针对徐深气田腐蚀环境特点，在现场调查和室内实验研究的基础上，开展了油管钢在徐深气田含C02溶液中的腐蚀行为及影响因素研究。 通过现场调查分析，气井腐蚀由CO<,2>引起，腐蚀产物为FeCO<,3>，腐蚀形貌为气体冲蚀造成的CO<,2>沟状腐蚀，腐蚀类型为CO<,2>和水引起的电化学腐蚀。徐深气田腐蚀环境具有如下特点：1)气井压力高、温度高，加剧了CO<,2>腐蚀的发生；2)目前生产井的产出水多为凝析水，易在井筒中上部析出，与CO<,2>接触形成腐蚀；3)徐深气田不同井区CO<,2>含量差异较大，且个别单井随生产周期延长，CO<,2>含量呈上升趋势。 通过室内实验，模拟现场苛刻环境，在温度80℃，CO<,2>分压2.0MPa，流速2.5m/s条件下，考察了油管钢在CO<,2>溶液的腐蚀速率。在此条件下，三种油管钢J55、N80、P110的腐蚀速度都很大，分别为6.9067 mm/a、4.0283 mm/a、5.3589mm/a，腐蚀形貌多为沟槽状或明显的点蚀现象；Cr13耐蚀效果较好，腐蚀速度只有0.1397mm/a。 为明确油管钢在徐深气田的腐蚀因素及相应的腐蚀规律，研究了温度、CO<,2>分压、Cl浓度、pH值和流速等因素对N80油管钢在含CO<,2>水溶液中腐蚀行为的影响。结果表明，温度对腐蚀速率的影响很大，随着温度的升高，腐蚀速率先增大后减小，80℃时腐蚀速率达到最大值，生成的腐蚀产物主要为FeCO<,3>；降低溶液pH值、增加溶液中的Cl-浓度、提高CO<,2>分压以及介质的流速，均加剧了N80钢的腐蚀。 利用灰色关联理论，量化分析了影响CO<,2>腐蚀的主要因素，由关联分析结果可以看出，关联度的顺序为：CO<,2>分压>温度>流速>氢离子浓度，而且它们的取值都大于0.7，说明它们是导致腐蚀的最主要因素；根据DWM腐蚀预测模型的函数关系，利用徐深气田现场腐蚀监测数据和实验数据计算相应的系数，得到适合大庆油田徐深气田的腐蚀速率预测模型，并考虑到徐深气田的温度较高，对腐蚀预测模型加入了温度修正。