预防和解除天然气水合物堵塞的方法探讨
苏里格气田水合物的防治措施
苏里格气田水合物的防治措施摘要：在天然气的输送和处理过程中，经常会形成水合物堵塞管道和设备而严重地影响正常生产。
本文结合苏14井区现有工艺流程及冬季生产运行中水合物的防治出现的问题，提出了下一步采气工艺的改进及建议。
关键词：水合物防治建议一、概述1 天然气水合物的结构天然气水合物（Gashydrates）也称水化物，它是在一定压力和温度条件下，天然气中某些气体组分和液态水生成的一种不稳定的、具有非化合性质的晶体。
外观类似松散的冰或致密的雪，密度为0.88～0.90g/cm3 。
水合物的生成条件不同，其分子式亦不同。
甲烷水合物的分子式为CH4·6H2O，即由一个甲烷分子和六个水分子组成。
乙烷、丙烷及异丁烷的水合物分子式分别为C2H6·8H2O，C3H8·17H2O，C4H10·17H2O，硫化氢及二氧化碳的水合物分子式分别为H2S·H2O，CO2·6H2O。
水合物的分子结构为多面晶体，水分子在空间固定点上排成一定晶格，晶格中的空穴全部被气体分子占据，并依靠分子间的作用力保持分子的稳定。
2、水合物在采气中的危害水合物在油管中生成时，会降低井口压力，影响产气量，妨碍测井仪器的下入；水合物在井口节流阀或地面管线中生成时，会使下游压力下降，严重时堵死管线，造成供气中断或引起工艺设备超压运行或爆炸，引发生产事故。
3、天然气水合物形成条件3.1 液态水的存在液态水的存在是生成水合物的必要条件。
天然气中液态水的来源，有油气层内的地层水（游离水）以及气层中的饱和水蒸气随天然气产出时温度下降而凝析出来的凝析水。
3.2 低温低温是生成水合物的重要条件。
采气中，天然气从井底流到井口，经过节流阀、孔板等节流件时，会因为压力下降而引起温度下降。
由于温度下降，会使天然气中呈气态的水蒸气凝析，当天然气的温度低于天然气中水蒸气露点时，就为水合物生成创造条件。
3.3 高压高压是生成水合物的重要条件。
浅谈油气管道水合物解堵工艺及存在问题
浅谈油气管道水合物解堵工艺及存在问题随着石油和天然气资源的不断开发利用，油气管道水合物的解堵工艺成为了石油和天然气产业中一个重要的技术环节。
水合物是一种由气体分子和水分子组成的结晶体，在低温高压下形成固态结构。
当水合物堵塞了油气管道，会严重影响石油和天然气的生产和运输。
研究并掌握水合物解堵技术，对于保障油气生产和运输的顺利进行具有重要的意义。
一、水合物解堵工艺在油气管道中，水合物的堵塞问题主要表现在两个方面：一是管道内壁的水合物结晶物的积聚致使管道直径减小；二是水合物的形成使得管道内部的流体流动受到阻碍。
为了解决这些问题，科研人员和技术工作者们不断进行探索和研究，提出了各种解堵工艺。
1. 物理解堵：物理解堵主要是利用化学物质和物理手段对水合物进行破碎和溶解。
通过注入高温水、水热溶液等对水合物进行破碎和溶解，从而达到解堵的目的。
2. 化学解堵：化学解堵是利用一些化学物质对水合物进行溶解和消除。
一些表面活性剂、防蚀剂等化学品可以改变水合物的表面张力，从而使水合物分子重新分散，达到解堵的效果。
一些酸碱溶解剂也可以通过酸碱中和的方式来溶解水合物，解除堵塞。
二、存在问题与挑战尽管油气管道水合物解堵工艺已经取得了一定的进展，但在实际应用中还存在一些问题与挑战，需要不断加以解决和克服。
1. 解堵效果不稳定：由于水合物的形成和堵塞受到多种因素的影响，不同地质条件、管道材质、水合物类型等都会对解堵效果产生影响，因此存在解堵效果不稳定的问题。
2. 解堵成本高昂：目前的水合物解堵工艺涉及到高温高压、化学物质、专业设备等，解堵成本较高，增加了油气生产和运输的成本压力。
3. 缺乏成熟的在线监测技术：当前的水合物解堵工艺中，缺乏对水合物形成和堵塞过程的准确监测技术，使得解堵过程中无法实时调整工艺，影响解堵效果。
