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目前油气开采中常有CO2和H2S共存的情况，H2S/CO2腐蚀问题严重威胁石油天然气开采、输送以及冶炼过程的安全生产，引起极大关注。因此，深入研究有关在含H2S＼CO2高温高压多相流环境中腐蚀的控制因素，确定H2S＼CO2对油管钢腐蚀的协同作用规律和交合作用机理，既其抗腐蚀所应具备的表面性能(包括表面腐蚀产物膜的性能)，具有重要的理论及现实意义。 本研究通过失重实验、电化学实验、高温高压腐蚀实验等方法，结合SEM、EDS、XRD、EIS等技术分别对N80和3Cr两种油套管钢的H2S/CO2腐蚀进行了研究；分析了温度，气体，H2S分压对H2S/CO2腐蚀的影响，对腐蚀产物膜的结构，H2S，CO2共存条件下的腐蚀机理进行了初步探讨。 常温常压电化学腐蚀实验表明，N80和3Cr的腐蚀电流密度都随着温度的升高(30℃～90℃)、H2S分压的增大而升高，在相同的条件下，3Cr的腐蚀速率要略低于N80。随着时间的推移，N80和3Cr的腐蚀电流密度都出现了降低的趋势，说明腐蚀产物膜有一定的减缓腐蚀的作用。 利用SEM，EDS，XRD分析技术研究了90℃时的腐蚀产物膜覆盖条件下2种油套管钢H2S/CO2腐蚀产物膜形貌特征。结果显示，腐蚀产物膜由三层组成，最靠近基体的是FeS膜，然后是FeS1-X，最外层是由沉淀物组成的膜。在3Cr的表面出现了Cr离子的富集，主要以Cr(OH)3及Cr2O3为主，这也是3Cr抗H2S/CO2腐蚀性好于N80的原因。 利用高温高压釜在不同温度的实验，发现随着温度的升高(30℃～120℃)，N80和3Cr的腐蚀速率都出现了先升高后降低的趋势，腐蚀速率在90℃时取得最大。