CN100591803C

CN100591803C - 一种抗h2s与co2联合作用下的缓蚀剂

Info

Publication number: CN100591803C
Application number: CN200610105097A
Authority: CN
Inventors: 贺华镭
Original assignee: CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co Ltd
Priority date: 2006-09-04
Filing date: 2006-09-04
Publication date: 2010-02-24
Anticipated expiration: 2026-09-04
Also published as: CN1966774A

Abstract

本发明涉及化工领域，特别是一种抑制油气田开采、集输过程伴生的H₂S与CO₂对开采设备腐蚀的一种抗H₂S与CO₂联合作用下的缓蚀剂，其特征是：缓蚀剂按重量百分比计其组分至少包括：异丙醇10～30%、脂肪醇聚氧乙烯醚0.1～0.5%、烷基醇聚氧乙烯醚0.1～1.0%。它适用于油田中较高温度和较高压力的油/水井中，其抗腐蚀、用量少、成本低、效率高。

Description

一种抗H2S与CO2联合作用下的缓蚀剂

技术领域

本发明涉及化工领域，特别是一种抑制油气田开采、集输过程伴生的H₂S与CO₂对开采设备腐蚀的一种抗H₂S与CO₂联合作用下的缓蚀剂。

背景技术

石油开采所伴随的巨大腐蚀问题日益引起关注，油水井管柱、泵、阀、地面管网无一不受到腐蚀介质和周围环境的影响，油井中除腐蚀性的Cl^-、SO₄ ^2-、S^2-、OH^-及成垢的Ca²⁺、Mg²⁺、Ba²⁺、H⁺外，还常常伴生有大量的H₂S气体和分压很高的CO₂气体，我国陆上油田大都进入开采中后期，腐蚀环境急剧恶化，H₂S含量上升、CO₂分压逐年增高。

H₂S不仅对钢材有很强的腐蚀性，造成局部壁厚减薄和穿孔，而且H₂S本身还是一种很强的渗氢介质，导致氢脆和金属材料突发性的硫化物应力开裂，直接威胁人身安全。CO₂是一种破坏力极强的全面腐蚀与局部腐蚀并重的腐蚀类型，作为油田伴生气、三次采油的注入气或天然气的组分之一广泛存在于油气之中，其腐蚀与现场的温度及压力相关，所造成的油套管和输送管线的失效后果相当严重。

现有技术中，油田抑制CO₂与H₂S对管路及设备腐蚀的防护措施，主要采取更换材质和加注缓蚀剂等方法。但由于含铬不锈钢价格昂贵且不耐Cl^-腐蚀，更换碳钢不仅不能从根本上解决腐蚀问题，而且增加了修复成本。因此加注缓蚀剂被作为首选方法而广泛应用于油气开采过程中。

目前油田使用效果最好的抗H₂S腐蚀的缓蚀剂为吡啶、喹啉衍生物，但由于存在挥发，随油气采出而流失，不适合油井开采作业。有机胺对于抑制H₂S的腐蚀和防止由硫化物引起的氢脆较有效，且酸性介质中同Cl^-有缓蚀协同作用，但高温时易脱附；使用效果较好的抗CO₂腐蚀的缓蚀剂为咪唑啉衍生物或与噻唑衍生物复配后的产物，其作用机理为金属表面或吸附或成膜，它不仅抑制CO₂腐蚀还有一定的阻垢作用，但对抑制H₂S腐蚀作用不甚明显；总之，现有缓蚀剂或对CO₂腐蚀起作用(ZL00109687.7)，或对H₂S腐蚀起作用(ZL200410021473.6)，而对H₂S与CO₂联合作用的腐蚀环境收效甚微，不能从根本上解决CO₂分压很高且伴生有大量的H₂S气体的低pH值、高矿化度、高氯离子并存环境的腐蚀。

传统的间歇式加药方式需给药多次，不仅使用不便，而且油井中的药剂浓度起伏很大，导致“峰谷”现象。药剂浓度处于低谷时，不仅难以发挥作用，还可能由于剂量不足，导致后果严重的阳极腐蚀。加药后药剂浓度上升至波峰，有可能引发浓差电池腐蚀。控制药剂释放速度，减少或避免“峰谷”波动，使药剂平稳、持续发挥作用也是本发明的另一目的。

