近年来，随着油田的开采进入中后期，其CO2含量、原油含水率都在急剧升高，CO2腐蚀已经成为一个亟待解决的问题。加注缓蚀剂是国内外广泛采用的一种防腐蚀方法，其优点是用量少、成本低、操作简单。但由于缓蚀剂并不是通用的，所以在使用前，需要模拟相应油田的实际工况环境，包括CO2分压、腐蚀介质、流速等等，对缓蚀剂进行评价和筛选。本论文在分析国内外研究现状的基础上，利用高温高压反应釜和电化学测试技术，研究采油井常用材质N80和P110在高温高压CO2腐蚀环境中的腐蚀规律。研究发现，金属的腐蚀速率随着压力的增大而上升，由于溶液中离子的作用，液相腐蚀速率要大于气相腐蚀速率。随产液速度的增大，金属的腐蚀速率随之上升，当产液速度增大到60m3/d时，腐蚀速率高达8.41mm/a，达到静态腐蚀条件下的3倍以上，腐蚀严重。研究还发现，随腐蚀时间的延长，腐蚀速率先下降后趋于稳定，腐蚀产物膜对金属的保护作用显著，液相腐蚀产物膜均匀平整，气相腐蚀产物膜呈片层状，有剥落现象，与金属表面的结合力较弱，具有三层结构，腐蚀产物膜的中间层和内层与基体结合性好。利用高温高压反应釜室内模拟井下CO2分压、腐蚀介质、产液速度等条件，研究了高温高压CO2腐蚀环境中各因素对缓蚀剂性能的影响规律。研究发现，实验用咪唑啉缓蚀剂是一种快速成膜型缓蚀剂，预膜时间为4小时，即可达到预膜要求。随缓蚀剂浓度的增大，缓蚀率趋于最大值。CO2的分压对缓蚀率基本没有影响，说明此缓蚀剂具有良好的耐高压性。缓蚀率受腐蚀介质和产液速度的影响较大，液相缓蚀率明显大于气相缓蚀率，产液速度为10m3/d时的缓蚀率与静态缓蚀率区别不大，均保持在90%以上，当产液速度为60m3/d时，缓蚀率显著下降到90%以下。通过极化曲线和交流阻抗的方法研究缓蚀剂的缓蚀机理，结果表明实验用缓蚀剂是以抑制阳极为主的混合型缓蚀剂。