西部油田井下环境往往含有不同程度的C02和H2S。C02腐蚀造成的掉井事故时有发生。H2S的存在不仅会造成全面腐蚀和局部腐蚀，而且还可以导致硫化物应力腐蚀开裂(SSC)和氢致开裂(HIC)等脆性断裂事故，造成重大经济损失。　　 本文在对西部油田现场环境调研的基础上，利用高温高压实验设备、恒载荷试验设备及弯曲梁试验设备，采用SEM、EDS和XRD技术，辅以失重法，对影响油套管C02和/或H2S腐蚀的主要因素及腐蚀机理进行了系统研究。　　 试验结果表明：在模拟C02腐蚀环境中，添加少量Cr可显著提高油套管钢的局部腐蚀抗力，降低平均腐蚀速率。Cr元素在腐蚀产物膜中富集造成的离子选择性通过是造成上述现象的主要原因。随着温度升高，普通P110和0.5Cr钢的平均腐蚀速率升高，而3Cr和5Cr钢的平均腐蚀速率降低。　　 在H2S和C02共存腐蚀环境中，各类油套管材料的平均腐蚀速率均显著下降，而且没有出现明显的局部腐蚀。对腐蚀过程的分析表明，H2S腐蚀占主导，但是，随着C02分压的增大，材料的平均腐蚀速率增加。H2S和C02共存环境中的腐蚀产物膜更加稳定和致密。　　 应力腐蚀开裂的检测结果表明，含Cr较低的0.5Cr钢表现出良好的抗SSC能力，而含Cr量高的3Cr和5Cr均没有通过抗SSC性能检测，不能够满足酸性油气田材料使用要求。