原油集输新技术1
含砂原油集输除砂新工艺
的延程磨阻影响， 原油流速会逐渐的降
低 ，从而使得砂在管线 中沉降以至于堵
塞管线 ，这样使得整个 的集输管网陷入
图１ 改造后流程图 （ 其中虚线为新增流程 ）
停滞状态。
２ １￣１Ｂ 总第４期 （ ０ １－２ １ 双月刊 ） ７１
通过 沉降 分离 设 备实 现 的砂和 产 出液
的分 离 ，对 于集 中处 理 分离在 液 量大
七个 泉油 田 中转站 外输 管线 ５ １９
Ｘ６，外输管 线全长 ５４ ．Ｋｍ，运 行压 力 １０ １５ ａ ．－ ．ＭＰ 。七 个泉 作业 区油 井出 液 在 集 输工 艺 的各 个环 节 都容 易 引
所 以 ，改 进原 油分 离 方式 更能 促进 油
以在管 线 中砂很 容 易就 会沉 降在 管线 中，长时间的运行中加上原 油中蜡等其
它因素的影响 ，管线中沉降 的砂会附着 在管壁上形成一种 坚硬 的垢 ，从而打断 正常的生产 ；原油进入 中转站后此时依
然含油大量的砂 ，原油进入 中间站 内的
含砂 量高 ；高达 １００ ０ ｐ 的 高矿化 ６， ｐｍ ０ 度 、含水６ ％ ４ 的采出液被提升至地面 ， 温度降低 ，成垢离 子在地面管线 内产生
结晶体 ，与沉 降在 管线 内壁 的地层砂结
多数 的分 离效 果不 佳 ，经常 出现分 离 设 备 出 口被分 离 除杂质 堵 塞 的现 象 。
单 井采 出液经 过集 输 管线 进入 中 转站 ，在 中转 站经过沉 降分离 ，加压后 外输至联 合站进行进一步处理 。 原 油 物 性 包 括 ， 原 油 粘 度 为
该 管 线 在 ２ １ 年 前 两 个 季 度 发 ００
生 管 线堵 塞８ ，其 中 总 计 更换 管 线 次
油气集输新技术、新工艺、新设备
第一部分油气混输技术一、多相流输送工艺在自然条件十分恶劣的沙漠油田和海洋油田开发建设过程中，油气集输系统的建设投资和运行管理费用要比常规的陆上油田开发高得多。
由于两相或多相混输，省去了一条管线，可节省开发工程投资和操作费用，另外还可使恶劣地域（或海域）内的油气田得到开发。
据预测，利用这种技术可使开发工程投资减少10~40%。
发达国家对这类油田已有采用长距离油气混输工艺技术的，并已取得了较好的经济效益（见表1）。
到目前为止，世界上的长距离混输管线已超过200条，其中大部分集中在北海、美国、澳大利亚、加勒比海，但这些混输管线多属于天然气－凝析液管道。
据报道北海Troll气田到Oseberg油田的混输管线长50Km，所输流体是未经处理的井流体，是油、气、水、砂等的混合物。
进入九十年代，随着我国海洋石油的开发，先后在渤海铺设了锦州20-2天然气/凝析液混输管线和东海平湖天然气/凝析液混输管线。
锦州20-2海底管道全长51km，水下部分约48.57km，采用12英寸管线，外敷5mm煤焦油瓷漆防腐层，50mm混凝土加重层。
管材为X52，立管区管材X56。
海管为开沟敷设，覆土高度2m以上，采用自然覆土法，只在离着陆点4km范围内采用局部覆土。
海管的最大水深为15.425m，每10个焊口设牺牲阳极一个，管道着陆点处有绝缘接头。
海管于92年5~10月施工，年底投产。
平均输气量为1.0×106m3 /d，凝析油为600m3/d，管道起点压力为6.0~6.5MPa，压降大约为1.0~1.3MPa。
平湖油气田位于东海大陆架西湖凹陷西斜坡，水深约87.5m。
处理过的天然气通过东海平湖凝析天然气管道从海上平台输送到陆上的油气处理场。
平湖油气田包括一座钻井采油平台及两条海底管线和陆上油气处理厂。
其中一条海管是长为386.14km，管子外径为355.6mm 的气管线，从平台至南汇嘴；另一条为长约305.8km，管子外径为254mm的油管线，从平台至岱山岛；陆上处理厂位于上海市的南汇嘴。
原油集输管道投球清蜡技术研究与应用
