随着全球范围内能源需求的增长,人们开始将油气开采向深水以及高寒地区转移。无论是陆地油气输送或者水合物开发运输过程中,都容易在输送管道内部形成水合物,造成堵塞,影响生产甚至引发安全事故。气相水合物与油气管壁之间的粘附是决定管道沉积和堵塞的关键。目前针对高压气相水合物管壁粘附力学特性的研究鲜有报道,本文通过对甲烷水合物晶体生长进行数值模拟和水合物粘附强度测试实验分析了甲烷水合物的粘附机理并对其进行了影响因素探究。为探究甲烷水合物生长形貌对粘附力的影响,本文以相场理论为基础建立了相场、温度场、溶质场耦合模型对甲烷水合物成核后的晶体生长进行了数值模拟,并利用Tecplot软件将数值结果可视化。模拟结果表明,压力和过冷度均对其生长形貌影响较大。压力越高,过冷度越大甲烷水合物生长速率越快,其晶枝结构越多,生长形貌越为复杂。设计构建了高压气相水合物粘附强度测试装置,并对实验系统的可靠性进行了验证。不同条件下甲烷水合物粘附强度测试实验结果表明,压力和过冷度与甲烷水合物粘附强度正相关。生长时间越长粘附强度越强,但增长速度减缓。在X80管线钢亲水壁面,表面微结构越复杂,粗糙度越高,水合物壁面粘附强度越强。探究了热力学抑制剂乙二醇和丙三醇以及低剂量抑制剂十二烷基苯磺酸和聚乙烯醇对甲烷水合物粘附强度的影响。乙二醇与丙三醇在2%-6%浓度条件下,随着抑制剂浓度的增加对水合物抑制效果增强,相同浓度条件下乙二醇抑制效果比丙三醇更好;十二烷基苯磺酸在较低浓度条件下,反而会促进甲烷水合物的粘附作用,浓度增加至0.1%后抑制作用随着浓度的增加而增强。聚乙烯醇在浓度0.1%条件下,抑制效果最佳,浓度过高或者过低都是使其对甲烷水合物粘附强度的抑制作用减弱。