4. 对环境的影响：水合物解堵工艺中使用的化学品和高温高压流体可能对环境产生一定影响，对环境保护提出了更高的要求。
天然气管线去除水合物的方法
天然气管线去除水合物的方法摘要：一、引言二、天然气管线水合物的危害三、天然气管线去除水合物的方法1.加热法2.降压法3.添加抑制剂法4.气体输送法四、方法比较与选择五、结论正文：一、引言在我国天然气输送过程中，水合物问题一直是一个亟待解决的难题。
水合物是一种在天然气中结晶形成的固态物质，其主要成分为甲烷和水。
水合物的存在会对天然气管线造成诸多危害，如堵塞管道、降低输送效率、增加设备损耗等。
因此，研究天然气管线去除水合物的方法具有重要意义。
二、天然气管线水合物的危害天然气管线中的水合物会随着天然气流动而不断沉积，导致管道内径减小，最终造成管道堵塞。
此外，水合物在形成和分解过程中，会对管道内壁产生高压磨擦，加速管道磨损。
同时，水合物的存在还可能导致管道内的腐蚀，增加管线安全隐患。
三、天然气管线去除水合物的方法1.加热法：通过提高天然气温度，使水合物分解为气体和水。
这种方法适用于温度较低的天然气，但需要较大的能耗和设备投入。
2.降压法：在管线输送过程中，降低气体压力，使水合物分解。
此方法适用于压力较高的天然气，但可能影响输送效率。
3.添加抑制剂法：向天然气中添加特定化学物质，抑制水合物的形成和生长。
这种方法适用于各种天然气，但需要合理选择抑制剂类型和添加量。
4.气体输送法：通过增加天然气流量，促使水合物向管道外排出。
这种方法适用于管线输送条件较好的场合。
四、方法比较与选择在实际应用中，应根据天然气成分、输送条件、设备投入和运行成本等因素，综合比较各种方法的优缺点，选择适合的去除水合物方法。
一般来说，加热法和添加抑制剂法较为成熟且效果显著，适用于大部分天然气管线。
而降压法和气体输送法在特定条件下也可作为一种补充方法。
五、结论天然气管线水合物问题对天然气输送造成诸多不利影响，采用合适的去除方法至关重要。
通过对各种方法的探讨和比较，可以为天然气行业提供有益的参考。
天然气试气过程中水合物预防问题研究
2.2.1乙烷对水合物形成条件的影响改变乙
烷在天然气中的摩尔分数，可得不同乙烷摩尔分数下天然气形成水合物的边界条件。随着乙烷摩尔分数的上升，边界条件曲线向右下方推移，各曲线变化规律相似。在压力为10MPa时，与组分为纯甲烷的天然气相比，乙烷摩尔分数为5%、10%、15%的天然气下形成水合物的临界温度分别增大了2.97、4.64、5.54℃。即相比乙烷而言，甲烷更易与水作用形成水合物。在温度一定的情况下，随着天然气中乙烷摩尔分数的增加，在0-5%形成水合物的临界压力下降较快，摩尔分数高于5%时变化趋于平缓，说明乙烷摩尔分数高于5%时，其对水合物的生成影响较小。对比不同温度下的临界压力曲线可知，在低温度下，临界压力随乙烷摩尔分数的增加变化较小，随着温度的升高，临界压力随乙烷摩尔分数的增加变化相对变大。
1.天然气冰堵成因
天然气冰堵就是管道中形成了水合物。水合物又称水化物，是天然气某些气体组分与液态水在一定温度冰或密致的雪，密度为0.88-0.90g/cm3，戊烷和己烷以上烃类一般不形成水合物。冰堵不冰堵与节流的级数没关系，但与节流的幅度有关。其中形成水合物的主要条件是高压、低温、存在一个水合物形成体以及要有适当的水量，单并不一定是游离水。而像节流阀门等高流速区会加速水合物的形成。在实际生产中，人们发现管道中产生的水合物是造成天然气冰堵的主要原因。我们把这些水合物也叫做水化物，它们是一种白色晶固体，像松散的冰。在一定的温度条件与压力条件下天然气的某些气体组分与液态水易形成水合物。人们发现戊烷及己烷以上烃类不易形成水合物。高温、低压以及有水合物形成体是水合物形成的主要条件，一些高流速区如节流阀门会使水合物形成加速，另外，冰堵与否跟节流级数无关，但跟节流幅度大小有关。
