試油試采中的安全6

第6章試油中的儲層、井筒、地面安全控制方法6.1試油試采中的儲層保護(hù)技術(shù)1、出砂對儲層傷害機理在油氣藏測試與生產(chǎn)過程中，存在著負(fù)的生產(chǎn)壓差。在該壓差的作用下，巖石所受應(yīng)力超過巖石本身的強度而使地層發(fā)生剪切破壞或拉伸破壞時，儲層有可能出砂。出砂的嚴(yán)重程度與壓差、儲層性質(zhì)等有關(guān)。對于弱膠結(jié)、疏松砂巖而言，即使生產(chǎn)壓差很小也可能出砂。而對于膠結(jié)強度好、堅硬地層，則需較高壓差下才可能出砂。對于同樣大小的生產(chǎn)壓差，由于儲層特征參數(shù)不同，地層流體流速大小不同，因此巖石所受流體的沖擊力與曳力不同，引起的出砂程度也不同。1、出砂對儲層傷害機理（1）

油氣藏測試期間產(chǎn)量確定的誤區(qū)對于傳統(tǒng)的油氣井測試，在測試之前，確定大致產(chǎn)量范圍與油嘴尺寸范圍。在測試期間，根據(jù)油壓大小、產(chǎn)量大小及其穩(wěn)定情況考慮更換油嘴尺寸。測試工作制度，既有可能生產(chǎn)壓差過大，產(chǎn)生出砂，也有可能產(chǎn)量過大，造成出砂。

1、出砂對儲層傷害機理（2）

油氣藏測試期間的暢噴的誤區(qū)傳統(tǒng)的油氣井測試，為了顯示地層最大的產(chǎn)量與供液能力，放大油嘴進(jìn)行暢噴。暢噴也確實顯示了油氣產(chǎn)量。但是潛在著許多危險：第一，對于常壓井，如果儲層巖石膠結(jié)不好，容易造成出砂與微粒運移；第二，對于高壓井，不僅對于巖石膠結(jié)不好的儲層，即使對于巖石膠結(jié)相對較好的儲層，都有可能造成出砂與微粒運移。2、水鎖對儲層傷害機理

對于天然氣藏，由于生產(chǎn)壓差過大，造成邊底水侵入儲層，產(chǎn)生水鎖。研究表明：一旦水侵入儲層，儲層有效滲透率大幅度下降。在試氣試采中，嚴(yán)重影響產(chǎn)量。對于探井，將嚴(yán)重影響對儲層評價，甚至嚴(yán)重影響開發(fā)方案制定。2、水鎖對儲層傷害機理

孔隙空間同時存在油（氣）水時，油（氣）相對滲透率的大小取決于含水飽和度，隨著含水飽和度的增加，油（氣）相對滲透率急劇下降直至為零的現(xiàn)象稱為“水鎖”現(xiàn)象。在凝析氣藏開采過程中，當(dāng)?shù)貙訅毫档偷缴下饵c壓力時，將會發(fā)生反轉(zhuǎn)凝析現(xiàn)象，產(chǎn)生凝析油，凝析油一旦析出，將潤濕并吸附于巖石孔隙、裂縫的干燥而巨大的表面，阻礙氣體流動，降低氣相相對滲透率，在儲層中形成烴鎖。

氣藏一般具有極強的毛管力自吸作用毛管力曲線2、水鎖對儲層傷害機理

2、水鎖對儲層傷害機理

水鎖損害示意圖

Dp=2s(1/R1–1/R2)2、水鎖對儲層傷害機理

2.1水鎖產(chǎn)生的原因及危害氣藏一般具有極強的毛管力自吸作用毛管力自吸作用曲線2、水鎖對儲層傷害機理

水鎖導(dǎo)致裂縫性氣藏相對滲透率降低水鎖前后裂縫性氣藏相對滲透率曲線2、水鎖對儲層傷害機理

液鎖產(chǎn)生的途徑廣、過程短，難避免。開采修井液鎖鉆井完井射孔酸化壓裂試采壓井2、水鎖對儲層傷害機理

3、微粒運移對儲層傷害機理

研究及實踐證明，在砂巖油氣藏測試與生產(chǎn)期間，微粒運移是儲層傷害一個重要方面。微粒運移可以堵塞儲層喉道，降低油氣層孔隙度與滲透率，從而導(dǎo)致測試與生產(chǎn)產(chǎn)能低。其結(jié)果輕則影響對儲量的評價與產(chǎn)量，重則影響探井發(fā)現(xiàn)。

