在深水气田开发过程中,水合物容易在井筒、海底管线和生产设施中形成,造成堵塞,是深水油气开采流动保障的主要问题。由于海底井筒、管线等设备处于高压、低温环境中,很容易满足水合物生成条件,水合物一旦在海底井口、管线等处沉积堵塞,将对生产造成影响,不但会造成经济损失而且存在安全隐患。传统水合物防治大多采用热力学抑制剂(如甲醇、乙二醇等),但其所需的剂量大,需达到液相的30%-60%才能确保抑制效果,且不易回收和不利于环保。因而低剂量水合物抑制剂(包括动力学抑制剂和防聚剂)的研发和应用一直受到关注。目前水合物动力学抑制剂的应用研究大都受限于低过冷度条件下(<10℃)的长距离管道输送,而水合物防聚剂的应用多在油包水体系中进行,不适用于深水气田井筒工况。本论文针对我国南海LS17-2气田开发井井筒工况,在水合物生成风险和条件分析的基础上,采用自行设计的高压低温搅拌式水合物反应实验装置和可视化水合物形成实验装置,进行低剂量水合物抑制剂的筛选及评价实验。在模拟井筒温压和水合物形成过冷度条件下,通过测试水合物生成诱导时间,评价动力学抑制剂的抑制效果;通过测试反应釜内搅拌扭矩变化及观察水合物颗粒形成状态,评价水合物防聚剂的效果。并通过实验结果,分析了过冷度、抑制剂浓度、气体组分和添加热力学抑制剂等因素对低剂量抑制剂的影响,为其在目标气田井筒工况下应用和投放工艺设计提供依据。研究结果表明,井筒内水合物形成条件和过冷度与产量和生产状态相关。目标气田生产井关井和重启过程中,井筒内海底井口处最大过冷度可达20℃,可能形成水合物,但重启过程中水合物形成的窗口时间有限,适合于采用动力学抑制剂。同时当产气量低于10万方/天时,也可形成水合物,且过冷度大小随产气量变化,也适用于动力学抑制剂。但在正常生产(产气量高于10万方/天)过程中不存在水合物生成风险。动力学抑制剂筛选和评价实验结果发现,在较高过冷度条件下(>10℃),N-乙烯基吡咯烷酮和N-乙烯基己内酰胺类聚合物的衍生物的抑制效果较好,且聚N-乙烯基吡咯烷酮类聚合物的分子量越大,其高过冷度下的抑制性能越好,水合物形成的诱导时间长;但水合物动力学抑制剂与乙二醇配伍性较差,加入乙二醇量后动力学抑制剂的作用效果下降,而在体系中同时加入Na Cl后,能延长复配体系的水合物诱导时间。通过实验测试的动力学和热力学抑制剂配方(3wt%改进的N-乙烯基己内酰胺+10wt%乙二醇+3wt%Na Cl),在过冷度17.3℃的甲烷体系中,水合物诱导时间超过410 min。多种KHI的复配体系(0.5wt%KP11M3+0.5wt%luvicap+0.5wt%木薯淀粉),在过冷度30℃的甲烷体系中,其水合物诱导时间可达684 min。上述配方体系都能够满足关井-重启过程中的水合物抑制要求。水合物防聚剂实验结果表明,传统的铵盐和表面活性剂类水合物防聚剂在低油相(水包油)体系中的防聚效果较差。但新研发和筛选的某改性聚合物APX,在无油相条件下,具有较好的防聚效果。可视化水合物形成实验装置测试结果表明,体系中加入一定APX后,水合物颗粒生成后与水形成浆液状混合物,不结块,可以保持流动性。通过实验,筛选和测试了与APX分子结构相似的化合物(APBX),验证了其在纯水相中具有水合物防聚作用,但不适用于有油相存在的工况。