天然气消费量的逐年增加,预计到2035年非常规天然气在其中的占比将会增长至85%。但非常规天然气在供应链中的分离、储存和运输环节中,采用传统工艺经济效益不佳。近年来水合物开采技术发展很快,衍生出了气体分离、储存和运输方面的新技术,这些技术具有操作能耗经济、设备造价低等优点,具有替代传统工艺的潜力。因此本文基于非常规天然气供应链流程,提出了水合物法气体分离、储存和运输的新工艺。采用流程模拟的方法,以案例分析的模式,通过软件计算探索水合物衍生技术在气体分离、储存与运输环节的技术经济性。在气体分离方面,以曹妃甸油田伴生气C2H6回收与火驱油田次生气CH4回收为例,与传统分离工艺进行了对比分析。在伴生气的C2H6回收工艺模拟中,设计了三种水合工艺,以单位C2H6回收能耗为目标函数,在恒温274.15 K的体系中对反应压力进行了优化。结果表明在纯水体系中需要9级水合后得到C2H6浓度大于90%的产品,其中气相循环纯水水合体系单位C2H6回收能耗最低,为0.94 k Wh·kg-1,且低于传统精馏工艺。以火驱油田次生气为例,将其中CH4浓度提升至30%以上,模拟计算了水合分离与变压吸附（PSA）工艺。结果表明,水合工艺较PSA工艺具有更低的单位CH4回收能耗(0.65 k Wh·kg-1)。在气体储存方面,以南海神狐海域第二次天然气水合物藏开采气为例,从比能耗、有效能效率、设备重量与投资等方面对水合法、带压液化法和压缩法三种储气工艺进行了分析。结果表明,水合储气工艺在比能耗(0.21 k Wh·kg-1)、设备投资（$363273）与重量（33403 kg）分析方面均占优,且有效能效率（64%）较高,是具有前景的船载小型天然气储气工艺。在气体运输方面,建立了水合法、带压液化法以及压缩法三种工艺在海洋天然气储运过程中的经济性评价模型,分析计算了经济性储运区间与产量及储运距离的关系。水合法储运工艺在100-500 km的运输距离范围内具有经济优势,相较于带压液化法与压缩法工艺,水合法储运工艺是目前南海水合物藏开发天然气海洋储运的优选方案。目前通过软件流程模拟计算发现水合物衍生技术较传统工艺具有技术经济优势,后续可在更大规模中探索其实际可操作性。