4、試油試采中的儲層傷害防護(hù)技術(shù)

（1)基于防止出砂與微粒運移的合理生產(chǎn)壓差確定根據(jù)不同的儲層的巖石特征，確定地層不破壞極限生產(chǎn)壓差；在測試期間，實時計算不同油氣比下生產(chǎn)壓差，可以防止目前高溫超壓井測試過程中因無法知道生產(chǎn)壓差而給測試帶來的嚴(yán)重后果。

4、試油試采中的儲層傷害防護(hù)技術(shù)

（2)

基于防止水鎖的合理生產(chǎn)壓差確定根據(jù)不同的儲層的巖石特征，采用從小到大的油嘴組合，識別測試期間水侵情況。采用較小油嘴與適當(dāng)產(chǎn)量，抑制較多水侵入儲層，避免出現(xiàn)嚴(yán)重的水鎖。

6.2試油試采中的井筒安全技術(shù)

1、管柱安全技術(shù)

測試管柱作為傳遞操作參數(shù)和產(chǎn)物流動的通道，直接把井口與井底連接起來，貫穿整個測試過程。地面控制、操作參數(shù)、地下產(chǎn)物性能、壓井液性能等任意一個因素沒有考慮到，都可能會引起管柱出現(xiàn)安全性事故。

高溫高壓測試管柱可能出現(xiàn)的重大事故主要為：（1)高壓引起油管內(nèi)外壓差過大，造成油管強度破壞；（2)當(dāng)砂堵、井下關(guān)井時，高壓油氣上頂測試管柱，引起插管從封隔器中拔出；（3)高壓低滲出現(xiàn)水合物，封凍引起管柱縮短，插管從封隔器中拔出；（4)高溫高壓引起井下工具操作動作失靈；（5)腐蝕性泥漿、硫化氫氣體等腐蝕井下工具，造成失效。1、管柱安全技術(shù)

對于確定的測試管柱，影響受力與變形的外界因素包括：重力、管內(nèi)外流體壓力、流體流動粘滯力、溫度、頂部鉤載、底部封隔器處約束方式、操作順序等。這些因素共同作用，使管柱的力學(xué)分析與計算非常復(fù)雜，主要表現(xiàn)為：1、管柱安全技術(shù)

（1）多種效應(yīng)并存管柱除常規(guī)的溫度效應(yīng)、膨脹效應(yīng)、屈曲效應(yīng)、活塞效應(yīng)及重力效應(yīng)外，還有流體流動粘滯力及離心力的作用（這里稱為“流動效應(yīng)”）。

1、管柱安全技術(shù)

（2）螺旋變形具有重要作用以前的管柱力學(xué)計算，把螺旋屈曲的影響簡單地理解為使管柱軸向縮短。與其它因素相比，螺旋屈曲直接引起的管柱軸向縮短量很小，以至有人認(rèn)為可以忽略掉螺旋變形影響。實際上，在一定條件下，螺旋屈曲對管柱變形的影響比其它因素更大。主要表現(xiàn)如下：1、管柱安全技術(shù)

（a）螺旋屈曲改變管串下入（或坐封封隔器）階段管柱軸向力的分布管柱軸向力分布規(guī)律：計算表明，隨著管柱底端軸向壓力的不斷增加，將出現(xiàn)螺旋屈曲。屈曲后管柱與井壁接觸，引起摩擦力。軸向壓力越大，屈曲越嚴(yán)重，摩擦力也就越大。管柱底端軸向壓力有一個極限值，無論管柱有多長，即使全部管柱重量都壓下去，底端的軸向力也不會超過這個極限。對于實際使用的管柱，這個極限值并不大，因而通過下放管柱來給封隔器加壓往往達(dá)不到預(yù)期效果。如果不考慮螺旋屈曲的影響，那么管柱頂部松弛多少力，底部就能獲得多少力，但這與實際情況不符。

1、管柱安全技術(shù)

