油气钻完井施工过程中，井筒中存在硫化氢、二氧化碳、氧、酸碱等腐蚀介质的侵入，这些腐蚀介质会对钻具、套管、水泥石等造成腐蚀与破坏，严重影响油气井的正常生产，甚至会造成井的报废。特别是多种腐蚀介质共存时，更要做好腐蚀工况的预判，提前采取有效的防范措施，杜绝因腐蚀而引起的井下复杂与事故。
知彼知己，百战不殆，先要洞悉有哪些腐蚀因素在作祟。
排在第一位的腐蚀杀手是硫化氢（H2S）。H2S是弱酸，但以弱胜强，对金属的腐蚀十分厉害，可引起多种类型的腐蚀，如氢致开裂（HIC）和硫化物应力腐蚀破裂（SSCC）等。尤其在欠平衡钻井中，H2S的存在可导致钻杆的严重腐蚀。H2S在水溶液中会电离出H＋、HS－（硫氢根）和S2–（硫根），它们对金属的腐蚀是氢去极化过程。
随着溶液中H2S含量及pH值的变化，硫化铁的组成及结构均不同，其对腐蚀过程的影响也不相同。其防腐拒变的方法除了选用防腐材料和防腐钻井液外，还可以采用以下化学方法进行防腐：一是保持钻井液pH值为12，这时H2S被转化为不活泼的S2－；二是加入H2S清除剂，如多孔铁、碳酸锌等；三是添加能形成保护膜的有机缓蚀剂。
排在第二位的腐蚀杀手是二氧化碳（CO2）。在没有电解质存在的条件下，CO2本身并不腐蚀金属，钻完井过程中发生的CO2腐蚀主要是因为CO2溶解于水中生成碳酸后引起的电化学腐蚀。
通常认为CO2腐蚀产物是FeCO3和Fe3O4。在有氧和缺氧状态下CO2对铁的腐蚀影响实验结果显示，在正常的pH值范围内，CO2通过溶解最初的腐蚀产物而进行着一种自催化腐蚀，形成的最终腐蚀产物为γ－FeOOH。其防腐拒变的方法：一是靠添加防腐剂在减缓O2、H2S及溶解盐等介质腐蚀的同时，一并减缓CO2的腐蚀。二是通过开展套管和水泥环CO2的腐蚀机理和外加剂实验研究，并研制了抗CO2腐蚀的专用管材，在现场应用后防腐蚀效果较好。
排在第三位的杀手是氧腐蚀。钻井液腐蚀钻具是引起钻具损坏的主要原因之一。而钻井液中溶解氧普遍存在，又是造成钻具腐蚀的主要因素之一，氧具有强烈的去极化作用，即使含量为1毫克/升，也会对钻具造成严重的腐蚀。一方面钻井液中溶解氧腐蚀钻具，另一方面钻井液中溶解氧加速硫化氢、二氧化碳对钻具的腐蚀作用。可见，对钻井液中溶解氧腐蚀，必须给予高度重视，并采取相应的防腐技术措施。其防腐拒变的方法：一是添加苏打（Na2CO3）或烧碱（NaOH）调节溶液pH值到9以上；二是添加除氧剂来除去或降低氧的浓度到最低水平；三添加防腐剂来消除残余的腐蚀影响。
除氧剂可用于空气、泡沫、充气钻井液钻井，除氧剂由两部分组成：第一部分为催化剂，由蒽醌二磺酸（盐）与钒酸盐组成；第二部分为降氧剂，由硫化氢（H2S）或联胺（H2NNH2）或二者的混合物组成。较普遍采用的除氧方法是在向钻井液中添加除氧剂的同时，还需添加防腐剂，虽然成本相应较高，但能有效预防氧腐蚀。
中国有句成语，叫防患于未然。针对钻完井工程的腐蚀问题，应采取以下几种防护措施：第一种是用涂层技术给井筒披一层防腐铠甲。涂层即表面处理技术，是比较切实可用的方法。较常见的有发蓝处理、镀铬、镍磷镀等。在温压条件并不恶劣的环境中，发蓝和镀铬有一定的防腐效果，但在长期的高温高压高腐蚀的工况下，发蓝和镀铬效果并不理想。第二种是采用离子渗氮技术。离子渗氮技术越来越广泛地应用于油管和钻完井井下工具的防腐，并且具有较好的效果。其中，盐浴渗氮工艺通过向钢的表面层渗入氮原子提高表面层的硬度与耐磨性，以及提高疲劳强度、抗腐蚀性等。低温渗氮处理后碳钢表面涂层厚度达2～20微米，获得优于不锈钢的防腐蚀效果。渗氮工艺通常用于油管外防腐，其耐磨性好，有一定的抗腐蚀性能，但是当环境介质腐蚀性强时，油管也会被腐蚀。第三种选择抗腐蚀管材。在油气田应用的抗二氧化碳腐蚀钢材，多数都含有Cr（铬），通常使用的钢材有1Cr、9Cr、13Cr等耐腐蚀合金钢，其中13Cr马氏体不锈钢的使用量最大。第四种是阴极保护。该方法利用牺牲阳极或外加电流的方式保护管材，多用于保护套管免受腐蚀，油管较少应用。运用阴极保护方法操作工艺复杂，且易受方案设计时所需基本参数准确度及现场环境的影响，很难实现最佳的防腐效果，而且作业成本较高，所以未能广泛推广。第五种是采用固体防腐器。把液体的缓蚀剂浓缩成固体防腐剂，装在特制的油管内，使药品缓慢释放，实现了腐蚀速率可平稳控制的目的，延长了油管的使用寿命，延长了作业有效期。