CO 2 腐蚀是油气田生产中管材腐蚀失效的主要原因之一。在石油、天然气开采和集输过程中，CO 2 作为伴生气对油套管及集输管线会造成严重的腐蚀甚至导致泄漏。随着油气田开发进入中后期，深层高压CO 2 油气田的开发，油气中的CO 2 含量和含水率上升，以及回注CO 2 强化采油工艺(EOR)的广泛应用，CO 2 腐蚀问题更趋严重 。
一般来说，干燥的CO 2 对碳钢并没有腐蚀性或其腐蚀性极为轻微。然而，当这些伴生或回注的CO 2 气体溶于水形成H 2 CO 3 ，则会对石油、天然气开采与集输过程中的油套管、输送管线造成严重的腐蚀，而且CO 2 溶于水所形成H 2 CO 3 可以在碳钢表面直接还原，因此在相同的pH值下，CO 2 水溶液的腐蚀性比强酸（如HCl)溶液还要严重 。CO 2 腐蚀最典型的特征是呈现局部的点蚀、癣状腐蚀和台地状腐蚀，其中台地状腐蚀是腐蚀过程最严重的一种情况，这种腐蚀的穿孔率很高，腐蚀速率通常可达3～7mm/a，在厌氧条件下可以高达20mm/a。因而用于油气开采、集输、长途运输的钢管常常遭受到CO 2 腐蚀而穿孔，引起大量油气管道爆破和泄漏事故发生。
油气田中的CO 2 腐蚀也叫“甜腐蚀”(SweetCorrosion)，这是相对于H 2 S腐蚀(SourCorrosion)而言，这一术语1925年第一次由API(美国石油学会）采用 。
20世纪40～50年代，人们开始认识到CO 2 腐蚀对油气田生产危害的严重性，在美国石油学会(API)、美国腐蚀工程师协会(NACE)等学术团体的联合推动下，美国兴起了CO 2 腐蚀研究的第一个热潮。到了20世纪70年代，欧盟也开始资助研究CO 2 腐蚀问题，并在全球范围内出现了第二次热潮 。
在这期间，众多研究机构、石油公司纷纷投入到了研究行列，研究者对CO 2 腐蚀的问题认识逐渐深刻，并取得显著成果。研究的内容主要集中在环境因素、材料因素对腐蚀速率的影响，并探讨腐蚀机理，寻求有效的腐蚀防护措施 。
这期间研究的腐蚀类型主要是均匀腐蚀，形成了到目前为止都比较认同的规律和结论，并提供在工程应用上有明显效果的腐蚀防护专项技术，如缓蚀剂、防护涂料和耐蚀材料等。例如，有关的研究成果表明流速和腐蚀过程中材料表面所形成的腐蚀产物膜是腐蚀速率、腐蚀形态的决定性因素；温度对腐蚀速率也有重要影响，但温度更多的是表现在对腐蚀过程热力学、动力学和腐蚀产物膜形态、致密度、化学稳定性的影响，由此而导致腐蚀速率的变化；增大CO 2 分压会增大腐蚀速率，但同时也有利于保护性腐蚀产物膜的形成；溶液介质对腐蚀速率的影响不是很大，主要表现为pH值的影响；钢中添加一定量的金属元素Cr以后，可以明显提高材料抗CO 2 腐蚀的能力 。
对于局部腐蚀，如点蚀(Pitting)、台地状腐蚀(MesaAttack)、涡状腐蚀(WhirlingCorrosion)、流动诱导局部腐蚀(FlowInducedLocalizedCorrosion)等产生的机理还未有明确的表述，尽管油田现场已经有许多关于这方面的事故发生。20世纪90年代以来，由于认识到流速和腐蚀产物膜是腐蚀速率、腐蚀形态的决定因素，CO 2 腐蚀问题的研究重点逐渐转移到腐蚀产物膜 与多相流腐蚀问题方面。
腐蚀产物膜的研究主要是为了揭示膜的形成机理、结构特征、力学性能、化学稳定性等，讨论膜的特征形态和力学性能对传质过程、腐蚀速率的影响。多相流（油、气、水）二氧化碳腐蚀研究则更多地关注流速、流型、流态之间的关系，研究流速、流态对腐蚀产物膜的破坏作用。