原油集输管道投球清蜡技术研究与应用摘要：在管道输送原油的过程中，不可避免的会出现管壁结蜡现象，蜡层会使原油输送面积减小，进而影响管道输送的经济效益，且蜡层未及时处理，严重可造成凝管事故。
目前大多采油作业区使用投清蜡球来解决管道积蜡问题，并用收球率来衡量管线输送畅通情况，本文立足于目前工艺现状，通过研究管道沉积机理及结蜡速度，优选实验对象，预测合理的井场投球数，为今后的原油管道集输运行提供数据支撑。
关键词：原油集输管道；投球清蜡技术；研究与应用l 集输出油管道现状某采油作业区说管道受油藏中原油性质影响，普遍存在结蜡现象。
通过调研分析认为由于液量低导致管线内液体流速低，冲刷作用小，为蜡在原油管道内的结晶沉积提供了良好的条件。
对作业区原油管道内结蜡速度进行统计发现，结蜡速度大于0.6mm/d 的区块油井占全区总井数的一半左右，参考国内外相关油田公司标准：当原油管道内壁的结蜡厚度达到 2 mm 时，就需要对管道进行清管作业。
若未采取各种清蜡方法，作业区部分原油管道很短的时间内就会达到清管要求。
以往针对作业区原油集输管道的清蜡是采取“一天投一颗”的全区投球模式，特别是冬季低温环境下，为了保证冬季冷输平稳运行，试行“一天投两颗”的制度，管道投收球率95 %以上，此措施实施后管线热洗次数明显下降，这表明原油管道通过投双球清蜡效果显著，从而提出“一天多球”制度并研究投球参数。
2 井场投球参数的研究2.1 管道蜡沉积机理针对管道内部蜡沉积规律的分析，是做管道清蜡周期预测的必然条件。
低液量含蜡原油在运行过程中，由于液量低，结蜡速度远远大于平稳运行管道速度，针对低液量含蜡原油运行的规律，结合沉积机理，分析适用于低液量含蜡原油运行的蜡沉积机理。
（1）管道蜡沉积机理分析低液量含蜡原油在运行阶段，其蜡沉积机理非常复杂，主要以分子扩散机理为依据进行分析即指管中心处液态油中蜡的浓度最大，这个浓度差使得蜡分子从管中心向管壁方向移动，在管道内壁粗糙处粘附．并不断沉积，导致沉积物的含蜡量不断增加，如下图1所示。
油气集输的工艺流程及处理工艺分析
油气集输的工艺流程及处理工艺分析摘要：在油田的加工过程中，原油和天然气是一种混合物，只有经过有效的分离，才能得到标准的原油和天然气。
通过对该工艺的不断优化，在油气集输过程中，我们应尽量降低投资，提高其处理效益，推动油田的平稳发展。
关键词：油气集输；工艺流程；处理方法前言为提高原油产量，优化原油集输、处理工艺，使原油水分的分离得到更好的利用。
通过优化油气集输工艺技术，可以充分利用高效油气水分离技术的优点，改善石油天然气水处理的质量，确保油气集输工艺的顺利实施，实现油田的最优输出。
一、油气集输的相关介绍（一）原油脱水从油井中提取出来的石油一般都有一定的湿气，如果含水量过高，就会影响到储运工作，造成很大的浪费，而且会消耗更多的设备;从含水量的角度来看，大多数是含盐的，这样会对设备和容器造成更大的腐蚀。
在炼油过程中，将水和原油一起加热，会引起水的蒸发和膨胀，使其压力增大，对正常的生产和产品质量都会有很大的影响，甚至会发生爆炸。
因此，在进行原油外运前，我们必须进行脱水操作。
（二）原油脱气通过下面的两个装置，即分离机和稳定器，将轻烃成分分离出来，这个过程就是原油的脱气。
符合有关规定的原油，经纯化后，含水量不能超过0.5%，1吨含气的原油不能超过1立方米。
当原油靠近井口的时候，随着压力和温度的变化，会形成一种气体和液体。
为了满足多个操作的要求，例如加工和储存，需要用不同的管道将气体和液体分开，这个过程称为物理和机械分离。
它是石油和天然气分离的高效装置。
即使是对于石油、天然气和泥沙，也能起到很好的作用。
按其形状，又可分为许多种，例如比较常用的垂直型分离机。
使气体产生汽化现象，使之与原油分离，就叫做原油稳定，使之与高压力组分分离，降低压力，从而达到原油的稳定性。
