一种三因素协同调控钻井井筒水合物生成风险方法

摘要

本发明公开了一种三因素协同调控钻井井筒水合物生成风险方法，包括如下步骤：配制不含水合物化学剂的钻井液，测定其中甲烷水合物相平衡条件；测定不同温压条件和多相流动条件下其中甲烷水合物的生成速率，进而得到目标条件下水合物生成动力学模型；通过建立钻井液影响下的水合物相平衡预测模型和含水合物相变的钻井井筒多相多组份非稳态运移控制方程组，计算不同钻井液排量、注入温度、钻井液添加剂浓度条件下钻井井筒温压场和井筒内天然气水合物相态动态分布规律，得到水合物生成区域内水合物最大浓度，使钻井井筒内水合物化学剂用量最优。可以实现对深水油气和天然气水合物钻井井筒内水合物风险的精准调控。

权利要求

1.一种三因素协同调控钻井井筒水合物生成风险方法，其特征在于：包括如下步骤：(1)测定不含水合物化学剂的钻井液中水合物相平衡条件；

(2)测定不含水合物化学剂的钻井液中水合物生成速率；

(3)根据步骤(2)的计算结果，建立多相流动条件下的水合物生成动力学模型和井筒内含水合物相变的多相多组分多相流模型；步骤(3)中水合物生成动力学模型为为水合物生成速率，MCH4为甲烷摩尔质量，kCH4a为水合物生成过程中气液间传质系数，Vtot为环空内水合物生成区域体积，Cw为水的浓度，xI为气液界面处甲烷分子浓度，xeq为水合物相平衡条件下甲烷分子浓度；

(4)计算不同钻井液排量、不同钻井液注入温度、不同钻井液添加剂浓度条件下的钻井环空内温度场和压力场；

(5)根据步骤(1)、(4)计算钻井环空内水合物生成区域和水合物相态动态分布规律，基于步骤(4)所计算的环空内温度和压力曲线，根据步骤(1)中的适用于目标区块温压范围内的水合物相平衡预测经验模型，不含水合物化学剂的钻井液中水合物相平衡条件计算模型适用压力范围为2.5～10MPa，温度范围为1.5‑12℃，该范围可以满足常见的深水井筒水合物生成区域预测的温度和压力范围；可以计算沿井深分布的水合物相平衡温度和相平衡压力曲线，温度曲线和水合物相平衡温度曲线相交的区域即为水合物生成区域，压力曲线和水合物相平衡压力曲线相交的区域也为水合物生成区域；考虑到钻井工况下，钻井井筒内温度场和压力场均受到钻井液物性参数、钻井水力参数、井身结构多种不固定因素的影响，因此，钻井井筒内水合物相态分布随时间和钻井水力参数呈动态变化；不同时刻和钻井水力参数条件下的水合物生成区域的集合，也称为钻井井筒内水合物相态动态分布规律；

(6)：根据步骤(4)计算钻井环空水合物生成区域内水合物生成量的动态分布规律；

(7)：测定环空内水合物含量是否高于3vol％，是否需要使用水合物化学剂；步骤(7)中判定水合物生成区域内的水合物动态生成量是否高于水合物生成区域环空体积的3vol％，当水合物生成量小于水合物生成区域环空体积的3vol％时，证明现有钻井液具备防控水合物生成的能力，水合物生成和分解对井筒压力控制和流动安全未产生严重影响，无需采用额外的水合物防治措施，计算结束；当水合物生成量大于3vol％时，证明现有钻井液无法满足调控水合物风险的需求，需要进一步添加水合物化学剂，抑制水合物生成，降低水合物风险；根据步骤(1)、(2)、(3)、(4)、(5)、(6)可测定钻井液添加剂对水合物的调控作用，并得到不含水合物化学剂情况下的环空内水合物动态分布，测定环空内水合物含量是否高于

3vol％，是否需要使用水合物化学剂；

(8)：根据步骤(6)计算钻井环空内水合物临界生成速率，使水合物含量最大不高于

3vol％；

(9)：测定不同水合物化学剂复配、化学剂浓度条件下的水合物生成速率；

(10)：计算最优水合物化学剂用量。

2.根据权利要求1所述的一种三因素协同调控钻井井筒水合物生成风险方法，其特征在于：

b

步骤(1)的不含水合物化学剂的钻井液中水合物相平衡条件计算模型为Peq＝aT ，式中Peq为甲烷水合物相平衡压力，T为井筒温度，a为由实验测量数据确定的经验参数，b为由实验数据确定的经验参数。