发明内容

本发明的目的是提供一种抗H₂S与CO₂联合作用下的缓蚀剂，它适用于较高温度和较高压力的油井中，其抗腐蚀、用量少、成本低、效率高。

本发明的技术方案是：一种抗H₂S与CO₂联合作用下的缓蚀剂，其特征是：缓蚀剂按重量百分比计其组份至少包括：异丙醇10～30％、脂肪醇聚氧乙烯醚0.1～0.5％、烷基醇聚氧乙烯醚0.1～1.0％。

所述的缓蚀剂由下述重量百分比的组份组成：咪唑啉季胺化合物50～80％，炔氧甲基季铵盐5～10％，异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯1～10％，异丙醇10～30％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.1～0.5％，烷基醇聚氧乙烯醚0.1～1.0％。

所述的缓蚀剂由下述重量百分比的组份组成：咪唑啉季胺化合物50～80％，炔氧甲基季铵盐5～20％，异丙醇10～30％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.1～0.5％，烷基醇聚氧乙烯醚0.1～1.0％。

所述的缓蚀剂由下述重量百分比的组份组成：咪唑啉季胺化合物60～80％，异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯5～15％，异丙醇10～30％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.1～0.5％，烷基醇聚氧乙烯醚0.1～1.0％。

所述的缓蚀剂由下述重量百分比的组份组成：炔氧甲基季铵盐40～60％，异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯20～30％，异丙醇15～30％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.1～0.5％，烷基醇聚氧乙烯醚0.1～1.0％。

所述的咪唑啉季胺化合物是通过石油化工中廉价的环烷酸与二乙烯三胺通过如下反应获得：

2RCOOH+H₂N(CH₂CH₂NH)_nCH₂CH₂NH₂

其中，n＝15～19

所述的炔氧甲基季胺盐是通过如下方法获得：

RNH₂+2HCHO+2R′OH→RN(CH₂OR′)₂+2H₂O

RN(CH₂OR′)₂+R″X→[RNR″(CH₂OR′)₂]⁺·X^-

其中R和R″为烷基、芳烃基和环烷基，R′为甲基，X是卤素。

所述的缓蚀剂的制备方法是，按照上述环烷酸与二乙烯三胺环烷酸制备咪唑啉季胺化合物的摩尔比，将环烷酸与二乙烯三胺依次加入到带搅拌和蒸馏装置的反应器中，在150±2℃下反应3小时，迅速升温至220℃，并抽真空脱水2小时后滴加用NaOH充分洗涤的苯甲酸，至pH值10～14，并在135±5℃保温3～4小时，即得咪唑啉季胺化合物中间体；将上述产物冷却至100℃±2℃，取上述制备的咪唑啉季胺化合物50～80％，向反应器中抽吸炔氧甲基季铵盐5～10％，异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯1～10％，异丙醇10～30％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.1～0.5％，烷基醇聚氧乙烯醚0.1～1.0％，均匀搅拌，制得抗H₂S及CO₂腐蚀的缓蚀剂。

本发明的作用机理是：其有机化合物中既含有N、O等活性原子团，又含有大∏键，电子云易移动，可在金属表面产生化学和物理吸附，同时还可通过沉淀和聚合等作用，在金属表面形成完整的缓蚀剂保护膜，起到屏蔽作用，从而降低金属的腐蚀速度，不仅对CO₂腐蚀起作用，对H₂S腐蚀起作用，而且对H₂S与CO₂联合作用的腐蚀环境具有很好的抗蚀的能力。

本发明通过调整缓蚀剂配方中炔氧甲基季铵盐与咪唑啉季胺化合物的比例，使之在具有高缓蚀性能的同时具有低的乳化活性，同油田使用的破乳剂、防蜡剂等有较好的配伍性能，不影响油水分离效率。

本发明同时考虑、异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯对于抑制H₂S的腐蚀和防止由硫化物引起的氢脆是比较有效的，且在酸性介质中同Cl^-有缓蚀协同作用，选其作为助缓蚀剂。由于服务主体中既有油包水(原油)又有水包油(油田注水)，要求所设计的缓蚀剂有好的分散性，考虑到我国油田特别是开发二十年以上的油井含水普遍超过50％，本发明中的缓蚀剂为水溶性缓蚀剂，选择脂肪醇聚氧乙烯醚和烷基醇聚氧乙烯醚分别作为分散剂。考虑到苯作溶剂操作周期长、溶剂回收率低、危险、有毒等因素，结合所选溶剂的溶解性能、助缓蚀性能，本发明选用异丙醇作为溶剂。

