随着石油和天然气开采量的不断增加，油气管道的腐蚀与防护也越来越受到重视。CO2 作为石油、天然气或地层水的成分存在于石油和天然气地层中。当采用 CO2 混溶技术提高石油采收率时，也会将 CO2 带入原油生产系统。CO2溶于水后，其总酸度高于同等pH值的盐酸，因此井内管道的腐蚀比盐酸严重。此外，部分油气井中含有H2S气体，管内混合液的流动状态、温度、pH值、材质等对腐蚀的影响也很大，使腐蚀过程更加复杂。
目前国内外对CO2或H2S单独作用下的腐蚀研究比较充分，而对H2S和CO2共存的研究，尤其是高温高压下H2S和CO2多相流介质的研究，比较小。性方面的研究更是少之又少，仍不能满足实际防腐应用的需要。为此，本文综述了油气田CO2和H2S腐蚀研究现状，以期为油气田腐蚀防护方案和研究方向提供参考。
二氧化碳腐蚀：
CO2腐蚀是困扰世界石油工业和我国油气工业发展的常见腐蚀类型。CO2腐蚀最典型的特征是局部管道出现点蚀、苔藓状腐蚀和台面状腐蚀。其中，台面状腐蚀是最严重的腐蚀过程。
关于CO2的腐蚀机理，一般认为溶解在水中的CO2与蒸馏水反应生成H2CO3，再与Fe反应使其腐蚀：
CO2+H20=H2CO3Fe+H2CO3=FeCO3+H2
但溶液中的大部分 H2C03 是 H+ 和 HCO3-。因此，大部分反应产物为 Fe(HCO3)2，分解为：
Fe(HCO3)2=FeCO3+H20+CO2
事实上，腐蚀产物碳酸盐(FeCO3、CaCO3)或结垢产物膜不同程度地覆盖了钢材表面的不同区域。不同覆盖程度的区域形成强腐蚀偶和强自催化作用，而CO2局部腐蚀正是这种腐蚀电偶效应的结果。这种机理也很好地解释了水化学，一旦现场发生上述过程，局部腐蚀会突然变得非常严重。
影响CO2腐蚀的因素很多，如温度、CO2分压、流量、合金元素、CI-、HCO3-、Ca2+和Mg2+、细菌、Fe3C浓度、FeCO3溶解度、保护膜、管道热处理、微观结构对腐蚀有一定的影响，多因素影响下的腐蚀情况比较复杂。
H2S腐蚀：
一些油气田含有大量的H2S气体，其在水中的溶解度较大，腐蚀性强。当FeS致密且与金属基体结合紧密时，对腐蚀有一定的缓蚀作用。但当生成的FeS不致密时，会与金属基体形成0.2~0.4V电位差的强电偶，促进基体金属的腐蚀。此外，当溶液中或金属基材表面存在硫化物时，硫化物在一定程度上阻止了氢原子向氢分子的转化。这些氢原子在管杆表面层的缺陷和其他部位结合形成氢分子并聚集和膨胀。产生氢气压力，在管棒服役张力的叠加和协同作用下，形成SSCC(H2S应力腐蚀开裂)。油井中管棒的工作条件，如采出液流量、工作温度、应力状态、表面缺陷等，会加速H2S和SSCC对钢的腐蚀。
关于H2S-CO2共存系统油气管道腐蚀，国内外研究较少，尤其是高温高压H2S-CO2多相流介质。因此，研究H2S和CO2共存下的腐蚀更为重要。
提示：在海底油气管道工程应用中， ERW焊管兼具安全性(焊接质量好)和经济性的优点。
ASTM A53 B 级比其他等级更受欢迎。这些管道可以是没有任何涂层的裸管，也可以是热浸或镀锌并通过焊接或无缝制造工艺制造的。在石油和天然气领域，A53 级管道用于结构和非关键应用。