3.根据权利要求1所述的一种三因素协同调控钻井井筒水合物生成风险方法，其特征在于：

步骤(2)中不含水合物化学剂的钻井液中水合物生成速率的计算模型为其中 式中，S为标准偏差，N为水合物生成速率的组数，Xi为水合物生成速率，为水合物生成的平均速率。

4.根据权利要求1所述的一种三因素协同调控钻井井筒水合物生成风险方法，其特征在于：步骤(4)中不同钻井液排量、钻井液注入温度、钻井液添加剂浓度条件下环空内压力场计算模型为：

式中，Aa为井筒环空横截面积，Eg、El、Ec分别为气相、液相和固相体积分数，ρg、ρl、ρc分别为气相、液相和固相密度，vg、νl、vc分别为井筒环空内气相、液相和固相速度，z为井深，p为井筒环空井深z处的压力，Fw为摩擦力，g为重力加速度，θ为井斜角，t为时间；不同钻井液排量、钻井液注入温度、钻井液添加剂浓度条件下环空内温度场计算模型为：其中，参数A和B的表达式为，

式中，Ta为环空温度，Va为井筒环空流体流速，Tp为钻杆内流体温度，Tr，0为原始储层温度，(ρC)efh为环空流体密度和定压比热有效乘积，rpi钻杆内径，rbd为钻头直径，Ua为环空流

2 2

体总传热系数，w/(m℃)，Up为钻杆流体总传热系数，w/(m℃)，Aa为井筒环空横截面积，t为时间，z为井深。

5.根据权利要求1所述的一种三因素协同调控钻井井筒水合物生成风险方法，其特征在于：

步骤(6)中计算井筒环空水合物生成区域内水合物生成量的公式为：L＝|di‑de|

式中，Vhydr为水合物生成区域内水合物生成量，Q为钻井液返出排量，Mhydr为甲烷水合物摩尔质量，ρhydr为甲烷水合物密度，L为水合物生成区域所在的井段长度，di为水合物开始生成时刻所在的井筒深度，de为水合物开始分解时刻所在的井筒深度， 为水合物生成速率，Aa为井筒环空横截面积。

6.根据权利要求1所述的一种三因素协同调控钻井井筒水合物生成风险方法，其特征在于：步骤(8)中计算钻井环空内水合物临界生成速率的计算公式为 式中，Mhydr为甲烷水合物摩尔质量，ρhydr为甲烷水合物密度，Q为钻井液返出排量，(dn/dt)crit为水合物临界生成速率。

7.根据权利要求1所述的一种三因素协同调控钻井井筒水合物生成风险方法，其特征在于：三因素包括钻井液添加剂、水合物化学剂和钻井水力参数设计。

说明书

一种三因素协同调控钻井井筒水合物生成风险方法

技术领域

[0001] 本发明涉及深水油气和天然气水合物开发技术领域，特别是一种三因素协同调控钻井井筒水合物生成风险方法。

背景技术

[0002] 我国原油对外依存度已超过70％，天然气亦超过43％，严重威胁我国能源供应安全。随着陆上油气资源的枯竭，海洋油气和天然气水合物的开发成为缓解我国能源安全的
重要手段，深水的低温高压环境是水合物生成的有利条件，由此造成深水钻井过程中水合
物风险越来越大。目前，业界针对深水钻井过程中的水合物风险，通常采用保守的水合物防
治方案，通过在钻井液中过量添加水合物化学剂，以达成完全抑制钻井井筒内水合物生成
的目的，水合物化学剂冗余量超过100％。然而现有的保守水合物防治方案，还存在如下问
题：

[0003] 1.造成水合物防治成本高、经济效益低，使得深水油气开发成本高居不下，并严重制约了海域天然气水合物商业化开发的进程。

[0004] 2.海洋油气钻井过程中，过量使用水合物抑制剂会造成严重环境污染。

发明内容

[0005] 本发明要解决的技术问题是针对上述现有技术的不足，而提供一种三因素协同调控钻井井筒水合物生成风险方法，三因素包括：钻井液添加剂、水合物化学剂和钻井水力参
数设计。该方法建立目标条件下水合物相平衡预测模型、水合物生成动力学模型和含水合
物相变的钻井井筒多相多组分多相流模型，计算不同钻井液排量、钻井液注入温度、钻井液
添加剂浓度条件下钻井井筒温压场和环空内水合物相态分布规律，在环空内水合物浓度小
于3vol％的条件下，得到水合物化学剂用量范围。