本产品的缓蚀效果随温度升高而略有降低，但在温度不高于100℃时能保持较高的缓蚀率。本发明提供的产品在低于120℃，高含H₂S与CO₂的油井腐蚀环境中，使用50mg/l，均可有效控制腐蚀，腐蚀速率降至0.076mm/a以下(部颁要求)，缓蚀率达75％以上，满足油田防腐蚀需要。

本发明的特点是：本发明旨在研究一种抗H₂S与CO₂联合作用的缓蚀剂，使其能在金属管道和设备表面形成一层有效的防护层，防止含H₂S与CO₂的高矿化度污水对金属表面进行侵蚀。本发明的缓蚀剂可用于较高温度和较高压力的油井中，具有用量少、效率高的特点。本发明的缓蚀剂产品是一种水溶油分散型的抗H₂S与CO₂联合作用环境的阴极型缓蚀剂，该缓蚀剂属于缓释型、水溶油分散化学药剂，其在金属表面以双电层成膜，易吸附、成膜厚、寿命长、不易冲刷、无异味，不会对人体造成伤害，用量省、性价比高，可有效降低H₂S与CO₂联合腐蚀，减少维修作业，降低本发明生产成本，易被油田接受。在原油采出过程中，向H₂S与CO₂联合作用环境的油井加注本发明，可有效控制腐蚀，降低生产维修成本。本发明先将药物制成小的颗粒，分作数份，少数不包衣为速释部分，其它分别包上厚薄不同的包衣为缓释部分。取上述颗粒以一定比例混合，这样各种药物颗粒便像接力跑一样持续发挥作用，达到预期的效果。

在模拟油井环境中，按要求缓慢地非恒速释放，月加药频次与剂量比普通缓蚀剂至少减少一半。该药剂可维持油井中药剂浓度达较长的时间，不象普通药剂那样较快地下降，从而避免普通药剂频繁加药所出现的″峰谷″现象，降低生产成本和工人的劳动强度，使药物的安全性、有效性或适应性充分发挥，不随油气采出大量流失，适合于开放式油井开采作业。

附图说明

下面结合实施例附图对本发明做进一步说明。

为检验本缓蚀剂，本发明分别采用动、静态失重法和电化学分析方法进行分析评价。

图1是模拟气体发生装置示意图；

图2是本发明不同温度下的极化曲线；

图3是本发明电化学阻抗谱；

图4是本发明与市售抗CO₂缓蚀剂添加频次与缓蚀效果对比图。

具体实施方式

为进一步阐述本发明产品的制备方法，本发明给出几个实施例，但本发明不仅限于此实施例的范围。

本发明中咪唑啉季胺化合物是通过石油化工中廉价的环烷酸与二乙烯三胺通过如下反应获得：

2RCOOH+H₂N(CH₂CH₂NH)_nCH₂CH₂NH₂

其中，n＝15～19

所述的炔氧甲基季胺盐是通过如下方法获得：

RNH₂+2HCHO+2R′OH→RN(CH₂OR′)₂+2H₂O

RN(CH₂OR′)₂+R″X→[RNR″(CH₂OR′)₂]⁺·X^-

其中R和R″为烷基、芳烃基和环烷基，R′为甲基，X是卤素。

实施例1：缓蚀剂由下述重量百分比的组份组成：咪唑啉季胺化合物50％，炔氧甲基季铵盐10％，异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯10％，异丙醇28.5％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.5％，烷基醇聚氧乙烯醚1.0％。

所述的缓蚀剂的制备方法是：按照上述环烷酸与二乙烯三胺环烷酸制备咪唑啉季胺化合物的摩尔比，将环烷酸与二乙烯三胺依次加入到带搅拌和蒸馏装置的反应器中，在150±2℃下反应3小时，迅速升温至220℃，并抽真空脱水2小时后滴加用NaOH充分洗涤的苯甲酸，至pH值10～14，并在135±5℃保温3～4小时，即得咪唑啉季胺化合物中间体；将上述产物冷却至100℃±2℃，取上述制备的咪唑啉季胺化合物50％，向反应器中抽吸炔氧甲基季铵盐10％，异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯10％，异丙醇28.5％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.5％，烷基醇聚氧乙烯醚1.0％，均匀搅拌，制得抗H₂S及CO₂腐蚀的缓蚀剂。

