伴随着我国经济的快速的发展以及对环保的日益重视,未来天然气需求量将持续增加。然而,我国西部油田极端恶劣的开采环境也对油管的使用寿命及安全运行提出了严峻的挑战。HP-13Cr不锈钢作为我国西部油气田油管的主要材料,其耐蚀性受到越来越多的重视,然而目前对其研究还很不充分。本文中通过高温高压电化学测量、浸泡实验及微观表征,研究了温度及压力、酸化过程对HP-13Cr不锈钢腐蚀行为的影响;并通过具体的实验数据修正现有腐蚀速率预测半经验模型,与井下工况的CFD数值模拟结果相结合,预测实验室无法达到的极端苛刻条件下HP-13Cr不锈钢腐蚀速率。得到主要如下结论:（1）从井口（90℃2.9MPa）到井下5000米工况（180℃6MPa）,HP-13Cr不锈钢腐蚀形态均表现为点蚀,随井下深度增加（温度和压力升高）,点蚀坑增大,腐蚀产物从耐蚀性较好的Fe CO3和Cr2O3转变为耐蚀性较差的Fe O和Cr（OH）3为主。伴随着温度和压力的升高,钝化膜厚度增加,腐蚀产物膜呈p型半导体特征受主密度增大,钝化膜的稳定性下降,HP-13Cr不锈钢耐蚀性能降低。（2）HP-13Cr不锈钢在酸化过程中发生了严重的全面腐蚀。伴随着温度和压力的升高,腐蚀电流密度增大。各条件下的腐蚀产物主要由Fe OOH和Ni（OH）2构成,且富集着大量的Cr2O3和Mo O2;井下1000米工况（110℃3.5MPa）下开始生成Ca（OH）3且含量随着井下深度增加不断增多。HP-13Cr不锈钢的腐蚀速率与井下深度呈线性递增关系。经酸化处理试样的腐蚀电流密度较未经酸化处理的试样平均增大2.38倍。（3）通过CFD数值模拟计算,得到不同含气率下天然气气井的温度分布和速度分布。同一含气率条件下,越接近井口的位置温度衰减越严重;在同一深度位置,含气率越高的温度衰减越严重;管内输送介质在向上输送的过程中被不断加速,且含气率越高,速度增加的越多。对现有的腐蚀速率预测模型进行了修正,并根据数值模拟的计算结果对不同含气率下天然气井的腐蚀速率做出预测。结果表明,在同一含气率条件下,井下深度越大的位置,天然气井井壁的年腐蚀深度越大;不同含气率的气井在同一深度位置下,当含气率越小时,井壁发生的腐蚀越严重。