在深水气田开发过程中,由于井筒内高压和泥线附近低温,有可能在井筒内形成天然气水合物,随着水合物动态沉积可能会造成井筒堵塞,威胁人员安全并造成重大经济损失。因此,进行深水气田开发井不同工况下井筒水合物形成和堵塞风险分析,根据分析结果提出安全、有效和经济的井筒水合物防治方法,对于我国深水气田的开发具有重要意义。本论文针对我国南海LS17-2深水气田的工况条件,采用文献调研、理论分析和数值模拟等手段,进行深水气田井筒水合物形成和沉积堵塞风险分析及控制方法研究。建立综合水合物相行为和气-液-固多相流动特性的井筒稳态及瞬时温压场,确定不同工况下（正常生产、开井和关井）井筒内水合物形成风险;建立深水开发井井筒水合物动态沉积和堵塞预测模型,探究不同工况下（正常生产、开井和关井）井筒内水合物堵塞风险,并提出相应的防治措施。研究结果表明,在目标区块正常生产条件下,当水气比（WGR,m~3/Sm~3）为0.001%、产气量低于10万方/天时,泥线附近井筒内出现水合物形成的风险,井壁水合物层最大生长速率为4.68 mm/h,发生在井深1345 m处,如不采取防治措施,大约需要12.30 h堵塞井筒。建议低产气量下,根据产水量大小连续注入甲醇防治水合物。在开井重启过程中,水合物形成及沉积堵塞的风险与开井速率、WGR和开井过程操作次数有关。对于水合物形成风险,开井速率越大或WGR越大或开井过程操作次数越小时,水合物形成风险越小。对于水合物沉积堵塞风险,开井速率降低时,水合物层厚度增加,最大水合物层厚度所在位置减小（靠近泥线）。WGR增加时,水合物层厚度增加,最大厚度所在位置先变浅后加深。开井过程操作次数减小时,水合物层厚度增加,最大水合物层厚度所在深度减小。开井过程中除采用传统的注热力学抑制剂方法,也可采用连续注入动力学抑制剂KPWL（水中有效浓度3wt%）防治水合物。在关井前气井以WGR=0.001%和100万方/天的产量稳定生产时,关井后572 min（9.5 h）开始出现水合物形成风险,关井4000 min（3天左右）后井口处管壁水合物层厚度为0.0147 mm,随后以增长率0.452mm/年的速率增长,建议井筒内注入甲醇防治水合物。