MX2014009444A - Acero inoxidable para pozos de petroleo y tuberias de acero inoxidable para pozos de petroleo. - Google Patents
Acero inoxidable para pozos de petroleo y tuberias de acero inoxidable para pozos de petroleo.Info
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Abstract
Se proporciona un acero inoxidable para pozos de petróleo que tiene excelente resistencia a corrosión a alta temperatura y puede obtener en forma estable una resistencia no menor a 758 MPa (110 ksi). El acero inoxidable para pozos de petróleo contiene, en por ciento en masa, C: no mayor a 0.05%, Si: no mayor a 1.0%, Mn: 0.01 a 1.0%, P: no mayor a 0.05%, S: menor a 0.002%, Cr: 16 a 18%, Mo: 1.8 a 3%, Cu: 1.0 a 3.5%, Ni: 3.0 a 5.5%, Co: 0.01 a 1.0%, Al: 0.001 a 0.1%, O: no mayor a 0.05%, y N: no mayor a 0.05%, el resto es Fe e impurezas y satisface las Fórmulas (1) y (2): Cr + 4Ni + 3Mo + 2Cu = 44 (1) Cr + 3Ni + 4Mo + 2Cu/3 = 46 (2) en donde cada símbolo del elemento en las Fórmulas (1) y (2) se sustituye por el contenido (% en masa) de un elemento correspondiente.
Description
ACERO INOXIDABLE PARA POZOS DE PETRÓLEO Y TUBERÍAS
DE ACERO INOXIDABLE PARA POZOS DE PETRÓLEO
Campo Técnico
La presente invención se refiere a un acero inoxidable para pozos de petróleo y a una tubería de acero inoxidable para pozos de petróleo, y más particularmente a un acero inoxidable para pozos de petróleo y a una tubería de acero inoxidable para pozos de petróleo, que se emplean en un ambiente de pozo de petróleo y un ambiente de pozo de gas de alta temperatura (a continuación referidos como ambiente de alta temperatura) .
Técnica Previa
En la presente descripción, un pozo de petróleo y un pozo de gas se refieren colectivamente simplemente como "un pozo de petróleo". De acuerdo con esto "un acero inoxidable para pozos de petróleo" como se emplea aquí, incluye un acero inoxidable para pozos de petróleo y un acero inoxidable para pozos de gas. También "una tubería de acero inoxidable para pozos de petróleo" incluye una tubería de acero inoxidable para pozos de petróleo y una tubería de acero inoxidable para pozos de gas.
Como se emplea aquí, la expresión "una alta temperatura" significa a menos que se establezca de otra forma, una temperatura no menor que 150°C. También, como se emplea aquí, el símbolo "%" referente a un elemento químico
significa, a menos gue se establezca de otra forma, "% en masa".
Un ambiente de pozo de petróleo convencional contiene dióxido de carbono (C02) y/o ión cloro (Cl~) . Por esa razón, en un ambiente de pozo de petróleo convencional, un acero inoxidable martensitico que contiene 13% de Cr (a continuación referido como un "acero de 13% de Cr") se emplea comúnmente. El acero de 13% de Cr es excelente en resistencia a corrosión de gas ácido carbónico.
Recientemente, el desarrollo de pozos de petróleo profundos ha avanzado. Un pozo de petróleo profundo tiene un ambiente de alta temperatura. Este ambiente de alta temperatura incluye gas dióxido de carbono o gas dióxido de carbono y gas sulfuro de hidrógeno. Estos gases son gases corrosivos. Por lo tanto, acero para pozos de petróleo para utilizarse en pozos de petróleo profundos se requiere para tener una superior resistencia y superior resistencia a corrosión que las del acero con 13% de Cr.
El contenido de Cr de un acero inoxidable de dos fases es mayor que el del acero 13% de Cr. Por lo tanto, un acero inoxidable de dos fases tiene superior resistencia y superior resistencia a corrosión que el acero con 13% de Cr. El acero inoxidable de dos fases por ejemplo es un acero de 22% Cr contiene 22% de Cr, y un acero 25% Cr contiene 25% de Cr. Aunque el acero inoxidable de dos
fases tiene alta resistencia y alta resistencia a corrosión, e incluye muchos elementos de aleación por lo tanto es costoso .
JP2002-4009A, JP2005-336595A, JP2006-16637A, JP2007-332442A, WO2010/050519, y O2010/134498 proponen aceros inoxidables diferentes al acero inoxidable de dos fases anteriormente descrito. Los aceros inoxidables descritos en estas literaturas contienen como máximo 17 a 18.5% de Cr.
JP2002-4009A propone un acero inoxidable martensitico para pozos de petróleo, que tiene un limite elástico no menor a 860 MPa y una resistencia a corrosión de gas ácido carbónico en un ambiente de alta temperatura. La composición química del acero inoxidable descrito en esta literatura contiene 11.0 a 17.0% de Cr y 2.0 a 7.0% de Ni, y además satisface: Cr + Mo + 0.3SÍ - 40C - ION - Ni -0.3Mn < 10. La microestructura de metal de este acero inoxidable está constituida predominantemente por martensita, y no contiene más de 10% de una austenita retenida.
JP2005-336595A propone un tubo de acero inoxidable que tiene alta resistencia y resistencia a corrosión de gas ácido carbónico, en un ambiente de alta temperatura de 230°C. La composición química del tubo de acero inoxidable descrito en esta literatura contiene 15.5
a 18% de Cr, 1.5 a 5% de Ni, y 1 a 3.5% de Mo, satisface Cr + 0.65NÍ + O.6M0 + 0.55Cu -20C > 19.5 y también satisface Cr + Mo + 0.3SÍ - 43.5C - 0.4Mn - Ni -0.3Cu - 9N > 11.5. La microestructura de metal de esta tubería de acero inoxidable contiene 10 a 60% de una fase ferrita y no más de 30% de una fase austenita, el resto es una fase martensita.
JP 2006-16637A propone una tubería de acero inoxidable que tiene alta resistencia y resistencia a corrosión de gas ácido carbónico en un ambiente de alta temperatura mayor a 170°C. La composición química del tubo de acero inoxidable descrito en esta literatura contiene 15.5 a 18.5% de Cr, y 1.5 a 5% de Ni, satisface Cr + 0.65NÍ + O.6M0 + 0.55Cu -20C > 18.0 y también satisface Cr + Mo + 0.3SÍ - 43.5C - 0.4Mn - Ni -0.3Cu - 9N > 11.5. La microestructura de metal de este tubo de acero inoxidable puede o no incluir una fase austenita.
JP 2007-332442A propone un tubo de acero inoxidable que tiene alta resistencia no menor a 965 MPa, y una resistencia a corrosión de gas ácido carbónico en un ambiente de alta temperatura que excede 170°C. La composición química del tubo de acero inoxidable descrito en esta literatura contiene en % en masa, 14.0 a 18.0% de Cr, 5.0 a 8.0% de Ni, 1.5 a 3.5% de Mo, y 0.5 a 3.5% Cu, y satisface Cr + 2Ni + 1. lMo + 0.7Cu < 32.5. La
microestructura de metal de este tubo de acero inoxidable contiene 3 a 15% de fase austenita, el resto es una fase martensita .
