模拟海底高压低温条件合成较高饱和度的天然气水合物，以多级降压模式开采天然气水合物作为空白组，研究了多级降压+注醇类、多级降压+注无机盐类以及不同质量分数化学剂对天然气水合物分解和开采效率的影响。同时，根据实验结果，优选了分解效率最优的化学剂。结果表明，多级降压+注化学剂开采天然气水合物比纯多级降压模式能有效提高瞬时产气速率，且提高整体分解效率；在多级降压+注醇类模式中，多级降压+注30%乙二醇模式性能最佳，与纯多级降压模式相比，其分解效率提高51.3%，2 h内的开采效率提高67.3%；在多级降压+注无机盐类模式中，多级降压+注15%氯化钙模式性能最优，与纯多级降压模式相比，其分解效率提高47.3%，2 h内的开采效率提高60.4%。在实际开采过程中，应选择适宜的化学剂质量分数，以避免污染环境。

了解水合物沉积规律，可为深水气井干预作业方案优化及井筒内水合物防治提供思路。在气液两相流动模型的基础上，结合干预作业工具下放引起的热量交换和摩阻梯度变化，建立了干预作业下井筒压力和温度预测模型，采用迭代法对温度和压力模型耦合求解。基于水合物生长动力学模型，结合井筒温度和压力预测结果，建立水合物沉积模型，分析了干预作业下井筒内水合物沉积规律。结果表明，产量的增加导致井筒内压差升高，高产量下泥线处井筒温度较高；随着干预作业工具的下放，井筒内压力升高，但压力升高幅度逐渐减小，井口处压力的最大升高幅度约为3.0 MPa；干预作业工具直径占比小于50%时，干预作业工具直径越大，井筒压力越高；井筒泥线位置是水合物沉积堵塞高风险区域，低产井的水合物沉积速度比高产井的水合物沉积速度快；干预作业工具下放至泥线附近时井筒水合物沉积速度最快，干预作业工具直径占比50%时井筒水合物沉积速度较快。

管道中多相流动条件下的水合物生成和沉积会形成流动障碍，影响正常的油气生产和运输作业。基于水平环状流气主导体系中水合物易在气相中夹带的液滴中形成或者在管壁上生成的特点，建立管壁中不同含水率的气主导体系水合物沉积模型，分析了水平环状流中不同影响因素下的水合物沉积规律。结果表明，在水平环状流中，随着含水率和过冷度的增大，水平环状流中管壁上的水合物沉积速率逐渐增大，最大沉积速率增至原来的3倍，发生水合物堵塞的风险增大；由冷凝水生成的水合物沉积会随着时间的增加而增大。本研究可为后续相关的水合物堵塞以及水合物防治提供理论参考，具有重要的应用价值。

在多相流管输体系下，水合物浆液在流动过程中会遇到崎岖不平的地形地貌，此时采用倾斜管道显得尤为重要。因此，研究了天然气水合物浆液在倾斜管内的流动特性对堵塞管路的影响。在低温高压可视水合物实验环路上，开展了油基体系下油＋天然气的水合物堵管实验，探究了初始压力、初始流量等因素对天然气水合物浆液流动和堵管时间的影响。同时，利用实时在线颗粒测试仪，对水合物生成、流动及堵管过程中水合物颗粒的微观变化进行了分析。结果表明，随着初始压力增大，天然气水合物的诱导时间、生成时间和浆液流动时间均缩短，天然气水合物堵管趋势增大；随着初始流量增大，天然气水合物的诱导时间、生成时间和浆液流动时间均延长，天然气水合物堵管趋势减小。对水合物生成至堵管的过程以及堵塞机理进行了分析。对油基体系下天然气水合物堵塞管路的研究结果表明，在油基体系下可以通过减小初始压力、增大初始流量来有效地减小天然气水合物堵塞管路的概率。研究结果可为维持和保证天然气水合物在管道中的安全流动提供理论参考及依据。