随着我国油气工业的不断发展,钢铁的腐蚀与防护一直成为油气开发与运输过程中的难题。钢的使用环境多为复杂恶劣、腐蚀性强的环境,各种腐蚀因素的共同作用使油气田的防腐蚀工作尤为迫切。通过研究发现,石油工业中的腐蚀大部分都来自于H2S和CO2,这为我国石油工业的发展产生了巨大的阻碍。因此,研究关于H2S和CO2的腐蚀预测模型是十分必要的。国内外学者对CO2腐蚀的机理和影响因素等进行了大量的研究,并提出各种类型的预测模型,包含经验模型、半经验模型以及机理模型。然而关于H2S腐蚀以及CO2/H2S共存状态下的研究甚少。本文以陕北地区某集输管道为研究对象,基于目标管线选用Norsok模型、Top of Line模型和De Waard模型进行预测,与实际测量值进行对比,发现相应的平均误差大适用性差,不能用于目标管线的腐蚀预测。根据目标管线的运行条件和腐蚀类型选用CO2/H2S两者共存下的预测模型,通过MATLAB拟合求解的方式得到腐蚀预测模型;改变温度发现该预测模型的计算值与实测值之间误差较大,因此加入温度项进行修正。通过对比发现,Cassandra模型中考虑了温度、H2S含量和CO2含量的影响因素,基于与目标管线的现场情况相符,本文选取了该模型为基础模型并添加了其中的温度项建立了新的修正模型。通过拟合求解的方法得到新的修正模型,并用修正模型对目标管线进行模拟,通过计算得出修正模型的计算值与实测值之间的平均误差较小,该结果均优于以上几种基础模型的预测结果,因此该修正模型更适用于目标管线的腐蚀预测;以改进后的模型为基础编写了内腐蚀预测计算软件,能够根据输入的基本参数计算得出管道腐蚀速率,为内腐蚀评价提供一定的参考及有效的技术支持。通过修正模型对目标管线进行管道剩余寿命的预测,最终得出该目标管线满足我国管道设计普遍使用的20年年限。因此,虽然目标管线受到了一定程度的腐蚀,但是目前任然有能力继续工作运行。OLGA软件也可被用来计算管道的腐蚀速率,包含有三种模型,分别为Norsok模型、Top of Line模型和De Waard模型。本文采用OLGA软件对陕北地区集输管道进行模拟,重点研究分析了温度和压力对腐蚀速率的影响。结果显示,压力与腐蚀速率呈线性关系,温度与腐蚀速率的关系并非线性关系,而是腐蚀速率随着温度的增加先增大后减小。通过与修正模型研究结果的对比发现结论是一致的,进一步验证了修正模型的可行性。