油气田开发与运营中,设备与管道面临严苛的腐蚀环境,其中CO2腐蚀是油气田腐蚀的主要形式之一。在油气田管道的腐蚀防护中,缓蚀剂由于其用量少、成本低、操作简便而获得广泛应用。然而,油气田管道中介质复杂,腐蚀因素众多,单一的缓蚀剂并不能满足复杂多变的腐蚀环境,因此对具有协同作用的缓蚀剂体系的研究对于抑制油气田腐蚀具有非常重要意义。另一方面,绝大多数研究缓蚀剂在常温常压的缓蚀行为,而对于高温高压环境下这种实际应用环境的缓蚀剂开发和研究较少。本文基于以上问题,选用并制备了几种季铵盐缓蚀剂。利用电化学方法和失重法对模拟油气田环境中的N80钢进行电化学行为研究,并对咪唑啉季铵盐、喹啉季铵盐和吡啶季铵盐在模拟油气田环境和介质进行电化学行为研究,结合X射线光电子能谱（XPS）、扫描电子显微镜（SEM）等技术深入研究协同缓蚀作用机理。主要研究成果如下:1、使用电化学高温高压釜模拟油气田环境,通过电化学方法以及SEM和XRD表征,研究了 N80钢在模拟油气田环境下的电化学行为。结果表明,N80钢在模拟油气田下,其腐蚀速率随着实验温度的升高了降低,在150℃下,腐蚀速率最低为0.31 mm/a,属于严重腐蚀;N80钢在几种温度下其金属表面的腐蚀产物会随着浸泡时间的增加而累积,从而抑制了腐蚀进程的发生。2、制备并表征了咪唑啉季铵盐、喹啉季铵盐和吡啶季铵盐缓蚀剂,并分别研究了这三种缓蚀剂在模拟油气田的环境下的电化学行为。结果表明,在60℃下,当OIMQ缓蚀剂浓度为10 ppm时,缓蚀率达到最大45.6%,腐蚀速率为0.82 mm/a;OIMQ与TU的最佳浓度比为1:1,其缓蚀率最高为97.4%;在90℃下,当OIMQ缓蚀剂浓度为20 ppm时,缓蚀率达到最高为87.7%,腐蚀速率为0.178 mm/a;OIMQ与TU的最佳浓度比为1:1,其缓蚀率最高为93.3%。在60℃下,当缓蚀剂QQ浓度为20 ppm时,缓蚀率最高为44.8%,腐蚀速率最低为0.829 mm/a;QQ与TU的最佳浓度比为5:1,缓蚀率达到最高为96.9%。90℃下,当QQ缓蚀剂浓度为5 ppm时,缓蚀率最高为64.9%,腐蚀速率最低为0.507 mm/a;QQ与TU最佳浓度比为1:5,缓蚀率最高为92.2%。在60℃下,当缓蚀剂PQ浓度为10 ppm时,缓蚀率最高为40.2%,腐蚀速率最低为0.899 mm/a;PQ与TU的最佳浓度比为5:1,缓蚀率达到最高为97.4%。90℃下,当PQ缓蚀剂浓度为10 ppm时,缓蚀率最高为54.7%,腐蚀速率最低为0.656 mm/a;PQ与TU的最佳浓度比为1:1,缓蚀率最高为90.5%。3、使用高温高压电化学釜模拟油气田环境,研究三种季铵盐缓蚀剂的缓蚀行为。结果表明,120℃C下添加10 ppm QQ缓蚀剂的缓蚀效果较其他缓蚀剂优异,缓蚀率最高为53.8%。几种缓蚀剂在120℃下的缓蚀率为QQ＞TU＞PQ＞OIMQ。在150℃下,OIMQ与TU的的缓蚀率为负,QQ的极化曲线测试结果与交流阻抗不同,基本无缓蚀效果,PQ的缓蚀率最高为47.1%,且极化曲线与交流阻抗的测试结果吻合。三种季铵盐能在72 h的反应时间下,仍保持较好的缓蚀效果,而TU在24 h后缓蚀效果较低,甚至加速了金属腐蚀。高温高压环境下,当PQ:TU为5:1时,此时协同效应最好,缓蚀率最高为99.4%,通过SEM、EDS和XPS分析得出,当添加PQ与TU的复配型缓蚀剂后,TU能迅速吸附在金属表面,形成吸附膜,吸附在金属表面的PQ分子既能阻止腐蚀介质向基体的扩散,又能抑制TU分子的脱附,从而提高了缓蚀效果,表现出了优异的协同作用。4.采用失重法,确定了三种缓蚀剂中,喹啉季铵盐为主剂,主剂的浓度为2wt%时的缓蚀率高为99.05%,通过一系列的复配实验,得到主剂与增效剂的最佳配比,0.5%锑化物与2%的缓蚀剂主剂的复配效果达到了 99.05%的缓蚀效率;通过SEM、EDS和XRD分析得出,主剂的缓蚀机理为沉淀膜型。