此配比水溶性好，针对高矿化度、含水高的递减油藏，尤适用于H₂S与CO₂联合作用的油、水井及外输管线，对于硫化物引起的氢脆效果显著。

实施例2：缓蚀剂由下述重量百分比的组份组成：咪唑啉季胺化合物80％，炔氧甲基季铵盐5％，异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯4.8％，异丙醇10％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.1％，烷基醇聚氧乙烯醚0.1％。

缓蚀剂的制备方法同实施例1基本相同只是用量不同。

实施例3：缓蚀剂由下述重量百分比的组份组成：咪唑啉季胺化合物60％，炔氧甲基季铵盐8％，异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯1％，异丙醇30％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.3％，烷基醇聚氧乙烯醚0.7％。

缓蚀剂的制备方法同实施例1基本相同只是用量不同。

实施例4：所述的缓蚀剂由下述重量百分比的组份组成：咪唑啉季胺化合物50％，炔氧甲基季铵盐20％，异丙醇29％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.1％，烷基醇聚氧乙烯醚0.9％。

上述缓蚀剂的制备方法是：按照上述环烷酸与二乙烯三胺环烷酸制备咪唑啉季胺化合物的摩尔比，将环烷酸与二乙烯三胺依次加入到带搅拌和蒸馏装置的反应器中，在150±2℃下反应3小时，迅速升温至220℃，并抽真空脱水2小时后滴加用NaOH充分洗涤的苯甲酸，至pH值10～14，并在135±5℃保温3～4小时，即得咪唑啉季胺化合物中间体；将上述产物冷却至100℃±2℃，取上述制备的咪唑啉季胺化合物50％，向反应器中抽吸炔氧甲基季铵盐20％，异丙醇29％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.1％，烷基醇聚氧乙烯醚0.9％，均匀搅拌，制得抗H₂S及CO₂腐蚀的缓蚀剂。

此配比油溶性好，针对含水较低的高产油井H₂S与CO₂联合腐蚀。

实施例5：缓蚀剂由下述重量百分比的组份组成：咪唑啉季胺化合物80％，炔氧甲基季铵盐8.5％，异丙醇10％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.5％，烷基醇聚氧乙烯醚1.0％。

缓蚀剂的制备方法同实施例4基本相同只是用量不同。

实施例6：缓蚀剂由下述重量百分比的组份组成：咪唑啉季胺化合物64.7％，炔氧甲基季铵盐5％，异丙醇30％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.2％，烷基醇聚氧乙烯醚0.1％。

缓蚀剂的制备方法同实施例4基本相同只是用量不同。

实施例7：所述的缓蚀剂由下述重量百分比的组份组成：咪唑啉季胺化合物60％，异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯15％，异丙醇24％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.5％，烷基醇聚氧乙烯醚0.5％。

上述缓蚀剂的制备方法是：按照上述环烷酸与二乙烯三胺环烷酸制备咪唑啉季胺化合物的摩尔比，将环烷酸与二乙烯三胺依次加入到带搅拌和蒸馏装置的反应器中，在150±2℃下反应3小时，迅速升温至220℃，并抽真空脱水2小时后滴加用NaOH充分洗涤的苯甲酸，至pH值10～14，并在135±5℃保温3～4小时，即得咪唑啉季胺化合物中间体；将上述产物冷却至100℃±2℃，取上述制备的咪唑啉季胺化合物60％，向反应器中抽吸异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯15％，异丙醇24％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.5％，烷基醇聚氧乙烯醚0.5％，均匀搅拌，制得抗H₂S及CO₂腐蚀的缓蚀剂。

此配比对于50～120℃、高矿化度、高含CO₂的油、水井井下管串有良好的抗蚀作用。含咪唑啉季胺化合物的即实施例中的1、2、3有很好的杀菌(SRB)作用、阻垢作用，含炔氧甲基季铵盐的有一定的杀菌(SRB)作用。

实施例8：所述的缓蚀剂由下述重量百分比的组份组成：咪唑啉季胺化合物80％，异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯8.9％，异丙醇10％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.1％，烷基醇聚氧乙烯醚1.0％。

缓蚀剂的制备方法同实施例7基本相同只是用量不同。

实施例9：所述的缓蚀剂由下述重量百分比的组份组成：咪唑啉季胺化合物64.5％，异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯5％，异丙醇30％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.4％，烷基醇聚氧乙烯醚0.1％。