[0006] 为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是：

[0007] 一种三因素协同调控钻井井筒水合物生成风险方法，包括如下步骤：(1)测定不含水合物化学剂的钻井液中水合物相平衡条件；(2)测定不含水合物化学剂的钻井液中水合
物生成速率；(3)根据步骤(2)的计算结果，建立多相流动条件下的水合物生成动力学模型
和井筒内含水合物相变的多相多组分多相流模型；(4)计算不同钻井液投放量、不同钻井液
注入温度、不同钻井液添加剂浓度条件下的钻井环空内温度场和压力场；(5)根据步骤(1)、
(3)、(4)计算钻井环空内水合物生成区域和水合物相态动态分布规律；(6)：根据步骤(1)、
(3)、(4)计算钻井环空水合物生成区域内水合物生成量的动态分布规律；(7)：测定环空内
水合物含量是否高于3vol％，是否需要使用水合物化学剂；(8)：根据步骤(6)计算钻井环空
内水合物临界生成速率，使水合物含量最大不高于3vol％；(9)：测定不同水合物化学剂复
配、化学剂浓度条件下的水合物生成速率；(10)：计算最优水合物化学剂用量。

[0008] 作为本发明的进一步优选，步骤(1)的不含水合物化学剂的钻井液中水合物相平b
衡条件计算模型为Peq＝aT ，式中Peq为甲烷水合物相平衡压力，T为井筒温度，a为由实验测
量数据确定的经验参数，b为由实验数据确定的经验参数。

[0009] 作为本发明的进一步优选，步骤(2)中不含水合物化学剂的钻井液中水合物生成速率的计算模型为 其中 式中，S为标准偏差，N为水合物生成
速率的组数，Xi为水合物生成速率， 为水合物生成的平均速率。

[0010] 作为本发明的进一步优选，步骤(3)中水合物生成动力学模型为式中，dnCH4/dt为水合物生成速率，MCH4为甲烷摩尔质量，
kCH4a为水合物生成过程中气液间传质系数，Vtot为环空内水合物生成区域体积，Cw为水的浓
度，xI为气液界面处甲烷分子浓度，xeq为水合物相平衡条件下甲烷分子浓度。

[0011] 作为本发明的进一步优选，步骤(4)中不同钻井液排量、钻井液注入温度、钻井液添加剂浓度条件下环空内压力场计算模型为：

[0012]式中，Aa为井筒环空横截面积，Eg、El、Ec分别为气相、液相和固相体积分数，ρg、ρl、
ρc分别为气相、液相和固相密度，vg、vl、vc分别为井筒环空内气相、液相和固相速度，z为井
深，p为井筒环空井深z处的压力，Fw为摩擦力，g为重力加速度，θ为井斜角，t为时间；不同钻
井液排量、钻井液注入温度、钻井液添加剂浓度条件下环空内温度场计算模型为：
其中，参数A和B的表达式为，
式中，Ta为环空温度，Va为井筒环空流体流速，Tp为钻杆内流体温度，Tr，0为
原始储层温度，(ρC)efh为环空流体密度和定压比热有效乘积，rpi钻杆内径，rbd为钻头直径，
2 2
Ua为环空流体总传热系数，w/(m℃)，Up为钻杆流体总传热系数，w/(m℃)，Aa为井筒环空横
截面积。

[0013] 作为本发明的进一步优选，步骤(6)中计算井筒环空水合物生成区域内水合物生成量的公式为： L＝|di‑de|，式中，Vhydr为水合物生成区域内水合
物生成量，Q为钻井液返出排量，Mhydr为甲烷水合物摩尔质量，ρhydr为甲烷水合物密度，L为水
合物生成区域所在的井段长度，di为水合物开始生成时刻所在的井筒深度，de为水合物开始
分解时刻所在的井筒深度， 为水合物生成速率，Aa为井筒环空横截面积。

[0014] 作为本发明的进一步优选，步骤(8)中计算钻井环空内水合物临界生成速率的计算公式为 式中，Mhydr为甲烷水合物摩尔质量，ρhydr为甲烷水合物密度，Q
为钻井液返出排量，(dn/dt)crit为水合物临界生成速率。