通常，它是最后一道加工工艺，当它达到了稳定状态，才能生产出商品油。
从国内原油的稳定性角度来看，主要是从C1到C4的分离，在稳定后，原油的蒸汽压力要低于这一区域的0.7倍，约0.071 MPa。
寒区油田高凝原油采出液低温集输处理工艺技术应用
刻 不容缓 与 中高含水采 出液相 比．特高含水 采 出 液更 有利 于实行低 温输送 和低 温游离 水脱除 ．尽管
含 油污水低 温处理 未发 生根本好 转 ．但 从 已经取得 的研 究成果 和创新 的关键 技术 成熟程 度方 面看 ．在
等低能耗 工艺 ，将 面临一 系列技 术挑 战。 自上 世纪 ９ Ｏ年代 末 以来 点的低 温集输处 理工 艺技 术 ，特 别是 近几年在 萨北 油 田开 展的联合 站 系统特 高含水 采 出液低 温集 输处
理 工艺及 其配套 技术 现场 试验 。攻克 了油井定 量掺
距 ．在扩 大应用 范围 、进一步 提高节 气量方 面仍然
具 有 相 当 大 的潜 力
低 温水 、采 出液低 温破乳脱 水 、含油污 水低 温处理
１ 现状 与存在 的问题
１１ 现 状 ．
的技术难 关 ．形 成 了一整套 以不 添加任 何原油 改性
剂 为特 点 的低投 人 、高效 益 、完 善成熟 的特 高含水 采 出液低 温集输 处理 工艺技 术体 系 ．使 采 出液 低温 集输 处 理工 艺 的适 用范 围 ，逐 渐从 单 井 、计 量站 、 转 油站扩 大到 了油 田地 面工 程系 统的最 大单元— — 联合 站 系统 目前 ．大庆 主力产 油 区—— 喇萨杏油 田 （ 年产
油 田和 萨北油 田开展 了采 出液低 温集输 处理 工艺技
喇 萨杏油 田全面 应用联 合站 系统特高 含水采 出液低
温集 输处理 ＿ Ｔ艺技 术 的时机 已经到来 近年来 ．大庆油 田逐渐加 大 了采 出液低 温集输
术 的现 场试验 ．对这 一技 术开展 攻关研究 ，先 后形
￥ ￥ ￥ ￥ ￥ ￥ 成 了以适于 三次加 密新井 管道挂 接在役 老井 管道简
浅析管道输油工艺降凝剂降凝技术革新
浅析管道输油工艺降凝剂降凝技术革新摘要：我国所产原油大多都是高含蜡原油，其凝固点较高油质粘稠，含蜡原油在管道输送过程中会产生结蜡层，增加了沿程摩阻，能耗安全问题应运而出，并降低了管道运输的经济社会效益，含蜡原油的输送一直是我国油气储运界重点研究领域，对新技术新工艺的研究开发从未停止，本文对国内近年来含蜡原油输送工艺的研究现状进行了论述及分析，并重点介绍了添加剂降凝输送的新兴技术。
关键词：管道输送发展现状添加剂降凝技术新型降凝剂WHP 发展趋势1 含蜡原油管道输油技术的发展现状随着新科技的不断应用，我国管道输油技术得到了长足发展，伴随着管道工业的迅猛发展，新工艺、新技术不断涌现，原油集输系统和长输管道运用前景更加广阔，正朝着安全、环保、低耗、节能、提高社会经济效益的方向完善提高，原油管道输送工艺技术得到了空前的关注与重视。
目前，世界各国尤其是盛产含蜡粘性原油的大国，都特别重视含蜡高粘原油输送及流动保障技术的研究，挪威、法国、英国、美国等石油工业发达国家在含蜡原油输送技术领域的研究不断突破，含蜡原油输送工艺必将向新型化、多样化方向发展。
综上所述，世界范围内的含蜡原油输送工艺的研究正向着新型化、多样化方向发展，并且已经由室内试验研究过渡到工业应用阶段，单一采用加热输送工艺的历史早已结束，采用组合输送工艺技术现代输送工艺的主要特点，而且随着人们环保意识的加强，还有可持续发展战略的提出，“绿色技术”得到了前所未有的重视，因此，添加降凝活性剂和物理处理输油等环保工艺技术得到了空前的发展，同时也引起了人们对其浓厚的研究兴趣，是未来管道输油技术的一大发展方向之一。