WO2010/050519 propone un tubo de acero inoxidable que tiene suficiente resistencia a corrosión incluso en un ambiente de dióxido de carbono a alta temperatura de 200°C, y además tiene suficiente resistencia a agrietamiento por corrosión-tensión incluso cuando la temperatura del ambiente de un pozo de petróleo o un pozo de gas declina debido a una suspensión temporal de la recolección de petróleo crudo o gas. La composición química del tubo de acero inoxidable descrito en esta literatura contiene más de 18% de Cr, más de 2% y no más de 3% de Mo, no más de 1% y no más de 3.5% de Cu, y no menos que 3% y menos de 5% de Ni, mientras Mn y N satisfacen [Mn] x ( [N] - 0.0045) < 0.001. La microestructura de metal de esta tubería de acero inoxidable contiene 10 a 40% por fracción en volumen de la fase ferrita y no más de 10% por fracción en volumen de una fase ? retenida con una fase martensita que es la fase dominante.
WO2010/134498 propone un acero inoxidable de alta resistencia que tiene excelente resistencia a corrosión en un ambiente de alta temperatura, y tiene resistencia SSC (resistencia a agrietamiento de corrosión-tensión por sulfuro) a temperatura normal. La composición química del
acero inoxidable descrito en esta literatura contiene más de 16% y no más de 18% de Cr, no menos que 1.6% y no menos que 4.0% de Mo, no menos que 1.5% y no más que 3.0% de Cu, y más que 4.0% y no más que 5.6% de Ni, y satisface Cr + Cu + Ni + Mo > 25.5 y -8 < 30 (C + N) + 0.5Mn + Ni + Cu/2 + 8.2 -1.1 (Cr + Mo) < -4. La microestructura de metal de este acero inoxidable contiene una fase martensita, 10 a 40% de una fase ferrita y fase austenita retenida, con una velocidad de distribución de fase ferrita que es superior a 85%.
Descripción de la Invención
Sin embargo, en los aceros inoxidables descritos en la literatura de patentes anteriormente descrita, no es necesariamente fácil obtener en forma estable una microestructura de metal deseada y puede haber un caso en donde un limite elástico deseado no se obtiene en forma estable. En una producción industrial de acero inoxidable, el tiempo dedicado para un proceso de tratamiento térmico y un proceso de enfriamiento estará limitado para mejorar la productividad. Por lo tanto, puede haber un caso en donde no se obtengan en forma estable alta resistencia no menor a 758 MPa.
Un objeto de la presente invención es proporcionar un acero inoxidable para pozos de petróleo, que tiene excelente resistencia a corrosión a alta
temperatura y puede obtener en forma estable una resistencia no menor a 758 MPa.
Un acero inoxidable para pozos de petróleo de la presente invención contiene en % en masa, C: no mayor a 0.05%, Si: no mayor a 1.0%, Mn: 0.01 a 1.0%, P: no más de 0.05%, S: menor a 0.002%, Cr: 16 a 18%, Mo: 1.8 a 3%, Cu: 1.0 a 3.5%, Ni: 3.0 a 5.5%, Co: 0.01 a 1.0%, Al: 0.001 a 0.1%, O: no más que 0.05%, y N: no más que 0.05%, el resto son Fe e impurezas, y satisface las Fórmulas (1) y (2):
Cr + 4Ni + 3Mo + 2Cu > 44 (1)
Cr + 3Ni + 4Mo + 2Cu/3 < 46 (2)
en donde cada símbolo de elemento en las Fórmulas (1) y (2) está sustituido por el contenido (% en masa) de un elemento correspondiente.
El acero inoxidable anteriormente descrito para pozos de petróleo puede contener en lugar de algo de Fe, uno o más tipos de elementos seleccionados del grupo que consiste de V: no más que 0.3%, Ti: no más que 0.3%, Nb: no más que 0.3%, y Zr: no más que 0.3%. El acero inoxidable anteriormente descrito para pozos de petróleo puede contener, en lugar de algo de Fe, uno o más tipos de elementos seleccionados del grupo que consiste de W: no más que 1.0%, y metales de tierras raras (REM) : no mayores a 0.3%. El acero inoxidable anteriormente descrito para pozos de petróleo puede contener, en lugar de algo de Fe,
uno o más tipos de elementos seleccionados del grupo que consiste de Ca : no más que 0.01%, y B: no más que 0.01%.
La microestructura de metal del acero inoxidable anteriormente descrito de preferencia contiene en proporción en volumen, no menos que 10% y menos que 60% de una fase ferrita, no más que 10% de una fase austenita retenida y no menos que 40% de una fase martensita.
La tubería de acero inoxidable para pozos de petróleo de acuerdo con la presente invención se fabrica a partir del acero inoxidable anteriormente descrito para pozos de petróleo.
La tubería de acero inoxidable para pozos de petróleo de acuerdo con la presente invención tiene alta resistencia y excelente resistencia a corrosión alta temperatura y puede obtener en forma estable alta resistencia .
Mejor Modo para Llevar a Cabo la Invención
A continuación, modalidades de la presente invención se describirán en detalle. Los presentes inventores han realizado un estudio y análisis y consecuentemente obtuvieron los siguientes hallazgos.
(A) Para obtener una resistencia a agrietamiento por corrosión con tensión (resistencia SCC) en un ambiente a alta temperatura, es preferible que Ni, Mo, y Cu además de Cr estén contenidos. Para ser más específico, una
excelente resistencia a SCC se obtendrá en un ambiente de alta temperatura cuando se satisface la siguiente Fórmula (1) :
Cr + 4Ni + 3Mo + 2Cu > 44 (1)
en donde cada símbolo del elemento en la Fórmula
(1) se sustituye por el contenido (% en masa) de un elemento correspondiente.
(B) Cuando los contenidos de los elementos de aleación tales como Cr, Ni, Mo, y Cu aumentan, no es probable que se obtenga en forma estable alta resistencia. La variación de resistencia se suprimirá y el límite elástico no menor a 758 MPa se obtendrá en forma estable cuando se satisface la siguiente Fórmula (2) :
Cr + 3Ni + 4Mo + 2Cu/3 < 46 (2)
en donde cada símbolo del elemento en la Fórmula
(2) se sustituye por el contenido (% en masa) de un elemento correspondiente.
(C) Co estabiliza la resistencia y resistencia a corrosión. Cuando las Fórmulas (1) y (2) se satisfacen y 0.01 a 1.0% de Co está contenido, una microestructura de metal estable se obtendrá, y una alta resistencia estable y excelente resistencia a corrosión en un ambiente de alta temperatura se obtendrán.
La presente invención se ha completado con base en los hallazgos anteriormente descritos. A continuación,
detalles del acero inoxidable para pozos de petróleo de la presente invención, se describirán.
[Composición química]
El acero inoxidable para pozos de petróleo de acuerdo con la presente invención tiene la siguiente composición química.
C: no más que 0.05%
Aunque el carbono (C) contribuye a incrementar la resistencia, produce carburo al tiempo de templado. El carburo Cr deteriora la resistencia corrosión a gas dióxido de carbono a alta temperatura. Por lo tanto, el contenido de C de preferencia es menor. El contenido de C no es mayor a 0.05%. De preferencia, el contenido de C es menor a 0.05%, más preferible no mayor a 0.03%, y aún más preferible no mayor a 0.01%.
