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近年来,随着油田的开采进入中后期,其CO2含量、原油含水率都在急剧升高,CO2腐蚀已经成为一个亟待解决的问题。加注缓蚀剂是国内外广泛采用的一种防腐蚀方法,其优点是用量少、成本低、操作简单。但由于缓蚀剂并不是通用的,所以在使用前,需要模拟相应油田的实际工况环境,包括CO2分压、腐蚀介质、流速等等,对缓蚀剂进行评价和筛选。本论文在分析国内外研究现状的基础上,利用高温高压反应釜和电化学测试技术,研究采油井常用材质N80和P110在高温高压CO2腐蚀环境中的腐蚀规律。研究发现,金属的腐蚀速率随着压力的增大而上升,由于溶液中离子的作用,液相腐蚀速率要大于气相腐蚀速率。随产液速度的增大,金属的腐蚀速率随之上升,当产液速度增大到60m3/d时,腐蚀速率高达8.41mm/a,达到静态腐蚀条件下的3倍以上,腐蚀严重。研究还发现,随腐蚀时间的延长,腐蚀速率先下降后趋于稳定,腐蚀产物膜对金属的保护作用显著,液相腐蚀产物膜均匀平整,气相腐蚀产物膜呈片层状,有剥落现象,与金属表面的结合力较弱,具有三层结构,腐蚀产物膜的中间层和内层与基体结合性好。利用高温高压反应釜室内模拟井下CO2分压、腐蚀介质、产液速度等条件,研究了高温高压CO2腐蚀环境中各因素对缓蚀剂性能的影响规律。研究发现,实验用咪唑啉缓蚀剂是一种快速成膜型缓蚀剂,预膜时间为4小时,即可达到预膜要求。随缓蚀剂浓度的增大,缓蚀率趋于最大值。CO2的分压对缓蚀率基本没有影响,说明此缓蚀剂具有良好的耐高压性。缓蚀率受腐蚀介质和产液速度的影响较大,液相缓蚀率明显大于气相缓蚀率,产液速度为10m3/d时的缓蚀率与静态缓蚀率区别不大,均保持在90%以上,当产液速度为60m3/d时,缓蚀率显著下降到90%以下。通过极化曲线和交流阻抗的方法研究缓蚀剂的缓蚀机理,结果表明实验用缓蚀剂是以抑制阳极为主的混合型缓蚀剂。