（b）螺旋屈曲制約管柱的變形測試管柱下入井中以后，每次對測試工具進(jìn)行操作，都不同程度地改變管柱的受力與變形狀態(tài)。如果前面的操作使管柱發(fā)生了螺旋屈曲，那么管柱底部就有一定長度上存在摩擦力，后續(xù)的軸向力的變化或軸向變形，必然是在原有的力與變形上發(fā)生的。這里的前后關(guān)系并不是簡單疊加，而是前者制約后者。

1、管柱安全技術(shù)

（c）螺旋屈曲嚴(yán)重時會引起管柱永久性螺旋變形受螺旋屈曲后摩擦力的影響，管柱下入階段，底部的軸向壓力不會太大。但正因為這個原因，使屈曲段變得很長。而在后面的操作過程中，一旦使管柱伸長，則原有的摩擦力又阻止軸向變形的重新分布，造成底部變形自鎖，產(chǎn)生過量局部變形，引起管柱永久性螺旋變形（塑性變形）。

1、管柱安全技術(shù)

（3）每口井的參數(shù)、操作步驟各不相同不同的井，深度、壓力、產(chǎn)物性質(zhì)等不同，測試目的也不同，因而測試管柱組成、操作方式就不一樣。這些因素給編制通用程序帶來許多麻煩。（4）管柱受力與變形只能預(yù)測，無法實時觀測

在海上，如果在半潛式平臺上進(jìn)行測試，從管串下入井中，懸掛在海底井口開始，管串的受力與變形情況就不可能受到實時觀測，而只能通過井口壓力、溫度、流量等進(jìn)行預(yù)測。

1、管柱安全技術(shù)

2、合理生產(chǎn)壓差實時計算與控制技術(shù)如果生產(chǎn)壓差過小，則達(dá)不到測試目的；如果生產(chǎn)壓差過大，可使井下工具失效、井口裝備與地面管線失效、地面壓力控制失效、氣藏地層出砂導(dǎo)致地層破壞等。該問題涉及兩個層次的內(nèi)容：第一，測試之前應(yīng)該知道多大的生產(chǎn)壓差屬于安全范圍；第二，測試期間應(yīng)該知道目前的生產(chǎn)壓差是否在安全范圍。1、測試之前合理測試壓差確定技術(shù)（1）出砂機理出砂與否與測試壓差、產(chǎn)量、地層性質(zhì)、流體性質(zhì)、炮孔大小、形狀等密切相關(guān)。通常測試過程中的出砂機理可歸納為如下幾類：（a）炮孔壁剪切破壞出砂對于弱至中等膠結(jié)的儲層，當(dāng)炮孔壁上的塑性變形超過巖石的極限塑性應(yīng)變值時，油層產(chǎn)生突發(fā)性破壞。而大量產(chǎn)砂，與過大的測試壓差有關(guān)。

2、合理生產(chǎn)壓差實時計算與控制技術(shù)（b）炮孔壁拉伸破壞造成出砂實驗表明：炮孔壁承受很小的力即進(jìn)入塑性狀態(tài)，因此，可以認(rèn)為測試過程中炮孔壁巖石基本處于塑性狀態(tài)，此時，巖石的粘聚強度將大部分喪失，因而在流體存在較大的壓降梯度時易產(chǎn)生拉伸破壞而出砂。根據(jù)以上兩類破壞機理，結(jié)合炮孔壁巖石受力狀態(tài)的計算，可以得出炮孔產(chǎn)生剪切破壞及拉伸破壞時的臨界生產(chǎn)壓差（或產(chǎn)量）的計算模式。2、合理生產(chǎn)壓差實時計算與控制技術(shù)

炮孔的形狀可以簡化成理想的狀態(tài)，其前部為一柱狀，尾部為球形。國內(nèi)外出砂模擬試驗及理論研究結(jié)果均表明，針對不同的生產(chǎn)條件，炮孔前部的柱狀部分易產(chǎn)生剪切破壞出砂，而尾部的球狀部分流量大，易發(fā)生拉伸破壞出砂。

2、合理生產(chǎn)壓差實時計算與控制技術(shù)(2)出砂預(yù)測模型介紹當(dāng)前，各石油公司應(yīng)用于出砂預(yù)測的模型很多。如：Perkins模型、Bratli模型、Weingarten模型、極限應(yīng)變模型，其中Weingarten模型為適用于氣藏的模型，出砂量預(yù)測模型能夠較好的預(yù)測連續(xù)出砂階段的出砂量。2、合理生產(chǎn)壓差實時計算與控制技術(shù)(3)不同測試壓差下油層損害半徑的計算模式

