油气管线中水合物的生成及聚集堵塞易造成管路堵塞,严重威胁油气资源的开采与集输。采用新型水合物风险控制技术对水合物进行防控时,关键在于明确水合物在高压管输体系下的生长动力学规律及浆液流动特性。鉴于此,本文借助高压可视水合物实验环路,以纯水、白油、CO2气体和各类复配表面活性剂为实验介质,开展了不同体系CO2水合物生成及浆液流动实验,探究了压力、管路载液量、流量、含水率、油相种类、表面活性剂HLB值等因素对水合物生长动力学及浆液流动特性的影响,建立了流动体系水合物诱导期的经验计算公式,明确了各体系下水合物浆液的流体性质。主要结论如下:首先,采用控制变量法设计开展了纯水体系CO2水合物生成实验,重点探究初始压力、管路载液量、流量对CO2水合物诱导时间及水合物体积分数的影响,实验结果表明诱导时间与初始压力和流量呈反比,随环路载液量的增加呈现出先缩短后延长的非线性现象;而水合物体积分数随初始压力的升高而增加、随着管路载液量及流量的增加而降低。敏感性分析结果显示流量是影响纯水体系诱导时间的主要因素,降低流量可有效延长水合物诱导期。此外,该体系下生成的水合物呈絮状或片状,易聚集在管道上壁面并形成聚集层,这是引发水合物堵塞的主导机理。其次,考虑到油气田开采后期水含量不断增加问题,选用白油为模拟油,开展了多组高含水体系（50～90%）水合物形成实验,探究了含水率和油相种类对水合物生长动力学参数及浆液表观黏度的影响。实验结果表明:诱导期随含水率的提高而逐渐缩短,而随油相的变化不明显;耗气量与固相水合物体积分数均随含水率的提高而增加,浆液表观黏度随含水率的升高而增大。因此,为避免或抑制多相混输管线中水合物的生成以保证流体输送安全,应减少水相的总量。同时需注意油相会影响水包油乳状液体系中水合物稳定流动阶段的浆液表观黏度。进一步地,采用正交试验法设计开展了9组实验,明确了油相种类、含水率、乳化剂添加量及水油比4个因素对浆液黏度的影响主次程度,认为油水体系中乳化剂添加量是影响水合物浆液黏度的主要因素。而油水两相的分层及水合物浆液粘性的显著增强是油水乳状液体系下发生堵管的根本原因,且发生堵塞后重启泵不易冲开堵塞段。因此,合理控制乳化剂添加量十分重要,高含水条件下加入水相1%的乳化剂既可实现降黏目的又能保证管线不发生堵塞。最后,选用Tween-80、Span-80、OP-10等添加剂按比例配置了不同HLB值的复配型表面活性剂,并依托实验环路进行了12组相关实验。实验发现存在着临界HLB值,当复配型表面活性剂的HLB值为4.3～9.2时,能显著抑制水合物诱导时间,当HLB值大于9.2时则呈现促进作用;水合物体积分数随HLB值的增大呈现逐步增加趋势,这主要取决于表面活性剂的乳化作用及亲水/疏水性表面活性剂在实验条件下所形成的油水乳状液类型。相较空白组实验,不同HLB值的表面活性剂均呈现一定防聚分散的作用,能有效地改善水合物浆液流动状况。此外,基于Herschel-Bulkley流变模型对水合物浆液的流体性质进行了分析,结果表明CO2水合物浆液为假塑性流体,具有剪切稀释性,并通过拟合手段获得了浆液流变指数与固相水合物体积分数之间的函数关系式。