Si : no mayor a 1.0%
Silicio (Si) desoxida el metal. Sin embargo, un excesivo contenido de Si deteriorará la trabajabilidad en caliente. Aún más, aumenta la cantidad de ferrita a producir, de esta manera reduciendo el límite elástico (límite de deformación elástica). Por lo tanto, el contenido de Si no es mayor a 1.0%. De preferencia, el contenido de Si no es mayor a 0.8%, más preferiblemente no mayor a 0.5%, y aún más preferible no mayor a 0.4%. Cuando el contenido de Si no es menor a 0.05%, Si actúa en una
forma particularmente efectiva como un desoxidante* Sin embargo, aun cuando el contenido de Si es menor a 0.05%, Si desoxida el acero en cierta medida.
Mn: 0.01 a 1.0%
Manganeso (Mn) desoxida y desulfura el acero, de esta manera mejorando la trabaj abilidad en caliente. Sin embargo, un contenido de Mn excesivo probablemente evoca segregaciones en el acero, de esta manera deteriorando la tenacidad y la resistencia SCC en una solución acuosa de cloruro a alta temperatura. Aún más, Mn es un elemento que forma austenita. Por lo tanto, cuando acero contiene Ni y Cu que son elementos que forman austenita, un contenido de Mn en exceso llevará a un incremento de austenita retenida, de esta manera reduciendo el limite elástico (limite de deformación elástica) . Por lo tanto, el contenido de Mn es 0.01 a 1.0%. El limite inferior del contenido de Mn de preferencia es 0.03%, más preferiblemente 0.05%, y aún más preferible 0.07%. El limite superior del contenido de Mn de preferencia es 0.5%, más preferiblemente menor a 0.2%, y aún más preferente 0.14%.
P: no mayor a 0.05%
Fósforo (P) es una impureza. P deteriora resistencia a agrietamiento por corrosión con tensión de sulfuro (resistencia SSC) y la resistencia SCC en un ambiente de solución acuosa de cloruro a alta temperatura
del acero. Por lo tanto, el contenido de P de preferencia es lo más bajo posible. El contenido de P no es mayor a 0.05%. De preferencia el contenido de P es menor a 0.05%, más preferentemente no mayor a 0.025%, y aún más preferente no mayor a 0.015%.
S: menos que 0.002%
Azufre (S) es una impureza. S deteriora la trabaj abilidad en caliente del acero. La microestructura metálica de un acero inoxidable de la presente invención se vuelve una microestructura de dos fases incluyendo una fase ferrita y una fase austenita durante trabajo en caliente. S deteriora la trabaj abilidad en caliente de esta microestructura en dos fases. Además, S se combina con Mn etc., para formar inclusiones. Las inclusiones formadas actúan como un punto de partida de picaduras y SCC, de esta manera deteriorando la resistencia a corrosión del acero. Por lo tanto, el contenido de S de preferencia es tan bajo como sea posible. El contenido de S es menor a 0.002%. De preferencia, el contenido de S no es mayor a 0.0015%, y más preferiblemente no mayor a 0.001%.
Cr: 16 a 18%
Cromo (Cr) mejora la resistencia a SCC en un ambiente de solución acuosa de cloruro a alta temperatura. Sin embargo, ya que Cr es un elemento formador de ferrita, un contenido de Cr excesivo llevará a un aumento excesivo
en la cantidad de ferrita en el acero, de esta manera deteriorando el limite elástico del acero. Por lo tanto, el contenido de Cr es 16 a 18%. El limite inferior del contenido de Cr de preferencia es mayor a 16%, más preferiblemente 16.3%, y aún más preferible 16.5%. El limite superior del contenido de Cr de preferencia es menor a 18%, más preferiblemente 17.8%, y aún más preferible 17.5%.
Mo: 1.8 a 3%
Cuando la producción de fluido se detiene temporalmente en un pozo de petróleo, la temperatura del fluido en una tubería de pozo de petróleo disminuirá. En ese momento, la susceptibilidad a agrietamiento por corrosión-tensión de sulfuro de un material de alta resistencia, generalmente se incrementa. Molibdeno (Mo) mejora la susceptibilidad a agrietamiento de corrosión-tensión de sulfuro. Además, Mo mejora la resistencia a SCC del acero bajo coexistencia con Cr. Sin embargo, ya que Mo es un elemento formador de ferrita, un contenido de Mo excesivo llevará a un aumento en la cantidad de ferrita en el acero, de esta manera reduciendo la resistencia del acero. Por lo tanto, el contenido de Mo es 1.8 a 3%. El límite inferior del contenido de Mo de preferencia es mayor a 1.8%, más preferiblemente 2.0%, y aún más preferible 2.1% El límite superior del contenido de Mo de preferencia es
menor a 3%, más preferiblemente 2.7%, y todavía más preferible 2.6%.
Cu: 1.0 a 3.5%
Cobre (Cu) refuerza una fase ferrita por endurecimiento por precipitación, de esta manera aumentando la resistencia del acero. Además, Cu reduce la velocidad de disolución del acero en un ambiente de solución acuosa de cloruro a alta temperatura, de esta manera mejorando la resistencia a corrosión del acero. Sin embargo, un contenido de Cu excesivo llevará a un deterioro de la traba abilidad en caliente del acero, de esta manera deteriorando la tenacidad del acero. Por lo tanto, el contenido de Cu es 1.0 a 3.5%. El límite inferior del contenido de Cu de preferencia es mayor a 1.0%, más preferiblemente 1.5%, y aún más preferible 2.2%. El límite superior del contenido de Cu es menor a 3.5%, más preferiblemente 3.2%, y aún más preferiblemente 3.0%.
Ni: 3.0 a 5.5%
Ya que el níquel (Ni) es un elemento formador de austenita, estabiliza la austenita a alta temperatura y aumenta la cantidad de martensita a temperatura normal. Por lo tanto, Ni aumenta la resistencia del acero. Además, Ni mejora la resistencia a corrosión en un ambiente en solución acuosa de cloruro a alta temperatura. Sin embargo, un contenido de Ni en exceso tiende a dirigir un aumento de
fase ? retenida y se vuelve difícil el obtener en forma estable una alta resistencia especialmente al tiempo de producción industrial. Por lo tanto, el contenido de Ni es 3.0 a 5.5%. El límite inferior del contenido de Ni de preferencia es mayor a 3.0%, más preferiblemente 3.5%, aún más preferiblemente 4.0%, y aún más preferible 4.2%. El límite superior del contenido de Ni de preferencia es menor a 5.5%, más preferiblemente 5.2%, y aún más preferiblemente 4.9%.
Co: 0.01 a 1.0%
Cobalto (Co) mejora la templabilidad del acero, y asegura una resistencia estable y elevada especialmente al tiempo de producción industrial. Para ser más específico, Co suprime austenita retenida, de esta manera suprimiendo la variación de resistencia. Sin embargo, un contenido excesivo de Co llevará a un deterioro en la tenacidad del acero. Por lo tanto, el contenido de Co es 0.01 a 1.0%. El límite inferior del contenido de Co de preferencia es mayor a 0.01%, más preferiblemente 0.02%, aún más preferible 0.1%, y aún más preferiblemente 0.25%. El límite superior del contenido de Co de preferencia es menor a 1.0%, más preferiblemente 0.95%, y aún más preferible 0.75%.