3.预防及处理水合物冰堵的对策
预防和解除天然气水合物堵塞的方法探讨
预防和解除天然气水合物堵塞的方法探讨Ξ陈铭奇(中国石油西南油气田分公司) 摘 要:在天然气开采过程中由于天然气中含有水、硫化氢等杂质,易形成水合物堵塞工艺管线,影响天然气生产任务的完成;有时甚至造成憋压引起管线、设备爆炸等安全事故。
如何有效地预防和及时解除天然气水合物的危害呢?本文从生产实践中总结出一些规律和方法,希望对从事天然气生产的相关人员有一定参考价值。
关键词:预防和解除;天然气水合物;堵塞 气田每年都会发生一些大大小小的由天然气水合物形成的堵塞,也称冰堵。
无论单井、集气站、输气管线还是配气站。
预防和及时解除冰堵对于生产任务的完成,防止安全事故的发生都有重要意义。
天然气管线发生冰堵主要是由天然气水合物造成的,在一定温度、压力和有液态水存在的条件下,天然气中的某些组分能和液态水形成一种白色晶固体,外观类似于松散的冰或致密的雪,密度为0.88～0.9g c m3称为水合物。
近年来的研究表明,天然气水合物的结构有 、 两种:分子量较小的气体如CH4、C2H6、H2S等的水合物形成体心立方晶系 型结构,可写成CH4.6H2O,C2H6.8H2O,H2S.6H2O, CO2.6H2O;分子量较大的气体如C3H8、I C4H10的水合物形成类似于金刚石的 型结构,可写成C3H8.17H2O,I C4H1017H2O(附图1)。
戊烷和己烷以上烃类一般不形成水合物。
通过理论计算和试验研究可得出水合物生成的平衡曲线。
图1 但是生产现场的实际情况千差万别,对于每口井,每条管线其温度压力,气质情况都不同,几乎没有完全合乎理论计算的情况,只能根据现场实际,合理的选择温度、压力和防冻剂加注量在气田生产中,为防止形成水合物堵塞天然气管线,一般采用水套加热炉(提高天然气温度),分离、脱水(减少天然气中水分),加防冻剂如乙二醇、甲醇等(降低天然气露点)的措施。
如果已经形成水合物堵塞,解堵的办法就是打破平衡条件,升温、降压、加防冻剂。
长输管道天然气水合物形成与防治
水合物不仅可能导致管道堵塞，也可造成分离设备和仪表的堵塞， 因此天然气输送过程中水合物的产生与预防是很重要的问题。
天然气长输管线水合物生成的预防
输气设备中由于天然气形成水合物而产生的危害是普遍的现 象，因此对其防治非常重要。
天然气水合物(Natural Gas Hydrates)也称水化物或简称水合物， 是在一定压力和温度条件下，天然气中某些气体组分与水形成的一种 复杂的但又不稳定的白色结晶固体，是一种类似于冰或雪的物质。密 度为0.88~0.90 g/cm3。其中可形成水合物的典型物质包括：CH4、 C3H6、C2H4、C2H6、CO2 和H2S 等。一般用M⋅nH2O 表示，M 为水 合物中的气体分子，n 为水分子数，如CH4⋅6H2O，CH4⋅7H2O， C2H6⋅7H2O 等。也有多种气体混合的水合物。
大量研究结果表明，水合物是由氢键连接的水分子结构形成笼形 结构，气体分子则在范德华力作用下，被包围在晶格中。至今，在 自然界已经发现了3 种水合物晶格结构：结构Ⅰ型、结构Ⅱ型、结 构H 型，晶格中含有无数大小不等的孔穴。在稳定的水合物中，一 些孔穴被气态化合物占据，称之为客体分子。只有分子尺寸和几何 形状适宜的气体才能进入孔穴。孔穴中可能仅含有一种气态化合物， 也可能含有不同化学种类的气体分子。在一稳定水合物中无需所有 孔穴均被填满，在Ⅰ型结构的晶格空穴中只能填充CH4、C2H6 小分 子烃类以及H2S等非烃分子；Ⅱ型结构中还可以容纳C3H8、C4H8等 较大的烃类气体分子；而H 型结构除了能容纳上述各种分子外，还 能容纳一般的原油分子i-C5。
