随着石油天然气勘探开发的不断进步，井下油气开采环境变得更加复杂[1-3]。连续管大多是在高温、高压和高腐蚀（H2S、CO2、Cl-等腐蚀介质）环境下作业，极易造成腐蚀失效[4-7]。在导致连续管发生腐蚀的众多介质中，H2S和CO2的腐蚀情况是最严重的，而且国内外多数油气井中CO2的含量都相对较高[8-9]，因此非常有必要对CO2环境中连续管的腐蚀情况进行深入研究。

目前，国内外对于CO2环境中连续管腐蚀(Coiled tubing，CT)的研究大多是通过高温高压腐蚀实验模拟油气井生产过程中的腐蚀行为实现的[10-15]。薛玉娜等[11-12]通过电化学实验模拟研究了CT80连续油管钢在长庆油田高矿化度油井水中的电化学腐蚀行为；赵国仙等[13-14]通过高温高压下CO2腐蚀实验研究了温度对QT900连续管在CO2环境中的腐蚀行为；任呈强等[15]采用电化学阻抗和动电位扫描极化曲线测试技术研究了N80钢的CO2高温高压腐蚀电化学行为及机理；Waard等[16]分析碳钢的CO2腐蚀机理，提出了碳钢的CO2腐蚀理论模型；Deshpande[17]利用COMSOL Multiphysics软件预测了电偶对的腐蚀速率，但没有深入考虑环境因素对腐蚀速率的影响。

目前对于连续管的CO2腐蚀主要是通过实验模拟方法进行研究，但是，受条件所限，实验无法模拟一些复杂的真实工作环境，而且实验模拟费用较高、周期较长，而数值模拟方法可以弥补实验模拟的不足。本研究以CT110连续管为研究对象，模拟连续管的复杂作业环境，基于电化学腐蚀工作原理，通过数值模拟方法研究其在CO2环境下的腐蚀行为，为现场腐蚀失效分析及防腐提供参考依据。