在油田开采过程中，为了提高原油采收率，部分油田采用了CO2驱采油技术。但在使用CO2驱采油技术时，多数油田为早年投运的油管，油管的表面性质发生改变，且油管在不同服役工况下，其性质改变差异较大，产生的CO2腐蚀程度也不尽相同，使得原本就比较严重的CO2腐蚀问题，在同一个区域井与井之间几乎不存在可比性，给生产单位原本就困难重重的防腐工作雪上加霜。因此，迫切需要开展油管钢材表面状态对CO2腐蚀行为的影响研究，找出影响规律，为CO2驱采油技术的腐蚀情况识别提供参考依据，为CO2驱油技术的顺利推进奠定研究基础。
　　本文首先调研了不同服役时间油管表面性质存在的差异，主要体现在油管内表面粗糙度、表面润湿性和表面结垢量三个方面;然后分别制备不同表面性质的J55油管钢试样，采用失重法研究试样表面性质对CO2腐蚀的影响;再结合均匀设计法和SPSS软件对实验数据进行回归分析，研究影响J55油管钢CO2腐蚀行为的主控因素，所得主要研究结论如下:
　　(1)在CO2分压为5MPa条件下，平均腐蚀速率随J55油管钢表面粗糙度的增大而逐渐增大，从0.2801mm/a逐渐增加到0.3835mm/a，最大腐蚀深度为121.684μm，腐蚀类型以产生均匀腐蚀为主。当CO2分压为0.5MPa时，平均腐蚀速率随钢材表面粗糙度的增大而逐渐减小，由0.2133mm/a降至0.1373mm/a，腐蚀类型以局部腐蚀为主，尤其是点蚀;最大腐蚀深度由170.279.μm减小到99.106μm，点蚀作用减弱。
　　(2)增加J55油管钢试样表面粗糙度或降低表面活性剂OP-10的加量，均可以使试样表面固-液界面的接触角θ增大，降低固体表面润湿性，平均腐蚀速率随表面润湿性降低而先减小后增加，点蚀情况先减弱后加剧。随着表面粗糙度的增加，最大腐蚀速率为0.4366mm/a，最小为0.3263mm/a，最大腐蚀深度为179.422μm。改变表面活性剂OP-10的加量，平均腐蚀速率最大为0.3975mm/a，最小为0.2974mm/a;当挂片表面形成的接触角θ大于90°时，固体表面为疏水表面，对CO2腐蚀作用影响不大。
　　(3)随着CaCO3和CaSO4结垢量增加，平均腐蚀速率先减小后增大，其主要原因为在J55油管钢试样表面预沉积形成的结垢物分布不均匀。当垢分布均匀且致密时，形成一层保护膜对基体表面起保护作用，缓解CO2腐蚀，发生均匀腐蚀;当垢分布不均匀时，由于局部产生电偶腐蚀和垢下腐蚀现象，导致腐蚀速率增大，局部腐蚀程度加剧。其中，挂片表面形成的CaCO3垢分布不均匀，主要影响点蚀的产生，腐蚀速率较小，其最大值和最小值分别为0.2031mm/a和0.0608mm/a;由于沉积的CaSO4垢层较厚且分布均匀，但垢层仍疏松分散，主要发生局部台地腐蚀，腐蚀速率较大。最大和最小腐蚀速率分别为0.4269mm/a和0.2252mm/a。
　　(4)均匀设计实验和多元线性回归分析结果表明，对J55油管钢CO2腐蚀行为影响程度的因素排序为:CO2分压＞表面粗糙度＞矿化度＞润湿性。平均腐蚀速率与CO2分压呈正相关，与矿化度和表面粗糙度呈现负相关关系。CO2分压对平均腐蚀速率影响显著(P=0.035)，矿化度和表面粗糙度的影响不显著(P值分别为0.734和0.170)，相对于其他因素，润湿性对腐蚀速率的影响可以忽略。