降压控制
与管线加热技术原理相似，通过降低体系压力来控制水合物的生成。 有3 种极限情况：等温降压，压力十分缓慢地降低；等焓降压，压力迅 速降低，不发生热传递；等熵降压，压力通过理想膨胀机降低，不发生 热传递。实际的降压过程通常介于等温和绝热之间。
预防与处理气井水合物冻堵的一种思路
断) 如果管线冻堵!井口回压必然高于进站压力'如果井筒冻堵! 井口回压则持续下降) 处理方法&如果井筒冻堵!立即关闭进站流 程!然后向井筒注入甲醇!闷井 )-$/%01 后!打开井口放空) 如果 管线冻堵!立即井口关井!向管线内注入甲醇!再利用站内集输系 统内的天然吹扫管线) 对于初期冻堵一般一到两次就可以解堵成 功)
能源工程
预防与处理气井水合物冻堵的一种思路
文 . 龙刚
摘要冻堵是天然气井生产最常见的问题之一!水合物冻堵 又在所有冻堵中占据主导" 预防与解决水合物冻堵问题!是保障 气井正常生产的关键" 本文通过对柴达木盆地北缘某区块天然气 生产管理进行总结!旨在为预防与治理气井冻堵提供可借鉴的一 种思路"
关键词水合物冻堵!北八号区块!产时效
重点&冻堵的及时发现与冻堵位置的判定) 冻堵中后期处理 一般出现在冻堵一小时后) 此时!冻堵情况严重) 尤其在冬季 .该 区 最 低 气 温 可 达2'$(3$!受 水 合 物 冻 堵 影 响 !管 线 内 的 积 液 结冰!造成复合冻堵!增加了解堵难度) 现象&气井进站压力已降至站内集输系统压力'管线温度已 下降至外界气温) 处理措施&首先判定位置) 判定方法同上) 处理方法&如果井 筒冻堵!立即关闭进站流程!然后向井筒注入甲醇!闷井'同时打 开套气进站.套气一般温度较高!利用气体流动时的热量交换尽 量提高堵点位置的温度$''/-4/%01 后关闭套管! 再打开油管放 空) 如果管线冻堵!先判断管线堵点位置) 一般用1憋压法+!即先 将管线一端泄压!再向管线内充压!观察压力上升快慢) 以管线靠 近站区冻堵为例!对堵点两端泄压完毕!在站内向管线内不带压 注入甲醇!再利用站内压力将甲醇顶向堵点) 如果在靠近井口位 置冻堵!则在管线靠近井口一端注入甲醇!利用气井压力将甲醇 顶向堵点) 上述方法均是利用甲醇与增加堵点两端压差进行解 堵) 另外!还可以利用电加热技术对管线进行升温解堵) 排查 解堵完毕后!除了对井筒与管线进行注醇维护巩固外!还必 须对以下几个方面进行检查) 首先!检查井口加热装置!看是否故 障停机!功率温度设置是否偏低'其次!检查注醇装置是否故障! 注入量是否偏少'再次!检查携液是否执行,携液时是否持续注入 甲醇,携液制度是否需要调整等) 总结 以确保气井的生产时效为出发点!治理气井冻堵的的整体思 路 是 *先 预 防 ,后 处 理 +'处 理 冻 堵 的 关 键 是 *问 题 发 现 快 速 , 位 置 判断准确,措施采用得当+) 可以针对气井压力,温度变化设置联动报警机制!对冻堵情 况及早发现,及时处理) 参考文献 5$67天 然 气 水 合 物 的 形 成 条 件 及 成 因 分 析586(中 国 煤 炭 地 质( +//&!+$.$+$&,2&( 5+6刘 思 维( 甲 醇 防 冻 堵 工 艺 在 徐 深 气 田 的 应 用596( 科 技 与 创 新(+/$/!',.4$&$/32$/,( 作者单位青海油田公司采气二厂
海上天然气水合物的形成与防治措施
海上天然气水合物的形成与防治措施摘要：天然气水合物堵塞的防治是海上油气田安全高效开发的难题之一。
水合物的生成可导致气体输送管线和设备的堵塞而影响海上油气田的正常生产；水合物一旦形成，就很难除去。
因此，准确判断在什么条件下会形成水合物堵塞，并诊断和评价已形成的水合物堵塞，且提出行之有效的解堵措施，对天然气的输送和设备的管理具有重要意义。
