ２１（４） ： ３１６ － ３２２． ， ．  ［ Ｊ］ ． 
， ２０１８，  ３５（２） ： ４２９ － ４３６． ［２］ ［１２］ Ｗｕ Ｑ， Ｈｅ Ｘ Ｑ． Ｐｒｅｖｅｎｔｉｎｇ ｃｏａｌ ａｎｄ ｇａｓ ｏｕｔｂｕｒｓｔ ｕｓｉｎｇ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ［ Ｊ］ ． Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｃｈｉｎａ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｍｉｎｉｎｇ ＆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏ ［４］  ， ，  ［１３］ ［１４］ Ｇａｏ Ｘ， Ｇａｏ Ｃ， Ｚｈａｎｇ Ｂ Ｙ， ｅｔ ａｌ． Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｏｎ ｏｎ „ ［１５］ †， ， ， ． ‡ˆ ‹Œ
‡ € ， ２０１０， ３９（２） ： ３３６ － ３４４． ［６］ ［７］ ［８］ ，  ［ Ｊ］ ． “ ，„ ”， ２０１３， ３６（１） ： １０３ － １１０． •–—． ˜‘’™ 
， ２０１７， ３６（２） ： ３８０ － ３９４． š›œ，  ，  ， ． ž  ［１７］ Ÿ¡¢˜ ［１８］ ３８（９） ： １３４７ － １３５３． ［９］  ’ ［１０］ ， •，  ， ．  ［ Ｊ］ ． ， ２０１５， ４０（１２） ： ２８２９ － ２８３６． ［１９］ Ｙｕ Ｆ， Ｓｏｎｇ Ｙ， Ｌｉ Ｗ， ｅｔ ａｌ． Ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ ｓｔｒｅｓｓｓｔｒａｉｎ ｂｅｈａｖｉｏｒ ［２０］ ｏｆ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｅｎｉｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， ２０１１， ７７（２） ： １８３ － １８８． ［１１］ ¦， ，  ， ． §¨€©ª« ¬®
¯°［ Ｊ］ ． ¢®， ２０１９， ４０ （４） ： ，  ， ­€‚， ． ‰± ƒŽ ‚ƒ［ Ｊ］ ． ˆŽ
， ２０１２， ３４（７） ： １２３４ － １２４０． „， •， • ， ． ƒˆ ¬†² Ｄｕｎ ， ． ˆŽ － ´®µ¶ ｃａｎ － Ｃｈａｎｇ «［ Ｊ］ ． ˆ
， ２０１６， ３５（１２） ： ２３８８ － ２３９７． ‘ ａｎｄ ｃｏｎｓｔｉｔｕｔｉｖｅ ｍｏｄｅｌ ｏｆ ａｒｔｉｆｉｃｉａｌ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅ［ Ｊ］ ． Ｊｏｕｒｎａｌ  ３７５ － ３８６． ［ Ｊ］ ． ˆ ‰€‚ƒ［ Ｊ］ ． ”（ £¤¥） ， ２０１７， ｈｙｄｒａｔｅ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ａｔ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｓ ｏｎ ｔｈｅ ｓｔａｂｉｌｉｔｙ ｏｆ ｉｎｇ， ２０１６， １４７（２） ： ７７ － ８６． ［１６］ ‘’ Ｓｏｎｇ Ｙ Ｃ， Ｚｈｕ Ｙ Ｍ， Ｌｉｕ Ｗ Ｇ， ｅｔ ａｌ． Ｔｈｅ ｅｆｆｅｃｔｓ ｏｆ ｍｅｃｈａｎｅ ｐｒｏｒｏｕｓ ｓｅｄｉｍｅｎｔ［ Ｊ］ ． Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｓｃｉｅｎｃｅ ＆ Ｅｎｇｉｎｅｅｒ ‰Š ［ Ｊ］ ． ˆŽ