[0015] 作为本发明的进一步优选，三因素包括钻井液添加剂、水合物化学剂和钻井水力参数设计。

[0016] 本发明具有如下有益效果：

[0017] 实际上，水合物生成并不意味着一定会造成水合物风险。理论和实验研究表明，水合物生成是相对缓慢的过程，同时，多种钻井液添加剂均能对水合物产生类似于动力学抑
制剂的作用，例如黄原胶、果胶、纤维素等，降低水合物生成速率。因此，在利用钻井液添加
剂本身对水合物的抑制作用的基础上，优化钻井水力参数，调控水合物生成速率，减少深水
钻井期间水合物化学剂用量，有以下有益效果：

[0018] 1.可以显著降低钻井成本，提高深水油气开发效益，加快天然气水合物商业化开发的进程。

[0019] 2.节约水合物化学剂用量，环境污染较小。

附图说明

[0020] 图1是一种三因素协同调控钻井井筒水合物生成风险方法的流程示意图。

[0021] 图2是深水钻井过程中井筒温压场和水合物生成区域示意图。

[0022] 图3是图形法测定水合物相平衡温度和压力示意图。

具体实施方式

[0023] 下面结合附图和具体较佳实施方式对本发明作进一步详细的说明。

[0024] 本发明的描述中，需要理解的是，术语“左侧”、“右侧”、“上部”、“下部”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，
而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，“第
一”、“第二”等并不表示零部件的重要程度，因此不能理解为对本发明的限制。本实施例中
采用的具体尺寸只是为了举例说明技术方案，并不限制本发明的保护范围。

[0025] 如图1‑3所示，本发明涉及一种三因素协同调控钻井井筒水合物生成风险方法，三因素包括钻井液添加剂、水合物化学剂和钻井水力参数设计；包括如下步骤：

[0026] (1)测定不含水合物化学剂的钻井液中水合物相平衡条件；

[0027] (2)测定不含水合物化学剂的钻井液中水合物生成速率；

[0028] (3)根据步骤(2)的计算结果，建立多相流动条件下的水合物生成动力学模型和井筒内含水合物相变的多相多组分多相流模型；

[0029] (4)计算不同钻井液投放量、不同钻井液注入温度、不同钻井液添加剂浓度条件下的钻井环空内温度场和压力场；

[0030] (5)根据步骤(1)、(4)计算钻井环空内水合物生成区域和水合物相态动态分布规律；

[0031] (6)：根据步骤(4)计算钻井环空水合物生成区域内水合物生成量的动态分布规律；

[0032] (7)：测定环空内水合物含量是否高于3vol％，是否需要使用水合物化学剂；

[0033] (8)：根据步骤(6)计算钻井环空内水合物临界生成速率，使水合物含量最大不高于3vol％；(9)：测定不同水合物化学剂复配、化学剂浓度条件下的水合物生成速率；

[0034] (10)：计算最优水合物化学剂用量。

[0035] 具体实施方式如下：

[0036] 第一步:测定不含水合物化学剂的钻井液中水合物相平衡条件。

[0037] 所述不含水合物化学剂的钻井液指的是由分散介质(水、油或醇)、钻井液添加剂、黏土形成的混合液；采用图解法测定钻井液‑甲烷两相体系中水合物相平衡条件。

[0038] 具体地，利用水合物搅拌式反应釜，通过图形法和定压测量的方式，测定钻井液中水合物相平衡时的温度和压力条件。具体实施案例见图3。由于经验模型在适用范围内具备
较好的适用性，本专利基于测量数据，建立适用与目标区块温压范围内的水合物相平衡预
测经验模型，模型形式可以表示为：

[0039] Peq＝aTb

[0040] 式中，Peq为甲烷水合物相平衡压力，MPa，T为井筒温度，℃，a为由实验测量数据确定的经验参数，b为由实验数据确定的经验参数。

[0041] 第二步：测定不含水合物化学剂的钻井液中水合物生成速率。

[0042] 不添加水合物化学剂，在定压和钻井液‑甲烷两相流动的前提下，测定不同温度条件下水合物生成速率。

[0043] 由于深水钻井期间，钻井井筒内常见流型为泡状流，所以本专利测试泡状流条件下的水合物生成速率，更加符合现场实际。具体地，利用低温高压多相流动环路，通过定压
测量的方式，测定钻井液‑甲烷两相泡状流条件下水合物生成速率。由于实验中测定的水合
物生成速率存在误差，对相同温度、压力、含气率、钻井液添加剂浓度情况下的水合物生成
速率进行重复测量，使各数据间的标准偏差小于平均数的20％，保障测量数据的确定性和
稳定性。不含水合物化学剂的钻井液中水合物生成速率可以由以下公式计算：

