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油气开采和输运过程中常常遭遇气体水合物的堵塞问题，而在油气田开采后期含水率变得越来越高，会导致堵塞问题更加严重。针对常规气体水合物抑制方法局限性较多并且高含水率体系水合物抑制方法及流动特性研究较少又不系统的现状，本文研究了水平管道气体水合物的形成规律、流动特性及抑制方法，旨在为油气输送管道中天然气水合物的形成及堵塞的预测和防治提供理论指导和技术支持。通过本文研究，主要取得以下成果: 1)本文首先利用高压反应釜研究了几种离子液体的抑制性能。研究发现N-丁基-N-甲基吡咯烷溴盐对二氧化碳水合物的生成具有热力学抑制性，在浓度为20wt％时，可以将二氧化碳水合物的相平衡温度降低2.2K。过冷度为4K时，浓度1.0wt％的N-丁基-N-甲基吡咯烷溴盐抑制二氧化碳水合物的生成诱导时间长达504分钟，但效果弱于同浓度的聚乙烯吡咯烷酮。坡度降温法中，浓度1.0wt％的N-丁基-N-甲基吡咯烷四氟硼酸盐体系中甲烷水合物最高可耐受14K的过冷度，而含0.5wt％1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐和0.5wt％聚乙烯吡咯烷酮混合溶液体系可耐受11.3K的过冷度。诱导时间法具有较大的随机性，重复性较差，但整体结果与坡度降温法相一致。几种离子液体单独使用不能降低甲烷水合物的生长速率，但是与聚乙烯吡咯烷酮的混合溶液可以抑制甲烷水合物的生长速率。微观测试表明离子液体不能改变甲烷水合物的晶体结构，但可以作用于水合物晶体的大笼结构，改变晶体表面微观形貌。 2)利用高压水平管道研究了纯水及含抑制剂溶液体系中气液比、流速、压力、温度对甲烷气体水合物形成过程的影响。研究表明，甲烷水合物极易在湿润的管道内壁上形成。在水平管道中，由于流动体系比较复杂，存在较多活性位点，甲烷水合物生成很快，诱导时间最长不超过5分钟。纯水体系中存在一个气液比临界值，在高气液比下甲烷水合物的生长速率比低气液比下大约高2个数量级，理论上溶液可在2个小时内反应完全，极易发生堵塞。根据实验结果和现象提出了两种气液比下水平管道高含水率体系水合物生成生长过程的模型图。增加流速、降低实验温度及增加实验压力可以促进甲烷水合物的生长速率。平均流速低于0.49m/s时，容易生成水合物固定床。实验所测几种抑制剂溶液中，只有含1wt％聚乙烯吡咯烷酮和1wt％乙二醇苯醚混合溶液可以有效抑制甲烷水合物的生长速率，在6个小时内水合物体积分数不超过15％。 3)利用高压水平管路研究了甲烷水合物浆的流动特性。研究结果表明，在一定流速下，随着甲烷水合物体积分数的增加，水合物浆的流动状态可分为三个区域:流动安全区、流动过渡区、流动危险区。在流动安全区，发生湍流，管路压降基本保持恒定，不随水合物体积分数的增加而增加;在流动过渡区，发生管路压降的突降，存在一个水合物浆安全流动的临界水合物体积分数;在流动危险区，发生层流，管路压降快速上升。在流动危险区，可用修正的Herschel-Bulkley方程预测水合物浆粘度和差压。用双层流模型模拟了水合物浆中的浓度分布和平均粘度，研究表明水合物聚集是水合物浆平均粘度升高的主要原因，但是该模型低估了实际水合物浆的粘度。