缓蚀剂的制备方法同实施例7基本相同只是用量不同。

实施例10：所述的缓蚀剂由下述重量百分比的组份组成：炔氧甲基季铵盐40％，异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯30％，异丙醇29％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.4％，烷基醇聚氧乙烯醚0.6％。

上述缓蚀剂的制备方法是：向反应器中抽吸上述重量比的炔氧甲基季铵盐、异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯、异丙醇、脂肪醇聚氧乙烯醚和烷基醇聚氧乙烯醚，均匀搅拌，制得抗H₂S及CO₂腐蚀的缓蚀剂。

此配比成本适中，用量低，对于单纯的H₂S腐蚀效果显著。抗二氧化碳与硫化氢联合作用，其中又划分为两部分，水溶性和油溶性，水溶性主要用于水井、高含水油井及外输管线，油溶性主要用于低含水高产油井。

实施例11：所述的缓蚀剂由下述重量百分比的组份组成：炔氧甲基季铵盐60％，异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯20％，异丙醇19.8％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.1％，烷基醇聚氧乙烯醚0.1％。

缓蚀剂的制备方法同实施例10基本相同只是用量不同。

实施例12：所述的缓蚀剂由下述重量百分比的组份组成：炔氧甲基季铵盐55％，异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯28.5％，异丙醇15％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.5％，烷基醇聚氧乙烯醚1.0％。

缓蚀剂的制备方法同实施例10基本相同只是用量不同。

综上所述，含咪唑啉季胺化合物的即实施例中的1、2、3有很好的杀菌(SRB)作用、阻垢作用，含炔氧甲基季铵盐的有一定的杀菌(SRB)作用。

以下通过本发明与市售抗CO₂缓蚀剂添加频次与缓蚀效果对比对本发明做进一步说明。

实验条件：温度：25±2℃；时间：72小时；材质：J55钢；介质组成：Na⁺：50mg/l、Cl^-：50mg/l、CO₂：50mg/l、H₂S：200mg/l；缓蚀剂：异丙醇稀释5倍，缓蚀剂添加浓度为原始添加量的百万分之一；去膜酸液配制：V_10％HCl/V_{7701缓蚀剂}＝99/1。

实验测得J55套管钢在100mg/l本缓蚀剂+200mg/l H₂S+3％NaCl+50mg/lCO₂的环境中的作用效果。

表1和表2分别给出了温度一定缓蚀剂添加浓度改变条件下和缓蚀剂浓度改变不同温度下的缓蚀效果。

表1缓蚀剂浓度对J55套管钢腐蚀速率及缓蚀率的影响(25℃)

实验条件：时间：168小时；材质：J55钢；介质组成：Na⁺：50mg/l、Cl^-：50mg/l、CO₂：50mg/l、H₂S：200mg/l；缓蚀剂：异丙醇稀释5倍，缓蚀剂添加浓度为原始添加量的百万分之一；去膜酸液配制：V_10％HCl/V_{7701缓蚀剂}＝99/1。

表2不同温度下J55套管钢的腐蚀速率及缓蚀率

(缓蚀剂浓度100mg/l)

动态法测定缓蚀率完全模拟井下的工况进行试验测定，测定数据更接近实际，试验结果也更有意义。

实验条件实验时间72h，其它条件同静态法测试。

实验仪器恒温水浴，1000ml耐压试瓶2个，转轮试验装置一套，A3钢试棒经处理、光洁度▽7，Φ4.5×30mm8根。

实验步骤称取0.04g本品溶解于800g盐水中(50mg/l)搅拌均匀，放入80℃恒温水浴中预热。当瓶中盐水温度达到80℃时，将4根已称量过的洁净试棒放入其中，然后将瓶子挂在转轮上，调整转轮的转动速度为28r/min，在±1℃恒温下转动72h，取出试棒，酸洗、水洗、烘干、称重。用相同方法作空白试验，有关试验数据及计算结果如下表3：

表3动态试验数据及计算结果

计算可得，本品在50mg/l浓度下对J55套管钢试棒的动态缓蚀率为98.85％。

表4和表5分别显示了本发明产品还具有防垢特性和杀菌特性，且与油田水系统配伍性良好。

表4室内防垢性能测试

表5配伍性能试验

本产品每月添加一次，年腐蚀速度在0.051～0.072mm/a之间，较之常用抗CO₂缓蚀剂具有添加频次低、用量省、耐腐蚀的效果。

下面通过模拟气体发生装置图示、本发明不同温度下的极化曲线、本发明电化学阻抗谱及本发明与市售抗CO₂缓蚀剂添加频次与缓蚀效果对比图对本发明做进一步说明。

图1是模拟气体发生装置示意图，它为了说明模拟气体是如何产生、如何控制。图中：1、腐蚀介质；2、加的缓蚀剂；3、恒温水浴；4、测试体系。H₂S、CO₂表示从发生器(最左部分：圆低烧瓶和滴定烧瓶组成的部分)流出的气体中含有H₂S、CO₂。图1中NaOH是吸收多余H₂S和CO₂的。