Al: 0.001 a 0.1%
El aluminio (Al) desoxida el acero. Sin embargo, un contenido excesivo de Al llevará a un aumento en la
cantidad de ferrita en el acero, de esta manera deteriorando la resistencia del acero. Además, una gran cantidad de inclusiones basadas en alúmina se producen en el acero, de esta manera deteriorando la tenacidad del acero. Por lo tanto, el contenido de Al es 0.001 a 0.1%. El limite inferior del contenido de Al de preferencia es mayor a 0.001%, y más preferiblemente 0.01%. El limite superior del contenido de Al de preferencia es menor a 0.1%, y más preferiblemente 0.06%.
Como se emplea aquí, el término "contenido de Al" significa el contenido de Al soluble en ácido (Al sol.).
O (Oxigeno) : no mayor a 0.05%
El oxigeno (O) deteriora la tenacidad y resistencia a corrosión del acero. Por lo tanto, el contenido de O de preferencia es menor. El contenido de O no es mayor a 0.05%. De preferencia, el contenido de O es menor a 0.05%, más preferiblemente no mayor a 0.01%, y aún más preferible no mayor a 0.005%.
N: no mayor a 0.05%
El nitrógeno (N) aumenta la resistencia del acero. Además, es N estabiliza austenita, de esta manera mejorando la resistencia a picaduras. Cuando incluso una pequeña cantidad de N está contenida, los efectos anteriormente descritos pueden obtenerse en cierta medida. Por otra parte, un contenido excesivo de N llevará a una producción de una
gran cantidad de nitruros en el acero, de esta manera deteriorando la tenacidad del acero. Además, la austenita se vuelve más probable que sea retenida, de esta manera reduciendo la resistencia del acero. Por lo tanto, el contenido de N no es mayor a 0.05%. El limite inferior del contenido de N de preferencia es 0.002%, y más preferiblemente 0.005%. El limite superior del contenido de N de preferencia es 0.03%, más preferiblemente 0.02%, aún más preferible 0.015%, y aún más preferiblemente 0.010%.
El balance de la composición química de un acero inoxidable para pozos de petróleo está constituido por impurezas. El término "una impureza" como se emplea aquí se refiere a un elemento que se mezcla de menas y fragmentos que se emplean como material de partida del acero, o los ambientes en el proceso de fabricación, etc.
[Respecto a elementos selectivos]
Un acero inoxidable para pozos de petróleo puede además contener en lugar de algo de Fe, uno o más tipos de elementos seleccionados del grupo que consiste de V: no más de 0.3%, Ti: no más que 0.3%, Nb: no más que 0.3%, y Zr: no más que 0.3%.
V: no más que 0.3%,
Nb: no más que 0.3%,
Ti: no más que 0.3%, y
Zr: no más que 0.3%.
Vanadio (V) , niobio (Nb) , titanio (Ti) , y circonio (Zr) todos son elementos selectivos. Cualquiera de estos elementos forma carburo y aumenta la resistencia y tenacidad del acero. Además, estos elementos inmovilizan C y de esta manera suprimen carburo de Cr que se ha producido. Por esa razón, la resistencia a picadura del acero se mejora y la susceptibilidad SCC se reduce. Cuando estos elementos están contenidos incluso en una pequeña cantidad, los efectos anteriormente descritos se obtienen en cierta medida. Por otra parte, cuando los contenidos de estos elementos son excesivamente grandes, los carburos se engruesan y de esta manera la tenacidad y la resistencia a corrosión del acero se deterioran. Por lo tanto, el contenido de V, el contenido de Nb, el contenido de Ti, y el contenido de Zr no son mayores a 0.3%, respectivamente. Los limites inferiores de V, Nb, Ti, y Zr de preferencia son 0.005%, respectivamente. Los limites superiores de V, Nb, Ti, y Zr de preferencia son menores a 0.3%, respectivamente .
Un acero inoxidable para pozos de petróleo puede contener en lugar de algo de Fe, uno o más tipos de elementos seleccionados del grupo que consiste de W: no más que 1.0% y metal de tierra rara (REM) : no más que 0.3%.
W: no mayor a 1.0%
REM: no mayor a 0.3%
Tungsteno (W) y metal de tierra rara (REM) ambos son elementos selectivos. Aquí, el término "REM" se refiere a uno o más tipos de elementos seleccionados del grupo que consiste de itrio (Y) de número atómico 39, lantano (La) de número atómico 57 a lutecio (Lu) de número atómico 71 que son elementos lantanoides y actinio (Ac) de número atómico 89 a laurencio (Lr) de número atómico 103, que son elementos actinoides.
W y REM ambos mejoran la resistencia a SCC en un ambiente de alta temperatura. Cuando estos elementos están contenidos incluso en una pequeña cantidad, el efecto anteriormente descrito se logrará en cierta medida. Por otra parte, cuando los contenidos de estos elementos son excesivamente grandes, sus efectos se saturarán. Por lo tanto, el contenido de W no es mayor a 1.0% y el contenido de REM no es mayor a 0.3%. Cuando REM incluye una pluralidad de elementos seleccionados del grupo durante descrito, el contenido de REM significa un contenido total de estos elementos. El limite inferior del contenido de W de preferencia es 0.01%. El limite inferior del contenido de REM de preferencia es 0.001%.
Un acero inoxidable para pozos de petróleo puede contener en lugar de algo de Fe, uno o más tipos de elementos seleccionados del grupo que consiste de Ca: no mayor a 0.01% y B: no mayor a 0.01%.
Ca : no mayor a 0.01%
B : no mayor a 0.01%
Calcio (Ca) y boro (B) ambos son elementos selectivos. Un acero inoxidable para pozos de petróleo durante trabajo en caliente tiene una microestructura de dos fases de ferrita y austenita. Por esta razón, fallas y defectos pueden producirse en el acero inoxidable debido a trabajo en caliente. Ca y B suprimen fallas y defectos que se produzcan durante trabajo en caliente. Cuando estos elementos están contenidos incluso en una pequeña cantidad, el efecto anteriormente descrito se obtendrá en cierta medida .
Por otra parte, un contenido de Ca excesivo llevara a un aumento de inclusiones en acero, de esta manera deteriorando la tenacidad y resistencia a corrosión del acero. Además, un contenido de B excesivo llevará a precipitación de carbo-boruro en fronteras de grano de esta manera deteriorando la tenacidad del acero. Por lo tanto, el contenido de Ca y el contenido de B ambos no son mayores a 0.01%.
Los limites inferiores del contenido de Ca y contenido de B ambos de preferencia son 0.0002%. En este caso, el efecto anteriormente descrito será obtenido en forma notable. Los limites superiores del contenido de Ca y contenido de B ambos de preferencia son menores a 0.01%, y
ambos son más preferiblemente 0.005%.
