油气工业开采常常伴随着CO₂的产生,油气管道多采用低碳钢,低碳钢的CO₂腐蚀成为油气开采中无法避免的问题,掌握CO₂腐蚀机理并采取相应的措施以减少事故、降低运营成本对油气行业至关重要。本课题采用自主搭建的动态管线平台对20#管线钢在CO₂/水气液两相分层流条件下的腐蚀行为进行系统研究,通过失重法、SEM、EDS、XRD以及XPS等测试分析方法对其腐蚀速率、腐蚀形貌、腐蚀产物等进行计算、观察与分析,通过综合分析以获得模拟服役工况下20#钢的腐蚀行为机制。（1）研究发现20#管线钢在分层流液相中不同压力条件下的腐蚀速率随着CO₂压力的增加而增加。在压力从0.03MPa增至0.11MPa时腐蚀速率增加较为明显;而当CO₂压力从0.11MPa增至0.26MPa时趋于平缓,但仍在缓慢增加。腐蚀开始时,管壁表面呈现以Fe和Fe₃C为复合相的网状形貌特征,腐蚀优先从缺陷处开始并向周围扩展,且腐蚀产物优先沉积在缺陷处。随着CO₂压力的增加,沉积产物有从丝状、絮状、颗粒状向鳞片状变化的趋势,各形貌特征产物中C、O元素的含量随着压力的增加而增加,表面产物膜主要组成相为Fe、Fe₃C、FeCO₃和Fe₂O₃。管壁表面形成外层致密而内层疏松多孔的双层产物膜,产物膜存在形成与致密化两个阶段。（2）在不同压力和气相流速条件下的腐蚀呈现近似静态腐蚀特征,在同一气相流速下,CO₂压力越大腐蚀速率越大。腐蚀速率在同一CO₂压力不同气相流速下几乎相近,管道内压力为0.06MPa时,在气相流速为0.234m/s时,腐蚀速率最小值为1.19356mm/a,最大值为1.2136mm/a;管道内压力为0.21MPa时,腐蚀速率由1.26071mm/a增至1.28343mm/a。气相流速的改变对腐蚀速率的影响微小,由于腐蚀介质中形成产物膜的晶体分子受到重力作用,附着在腐蚀表面残留下的层片状Fe₃C上而形成疏松膜层。EDS表明在不同气相流速下组成产物膜的Fe、C、O三种元素的含量相近,气相中产物膜的主要组成相为Fe、Fe₃C、FeCO₃、FeO、Fe₂O₃、Fe₃O₄。（3）在液相介质中的腐蚀速率随着液相流速的增加而增加,在相同条件下,液相流速的增加通过加剧对流传质以及阻碍产物膜层的形成来影响腐蚀速率。在CO₂压力为0.05MPa时,液相流速由0.036m/s增加至0.126m/s时,腐蚀速率从1.3131mm/a增至1.5452mm/a;而当CO₂压力在0.16MPa时,在液相流速为0.126m/s时,最大腐蚀速率为1.8548mm/a。从XPS分析可知,在液相流速为0.036m/s和0.126m/s时,Fe、C、O三种元素的峰值图所对应的相以及结合能大致相同,C 1s的峰值图所对应的结合能略微发生偏移,C1s的拟合峰在284.6eV、288.35eV处分别对应Fe₃C和FeCO₃;Fe 2P_3/2拟合峰在710.4eV、712.19eV、724.58eV分别显示的为FeO、Fe₃O₄、Fe₂O₃;O 1s的拟合峰在529.77eV、530.94eV、531.94eV分别对应为Fe₂O₃、Fe₃O₄和FeO。根据XPS分析可知腐蚀产物由FeO、Fe₂O₃、Fe₃O₄和FeCO₃组成,Fe、Fe₃C为基体残留相。