2 添加降凝剂输油技术与降凝机理（1）我国原油80% 多蜡，这类原油特点是凝点高，低温流动性差，在常温甚至或更高温度时原油经常处于不能流动的凝固状态，而在流动过程中也是耗能高、阻力大，给原油正常开采和输送带来了困难和过多的经济损失，而在不同的原油中加入不同品种的化学添加剂可以起到减阻、降凝的作用，对于掺水输送的管道主要起到表面活性剂的作用，可以减少输送管道内的掺水量，从而提高输油效率。
油田地面集输处理工艺技术措施
油田地面集输处理工艺技术措施随着我国近年来天然气行业的不断发展，上游市场的供需矛盾日益凸显，天然气开发压力前所未有。
经过油田多年的发展，许多含气油田的开发取得了初步成效。
集输技术的应用及相关配套建设已经更新。
天然气田的开发将成为油气资源开发的趋势。
气田开发需要注重提高经济效率和实现规模发展。
在对勘探进行科学研究的基础上，还需要优化集输技术，优化相关配套设施的应用体系，使生产成本大幅度降低。
由于集输技术的应用对提高石油企业的经济效益起着重要作用，因此如何加强集输技术在气田地面建设中的应用已成为当前研究的热点。
标签：地面集输；集输技术；处理工艺；技术我国油田的勘探开发已经进行了很长时间，各个油田都有自己研发使用的一套地面集输工艺，但各个油田所采用的集输工艺是否与本油田的地理环境，油田面积等情况相匹配，还有待考证。
据最新资料统计，我国东部的陆地油田已进入开采后期，综合含水率已占采出液总液量的90%以上。
随着水含率持续保持在高位状态，采出总液量的不断增加势必会造成更大能量的消耗。
因此，如何使油田拥有一套适合自身油田的地面集输技术已成为当下各个油田亟待解决的问题。
1 油田地面集输系统应用现状分析1.1 油田地面集输工艺不能满足后期开采的需要随着油田开采的不断进行，原油浓度的大幅减少，含水率的持续增加，这些因素导致原油的集输和处理系统超负荷运转。
根据各个油田的生产使用情况来看，油田现有设备主要是针对开发中期的开采特点而配套设计的。
原油的比率减少，含水量增加，采出液的乳化，介质发生比较大的变化，这些都是开发进入后期所要面临的问题。
而现有原油的集输方式，设备结构，工艺流程都不能适应开发后期的一系列变化，这将导致原有的集输和处理系统负荷量大大增加，工艺流程与其不符，造成了很大的浪费。
1.2 增加污水处理系统和注水系统的负荷目前，油田集输系统使用的污水处理系统的工艺和设备相对落后。
随着国家大力提倡节能高效，对水质标准的要求也在不断提高，原有的污水处理系统已不能满足集输工艺的要求。
原油集输流程工艺介绍
第二章 原油集输流程
7
2.分井计量站
任务：进行分井计量，测量管辖油井的油、 气、水产量。
分井计量站功能： 油井采出的油、气的集中计量和集中管理； 为完成油、气集输提供实施各种工艺措施，在 采用掺热水（油）的油气集输方式时，可提供掺 热水（油）分配阀组，以便向所管辖的油井分量站
计量站工矿复杂，其特点是： ➢被测量的介质是油、水、气量的混合物，混合不均 匀，混合比是经常变化的； ➢油、水、气混合物的流量波动大，流态变化大，会 出现段塞流； ➢被测介质一般都不同程度地含有泥砂等杂质； ➢测量工况条件随油井的生产条件一起，经常变化。
塔里木东河塘油田则采用了“井口—联合站”构成的 一级布站集输流程，简化工艺，降低投资。
30
二级布站流程
➢ 二级布站流程是指“井口—计量站—联合站” 构成的布站流程形式； ➢ 根据油气输送的形式不同可分为二级布站的 油气分输流程（图2-4）和二级布站油气混输流 程（图2-5）。
31
二级布站油气分输流程
• 集输站场的类型和功能； • 原油集输流程； • 常用集油工艺； • 不加热集油工艺。
1
第一节、集输站场的类型和功能
1.集输站场的类型
➢ 原油集输系统站场按基本集输流程的生产功能可
分为：采油井场，分井计量站，转接站，集中处理 站（联合站）等四种站场。 ➢ 采油井场，分井计量站和转接站作用是集油、集 气的生产设施，将油、气收集起来，输往集中处理 站进行处理。
