CO₂驱油作为化子坪油区三次采油的主要驱油方式之一,具有良好的发展前景。但CO₂驱油会给采油井井筒和地面管线造成严重的CO₂腐蚀,使管线和设备使用年限减少,产生巨大经济损失。缓蚀剂技术具有工艺简单、效率高、成本低廉等特点,是油田常用抑制CO₂腐蚀的措施。本文针对化子坪油区CO₂驱油开发过程中油井产出水的腐蚀问题,对产出水的腐蚀规律进行了研究,设计并合成了抑制CO₂腐蚀缓蚀剂,对其性能进行评价并筛选出效果最优的配方,为该油区CO₂驱油开发过程中的腐蚀防护工作提供了参考依据。利用高温高压失重实验、扫描电子显微镜和能谱分析研究了模拟CO₂驱油工况条件下产出水中J55油管钢的腐蚀行为和特征。结果表明:化子坪油区CO₂驱油产出水主要是由CO₂以及Cl^-引起的不均匀腐蚀,腐蚀速率较快;随着温度升高,腐蚀速率呈现先增加后减小的趋势,在110℃时腐蚀速率达到最大值,腐蚀速率为2.23mm/a;随着CO₂分压上升,腐蚀速率增加,腐蚀产物膜厚度和不均匀程度增加。合成了油酸咪唑啉、油酸咪唑啉季铵盐、喹啉季铵盐3种抑制CO₂腐蚀缓蚀剂主剂,红外光谱表征结果显示合成了目标产物;设计了6种缓蚀剂复配配方;水溶性和乳化性评价结果表明这6种缓蚀剂配方具有良好的水溶性,无明显乳化倾向,满足现场使用要求。采用极化曲线和交流阻抗技术对缓蚀剂的电化学性能进行了研究,结果表明:缓蚀剂B、C和F抑制CO₂腐蚀效果较好;缓蚀剂B和C为抑制阳极型缓蚀剂,缓蚀机理为“负催化作用”;缓蚀剂F为混合型缓蚀剂,缓蚀机理为“几何覆盖效应”。利用高温高压失重实验、扫描电子显微镜和能谱分析研究了在模拟化子坪CO₂驱油工况条件下缓蚀剂的缓蚀效果,结果表明:缓蚀剂使用的最佳浓度为100mg/L,在该浓度下,J55钢的腐蚀速率均满足油田要求小于0.076mm/a,腐蚀轻微;缓蚀剂C效果最佳,浓度为100mg/L时的缓蚀率达到85.63%。