To better understand the effects of various growth parameters during the early-stages of PVT growth of 4H-SiC on resulting defect structures, multiple short duration growths have been carried out under varying conditions of seed quality, nucleation rate, thermal gradients, and N incorporation. Besides the replication of TSDs/TMDs and TEDs as well as the deflection of TSDs/TMDs into Frank dislocations, synchrotron monochromatic beam x-ray topography (SMBXT) studies also reveal the formation of stacking faults bounded by Frank dislocations. Using ray tracing simulations to characterize the Frank dislocations, three types of stacking faults are revealed: Type 1 stacking fault resulting from 2D nucleation of 6H polytype on terraces; Type 2 stacking fault resulting from macrostep overgrowth of the surface growth spiral steps of TSDs/TMDs which separate into c/2 or c/4 increments; Type 3 stacking fault resulting from vicinal step overgrowth of surface growth spiral steps of TSDs/TMDs which separate into c/4 and 3c/4 increments. Analysis of atomic resolution scanning transmission electron microscopy (STEM) images reveals the mechanism of the Type 3 fault.

In natural and engineered environmental systems, calcium sulfate (CaSO4) nucleation commonly occurs at dynamic liquid–liquid interfaces. Although CaSO4 is one of the most common minerals in oil spills and oil–water separation, the mechanisms driving its nucleation at these liquid–liquid interfaces remain poorly understood. In this study, using in situ small-angle X-ray scattering (SAXS), we examined CaSO4 nucleation at oil–water interfaces and found that within 60 minutes of reaction, short rod-shaped nanoparticles (with a radius of gyration (Rg) of 17.2 ± 2.7 nm and a length of 38.2 ± 5.8 nm) had formed preferentially at the interfaces. Wide-angle X-ray scattering (WAXS) analysis identified these nanoparticles as gypsum (CaSO4·2H2O). In addition, spherial nanoparticles measuring 4.1 nm in diameter were observed at oil–water interfaces, where surface-enhanced Raman spectroscopy (SERS) revealed an elevated pH compared to the bulk solution. The negatively charged oil–water interfaces preferentially adsorb calcium ions, collectively promoting CaSO4 formation there. CaSO4 particle formation at the oil–water interface follows a nonclassical nucleation (N-CNT) pathway by forming ultrasmall amorphous spherical particles which then aggregate to form intermediate nanoparticles, subsequently growing into nanorod-shaped gypsum. These findings of this study provide insights into mineral scaling during membrane separation and can inform more efficient oil transport in energy recovery systems.

Supercritical (sc) CO2 in geologic carbon sequestration (GCS) can chemically and mechanically deteriorate wellbore cement, raising concerns for long-term operations. In contrast to the conventional view of "sulfate attack" on cement, we found that adding 0.15 M sulfate to the acidic brine can significantly reduce the impact of scCO2 attack on Portland cement, resulting in stronger cement than that found in a sulfate-free system. Scanning electron microscopy revealed a decreased total attack depth in reacted cement in the presence of sulfate. With a newly defined minimum porosity term in reactive transport modeling, our model suggests that sulfate caused CaCO3 to fill more nanopore spaces in the cement. Small angle X-ray scattering experiments also showed that sulfate can decrease the pore sizes of the carbonate layer. The results suggest that the interactions between sulfate and cement can generate a less porous CaCO3 layer, which better resists acidic brine. Using this mechanism as a proof-of-concept, we tested the incorporation of sodium sulfate into Portland cement and synthesized new cement composites that show stronger resistance against scCO2 attacks. These newly discovered interfacial interactions between CaCO3 and sulfate provide new insights into engineering mechanically strong and green materials for safer GCS.