双河油田原油不加热集输工艺技术研究
３ 现 场 两 种 工 艺运 行 参 数对 比
根 据不 加 热集 输 界 限 的有关 资料 ， 赵 凹油 田 对 ５口井 的回油温度 范 围确定 为低 于凝 点 ２度 到凝 点
之间， 从而可 以确定 ５口井 的最 优掺水 量 的范围 。 将 ５口井的 分 析 结果 汇 总 ， 表 １ 表 ２所 示 。 如 、
温度 降低时 ， 状液 转相点 随之增 大 。对 于“ 乳 含水 油 粘温 特性” 含水率分 别为 ６ ％、 ０ 、０ 、０ 的 ， ０ ７ ８ ９
原油 乳状液 在 ２ ５℃、 ０℃、０℃和 ４ ３ ４ ５℃下 的“ 视粘
计算 结果表 明 了在现场 条件下 ， 以停 加热 炉 ， 可 对集
集 输及 处理过 程 的正 常进行 。油 气集 输流 程是 油气
２ 原 油 不 加 热 输 送 的 理 论分 析
（ ） 井 的 回油温 度与产 液量 呈正 相关 关系 ， １油 对
集 输及 处理 系统 的 中心 环 节 ， 气 集 输 流 程可 分 为 油 集油、 水、 脱 稳定 和储 运 四个 工 艺 阶段 ， 能耗 也 分 其 别 由集 油 、 水 、 油 稳 定 处 理 和转 油 能 耗 （ 定 能 脱 原 稳 耗） 及储运 能耗 ４部 分 组 成 。其 中集 油部 分 能耗 约 占集 输 系统 总 能耗 的 ６ ～８ ， ０ ０ 因此设法 降低集 油能耗是集 输 流程 节 能 的关键 。而 在集 输 流程 能 耗
１ 目的及 意 义
近 几年 来 ， 界 各 国原 油 集输 研 究 工作 都 在 致 世
力 于用不 加热 输送 方 式 ， 渐 减 少 或取 代 加 热 输送 逐
工 艺Ｈ ３ 。 ＩＪ
目前 ， 南 油 田分 公 司 第 一采 油 厂 采用 的是 双 河
油气集输工艺简介
油气集输工艺简介1. 概述油气集输工艺是指将油气田产出的原油、天然气等能源从井口输送至加工厂或储罐等目的地的过程。
在这个过程中，包括采集、处理、储存、输送等一系列工艺环节。
2. 油气采集油气采集是指将油气从产油井、气井等井口采集出来的过程。
这里主要涉及到以下几个环节：•注水/注气：注水/注气是为了维持井内压力，以提高采油采气效率。
注入的水或气体可以压制井底的水压，从而推动油气向井口流动。
•人工举升：对于一些老旧的油气井来说，常常需要通过人工举升的方式将油气采集出来。
这种方式主要依靠机械或电动驱动的杆/泵来提升井底的油气。
•电泵抽采：电泵抽采是一种常用的油气采集方式。
通过电动泵在井口提供一定压力，将油气由井底抽上来。
3. 油气处理油气处理是指将采集到的原油、天然气等进行处理，以去除其中的杂质和不纯物质，确保油气达到一定的质量标准。
油气处理的过程包括以下几个环节：•沉淀和过滤：通过沉淀和过滤的方式，将原油中的悬浮物和固体杂质去除。
•分离：采用物理或化学方法将油气中的水分、硫化物等有害物质分离出来。
这个过程中常常使用分离器、沉淀罐等设备。
•脱酸/脱硫：对于高硫原油或天然气来说，脱酸/脱硫是必要的工艺环节。
通过添加脱除剂，将原油或天然气中的硫化物去除。
4. 油气储存油气储存是指将处理后的原油、天然气等能源暂时存放在储罐、气罐等设备中，以备后续输送或利用。
这个过程中主要考虑以下几个因素：•储罐设计：储罐的设计需要考虑储存的油气类型、储存量、压力等因素。
根据不同的需要，可采用钢制、玻璃钢等材料进行储罐的建造。
•防火措施：储罐应采取防火措施，防止火灾事故的发生。
常见的防火措施包括安装防火灭火设备、划定防火区域、保持储罐周围的清洁等。
5. 油气输送油气输送是指将处理和储存后的油气从产油地或气田运送到加工厂、终端用户等目的地的过程。
常用的油气输送方式有以下几种：•管道输送：利用管道输送是一种常见的油气运输方式。