[Respecto a las Fórmulas (1) y (2)]
La composición química del acero inoxidable para pozos de petróleo además satisface las Fórmulas (1) y (2):
Cr + 4Ni + 3Mo + 2Cu > 44 (1)
Cr + 3Ni + 4Mo + 2Cu/3 < 46 (2)
en donde cada símbolo de elemento en las Fórmulas
(1) y (2) está sustituido por el contenido (%) de un elemento correspondiente.
[Respecto a la Fórmula (1)]
Se hace definición como Fl = Cr + 4Ni + 3Mo + 2Cu. A medida que Fl aumenta, la resistencia a SCC en un ambiente de pozo de petróleo de alta temperatura se mejorará. Cuando el valor de Fl no es menor a 44, una excelente resistencia a SCC se obtendrá en un ambiente de pozo de petróleo de alta temperatura de 150°C a 200°C. El valor de Fl de preferencia no es menor a 45, y más preferiblemente no menor a 48. Una resistencia SCC suficiente a temperatura ambiente también se asegura si el valor de Fl no es menor a 44.
El límite superior del valor de Fl no será particularmente limitado. Sin embargo, cuando el valor de Fl excede 52, se vuelve difícil el satisfacer la Fórmula
(2) , y de esta manera la estabilidad del límite elástico se deteriora.
[Respecto a la Fórmula (2)]
Se hace una definición como F2 = Cr + 3Ni + 4Mo + 2Cu/3. En el tubo de acero inoxidable para pozos de petróleo de la presente invención, el Co anteriormente descrito está contenido y el valor de F2 se hace no mayor a 46 para asegurar en forma estable la resistencia. Cuando el valor de F2 excede 46, una austenita retenida se genera en forma excesiva y se vuelve difícil asegurar en forma estable el límite elástico.
El valor de F2 de preferencia no es mayor a 44, más preferiblemente no mayor a 43, y aún más preferente no mayor a 42. El límite inferior del valor de F2 no se limita en particular. Sin embargo, cuando el valor de F2 no es mayor a 36, habrá un caso en el que el valor de Fl probablemente no se vuelva menor a 44.
[Relación entre C y N]
La composición química de un acero inoxidable para pozos de petróleo de preferencia satisface la Fórmula (3) :
2.7C + N < 0.060 (3)
en donde C y N en la Fórmula (3) se sustituyen por el contenido de C (%) y el contenido de N (%), respectivamente .
Se hace una definición como F3 = 2.7C + N. Cuando el valor de F3 no es mayor a 0.060, una austenita
retenida además se suprime su producción. Por lo tanto, combinado con el efecto de la Fórmula (2), es posible asegurar la resistencia en forma más estable. El valor de F3 más preferiblemente no es mayor a 0.050, y más preferiblemente no mayor a 0.045.
[Microestructura de metal]
La microestructura de metal de un acero inoxidable para pozos de petróleo de preferencia contiene por proporción en volumen, menos que 10 a 60% de una fase ferrita, no mayor a 10% de una fase austenita retenida y una fase martensita.
Fase ferrita: no menor a 10% y menor que 60% por proporción en volumen
El acero inoxidable para pozos de petróleo de la presente invención tiene grandes contenidos de Cr y Mo que son elementos formadores de ferrita. Por otra parte, aunque Ni está contenido en el punto de vista de estabilizar austenita a alta temperatura y asegurar martensita a temperatura normal, el contenido de Ni que es un elemento formador de austenita se suprime a un nivel en el cual la cantidad de austenita retenida no es excesivo. Por lo tanto, el acero inoxidable de la presente invención no será una microestructura de fase sencilla de martensita a temperatura normal y será una microestructura mixta incluyendo cuando menos una fase martensita y una fase
ferrita a temperatura normal. Mientras que la fase martensita en la microestructura de metal contribuye a un aumento en resistencia, una proporción en volumen excesiva de fase ferrita deteriorará la resistencia del acero. Por lo tanto, la proporción en volumen de la fase ferrita de preferencia no es menor a 10% y menos que 60%. El límite inferior de la proporción en volumen de la fase ferrita de preferencia es mayor a 10%, más preferiblemente 12%, y aún más preferiblemente 14%. El límite superior de la proporción en volumen de la fase ferrita de preferencia es 48%, más preferiblemente 45%, y aún más preferiblemente 40%.
La proporción en volumen de fase ferrita se determina por el siguiente método. Se toma una muestra de una ubicación arbitraria de un acero inoxidable. En la muestra tomada, una superficie de muestra que corresponde a una sección transversal del acero inoxidable se tritura. Después de triturar, la superficie de la muestra triturada se mordenta al utilizar una solución mixta de agua regia y glicerina. La fracción de área de la fase ferrita en la superficie mordentada se mide por un método de conteo de puntos que cumple con JIS G0555 al utilizar un microscopio óptico (amplificaciones de observación de 100). La fracción de área medida se define como la proporción en volumen de la fase ferrita.
Fase austenita retenida: no mayor a 10% en
proporción en volumen
Una pequeña cantidad de austenita retenida no provocará un declive notable en resistencia, y mejorará notablemente la tenacidad del acero. Sin embargo, una proporción en volumen excesiva de austenita retenida llevará a un declive notable en la resistencia del acero. Por lo tanto, la proporción en volumen de fase austenita retenida no es mayor a 10%. Desde el punto de vista de asegurar resistencia, una proporción en volumen más preferible de fase austenita retenida no es mayor a 8%.
Cuando la proporción en volumen de fase austenita retenida no es menor a 0.5%, el efecto anteriormente descrito de mejorar la tenacidad se obtendrá efectivamente. Sin embargo, incluso si la proporción en volumen de la fase austenita retenida es menor a 0.5%, el efecto anteriormente descrito se obtendrá en cierta medida.
La proporción en volumen de fase austenita retenida se determina por un método de difracción de rayos X. Para ser específicos, se toma una muestra de una ubicación arbitraria de un acero inoxidable. El tamaño de la muestra es 15 mm x 15 mm x 2 mm. Intensidades de rayos X respectivas de los planos (200) y (211) de la fase ferrita (fase a), y los planos (200), (220), y (311) de la fase austenita retenida (fase ?) se miden al utilizar una muestra. Después, la intensidad integrada de cada plano se
calcula. Después del cálculo, una proporción en volumen de la fase austenita retenida Vy(%) se calcula por cada una de las combinaciones (un total de 6 combinaciones) de cada plano de la fase a y cada plano de la fase ? al utilizar la Fórmula (1). Después, un valor promedio de las proporciones en volumen Vy de 6 combinaciones, se define como la proporción en volumen (%) de austenita retenida.
Vy = 100/(1 + (?a x Ry) / (?? x Ra) ) (1) En donde "la" es la intensidad integrada de la fase a. "Ra" es un valor de cálculo teórico cristalográfico de la fase a. "Iy" es la intensidad integrada de la fase y. T"Ry" es un valor de cálculo teórico cristalográfico de la fase y.
