深水、超深水油气资源的开采与传输中,由水合物生成而引发的集输管道流动保障问题备受关注。明确水合物的堵塞机理是实施风险管理策略的前提和关键。研究证实:水合物聚集是导致管道发生水合物堵塞的决定性因素。目前对于水合物聚集机理的认识尚不明确,相关的实验测试与理论研究还处于探索阶段。本课题以水合物聚集过程中的受力特性为研究出发点,从本质上揭示水合物的聚集机理。首先,利用自主构建的水合物微观作用力测试装置,实现了水合物颗粒-液滴间微观聚集力的直接测量,明确了测试温度及接触时间对聚集力的影响规律,结合理论模型,分析了界面张力对聚集力的影响机制。其次,测试了四种热力学抑制剂对水合物颗粒-液滴微观聚集力的影响,研究表明,热力学抑制剂存在临界浓度,当浓度小于临界浓度时,粘附力随浓度的增加而降低,反之,粘附力随着浓度的增加而增大。原因在于,热力学抑制剂可改变环戊烷相平衡条件,进而影响测试过程中的液桥液量及水合物颗粒与液滴间的接触面积。最后,研究了三种低剂量抑制剂,聚乙烯吡咯烷酮(PVP),十二烷基苯磺酸和Span80对水合物颗粒-液滴聚集力的影响,结果表明,PVP能够减缓水合物成核时间,减少水合物颗粒-液滴粘附力测试过程中的水合物生成量,进而降低粘附力;十二烷基苯磺酸和Span80能够改变液滴与颗粒接触后的作用方式,其在水合物颗粒及液滴表面的吸附,增加了界面的稳定性,防止液滴和水合物颗粒的聚集;另一方面,二者可以显著降低水-环戊烷的界面张力,故而可以大幅度降低水合物颗粒与液滴间的粘附力。