水合物风险管理在油气生产、运输和加工中至关重要。添加药剂是水合物风险管理的主要技术手段之一。传统动力学抑制剂可降解性差,存在高过冷度失效问题。果胶是一种纯天然绿色动力学抑制剂,而离子液体具有双效抑制功能。因此,二者作为新型动力学抑制剂具有极大的研究潜力。然而,目前仍缺乏关于果胶和离子液体在不同体系下抑制效果的系统性实验验证。另一方面,水合物风险管理相关研究主要集中在宏观生成和堵塞特性实验,仍缺乏针对管道内水膜对水合物生成的影响机理研究。针对以上问题,本文首先从三种果胶和三种离子液体中筛选出抑制效果最佳动力学抑制剂,与PVCap复配成复合型抑制剂。在纯水体系和油水体系中研究了其最优复配比。其次利用数值模拟对全可视摇摆釜内水膜形成进行动态仿真,研究了水膜厚度变化对水合物生成的影响。主要研究内容如下:在纯水体系下首先开展了添加单一抑制剂的水合物生成实验,对AC果胶、塔拉胶和瓜尔胶的抑制效果分别进行评价。发现在一定浓度范围内AC果胶抑制性能最强,能够有效延缓水合物生成,生成诱导时间为添加同浓度PVCap条件下的2倍以上,但不能降低最终的水合物生成量。然而,当AC果胶浓度超过一定量后,水合物诱导时间反而下降,表明过量的AC果胶抑制性失效。其次,研究了PVCap和AC果胶复合对天然气水合物生成的影响。当PVCap和AC果胶复配比例为4:1和2:1时,复合抑制剂性能最好,在1000min内几乎没有水合物生成。之后,对[HMIM]Br、[HMIM]PF6和[DMIM]PF6三种离子液体的抑制效果进行了评价,发现[HMIM]Br能够延长水合物成核时间且具有一定防聚作用,综合抑制效果最好。通过对[HMIM]Br和PVCap复合抑制剂进行评价,发现当PVCap和[HMIM]Br的配比在1:1和1:2时,抑制效果最好。在油水体系下开展添加抑制剂的水合物生成实验,对抑制剂的效果进行评价。将PVCap分别与AC果胶和[HMIM]Br进行复配,当PVCap与AC果胶配比为2:1时,与[HMIM]Br配比为2:1、1:1和1:2时,复配抑制剂性能最佳,水合物在1000min内不会生成。在油水高含气率体系下,对最优配比进行验证,发现当PVCap与[HMIM]Br配比为1:2时,系统产生水合物,该配比失效,其余配比依然有效。为了研究管道中水膜对水合物的影响作用,首先利用Fluent中VOF模型和EWF模型对全可视摇摆釜内水膜形成过程进行了动态仿真。模拟发现水膜更倾向于覆盖在气液交界面附近的管壁上,且在该位置液膜厚度也较厚。通过实验验证发现,水合物也往往在水膜处首先生成,说明水膜的厚度和覆盖的范围对水合物初始生成有重要的影响。其次,模拟了不同含水率下的水膜形成状况。发现随着含水率的增加水膜覆盖面积会减小,但局部水膜的厚度先增加后减少,当含水率为60%时,局部较厚的水膜分布范围最大。通过实验验证发现,随着含水率的增加,水合物生成诱导时间先减少后增加,当含水率为50%和60%时,诱导时间最短,水合物生成最快。模拟和实验证明了,局部厚水膜范围越大,水合物生成的越快,诱导时间越短。另外,通过模拟和实验发现,随着管壁内表面疏水性的增加（管壁接触角增大）,水膜的覆盖面积也增大,局部出现更厚的水膜,从而导致水合物更快的生成。综上表明,管壁润湿性影响初始水膜的分布范围和厚度,从而影响水合物生成速度等特性。