具有输送量大、输送距离远、安全可靠等优点。
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天然气水合物的开采、储运技术摘要：天然气水合物已是国际能源界公认的21世纪接替石油天然气的新能源。
世界各国对天然气水合物的开发研究非常重视，目前取得了一定的研究进展。
此文综述了国内外天然气水合物在开采、运输等方面的研究进展以及新技术。
结合我国天然气水合物的研究状况，总结出天然气水合物研究开发思路对我国的启示。
关键词：天然气水合物；资源潜力；研究开发；储运技术；对策建议1 前言天然气水合物又称气体水合物或甲烷水合物，是一种超分子笼型化合物。
天然气水合物主要蕴藏在深海和陆地冻土地带，主要分布在深水的特定区内未固结沉积层域或是水深100-250m以下的极地陆架海域【1】。
地球上大约27％的陆地和90％的海域都有天然气水合物存在【2】。
它是一种可燃的、非化学计量的半稳态固体化合物, 约15% 重量是气体, 比重在0. 9 g/cm3 左右,随气体组成的不同而变化，一般在35 ℃以下就有可能形成。
目前世界各国对天然气水合物的研究主要集中在天然气水合物的勘测与评估，天然气水合物基础物理化学性质，天然气水合物开采模拟与环境评价以及天然气水合物储运与利用几个方面。
我们在开发、利用天然气水合物时一定要慎重对待。
因为天然气水合物具有巨大的环境效应。
天然气水合物是地壳物质中的重要组成部分，它对全球气候、生态环境有重要的影响。
天然气水合物往往同自然环境条件处于十分敏感的平衡之中，当天然气水合物变化时往往会引起各种环境效应，导致海底失稳、海底滑坡等，其分解产生的甲烷可能诱发温室效应，对全球环境产生严重的影响。
2 天然气水合物研究概况天然气水合物是20世纪发现的一种新型后备能源，被喻为21世纪石油天然气的理想替代资源，是目前地球上尚未开发的最大未知能源库。
在标准状况下, 1 体积的天然气水合物可以释放出150-180体积的天然气。
美国是能源需求大国，其政府组织多个政府机构和一些大学及工业企业联合研发甲烷水合物。
据统计，美国能源部每年投资950万美元研究水合物，目前是世界上水合物研究取得成果最大的国家。
加拿大也很重视天然气水合物的开发研究。
1992年，加拿大地质调查局就在北极地区钻井并采集到了永久冻土中的天然气水合物样品。
近年来，加拿大地质调查局设立一项新的天然气水合物调查和开发项目，项目特别注意天然气水合物开发潜在利益，并将其作为维持加拿大北部和海岸区经济发展的基础。
日本由于本土不同，也积极投身于水合物调查研究工作，1994 年就成立了甲烷天然气水合物开发促进委员会，提出多项开发利用天然气水合物的国家计划。
还成立了21 世纪天然气水合物研究协会(MH21)，积极展开国际合作。
德国既无常规油气资源, 又无水合物资源, 主要靠技术优势以期在国际合作和未来水合物气开发中获益。
韩国、中国、印度的水合物研究工作起步相对较晚。
依据近年来试验性开采的成果和今后的技术进步看, 在2015一2020 年发达国家实现工业规模开采水合物气在技术上是可行的, 但实现商业开采则值得探讨。
3 天然气水合物的开采甲烷水合物, 组成了大多数天然存在的水合物, 由大约6 个水分子和1 个甲烷分子构成。
因此, 其化学分解的反应式可以表示为：( CH4·6H2 O) 固体→( CH4 ) 气体+ 6( H2O) 液体Holder 等人指出从水合物气藏采出天然气所产生的能量大约是从这类气藏中分解天然气水合物所需能量的10 倍, 这一附加的能量正是所有的开采方法都在寻找的潜在价值。
从经济安全的角度出发，在此基础上提出了一些开采方法，大致可以概括为三类：减压法、热激发法和注入抑制剂法。
最普遍的减压法假设穿过水合物盖层钻井, 并在游离气层完井, 从这一层段采出天然气导致压力降低和上覆岩层水合物的分解。