[0044] 其中 式中，S为标准偏差，N为水合物生成速率的组数，Xi为水合物生成速率，mol/s， 为水合物生成的平均速率，mol/s。

[0045] 第三步：根据步骤二的计算结果，建立多相流动条件下的水合物生成动力学模型和井筒内含水合物相变的多相多组分多相流模型。

[0046] 在测得水合物生成速率后，可以建立泡状流体系内水合物生成动力学经验模型，模型下式：

[0047]

[0048] 式中，dnCH4/dt为水合物生成速率，mol/s，MCH4为甲烷摩尔质量，kg/mol，kCH4a为水1 3
合物生成过程中气液间传质系数，s‑ ，Vtot为环空内水合物生成区域体积，m ，Cw为水的浓
3
度，kg/m，xI为气液界面处甲烷分子浓度，xeq为水合物相平衡条件下甲烷分子浓度。

[0049] 读取当前钻井参数，钻井参数包括：钻井液排量、钻井液密度、钻井液粘度、钻井液定压比热、钻杆内径、钻头直径、井深、井身结构、环空流体总传热系数、钻杆流体总传热系
数、井壁传热系数、钻井时间。对时间和井深方向进行离散化处理，均匀划分网格，形成离散
网络；根据钻井时间，将时间划分为N个单元格，分别为1、2、3···N；井深方向划分i个单
元格，分别为1、2、3···i；所划分单元格为均匀分布，建立内含水合物相变的多相多组分
多相流模型。

[0050] 第四步：计算不同钻井液投放量、不同钻井液注入温度、不同钻井液添加剂浓度条件下的钻井环空内温度场和压力场。

[0051] 计算不同钻井液排量、钻井液注入温度、钻井液添加剂浓度条件下的钻井环空每个单元格内的温度和压力分布。深水油气和天然气水合钻井中，井筒环空中流体为含水合
物相变的气‑液‑固三相流动体系，气相为甲烷，液相为钻井液，固相为岩屑和水合物。

[0052] 环空内压力场计算模型为：

[0053]

[0054] 式中，Aa为井筒环空横截面积，Eg、El、Ec分别为气相、液相和固相体积分数，ρg、ρl、ρc分别为气相、液相和固相密度，vg、vl、vc分别为井筒环空内气相、液相和固相速度，z为井
深，p为井筒环空井深z处的压力，Fw为摩擦力，g为重力加速度，θ为井斜角，t为时间。

[0055] 环空内温度场计算模型为：

[0056]

[0057] 其中，参数A和B的表达式为：

[0058]

[0059]

[0060] 式中，Ta为环空温度，Va为井筒环空流体流速，Tp为钻杆内流体温度，，Tr，0为原始储层温度，(ρC)efh为环空流体密度和定压比热有效乘积，rpi钻杆内径，rbd为钻头直径，Ua为环
2 2
空流体总传热系数，w/(m ℃)，Up为钻杆流体总传热系数，w/(m℃)，Aa为井筒环空横截面
积。

[0061] 第五步：根据步骤(1)、(4)计算钻井环空内水合物生成区域和水合物相态动态分布规律。

[0062] 基于步骤(4)所计算的环空内温度和压力曲线，根据步骤(1)中的适用与目标区块温压范围内的水合物相平衡预测经验模型，公式适用压力范围为2.5‑10MPa，温度范围为
1.5‑12℃，该范围可以满足常见的深水井筒水合物生成区域预测的温度和压力范围。可以
计算沿井深分布的水合物相平衡温度和相平衡压力曲线，温度曲线和水合物相平衡温度曲
线相交的区域即为水合物生成区域，压力曲线和水合物相平衡压力曲线相交的区域也为水
合物生成区域，计算结果见图2。考虑到钻井工况下，钻井井筒内温度场和压力场均受到钻
井液物性参数、钻井水力参数、井身结构等多种不固定因素的影响，因此，钻井井筒内水合
物相态分布随时间和钻井水力参数呈动态变化。本专利中不同时刻和钻井水力参数条件下
的水合物生成区域的集合，也称为钻井井筒内水合物相态动态分布规律。