若對于中等強度砂巖，具有一定的塑性變形性質(zhì)，壓差過大，并不直接造成炮孔壁破壞而出砂，而是使儲層內(nèi)部孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生破壞，造成滲透性降低，損害油氣層。根據(jù)實驗數(shù)據(jù)建立的滲透率與巖芯的破壞比之間的相關(guān)模式，可求出給定測試壓差下，儲層損害半徑。

2、合理生產(chǎn)壓差實時計算與控制技術(shù)（4）利用測井資料確定砂泥巖力學(xué)參數(shù)

根據(jù)國內(nèi)外所研究的：巖石動態(tài)彈性參數(shù)與測井資料的相關(guān)關(guān)系；動、靜彈性參數(shù)轉(zhuǎn)換模式；縱、橫波速度轉(zhuǎn)換關(guān)系式；巖石強度參數(shù)與測井資料的相關(guān)關(guān)系；地層強度與層理面夾角的相關(guān)關(guān)系式，利用縱、橫波，密度、井徑、伽瑪測井曲線可求得地層的如下參數(shù)：巖石動靜彈性模量、泊桑比;地層強度參數(shù)：粘聚力和內(nèi)摩擦角；不同應(yīng)力狀態(tài)下的巖芯縱、橫波速度；

2、合理生產(chǎn)壓差實時計算與控制技術(shù)2、測試期間合理生產(chǎn)壓差確定技術(shù)（1）油氣井測試管柱內(nèi)油氣水多相流流型分布2、合理生產(chǎn)壓差實時計算與控制技術(shù)對于垂直管氣液兩相流情況，四種流型。不同的流型，沿程壓降、氣液流速、含氣率等參數(shù)差別很大。泡狀流段塞流攪拌流環(huán)狀流圖5.1氣液兩相流型圖......井眼底部井眼中上部油氣井測試期間環(huán)空氣液兩相流型

2、合理生產(chǎn)壓差實時計算與控制技術(shù)（2)

井底流壓計算方法

1）

單相流流動氣柱計算方法運用下列公式計算井底壓力及井口壓力

式中

—井底流動壓力，；2、合理生產(chǎn)壓差實時計算與控制技術(shù)2、合理生產(chǎn)壓差實時計算與控制技術(shù)—井口流動壓力，；—油管內(nèi)徑，；—油管內(nèi)氣體平均溫度，；—流動氣柱井口、井底絕對溫度，K;—在條件下，氣體偏差系數(shù)；—標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下氣體的流量，；—氣體相對密度；—油管下到氣層中部深度，；—Moody摩阻系數(shù)，建議用下面給出的Jain公式計算：

2、合理生產(chǎn)壓差實時計算與控制技術(shù)

—相對粗糙度，為管子絕對粗糙度e與管徑d的比值；

Re—氣流雷諾數(shù)，建議用下式計算

—氣體粘度，。

2、合理生產(chǎn)壓差實時計算與控制技術(shù)2)擬單相流流動氣柱計算方法

式中

—復(fù)合烴類氣體的質(zhì)量流量，kg/d；

2、合理生產(chǎn)壓差實時計算與控制技術(shù)3)氣液兩相流計算方法氣相連續(xù)方程

液相連續(xù)方程

混合運動方程2、合理生產(chǎn)壓差實時計算與控制技術(shù)3)氣液兩相流計算方法氣相連續(xù)方程

液相連續(xù)方程

混合運動方程6.3試油試采中的地面安全控制技術(shù)1、地面節(jié)流理論與參數(shù)設(shè)計在高溫高壓凝析氣藏測試過程中，地面流程設(shè)計與校驗是測試成功的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，而其中節(jié)流系統(tǒng)的設(shè)計與校驗又是關(guān)鍵中的關(guān)鍵。這其中涉及到高溫高壓凝析氣藏單相流動與多相流動的臨界流動問題。