热激法开采天然气水合物是一种在压力变化不大的情况下，通过像注入热水等从水合物储层之外的外部环境直接供给储层热量，用来提升水合物储层温度，使水合物分解，进而采气的开采方案。
目前热开采技术包括注热水/蒸汽/热盐水、井下加热/燃烧、电磁制热、微波导热、太阳能供热等。
加注入抑制剂法是通过改变天然气水合物的热动力学平衡曲线来影响天然气水合物的分解反应的。
4 天然气水合物的储运方法探索目前, 天然气水合物的冷冻储运技术已成为国内外研究的热点之一。
天然气水合物是一种高能量、高密度的能源。
采用水合物储运有如下优点:储存空间小、易生成、安全、自保性等。
利用天然气水合物的特点使其成为一种新的天然气储存方法在20 世纪40 年代末就引起了科学工作者的注意,Miller 和Strong 及Parent 对此进行了一些研究。
但是用水合物运输天然气从20 世纪90 年代才开始研究, 它的好处还没有得到完全利用。
在水合物利用过程中需要考虑的问题是能量即生成过程需要的冷量和分解过程需要的热量。
在多年冻土分布区建贮气库将是最有效的, 在这里容器埋设不深却能保证最经济地建立气体水合物储库,用来平衡中等工业中心气体需求量的昼夜和季节波动。
科学家Gudmundsson 等人开发出一种合物运输技术, 将天然气生成水合物, 然后通过船运输至用户所在地, 使水合物释放出甲烷供使用。
Gudmundsson( 1990) 提出天然气水合物并不需要被冷却到平衡温度就能在大规模储运中保持稳定, 而只需要绝热条件。
目前，用于水合物合成反应的方法大致可分为3种，即搅拌法、喷雾法和气泡法。
1997 年挪威科技大学的Gudmundsson 等建立了第一套天然气水合物生成系统,该系统采用搅拌法生成天然气水合物。
系统主要由反应器、分离器、热交换器和循环泵4 个单元组成。
实验过程为：先往反应器中装入水,气体通过反应器底部的两个止回阀进入,在搅拌器的作用下气体和水充分混合生成天然气水合物。
Heine mann 先后提出了两项采用水流雾化的方式进行水合物制备的专利。
日本三井公司提出了用管式反应器代替传统的反应釜,实现天然气水合物的快速生成。
该系统采用一根耐压的管子或管束来替代传统反应釜设计，中竖直取向的高压鼓泡容器。
4 对策建议综合国内外天然气水合物的研究现状，并结合我国的实际情况，我们可以从一下几个方面入手，积极进行天然气水合物的研究。
1）制定出适合我国实情的水合物近期和远期研究开发计划, 科学规划水合物研究进程。
我国天然气水合物研究工作的一系列科研项目，主要是通过启动“863”、“973”计划来实现。
此外还有“南海天然气水合物富集规律与开采基础研究”项目。
虽然我国对天然气水合物做了大量的研究工作，但到目前为止还没有一个确切的水合物开发路线图，缺乏总体规划，较为零散。
2）成立国家天然气水合物研究机构，将我国主要的研究力量积聚起来。
我国有“973”项目、“863”项目，并设立了水合物研究重要专项，但没有一个统一的研究机构领导。
然而水合物商业开采涉及到地质勘探技术、水合物基本物性分析、资源评估、灾害控制等多方面，是一个极其复杂的过程，需要一个专门性机构来协调实施各项研究工作。
3）加大对天然气水合物储存技术的研发。
水合物储运法虽然在过程中的气化费用高比液化天然气法高出9%，但总费用却要比液化天然气法低26%。
4）开展天然气水合物的环境效应。
天然气水合物既是能源的载体, 又是影响全球环境的重要因素。
在天然气水合物作为新能源对象研究的同时, 开展天然气水合物对全球. 气候/ 变化和海底工程稳定性影响的研究, 研究开发天然气水合物的海底监测和灾害防范技术系统。
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