[0063] 第六步：根据步骤(4)计算钻井环空水合物生成区域内水合物生成量的动态分布规律。水合物生成区域内水合物生成量可以由下方公式进行计算：

[0064]

[0065] 其中参数L的表达式为：

[0066] L＝|di‑de|

[0067] 式中，L为水合物生成区域所在的井段长度，di为水合物开始生成时刻所在的井筒深度，de为水合物开始分解时刻所在的井筒深度，Vhydr为水合物生成区域内水合物生成量，
Aa为井筒环空横截面积，Q为钻井液返出排量，Mhydr为甲烷水合物摩尔质量，ρhydr为甲烷水合
物密度， 为水合物生成速率，(mol/s)。

[0068] 本专利中水合物生成速率为甲烷水合物在水合物生成区域内每秒下的生成摩尔数。考虑到钻井井筒内水合物相态为动态分布，水合物生成区域内的水合物生成速率也随
钻井水力参数、钻井液物性、井筒深度和时间的变化呈现动态分布，而固定时刻内水合物生
成速率的叠加则为该时间段内的水合物生成量。因此，本专利中不同时间段、不同钻井水力
参数和不同井筒深度条件下水合物生成区域内水合生成量的集合可成为水合物生成量动
态分布规律。

[0069] 第七步：测定环空内水合物含量是否高于3vol％，是否需要使用水合物化学剂。

[0070] 步骤(7)中判定水合物生成区域内的水合物动态生成量是否高于水合物生成区域环空体积的3vol％，当水合物生成量小于水合物生成区域环空体积的3vol％时，证明现有钻
井液具备防控水合物生成的能力，水合物生成和分解对井筒压力控制和流动安全未产生严
重影响，无需采用额外的水合物防治措施，计算结束。当水合物生成量大于3vol％时，证明现
有钻井液无法满足调控水合物风险的需求，需要进一步添加水合物化学剂，抑制水合物生
成，降低水合物风险。

[0071] 根据步骤(1)、(2)、(3)、(4)、(5)、(6)可测定钻井液添加剂对水合物的调控作用，并得到不含水合物化学剂情况下的环空内水合物动态分布，测定环空内水合物含量是否高
于3vol％，是否需要使用水合物化学剂。

[0072] 第八步：根据步骤(6)计算钻井环空内水合物临界生成速率，使水合物含量最大不高于3vol％的环空体积。

[0073] 水合物临界生成速率的计算结果不能超过环空体积的3％。钻井环空内水合物临界生成速率可以通过如下公式进行计算：

[0074]

[0075] 式中，(dn/dt)crit为水合物临界生成速率，Q为钻井液返出排量，Mhydr为甲烷水合物摩尔质量，ρhydr为甲烷水合物密度。

[0076] 第九步：测定不同水合物化学剂复配、化学剂浓度条件下的水合物生成速率。

[0077] 水合物化学剂即为水合物抑制剂，对水合物产生抑制作用，添加水合物抑制剂会降低水合物生成速率，为的是控制水合物生成速率低于临界速率，使水合物含量小于环空
体积的3％。

[0078] 根据步骤(8)中计算的水合物临界生成速率，添加甲醇、乙醇、乙二醇等常用水合物化学剂后，在定压和钻井液‑甲烷两相流动的前提下，测定不同温度条件下水合物生成速
率，使实验中水合物生成速率近似或小于水合物临界生成速率。

[0079] 以临界水合物生成速率为基准速率，利用低温高压多相流动环路，通过定压测量的方式，测定不同钻井液流速和添加水合物化学剂后的钻井液‑甲烷两相泡状流中水合物
生成速率。

[0080] 第十步：计算最优水合物化学剂用量。

[0081] 通过钻井液排量，计算深水钻井期间所需的水合物化学剂用量。该用量即为最优水合物化学剂用量。

[0082] 钻井液排量是输入值，是已知得的工程参数，排量越大使用的水合物化学剂越多。3 3
排量的单位m/s，水合物化学剂添加量的单位为m。

[0083] 以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种等同变换，这
些等同变换均属于本发明的保护范围。