Fase martensita: Balance
En la microestructura de metal de un acero inoxidable de la presente invención, las porciones diferentes a la fase ferrita anteriormente descrita y la fase austenita retenida son predominantemente una fase martensita templada. Para ser más específicos, la microestructura de metal del acero inoxidable de la presente invención, de preferencia no contiene menos que 40% en proporción en volumen de una fase martensita. El límite inferior de la proporción en volumen de martensita es más preferiblemente 48%, y aún más preferiblemente 52%. La proporción en volumen de fase martensita se determina al
sustraer la proporción en volumen de fase ferrita y fase austenita retenida, que se determinan por el método anteriormente descrito a partir de 100%.
La microestructura de metal de un acero inoxidable para pozos de petróleo puede contener precipitados y/o inclusiones tales como carburos, nitruros, boruros y una fase Cu además de una fase ferrita, una fase austenita retenida y una fase martensita.
[Método de fabricación]
Un método para fabricar una tubería de acero sin soldadura se describirá como un ejemplo de un método para fabricar un acero inoxidable para pozos de petróleo.
Un material de partida que tiene la composición química anteriormente descrita, se prepara. El material de partida puede ser una pieza vaciada fabricada por un método de vaciado continuo (incluyendo CC redondo) . Aún más, puede ser un tocho fabricado por trabajo en caliente de un lingote fabricado por un proceso de elaboración de lingotes. También puede ser un tocho fabricado a partir de la pieza vaciada .
El material de partida preparado se carga en un horno de recalentamiento u horno de foso a calentar. A continuación, el material de partida calentado se somete a trabajo en caliente para fabricar una carcasa hueca. Por ejemplo, un proceso Mannesmann se realiza como trabajo en
caliente. Para ser específicos, el; material de partida se corta-lamina por una máquina cortadora para formarse en una carcasa hueca. A continuación, la carcasa hueca se lamina adicionalmente, por ejemplo por un horno o laminador de mandril y un laminador calibrado. Como trabajo en caliente, puede realizarse extrusión en caliente, o puede realizarse forja en caliente.
Es preferible que la reducción de área de un material de partida mientras que la temperatura del material de partida es 850 a 1250°C, no sea menor a 50% durante el trabajo en caliente. En el intervalo de la composición química del acero de la presente invención, el realizar trabajo en caliente tal como la reducción de área del material de partida mientras que la temperatura del material de partida es 850 a 1250°C no es menor a 50% resultará en que una microestructura incluyendo una fase martensita y una fase ferrita que se estira larga (por ejemplo, aproximadamente 50 a 200 µp?) en la dirección de laminado, se forma en la porción de superficie cercana del acero. Ya que una fase ferrita es más probable que contenga Cr etc., que una martensita, contribuye efectivamente a la prevención de la propagación de SCC a alta temperatura. Hasta el momento descrito, cuando la fase ferrita se estira larga en la dirección de laminado, incluso si SCC ocurre en la superficie a alta temperatura, se vuelve más probable el
alcanzar la fase ferrita durante el curso de una propagación de la grieta. Por esta razón, la resistencia de SCC a alta temperatura se mejora.
La carcasa hueca después de trabajo en caliente se enfria a temperatura normal. El método de entrenamiento ya puede ser enfriamiento con aire o enfriamiento con agua. Ya que en un acero inoxidable de la presente invención transformación de martensita ocurrirá cuando se enfria a o menor que un punto Ms incluso mediante enfriamiento con aire, es posible obtener una microestructura mixta incluyendo martensita y ferrita. Sin embargo, cuando se intenta asegurar en forma estable una alta resistencia no menor a 758 MPa, particularmente una alta resistencia no menor a 862 MPa, es preferible que la carcasa hueca laminada en caliente se enfrie con aire, posteriormente se vuelva a calentar a no menor que un punto de transformación Ac3, y se enfria rápido al realizar enfriamiento con agua tal como un método de inmersión y un método de roció.
Aunque disminuir el valor de F2 o incrementar el contenido de Co puede hacer posible obtener una alta resistencia incluso mediante enfriamiento con aire, puede haber una falta de estabilidad en resistencia. Para obtener en forma estable una alta resistencia, el acero se enfria por enfriamiento con agua hasta que la temperatura de la superficie de la carcasa hueca se vuelve no mayor a 60°C.
Esto es, la carcasa hueca después de trabajo en caliente de preferencia se enfria con agua y una temperatura de parada de enfriamiento con agua se hace no mayor a 60°C. La temperatura de parada de enfriamiento con agua más preferiblemente no es mayor a 45°C, y aún más preferente no mayor a 30°C.
La carcasa hueca de enfriamiento rápido es templada a no más que un punto Acl de manera tal que el limite elástico se ajusta a que no sea menor a 758 MPa . Cuando la temperatura de templado excede el punto Aci, la proporción en volumen de austenita retenida se incrementa notablemente, y se deteriora la resistencia.
El acero inoxidable de alta resistencia para pozos de petróleo fabricado por los procesos anteriormente descritos tiene un limite elástico no menor a 758 MPa, y tiene una excelente resistencia a corrosión incluso en un ambiente de pozo de petróleo a alta temperatura de 200°C debido a los efectos de Cr, Mo, Ni, y Cu ahí contenidos. Ejemplos
Aceros de marcas 1 a 28 que tienen las composiciones químicas mostradas en la Tabla 1, se fundieron, y las piezas vaciadas se fabricaron por vaciado continuo.
IV) IV)
(Ji O n
labial
"ComposicioliOjjirric Xa Sen masa, el resto s crf Fe e im pu rezas)
Números marcados con "*" significan quesus valaes están fuera del intervalo déla presenteinvenoión.
Con referencia a la Tabla 1, los aceros de las marcas 1 a 20 caen en el intervalo de la presente invención. Por otra parte, las composiciones químicas de las marcas 21 a 28 estuvieron fuera del intervalo de la presente invención .
La pieza vaciada de cada marca se lamina por un laminador desbastador para fabricar un tocho redondo. El tocho redondo de cada acero tiene un diámetro de 232 mm. Después, la superficie exterior de cada tocho redondo se corta de manera tal que el diámetro del tocho redondo fue 225 mm.
Cada tocho redondo se calentó a 1150 a 1200°C en un horno de recalentamiento. Después de calentar, cada tocho redondo se laminó en caliente. Para ser específico, el tocho redondo se laminó-cortó por una máquina cortadora para fabricar una carcasa hueca. La carcasa hueca se estiró y laminó por una laminadora de mandril y además se redujo en diámetro tal que el diámetro exterior de la carcasa hueca fue 196.9 a 200 mm y el espesor de pared fue 15 a 40 mm. Todo enfriamiento de la carcasa hueca después de laminado en caliente se realizó por enfriamiento espontáneo.
Templado o enfriamiento rápido se realizó en la carcasa hueca después que se dejó que enfriara. Para ser específicos, la carcasa hueca se cargó en una superficie de tratamiento térmico para estabilización térmica a 980°C por
20 minutos. La carcasa hueca después de estabilización térmica se enfrió con agua por un método de roció para ser enfriada rápidamente. La carcasa hueca después de enfriamiento rápido se estabilizó térmicamente a una temperatura de templado de 550°C por 30 minutos para templar.
A través de los procesos anteriormente descritos, una pluralidad de tubos de acero sin soldadura de múltiples tamaños se fabricaron en cada marca.
