油气开发过程中广泛存在CO2腐蚀现象，造成巨大的经济损失，该文模拟某油田腐蚀环境，进行了油气开发过程中高温高压CO2腐蚀产物膜结构与性能研究，以期为油气田CO2腐蚀与防护工作提供理论及实验依据。 在静态高温高压釜中，对API常用管材钢N80、P110、J55、13Cr进行了压力、含油量对SCF-CO2腐蚀的影响实验。该实验研究中，液态腐蚀介质占高温高压釜容积的1/2，称为液相；另外1/2空间充满CO2，称为气相；分别在液相和气相安装钢试样。结果表明：在压力7～18Mpa，温度为90℃，液相为纯模拟地层水的实验条件下，钢试样在气相存在CO2腐蚀现象，随压力升高腐蚀速率上升，在12MPa出现峰值，后呈现下降趋势；钢试样在液相中，腐蚀速率随压力增加而上升，在9Mpa出现峰值后，又随压力增加而减小。当压力达到12MPa后，气相与液相的钢试样腐蚀速率趋于一致，腐蚀形貌表现为腐蚀瘤。在压力为12Mpa、温度为90℃实验条件下，液相为原油、模拟地层水，气相为CO2进行原油不同含量对N80腐蚀的影响实验，结果表明：30％的原油含量可在液相促进钢材腐蚀，腐蚀形貌表现为腐蚀瘤与腐蚀坑并存；在气相减缓钢材腐蚀。随原油含量增加，在液相和气相均会抑制钢材腐蚀；在原油含量70％与90％附近腐蚀速率降到最低，出现腐蚀速率平台，气相和液相的腐蚀速率在此时趋于一致。腐蚀产物膜存在一个生成长大的过程，随时间的延长而增厚；产物膜表面均匀分布相对规整的晶体，其主要成分为FeCO3和少量的CaCO3，晶体外形与方解石(CaCO3)非常相似，形成了类质同相的混合晶体或复盐结构；断面SEM观察发现腐蚀产物膜明显分层。 模拟油气采集、输运环境温度压力条件及流动状态，在动态高温高压釜中，对N80、P110、J55、X56钢进行腐蚀实验。在压力1.5～35Mpa、温度为160℃条件下实验结果表明：腐蚀速率随压力升高先上升后下降，表现为二次方程关系；在1.5MPa、6MPa、36Mpa压力下形成的腐蚀产物膜晶粒比较完整致密，结合紧凑；在10MPa、18MPa、24MPa压力下形成的腐蚀产物膜晶粒琐碎，结合疏松。在压力0.5～2Mpa、温度30～80℃条件下，对油气管道输运钢X56进行动态腐蚀实验，结果表明：腐蚀速率随温度的升高而升高，表现为指数关系；随压力增大而增大，表现为线性关系。腐蚀产物晶体主要是由反铁磁性物质FeCO3及(Fe、Ca…)CO3复相物组成，表现为台地浸蚀及孔穴腐蚀，腐蚀产物膜由三层构成。 压力10Mpa，采用不同时间、温度，在套管用钢N80试样表面生成一定厚度的腐蚀产物膜，利用电化学极化技术研究了具有腐蚀产物膜的N80钢的CO2腐蚀电化学特征，结果表明：成膜1天时自腐蚀电流最大，成膜2天，腐蚀电流降低，3天成膜的腐蚀速率又有所升高，4天成膜腐蚀速率降到最低；随着成膜温度升高，膜对金属保护作用加大，以120℃成膜自腐蚀电流最低。 在80℃、PCO2为0.5～2Mpa条件下，进行X56钢在油气输运条件下的电化学行为研究，结合腐蚀速率及结构性能分析，得出了X56钢CO2腐蚀机理，其中阴极反应受析氢控制，阳极反应受Fe2+形成速度所控制。CO2促进阳极反应，且加速了阳极溶解。对X56钢在油气输运条件下的电化学交流阻抗实验表明：由于腐蚀产物膜的存在，低频区出现了半无限扩散的Warburg阻抗特征，高频端出现了容抗弧，反应受扩散控制。