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CO2 的腐蚀问题一直是世界石油工业腐蚀与防护方面的一个研究热点, 因为 CO2 腐蚀问题严重的限制和威胁着石油、天然气生产的安全和稳定。本文参考大量国内外的文献，系统地阐述了二氧化碳的腐蚀机理，简述了影响二氧化碳腐蚀的影响因素以及根据影响因素建立了预测模型。 本文在自主设计的动态管流腐蚀试验装置中对 20#钢的 CO2 腐蚀进行了动态模拟实验，采用失重法、SEM、EDS、XRD 等分析技术研究了20#钢在 CO2/H2O 气液两相泡状流中的腐蚀机理，分别探讨了时间、CO2分压对腐蚀的影响，对腐蚀速率、腐蚀产物宏观形貌及微观形貌、腐蚀产物膜层结构、元素含量及相的组成等方面进行了具体研究。 结果表明：不同压力条件下时间的增加对腐蚀速率的影响有所不同，在 P=0.05MPa 时随时间的延长腐蚀速率逐渐减小；在 P=0.075MPa 时随时间的延长腐蚀速率呈先快速减小、后快速增大、再明显降低的趋势；在P=0.1MPa 时随时间的延长腐蚀速率逐渐减小；在 P=0.12MPa 时随时间的延长腐蚀速率呈先明显增大、再小幅减小、再快速增大的趋势；在P=0.15MPa 时随时间的延长腐蚀速率呈先快速减小、后快速增大、再减小再增大的趋势。该腐蚀条件下由于泡状流的流动特征，上、下管壁面腐蚀形貌呈现出不同的特征，上管壁淡黄色腐蚀产物较多，而下管壁黄棕色腐蚀产物居多，上、下壁面均出现黄绿色产物而后消失不见；上管壁的腐蚀产物随着时间的延长可形成大片较为规则排列致密膜层，下管壁腐蚀产物由絮状产物形成疏松团絮状特征的单层膜且出现点蚀坑。腐蚀产物主要由 Fe、C、O 三种元素组成，可推断腐蚀产物主要由铁的氧化物、碳酸盐、渗碳体以及氧化物等构成，只是不同时间内其各自的含量不同。 不同时间条件下压力的变化对腐蚀速率的影响也是不同的，整体而言，随着压力的变化，腐蚀速率的变化没有规律，即在压力 0.05MPa 至0.15MPa 区间内，腐蚀速率随 CO2 分压的增加上下波动。在 T=60min 时随 CO2分压的变化腐蚀速率先减小后增大再减小，0.075MPa 时腐蚀速率最低，为 0.013mm/a， 0.12MPa 时达到腐蚀速率最大值 0.052mm/a。就宏观形貌来看，上壁面与下壁面最终均沉积了一层棕黄色产物，CO2分压越大，产物膜越致密，颜色也越来越深；就微观形貌来看，上管壁腐蚀产物大多以片状形态进行集结，进而转变成均匀的球状颗粒物，而下壁面先形 成致密的腐蚀产物膜，随着 CO2 分压的增加产物膜逐渐剥落，最终形成个别点蚀坑。腐蚀产物主要由 Fe、C、O 三种元素组成，经元素分析可知上壁面中 Fe 含量均高于下壁面，而下壁面中 C、O 含量均高于上壁面，结合腐蚀产物膜微观形貌，可推断含 Fe 量的增加可提高膜层的致密性。 在本文实验条件下，将现有的模型与本实验的实际情况相结合, 研发或开发出了适合本实验的防腐的预防模型，即：lgCR*=k(5.8-1710/T+0.67lgPco2)+Δ式中， CR 表示腐蚀速率，单位 mm/a；T 为温度，单位 K；Pco2 为CO2分压，单位 MPa；k 为有效修正系数， k=2；Δ为修正因子， PCO2≤0.075 时Δ=0.15， PCO2≥0.1 时Δ=0.05。