本文通过对水合物的结构性质、危害、形成条件和生成机理的探究，介绍如何合理的利用抑制剂（甲醇、乙二醇）来有效防止水合物的形成，从而高效地实现海上油气田的安全开发。
关键词：结构性质危害形成条件解决措施抑制剂一、引言输气海管，作为天然气输送的重要通道，其畅通、连续、安全平稳运行对海上油气田的正常开采有着重要意义。
天然气输送管道在日常的输送中易形成水合物堵塞海管，给海管的安全运行带来极大风险。
因此，准确判断在什么条件下会形成水合物堵塞，并诊断和评价已形成的水合物堵塞，且提出行之有效的解堵措施，对天然气的输送和设备的管理具有重要意义。
二、天然气水合物的结构性质天然气水合物是一种笼形晶格包络物，即水分子靠氢键结合成笼形晶格，而气体分子则在范德华力作用下，被包围在晶格的笼形孔室中，如图1。
其外观类似松散的冰或致密的雪，通常呈白色。
天然气水合物具有多孔性，硬度和剪切模量小于冰，密度为0.88～0.90g/cm3。
可浮于水面，而沉于液烃中。
天然气水合物不同与一般的晶体化合物，是一种配位化合物（络合物）或称包合物，M·nH2O （n≥5.67），其中M表示水分子中的气体分子，n为水合指数即水分子数。
图1天然气水合物晶体结构模型三、天然气水合物的危害在天然气的整个输送过程中，由于气体的压力较高，有可能生成水化物。
天然气水合物一旦形成，就会对设备及管道等造成危害，其表现在：1.如果水合物在设备（分离器、换热器等）中形成，不但可导致设备的损坏，还可能导致较大事故。
2.如果水合物是在管道中形成，会造成堵塞管道、减少天然气的输量、增大管线的压差、损坏管件等危害，导致严重管道事故。
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预防和解除天然气水合物堵塞的方法探讨Ξ
陈铭奇
(中国石油西南油气田分公司)
摘 要:在天然气开采过程中由于天然气中含有水、硫化氢等杂质,易形成水合物堵塞工艺管线,影响天然气生产任务的完成;有时甚至造成憋压引起管线、设备爆炸等安全事故。
如何有效地预防和及时解除天然气水合物的危害呢?
本文从生产实践中总结出一些规律和方法,希望对从事天然气生产的相关人员有一定参考价值。
关键词:预防和解除;天然气水合物;堵塞
气田每年都会发生一些大大小小的由天然气水合物形成的堵塞,也称冰堵。
无论单井、集气站、输气管线还是配气站。
预防和及时解除冰堵对于生产任务的完成,防止安全事故的发生都有重要意义。
天然气管线发生冰堵主要是由天然气水合物造成的,在一定温度、压力和有液态水存在的条件下,天然气中的某些组分能和液态水形成一种白色晶固体,外观类似于松散的冰或致密的雪,密度为0.88～0.9g c m3称为水合物。
近年来的研究表明,天然气
水合物的结构有 、 两种:分子量较小的气体如CH4、C2H6、H2S等的水合物形成体心立方晶系 型结构,可写成CH4.6H2O,C2H6.8H2O,H2S.6H2O, CO2.6H2O;分子量较大的气体如C3H8、I C4H10的水合物形成类似于金刚石的 型结构,可写成C3H8.
17H2O,I C4H1017H2O(附图1)。
戊烷和己烷以上烃类一般不形成水合物。
通过理论计算和试验研究可得出水合物生成的平衡曲线。
图1
但是生产现场的实际情况千差万别,对于每口井,每条管线其温度压力,气质情况都不同,几乎没有完全合乎理论计算的情况,只能根据现场实际,合理的选择温度、压力和防冻剂加注量在气田生产中,为防止形成水合物堵塞天然气管线,一般采用水套加热炉(提高天然气温度),分离、脱水(减少天然气中水分),加防冻剂如乙二醇、甲醇等(降低天然气露点)的措施。
如果已经形成水合物堵塞,解堵的办法就是打破平衡条件,升温、降压、加防冻剂。
原理和方法都不复杂,为什么每年仍然会有大量的冰堵发生?