（2）目前節(jié)流系統(tǒng)設(shè)計中的臨界流計算模型流體通過氣嘴的最大流量計算公式

1、地面節(jié)流理論與參數(shù)設(shè)計──標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)（Psc=0.101325Mpa，Tsc=293K）下通過氣嘴的體積流量，；

d──氣嘴開孔直徑，mm；P1，P2──氣嘴上游、下游的壓力，MPa；──天然氣的相對密度；

T1──氣嘴上游溫度，K；Z1──氣嘴上游條件下的氣體壓縮系數(shù)；

K──天然氣的絕熱指數(shù)。

（2）目前節(jié)流系統(tǒng)設(shè)計中的臨界流計算模型1、地面節(jié)流理論與參數(shù)設(shè)計臨界壓力比計算公式式中

Yc──達(dá)到臨界流動時氣嘴下游壓力P2與上游壓力P1的比值；

K──天然氣的絕熱指數(shù)。楊繼盛教授是假設(shè)天然氣比重為0.60時，得出了一個臨界壓力比的值Yc=0.546。（2）目前節(jié)流系統(tǒng)設(shè)計中的臨界流計算模型1、地面節(jié)流理論與參數(shù)設(shè)計存在的問題：l

節(jié)流級數(shù)選擇依據(jù)是什麼？l

天然氣、凝析氣的臨界流動壓力比是否都是0.546？l

因為凝析氣藏的測試期間有液相析出，那麼凝析氣藏流體通過氣嘴的臨界流動是否還是單相臨界流動？若是兩相臨界流動，最大流量又是多少？雖然我們把臨界流動作為氣嘴(或油嘴)設(shè)計與選擇、放噴管線設(shè)計與選擇、地面節(jié)流級數(shù)的確定的理論基礎(chǔ)，但實際上，對于臨界流動，尤其是兩相臨界流動還不很清楚，認(rèn)識還不夠深刻。

（3）臨界流動概念的理解和運用

1、地面節(jié)流理論與參數(shù)設(shè)計在我國，為了保持氣井產(chǎn)量穩(wěn)定，通常是取井口油管壓力高于管道回壓兩倍左右。因為大家通常認(rèn)為：a這時氣嘴(或油嘴)是在臨界狀態(tài)下工作；b氣井的產(chǎn)量主要與井口油管壓力有關(guān)，而管道壓力的波動對產(chǎn)量的影響較小，甚至沒有影響，這樣就容易保持氣井的產(chǎn)量基本穩(wěn)定。實際上，這不是完全正確的。就節(jié)流級數(shù)而言，在我國深井測試中，多采用三級節(jié)流，對于難度較大的井，直至采用五級節(jié)流。而實際上，僅從臨界壓差而言，只要一級就可達(dá)到節(jié)流目的。

（4)兩相臨界流動和單相臨界流動的不同

一般認(rèn)為單相臨界流動和兩相臨界流動沒有什麼不同，包括用單相氣臨界流動的壓力比0.546代替兩相臨界流動的壓力比，認(rèn)為兩相臨界流動的臨界流速、壓力波傳播速度和聲波傳播速度相等。因此，我國氣嘴設(shè)計與選擇、放噴管線設(shè)計與選擇、地面節(jié)流級數(shù)的確定至今仍是以單相流(氣體)的臨界流動作為理論基礎(chǔ)。

1、地面節(jié)流理論與參數(shù)設(shè)計(5)兩相臨界流動的機理臨界流動的概念為：在管內(nèi)流動的可壓縮流體系統(tǒng)中，如果上游流動條件保持恒定，下游出口處壓力逐漸減小，則流量隨下游壓力逐漸減小而不斷增加。但當(dāng)下游壓力下降到某一值時，如果壓力繼續(xù)減小，流量不再增大，達(dá)到了最大流量值。這一現(xiàn)象稱為臨界流動現(xiàn)象，相應(yīng)的增大流量值稱為臨界流量，相應(yīng)的流體流速稱為臨界流速。在氣體動力學(xué)中，已對這種臨界流動現(xiàn)象進(jìn)行了充分研究，得出了一套良好的理論和計算方法。1、地面節(jié)流理論與參數(shù)設(shè)計在實際應(yīng)用中，因為是通過下游壓力的減小而使流體達(dá)到臨界流動，所以，常常認(rèn)為臨界流動是由下游條件決定的。其實不然。而是上游條件一經(jīng)確定，就決定了達(dá)到臨界流動的情形，如達(dá)到臨界流動時的上下游壓力比、流動速度等。溫度、壓力、質(zhì)量含氣率等。當(dāng)兩相流動是一種可壓縮流體流動時，也會發(fā)生這種流動現(xiàn)象，并已為實驗證實。而且在大多數(shù)實際工況中，兩相臨界流動的臨界流速比相應(yīng)工況下任一相的單相臨界流速低得多。

