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CO2腐蚀问题对油气输送工程安全生产的影响重大。由于力学性能方面的优势，使用高强管线钢既可以提高运输效率还能减少建设成本。现阶段我国大规模工程化应用的管线钢为X80，作为超前储备，X100在含CO2环境下的腐蚀规律研究可以指导生产。大部分关于管线钢腐蚀行为的研究是在静态下或者可调转速的反应釜中进行的，与管线钢的实际工作条件差距较大。 本文通过自主搭建的模拟真实工况腐蚀实验系统，通过电化学方法和腐蚀产物分析方法研究了模拟真实工况下温度和流速对X100在含饱和CO2油田采出水中的腐蚀规律的影响，与常规实验条件下的实验结果进行对比。常规温度实验在水浴锅中进行，常规流速实验在集热式磁力搅拌釜中进行。 本文研究了不同实验环境30、40、60、65℃下X100腐蚀行为的差异，研究结果表明:实验环境对X100腐蚀电流影响较大，常规条件实验60℃腐蚀电流密度为185μA/cm2，模拟工况60℃下为1518μA/cm2，相差约10倍。刚浸泡时两种实验环境下X100的耐蚀性都在实验温度范围内随着温度的升高而减小，浸泡24h后由于常规条件下形成的腐蚀产物膜保护性能较好60℃时耐蚀性最好，腐蚀产物主要是FeCO3和Fe3C。模拟工况下流体冲击对产物膜破坏较大耐蚀性随温度升高先减小后增大，在60℃时耐蚀性最差。温度较高时生成的腐蚀产物结构更致密。 本文研究了60℃不同实验环境0.2m/s、0.4m/s、0.6m/s流速下X100腐蚀行为的差异，研究结果表明:模拟工况下流速变化对X100腐蚀电流影响较大，刚浸泡0.2m/s时自腐蚀电流为666μA/cm2，0.6m/s时为2152μA/cm2，相差约3倍。常规实验条件液流冲击小流速增加有利于保护性腐蚀产物膜的形成，X100的耐蚀性在实验流速范围内呈现随着流速的增大而增大的趋势;模拟工况条件下液流冲击大流速越大对产物膜破坏性越强，X100的耐蚀性在实验流速范围内随流速的增大而减小。腐蚀产物成分与结构在流速不同时差异不大。 结合上述实验得到的参数，使用Comsol进行仿真分析。考虑流场、物质传递，得到管道内流场和物质分布，结果显示弯管段附近发生流场突变，流场与物质分布不均匀度随流速增大有所减小。考虑物质传递和化学反应建立机理型仿真模型，仿真结果表明，腐蚀速率随流速增大先减小后增大。弯管段附近的流场和物质分布不均是导致其腐蚀加速的主要原因。综合实验和仿真结果，建议实际管道输运中温度设置偏离60℃，流速可视情况适当增加。