针对高温高压气井温度压力难以测得的问题,传统的稳态温度压力分析模型难以准确预测高温高压气井井筒的温度压力,难以预测井内水合物的生成。为此,考虑气井井身结构及流体物性参数特点,建立高温高压气井非稳态温度压力耦合模型并进行模型验证;考虑井筒温度压力的变化,研究井筒内水合物在不同井况参数下的生成情况。主要研究工作如下:对天然气偏差系数的计算模型进行优选,分析天然气物性参数随温度压力的变化情况;根据传热学原理,基于井筒与地层之间的热量传递规律,考虑焦耳-汤姆逊效应,利用能量守恒方程,建立开井及关井时对应的井筒非稳态温度预测模型;总结常用单相流与多相流压降计算模型,通过对比分析优选出对应压力计算方法;将非稳态温度模型与压力模型耦合迭代计算,对开井及关井过程中的井筒温度压力分布作影响因素分析;结合统计热力学方法,建立水合物生成与沉积预测模型,讨论不同因素对水合物生成的影响,结合实例判断开井和关井时水合物的生成并计算得出水合物沉积情况,针对性地提出防治措施。结果表明:在计算天然气偏差系数时选择使用LXF-RMP模型;计算单相管流和两相流压力时分别选用Cullender-Smith模型和改进的Hasan-Kabir模型,计算精度更高;本文模型计算结果相对误差为1.82%,开井过程中气井温度压力随井筒深度的增大而增大,关井后井口及井底的压力先增大后趋于平稳,气水比、传热系数、油管尺寸、气井产量等参数都会对井筒温度压力的分布产生影响;不同天然气组分及酸性气体含量对应的水合物生成条件不同,开井和关井过程中井筒内都存在产生水合物的风险,随着时间的不断增长,水合物的沉积层厚度也在不断增大,且呈非均匀分布;为了有效防治气井中产生的水合物,开井工况下可采用注入抑制剂及控制气井产量,关井除加注抑制剂外还可以通过对井筒进行保温或加热处理。本文研究可供高温高压气井动态分析作为参考。