1、地面節(jié)流理論與參數(shù)設(shè)計迄今發(fā)表的大量實驗和理論研究表明，僅在相當(dāng)有限的工況范圍內(nèi)，兩相臨界流動的理論計算和實驗數(shù)據(jù)之間是一致的。一般地說，至今尚沒有滿意的通用經(jīng)驗式。目前，一些流行的臨界流動計算模型，常常利用某些單相臨界流動準(zhǔn)則，結(jié)合一些假設(shè)或修正，導(dǎo)出兩相臨界流動計算方法，因此，它們的適用范圍是有限的。另一方面，在兩相臨界流研究中也發(fā)表了一些數(shù)學(xué)解析模型，但尚無法準(zhǔn)確表達(dá)其有關(guān)的相間傳遞過程。而且，這類解析模型計算費用大。因此，在工程設(shè)計中，傾向于使用實用計算模型方法，估計臨界流量。

1、地面節(jié)流理論與參數(shù)設(shè)計1）

天然氣水合物定義

天然氣水合物(NaturalGasHydrate)是在一定條件下，由氣體或揮發(fā)性液體與水相互作用過程中形成的白色固態(tài)結(jié)晶物質(zhì)，它是一種非化學(xué)劑量籠性物，為超分子結(jié)構(gòu)，具有很強的吸附氣體能力，單位體積的天然氣水合物可含164倍同單位的氣體，分子量小，成分不穩(wěn)定，除以甲烷氣體為主外，還含有乙烷、丙烷、丁烷等多種氣體。從外觀看，水合物類似松散的冰或致密的雪，其密度為0.88～0.90g／cm3。

2、水合物形成機理與控制技術(shù)

天然氣水合物是一種水與烴類氣體構(gòu)成的結(jié)晶狀的籠形晶格包絡(luò)物，其中水分子以氫鍵構(gòu)成晶格骨架，而氣分子被包圍在晶格的籠形孔室中，并依靠分子間的范德華力來保持晶體的穩(wěn)定。2、水合物形成機理與控制技術(shù)

2）天然氣水合物結(jié)構(gòu)類型根據(jù)用X射線對水合物結(jié)構(gòu)的分析，天然氣水合物是一種白色結(jié)晶固體。水合物晶體的主晶格由水分子組成，烴分子占據(jù)晶格的孔穴，猶如溶于晶格中，可以在晶格孔穴內(nèi)自由旋轉(zhuǎn)。烴分子與水分子之間并不存在強化學(xué)鍵，僅靠分子間的范德華力保持晶體的穩(wěn)定。2、水合物形成機理與控制技術(shù)

近年來，對水合物結(jié)構(gòu)的研究，提出兩種典型的結(jié)晶體結(jié)構(gòu)，I型結(jié)構(gòu)：由甲烷、乙烷、硫化氫等構(gòu)成體心立方晶格；II型結(jié)構(gòu)：由丙烷、異丁烷等較大分子構(gòu)成金剛石型晶格。2、水合物形成機理與控制技術(shù)

2)天然氣水合物的相態(tài)

氣體水合物生成相圖（P—T曲線）不僅具有理論的，且有一定的實際意義。例如，若己知測井資料所提供的地溫梯度與壓力梯度，便可將水合物生成溫度—壓力平衡曲線轉(zhuǎn)變?yōu)闇囟取疃惹€，再迭加于地殼內(nèi)部的溫度—深度曲線上，從而得到自然界中可能的水合物生成區(qū)段的分布。這對于發(fā)現(xiàn)蘊藏于自然界中的氣體水合物礦藏的前景區(qū)域提供了熱力學(xué)分析的理論依據(jù)。

2、水合物形成機理與控制技術(shù)

4、天然氣水合物形成條件

在采氣工程中，研究天然氣中水合物的生成條件，為防止油管、計量孔板、地面管線及設(shè)備生成水合物，保證正常生產(chǎn)提供工藝措施的依據(jù)有重要作用，對于天然氣資源的勘探和開發(fā)也具有日益增長的實際意義。2、水合物形成機理與控制技術(shù)