CO₂驱是通过向油层注入CO₂以降低油的粘度、使原油体积膨胀、降低油水界面张力的开采方式,在助采过程中由于大量CO₂溶于采出液,进而对采出井井下设备造成严重腐蚀,导致采油井发生油套管穿孔或管柱掉井等严重事故,这已成为制约CO₂驱油工艺技术发展的瓶颈之一。采用添加缓蚀剂来控制油套管腐蚀失效是一种效果非常显著的方法,而缓蚀剂的性能强烈依赖于腐蚀环境,每一种缓蚀剂的应用都需要根据实际腐蚀环境进行评价。因此,本文针对CO₂驱采出井井筒的腐蚀行为及防护技术开展研究,主要包括以下几点:（1）利用静态高温高压釜研究了温度（60～120℃）、CO₂分压（0.1～0.3MPa）、氯离子含量（1000～3000ppm）对采出井液相环境中管杆（D级杆、N80和3Cr）和气相环境中管杆（N80和3Cr）腐蚀行为的影响以及不同油套管材质（P110、9Cr和13Cr）耐腐蚀性能,并通过SEM、EDS和XRD等腐蚀产物测试与表征技术,得出了油套管钢在不同影响因素下的腐蚀规律,分析了不同影响因素条件下管杆的腐蚀形貌特征和腐蚀产物的组成。（2）采用理化性能测试、电化学测试和高温高压釜模拟腐蚀工况相结合的方法进行缓蚀剂的筛选与评价。首先利用配伍性试验初步评价缓蚀剂的理化性能,然后采用电化学方法进一步筛选出缓蚀率>90%的缓蚀剂,最后利用高温高压釜模拟现场工况,对拟选用的缓蚀剂进行腐蚀失重评价实验,并辅以SEM分析缓蚀剂的防腐效果,筛选出具有良好效果的缓蚀剂。并借助红外测试和热力学分析手段分析缓蚀剂的缓蚀机理。（3）结合前期的腐蚀速率值,以国内某油田CO₂驱采油井为例,根据API5C3标准,取抗拉安全系数1.6,抗挤安全系数1.1;计算得出了抽油杆在不同腐蚀速率下的安全服役年限、不同材质在同一腐蚀工况下的服役寿命、不同腐蚀影响因素下油管和套管的安全服役年限随抗拉安全系数的变化,得出采出井管柱的安全服役寿命。以添加缓蚀剂前后管杆的安全服役年限值为基准,计算更换管柱材质的成本以及两种防腐方案的投入和使用成本,得出经济性最优的防腐方案。本文研究成果为评估当前CO₂驱采出井井筒管材面临的腐蚀风险和腐蚀程度提供参考,对解决CO₂驱采出井服役过程中的CO₂腐蚀问题具有重要的理论意义和实际应用价值。