 †．  Ｓｏｎｇ Ｙ Ｃ， Ｚｈｕ Ｙ Ｍ， Ｌｉｕ Ｗ Ｇ， ｅｔ ａｌ． Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｒｅｓｅａｒｃｈ ｏｎ ｔｈｅ ｍｅｃｈａｎｉｃａｌ ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ ｏｆ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅｂｅａｒｉｎｇ ｓｅｄｉｍｅｎｔｓ （２） ： ７０ － ７８． ｃｏｍｐｒｅｓｓｉｏｎ［ Ｊ ］ ． Ｅｌｅｃｔｒｏｎｉｃ Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｇｅｏｔｅｃｈｎｉｃａｌ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， ［５］ Ｕｃｈｉｄａ Ｓ， Ｓｏｇａ Ｋ， Ｙａｍａｍｏｔｏ Ｋ． Ｃｒｉｔｉｃａｌ ｓｔａｔｅ ｓｏｉｌ ｃｏｎｓｔｉｔｕｔｉｖｅ ｍｏｄｅｌ ｆｏｒ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｓｏｉｌ［ Ｊ］ ． Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｇｅｏｐｈｙｓｉｃａｌ Ｒｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｄｉｓｓｏｃａｉｔｏｎ［ Ｊ］ ． Ｍａｒｉｎｅ ＆ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｇｅｏｌｏｇｙ， ２０１４， ５２ ｍｅｃｈａｎｉｃａｌ ｂｅｈａｖｉｏｒ ｏｆ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅ ｂｅａｒｉｎｇ ｃｏａｌ ｕｎｄｅｒ ｔｒｉａｘｉａｌ ２０１５， ２５（１） ： ９５ － １１２． ｔｒｉａｘｉａｌ ｃｏｍｐｒｅｓｓｉｖｅ ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ ｏｆ ａｒｔｉｆｉｃｉａｌ ｍｅｔｈａｎｅｈｙｄｒａｔｅｂｅａｒｉｎｇ ｓｅａｒｃｈ Ｓｏｌｉｄ Ｅａｒｔｈ， ２０１２， １１７（ Ｂ３） ： ３２ － ３９． ， ．    ­€‚ƒ［Ｊ］． ， ２０１４， ３９（８）： １４９２ －１４９６． Ｍｉｙａｚａｋｉ Ｋ， Ｔｅｎｍａ Ｎ， Ａｏｋｉ Ｋ， ｅｔ ａｌ． Ａ ｎｏｎｌｉｎｅａｒ ｅｌａｓｔｉｃ ｍｏｄｅｌ ｆｏｒ ｓｅｄｉｍｅｎｔ ｓａｍｐｌｅｓ［Ｊ］． Ｅｎｅｒｇｉｅｓ， ２０１２， ５（１０）： ４０５７ － ４０７５． ｇｙ， ２００３， １３（１） ： ７ － １０． ［３］ ３９７ ¼©ª½¾ ， ‡ˆ‰， Š³ «［ Ｊ］ ． ˆŽ
， ２０１７， ３６（５） ： １２６９ － １２７９．  ‹， Œ·， Ž ‘． ¸’¹Ž －  ¶´ ® － “ ¶«［Ｊ］． ˆŽ
， ２０１０， ３２（９）： ４５５ －４５９． Ｙｕ Ｆ， Ｓｏｎｇ Ｙ， Ｌｉ Ｙ， ｅｔ ａｌ． Ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ ｓｔｒｅｓｓｓｔｒａｉｎ ｂｅｈａｖｉｏｒ ａｎｄ ｃｏｎｓｔｉｔｕｔｉｖｅ ｒｅｌａｔｉｏｎ ｏｆ ｍｅｔｈａｎｅ ｈｙｄｒａｔｅｂｅａｒｉｎｇ ｓｅｄｉｍｅｎｔｓ ｗｉｔｈ - 75 - （    ） - 76 -