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2009年第1期 内蒙古石油化工
Ξ收稿日期:2008-10-12
作者简介:陈铭奇,工程师,曾在西南油气田分公司川西北气矿、川东北气矿长期从事油气田建设、开采工作,现在中国石油西南油气田分公司龙岗试采工程建设项目部集输部从事油气集输管理工作。
操作和认识上的误区是主要原因。
冰冻三尺非一日之寒,当温度、压力、天然气组分三要素中任何一项发生变化时,我们都必须考虑采取相应的措施,但并不是说我们就可以不计成本的采取一些过激措施(比如大量的乱加防冻剂)。
虽然每条管线的压力、温度和天然气组分都不完全相同,事实上防堵解堵是有规可寻的:理论上我们可以计算出某一确定天然气组分管道形成水合物的温度和压力的关系,实际应用中可能有些偏差,但我们完全可以观察到形成水合物细微的温度压力变化情况,确定在某一温度压力下可以不加防冻剂。
关键是要注意季节、昼夜和异常的温度、压力情况下应及时采取措施。
具体的说就是在冬季、夜晚及异常低温天气时密切观察压力变化,在通过调节水套炉温度不能阻止压力变化时可以适量加防冻剂阻止水合物的形成。
在温度不变但压力和天然气中水分或硫化氢等成份增加时也应采取同样的办法。
防冻剂加注量和加注方法对于节约成本、保护环境起重要作用。
针对不同的情况选用不同的防冻剂和恰当排量的泵,一旦温度压力达到不形成水合物的数值时应立即停止加注。
防冻剂价格昂贵,排出的防冻剂对环境会造成污染。
因此,减少防冻剂用量既可以降低成本又可以减轻环境污染。
冰堵是一个动态平衡,由三要素(温度、压力、天然气中水及硫化氢等组分含量)决定,不要想一劳永逸。
现场具体操作时应注意:
①密切观察分离器液位,防止翻塔。
分温应控制在14～18℃。
太低易在站内形成冰堵,太高则易在下游管线降温凝析更多液态水形成冰堵。
②在温度或气体组分变化时观察压力、产量的变化,有SCADA系统的站场就更能直观地看到这些参数的变化,从上图中我们可以清晰看到水合物对黄龙4井输气压力产生的影响。
为了便于夜间提醒,可设置一个报警值。
应当注意的是有时由于气温低仅仅是仪表管堵塞而非管线堵塞造成压力、产量显示值变化,这时只需用热水淋一下或用气吹一下仪表管即可。
但仪器、仪表正常显示有温度、压力、产量变化时,必须及时加注防冻剂。
④站内管线已冰堵可用开水烫但不能用火烤,现场有人竟异想天开用火烤解堵,且不说漏气遇火可能造成的危险、明火烤将降低钢管强度易发生危险,必须杜绝。
⑤冰堵没有其他办法解除时才采取关井降压放空解堵的措施。
此外,通过应用高效分离器和加大输气管道的清管力度对减少冰堵发生有一定作用,但并不能防止冰堵的发生。
原因很简单,上述措施并不能消除气态水的存在,一旦温度压力变化,水露点变化同样形成水合物产生冰堵。
因此,在下游输气管线甚至城市门户配气站同样存在防止冰堵的问题。
笔者十多年前在某一城市居住时有一天夜间听到有巨大响声,第二天才知道原来是配气站一只调压阀由于节流降温(焦耳-汤姆逊效应)发生冰堵憋压引起爆炸,幸未造成人员伤亡。
显然,当班采气工没有及时发现夜间温度、压力变化并采取解堵措施是造成事故的主观原因。
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卷):35～37.
Preven tion and D isar mam en t of Gas Hydrates the M ethod of Plugg i ng
Abstract:In the course of exp lo itati on of natural gas because natural gas contains w ater,hydrogen sulph ide and o ther i m purities and easy to p lug the hydrate fo r m ati on of p i pelines,natural gas p roducti on i m pact on the comp leti on of task s; som eti m es even causing overtake w o rk p ressure from p i pelines,equi pm ent and exp lo si on etc o ther safety incidents.How to effectively p revent and ti m ely lifting of the hazards of gas hydrate is?T h is article from the p roducti on and summ ed up a num ber of law s and m ethods,andhope to engage in natural gas p roducti on of relevant personnel have a certain value.
Keywords:P reventi on and D isar m am ent;Gas H ydrates;P lug
84内蒙古石油化工 2009年第1期 。