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CO2驱油作为一项日趋成熟的采油技术已受到世界各国的广泛关注。但是，在油气开采和输运过程中，各种管道和设备遭受严重的CO2腐蚀，添加缓蚀剂是目前油气田普遍采用的抑制CO2腐蚀的措施。目前有关的缓蚀性能研究主要是针对常温常压静态条件，而对高温高压低流速条件条件下缓蚀性能的研究相对较少。为了筛选CO2驱油集输系统高效缓蚀剂并研究其缓蚀剂机理，本论文主要研究内容是：第一，在常温常压条件下，测试八种常用油气田CO2缓蚀剂在大庆油田CO2驱油试验区油田采出液中的缓蚀效率，筛选出缓蚀率大于80%的缓蚀剂；第二，分析筛选出的缓蚀剂的缓蚀性能并且研究其缓蚀机理；最后，在高温高压动态条件下研究最优缓蚀剂的缓蚀性能，为油气田现场缓蚀剂的选择及管道和设备的防护提供了理论依据。研究表明：（1）常温常压下失重试验发现咪唑啉类缓蚀剂（IMC-80ZS、IMC-80BH）、炔氧甲基季铵盐（IMC-871W、IMC-871GH1）在浓度为100mg/L时的缓蚀率大于80%，缓蚀效果比较理想。电化学实验分别测试了这四种缓蚀剂的动电位极化曲线和电化学阻抗谱，另外还分析了腐蚀形貌，最后确定IMC-871GH1的缓蚀效果最为理想。（2）高温高压下炔氧甲基季铵盐IMC-871GH1在油田采出液中的缓蚀性能是：①30℃、60℃和90℃各温度下都存在浓度极值现象，但极值浓度随温度增加而降低，腐蚀速率和缓蚀效率随温度增加而增加；②0.2MPa、0.4MPa和0.6MPa各压力下缓蚀剂也存在浓度极值现象，极值浓度随压力的增加逐渐增加；③单相流条件下，60℃、0.2MPa条件下在油田采出液中介质的临界流速为5m/s。各流速下都存在浓度极值现象，缓蚀效率随流速增加而降低。因此，在实际体系中应该根据具体温度、压力、流速等条件调节缓蚀剂浓度以达到最佳缓蚀效果。