Los tubos de acero sin soldadura fabricados se emplearon para realizar las siguientes pruebas de evaluación.
[Prueba de tracción]
Especímenes de barra redonda (diá. 6.35 mm x GL 25.4 mm) que cumplen con la especificación API se tomaron de una pluralidad de tubos de acero sin soldadura de cada marca. La dirección de tracción del espécimen de barra redonda se ajusta a una dirección de eje de tubo del tubo de acero sin soldadura. Al utilizar los especímenes de barra redonda preparados, pruebas de tracción se realizaron a temperatura normal (25°C) que cumple con la especificación API.
Después de la prueba de tracción, entre la pluralidad de tubos de acero sin soldadura de cada marca, el tubo de acero sin soldadura que tiene un límite de
deformación elástica máximo en cada marca (a continuación referido como un material de YS alto) , y el tubo de acero sin soldadura que tiene un limite de deformación elástica mínimo (a continuación referido como un material de bajo YS) se seleccionaron. El material de alto YS y el material de bajo YS de cada marca se emplearon para realizar la siguiente prueba de evaluación.
[Observación de microestructura de metal] Muestras para observación de microestructura se toman de sitios arbitrarios del material de alto YS y el material de bajo YS de cada marca. En una muestra tomada, una superficie de muestra de una sección transversal normal a la dirección de eje de tubo de acero sin soldadura, se trituró. Después de triturar, la superficie de la muestra triturada se mordenta al utilizar una solución mixta de agua regia y glicerina. La proporción de área de la fase ferrita en la superficie mordentada se mide por el método de conteo de puntos que cumple con JIS G0555. La proporción de área medida se define como la proporción en volumen de fase ferrita.
Además, la proporción en volumen de la fase austenita retenida se determina por el método de difracción de rayos X anteriormente descrito. Además, con base en las proporciones en volumen determinadas de fase ferrita y fase austenita retenida, la proporción en volumen de fase
martensita se determina por el método anteriormente descrito .
[Prueba de tenacidad]
Especímenes de tamaño completo (dirección L) que cumplen con ASTM E23 se toman de un material de alto YS y un material de bajo YS de cada marca. La prueba de impacto Charpy se realizó al utilizar el espécimen de tamaño completo para determinar la energía absorbida a -10°C.
[Prueba de resistencia a corrosión a alta temperatura]
Especímenes de prueba de doblado de cuatro puntos se toman de un material de alto YS y un material de bajo YS de cada marca. El espécimen tuvo una longitud de 75 mm, un ancho de 10 mm, y un espesor de 2 mm. A cada espécimen se le dio una deflexión de doblado de cuatro puntos. En esta ocasión, la cantidad de deflexión de cada espécimen se determinó cumpliendo con ASTM G39 tal que la tensión dada al espécimen es igual al límite de deformación elástica del espécimen.
Un autoclave de 200°C en donde C02 de 30 bar y H2S de 0.01 bar se sellaron bajo presión, se preparó. Cada espécimen sometido a una deflexión se almacenó en cada autoclave. Cada espécimen se sumergió en una solución acuosa que contiene NaCl al 25% en peso + 0.41g/L de CH3COONa (pH = 4.5 en sistema amortiguador CH3COONa +
CH3COOH) en cada autoclave por un mes.
Después de inmersión por 720 h, la ocurrencia o no ocurrencia de agrietamiento de corrosión por tensión (SCC) , se investigó en cada espécimen. Para ser específicos, la sección transversal de una porción de cada espécimen al cual se aplica esfuerzo de tensión, se observó por un microscopio óptico que tiene un campo visual de 100 amplificaciones para determinar la presencia o ausencia de una grieta.
Además, el peso del espécimen antes y después de la prueba se midió. Una pérdida de corrosión de cada espécimen se determinó con base en la cantidad de cambio en el peso medido. De la pérdida de corrosión, se calculó una pérdida de corrosión anual (mm/y) .
[Prueba de resistencia de SSC a temperatura normal]
Especímenes de barra redonda para NACE TM0177 MÉTODO A se tomaron de un material de alto YS y material de bajo YS de cada marca. Los tamaños del espécimen fueron 6.35 mm en diámetro y 25.4 mm en GL. Un esfuerzo de tensión se aplicó a cada espécimen en su dirección axial. En este momento, en conformidad con NACE TM0177-2005, la cantidad de deflexión de cada espécimen se determina de manera tal que el esfuerzo dado a cada espécimen fue 90% del límite de deformación elástica (medición actual) de
cada espécimen.
El baño de prueba fue una solución acuosa al 25% en peso de NaCl en donde 0.01 bar de H2S y 0.99 bar de C02 se saturaron. El pH de baño de prueba se reguló para ser 4.0 por una solución amortiguadora CH3COONa/CH3COOH que contiene 0.41 g/L de CH3COONa. La temperatura del baño de prueba fue 25°C.
Un espécimen de barra redonda se sumergió en el baño de prueba anteriormente descrito por 720 horas. Después de inmersión, se hizo una determinación de si o no ocurrió grieta (SSC) en cada espécimen por el mismo método que en la prueba de resistencia a corrosión de alta temperatura .
[Resultados de investigación]
La Tabla 2 muestra los resultados de prueba.
[Tabla 2]
TABLA 2
La columna de "material de bajo YS" en la Tabla 2 muestra resultados de prueba de evaluación utilizando el material de bajo YS de cada marca y la columna de "material de alto YS" muestra los resultados utilizando el material de alto YS . "F" (%) en la Tabla 2 muestra la proporción en volumen (%) de la fase ferrita en la microestructura de metal de una marca correspondiente, "M" muestra la proporción en volumen (%) de fase martensita y "A" muestra la proporción en volumen (%) de la fase austenita retenida respectivamente. "NF" en las columnas "SCC" y "SSC" de la columna "Resistencia a corrosión" muestra que SCC o SSC no se observan en una marca correspondiente. "F" muestra que SCC o SSC se observan en una marca correspondiente.
[Respecto a microestructura de metal y limite elástico]
Con referencia a la Tabla 2, la composición química de los tubos de acero sin soldadura de las marcas 1 a 20 estuvieron dentro del intervalo de la presente invención y satisfacen las Fórmulas (1) y (2), y las microestructuras de metal también estuvieron dentro del intervalo de la presente invención. Por esa razón, el límite elástico de cualquiera de los tubos de acero sin soldadura de cada marca no fue menor a 758 MPa (110 ksi) incluso en bajo YS, y de esta manera un límite elástico no menor a 758 mPa (110 ksi) se obtuvo en forma estable.
Además, hubo una tendencia observada que un limite elástico de un nivel de 862 MPa (125 ksi) se obtuvo incluso en materiales de bajo YS para las marcas 1, 3, 4, 11, 16, y 19 para las cuales el valor al lado izquierdo de la Fórmula (3), esto es el valor de F3 no fue mayor a 0.045 entre los tubos de acero sin soldadura de las marcas 1 a 20. Aún más, en las marcas 5, 6, 8, 10, 12, 13, y 17 en donde el valor de F3 excede 0.060, se reconoció en materiales de bajo YS que aunque un limite elástico de 758 MPa (110 ksi) se satisface, hubo una tendencia observada en que el limite elástico al mismo nivel de F2 fue algo menor en comparación con el caso en donde el valor de F3 no fue mayor a 0.0045 a un valor de F2 del mismo nivel.