图2是本发明不同温度下的极化曲线；图中横坐标表示“腐蚀电流密度的对数值”，横坐标表示“腐蚀电位”。图中：1、曲线表示空白在35℃时的曲线；2、曲线表示空白在60℃时的曲线；3、曲线表示缓蚀剂在50mg/l(35℃)时的曲线；4、曲线表示缓蚀剂在50mg/l(60℃)时的曲线

图3是本发明电化学阻抗谱；交流阻抗技术可以快速评价膜层的耐蚀性能，并能够获得膜层下金属的电化学信息。本实验的交流阻抗谱是采用普林斯顿生产的263A-1电化学综合测试系统进行测试的。实验用腐蚀介质水中离子组成：Na⁺：50mg/l、Cl^-：50mg/l、H₂S：200mg/l。实验电极是三电极体系，实验温度25±1℃。由图看出，未加缓蚀剂的阻抗谱基本上是一个容抗弧(黑色)，而添加50mg/l浓度缓蚀剂的阻抗谱出现了两个明显的容抗弧(红色)。反映膜层信息的高频容抗弧出现，其大小表示膜层的介电性能与屏蔽性能，此外低频出现且其容抗圆弧半径很大，体现金属/溶液界面反应的电荷传递电阻很大，亦即在该浓度下的缓蚀剂溶液极化阻力很大，这也同时说明缓蚀剂缓蚀效果明显。

图4是本发明与市售抗CO₂缓蚀剂添加频次与缓蚀效果对比图。本图说明“本发明产品比之室售产品腐蚀速率由原来的大于0.10mm/a下降至现在的小于0.076mm/a，而加药周期由原来的15天延长至现有的30天”。

Claims

1、一种抗H₂S与CO₂联合作用下的缓蚀剂，其特征是：缓蚀剂按重量百分比计其组份包括：异丙醇10～30％、脂肪醇聚氧乙烯醚0.1～0.5％、烷基醇聚氧乙烯醚0.1～1.0％。

2、根据权利要求1所述的一种抗H₂S与CO₂联合作用下的缓蚀剂，其特征是：所述的缓蚀剂由下述重量百分比的组份组成：咪唑啉季胺化合物50～80％，炔氧甲基季铵盐5～10％，异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯1～10％，异丙醇10～30％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.1～0.5％，烷基醇聚氧乙烯醚0.1～1.0％。

3、根据权利要求1所述的一种抗H₂S与CO₂联合作用下的缓蚀剂，其特征是：所述的缓蚀剂由下述重量百分比的组份组成：咪唑啉季胺化合物50～80％，炔氧甲基季铵盐5～20％，异丙醇10～30％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.1～0.5％，烷基醇聚氧乙烯醚0.1～1.0％。

4、根据权利要求1所述的一种抗H₂S与CO₂联合作用下的缓蚀剂，其特征是：所述的缓蚀剂由下述重量百分比的组份组成：咪唑啉季胺化合物60～80％，异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯5～15％，异丙醇10～30％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.1～0.5％，烷基醇聚氧乙烯醚0.1～1.0％。

5、根据权利要求1所述的一种抗H₂S与CO₂联合作用下的缓蚀剂，其特征是：所述的缓蚀剂由下述重量百分比的组份组成：炔氧甲基季铵盐40～60％，异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯20～30％，异丙醇15～30％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.1～0.5％，烷基醇聚氧乙烯醚0.1～1.0％。

6、根据权利要求2所述的一种抗H₂S与CO₂联合作用下的缓蚀剂，其特征是：所述的炔氧甲基季胺盐反应方程式如下：

RNH₂+2HCHO+2R′OH→RN(CH₂OR′)₂+2H₂O

RN(CH₂OR′)₂+R″X→[RNR″(CH₂OR′)₂]+·X^-

其中R和R″为烷基、芳烃基和环烷基，R′为甲基，X是卤素。