Además, en los tubos de acero sin soldadura de las marcas 1 a 20, la energía de absorción a -10°C no fue menor a 150 J, exhibiendo alta tenacidad. Además, no se observó SCC en la prueba de resistencia a corrosión a alta temperatura y también no se observó SSC en la prueba de resistencia SSC a temperatura normal.
Hay que notar que la velocidad de corrosión fue menor que 0.10 mm/y en cualquiera de las marcas 1 a 28.
Por otra parte, en las marcas 21 y 22, el contenido de Co fue menor que el límite inferior del contenido de Co de la presente invención. Por esa razón, el límite de deformación elástica de material de bajo YS se
volvió menor a 758 MPa (110 ksi) , y la proporción en volumen de la fase austenita retenida excedió 10% por igual. Por lo tanto, no fue posible obtener en forma estable una resistencia no menor a 758 MPa (110 ksi) .
En la marca 23, el contenido de Co excedió el limite superior del contenido de Co de la presente invención. Por esa razón, tanto el material de alto YS como el material de bajo YS tuvo una energía de adsorción a -10°C menor que 150 J (83 J en el material de alto YS y 86 J en el material de bajo YS) , exhibiendo una baja tenacidad.
Aunque el contenido de cada elemento de la marca 24 está dentro del intervalo de la presente invención, no satisface la Fórmula (1) . Por esa razón, SSC se observó en la prueba de resistencia SSC, exhibiendo una baja resistencia SSC. Aún más, SCC se observó en la prueba de resistencia a corrosión a alta temperatura, exhibiendo una baja resistencia a corrosión de alta temperatura.
Aunque el contenido de cada elemento de las marcas 25 a 28, estuvo dentro del intervalo de la presente invención, no satisface la Fórmula (2). Por esa razón, en todos los materiales de bajo YS, la proporción en volumen de fase austenita retenida excedió 10%, y el límite elástico fue menor a 758 MPa (110 ksi) . Aunque hubo un caso en donde el límite elástico no fue menor a 758 MPa como en el material de alto YS de la marca 27, fue claro
que cuando el valor de F2 no satisface la Fórmula (2), un tubo de acero de alta resistencia no pudo fabricarse en forma estable.
Aunque hasta el momento se han descrito modalidades de la presente invención, las modalidades anteriores descritas son solamente ejemplos para llevar a cabo la presente invención. Por lo tanto, la presente invención no se limitará a las modalidades anteriormente descritas y pueden llevarse a cabo al modificar apropiadamente las modalidades anteriormente descritas dentro de un intervalo que no se aparte del espíritu de la invención .
Aplicabilidad Industrial
El acero inoxidable para pozos de petróleo de acuerdo con la presente invención puede utilizarse en pozos de petróleo y pozos de gas. Particularmente, puede emplearse en un pozo de petróleo profundo que tiene un ambiente de alta temperatura.
Claims (15)
1. Un acero inoxidable para pozos de petróleo, caracterizado porque comprende, en por ciento en masa C: no mayor a 0.05%, Si: no mayor a 1.0%, Mn: 0.01 a 1.0%, P: no mayor a 0.05%, S: menor que 0.002%, Cr: 16 a 18%, Mo: 1.8 a 3%, Cu: 1.0 a 3.5%, Ni: 3.0 a 5.5%, Co: 0.01 a 1.0%, Al: 0.001 a 0.1%, 0: no mayor a 0.05%, y N: no mayor a 0.05%, el resto son Fe e impurezas y satisfacen las Fórmulas (1) y (2) : Cr + 4Ni + 3Mo + 2Cu > 44 (1) Cr + 3Ni + 4Mo + 2Cu/3 < 46 (2) en donde cada símbolo del elemento de las Fórmulas (1) y (2) se sustituye por un contenido en por ciento en masa de un elemento correspondiente.
2. El acero inoxidable para pozos de petróleo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el acero inoxidable para pozos de petróleo contiene en lugar de algo de Fe, uno o más tipos de elementos seleccionados del grupo que consiste de V: no mayor a 0.3%, Ti: no mayor a 0.3%, Nb: no mayor a 0.3%, y Zr: no mayor a 0.3%.
3. El acero inoxidable para pozos de petróleo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el acero inoxidable para pozos de petróleo contiene en lugar de algo de Fe, uno o más tipos de elementos seleccionados del grupo que consiste de W: no mayor a 1.0%, y metales de tierras raras (REM) : no mayores a 0.3%.
4. El acero inoxidable para pozos de petróleo de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el acero inoxidable para pozos de petróleo contiene en lugar de algo de Fe, uno o más tipos de elementos seleccionados del grupo que consiste de W: no mayor a 1.0%, y metales de tierras raras (REM): no mayor a 0.3%.
5. El acero inoxidable para pozos de petróleo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el acero inoxidable para pozos de petróleo contiene en lugar de algo de Fe, uno o más tipos de elementos seleccionados del grupo que consiste de Ca : no mayor a 0.01%, y B: no mayor a 0.01%.
6. El acero inoxidable para pozos de petróleos de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el acero inoxidable para pozos de petróleo contiene en lugar de algo de Fe, uno o más tipos de elementos seleccionados del grupo que consiste de Ca: no mayor a 0.01%, y B: no mayor a 0.01%.
7. El acero inoxidable para pozos de petróleo de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque el acero inoxidable para pozos de petróleo contiene en lugar de algo de Fe, uno o más tipos de elementos seleccionados del grupo que consiste de Ca: no mayor a 0.01%, y B: no mayor a 0.01%.
8. El acero inoxidable para pozos de petróleo de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque el acero inoxidable para pozos de petróleo contiene en lugar de algo de Fe, uno o más tipos de elementos seleccionados del grupo que consiste de Ca : no mayor a 0.01%, y B: no mayor a 0.01%.
9. El acero inoxidable para pozos de petróleo de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8, caracterizado porque una microestructura de metal del acero inoxidable para pozos de petróleo, contiene en proporción en volumen no menor que 10% y menor que 60% de la fase ferrita, no mayor a 10% de fase austenita retenida y no menor que 40% de fase martensita.
10. El acero inoxidable para pozos de petróleo de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8, caracterizado porque el acero inoxidable para pozos de petróleo tiene un limite elástico no menor a 862 MPa (125 ksi) .
11. El acero inoxidable para pozos de petróleo de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque el acero inoxidable para pozos de petróleo tiene un limite elástico no menor a 862 MPa (125 ksi) .
12. Una tubería para pozos de petróleo fabricada a partir de acero inoxidable para pozos de petróleo de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8.
13. Una tubería para pozos de petróleo fabricada a partir de acero inoxidable para pozos de petróleo de acuerdo con la reivindicación 9.
14. Una tubería para pozos de petróleo fabricada a partir de acero inoxidable para pozos de petróleo de acuerdo con la reivindicación 10.
15. Una tubería para pozos de petróleo fabricada a partir de acero inoxidable para pozos de petróleo de acuerdo con la reivindicación 11.
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